Конференция "Распределительный сетевой комплекс России: состояние, проблемы, пути решения"

Данная конференция состоялась впервые по инициативе "МРСК Холдинга". Участие в ней приняли более 600 человек. Среди них - представители администраций г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области, главные инженеры и технические специалисты дочерних операционных компаний Холдинга МРСК, руководители и специалисты крупнейших российских и зарубежных энергетических компаний, научно-исследовательских и образовательных учреждений и многие другие.

ОАО "Холдинг МРСК" на конференции представили заместитель Генерального директора - Технический директор Павел Оклей, Директор по информационной политике и коммуникациям Александр Ужанов и начальник Департамента технического развития и регулирования Дмитрий Медведев.

Павел Оклей в своем выступлении отметил, что текущее состояние распределительного сетевого комплекса РФ характеризуется высокими уровнями износа оборудования (69% в среднем по МРСК) и потерь (8,7% по итогам 2009 года). По его словам, ключевым способом повышения энергетической эффективности в распределительном сетевом комплексе РФ является снижение технологических и коммерческих потерь.

Одними из главных показателей качества электроснабжения потребителей являются длительность и частота перерывов электроснабжения. "В осенне-зимний период 2009/2010 годов, несмотря на некоторый рост количества технологических нарушений, произошло существенное снижение их средней продолжительности - с пяти с половиной до четырех часов", - заявил Павел Оклей. По его мнению, добиться таких показателей Компания смогла благодаря своевременному и полному выполнению ремонтной программы, а также стабильно высокому уровню капитальных вложений в модернизацию и техническое перевооружение распредсетей.

Павел Оклей акцентировал внимание участников конференции на необходимости проведения масштабной реновации электросетевого оборудования. При ее проведении планируется использовать новые технологии и современное оборудование, позволяющее снизить удельные затраты и улучшить эксплуатационные характеристики элементов сети с целью обеспечения бесперебойного и надежного электроснабжения потребителей.

В соответствии с проектом Программы реновации (обновления) распределительного сетевого комплекса, который в мае с.г. планируется на рассмотрение Правительства Российской Федерации, ожидается снижение износа оборудования до 2020 года с 69% до 48%, потерь в сетях - с 8,7% до 6,1%.

На конференции в рамках выше обозначенных планов "Холдинга МРСК" директор по маркетингу Российской группы компаний "Таврида Электрик" Владислав Воротницкий представил интеллектуальные решения компании в направлении повышения энергоэффективности, энергосбережения и энергобезопасности сетевого комплекса России.  

В начале своего выступления В. Воротницкий отметил, что обеспечение надежного электроснабжения, обеспечивающего надлежащее исполнение обязательств перед субъектами электроэнергетики является одним их основных принципов организации экономических отношений и основой государственной политики в сфере электроэнергетики. Надежность электроснабжения - впервые за многие годы из номинального показателя - переходит в формат реального инструмента регулирования и становится одним из базовых постулатов новой системы тарифообразования по методике RAB, хотя еще совсем недавно основные проблемы сетевых компаний при составлении программ ремонтов были связаны как правило с оптимизацией собственных затрат и в меньшей степени ориентировались на показатели надежности электроснабжения в силу отсутствия экономической мотивации.

Сложившееся положение объективно не способствует достижению показателей деятельности сетевых компаний, обозначенных выше. Получается замкнутый круг проблем: постоянный рост требований потребителей и регуляторов, ежегодное усугубление ситуации со старением основных фондов и постоянная нехватка инвестиций. Интересный факт, что аналогичных круг проблем характерен не только для России. На недавно прошедшей юбилейной конференции DistribuTECH в США, на которой "Таврида Электрик" представляла свои новые разработки, многие энергокомпании говорили о тех же самых проблемах. Очевидно, для разрешения данного круга проблем необходимы принципиально новые подходы.

Ставшее в последнее время "модное" направление - «интеллектуальные сети» (от англ.: «Smart Grid») призвано ответить на вызов новых проблем. Параллельное развитие двух направлений: современное интеллектуальное электротехническое оборудование с интегрированными цифровыми терминалами, встроенными системами измерений с одной стороны и современные IT-технологии сбора, передачи и обработки данных - предоставило энергетикам многих стран новые возможности управления сетями. Если объединить смысл множества всех определений Smart Grid, то под термином «Интеллектуальная сеть» следует понимать - комплекс организационно-технических мероприятий в основе которых лежит создание единого информационного пространства, позволяющих достигать целевых показателей деятельности сетевой компании НЕ ПРОВОДЯ ГЛОБАЛЬНОЙ РЕНОВАЦИИ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ.

