ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

В Единой энергосистеме России продолжается процесс модернизации электрических подстанций. С каждым годом становится больше системообразующих питающих центров, которые управляются дистанционно. Каждый такой проект на один шаг приближает отрасль к цифровой электроэнергетике будущего и открывает широкие перспективы для роста российской экономики.

Электроэнергетика во все времена являлась двигателем прогресса. Сегодня она также составляет прочную базу для развития других отраслей промышленности. Поэтому к ней применяется требование опережающего развития. Это требование не только касается экстенсивного роста показателей мощности и пропускной способности электросетевого комплекса, но и проявляется в необходимости внедрения инновационных технологий.

За годы своего существования отечественная электроэнергетика прошла огромный путь: от небольших примитивных энергогенерирующих утройств до огромных цифровых питающих центров. Сегодня многие процессы управления энергосистемами полностью автоматизированы и интеллектуализированы. Они полноценно вписываются в концепцию цифровой энергетики, характерным признаком которой является создание новых бизнес-моделей, объединяющих физический и цифровой миры.

В качестве примера можно привести:

• частичную оснащенность станционного и подстанционного оборудования микропроцессорными устройствами релейной защиты, которые позволяют осуществлять их компьютеризированную настройку и отслеживать рабочие процессы в удаленном режиме;
• активное использование средств системной, режимной и противоаварийной автоматики, включая централизованные системы противоаварийного управления. Эти устройства в режиме реального времени мониторят состояние энергосистемы и оперативно фиксируют возникновение аварийных ситуаций;
• множество технологических процессов, оборудованных системами телеуправления и телемеханизации. Энергокомпании активно внедряют технологии онлайн-мониторинга основного оборудования. Для этого используются специальные датчики и организуется двусторонний обмен информацией;
• ввод в эксплуатацию систем прогнозирования технического состояния электрооборудования

Сегодня практически каждая крупная энергокомпания имеет в своем арсенале собственные технологические наработки, созданные в рамках концепции цифровизации электроэнергетической отрасли. Каждое из этих решений имеет ярко выраженные преимущества. Однако для создания системного эффекта отрасль нуждается в формировании прозрачного и гибкого регулирования, создании стимулов для реализации высокотехнологичных проектов и обеспечении безопасности каждого внедряемого решения.

В настоящее время ПАО «Федеральная сетевая компания» реализует инновационную программу «Цифровая подстанция». Под этим термином понимается электрическая подстанция, созданная с применением интегрированных цифровых систем измерения, РЗУ, оптических трансформаторов тока (напряжения) и цифровых схем управления, интегрированных в коммутационную аппаратуру.

Все компоненты работают на едином стандартном протоколе обмена информацией МЭК 61850 «Сети и системы связи на подстанциях». Стандарт регламентирует форматы потоков данных, виды информации, правила описания элементов энергообъекта и содержит свод правил для организации событийного протокола передачи данных.

По данным ФСК ЕЭС, внедрение в энергосистему России цифровых подстанций позволяет вывести на качественно новый уровень управление и контроль над режимами работы энергообъектов. К числу основных преимуществ цифровых подстанций относятся:

На этапе проектирования:

• Более простой процесс разработки проекта кабельных систем связи;
• передача данных происходит без каких-либо искажений на практически неограниченное по продолжительности расстояние;
• минимизация количества единиц оборудования;
• возможность передавать данные неограниченному количеству пользователей (получателей). Распределение информации происходит с помощью сетей Ethernet. На сегодняшний день это наиболее распространенная технология организации локальных сетей. Стандарты описывают реализацию двух первых уровней модели OSI – проводные соединения и электрические сигналы (физический уровень), а также форматы блоков данных и протоколы управления доступом к сети (канальный уровень). По строго техническому определению протокол Ethernet относится к семейству протоколов стандарта IЕЕЕ 802.3. Использование этой технологии позволяет передавать данные от одного источника на любое устройство, установленное на территории электрической подстанции или за ее пределами;
• сокращение периода времени, которое расходуется на взаимоувязку отдельных подсистем. Это происходит за счет высокой степени стандартизации;
• снижение трудоемкости метрологических разделов проекта;
• возможность создавать типовые решения для объектов, отличающихся по топологической конфигурации и протяженности;
• возможность обеспечивать единство изменений, которые выполняются единым высокоточным измерительным прибором. За счет этого все пользователи получают одинаковые данные из одного источника. Измерительные приборы включаются в единую систему синхронизации тактирования;
• возможность предварительно смоделировать систему с целью определения нестыковок в разных режимах работы и других проблемных мест;
• снижение трудоемкости перепроектирования в случае исправления выявленных ошибок, а также при необходимости внесения корректировок и дополнений в проект.

На этапе проведения строительно-монтажных работ:

• Сокращение наиболее трудоемких и нетехнологичных видов монтажных и пусконаладочных работ, которые связаны с необходимостью прокладки и тестирования вторичных цепей;
• возможность более глубокого и всестороннего тестирования системы. Как правило, это обеспечивается за счет моделирования всевозможных поведенческих сценариев в цифровом виде;
• сокращение расходов, связанных с непроизводительным перемещением работников. Снижения расходной части бюджета удается достичь благодаря возможности централизованной настройки и контроля параметров работ;
• минимизация себестоимости кабельных систем. Цифровые вторичные цепи позволят выполнять мультиплексирование сигналов. Это предполагает двухстороннюю передачу с помощью одного кабеля огромного количества сигналов, поступающих от разных устройств. Достаточно, чтобы специалисты проложили к распределительным устройствам один оптический магистральный кабель вместо множества аналоговых медных цепей.

