цифровой рэс что это
«Цифровизация» обернулась «ручным вводом»
Приоритетный проект НТИ «Энерджинет» «Цифровой район электрических сетей (РЭС)», пилотно реализованный «Россетями» в Калининградской области, в текущем состоянии не пригоден для масштабирования. Таков основной вывод по итогам совещания в Минэнерго, на котором оценивались результаты проекта «Цифровой РЭС – Янтарьэнерго». Как следует из подробного разбора, одним из «достижений» стала установка «умных» счётчиков на изношенных сетях и создание системы оповещения, позволяющей лишь видеть диспетчеру точки аварий в сети в режиме реального времени. При этом значительная часть информации на территории «Цифрового РЭС», который должен был стать эталоном, передаётся по телефону и методом «ручного ввода»; анализ данных «умных» приборов (в том числе с использованием технологий BigData) невозможен, потому что данные попросту не собираются. А сокращение трудозатрат произошло за счёт формального исключения сотрудников из штатного расписания и передачи их функций на аутсорсинг. Год назад этот проект был рекомендован «Энерджинет» для внедрения не только в России, но и за рубежом. К концу 2020 года «Россети» обещали довести общее число цифровых РЭС до 38. Каждый проект обходится в сотни миллионов рублей, общий бюджет программы цифровизации госхолдинга до 2030 года составляет 1,3 трлн рублей.
Основной целью проекта «Цифрового РЭС» в Калининградской области была обкатка технологий, обеспечивающих переход к новой бизнес-модели распредсетей компании, превосходящей по эффективности конкурентов из США. Пилот должен был обеспечивать свойства сети (надёжность, качество, доступность) на уровне лучших мировых аналогов при сокращении совокупной стоимости владения на четверть от текущих показателей МРСК. Эксперимент был развёрнут на территории Мамоновского и Багратионовского РЭС «Янтарьэнерго», где проживает около 50 тыс. человек. Проект, реализованный в основном в 2016–2018 годах, состоял из трёх этапов: распределённая автоматизация воздушной сети 15 кВ, развёртывание комплексной системы энергомониторинга (установка «умных» счётчиков) и создание на её основе столь же комплексной системы управления (SCADA/DMS/OMS).
Участники совещания, состоявшегося 15 февраля в Минэнерго, решили, что представленная бизнес-модель «не в полной мере» соответствует заявленным критериям, «что не позволяет однозначно определить её как принципиально новую», следует из протокола совещания, подписанного заместителем министра Евгением Грабчаком (копия есть у «Перетока»). Прототип модели отсутствует: расчётов нет, не описаны и не выделены функции, задачи и показатели деятельности. «В связи с их отсутствием после завершения этапов проекта не проводится сбор и анализ данных, необходимых для оценки целевых показателей, жизнеспособности прототипа и возможности масштабирования модели», указано в официальном протоколе. Более того, по итогам реализации проекта «самостоятельный продукт» не продемонстрирован – одна из ключевых функций РЭС (оперативно-технологическое управление) выведена на уровне другой структурной единицы и осуществляется в интересах РЭС на принципах аутсорсинга».
Внедрённые автоматизированные системы являются зрелыми системами монолитного исполнения, давно используемыми в электроэнергетики и созданными на традиционных архитектурных решениях, которые не обладают свойствами для перехода на цифровой уклад, отмечается в документе. «По сути, речь идёт о цифровизации 80-го года, а не уровня», – иронизирует один из собеседников «Перетока», знакомых с итогами совещания.
Как это выглядит на практике, видно из дальнейшего поэтапного разбора проекта. Автоматизация воздушной сети в основном сводилась к установке реклоузеров (устройство автоматического управления и защиты воздушных ЛЭП на основе вакуумных выключателей под управлением микропроцессора), что не является инновацией – опыт их использования уже есть в других регионах. При этом автоматизация морально устаревших и изношенных сетей без проведения комплексной реконструкции не позволяет снизить аварийность, а лишь позволяет сократить количество потребителей, отключаемых при аварии. Управление самими реклоузерами не автоматизировано: дежурный персонал может лишь отдавать одиночные команды дистанционного управления. Об эталонных системах, позволяющих автоматически переконфигурировать сеть, например при авариях, речи не идёт: такие системы, как и системы автоматической настройки РЗА под текущую конфигурацию сети, даже не разрабатывались. В пилотном проекте реклоузеры функционируют как отдельные элементы сети и не являются интеллектуальными устройствами, не выработано никаких рекомендаций по их оптимальной расстановке внутри сети и т. д., указано в протоколе совещания.
