Первый шаг в сторону Smart Grid

Авторы статьи раскрывают термин Smart Grid, имеющий неоднозначную трактовку, и рассказывают о том, как ведется работа по совершенствованию серии интеллектуальных приборов в рамках данной концепции.

Последние несколько лет в среде российских специалистов в области энергетики (менеджеров высшего звена, проектантов, системных интеграторов) становится все более популярным пришедший к нам с Запада термин Smart Grid. Его можно перевести как «интеллектуальные сети». 

В Европе данный термин имеет достаточно конкретное значение: это электрические сети, оснащенные в необходимой степени современными средствами телекоммуникаций, обеспечивающими двусторонние обмены в цифровом формате всех участников производства, распределения и потребления электроэнергии. 

В России в понятие Smart Grid вкладывается расширенный смысл: комплексная модернизация и инновационное развитие всех субъектов электроэнергетики (и технологических, и коммуникационных) на основе передовых технологий. Причем Smart Grid в России включает в себя не только содержание сетевого функционального оснащения, но даже отличия в архитектуре построения.

Такое расширение понятия связано прежде всего с тем, что на развитие этого направления в энергетике стали выделяться значительные средства. Данная тематика стала одним из компонентов инвестиционной программы ФСК ЕЭС на 2010–2012 годы (общий объем программы – 519 млрд руб.).

Что бы в каждом конкретном случае ни понималось под термином Smart Grid, общим и обязательным атрибутом для данного вида электрических сетей является необходимость преобразования большого количества аналоговых, по физической сути, показателей качества электрической энергии в цифровой формат. 

Если на магистральных и первичных подстанциях задача оцифровывания измеряемых параметров электроэнергии в значительной мере решена, то к оцифровыванию параметров электроэнергии на наиболее широко распространенных энергообъектах – подстанциях распределительных сетей и промышленных предприятий – приступили лишь немногие передовые энергохозяйства.

Подавляющее большинство вышеуказанных подстанций построены в 70–80-х годах прошлого века. Измерительная часть их оборудования укомплектована, преимущественно стрелочными измерительными приборами и измерительными преобразователями миллиамперной идеологии. Модернизация оснащения и перевод основной массы измеряемых параметров в цифровой формат на таких подстанциях сопряжены с заметными затратами. 

Наиболее дорогостоящим мероприятием на подстанциях распределительных сетей является оцифровывание результатов измерения параметров электроэнергии, контролируемых на щитах оперативного управления (при их наличии), и особенно в ячейках отходящих линий (из-за их многочисленности). Согласно ПУЭ, на каждой отходящей линии должен измеряться ток, то есть, как минимум, должен присутствовать амперметр. На практике на любой отходящей линии напряжением 6–10 кВ чаще всего присутствует амперметр и ваттметр, но нередко – даже 3 амперметра, 1 ваттметр и 1 варметр. 

Сегодня модернизация измерительного оснащения подстанций зачастую производится постепенной заменой каждого стрелочного прибора (или части из них) – на цифровой. Для этого не требуется слесарная доработка щитов. 

Достигаемые при этом результаты: 

1. Значительно повышается точность и объективность измерений.

2. Возможность программно задавать диапазон измерений позволяет сократить число приборов резервного фонда.

3. Измерения в области малых нагрузок.

4. Наличие в приборах интерфейса RS-485 позволяет объединять их в цифровую информационную сеть с компьютерами, контроллерами, электронными счетчиками и многофункциональными измерительными преобразователями. Это открывает возможности сбора, концентрации и трансляции данных.

5. Сокращаются затраты на обслуживание приборного парка. В среднем межповерочный интервал цифровых приборов составляет 3 года. Для обслуживания ячейки одной отходящей линии, в которой содержится от 1 до 5 цифровых приборов, потребуется 1…5 процедур поверки 1 раз в 3 года. Для обслуживания существующих аналоговых средств измерения за эти же 3 года требовалось от 3 до 15 процедур. Это влекло за собой соответствующие расходы на поверку, содержание, ремонт, дополнительный персонал, социальные выплаты.

