Необходимость преобразований

В последние несколько лет в среде российских специалистов в области энергетики (менеджеров верхнего звена, проектантов, системных интеграторов) становится все более популярным пришедший к нам с Запада термин smart grid. В России его переводят как «умные» сети или интеллектуальные сети.

В Европе данный термин имеет 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 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 одной из компонент инвестиционной программы ФСК ЕЭС на 2010–2012 годы (общий объем программы – 519 млрд. рублей).

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-х – 80-х годах прошлого века. 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 заметными 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 присутствуют 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. Для этого не требуется слесарная доработка щитов. При этом достигаются следующие результаты: значительно повышается точность и объективность измерений; возможность программно задавать диапазон измерений позволяет сократить количество приборов резервного фонда; доступны 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. Это открывает возможности сбора, концентрации и трансляции данных.

Сокращаются затраты на обслуживание приборного парка. В среднем межповерочный интервал цифровых приборов составляет три года. Для обслуживания ячейки одной отходящей линии, в которой содержится от одного до пяти цифровых приборов, потребуется от одной до пяти процедур поверки раз в три года. Для обслуживания существующих аналоговых средств измерения за эти же три года требовалось от трех до пятнадцати 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, и до середины 2010 года такое техническое решение альтернативы не имело.

Начиная с середины 2010 года заводом ОАО «Электроприбор» (г. Чебоксары) совместно с ЗАО Инженерный центр «Энергосервис» (г. Архангельск) начато производство многофункциональных цифровых приборов ЩМ120 (рис. 1). 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. У этого варианта следующие преимущества: во-первых, возможность контролировать в цифровой сети любое количество параметров из 29 вычисляемых прибором; во-вторых, возможность установки прибора на тех отходящих линиях, где есть только одно окно в панели под амперметр; в-третьих, 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. Кроме этого, прибор дает 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. И наконец, 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. рублей 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 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 ЩМ-120. Их отличие от предыдущих моделей: наличие цветного сенсорного дисплея, порт Ethernet и блок точного времени для реализации протокола МЭК 60870-5-104, порт USB – для удобства выполнения операций настройки, порт 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.