Не всё в порядке и с развёртыванием комплексной системы энергомониторинга. Она требует существенной доработки, так как среди прочего не интегрирована с автоматический системой технологического управления (АСТУ). При построении сети не учтено, что приборы должны соответствовать единому стандарту и замена одного элемента на продукт другого производителя не должна требовать изменений в смежных модулях. В системе отсутствует приложение для анализа данных («персонал РЭС обрабатывает данные вручную»), они не могут быть экспортированы в АСТУ; созданная конструкция не позволяет просчитывать системные показатели надёжности (SAIDI и SAIFI). Зато в ЦУС «Янтарьэнерго» помимо действующей системы интеллектуального учёта «Пирамида сети» вынуждены использовать и дублирующую «ТЕЛЕСКОП+», перспективы развития которой не понятны.
Третий этап – построение комплексной системы управления РЭС – оказался ещё менее эффективным. Задачи цифровой трансформации были утверждены указом президента (№ 204) в августе 2018 года, то есть к моменту, когда основные работы в рамках проекта уже завершались. Одна из задач – внедрение и использование интеллектуальных систем управления электросетевым хозяйством (ИСУЭХ). Такие киберфизические системы должны без взаимодействия с человеком находить оптимальное решение и самостоятельно управлять элементами сети на основе технологий искусственного интеллекта и BigData. Но в рамках пилота ИСУЭХ не внедрялась, использованные системы не позволяют модернизировать их до интеллектуальных, при этом даже они не интегрированы и работают автономно. Большинство передовых технологий не внедрены или неработоспособны, в деловых процессах не используются, указано в решениях совещания.
По результатам реализации пилота нет онтологической модели деятельности, предусмотренной проектом, указано в протоколе. Она «подменена процессно-ролевой схемой и поверхностными описаниями к ней в виде, предназначенном для восприятия человеком, но не пригодном для автоматического анализа и преобразования в различные представления (в т. ч. машиночитаемые)». Технологии цифровой трансформации использованы «разово» без дальнейшего развития с учётом полученного опыта, системный подход не применялся, констатировали участники совещания в Минэнерго.
Основных выводов сделано два, следует из протокола. Реализованный проект не является целостным, требует пересмотра положений, заложенных в концепцию проекта в 2016–2018 годах, и в текущем состоянии не пригоден для масштабирования в электросетевом комплексе как эталон, указано в первом пункте. Второй выглядит как ложка мёда в бочке дёгтя: «отдельные опробованные решения в области автоматизации, а также их опыт применения в «Янтарьэнерго» в дальнейшем могут быть учтены для развития интеллектуальных систем управления электросетевым хозяйством».
В ответ на запрос «Перетока» в Минэнерго указали, что не комментируют протоколы рабочих совещаний. Редакция ожидает ответа от «Россетей».
Ключевым сейчас, вероятно, будет вопрос о необходимости корректировки всей программы цифровизации сетей, стоимость которой до 2030 года составляет 1,3 трлн рублей. Большую часть (810 млрд) госхолдинг планировал занимать на рынке, рассказывали «Россети» в феврале 2018 года, презентуя программу. В декабре того же года она была одобрена советом директоров компании как концепция «Цифровая трансформация 2030». Реализация мероприятий не приведёт к увеличению тарифов для потребителей, заявлял холдинг. ФАС подтверждал, что намерен следить, чтобы рост тарифа на передачу энергии в ближайшие годы не превышал утверждённые 3%.
Стоимость цифрового пилота «Янтарьэнерго» составила около 290 млн рублей (по этапам – 73 млн, 140 млн и 77 млн рублей), следует из презентации калининградской компании от 2016 года. В сотни миллионов обходится каждый аналогичный проект, которые вслед за Калининградом стали разворачиваться в других регионах присутствия «Россетей». «Цифровой РЭС» в Прибайкальском районе Бурятии в 2019 году оценивался специалистами местных подразделений холдинга в 150 млн рублей, в Нижегородской области – в 400 млн рублей (оценка 2018 года). К концу 2020 года «Россети» обещали довести общее число цифровых РЭС в России до 38, интеллектуальными должны были стать все РЭС Калининградской области и 20 районов в центре России.
