УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ ПО ПРОГРАММЕ ПОВЫШЕНИЯ КВАЛИФИКАЦИИ: «ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ» В ОБЪЁМЕ 72 ЧАСА. учебное пособие ОДУ. Учебное пособие по программе повышения квалификации Оперативнодиспетчерское управление
 Скачать 1.03 Mb.
|
|
Первые ласточки цифровизации электросетей Страна нуждается в современных цифровых решениях, которые полностью соответствуют экономическим и экологическим стандартам. Поэтому сегодня цифровизация затронула все отрасли топливно-энергетического комплекса России. Например, в электроэнергетике внедряются технологии «умных» сетей, виртуального мониторинга и прогнозирования технического состояния энергогенерирующего оборудования, цифровой диспетчеризации объектов электроэнергетики, призванные повысить качество энергоснабжения потребителей. Одним из инновационных решений стала программа по созданию единого цифрового пространства в отечественной промышленности, которая реализуется компанией Siemens совместно с Министерством промышленности и торговли Российской Федерации. Суть проекта заключается в комплексном внедрении цифровых технологий на всех этапах и уровнях производства. Помимо этого, ведутся работы в рамках Немецко-российской инициативы по цифровизации экономики (GRID). Участники этого проекта договорились о внедрении в России передового опыта из области «Индустрии 4.0» и концепции «Цифровое предприятие», а также о создании энергетических систем на базе «цифры», в том числе с применением технологии Smart Grid. Диджитализация и цифровизация позволяют создавать распределенные энергосистемы разного масштаба. Они могут объединять несколько электростанций или создавать разветвленную сеть с сотнями и даже тысячами энергогенерирующих объектов, созданных по ВИЭ-технологии. Однако когда речь заходит о цифровизации в сфере электроэнергетики, эксперты говорят не только о цифровых подстанциях и «умных» сетях. Они также не упускают из вида возможность получать информацию из сетей и управлять рабочими процессами в режиме реального времени. В РФ уже реализуется ряд проектов с внедрением «цифры» в электросетевой комплекс. Например, в 2013 году специалисты ОАО «Башкирская электросетевая компания» приступили к комплексной модернизации сетевой инфраструктуры столицы Башкортостана с элементами Smart Grid. Smart Grid («интеллектуальная сеть») – это больше, чем технология. Это принципиально новый подход к построению электросетевого комплекса в частности и электроэнергетики в целом. Сам термин имеет несколько определений. Однако все они сходятся на том, что такая сеть должна обеспечивать: получение данных от поставщиков электроэнергии о ее генерации; получение информации от потребителей о реальных объемах потребления; оперативную обработку полученных данных; возможность управления производством электричества и энергопотреблением. Причем все эти опции должны поддерживаться в режиме онлайн и обеспечивать максимально эффективную работу каждого отдельно взятого элемента энергосистемы. При возникновении аварийной ситуации или сбоя в работе электрооборудования осуществляется обмен информационными сигналами между устройствами. Благодаря этому, дежурный оператор или диспетчер видит место повреждения на электронной схеме в центре управления. При этом программа предлагает оптимальный вариант обхода участка, на котором произошел сбой или авария. Это позволяет восстановить питание в кратчайшие сроки и сократить до минимума время устранения неполадок. Помимо наблюдения за техническим состоянием сети, диспетчеры также могут отслеживать действия ремонтных бригад, выезжающих на энергообъекты. Ведь каждое транспортное средство оборудовано компактным навигационным приемником. Такое техническое решение позволяет автоматически просчитывать расходы и помогает формировать бюджет на оперативно-техническое управление. Очевидно, что перед Smart Grid поставлены достаточно сложные задачи. Следовательно, создание «умной» системы (включая установку сотен тысяч измерительных приборов и модернизацию существующего электросетевого комплекса) нуждается в инвестициях и требует затрат времени. На момент разработки проекта модернизации электросетевого комплекса Уфы его основные производственные фонды отличались высокой степенью износа. В то время как энергопотребление в городе существенно увеличилось. А поскольку Башкортостан был и остается инвестиционно привлекательным регионом, сетевая инфраструктура