Другими словами "интеллектуальная сеть" позволяет повышать надежность и качество электроснабжения, снижать потери электрической энергии не меняя принципиально существующую сеть. При этом, основными подсистемами интеллектуальной сети являются:

• Автоматизированные системы управления активами и режимами сетевой компании (DMS) - выбор оптимальных стратегий развития, на основании объективных данных
• Автоматизированные системы управления аварийными режимами работы сетей (DA) - минимизация последствий повреждений в сети
• Автоматизированные системы управления энергопотребелением (AMS) - оптимизация режимов энергопотребления и минимизация потерь электрической энергии

Одним из базовых принципов Smart Grid является внедрение автоматизированных систем управления аварийными режимами работы распределительной сети - другими словами активно-адаптивных систем, позволяющих автоматически идентифицировать факт появления повреждения в сети и автоматически минимизировать последствия данного повреждения.

Для отечественных распределительных сетей такая технология крайне актуальна. Сегодняшние сети выполнены по радиально-петлевому принципу, когда от центра питания отходят протяженные фидера ВЛ 6(10) кВ с ответвлениями к потребителям. Таких сетей в России более 1,5 млн. км. При появлении повреждения на любой участке такой сети отключаются все без исключения потребители на время поиска и локализации поврежденного участка, который производится силами оперативных бригад в ручную, путем длительных переездов по фидеру. Время восстановления питания составляет от часов до иногда и суток, при этом потребителям наносится существенный ущерб.

Возникает вопрос - как в такой сети без существенной реконструкции значительно повысить надежность электроснабжения? С одной стороны можно модернизировать центр питания, установить современную РЗА, но отразится ли это на показателях надежности? Децентрализованная автоматизация управления аварийными режимами на базе интеллектуальных пунктов с секционирования - реклоузеров решает эту задачу наиболее эффективно.

Сеть оснащается интеллектуальными коммутационными аппаратами, которые автоматически идентифицируются факт возникновения повреждения в сети и по заранее запрограммированному алгоритму производят автоматическое выделение только поврежденного участка, автоматически запитывая потребителей "здоровых" участков схемы. При этом такой принцип - влияет напрямую на весь комплекс показателей надежности: сокращает количество и длительность перерывов в электроснабжении (показатели SAIFI и SAIDI), значительно сокращаются затраты на поиск и устранение повреждения в сети.

Реализация данного принципа стала возможна с появлением интеллектуального коммутационного аппарата наружной установки - реклоузера с интегрированными системами измерения противоаварийной автоматики. Устройства, способного автоматически идентифицировать и отрабатывать повреждения в сети, при этом обладающего целым рядом дополнительных функций по сбору информации о режимах работы сети.

Иллюстрацию количественного эффекта можно представить на двух простых примерах (рис. ниже). Рассчитаем показатели надежности в сети до и после установки реклоузеров.

В базовом случае, когда сеть не оснащена реклоузерами отключение на любом участке сети приводит к отключению всех потребителей фидера. В случае же с реклоузерами - отключаются потребители в пределах только поврежденного участка. Оценим показатели надежности:

Базовый случай:

• недоотпуск электроэнергии - 30 000 кВт.ч/год
• количество отключений каждого потребителя - 2,5 в год
• суммарная длительность отключений в год - 15 ч.

Вариант с реклоузерами: 

• недоотпуск электроэнергии - 4 128 кВт.ч/год
• среднее количество отключений каждого потребителя - 0,7 в год
• средняя суммарная длительность отключений в год - 1,68 ч.

Эффект очевиден. При этом затраты на реализацию данной автоматизированной системы соизмеримы со строительством всего 1,5-2 км воздушной линии 10 кВ. Приведенные выше цифры подтверждаются реальной практикой эксплуатации данных систем как в России, так и за рубежом. Однако масштабы внедрения данной технологии в нашей стране пока явно не достаточны.

Завершая свое выступление, В. Воротницкий заключил, что:

• Для решения накопившегося объема проблем в распределительных сетях необходимы новые альтернативные подходы.
• Идеология интеллектуализации распределительных сетей потенциально позволяет достигать целевых показателей без глобальной реконструкции.
• Децентрализованная автоматизация сети на базе вакуумных реклоузеров - яркий пример повышения надежности электроснабжения при существующем состоянии сети.

С докладами в рамках темы конференции также выступили представители компаний: "НТЦ электроэнергетики", "Севкабель – Холдинг", "Шнейдер Электрик", "Электрощит", "СистеК", "Нексанс Рус", "Производственная компания Электроконцепт", "Power Group".