Технология «Smart Power Grid»

Диагностика и надежность энергооборудования

27 =

ДИАГНОСТИКА И НАДЕЖНОСТЬ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ

УДК 681.335

Технология «Smart Power Grid»

С. И. Чичёв,

кандидат технических наук, Филиал ОАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго», г. Тамбов

Е. И. Глинкин,

доктор технических наук, Тамбовский государственный технический университет

К надёжности и качеству электроснабжения потребителей предъявляются всё более жёсткие требования. Как направление развития распределительных сетей для снижения потерь в них и повышения наблюдаемости и автоматизации можно рассматривать новые технологии контроля и управления на основе автоматизированных систем Smart и SCADA.

Ключевые слова: система, управление, контроль, технологический цикл, электрические сети, Smart Grid, SCADA.

Активное внедрение цифровой техники последнего поколения в автоматизированное управление объектами позволило разработать технологии Smart - Self-Monitoring, Analysis and Reporting Technology (от англ. «Технология самодиагностики, анализа и отчёта»), позволяющие создавать системы управления и контроля всего технологического цикла: сбор, обработка, передача информации, а также управление подстанциями в режиме реального времени.

Smart-система [1] производит наблюдение за основными характеристиками оборудования, которые можно разбить на две группы:

- параметры, отражающие процесс естественного старения оборудования;

- текущие параметры оборудования.

Следует отметить, что оборудование самостоятельно не может сообщить о своём состоянии посредством технологии Smart, для этого существуют специальные программы. Следовательно, использование технологии Smart немыслимо без внутреннего программного обеспечения (встроенного в контроллер оборудования) и внешнего программного обеспечения (встроенного в систему управления).

Программы, отображающие состояние Smart-устройств, представляют собой набор мини-подпрограмм, которые и определяют поддерживаемые оборудованием функции самодиагностики. Наиболее распространённые среди них:

- набор атрибутов, отражающих состояние отдельных параметров оборудования;

- внутренние тесты оборудования;

- журналы ошибок, общего состояния, дефектных элементов оборудования и т. п.

Сети Smart и SCADA-системы

Как в России, так и за рубежом большая часть производства электроэнергии осуществляется на крупных электростанциях (ТЭС, АЭС, ГЭС), связанных с магистральными системами электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения, которые, в свою очередь, поставляют электроэнергию в распределительные сети среднего и низкого напряжения.

Производством, передачей и распределением электроэнергии по сетям обычно управляют национальные и региональные операторы. Тем не менее, всё более широкое применение при производстве электроэнергии, особенно за рубежом, получают источники малой генерации, которые встраиваются в первоначально рассчитанную под крупные централизованные электростанции сеть, что приводит не только к изменению требований к управлению передачей электроэнергии, но и структуре самих распределительных сетей.

Свободный рынок электроэнергии и возможность использования малой генерации не только для собственных нужд крупных промышленных потребителей, но и для продажи излишек вырабатываемой электроэнергии через сети распределительных компаний требует готовности сетевого комплекса к приёму и перераспределению допол-

НеИВИИИИИ

= 28

Энергобезопасность и энергосбережение

нительных потоков мощности не только в сети 110 кВ, но и в сети 10-20-35 кВ.

Однако всё более жёсткие требования к надёжности и качеству энергоснабжения потребителей на фоне стремительного развития технологий генерации (в том числе и с использованием нетрадиционных источников) сталкиваются с растущим износом основного технологического оборудования распределительных сетей, что ограничивает возможности подключения новых потребителей и снижает эффективность контроля распределения электрической энергии. Поэтому построение распределительной сети Smart Power Grid (далее - сеть Smart) невозможно представить без технологий автоматизированного управления работой сети и дистанционного мониторинга состояния энергетического оборудования, которые позволяют эффективно и безопасно применять в распределительных сетях альтернативные источники энергии, в том числе солнечную энергию, энергию ветра и другие решения, и, по мере необходимости, поставлять эту энергию потребителю.

Наиболее эффективным методом автоматизации на данный момент является применение SCADA-систем (с англ. Supervisory Control and Data Acquisition - Диспетчерское управление и сбор данных) [2] . Термин «SCADA-система» используется для обозначения программно-аппаратного комплекса сбора данных (телемеханического комплекса).

Системы такого класса предоставляют возможность осуществлять мониторинг и диспетчерский контроль множества удалённых объектов (от 1 до 10000 пунктов контроля, иногда на расстоянии в тысячи километров друг от друга) или одного территориально распределённого объекта.

