Если мы хотим улучшить энергосистему, сделать ее более эффективной, уменьшить стоимость строительства и обслуживания подстанций, снизить потери, увеличить надежность, то должны помнить простое правило — наибольший эффект дает изменение наивысшего уровня системы. Оно же представляет наибольшую опасность.

Что понимается под уровнем системы?

1. Наивысшим уровнем (уровень 1) является набор принципов построения сетей, таких как режимы выработки, передачи и распределения ЭЭ, режимы нейтрали, принципы резервирования, основные первичные схемы объектов, способы регулирование потерь, принципы работы РЗА и ПА в аварийных ситуациях и т.д.

Изменение этих принципов приведет к наибольшему технико-экономическому эффекту.

Например, переход от изолированной нейтрали к глухозаземленной приведет к следующим последствиям:

Положительные

— Снижение повреждаемости оборудования из-за дуговых перенапряжений

— Уменьшение времени устранения замыканий на землю и восстановления нормальной работы потребителей

— Снижение повреждаемости оборудования вследствии феррорезонанса

— Снижение стоимости первичного оборудования за счет удешевления фазной изоляции, а также за счет исключения ДГР

— Возможность подключения однофазных потребителей 6-10 кВ и, соответствено, существенное снижение потерь в сетях 0,4 кВ (см. столбовые трансформаторы для питания конечного потребителя)

— Упрощение и увеличение надежности релейной защиты

Отрицательные

— Высокие затраты на реализацию резервирования потребителей при однофазных КЗ (для получения соизмеримых показателей надежности электроснабжения по сравнение с изолированой нейтралью)

— Увеличение уровня токов замыканий на землю и, соотвественно, размеров повреждения

— Прокладка дополнительных нейтральных и защитных проводников при подключении однофазных потребителей (5 проводов против 3)

— Необходимость пересчета уставок РЗА, изменения нормативной базы и локальных инструкций

Как видно на этом уровне системы изменение одного элемента приводит к глобальным технико-экономическим переменам.

2. Второй уровень — первичное оборудование станций и подстанций, а также новые типы проводников. Здесь новшества приводят к менее глобальным изменениям в основных показателях энергосистемы.

Например, внедрение элегазовой техники привело к уменьшению землеотвода под строительство объектов,  увеличило коммутационную способность выключателей и позволило оптимальнее распологать центры питания (т.е. снизило потери в сетях). При этом оборудование стало дороже (особенно касается КРУЭ).

Такие же изменения, с точки зрения строительства подстанций в городах, дало применение высоковольтных кабелей из сшитого полиэтилена, особенно на классы напряжения 110 кВ и выше.

На этом уровне эффект от изменений тоже сильный, но менее глобальный. Например, решения с элегазом и кабелями 110 кВ слишком дороги вне городской застройки и применяются только в особых случаях. Это нивелирует эффект от их применения в масштабах энергосистемы.

3. Третий уровень — это вторичные системы. Сюда относится оборудование ПА, РЗА, АСУ-Э, АИИСКУЭ, Связь, РАС и т.д. Изменения в этих системах приводят к наименьшему эффекту потому, что влияние этого уровня на общую картину ограничено как принципами построения сети, так и возможностями первичного оборудования.

Возьмем защиты от ОЗЗ в сетях с изолированной/компенсированой нейтралью. Сколько видов этих защит за последние 50 лет было сделано? Тьма! И на электротехнике, и не микроэлектронике, и на  МП РЗА… Но ни одна из них на 100% не решает проблему. Всегда есть определенный набор условий, при котором защита не может селективно определить поврежденный фидер. Это происходит потому, что решение проблемы находится на уровне выше — изменение режима нейтрали сети. Либо, как для резистивной нейтрали, на двух уровнях выше — изменение режима нейтрали и добавление нового первичного оборудования (резистора).

Отмечу, что здесь я имею ввиду именно само вторичное оборудование, а не изменение принципов защиты и автоматики. Если бы, например, при внешнем КЗ система управление генератором не включала форсировку (чтобы обеспечить устойчивость энергосистемы), а, наоборот, отключала генератор от сети (чтобы защитить его от сверхтоков), то мы бы получили глобальные изменения.

То же самое по АСУ-Э: раньше, по каналам телемеханики, передавался общий сигнал «Аварийное отключение», а сейчас есть возможность передать еще пару сотен параметров. Это конечно изменит ситуацию (ускорит расследование аварии; поможет понять, что именно произошло), но не то, чтобы очень сильно.

А вот если мы придумаем общий алгоритм эффективного управления генерацией, передачей и распределением электроэнергии с зависимости от потерь, текущих аварийных ситуаций, ремонтных схем и связей во всей энергосистеме (уровень 1) и реализуем его при помощи системы АСУ и Связи (уровень 3), то опять получим глобальный эффект. Также для этого нам скорее всего понадобится новое первичное оборудование (уровень 2), такое как реклоузеры, установки регулирования реактивной мощности, накопители энергии и т.д.

Смысл моей пространной речи в том, что сегодня мы занимаемся в основном «железками», максимум локальным ПО, но глобальными изменения, которые можно осуществить с помощью этих «железок», остаются за кадром. Потому, что это сложно, долго и непонятно кому и как продавать.

