CC BY
88
УДК-621.317.785.6
ПЕРСПЕКТИВА РАЗВИТИЯ СИСТЕМ УЧЕТА И ЦИФРОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ В РОССИЙСКОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
С.Р. ШАГЕЕВ*, А.Н. ЗАКИРОВ**, Ф.Ф. МУЛЛИН***
*ОАО «Сетевая компания» **САИИСКУ ООО «ТатАИСЭнерго» *** Казанский государственный энергетический университет
В статье кратко изложена история развития систем учета электроэнергии. Описано состояние дел в Российской электроэнергетике. Приводятся тенденции и перспективы развития системы. Предложены альтернативные пути развития.
Ключевые слова: система учета, Smart Grid, цифровая подстанция, стандарт.
В середине XX века в Европе появились электронные счетчики электроэнергии. Они позволяли решать более сложные задачи, чем простой накопительный учет электроэнергии. Потребность в расширении функций счетчиков вытекала из необходимости вести рыночные расчеты между производителями и потребителями [1, 2].
Первые разработки электронных счетчиков выполнялись на дискретной элементной базе. Для подключения таких электронных счетчиков к централизованной системе сбора использовались импульсные выходы, через которые можно было получить только значение расхода измеряемого параметра [3]. С развитием цифровой элементной базы и появлением микропроцессоров на рынке учета электроэнергии появились более компактные и надежные цифровые счетчики. В настоящее время цифровые счетчики устанавливаются повсеместно, они легко объединяются в сеть благодаря наличию собственного цифрового интерфейса связи и, помимо значений расхода, могут передавать соответствующий ряд дополнительных параметров уже в составе АИИСКУЭ.
Неуклонный рост потребления энергоресурсов в мире определил дальнейшую эволюцию систем учета. В ближайшие 20 лет мировое потребление электроэнергии, по прогнозам, должно возрасти на 25-30 процентов. Исходящие при этом задачи находят комплексное решение в концептуальном подходе Smart Grid («Умная сеть»). В концепции Smart Grid выделяется три ключевых блока:
1) измерение и управление потреблением электроэнергии;
2) управление аварийными режимами;
3) управление сетью в целом.
Большинство проектов Smart Grid за рубежом начинается с первого блока -«умного» измерения. Указанный блок подразумевает использование в составе автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) интеллектуальных средств измерения («умных» счетчиков) и соответствующих программных комплексов управления [4].
Следует отметить, что история Smart Grid в Республике Татарстан началась еще в 1998 г, когда стартовал проект по внедрению системы АСКУЭ на базе © С.Р. Шагеев, А.Н. Закиров, Ф.Ф. Муллин Проблемы энергетики, 2012, № 5-6
специализированных коммуникационных контроллеров учета электроэнергии. Проект рассчитывался для учета электроэнергии на оптовом рынке. В 2001 г. указанная система, уже в составе полноценного программно-технического комплекса, успешно прошла метрологическую аттестацию.
В целом технология Smart Grid должна позволить минимизировать уровень потерь электроэнергии, минимизировать затраты на свое содержание, а также оптимизировать затраты потребителей на пользование электроэнергией. По данным ФСК построение сетей на основе технологии Smart Grid в России позволит уменьшить потери в электрических сетях всех классов напряжения на 25 процентов.
Основанием для реализации концепции Smart Grid в России является ряд законодательных документов на федеральном уровне, касающихся области энергосбережения и повышения энергетической эффективности российской экономики. Основным документом является федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».
В Республике Татарстан, на основании вышеуказанных законодательных документов в области энергосбережения, а также распоряжения КМ РТ от 20.04.2010 № 621-р, постановлением КМ РТ от 29.07.2010 № 604 утверждена долгосрочная целевая программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Республике Татарстан на 2010-2015 годы и на перспективу до 2020 года» [5]. Совокупный эффект от реализации данной программы предполагает снижение к 2020 г. энергоемкости валового регионального продукта (ВРП) Республики Татарстан на 40 процентов относительно уровня 2007 г. Для достижения данной цели разработан целый комплекс программных мероприятий, в частности, в рамках проекта Smart Grid особое внимание уделяется внедрению цифровых подстанций.