Основная задача SCADA - сбор информации об удалённых объектах, поступающей с пунктов контро-

ля, и отображение этой информации в едином диспетчерском центре [2, 3] . Кроме того, SCADA должна обеспечивать долгосрочное архивирование полученных данных. При этом диспетчер зачастую имеет возможность не только пассивно наблюдать за объектом, но и им управлять, реагируя на различные ситуации.

Работа SCADA - это непрерывный процесс сбора информации в режиме реального времени с удалённых точек (объектов) для обработки, анализа и возможного управления. Все современные SCADA-системы включают три основных структурных компонента (рис. 1).

1. Удалённый терминал, подключающийся непосредственно к контролируемому объекту и осуществляющий обработку задачи (управление) в режиме реального времени. Спектр функций терминала широк: от примитивных датчиков, осуществляющих сбор информации с объекта, до специализированных многопроцессорных вычислительных комплексов, осуществляющих обработку информации и управление в режиме жёсткого реального времени. Конкретная его реализация определяется спецификой применения. Использование устройств низкоуровневой обработки информации позволяет снизить требования к пропускной способности каналов связи с центральным диспетчерским пунктом.

2. Диспетчерский пункт управления (главный терминал или SCADA-сервер) осуществляет обработку данных и управление высокого уровня. Одна из основных функций - обеспечение человеко-машинного интерфейса (между человеком-оператором и системой). В зависимости от конкретной системы может быть реализован в самом разнообразном виде: от одиночного компьютера с дополнительными устройствами подключения к каналам связи до больших вычислительных систем и/или объединённых в локальную сеть рабочих станций и серверов.

Удаленный терминал

Контроллеры Технологическая сеть

1

АРМ оператора АРМ оператора

Сеть АСУ ТП

3

Коммуникационная система

I

Центральный SCADA-сервер

I

Локальная вычислительная сеть

Клиент 1

Клиент 2

Интернет-клиент

Прокси-сервер

Диспетчерский пункт управления

Рис. 1. Структура SCADA-системы

Диагностика и надежность энергооборудования

29 =

3. Коммуникационная система (каналы связи) между удалёнными и главным терминалом. Она необходима для передачи данных с удалённых точек на центральный интерфейс диспетчера и передачи сигналов управления обратно. В качестве коммуникационной системы можно использовать следующие каналы передачи данных: частные радиосети; аналоговые телефонные линии; цифровые сети, сотовые сети GSM (GPRS). С целью дублирования линий связи устройства могут подключаться к нескольким сетям, например, к выделенной линии и резервному радиоканалу.

При построении систем управления на базе SCADA обязательным условием является готовность оборудования к интеграции в подобную систему, нижний уровень которой - это сеть программируемых микропроцессорных контроллеров, размещённых непосредственно около силового и измерительного оборудования и ведущих процесс сбора и предварительной обработки первичной информации и выполняющих задачи местного управления оборудованием.

Применение SCADA-систем как элемента АСУ ТП подстанций в сетях 35-110 кВ позволяет перейти к автоматизации технологических процессов по преобразованию и распределению электроэнергии на энергетических объектах [4] , в том числе даёт возможность более эффективного управления распределением электрической энергии при подключении к распределительным сетям возобновляемых источников энергии.

«Умная» диагностика

Помимо автоматизированного управления процесса передачи и распределения электроэнергии важной задачей является диагностический мониторинг состояния основного силового и вторичного оборудования. Цель диагностики основных производственных фондов - на основе определения состояния электрооборудования максимально использовать фактический ресурс и предотвратить аварийный отказ оборудования.

Задачей развития средств и методов диагностики [5] является возможность проведения общего обследования оборудования собственными силами предприятий сетевых организаций, результаты которого создают целостную картину динамики изменения основных параметров оборудования, определяющих его техническое состояние и являющихся предпосылкой и обоснованием для комплексного обследования оборудования с целью определения необходимости вывода его в ремонт или замены.

Развитие методов диагностики должно осуществляться в двух направлениях [6] :

- диагностика оборудования в «полевых условиях» передвижными диагностическими лабораториями и переносными приборами с целью получения достаточного материала для анализа состояния оборудования;

- внедрение и развитие систем мониторинга технического состояния основного оборудования с пере-

дачей данных в формате «on line» на наиболее ответственных объектах электрических сетей (узловые подстанции и т. п.).

Кроме разработки методов диагностики необходима система анализа полученных в ходе измерений данных с целью определения остаточного срока службы оборудования. Создание базы данных средств диагностики и неразрушающего контроля, перечня диагностируемого оборудования и нормативной базы на ремонт оборудования с внедрением АСУ позволит перейти к обслуживанию оборудования по фактическому состоянию.

