обеспечение стабильной и безопасной работы оборудования электрических сетей, надежного электроснабжения потребителей и качества электроэнергии, соответствующих требованиям, установленным нормативными актами, и принятие мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключенным на рынке электроэнергии;

обеспечение договорных условий пост электроэнергии участникам(и) рынка электроэнергии;

обеспечение недискриминационного доступа субъектов рынка электроэнергии к электрической сети при соблюдении ими Правил рынка, технологических правил и процедур при наличии технической возможности такого присоединения;

минимизация сетевых технических ограничений в экономически обоснованных пределах;

снижение затрат на передачу и распределение электроэнергии за счет внедрения передовых технологий эксплуатационного обслуживания и ремонта электросетевого оборудования, новой техники и энергосберегающих мероприятий.

Цель статьи – рассмотреть:

основные задачи управления электрическими сетями в рыночных условиях;

общую характеристику распределительных сетей 0,38–110 кВ России;

техническое состояние распределительных сетей, средств и систем управления ими;

тенденции и перспективы развития:

а) цифровых информационных технологий;

б) базовых информационных технологий;

в) геоинформационных технологий;

г) автоматизированных систем оперативнотехнологического управления распределительных сетей компаний и их основных подсистем;

д) средств секционирования распределительных сетей;

проблемы создания нормативной базы автоматизации управления распределительными сетями.

Общая характеристика распределительных электрических сетей России
Сельские электрические сети
Общая протяженность электрических сетей напряжением 0,4–110 кВ сельских территорий России составляет около 2,3 млн км, в том числе линии напряжением:

0,4 кВ    – 880 тыс. км

6–10 кВ   – 1 150 тыс. км

35 кВ     – 160 тыс. км

110 кВ    – 110 тыс. км

В сетях установлено 513 тыс. трансформаторных подстанций 6–35/0,4 кВ общей мощностью около 90 млн кВА.

Городские электрические сети
Общая протяженность городских электрических сетей напряжением 0,4–10 кВ составляет 0,9 млн км, в том числе:

кабельные линии 0,4 кВ – 55 тыс. км

воздушные линии 0,4 кВ – 385 тыс. км

кабельные линии 10 кВ – 160 тыс. км

воздушные линии 10 кВ – 90 тыс. км

воздушные линии наружного освещения – 190 тыс. км

воздушные линии наружного освещения – 20 тыс. км

В сетях установлено около 290 тыс. трансформаторных подстанций 6–10 кВ мощностью 100–630 кВА.

Техническое состояние распределительных электрических сетей, средств и систем управления ими
Оборудование электрических сетей
Около 30–35 % воздушных линий и трансформаторных подстанций отработали свой нормативный срок. К 2010 году эта величина достигнет 40 %, если темпы реконструкции и технического перевооружения электрических сетей останутся прежними.

В результате обостряются проблемы с надежностью электроснабжения.

Средняя продолжительность отключений потребителей составляет 70–100 ч в год. В промышленно развитых странах статистически определено как «хорошее» состояние электроснабжения, когда для сети среднего напряжения в течение года общая продолжительность перерывов находится в пределах 15–60 мин в год. В сетях низкого напряжения эти цифры несколько выше.

Среднее число повреждений, вызывающих отключение высоковольтных линий напряжением до 35 кВ, составляет 170–350 на 100 км линии в год, из них неустойчивых, переходящих в однофазные, – 72 %.

Релейная защита и автоматика
Из находящихся в эксплуатации в настоящее время в распределительных сетях России около 1 200 тыс. устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) различных типов основную долю составляют электромеханические устройства, микроэлектронные или устройства с частичным использованием микроэлектроники.

При нормативном сроке службы устройств РЗА, равном 12 лет, около 50 % всех комплектов релейной защиты отработали свой нормативный срок службы.

Отставание уровня выпускаемой отечественной техники РЗА по сравнению с техникой РЗА ведущих зарубежных фирм производителей составляет 15–20 лет.