В конце 2019 года Rambler сообщал, что «Энерджинет» рекомендовал масштабировать проект «Цифровой РЭС – Янтарьэнерго» не только в России, но и за рубежом.
«Все технологии и принципы проекта уже получили своё масштабирование не только на территории Калининградской области, но и на территории других ДЗО группы «Россети». Так, например, сейчас активно ведётся создание «Цифровых РЭС» в Ленэнерго, Московском регионе, Сибири и в первую очередь на территории 20 регионов зоны ответственности «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье», – говорил тогда гендиректор двух последних структур «Россетей» с объединённым управлением Игорь Маковский.
Он был повышен с должности главы «Янтарьэнерго» в сентябре 2018 года, после завершения ключевых этапов пилотного проекта, и считался куратором цифровой трансформации – самой дорогой программы «Россетей». Спустя месяц он провёл красочную презентацию выездного пункта управления сетями тогдашнему главе Минэнерго Александру Новаку – мероприятие проходило в условиях штормового ветра в палатке у подножия одного из ветряков открывавшейся Ушаковской ВЭС под Калининградом. Позднее в интервью «Перетоку» г-н Маковский подробно рассказывал о преимуществах цифровой РЭС и перспективах тотальной цифровизации «Россетей» на основе технологий, «обкатанных» здесь.
Новый электросетевой комплекс России – цифровая электроэнергетическая экосистема
Сети электроснабжения в нашей стране — сложный комплекс технических и человеческих ресурсов, от надежного функционирования которого без преувеличения зависит жизнь государства [1]. Автор уже обращался к различным отдельным аспектам цифровизации электроэнергетического комплекса 2. В 2019 году ПАО «Россети» приступило к выполнению «Плана ГОЭЛРО XXI века» 4, как еще называют программу цифровизации в соответствии с «Концепцией цифровой трансформации-2030».
Стоимость программы составляет 1,3 триллиона рублей, и она предполагает такое преобразование электросетевой инфраструктуры, что в результате ПАО «Россети» получит управление активами бизнеса с использованием искусственного интеллекта и других цифровых технологий. Самая крупная электросетевая компания в мире (2,35 миллиона километров линий электропередач, 507 000 ПС суммарной трансформаторной мощностью >795 кВА) фактически превратится в электроэнергетическую экосистему, так как цифровая трансформация повлечет за собой развитие новых сервисов. Как составная часть электроэнергетической триады «генерация — транспортировка — сбыт» «Россети» превращаются в драйвер цифровизации всей экономики (рис. 1).
Рис. 1. Структура и взаимодействие компонентов в электроэнергетической триаде РФ
Но создание электроэнергетической экосистемы может споткнуться на важном техническом моменте. Для выяснения риска, который, по-видимому, выпал из поля зрения создателей «Плана ГОЭЛРО XXI века», рассмотрим основные блоки концепции:
Создание этих компонентов обеспечит, как отметил Павел Ливинский, готовность инфраструктуры к новым технологическим вызовам.
Эффекты цифровой трансформации представлены на рис. 2, её задачи и принципы на рис. 3, а порядок реализации на рис. 4.
Рис. 2. Эффекты цифровой трансформации 
Рис. 3. Задачи и принципы цифровой трансформации
Масштабности и грандиозности проекта, а также значимости его задач соответствуют производимые им эффекты. Что очень важно, проект будет и сам генерировать новые проекты. Цифровая инфраструктура холдинга «Россети» может стать основой общепромышленного интернета в нашей стране.
Рис. 4. Порядок реализации «Концепции цифровой трансформации-2030»
Существующие и перспективные технологии цифровизации, технологии «Индустрии 4.0» (рис. 5 и 6) позволят реализовать, например, такие возможные новые проекты на базе цифровой электроэнергетической сети:
И в этом грандиозном проекте общегосударственного масштаба, если внимательно проанализировать все его блоки и дорожную карту, отсутствует очень важный компонент, важность которого в электросети никем и никогда не оспаривалась. Речь идет о силовом трансформаторе, без которого в принципе невозможно существование электросети.
