16+
Регистрация
РУСENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/epr/171/12798.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 07 (171) апрель 2011 года

Первый шаг в сторону Smart Grid

В последние годы среди российских энергетиков становится все более популярным пришедший с Запада термин Smart Grid. В России это переводится как «умные (или интеллектуальные) сети».

В Европе данный термин имеет достаточно конкретное значение: это электрические сети, в необходимой степени оснащенные современными средствами телекоммуникации, обеспечивающими двусторонние обмены в цифровом формате между всеми участниками 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. При этом понятие 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 миллиардов рублей).

Но 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 построено в 1970‑80‑х годах. Измерительная часть их оборудования укомплектована преимущественно стрелочными измерительными приборами и измерительными преобразователями миллиамперной идеологии. Модернизация измерительного оснащения и перевод основной массы измеряемых параметров в цифровой формат на таких подстанциях сопряжены с существенными затратами.

Наиболее затратным 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 три амперметра, один ваттметр и один варметр.

Сегодня модернизация измерительного оснащения подстанций зачастую производится постепенной заменой каждого стрелочного прибора (или части из них) на цифровой. Слесарной доработки щитов для этого не требуется.

Этим достигаются следующие результаты:
• значительно повышается точность и объективность измерений;
• возможность программно задавать диапазон измерений позволяет сократить число приборов резервного фонда;
• возможны измерения в области малых нагрузок;
• наличие в приборах интерфейса RS-485 позволяет объединять их в цифровую информационную сеть с компьютерами, контроллерами, электронными счетчиками и многофункциональными измерительными преобразователями, что открывает возможности сбора, концентрации и трансляции данных;
• 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 одного до пяти цифровых приборов, потребуется одна-пять процедур поверки раз в три года. Для обслуживания существующих аналоговых средств измерения за эти же три года требовалось от трех до пятнадцати процедур, что влекло за собой соответствующие расходы на поверку, содержание, ремонт, дополнительный персонал, социальные выплаты.

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

Начиная с середины 2010 года заводом ОАО «Электроприбор», Чебоксары, совместно с ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис», Архангельск, начато производство многофункциональных цифровых приборов ЩМ120. 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.

Преимущества этого варианта:
• возможность контролировать в цифровой сети любое количество параметров из 29 вычисляемых прибором;
• возможность установки прибора на тех отходящих линиях, где есть только одно окно в панели под амперметр;
• меньшие затраты на эксплуатацию: межповерочный интервал одного прибора на каждую отходящую линию один раз в шесть лет вместо ежегодной поверки от одного до пяти приборов, как в предыдущем случае;
• 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;
• высокое быстродействие – <100 мс позволяет использовать прибор в системах телемеханики в качестве современного многофункционального преобразователя.

Затраты на внедрение такого подхода не будут превышать 15 тысяч рублей для каждой отходящей линии.

По такому пути сегодня пошли многие прогрессивные энергопредприятия.

Так, на подстанциях 500/220/110/35 кВ ОАО «Сетевая компания» (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 шести сигналов телесигнализации.

В рамках концепции «умных сетей» ведется дальнейшая работа по совершенствованию серии интеллектуальных приборов.
Уже в этом году появятся новые, более совершенные варианты ЩМ120:
• 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.

Первый шаг в сторону Smart Grid
К. т. н. Владимир АЛЕКСЕЕВ, председатель совета директоров ОАО «Электроприбор»
К. т. н. Елена РОМАНОВА, директор по основному производству, маркетингу и продажам ОАО «Электроприбор»
К. т. н. Роман КАМАЛИЕВ, начальник службы систем учета электроэнергии и метрологии ОАО«Сетевая компания»

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста,авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 07 (171) апрель 2011 года:

  • Энергокомпания обратилась за помощью
    Энергокомпания обратилась за помощью

    Одна из крупнейших японских энергокомпаний ТЕРСО (Tokyo Electric Power Company, Inc.) в экстренном порядке запросила у японских банков инвестиции в размере 1,5 триллиона иен (около 18 миллиардов долларов США) на покрытие расходов, вызванных работами по устранению аварии на АЭС «Фукусима-1» и ремонтом тепловых электростанций компании. ...

  • Следствие по аварии завершено
    Следствие по аварии завершено

    Саяно-Шушенская ГЭС, крупнейшая электростанция страны, расположенная на Енисее, была остановлена ранним утром 17 августа 2009 года после разрушения машинного зала, куда хлынула вода. Сильные повреждения получили седьмой и девятый гидроагрегаты, третий, четвертый и пятый агрегаты были завалены металлоконструкциями. На восстановление СШГЭС может потребоваться 3–5 лет и 40 миллиардов рублей. Причем, как выяснилось год назад, денежные сред...

  • Граждане потребляют в два раза меньше электричества. Остальное – потери и хищения
    Граждане потребляют в два раза меньше электричества. Остальное – потери и хищения

    Неудовлетворительное состояние общедомовых электросетей – причина роста уровня внутридомового электропотребления и угроза возникновения пожаров. В прошлом году почти четверть возгораний произошло из‑за неисправности электрооборудования. ...

  • Торфяные ресурсы Cибири – нетронутые богатства под ногами
    Торфяные ресурсы Cибири – нетронутые богатства под ногами

    Торф, который еще в древности называли «возгораемой землей», покрывает 3 процента земной суши, и половина этого богатства – у нашей страны. ...

  • Владимир Путин пустил газ на Сахалин
    Владимир Путин пустил газ на Сахалин

    Премьер-министр Владимир Путин принял участие в церемонии пуска газа на газораспределительной станции «Дальнее». Кроме того, на Сахалине он обсудил перспективы развития Дальнего Востока. ...