Доклады и презентации

Интеллектуальные технологии компании «Шнейдер Электрик». Опыт внедрения

15.12.2010
Рубрика: Доклады и презентации
Метки: IPNES 2010 Интеллектуальные сети

Обсудить на форуме

Информация предоставлена: IPNES 2010

4352 просмотра

В последнее время все активнее обсуждаются темы инноваций, интеллектуализации, модернизации экономики, нанотехнологий, и особенно часто, в околоэнергетических кругах звучит термин Smart Grid. Зачастую при обсуждении данных тем имеются диаметрально противоположные мнения о самой сути; вкладываемой в столь популярное понятие. Попробуем разобраться, что же все-таки понимать под термином Smart Grid и каким образом возможно внедрение «умной сети» в практическую действительность.


SMART GRID — ЕСТЬ ЛИ ТЭО


Обычно, рассматривая идеологию Smart Grid применительно к распределительной сети, например, 110/10/0,4 кВ, в России в структуре интеллектуальной сети выделяют три основные подсистемы:
• автоматизированные системы управления активами и режимами сетевой компании — выбор оптимальных стратегий развития, на основании объективных данных;
• автоматизированные системы управления аварийными режимами работы сетей — минимизация последствий повреждений в сети;
• автоматизированные системы управления энергопотреблением — оптимизация режимов энергопотребления и минимизация потерь электрической энергии.

Рассмотрим пример крупного города, например Ростова-на-Дону — это административный центр с населением более 1 млн человек, расположенный на берегах реки Дон.

По данным Управления автодорог РФ:
• в декабре 2008 в Ростове-на-Дону было зарегистрировано 330 тыс. автомобилей;
• динамика роста числа автомобилей с 2005 по 2008 год — около 40%, т.е. примерно 12% в год;
• увеличение времени, проводимого автомобилем в дорожных пробках, прямо пропорционально росту числа автомобилей на дорогах.

Как известно, качество работы распределительной сети можно охарактеризовать следующими индексами (IEEE P1366/D19):
• Standard Average Interruption Frequency Index (SAIDI) — средняя длительность отключения и (или) ограничения потребителя;
• Standard Average Interruption Duration Index (SAIFI) — средняя частота отключения и (или) ограничения потребителя.

Соответственно, если в качестве упрощения принять Standard Average Interruption Frequency Index = сonst, то длительность повреждения: Standard Average Interruption Duration Index => рост на 40% за 3 года.

Количество повреждений: SAIFI — SAIFIp — Рост на 40% за 3 года

Таким образом, время, в течение которого оперативно-выездная бригада (ОВБ) достигает места повреждения, ежегодно увеличивается примерно на 12% из-за пробок. То есть повреждаемость без дополнительного роста штата или специальных мер возросла бы за 3 года на 40%.

Соответственно, на первый план выходит потребность в автоматизированных системах управления аварийными режимами работы сетей для минимизации последствий повреждений, а уже затем только остальные подсистемы, входящие в понимание Smart Grid.


ОПЫТ РЕАЛИЗАЦИИ SCHNEIDER ELECTRIC ПРОЕКТОВ
В ОБЛАСТИ УПРАВЛЕНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМИ СЕТЯМИ


Schneider Electric на протяжении более 30 лет системно занимается разработкой и внедрением решений по повышению эффективности эксплуатации распределительных сетей. На сегодня существует значительный перечень объектов энергетики, где применены разработки и технологии компании. American Electric Power, Carolina Power and Light (США), Sharjah Electricity and Water Authority (ОАЭ), ERDF (Франция), Endesa (Испания) и многие другие компании системно и успешно применяют типовые решения на основе разработок Schneider Electric.


ПРИНЦИПЫ СОЗДАНИЯ ТИПОВЫХ РЕШЕНИЙ «ШНЕЙДЕР ЭЛЕКТРИК» ДЛЯ
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 6—20/0,4 КВ


Разработкой и адаптацией решений для диспетчеризации распределительных сетей в России Schneider Electric занимается с 2002 года (рис. 1). Если сравнивать концепцию, разработанную для распредсетей различных стран, то основная структура примерно идентична:
• SCADA — система для реализации комплексного управления распределительной сетью;
• канал передачи данных (в том числе, путем передачи информации по кабельным линиям на основе PLC-технологии второго поколения);
• семейство цифровых устройств телемеханики и телеуправления для управления и контроля оборудования.

Однако, используя опыт первых реализованных в России проектов, принципы разработки, изготовления и монтажа систем диспетчеризации были несколько модифицированы. Сегодня четко выделены следующие «три кита» для построения полнофункциональной надежной и эффективной с точки зрения затрат системы.