Применительно к устройствам вторичной коммутации на подстанциях 35-110 кВ построение сетей Smart должно идти по направлению внедрения стандарта МЭК 61850 и оптических измерительных трансформаторов. Создание интегрированного решения АСУ ТП с микропроцессорной защитной автоматикой на базе МЭК 61850 обеспечивает совместное использование интеллектуальных электронных устройств разных производителей или возможность замены устройства, поставляемого одним изготовителем, на устройство, поставляемое другим изготовителем, без внесения изменений в другие элементы системы.

Основными достоинствами систем, построенных на базе протокола МЭК 61850, являются:

- применение резервируемой архитектуры коммуникаций для передачи данных;

- высокоскоростной обмен данными между устройствами в обход коммуникационных контроллеров (GOOSE-сообщения) на скоростях 100 Мб/с и выше. Гарантированное время доставки не более 8 мс;

- повышение надёжности за счёт функций встроенной диагностики терминалов и каналов связи;

- свободный обмен информацией между терминалами различных производителей;

- возможность подключать неограниченное количество устройств, используя одну систему коммуникаций (количество будет ограничиваться только пропускной способностью).

Данное решение повышает надёжность и точность системы, позволяет снизить затраты на проектирование и последующую модернизацию или замену оборудования, упрощает и ускоряет процесс внедрения.

Первыми шагами к комплексному решению внедрения в части автоматизации распределительных сетей 10-20 кВ являются:

- создание укрупнённой распределительной сети 10-20 кВ с приближением трансформаторных пунктов к потребителям для расширения возможности подключения новых потребителей малой генерации, снижения потерь и, в дальнейшем, упрощения регулирования перетоков мощности и управления оперативной схемой в зависимости от величины и характера нагрузки;

- автоматизация секционирующих пунктов с использованием реклоузеров, автоматизация ответвлений от магистральной сети 10-20 кВ с

Ш61ЮЮЖ

= 30

Энергобезопасность и энергосбережение

использованием реклоузеров и выключателей нагрузки;

- применение устройств автоматического определения мест и характера повреждения линии;

- применение плавнорегулируемых дугогасящих реакторов и других устройств с автоматическим регулированием (бустеры);

- применение устройств контроля качества электроэнергии.

При применении секционирующих аппаратов и аппаратов, коммутирующих ответвления от магистральной ВЛ, должны применяться системы, не допускающие включение линейных аппаратов на короткие замыкания. Все вновь устанавливаемые коммутационные аппараты должны иметь возможность согласования их работы между собой и передачи данных в одном формате.

Топология построения сети должна отвечать поставленным техническим требованиям и быть экономически целесообразна. В применении к существующим распределительным сетям нет такого понятия как «самозаживающая» сеть. Если есть отказ питающей линии электропередачи 0,4-20 кВ при условии, что они имеют тенденцию работать на радиальной основе (по большой части), есть неизбежный перерыв в электроснабжении. В случае использования связанной топологии сетей (кольцевые схемы) отказ одной части сети не приведёт к потере поставки электроэнергии потребителям.

Первичным направлением является реконструкция схемы распределительной сети с перспективой оснащения её устройствами мониторинга и передачи информации. Элементная база, на которой идёт построение схем защит, должна развиваться в направлении совершенствования систем дальнего резервирования.

Используя эту информацию в реальном времени от встроенных датчиков и автоматизированных средств управления, сеть Smart может автоматически определить место и характер повреждения, что позволит избежать длительных перебоев электроснабжения и смягчить последствия от отключения электроэнергии.

У распределительной сети Smart предполагается система управления, которая будет анализировать её работу, используя диспетчерские центры (например, центры управления сетей региональных сетевых компаний ЦУС РСК) [7] , которые возьмут на себя управление изменяющейся ситуацией, такой например, как отказы оборудования или отключения линий. Такая система могла бы использоваться, чтобы управлять коммутационными аппаратами, что привело бы к изменению затрат на развитие сетей и повышение их надёжности.

Примером реализации сети Smart для линий электропередачи напряжением 10-20 кВ может служить устройство IntelliRupter PulseCloser. Применение данного аппарата значительно уменьшит повреждающий эффект от включения линии на существующее короткое замыкание.