Как и прежде, свыше 40 % случаев неправильной работы устройств РЗА происходит изза неудовлетворительного состояния устройств и ошибок персонала служб РЗА при их техническом обслуживании.

Следует отметить, что не все благополучно с надежностью работы релейной защиты не только в России, но и в некоторых промышленно развитых странах.

В частности, на сессии Международной конференции по распределительным сетям (CIRED) в 2001 году отмечено, что в норвежских электрических сетях ежегодный ущерб от неправильных действий систем зашиты и управления составляет около 4 млн долл. США. При этом 50 % ложных срабатываний защиты приходится на долю аппаратов защиты и управления. Из них более 50 % – при ошибках во время проверки и испытаний аппаратуры и только 40 % за счет ее повреждений.

В других скандинавских странах повреждаемость средств РЗА в 2–6 раз ниже.

Основное препятствие широкой автоматизации электросетевых объектов – неготовность к этому первичного электротехнического оборудования.

Система сбора и передачи информации, информационновычислительные комплексы
Более 95 % устройств телемеханики и комплектов датчиков находятся в работе более 10–20 лет. Средства и системы связи в основном являются аналоговыми, морально и физически устарели, не соответствуют необходимым требованиям по точности, достоверности, надежности и быстродействию.

В подавляющем большинстве диспетчерских пунктов районных электрических сетей (РЭС) и предприятий электрических сетей (ПЭС) технической основой автоматизированных систем управления являются персональные компьютеры, не соответствующие требованиям непрерывного технологического контроля и управления. Срок службы персональных компьютеров, работающих в непрерывном режиме, не превышает 5 лет, а срок их морального старения так же короче. Для автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) электрических сетей необходимо применение специальных компьютеров, надежно работающих в непрерывном режиме в комплекте со средствами управления технологическими циклами.

Требует повсеместного лицензирования применяемое в электрических сетях системное программное обеспечение Microsoft, ORACLE и др.

Прикладное (технологическое) программное обеспечение (SCADADMS) во множественных электрических сетях также явно устарело, не удовлетворяет современным требованиям как по функциям, так и по объемам обрабатываемой информации.

В частности, существующие АСУ ПЭС и РЭС обеспечивают в основном информационное обслуживание персонала и практически не решают задачи оперативного управления энергосистемами, оптимизации эксплуатационного и ремонтного обслуживания электрических сетей.

Система регулирования напряжения
Средства регулирования напряжения под нагрузкой в центрах питания распределительных сетей и средства переключения без возбуждения (с отключением трансформатора) на трансформаторных подстанциях 6–10 кВ практически не используются или используются эпизодически по мере жалоб потребителей на низкие уровни напряжения в часы максимальных нагрузок.

Результат – в отдельных электрически удаленных точках электрических сетей 0,38 кВ в сельской местности уровни напряжения составляют 150–160 В вместо 220 В.

В такой ситуации рынок электроэнергии может предъявить весьма многозначительные санкции к распределительным сетевым компаниям по надежности и качеству электроснабжения потребителей. Если не готовиться к этому загодя, в самое ближайшее время сетевые компании будут нести многозначительные материальные убытки, что так же более усугубит ситуацию.

Система учета электроэнергии
На подавляющем большинстве центров питания распредсетей (около 80 %) и около 90 % у бытовых потребителей установлены морально и физически устаревшие, часто с просроченными сроками поверки и службы индукционные или электронные счетчики первых поколений, обеспечивающие принцип. возможность только ручного съема показаний.

Результат – рост коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. При общих потерях электроэнергии в электрических сетях России около 107 млрд кВт•ч в год, на распределительные сети 110 кВ и ниже приходится 85 млрд кВт•ч, из них коммерческие потери по минимальным оценкам составляют 30 млрд кВт•ч в год.

Если в конце 80х годов ХХ века относительные потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем не превышали 13–15 % от отпуска электроэнергии в сеть, то в настоящее время для отдельных энергосистем они достигли уровня 20–25 %, для отдельных ПЭС – 30–40 %, а для некоторых РЭС уже превышают 50 %.