На этапе эксплуатации:

• Глобальная система диагностики охватывает как интеллектуальные устройства, так и пассивные преобразователи с их вторичными цепями. Эта особенность позволяет в сжатые сроки установить место отказа, определить его причину и даже выявить предотказное состояние;
• цифровая линия постоянно мониторится. Контроль осуществляется даже в те моменты, когда по ней не передается важная информация, что обеспечивает целостность линии;
• при монтаже цифровых линий связи используются волоконно-оптические кабели, которые обеспечивают полную защиту от электромагнитных помех в каналах передачи данных;
• цифровые подстанции просты в эксплуатации и обслуживании. Процесс перекоммутации цифровых цепей происходит намного проще, чем перекоммутирование аналоговых цепей;
• на отечественном рынке электротехники представлен широкий ассортимент цифрового оборудования, изготовленного разными производителями. Эти устройства функционально совмещаются между собой. Благодаря открытым интерфейсам они способны к взаимодействию, эффективно функционируют с другими продуктами или системами без каких-либо ограничений доступа и реализации.
• обеспечивается возможность перехода на безлюдные технологии и событийный метод обслуживания электрооборудования. Это стало возможным за счет технологических процессов, отличающихся высокой степенью наблюдаемости, что позволяет минимизировать сумму эксплуатационных затрат;
• поддержка проектных (расчетных) параметров и характеристик в ходе эксплуатации нуждается в меньших затратах;
• доработка и модернизация систем автоматизации требует меньших капиталовложений (неограниченность в количестве приемников информации), чем при реализации традиционных подходов.

На сегодняшний день в зоне операционной деятельности ПАО «ФСК ЕЭС» действует несколько сетевых объектов, в которых реализован комплекс цифровых технологий. В качестве примера можно привести:

• Переключательный пункт 500 кВ «Тобол» (Тюменская область). В июне 2019 года Федеральная сетевая компания совместно с Системным оператором единой энергосистемы России успешно завершили проект, в рамках которого был осуществлен перевод электрической подстанции на дистанционное управление. «Тобол» стал первым магистральным энергообъектом Западно-Сибирского экономического района, где реализована эта технология. В свою очередь внедрение инновационных решений позволило значительно повысить качество управления электротехническим режимом энергосистемы.

Во-первых, цифровые технологии обеспечивают кардинальное сокращение времени (вплоть до считанных минут), которое необходимо для выполнения переключений в электроустановках. Во-вторых, сведены к минимуму все риски, связанные с возможными ошибками персонала (так называемый человеческий фактор). В-третьих, за счет инноваций энергетикам удалось снизить расходы на оперативно-технологическое управление работой электроподстанции.

«Тобол» 500 кВ – это первый в Российской Федерации энергообъект сверхвысокого класса напряжения (своего рода стартап), где был реализован комплекс цифровых решений, в том числе установлены оптические трансформаторные установки тока и напряжения отечественного производства. Помимо этого, в процессе строительства смонтирована система автоматизированного управления технологическими процессами (АСУ ТП). Ее функционал поддерживает опции дистанционного контроля режимов работы электрооборудования и проведения переключений.

В части высковольтного элеткротехнического оборудования во Всероссийском Электротехническом Институте успешно завершились высоковольтные испытания инновационного изделия совместной разработки УЭТМ и АО «Профотек» – выключателя ВГТ-УЭТМ®-500 с установленным на него цифровым оптоэлектронным трансформатором тока (ТТЭО).

ТТЭО представляет собой комплектное устройство, включающее электронно-оптический блок (ЭОБ) и подключенные к нему оптоволоконные чувствительные шинные элементы, исполненные на вводах выключателя с изолированным спуском оптоволоконного кабеля. ВГТ-УЭТМ®-500 с ТТЭО фактически представляет собой «цифровой выключатель», который логично вписывается в технологию цифровой подстанции. Кроме того, данное комбинированное изделие обладает уникальным преимуществом – ввиду того, что в основе лежит серийно выпускаемое оборудование, существует возможность в максимально короткие сроки дополнительно оснащать ранее пущенные в работу выключатели ВГТ-УЭТМ®-500 комплектами модернизации, включающими в себя сами оптические трансформаторы, элементы для их подсоединения и все сопутствующие электронные блоки. Таким образом, в недалеком будущем появится возможность не только создавать новые цифровые подстанции, но и проводить «оцифровку» старых с минимальными затратами.

Первый серийный образец ВГТ-УЭТМ®-500 с цифровым оптическим трансформатором готовится к поставке для проведения опытно-промышленной эксплуатации. Аналогов, обладающих подобными качествами, нет ни у отечественных, ни у зарубежных производителей.

Успешный опыт реализации проектов по дистанционному управлению оборудованием энергообъектов позволяет перейти к определению процессов, где интеграция цифровых технологий позволит реализовать новые рыночные механизмы, повысить эффективность работы энергосистемы, сократить время устранения аварийных ситуаций, снизить эксплуатационные затраты и таким образом улучшить показатели надежности в целом.

Подобные проекты, которые хорошо «стыкуются» с идеей цифровизации уже сегодня, в электроэнергетике прорабатываются. Они есть. К примеру, помимо телеуправления работой подстанционного оборудования, отличным потенциалом для внедрения цифровых решений обладают:

• использование устройств противоаварийной автоматики и релейной защиты, оснащенных функцией самодиагностики, дистанционного управления, программирования и параметрирования;
• развитие систем анализа состояния электрооборудования с использованием данных, полученных в результате диагностики;
• повышение наблюдаемости параметров оборудования и электроэнергетического режима;
• дальнейшая интеллектуализация учета электроэнергии и надежности электроснабжения на объектах, где улучшение качества измерений будет способствовать получению экономического эффекта;

организация систем телеуправления, в которых будут задействованы элементы электросети, энергообъектов и их систем управления.