Рис. 5. Существующие и перспективные цифровые технологии
Цифровой РЭС — масштабируемый элемент электросетевого комплекса
Основным масштабируемым «кирпичиком» новой цифровой общегосударственной электросети является цифровой РЭС [6]. Архитектура цифрового РЭС представлена на рис. 7 [7]. Трансформатор на схеме цифрового РЭС, естественно, является одним из главных элементов.
Рис. 6. Цифровые технологии «Индустрии 4.0» 
Рис. 7. Архитектура цифрового РЭС
Влияние трансформаторного оборудования на целевые показатели стратегии цифровой трансформации электросетевого комплекса
Если соотнести влияние трансформаторного оборудования и целевых критериев стратегии цифровой трансформации электросетевого комплекса (рис. 8), то совершенно ясно, что трансформаторное оборудование прямо влияет на достижение следующих показателей:
Таким образом, для «Россетей» актуальной является задача разработки программы модернизации трансформаторной отрасли под задачи стратегии цифровой трансформации.
Рис. 8. Ключевые показатели эффективности
Для достижения стратегических целей и решения задач цифровой трансформации электросетевого комплекса необходимо в портфель проектов внести дополнительный проект в части разработки и применения интеллектуальных трансформаторов на основе разработки технологии создания цифровых двойников силовых трансформаторов.
Функции цифрового двойника силового трансформатора:
Технология создания цифровых двойников. Основные блоки
I. Разработка экспертной системы для получения информации о конструкции существующего трансформатора без его разборки в условиях отсутствия проектной документации на его изготовление
Назначение: расчет конструкции на основе электромагнитных параметров реально функционирующего трансформатора (реинжиниринг) в условиях отсутствия проектной документации в целях получения информации о конструкции трансформатора и построения его цифрового двойника, основанного на математическом описании происходящих в нем физических процессов.
Исходные данные: завод-производитель, год изготовления, габаритные размеры, паспортные данные, результаты измерений на реальном трансформаторе потерь (ХХ и КЗ), токов номинального и ХХ (желательно осциллограмм), напряжений (в том числе КЗ), температуры в различных точках бака и желательно температуры верхних слоев масла, другая доступная информация о конструкции и параметрах существующего трансформатора.
Описание: система реинжиниринга трансформатора практически не отличается от системы проектирования, используемой в реальном производстве. Главное отличие состоит в том, что данная система используется «наоборот», то есть не для целей производства, а для целей выявления особенностей конструкции трансформатора без его разборки и вывода в ремонт. Техническое задание на расчет может содержать произвольный набор исходных данных. Последовательность расчетных операций заранее не определена и может быть произвольной. При принятии проектных решений осуществляется обращение к информации экспертного характера (например, к информации об особенностях технологического цикла завода-изготовителя) и к результатам натурных испытаний трансформатора.
II. Разработка полевых моделей физических процессов с известной конструкцией
Назначение: моделирование физических процессов в трансформаторе с использованием модели магнитного, электрического и теплового полей в целях определения максимально полной информации о состоянии и функционировании устройства в различных режимах работы и оценки остаточного ресурса.
Исходные данные: проектная документация на трансформатор или результаты, полученные от экспертной системы, информация о режимах работы трансформатора, результаты измерений на реальном трансформаторе потерь (ХХ и КЗ), токов номинального режима и ХХ (желательно осциллограмм), напряжений (в том числе напряжений КЗ), температуры в различных точках бака (для масляных трансформаторов) и, желательно, температуры верхних слоев масла, другая доступная информация о конструкции и параметрах существующего трансформатора.
Описание: CAE-система, позволяющая по заданному списку исходных данных, характеризующих конструкцию трансформатора, автоматически генерировать набор конечно-элементных моделей магнитного, электрического и теплового полей в 2D-постановке, в том числе моделей с характерными деформациями, которые могут возникать в процессе транспортировки и эксплуатации и которые способны влиять на работоспособность трансформатора. Анализ картин поля после сопоставления с картинами, характерными для деформаций, позволит выявить характерные особенности трансформатора в разных режимах работы, такие как температура в разных точках устройства, в том числе температура наиболее нагретой точки (что позволит оценить остаточный ресурс изоляции), области концентрации потерь и участки, опасные с точки зрения пробоя изоляции.