Замена стрелочных приборов на цифровые давала и технический, и экономический эффект. До середины 2010 года такое решение не имело альтернативы.

Начиная с середины 2010 года заводом ОАО «Электроприбор» г. Чебоксары совместно с ЗАО Инженерный центр «Энергосервис» г.  Архангельск начато производство многофункциональных цифровых приборов ЩМ-120. Эти приборы позволяют вычислять до 29 параметров трехфазной электрической линии. На основе данных приборов при меньших, чем в предыдущем случае, затратах на модернизацию можно реализовать более совершенные технические решения. Для этого достаточно в ячейку каждой отходящей линии устанавливать только один многофункциональный прибор. 

Следует отметить основные преимущества этого варианта:

1. Возможность контролировать в цифровой сети любое количество параметров из 29, вычисляемых прибором.

2. Возможность установки прибора на тех отходящих линиях, где есть только одно окно в панели под амперметр.

3. Меньшие затраты на эксплуатацию: межповерочный интервал одного прибора на каждую отходящую линию 1 раз в 6 лет вместо ежегодной поверки от 1 до 5 приборов, как в предыдущем случае.

4. Возможность дублировать результаты вычислений на удаленном щите оперативного управления с помощью внешних цифровых индикаторов, не являющихся средствами измерения и не требующих периодической калибровки и поверки. 

5. Высокое быстродействие < 100 мс позволяет использовать прибор в системах телемеханики в качестве современного многофункционального преобразователя.

Затраты на реализацию такого подхода не будут превышать 15 тыс. руб. для каждой отходящей линии. По такому пути сегодня пошли многие прогрессивные энергопредприятия.

Так, на подстанциях 500/220/ 110/35 кВ ОАО «Сетевая компания» (Республика Татарстан) в качестве основного источника первичной информации используются многофункциональные электроизмерительные приборы ЩМ-120 и ЭНИП-2, для измерения технологических параметров – ЩП-120П, Щ-120, ЩУП-120 (с учетом одинакового протокола обмена данными между устройствами). Дополнительно ЩМ-120, ЭНИП-2 позволяют контролировать и передавать до 6 сигналов телесигнализации. 

В рамках концепции «умных сетей» ведется дальнейшая работа по совершенствованию серии интеллектуальных приборов. 

Уже в этом году появятся новые, более совершенные варианты ЩМ-120:

с цветным сенсорным дисплеем;

с портом Ethernet и блоком точного времени для реализации протокола МЭК 60870-5-104;

с портом USB – для удобства выполнения операций настройки;

с портом CAN – для реализации возможности телеуправления.

Научно-производственный альянс Чебоксарского завода ОАО «Электроприбор», крупнейшего в России производителя средств измерений, и ЗАО Инженерный Центр «Энергосервис», опытного разработчика и крупного системного интегратора в области автоматизации в энергетике, позволяет комплексно решать задачи как метрологических служб, так и служб телемеханики и АСУ ТП энергопредприятий. ОАО «Электроприбор» берет на себя ответственность за производство и метрологическое соответствие средств измерений, а ИЦ «Энергосервис» за их разработку и интеграцию в АСУ ТП и системы телемеханики. Преимуществом такого содружества пользуются многие энергетические системы России.

Статья опубликована в журнале «ИСУП», № 2(32)_2011

Алексеев В.Л., к.т.н., председатель совета директоров; 

Романова Е.В., к.т.н., директор по основному производству, маркетингу и продажам, 

ОАО «Электроприбор», г. Чебоксары,

тел.: (8352) 39-9918.

Камалиев Р.Н., к.т.н., начальник службы систем учета электроэнергии и метрологии,

ОАО «Сетевая компания», г. Казань,

тел.: (843) 291-8559.