Идея цифровой подстанции заключается в создании систем измерения, контроля, защиты и управления нового поколения, в которых вся информация рождается, перерабатывается и управляет оборудованием в цифровом формате. Проект предусматривает, в частности, разработку и внедрение на подстанциях оптических цифровых измерительных трансформаторов и комплексов цифровой аппаратуры нового поколения [5]. Новый стандарт МЭК 61850 описывает системы связи внутри цифровой подстанции. МЭК 61850 - это набор стандартов, в который входят стандарт по одноранговой связи и связи клиент-сервер, стандарт по структуре и конфигурации подстанции, стандарт по методике испытаний, стандарт экологических требований, стандарт проекта. Полный набор стандартов имеет 10 разделов [6]. Отметим, что с точки зрения учета электроэнергии цифровая подстанция отражает тенденцию укрупнения информационно-измерительных систем в электроэнергетике, характерное практически для любой области, где присутствуют цифровые технологии.
В Республике Татарстан активно ведутся работы по освоению и внедрению цифровой подстанции. При этом речь идет о комплексном внедрении, т. е., по сути, о сооружении новой подстанции на принципиально новой элементной базе. По состоянию на 01.07.2010 г. уже установлены цифровые защиты производства ООО НПП «ЭКРА», ЗАО «РАДИУС Автоматика» и других фирм на базовых подстанциях 110-500 кВ ОАО «Сетевая компания». Реализованы мероприятия по обеспечению электромагнитной совместимости цифровых устройств релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики. В перспективе на 2011-2015 гг., в рамках проекта НИОКР «Цифровая подстанция», на одном из вновь вводимых объектов ОАО «Сетевая компания» планируется установить цифровые измерительные трансформаторы тока и напряжения и обеспечить связь с аппаратурой РЗА по протоколу МЭК 61850-9-2 [4].
Цифровая подстанция, бесспорно, превосходит традиционную по многим параметрам. Вот только некоторые из них:
• Упрощение проектирования систем связей.
• Передача данных без искажений на практически неограниченные расстояния.
• Всеобъемлющая система самодиагностики.
• Цифровая линия постоянно контролируется, даже если по ней не передается значимая информация.
• Использование волоконно-оптических кабелей обеспечивает полную защиту от электромагнитных помех в каналах передачи данных.
• Перекоммутация цифровых цепей выполняется значительно проще, чем перекоммутация аналоговых.
• Сокращение сроков ремонта из-за широкого предложения на рынке устройств различных производителей, совместимых между собой.
• Поддержка проектных параметров и характеристик в процессе эксплуатации требует меньших затрат.
• Развитие и доработка системы автоматизации требует меньших расходов, чем при традиционных подходах [7].
Однако следует отметить, что:
1. Концепция цифровой подстанции появилась сравнительно недавно, а вторая редакция стандарта МЭК 61850 появилась только в 2011 г. Очевидно, что этот стандарт будет неоднократно дорабатываться до тех пор, пока не отразит достаточную надежность технологии и программно-аппаратную совместимость соответствующего оборудования.
2. Цифровая подстанция - это комплексное решение «с нуля» вплоть до перехода на цифровые ТТ/ТН. Значит, переобучение всего персонала подстанции будет де-факто.
3. Предлагаемое комплексное решение не обладает преемственностью с функционирующим на данный момент подстанционным оборудованием. Это предполагает полный демонтаж соответствующего оборудования существующих подстанций, чтобы перейти на цифру.
Опираясь на три вышеперечисленных факта, приходится говорить об экономической целесообразности внедрения цифровых подстанций только в долгосрочной перспективе, поэтому устаревшее оборудование традиционных подстанций еще долго может продолжать функционировать. При таком положении дел целесообразнее строить цифровую подстанцию на базе функционирующих традиционных, сохраняя как можно большую преемственность.