Это позволит оценить остаточный ресурс трансформатора. Кроме того, это позволит рассчитать параметры существующего трансформатора (точнее, семейства нелинейных характеристик), которые могут быть использованы для построения имитационной модели, которая позволит смоделировать и исследовать работу трансформатора в произвольных режимах, в том числе аварийных или критических (например, в условиях заданной перегрузки, несимметрии нагрузки и питающего напряжения, с учетом гармонического состава питающего напряжения и влияния характера нагрузки на гармонический состав токов и т. п.).
III. Разработка уточненной быстродействующей имитационной модели
Назначение блока: создание имитационной модели трансформатора, ее обучение (построение зависимостей параметров модели от режимов работы) по результатам моделирования физических полей с калибровкой по результатам натурных измерений в целях дальнейшего исследований на предмет расчета характера протекания во времени физических процессов в различных режимах работы трансформатора (в том числе критических и аварийных) с учетом характера нагрузки и особенностей питающей сети, а также получение информации, необходимой для выявления вероятности существования внутренних повреждений трансформатора без его разборки.
Исходные данные для блока: параметры трансформатора, полученные из проектной документации, а также данные, полученные с помощью подсистем, описанных в блоке 1 и блоке 2 с корректировкой по результатам натурных измерений.
Описание блока: имитационная модель трансформатора, которая может быть внедрена в имитационные пакеты, позволяющие моделировать электрические цепи произвольной конфигурации с включенными в них устройствами, представленными их электрическими схемами замещения. Трансформатор в данных цепях будет также представлен быстродействующей электрической схемой замещения с нелинейными параметрами, рассчитанными на основе расчета полевых моделей с коррекцией по результатам натурных измерений. Сравнение результатов моделирования с результатами натурных измерений позволит судить о вероятности наличия внутренних дефектов в трансформаторе без его разборки (например, сравнение с осциллограммами токов в режиме ХХ позволит выявить деформации магнитопровода, которые могли возникнуть вследствие неправильной транспортировки трансформатора или после коротких замыканий вследствие электродинамических ударов; сравнение с осциллограммами токов в режиме КЗ позволит выявить деформации обмоток, которые могли возникнуть по тем же причинам).
IV. Разработка системы имитации работы в различных режимах
Назначение блока: достоверный расчет протекания во времени различных режимов работы оборудования (в том числе критических и аварийных) с учетом характера нагрузки и особенностей питающей сети, а также получение информации, необходимой для выявления вероятности существования внутренних повреждений трансформатора без его разборки.
Исходные данные для блока: цифровой двойник, созданный с помощью подсистемы, описанной в п. 3, а также информация о структуре и параметрах сети, в которую он включен, и о характере подключенной к нему нагрузки.
Описание блока: имитационный пакет, обеспечивающей функционирование имитационной модели трансформатора совместно с сетью, нагрузкой и прочими электротехническими устройствами, работающими от той же сети. Имитационный пакет позволяет моделировать электрические цепи произвольной конфигурации с включенными в них устройствами, представленными их электрическими схемами замещения (трансформаторы здесь представлены уточненными быстродействующими имитационными моделями, описанными в п. 3).
Имитационный пакет позволит смоделировать произвольные ситуации, которые могут возникнуть при работе трансформатора и определить характер возникающих последствий. В частности, данный пакет позволяет снимать осциллограммы изменения величин: токов, напряжений, температур и т. п. для последующего сравнения их с реальными осциллограммами, снятыми на существующем трансформаторе.
Возможны следующие направления использования описанного комплекса:
Тема технологии цифровых двойников силовых трансформаторов разрабатывается проф. д. т. н. А. И. Тихоновым (Ивановский государственный энергетический университет имени В. И. Ленина), к. т. н. А. В. Стуловым (компания «Трансформер»).
Реализация проекта технологии цифрового двойника включает следующие этапы:
На рис. 9 представлен компонентный состав цифрового двойника силового трансформатора.