Возьмем ту же Цифровую подстанцию на базе стандартов МЭК-61850. Новые принципы работы релейной защиты и АСУ (уровень 1) не добавляются, старые не изменяются. Из первичного оборудования (уровень 2) добавляются новые типы ТТ и ТН, доля которых в подстанции не значительна. При этом не очень понятно какие преимущества дают оптические ТТ? Меньше медных кабелей? Так вместо этого будет больше коммутаторов и они будут очень дорогие.

В основном в Цифровой подстанции меняется вторичное оборудование (уровень 3) и протоколы передачи данных. Оборудование подороже, но кабельных связей поменьше. Система посложнее, но обслуживание будет подешевле (это еще вопрос). Ну, и так далее. Если учесть, что МЭК-61850 разрабатывался для отдельновзятой подстанции, не учитывая сеть в целом, то понятно, что экономический эффект от него будет небольшим. Причем как в положительную, так и в отрицательную стороны.

Теперь давайте посмотрим на недавно реализованный проект Цифрового РЭС в Калининградской области. Подробнее можно почитать здесь. Скачайте презентацию, чтобы понимать о чем пойдет речь дальше.

Вроде в названии тоже есть слово «цифровой», но здесь есть существенные отличия.

1. Самым главным достоинством, судя по презентации, стало резкое снижение времени устранения повреждения и восстановления питания потребителей (снижение аварийности на 73,4%). За счет чего это произошло? Может за счет продвинутых протоколов передачи данных? Или за счет оптических ТТ? Или может появился супертерминал РЗА с неведомой функцией, которая решает все проблемы? Нет, конечно. Просто для Цифрового РЭС провели изменения на более высоких уровнях системы.

Для этого сеть секционировали на участки, чтобы уменьшить объем отключаемых потребителей. При этом построили недостащие линии и создали кольцевые схемы (пусть и с разрывом). Таким образом, разработчики системы изменили уровень 1. Для реализации секционирования в сети установили реклоузеры (уровень 2), которые могут локализовывать аварийный участок (действием РЗА), а потом пробовать его восстановить (сетевое АПВ). Для мониторинга и телеуправления на реклоузерах устанавливаются модули передачи данных (уровень 3).

2. Автоматизированный коммерческий учет — это хорошо, но здесь преимущества не так очевидны. Автоматизация отчетов позволит сократить численность персонала, ок. Возможно уменьшится кол-во ошибок… Может АИИСКУЭ поможет снизить незаконное потребление ЭЭ? Тоже неплохо. Но как это позволит снизить потери, да еще на 53,8%? Потери в сети определяются уровнем напряжения, сопротивлением элементов и передаваемой мощностью. Баланс электроэнергии действительно формируется автоматически, но цифровые счетчики не имеют к этому никакого отношения. Может авторы доклада имели ввид формирование отчетов?

3. Наблюдаемость за объектами выросла с 15 до 100%. Звучит очень солидно,      но абсолютно непонятно) Ну, во-первых наблюдаемость выросла на 75%, а не        на 100) Это похоже очепятка.

Во-вторых, что такое 100% наблюдаемость? Где ее критерий? Как это вообще?

В-третьих, как используется эта дополнительная информация? Это было полезно для работы сети? Или теперь у диспетчера вместо 10 понятных и емких параметров 67 непонятных? Больше не значит лучше.

В общем виде увеличение наблюдаемости за сетью полезно, но только если эта новая информация правильно обрабатывается.

А вот аннонсированная на 2018 год система поддержки принятия управленческих решений — это очень интересно. Похоже на попытку изменить алгоритмы автоматического и диспетчерского управления (уровень 1). Возможно здесь эффект будет существенный.

4. Наконец, четвертым преимуществом мы видим Цифровую подстанцию. Стоимость владения на 25% ниже… Неплохо. Жаль только авторы доклада не написали, что именно в традиционных решениях являются избыточным. Было что-то про избыточное резервирование… Надеюсь это не про деление на основной и резервный комплекты РЗА? Ну, там один шкаф на подстанцию вместо 40 терминалов… А то стоимость владения, в ходе аварии, действительно может снизится. Нет подстанции — нет стоимости владения)

Несмотря на похожие названия между Цифровой подстанцией и Цифровым РЭС большая разница. Вы можете возразить, что Цифровая подстанция на МЭК-61850  — это элемент Цифрового РЭС, но это не так.

Основные преимущества Цифровой РЭС получил вовсе не за счет МЭК-61850, а скорее вопреки ему. Я уверен, что связь между реклоузерами, интеллектуальными счетчиками, подстанциями и диспетчерскими пунктами сетей осуществоялась на стандартных протоколах (скорее всего на МЭК-60870-5-104), тот же MMS слишком «тяжелый» для таких задач. Цифровая подстанция решает в основном локальные задачи (преимущество 4), а значит эффект от нее будет невелик.

Очевидно, что мы (я имею ввиду  релейщиков, АСУшников, связистов и других вторичников) занимаемся пусть и важными, но все же вспомогательными системами. Сеть строится для снабжения электроэнергией потребителей, а не для того, чтобы ее было удобно защищать.

Так, что же — не нужно заниматься внедрением новых цифровых устройств? Конечно нужно. Просто надо всегда идти от реальной задачи, а не от возможностей устройства, а также помнить, что наибольший эффект дает изменение наивысшего уровня системы.

Успешной работы!