столицы республики нуждалась в тотальном обновлении. Ведь именно передача электроэнергии является одним из ключевых аспектов развития промышленных предприятий и городской среды. Комплексная модернизация электросетевого хозяйства с использованием концепции интеллектуальных сетей подразумевает замену электрооборудования и автоматизацию рабочих процессов. Прежде всего это касается управления передачей электроэнергии и внедрение «умных» систем учета энергопотребления. В рамках интеллектуализации электросетевой инфраструктуры Уфы в общей сложности обновлено 512 наблюдаемых и 157 управляемых трансформаторных пунктов, а также проложено около 350 км кабельных линий. Ожидается, что реализация проекта позволит существенно «омолодить» производственную базу, повысит надежность сетевого комплекса, а также будет способствовать значительному снижению коммерческих и технических потерь. По оценкам аналитиков, в 2015 году потери в электросетях Уфы достигали 16-17%. В дальнейшем этот показатель сократится в два раза. Экономический эффект от внедрения инновации может составить около 500 млн руб. в год. В ходе реализации уфимского проекта энергетики сетевой компании придерживались комплексного подхода. Они оптимизировали топологию электросетевой инфраструктуры, что обеспечило более эффективную передачу электрической энергии в соответствии с существующими потребностями и создало надежный задел на будущее. Для переоснастки энергообъектов использовалось высокотехнологичное оборудование немецкого концерна Siemens, сборка которого локализована на территории региона. Прежде всего речь идет о комплектных распределительных устройствах среднего напряжения с элегазовой изоляцией (КРУЭ), которые устанавливаются в распределительных и трансформаторных подстанциях. Оборудование позволяет осуществлять дистанционное управление, помогает минимизировать количество аварий в сетях, снижает затраты и потери электроэнергии, а также обеспечивает бесперебойность электроснабжения потребителей. С целью повышения качества энергоснабжения специалисты Siemens использовали в уфимском проекте ряд других технологических решений. В частности, в городских электросетях были установлены: Устройства контроля состояния сети, позволяющие обнаружить короткое замыкание и указать его направление. Помимо этого, аппаратура отслеживает основные электрические параметры; Оборудование релейной защиты и автоматики серии SIPROTEC Compact, обеспечивающее защиту, автоматику и управление РУ); Контроллеры SICAM TM. Функция оборудования этого типа заключается в сборе сигналов о положении ключей и коммутационных аппаратов, данных о срабатывании системы защиты, а также в передаче команд на управление. Ожидается, что уже к 2020 году электросетевой комплекс столицы Башкортостана будет оцифрован в соответствии с концепцией «умных» сетей. Наряду с модернизацией сетей в регионе активно устанавливаются автоматизированные системы контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ). К примеру, только с начала текущего года специалисты ООО «Башкирэнерго» установили более 10 тыс. «умных» электросчётчиков. 9 тыс. из них находится на территории Уфы и близлежащих районов. По оценкам аналитиков, активное внедрение интеллектуальных приборов учета во многом связано с реализацией уфимского проекта комплексной модернизации электросетевого комплекса столицы Республики Башкортостан. На текущий год в ООО «Башкирэнерго» запланирована установка 35 тыс. электросчетчиков с АСКУЭ, 17 тыс. из них – в Уфе. По состоянию на июнь 2019 года в ежесуточном дистанционном опросе данных АСКУЭ региональной энергетической компании участвовало более 230 тыс. счетчиков электроэнергии. Общее количество каналов учета электрической энергии превысило отметку в 300 тыс. единиц. Одной из ключевых задач внедрения автоматизированной системы учета специалисты называют снижение потерь электроэнергии. Установка АСКУЭ выгодна не только энергетикам, которые могут оперативно выявлять несанкционированное энергопотребление, но и самим потребителям. Поскольку они не несут ответственности и каких-либо финансовых затрат, связанных с техническим обслуживанием «умных» электросчетчиков. При возникновении неисправности или же в случае вмешательства в работу прибора учета центр сбора информации фиксирует небаланс электроэнергии, а сам электрический счетчик сигнализирует о невозможности правильного учета энергопотребления. Получив такое уведомление, энергетики