Рис. 9 Компонентный состав цифрового двойника силового трансформатора
Заключение
Таким образом, для успешной реализации «Плана ГОЭЛРО XXI века» в концепции «Цифровая трансформация-2030» «Россетям» необходимо учесть развитие трансформаторной отрасли, которая является ключевой в электросетевом комплексе Российской Федерации. Проект по интеграции трансформаторной отрасли в структуру холдинга должен быть включен в качестве одного из проектов стратегии цифровой трансформации электросетевого комплекса.
Автор: кандидат технических наук, независимый эксперт Юрий Михайлович Савинцев
Создатель публикации выражает искреннюю благодарность ГК «Трансформер» за предоставленные материалы (технические и другие данные).
«Цифровой РЭС 2.0» от Алексея Чалого: pro et contra
Мнения отраслевых экспертов и практиков о проекте “Цифрового РЭС 2.0”
Недавняя публикация на канале «Internet of Energy» интервью с Алексеем Чалым (часть 1, часть 2) вызвала неожиданный даже для нас самих интерес и активность наших читателей. По статистике просмотров это интервью — самый прочитываемый из опубликованных у нас на канале материалов. Одновременно это интервью породило множество откликов в наш адрес, в частности, нас просили дополнить позицию Алексея Михайловича мнениями экспертов и практиков отрасли.
Как всякое новое видение, представление о «Цифровом РЭС 2.0» и многие другие идеи Чалого имеют свои «за» и «против», и мнения, которые мы собрали, порой кардинально расходятся. На наш взгляд, такая полярность комментариев — как раз свидетельство новизны мыслей, которые высказывал Алексей Михайлович, в чем-то их революционности. Какие из приводимых нами комментариев — pro, а какие — contra? Возможность решить это мы предоставляем вам.
Роман Бердников, член Рабочей группы EnergyNet НТИ
О новом представлении об устройстве распределительных электрических сетей
Хочется отметить, что это один из редких случаев, когда в рамках модного вопроса цифровой энергетики автор статьи рассказывает о системном подходе к системе развития и эксплуатации электросетевого комплекса. В статье концептуально отражены новые подходы к проектированию и построению электрических сетей, к работе основного оборудования и оснащению сетей современными интеллектуальными устройствами управления, а также представлена оценка взглядов и целеполаганий в системе взаимоотношений «потребитель — энергетика». Последнее особенно важно, так как система не должна развиваться ради удовлетворения собственных амбиций и интересов, а должна быть ориентирована на решение конкретных задач для потребителей или решения задач реального развития регионов. Важно, что в статье описываются принципы построения сети, в корне отличающиеся от складывающегося в настоящее время мнения о том, что для создания «цифровой сети» достаточно заменить (установить) соответствующие элементы контроля и управления на цифровые устройства и обеспечить их функционирование в автоматическом режиме.
Об ожиданиях от будущего
При всем сказанном, с интересом хочется изучить опыт применения «в железе» данных подходов, чтобы высказать уже реальное мнение, основанное не только на словах.
В то же время считаю, что в интервью не рассмотрены возможные решения, направленные на формирование внутренней мотивации менеджмента энергетических компаний к внедрению и апробации предлагаемых в статье методик, подходов и перспективных устройств. Может быть это, конечно, не совсем задача проектантов и разработчиков, но если этому не уделять достаточного внимания, то, как иногда случается, все интересные решения могут быть «похоронены» человеческим фактором.
Владимир Матисон, к.т.н., зам. технического директора по цифровизации электроэнергетики ООО НПП «ЭКРА»
О новом представлении об устройстве распределительных электрических сетей
Фактически Чалый предлагает заменить распределительные устройства подстанции на распределенное по всему электросетевому району распределительное устройство и распределённую же релейную защиту с некоторым алгоритмом. Такое решение можно рассматривать как один из вариантов для распределительных сетей среднего напряжения, хотя к нему и имеется ряд вопросов. Но для распределительных сетей высокого напряжения это решение не обеспечит необходимую системную надежность и предотвращение системных аварий. При этом необходимо учесть, что функционирование сети должно быть обеспечено не только в предусмотренных режимах, но и на всем множестве возможных режимов, причём в жёстком реальном, а не отложенном времени.