1. Проектирование на основе применения отработанных типовых проектов, разработанных и протестированных на основе изготовления прототипов и стендов (рис. 2).

2. Встраивание устройств телемеханики и телеуправления непосредственно в отсеки вторичных цепей ячеек и моноблоков среднего напряжения (рис. 3).

3. Монтаж системы телемеханики в оборудование и БКТП/БРТП непосредственно на заводе-изготовителе (рис. 4).

При таком подходе появляется возможность достичь сразу нескольких преимуществ по сравнению с традиционными методами.

1. Затраты на проектирование снижаются на 20—40%.

2. Затраты на монтаж в связи с его отсутствием на месте составляют в среднем 60—70%.

3. Количество выявленных замечаний перед пусконаладкой снижается (по опыту реализованных проектов) до 5 раз, при этом исключаются случаи, имевшие место ранее, когда при монтаже системы телемеханики повреждались другие цепи в ячейках либо сами ячейки.

4. Существенно, до 6 раз, сокращается время реализации проектов.

5. Гарантийные обязательства перед заказчиком несет один поставщик вместо многих, что значительно упрощает взаимодействие в рамках жизненного цикла оборудования.


ПРИМЕРЫ РЕАЛИЗАЦИИ


Реализация комплексных проектов в 2007—2010 гг. подтвердила правильность основных принципов, приведенных выше. Тенденция по росту основных показателей (затраты на проектирование, монтаж, время реализации проектов и т.п.) при сравнении комплексных проектов в распределительных сетях 20 кВ видна на рис. 5 и рис. 6.

Также благодаря разработке и утверждению типовых проектов, появилась возможность рассматривать различные типы оборудования как объекты со стандартным набором характеристик, а именно (рис. 7):
телесигнализация (ТС): положение двери РП (СП), коммутационных аппаратов, наличие напряжения на кабельных линиях (КЛ) 6—20 кВ, напряжения в цепях оперативного тока и напряжения на шинах 0,4 кВ;
телеуправление (ТУ): включение выключателей, отключение выключателей;
телеизмерение (ТИ): напряжение на сборных шинах 6—20 кВ РП (СП), ток нагрузки КЛ, напряжение на шинах 0,4 кВ;
дополнительно: передача на диспетчерский пункт (ДП) данных о параметрах режима и осциллограмм аварийных событий с терминалов РЗА Sepam.

ТП на элегазовых моноблоках RM6
• ТС: положение двери ТП; положение коммутационных аппаратов; наличие напряжения на кабельных линиях (КЛ) 6—20 кВ; наличие напряжения в цепях оперативного тока; наличие напряжения на шинах 0,4 кВ.
• ТУ: включение выключателей; отключение выключателей.
• ТИ: напряжение на сборных шинах 6—20 кВ ТП; ток нагрузки КЛ; напряжение на шинах 0,4 кВ (рис. 8).

ТП на оборудовании, изготовленном ранее
• ТС: положение двери ТП; наличие напряжения в цепях оперативного тока; наличие напряжения на шинах 0,4 кВ;
• ТУ: невозможно;
• ТИ: ток нагрузки КЛ, напряжение на шинах 0,4 кВ (рис. 9).

Опыт работы с сетевыми сооружениями (РП/ ТП) со стандартными объектами, учет лимитированного перечня применяемого на них оборудования, а также использование решений Schneider Electric позволили при эксплуатации получить следующие дополнительные положительные эффекты.
послепродажное обслуживание: осуществляется службой диспетчерского управления эксплуатирующей организации.
возможность расширения: осуществляется путем установки комплектов телемеханики на вновь сооружаемые подстанции в неограниченном количестве.
ремонтопригодность: силами служб эксплуатирующей организации осуществляется замена вышедшего из строя модуля (после прохождения обучения).


НЕКОТОРЫЕ ВЫВОДЫ

Таким образом, на основе анализа первооочередных задач, стоящих перед городскими распределительными сетями, и возможного анализа их решений можно сделать следующие выводы:
• из подсистем, входящих в понимание Smart Grid, на первый план выходит потребность в автоматизированных системах управления аварийными режимами работы сетей для возможности минимизации последствий повреждений в сети;
• эффективная реализация проектов по диспетчеризации может быть осуществлена только на основе следующих принципов:
  - проектирование на основе типовых проектов;
  - встраивание устройств телемеханики и телеуправления непосредственно в ячейки среднего напряжения;
  - монтаж системы телемеханики в оборудование и БКТП/БРТП непосредственно на заводе-изготовителе.

Обсудить на форуме

Нужен кабель? Оформи заявку бесплатно