оперативно устраняют неполадку или выясняют причины несанкционированного вмешательства в работу устройства. В ожидании цифровой трансформации электросетей живет и северная столица России. О предстоящей модернизации заявил на тот момент временно исполняющий обязанности губернатора Санкт-Петербурга Александр Беглов во время церемонии торжественного запуска обновленной ПС «Ленсоветовская», состоявшегося в июле 2019 года. Подстанция построена и введена в эксплуатацию в 1975 году. 44 года спустя она была полностью реконструирована, а все рабочие процессы автоматизированы. В частности, построено новое здание, выработавшее ресурс и морально устаревшее электрооборудование заменено современными аналогами. Модернизация подстанции позволила увеличить мощность энергообъекта в четыре раза – до 50 МВА. Сегодня ПС «Ленсоветовская» функционирует без участия дежурного персонала. Удаленный контроль и управление работой подстанционного оборудования обеспечивается за счет использования инновационных цифровых решений. Данные о рабочих параметрах передаются непосредственно в единую систему управления. Подстанция имеет важное значение для Санкт-Петербурга в целом и Пушкинского района в частности. Она обеспечивает надежное электроснабжение новых жилых кварталов, построенных на территории поселков Петро-Славянка и Ленсоветовский, а также 10 логистических центров, промзоны «Южные ворота» и др. В администрации города уверены, что запаса мощности достаточно для строительства жилья, создания новых производственных предприятий и возведения объектов социальной инфраструктуры. Ожидается, что в результате внедрения современных технологий в энергетику региона к 2030 году все подстанции, входящие в зону операционной ответственности ПАО «Ленэнерго», будут оборудованы элементами цифрового управления. В пресс-службе распределительной сетевой компании подтвердили, что развитие подстанций на базе «цифры» класса напряжения 35-110 кВ – это уже не планы, а текущая задача. ПАО «Россети» заинтересовано в создании максимально эффективной и опережающей мировые стандарты цифровой инфраструктуры. Компании группы уже разрабатывают и реализуют соответствующие масштабные проекты на практике. Например, на период 2018–2022 гг. запланирована комплексная модернизация электросетей Курортного района Санкт-Петербурга. Проект предусматривает: возведение трех подстанций класса мощности 35 кВ; прокладку кабельной линии длиной 34 км; строительство 32 трансформаторных подстанций. Распределительная электрическая сеть будет сформирована с учетом резервирования мощности, что позволит обеспечить доступное техприсоединение потребителей к источникам питания. В перспективе пилотный проект будет масштабирован в электросетях других районов города на Неве и ДЗО ПАО «Россети». В ходе работы энергетики планируют реализовать функции автоматического самовосстановления сети, обеспечить 100%-ную наблюдаемость сетевого комплекса, а также оснастку районных распределительных и трансформаторных подстанций 6 кВ современными цифровыми РЗА и средствами дистанционного мониторинга технического состояния электрооборудования. Ожидается, что модернизация позволит сократить время восстановления электроснабжения потребителей при выходе электрооборудования из строя. Помимо этого, запланировано внедрение системы интеллектуального учёта электрической энергии. По оценкам аналитиков, это: обеспечит возможность анализа перетоков мощности; позволит перестраивать сеть в автоматическом режиме с целью предотвращения перегрузки основного оборудования, что будет способствовать снижению аварийности и уменьшению количества отключений потребителей; будет способствовать определению очагов небаланса для выявления несанкционированного подключения и бездоговорного энергопотребления. Грамотно разработанная схема электроснабжения обеспечит минимальное время восстановления электроснабжения при возникновении аварийных ситуаций. Поставленной цели можно достичь за счет сетевого резервирования, секционирования сети и благодаря внедрению быстродействующих устройств защиты. Согласно Единой технической политике в электросетевом комплексе ПАО «Россети»: проектирование развития электросети Курортного района Санкт-Петербурга осуществляется с учётом последних достижений науки и техники; развитие сети призвано способствовать достижению высоких экономических показателей энергосистемы в целом при максимальной оптимизации использования имеющихся