В развитых европейских странах относительные потери электроэнергии в электрических сетях находятся на уровне 4–10 %: в США – около 9 %, Японии – 5 %.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ о регулировании тарифов на электрическую энергию, Правилами оптового рынка и проектом Правил розничного рынка переходного периода нормативные потери электроэнергии в электрических сетях (а это не более 10–12 % от отпуска в сеть) могут включаться в стоимость услуг по передаче электрической энергии и будут оплачиваться субъектами рынка, а сверхнормативные потери электроэнергии должны будут покупаться сетевыми компаниями для их компенсации.

Для некоторых компаний, у которых потери составляют 20–25 %, это означает, что более половины отчетных потерь будут составлять прямые финансовые убытки в сотни миллионов рублей в год.

Все это требует качественно новых подходов к учету электроэнергии как в электрических сетях, так и у потребителей, в первую очередь, к автоматизации учета, к автоматизации расчетов и анализа балансов электроэнергии, избирательному отключению потребителейнеплательщиков и т. п.

Нормативная база для оптимизации развития распределительных электрических сетей и систем управления ими
Нормативная база практически не обновлялась с середины 1980–начала 1990 годов. на данный момент требуют пересмотра около 600 отраслевых нормативных документа.

Многие основополагающие документы, в первую очередь правила устройства электроустановок, правила технической эксплуатации не согласованы Минюстом РФ и по существу перестали быть обязательными для использования.

До сих пор с тем же Минюстом РФ не согласованы новые Правила пользования электроэнергией. В Уголовном кодексе РФ отсутствует понятие «кража электроэнергии», что наносит большой материальный ущерб электроэнергетике. Объем хищений электроэнергии растет и объективно будет расти при повышении тарифов на электроэнергию. Чтобы это остановить, нужны не только усилия энергетиков, но и правовая помощь государства. К сожалению, эта помощь не адекватна. В частности, с вводом в действие Закона РФ «О техническом регулировании» резко понижается статус ГОСТов, что для такой страны, как Россия, может создать и уже создает значительные проблемы. Главная из них – отсутствие единой технической политики в области развития распределительных сетей и управления ими.

Финансирование этого развития и его научного обеспечения явно недостаточно и осуществляется по остаточному принципу. Более чем десятилетний кризис в электроэнергетике России значительно усугубил ситуацию. Начавшиеся в последние годы реформы управления электроэнергетикой коснулись пока системообразующих сетей 220 кВ и выше, проблем в которых тоже много, но не столько, сколько их накопилось в распределительных сетях.

Надежды на активность отечественных и западных инвесторов и внедрение западных технологий в управление отечественными распределительными сетями скорее всего обречены в связи с тем, что российское законодательство, менталитет, климатические условия, особенности построения сетей (большая разветвленность и протяженность, другое сетевое оборудование, низкое качество электроэнергии, высокие уровни помех и т. д.), системы управления и программное обеспечение существенно отличаются от зарубежных. Правильнее ориентироваться на свои силы с учетом передового отечественного и зарубежного опыта. Для этого имеются все предпосылки, о чем свидетельствуют наметившиеся тенденции в мире и передовых отечественных энергосистемах и сетях.

В середине 1980–начале 1990х годов в ОАО «ВНИИЭ» был разработан целый комплект документов по созданию и развитию АСУ ПЭС и РЭС. Конечно, эти документы на на данный момент сильно устарели и требуют пересмотра.

Тенденции и перспективы развития
Цифровые и информационные технологии
Мировые тенденции развития систем управления неразрывно связаны с переходом к цифровым технологиям, обеспечивающим принцип. возможность создания интегрированных иерархических систем. При этом распределительные электрические сети в этих системах являются нижним иерархическим звеном, неразрывно связанным с верхними уровнями управления.