Как было отмечено выше, с точки зрения развития цифровых технологий, концепция цифровой подстанции является результатом укрупнения информационной системы в электроэнергетике. Если двинуться в сторону еще большего укрупнения, то можно получить компромиссное решение для задач цифровой подстанции с сохранением преемственности. К примеру, если не отказываться от использования уже установленных традиционных ТТ/ТН, то экономия средств на уровне шины процесса будет значительной. В таком случае аналоговый сигнал с выхода измерительного ТТ/ТН должен будет предварительно оцифровываться специализированным преобразователем. При этом преобразователь будет располагаться в непосредственной близости с выходами измерительных ТТ/ТН. Так же, как это описано в протоколе МЭК 61850-9-2 (протокол связи на уровне шины процесса цифровой подстанции), мгновенные значения токов и напряжений с выхода преобразователя могут непрерывно передаваться на верхний уровень по каналам оптоволоконной связи. Аналогично, если
на верхнем уровне не отказываться полностью от использования уже встроенного интерфейсного ПО, существующих СУБД, то затраты на переобучение персонала также будут минимальными. Цифровые данные токов и напряжений, принятые на верхнем уровне (согласно МЭК 61850 в цифровой подстанции этот уровень называется шиной станции), могут использоваться для организации систем коммерческого учета АИИСКУЭ, а также АСУТП и РЗА на основе одной консолидированной базы данных.
Такая «промежуточная» цифровая подстанция будет уступать оригиналу только в качестве предоставляемых данных токов и напряжений, поскольку традиционные ТТ/ТН уступают цифровым ТТ/ТН по классу точности, подвержены влиянию ферромагнитного резонанса и насыщению сердечника. Но что важно в условиях Российской экономики:
• сохранится преемственность технологии,
• она будет более доступной для внедрения.
Возможность реализации подобной «промежуточной» цифровой подстанции для целей коммерческого учета в настоящее время исследуется в нашей организации.
Summary
The article briefly describes the history of electric energy metering systems development. The situation in Russian electric power industry is described. A trends and prospects for development of system are given. An alternative ways of development is suggested.
Key words: Metering system, Smart Grid, digital substation, standard.
Литература
1. Электронный ресурс: http://corumtrade.ru/pub/view/205
2. Электронный ресурс: http://elektroschetchiki.ru/statya.php
3. Электронный ресурс: http://youhouse.ru/publik/32.php
4. Фардиев И.Ш., Сафиуллин Д.Х., Забелкин Б.А., Васильев Ю.А., Меер В.М. Об инновационном проекте «Умная сеть» // Энергетика Татарстана. №3. 2010. С. 5-12.
5. Долгосрочная целевая программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Республике Татарстан на 2010-2015 годы и на перспективу до 2020 года»: утв. постановлением каб. министров Респ. Татарстан от 29 июля 2010 г. №604 // Энергетика Татарстана. №4. 2011. С. 88-102.
6. Электронный ресурс: http://asutp.dcbars.ru/iec61850.html
7. Официальный сайт ОАО «ФСК ЕЭС» [электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.fsk-ees.ru, свободный.
Поступила в редакцию 13 апреля 2012 г.
Шагеев Сиринат Расимович - инженер отдела технологического присоединения филиала ОАО «Сетевая компания» Казанские электрические сети, соискатель кафедры «Электрические станции» (ЭС) Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ). Тел.: 8 (843) 572-11-57, 8 (843) 518-88-81. E-mail: shageevsr544@mail.ru.
Закиров Айдар Наилевич - инженер САИИСКУ ООО «ТатАИСЭнерго».
Муллин Фанис Фагимович - канд. тенх. наук, преподаватель кафедры «Электрические станции» (ЭС) Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ). E-mail: mullinff@tataisenergo.ru.