О пилотном проекте в Сакском районе
Природу обмануть невозможно — хотя сеть реконфигурируется, но количество вводимого и выводимого по проекту оборудования практически совпадают, плюс модернизируется DMS. Наш опыт по созданию математического аппарата DMS, подобного описанному в интервью, показал, что это очень нетривиальная задача, решение которой требует широкого круга компетенций. В интервью приведена лишь общая информация о задачах, решаемых в ходе пилотного проекта. Поэтому, поскольку вопрос касается не рисков частного бизнеса, а существенной реформы критической инфраструктуры страны, будет целесообразно как промежуточные, так и окончательные конкретные результаты практического опробования предложенных решений сделать предметом обсуждения широкой научно-технической общественности в рамках специализированных мероприятий (НТС, конференций, научно-технических публикаций).
Александр Волошин, к.т.н., директор Центра компетенций НТИ “Технологии транспортировки электроэнергии и распределенных интеллектуальных энергосистем”, заведующий кафедрой Кафедра релейной защиты и автоматизации энергетических систем НИУ «МЭИ»
О подходе к модернизации РЭС
Считаю, что озвученный подход, основанный на постановке и достижении определенных целей модернизации РЭС, является правильным. Сейчас во многих проектах предлагается внедрение тех или иных технологий, а вот зачем это нужно делать, и ради каких результатов это делается, часто остается без внимания. Или формулируются абстрактные преимущества «дешевле» или «надежней», но при этом методик проектной оценки этих показателей и мониторинга их достижения при реализации и в эксплуатации не предлагается. При этом брать как ориентир показатели эффективности функционирования РЭС в Штатах, на мой взгляд, не в полной мере обосновано.
Категорически не могу согласиться с тем, что подход к расчету эффективности без учета OPEX может дать адекватные результаты. В сетевых компаниях доля OPEX нередко превышает 50% годового бюджета. Изменение подходов к построению топологии вместе с применением риск-ориентированного подхода позволяет синтезировать действительно эффективные решения по построению топологии сети и оптимизировать соотношение CAPEX/OPEX.
О новой архитектуре распределительных сетей
Созданию сетей с более сложной топологией чем радиальная сейчас уделяется достаточно много внимания. Но реклоузеры — это не единственный инструмент. Хочется только отметить, что технология РЗА непрерывно развивается, и важно при утверждениях о создании чего-то нового и уникального иметь полную картину происходящего в этой области. Как насчет накопителей и ВИЭ? Справится ли в этих условиях защита?
О пилотных проектах
Все-таки интереснее узнать подробности о проекте в Калининградской области. Удалось ли сделать в этом проекте расширяемую бизнес-модель и добиться «радикального повышения надежности»? Или не удалось? Это для меня осталось непонятным.
Александр Фишов, д.т.н., директор ЦКП «Центр испытаний устройств контроля и управления режимами электроэнергетических систем», профессор НГТУ
О новой архитектуре распределительных сетей
При низком уровне автоматизации разомкнутое коммутационное состояние замкнутой структуры РЭС не позволяет в полной мере реализовать её потенциал по надёжности, т.к. изменения структуры выполняется оперативным персоналом сети, а весь «интеллект» обычных РЭС сосредоточен в автоматике на ПС и РП, а также в центрах управления сетями. Появление реклоузеров (устройств коммутации электрических сетей, не привязанных к ПС и РП), обладающих собственным «интеллектом» (автоматикой) послужило технологической основой к широкому применению замкнутой структуры сети, т.к. реклоузеры способны в полной мере реализовать потенциал замкнутой сети по надежности, т.к. обеспечивают быструю локализацию поврежденных участков сети и подачу на здоровые участки резервного питания.
Необходимо отметить, что для перехода к замкнутой структуре с использованием реклоузеров для реализации потенциала надёжности приходится существенно реконструировать существующие сети и усложнять проектируемые, т.к. необходима большая пропускная способность сетевых элементов (для передачи резервных мощностей), компенсация реактивной мощности для поддержания напряжений при вариации структуры, использовать настраиваемые системы компенсации токов замыкания на землю. Также следует учитывать, что в периферийных зонах сети использование замкнутых схем невозможно из-за низкой плотности сети.