Основой перехода к цифровым технологиям является техническое перевооружение и модернизация системы связи и телекоммуникаций с резким увеличением объема и скорости передачи информации. Поэтапный переход к цифровым интегрированным системам управления будет определяться этапами внедрения Единой цифровой системы связи в энергетике и займет не менее 10–15 лет.

В последние годы ХХ века ведущими специалистами мира в области телекоммуникаций был выдвинут тезис: «ХХ век – век энергетики, а ХХI век – век информатики». же появился новый термин: «инфокоммуникации», объединяющий «информатизацию» и «телекоммуникацию». Думается, правильнее сказать, что XXI век будет веком и энергетики, и инфокоммуникаций, основанных на современных информационных и цифровых технологиях.

Важнейшими тенденциями развития инфокоммуникационных сетей являются:

повышение надежности и срока службы телекоммуникационных сетей;

разработка методов прогнозирования развития телекоммуникаций в регионах в зависимости от потребления электроэнергии;

создание систем управления инфокоммуникационной средой;

внедрение одновременно с развитием цифровых сетей современных телекоммуникационных технологий, в первую очередь, волоконнооптической технологии;

внедрение в ряде стран так называемых PLCтехнологий использования электрических сетей 0,4–35 кВ для передачи любой информации с подстанций, энергопредприятий, промышленных предприятий до контроля и управления энергопотреблением  в быту, в том числе решения задач АСКУЭ, информационного обеспечения деятельности абонентов электрической сети 0,4–35 кВ;

использование средств связи для охраны энергообъектов, видеонаблюдений.

Базовые информационные технологии
Одним из главных признаков современных автоматизированных систем управления является интеграция (комплексирование) множества программных продуктов в единое информационное пространство.

В настоящее время весьма быстрыми темпами развивается технология интеграции, основанная на Интернеттехнологиях и на открытых стандартах, которые позволяют:

создать техническую инфраструктуру для проектирования приложений и возможностей для развития системы в течение длительного времени;

обеспечить принцип. возможность интеграции продуктов таких компаний, как Microsoft, ORACLE, IBM и др.;

обеспечить принцип. возможность последовательной интеграции существующих продуктов без существенных их изменений и перепрограммирования;

обеспечить масштабируемость и переносимость программного обеспечения с целью тиражирования ее на предприятиях компании.

Геоинформационные технологии
Стремительное развитие средств вычислительной техники и телекоммуникаций, систем спутниковой навигации, цифровой картографии, успехи микроэлектроники и другие технологические достижения, непрерывное совершенствование стандартного и прикладного программного и информационного обеспечения создают объективные предпосылки для все более широкого применения и развития качественно новой области знаний – геоинформатики. Она возникла на стыке географии, геодезии, топологии, обработки данных, информатики, инженерии, экологии, экономики, бизнеса, других дисциплин и областей человеческой деятельности. Наиболее значимыми практическими приложениями геоинформатики как науки являются геоинформационные системы (ГИС) и созданные на их основе геоинформационные технологии (ГИСтехнологии).

Аббревиатура ГИС есть уже более 20 лет и первоначально относилась к совокупности компьютерных методов создания и анализа цифровых карт и привязанной к ним тематической информации для управления муниципальными объектами.

Все большее внимание применению ГИСтехнологий уделяется в электроэнергетике и, в первую очередь, в электрических сетях ОАО «ФСК ЕЭС», АОэнерго и городов.

Уже первые опыты использования ГИС в качестве информационносправочных систем в отечественных электрических сетях показали безусловную полезность и эффективность такого использования для:

паспортизации оборудования сетей с их привязкой к цифровой карте местности и различным электрическим схемам: нормальной, оперативной, поопорной, расчетной и т. п.;

учета и анализа технического состояния электротехнического оборудования: линий, трансформаторов и т. п.;

учета и анализа платежей за потребленную электроэнергию;

позиционирования и отображения на цифровой карте места нахождения оперативновыездных бригад и т. п.