Для сетей 0,4 кВ в настоящее время разработаны и активно внедряются интеллектуальные выключатели с набором дополнительных возможностей. Такие выключатели, аккумулируя данные, представляют комплекс параметров и средств, позволяющих осуществлять контроль над всей системой электроснабжения. Например, показатели суточных колебаний потребления электроэнергии и распределения нагрузок по источникам позволяют выявить те участки системы, на которых наблюдаются наибольшие потери электроэнергии.

Столь же важная функция таких выключателей - постоянная диагностика работоспособности сети и предотвращение аварийных ситуаций. Данные, предоставляемые пользователю (протоколы событий), позволяют отслеживать повреждения линий. Тем самым повышается «прозрачность» работы, сокращается время реакции на изменения состояния, такие как перегрузка, несимметричность фаз, повышенное напряжение. Быстрое вмешательство в процесс может, например, предотвратить аварию на линии или инициировать её профилактическое обслуживание. В этом случае эффективность работы и сроки службы всех компонентов сети значительно увеличиваются.

Министерство энергетики РФ выступает за внедрение интеллектуальных сетей в России

Россия имеет большие перспективы развития интеллектуальных сетей, считает министр энергетики РФ Сергей Шматко.

«В нашей стране неплохо организована работа по возможностям внедрения Smart Grid - дальних сетей (транспорт электрической энергии на дальние расстояния) на территории Российской Федерации. В этой части у нас действует рабочая группа с Соединенными Штатами Америки, Южной Кореей. А на Санкт-Петербургском экономическом форуме проведен интересный круглый стол по этому вопросу. Это очень перспективная тема, связанная как с обеспечением надежного энергоснабжения, так и с вопросами энергоэффективности. Я уверен в том, что за интеллектуальными сетями большое будущее. У наших ученых есть интереснейшие предложения в этой области: под интеллектуальными сетями они подразумевают не только сети распределения и интерфейс, как это часто воспринимается на Западе, но и умное потребление - как это функционирует на стыке сетей и потребления. На просторах нашей страны российскими учеными предлагается распространить этот подход и на транспортировку электроэнергии на большие расстояния. Это очень грамотный подход. Мы точно будем двигаться в этом направлении».

Научно-методические проблемы и новые технологии образования

31 =

Вместе с тем следует отметить, что в настоящее время не существует официальной документации или единого стандарта на технологию сети Smart. В связи с этим производители не публикуют полные характеристики и поддерживаемые функции сети Smart в своём оборудовании. Отсутствие стандартов означает, что специалисты, выбирая оборудование для создания сети Smart, должны определить, какие элементы будут работать совместно, а

какие потребуют дополнительных усилий для интеграции.

Таким образом, для России технологию сети Smart необходимо рассматривать прежде всего как направление развития распределительных сетей для снижения потерь в них и повышения наблюдаемости и автоматизации. Только после этого можно будет говорить об эффективном внедрении распределённых источников малой генерации.

Объявление

Для зарубежных подписчиков теперь открыт прием заявок через каталог «МК-Периодика»:

www.periodicals.ru и каталог «Информнаука»: www.informnauka.com

Литература

1. Промышленный логический контроллер серии Smart. - ЗАО «РТСофт». - М., 2003. - 81 с.

2. Автоматизированная система управления энергосистемы на базе программно-технических средств SCADA/Open++/ RTU 211 разработки концерна АВВ. Издание АББ Реле. - Чебоксары, 1999. - 81 с.

3. Чичёв С. И. Реализация инфраструктуры автоматизированной системы диспетчерско-технологического управления РСК «Тамбовэнерго» // Повышение эффективности электрического хозяйства в условиях ресурсных ограничений: Труды ХХХ1Х конференции по электрификации 18-21 ноября 2009 г. - М., 2009. - Т. 1. - С. 92-100.

4. Чичёв С. И., С. П. Нестеренко. Комплекс систем управления на подстанциях предприятия электрических сетей // Электрика. - 2004. - № 11. - С. 26-29.

5. Чичёв С. И. Мониторинг и диагностика оборудования сетей региональной сетевой компании «Тамбовэнерго» // Повышение эффективности средств обработки информации на базе математического моделирования: Материалы докладов 1Х Всероссийской научно-технической конференции 27-28 апреля 2009 г. - Тамбов, 2009. - С. 461-472.

6. Чичёв С. И. Анализ состояния дел по диагностике ОАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» и современные средства и методы контроля оборудования // Электрика. - 2010. - № 5. - С. 25-30.

7. Чичёв С. И. Информационно-измерительная система центра управления электрических сетей / С. И. Чичёв, В. Ф. Калинин, Е. И. Глинкин. - М.: Машиностроение, 2009. - 176 с.

Ю