производственных активов независимо от форм собственности объектов электроэнергетики; развитие сети должно обеспечивать минимальное участие персонала в процессах эксплуатации, технического обслуживания и управления; при построении основной сети крупных городов необходимо рассматривать создание глубоких вводов на номинальном напряжении до 500 кВ включительно. В числе ключевых характеристик проекта по комплексной модернизации электросетей Курортного района СПб можно назвать: увеличение установленной мощности трансформаторных установок (усиление сети) для обеспечения возможности технологического присоединения новых потребителей; замена изношенного оборудования на современное; демонтаж ВЛ 35 кВ, расположенных на территории Санкт-Петербурга; сокращение протяженности распределительных сетей 6-10 кВ; увеличение пропускной способности распределительных сетей и минимизация потерь; оптимизация режима заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ; реализация пилотного проекта по созданию самовосстанавливающейся сети 6-35 кВ; создание «умной» сети; достижение высокой степени автоматизации новых энергообъектов и повышение уровня автоматизации действующих. Эволюция цифровых решений В 2019 году началась полномасштабная реализация Стратегии цифровой трансформации электросетевого комплекса МРСК Центра и МРСК Центра и Приволжья. Работы ведутся в соответствии с программой ПАО «Россети» по цифровизации сетей. Согласно положениям документа, все компании отрасли должны перейти на цифровые технологии до 2030 года. Начало цифровизации сетей двух МРСК было положено в минувшем году. В общей сложности в цифровую трансформацию электрооборудования будет инвестировано 64 млрд руб. По оценкам экспертов, внедрение цифровых технологий обеспечит региональные энергосистемы современными технологичными решениями, применяя которые ПАО «Россети» сможет достичь преимущества в темпах снижения операционных и инвестиционных затрат. Также это позволит оптимизировать развитие сетевой инфраструктуры, структуру управления рабочими процессами и снизить расходы, связанные с содержанием электросетевого комплекса. После тестирования и адаптации на своих энергообъектах основных цифровых компонентов энергетики МОСК Центра и МРСК Центра и Приволжья приступили к построению на территории 20 региональных энергосистем полноценных цифровых районов электрических сетей. В ходе реализации проекта «Цифровой РЭС» энергетиками «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье» к середине будущего года будет создано 30 таких РЭС. На их базе планируют установить следующее оборудование: 940 реклоузеров – устройств автоматического управления и защиты воздушных линий электропередачи на основе вакуумных выключателей под управлением специализированного микропроцессора; 1 300 разъединителей; 1 500 индикаторов короткого замыкания; свыше 5 000 шкафов телеметрии; 77 000 приборов коммерческого учета электроэнергии. Помимо этого, запланирован монтаж 212 пунктов коммерческого учета и реконструкция более 2 300 ячеек 6-10 кВ на РП и ПС 35-110 кВ. Функционал цифровых компаний настолько объемен, что выходит за рамки основных отраслевых задач. Такой подход к вопросам цифровизации позволяет существенно расширить спектр предоставляемых услуг и наглядно демонстрирует другим участникам энергорынка эффективность цифровой трансформации. В основу проектов цифровизации оборудования двух МРСК положен успешный опыт еще одной «дочки» ПАО «Россети» – АО «Янтарьэнерго», на базе которого был создан «пилотный» кластер для отработки базовых технологий Smart Grid для распределительных сетевых компаний. Проект создания полностью автоматизированных и управляемых сетей в АО «Янтарьэнерго» разработан с учетом целого комплекса цифровых технологий и интеллектуальных элементов: распределенная автоматизация. Методика предполагает дробление электрической сети на небольшие участки. В случае если на одном из таких участков возникает аварийная ситуация, он выводится в ремонт, а сеть запитывается по резервным схемам. Потребители могут даже не заметить аварийного события в сети; комплексный энергомониторинг; цифровая трансформаторная подстанция; облегченные цифровые ПС; распределенная генерация на базе ВИЭ. Еще одним важным компонентом проекта стал Главный центр управления сетями и малой генерацией. По сути, это ключевой элемент цифровой сети с единой для Калининградской области автоматизированной информационной системой