так же большие перспективы открываются в применении ГИСтехнологий при решении задач: оптимального планирования развития и проектирования; ремонтного и эксплуатационного обслуживания электрических сетей с учетом особенностей рельефа местности; оперативного управления сетями и ликвидацией аварий с учетом пространственной, тематической и оперативной информации о состоянии сетевых объектов и режимах их работы. Для этого уже на данный момент необходима информационная и функциональная увязка ГИС, технологических программных комплексов АСУ электрических сетей, экспертных систем и баз знаний по решению перечисленных задач. В ОАО «ВНИИЭ» разработана системасоветчик для анализа заявок на ремонты сетевого оборудования. Ведутся работы по привязке программ расчета потерь к ГИС.

В последние годы наметилась вполне определенная тенденция разработки интегрированных систем инженерных коммуникаций на единой топографической основе города, района, области, включающих в себя тепловые, электрические, газовые, водопроводные, телефонные и другие инженерные сети.

Структура автоматизированной системы оперативнодиспетчерского управления распределительных сетевых компаний (АС РСК)
Цель создания АС РСК – повышение экономичности и надежности распределения электрической энергии и мощности за счет обеспечения максимальной эфф. оперативнотехнологической деятельности РСК путем комплексной автоматизации циклов сбора, обработки, передачи информации и принятия решений на основе современных информационных технологий.

АС РСК должна представлять собой распределенную иерархическую систему, на каждом уровне которой решается обязательный базовый состав задач, обеспечивающий выполнение основных функции оперативнотехнологического управления.

Основные подсистемы АС РСК:

автоматизированное оперативнодиспетчерское управление электрическими сетями, выполняющее функции:

а) текущего управления;

б) оперативного управления и планирования;

в) контроля и управления электропотреблением;

г) планирования и управления ремонтами;

автоматизированное технологическое управление:

а) релейной защитой и автоматикой;

б) напряжением и реактивной мощностью;

автоматизированная система коммерческого и технического учета электроэнергии (АСКУЭ);

система связи, сбора, передачи и отображения информации.

В силу ограничений по объему статей остановимся лишь на основных тенденциях и перспективах развития основных подсистем АС РСК.

Релейная защита и автоматика
Основные направления развития РЗА в распределительных электрических сетях:

замена физически изношенной, выработавшей свой срок службы аппаратуры;

модернизация устройств РЗА с ориентацией на использование нового поколения микроциклорных устройств;

интеграция микроциклорных средств РЗА в состав единой АСУ ТП питающих подстанций;

расширение функций РЗА на задачи измерений и контроля с учетом требований к надежности ее работы, в том числе с применением международных стандартов по интерфейсам связи.

Регулирование напряжения и реактивной мощности
Основные задачи по повышению эфф. регулирования напряжения:

повышение надежности и качества эксплуатационного обслуживания средств регулирования напряжения, в первую очередь, регулирования напряжения под нагрузкой и автоматическое регулирование напряжения;

контроль и анализ графиков нагрузки потребителей и напряжений в узлах электрических сетей, повышение достоверности и объемов измерений реактивной мощности в распределительных сетях;

внедрение и систематическое использование программного обеспечение по оптимизации законов регулирования напряжения в распределительных сетях, практическая реализация этих законов;

организация дистанционного и автоматического управления отпайками трансформаторов из диспетчерских центров;

установка дополнительных дистанционно управляемых средств регулирования напряжения, например, вольтодобавочных трансформаторов на магистралях длинных распределительных линий среднего напряжения, на которых средствами централизованного регулирования невозможно обеспечить допустимые отклонения напряжения в узлах сети.

Автоматизация учета электроэнергии
Автоматизация учета электроэнергии – стратегическое направление снижения коммерческих потерь электроэнергии во всех без исключения странах, основа и обязательное условие функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии.