Ну и не надо забывать, что надёжность — не абсолютная цель при электроснабжении. Многих потребителей устраивает разумная прерывистость электроснабжения с учётом особенностей электропотребления, наличия собственных резервных источников, и они не хотят доплачивать за надёжность, т.е. востребована энергия, а не бесперебойность.
О сети как платформе распределенной энергетики
Распределенная энергетика как активная распределительная сеть — сеть с распределенной малой генерацией радикально отличается от пассивной. Она представляет собой систему систем из энергосистем малых мощностей (активных энергетических ячеек), каждая из которых может быть как источником, так и потребителем энергии и услуг для внешних субъектов и объектов. В таких сетях на передний край выходят вопросы локальных балансов мощности и энергии, устойчивости параллельной работы источников, синхронизации отдельных частей, регулирования обменных перетоков мощности, напряжения, определения сечений при делениях, управление восстановлением. С учетом сказанного, говорить о представленном устройстве сетей, как инфраструктуре для распределения энергетики, преждевременно.
О рисках проекта в Сакском РЭС
Пилотный проект в районе Крыма вполне технически реализуем. Социально-экономические эффекты оценить сложно. Все зависит от реальности запроса на надёжность электроснабжения, а также от надёжности внешних поставок электроэнергии. Может существовать риск создания надёжной распределительной сети при недостаточно надёжной питающей. Остается неясным вопрос о принятых мерах по ограничению перенапряжений в сети в связи с применением вакуумных выключателей в реклоузерах. При их недостаточности возможен выход из строя трансформаторов и кабельных линий.
Александр Вакатов, зам. генерального директора по производству ООО Инженерный Центр «ЭнергоРазвитие»
О новых требованиях к распределительным сетям
Как правильно выразился Чалый, электроснабжение должно быть надежным, качественным и доступным. При современном рыночном подходе — это важно. В отличие от традиционного подхода по формированию электрических сетей, сейчас электросети должны обладать дополнительным свойством — гибкостью, адаптивностью — способностью подстраиваться под текущие режимы и характеристики сети.
Это возможно при оснащении сети интеллектуальными устройствами, позволяющими оперативно реагировать на изменения режима в электросети и перестраивать ее топологию. К этому должна быть готова и сама сеть.
О сети как платформе для распределенной энергетики
Представленная конструкция распределительной сети является вариантом по улучшению надежности традиционного построения сетевой инфраструктуры и может служить основой для новых типовых решений построения распределительных сетей, в которых будет происходить интеграция в сеть источников распределенной генерации — ветроустановок, солнечных электростанций, газотурбинных установок. Они позволят увеличить надежность электроснабжения, снизить нагрузку на действующие электроустановки и компенсировать дефицит мощности в аварийных ситуациях.
В этом случае нужно будет разрабатывать схемы выдачи мощности источников малой и распределенной генерации, а не строить линии связи между высоковольтными подстанциями.
Сергей Шумахер, ведущий эксперт журнала «Электроэнергия. Передача и распределение», заслуженный энергетик РФ
О новой архитектуре распределительных сетей
Впервые за много лет предложен принципиально новый подход к построению и функционированию распределительных сетей среднего напряжения. Не может не радовать системный подход в постановке задачи и реализации библейского принципа, что «надежное просто». Но если мы ставим во главу достижение целей в части надежности, качества и доступности, то цифровизация — это только процесс, позволяющий обеспечить достижение этих целей в какой-то одной части. Конструктив элементов сетей (кроме реклоузеров) и все вопросы для низкого напряжения пока, увы, не рассмотрены.
При этом предложенный в интервью принцип смещения вопросов автоматизации (цифровизации) с питающих центров вглубь сети среднего напряжения, создание автокластерных сетей имеет право на жизнь и очень интересен. Необходимы пилотные проекты с анализом результатов и всех фактических затрат.
О подходе к оценке эффективности модернизации сетей
Абсолютно прав Чалый, когда говорит об ущербе. Местными методиками можно обосновать, что угодно. Без утвержденной на государственном уровне методики расчета ущерба, которая принимается Регулятором, невозможно обосновать мероприятия по надежности для сетей.
Подготовлено IC ENERGYNET / Комментарии экспертов собрали и отредактировали Дмитрий Холкин и Игорь Чаусов