оперативно-технологического управления «Олимп», разработанной с использованием технологии больших данных с интегрированными элементами искусственного интеллекта. Она обеспечивает дистанционное управление, автоматический анализ и мониторинг текущего состояния всех подключенных к сети элементов энергетической системы. «Пилотный» кластер создан на территории Мамоновского и Багратионовского районов, где на момент разработки проектной документации были наихудшие технологические показатели. Успешная реализация проекта позволила существенно повысить наблюдаемость и улучшить управляемость электрических сетей АО «Янтарьэнерго». А соответственно, и их эффективность. Была реализована единая информационная модель сети и комплекс программных приложений, обеспечивающих замкнутый контур поддержки принятия управленческих решений. Целевой эффект по всем этапам составил: среднее количество отключений потребителей и средняя продолжительность технологических нарушений сократились на 60%; аварийность (количество отключений потребителей в течение года) снизилась на 73,4%; потери сократились на 53,8%; наблюдаемость возросла до 100%; стоимость владения сократилась на 25%. Оптимизация бизнес-модели достигнута за счет создания одного РЭС на базе двух, что и привело к сокращению издержек. Сегодня этот опыт масштабируется на два МРСК. При этом полученные знания используются не только для решения текущих задач в рамках основной деятельности. Энергетики подходят к процессу цифровизации более глобально. Их усилия направлены на построение полноценной универсальной инфраструктурной платформы, созданной на основе «цифры». Помимо цифровизации сетевого комплекса, такая платформа содержит ряд других компонентов. Прежде всего, речь идет о развитии информационно-коммуникационной инфраструктуры, цифровизации основных бизнес-процессов и создании прочной базы для инновационной деятельности. Здесь важную роль играет формирование человеческого капитала, воспитание «цифрового поколения», которое комфортно ощущает себя в условиях цифровой экосистемы и виртуозно владеет ее инструментами. Именно поэтому развитие кадрового потенциала прописано отдельным направлением в Концепции цифровой трансформации. Для работы в новой среде потребуются квалифицированные специалисты и топ-менеджеры, обладающие кросс-функциональными компетенциями. Ускоряющийся темп изменений и необходимость оперативно на них реагировать делают невозможными пробелы в работе. А для того чтобы все гарантированно были в курсе, команде необходима взаимозаменяемость, поэтому специалисты должны обладать набором знаний и компетенций на стыке нескольких смежных областей. Неотъемлемой частью любой деятельности становятся ИТ-технологии, успешное выполнение некоторых задач требует экспертных знаний в сфере действующего законодательства, активное внедрение инновационных технологий управления нуждается в формировании проектных команд и, как следствие, потребует знания методологии проектного управления. В перспективе глобализация рабочих процессов позволит энергетикам расширить спектр оказываемых услуг за счёт принципиально новых видов деятельности, основанных на сборе и анализе Big Data. При этом имеющийся набор инструментов позволяет реализовывать большие данные на разных уровнях и в различных масштабах: от управления энергоэффективностью отдельно взятого потребителя (при помощи систем «умного» учета электроэнергии) до макропрогнозирования экономического развития региона, которое осуществляется с использованием информации об энергопотреблении. Наряду с таким очевидным преимуществом, как рост объема нетарифных доходов, это позволит энергокомпаниям наглядно демонстрировать другим участникам рынка перспективность внедрения цифровых решений. Еще одной ступенью на пути к цифровизации стал запуск уникального проекта под названием «Цифровой электромонтер». Его реализацией занимаются энергетики Мамоновской РЭС. В рамках этого проекта данные о месте аварии, характере повреждений и о том, какое оборудование необходимо для устранения неполадок, электромонтеры получают непосредственно на свои смартфоны. По оценкам экспертов, такое ноу-хау позволит существенно повысить безопасность проведения ремонтных работ на объектах сетевой инфраструктуры и сократить время, необходимое для устранения последствий аварии. Помимо этого, такое технологическое решение увеличивает степень автоматизации процессов, их планирования, исполнения и контроля. |