Современные АСКУЭ должны создаваться на основе:

стандартизации форматов и протоколов передачи данных;

обеспечения дискретности учета, сбора и передачи данных коммерческого учета, необходимой для эффективного функционирования конкурентного розничного рынка электроэнергии;

обеспечения расчета фактических и допустимых небалансов электроэнергии в электрических сетях, локализации небалансов и принятия мер по их снижению;

взаимной увязки со средствами АСДУ, АСУ ТП и противоаварийной автоматики.

Для сбора информации прослеживается устойчивая тенденция по замене индукционных счетчиков на электронные не только изза более высоких пределов точности, но и за счет меньшего потребления по цепям трансформатора тока и трансформатора напряжения.

Особое значение для розничного рынка электроэнергии и для снижения потерь электроэнергии в электрических сетях имеет исключение самообслуживания (самосписания показаний) счетчиков электроэнергии бытовыми потребителями. Для этого во всем мире ведутся разработки АСКУЭ бытовых потребителей с передачей данных от счетчиков электроэнергии по силовой сети 0,4 кВ или по радиоканалам в центры сбора данных. В частности, широкое применение находят уже упоминавшиеся выше PLCтехнологии.

Применение современных средств секционирования распределительных электрических сетей и децентрализованной автоматизации
Во множественных странах для повышения надежности работы распределительных сетей, сокращения времени поиска места повреждения и числа перерывов электроснабжения многие годы используют «магистральный принцип» построения таких сетей, основанный на оснащении сетей автоматическими пунктами секционирования столбового исполнения – реклоузерами, совмещающих в себе функции:

определения места повреждения;

локализации повреждения;

восстановления питания.

Выводы
Необходимые первоочередные задачи:

разработка концепции и перспективной программы развития, модернизации, технического перевооружения и реконструкции распределительных электрических сетей 0,38–110 кВ, средств и систем управления их режимами, ремонтным и эксплуатационным обслуживанием;

переход от остаточного к приоритетному принципу выделения финансовых и материальных ресурсов по поэтапной практической реализации этой концепции и программы с пониманием решающей важности опережающего развития распределительных сетей и систем их управления для эффективного функционирования не только розничного, но и оптового рынков электроэнергии;

разработка современной, ориентированной на рыночные условия хозяйствования и управления, нормативнометодической базы развития распределительных электрических сетей и систем управления ими;

разработка экономически обоснованных требований к отечественной промышленности по производству современного оборудования электрических сетей и систем управления ими;

организация системы сертификации и допуска в эксплуатацию отечественного и импортного оборудования для распределительных сетей и систем управления ими;

реализация и анализ результатов внедрения пилотных проектов по отработке новых перспективных технологий и систем автоматизированного управления распределительными электрическими сетями.

Разработка и внедрение эффективных автоматизированных систем управления распределительными электрическими сетями – комплексная задача, требующая значительных капиталовложений.

Каждая распределительная компания и АОэнерго прежде чем начинать модернизацию и техническое перевооружение действующей системы управления электрическими сетями или создавать новую, должны ясно понимать набор решаемых задач, предполагаемый эффект от внедрения АСУ.

Необходимо разработать современные методики расчета экономической эфф. АСУ ПЭС и РЭС (распределительная сетевая компания), этапности их создания и развития.

Главный вопрос, который возникает при разработке и внедрении новых технологий управления электрическими сетями – где взять деньги на все это?

Источников финансовых средств на самом деле может быть несколько:

централизованное финансирование пилотных проектов и нормативнометодических документов;

тарифы на электроэнергию;

консолидация определенной части финансовых средств будущих распределительных сетевых компаний и на данный моментшних АОэнерго в официально созданном партнерстве – российской ассоциации предприятий;

заинтересованные инвесторы.

В российских условиях, как показала практика передовых энергосистем, должен работать принцип «Кто хочет решить задачу, ищет и находит способы ее решения, кто не хочет – ищет первопричины, почему решение невозможно, либо ждет, когда за него решат другие».

Как следует из статьи, возможностей и путей для повышения эфф. управления распределительными сетями России достаточно. Необходимо понимание важности и активное желание практической реализации этих возможностей.