ИННОВАЦИОННАЯ ТЕХНИКА ДЛЯ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ SMARTGRIDS

Анализ опыта работы "умных счётчиков в Германии".

Бернд Михаэль Бухгольц[1], Dr. Ing., консультант,

bernd.buchholz@ntb-technoservice.com

 

Весной 2005 г. на европейском совещании экспертов обсуждались проблемы развития электрических сетей и, в частности, назревающая необходимость в ближайшем будущем системной интеграции сотен гигаватт ветровой и солнечной генерации, миллионов малых генераторов в домашних хозяйствах, в электрических авто. В итоговом документе "Видение и стратегия европейских электрических сетей будущего"[2] в апреле 2006 г. появилось понятие "Smart Grids" ("интеллектуальные сети", "умные сети"). С тех пор это название утвердилось по всему миру и было перенесено на соответствующие компоненты и технологии. Сегодня мы говорим о "smart distribution" ("интеллектуальное распределение"), "smart meter" ("интеллектуальный измерительный прибор"), "smart home" ("умный дом").

В "Стратегическом плане преобразования интеллектуальных сетей"[3] (Евросоюз, 2008 г.) термин "Smart Grids" определяется следующим образом:

"Интеллектуальная сеть – электрическая сеть, которая разумно координирует действия всех присоединённых пользователей – производителей электроэнергии, потребителей, аккумулирующих устройств, чтобы гарантировать эффективность бесперебойного, экологичного, экономичного и надёжного электроснабжения".

Из этого короткого и простого определения можно выделить следующие шесть свойств интеллектуальных сетей:

1) объединение своих пользователей в информационную сеть с использованием современных информационных и коммуникационных технологий для разумной координации (это означает, особенно для распределительных сетей, появление новых участников рынка, которые осуществят такое объединение);

2) обеспечение свободного от дискриминации доступа к сетям всех видов генерации электрической энергии и возможность развития рынка электроэнергии;

3) обусловленность гибкости электроснабжения за счёт сетевой интеграции генерации всех размеров и технологий, надёжное и без рисков управление;

4) гарантия максимальной доли возобновляемых источников энергии в нагрузке и содействие надёжному и экологически оптимальному производству электроэнергии;

5) возможность участия конечных потребителей в рынках электроэнергии (косвенно – благодаря динамичным тарифам и более полной информированности клиентов о реальном потреблении и сопряжённых с ним цен; напрямую – за счёт регулируемых нагрузок и участия в рынке резервной мощности);

6) достижение оптимальной надёжности и экономичности электроснабжения, минимального влияния на окружающую среду.

На рис. 1 представлена интеллектуальная сеть, объединяющая не только обычные для сегодняшнего дня объекты генерации – конденсационные электростанции (с сокращённым выбросом вредных веществ), электростанции на биомассе, ветроэнергетические установки (наземные и надводные), гидроэлектростанции, фотогальванические энергетические установки, но и элементы электрической сети будущего – приливные электростанции, топливные элементы, домашние теплоэлектростанции, инновационные аккумуляторы и водородные заправки.

 

Рис. 1. Интеллектуальная сеть – интеграция всех видов и размеров объектов генерации – по ширине 140 мм

и с подписью справа (слева)– на ширину полосы.

 

Технологический потенциал производства электроэнергии в Евросоюзе представлен в таблице. ЕС стремится постепенно использовать указанный потенциал и продвигает соответствующие программы. Активное освоение солнечной энергии Сахары в рамках программы Desertec[4] даёт уверенность, что эти цели будут достигнуты. Отметим, что ввод мощностей явно превысит сегодняшнюю установленную мощность в центрально-европейской объединённой сети UCTE (около 600 ГВт). И существующие в настоящее время сети могут не осилить подобный рост мощности – этим ясно объясняется необходимость в технологиях "Smart Grids".

Технологический потенциал производства электроэнергии в ЕС[5]

Вид генерации

2020 г.

2030 г.

Доля покрытия нагрузки, %

Установленная мощность, ГВт

Доля покрытия нагрузки, %

Установленная мощность, ГВт

Ветровая

11

180

18

300

Фотогальваническая

3

125

14

665

Солнечные электростанции

1,6*

1,8

5,5*

4,6

ГЭС

8,7

108

8,3

112

Малые ГЭС

1,6

18

1,6

19

За счёт энергии волн

0,8

10

1,1

16

Биомасса

4,7

30

5,3

190

ТЭЦ

18

185

21

235

Итого

49,4

657,8

75,8

1542

*Импорт из Северной Африки.

 

Smart Grids – инновационные технологии. Приведём ещё одно определение интеллектуальных сетей, общепринятое в США: "Smart Grids – это электрические сети, в которых интенсивно используются инновационные технологии".

Задачи интеллектуальных сетей и технологические требования к ним существенно различаются при передаче и распределении электроэнергии.

В передающих сетях уже сегодня существует удовлетворительная коммуникационная инфраструктура, чаще всего она находится в собственности компаний, эксплуатирующих сети. Здесь главная задача – усиление сетей, чтобы без рисков транспортировать новые мощности от электростанций к центрам нагрузки.

Существующие передающие сети проектировали с учётом выработки электроэнергии вблизи центров нагрузки. Значительное увеличение потоков электроэнергии от ветровой генерации в Северной Германии (25,8 ГВт в 2009 г.) и растущая трансграничная торговля электроэнергией планомерно приведут к дефициту в передающих сетях. Проблема может быть решена лишь благодаря расширению сетей. В долгосрочной перспективе передающая сеть 380 кВ не будет отвечать требованиям. В Европе должны найти применение новые технологии передачи электроэнергии – воздушные линии переменного тока 1000 кВ, передающие системы постоянного тока 800 кВ, подземные газоизолированные проводники, регулирование реактивной мощности с помощью гибкой системы передачи переменного тока (FACTS – Flexible AC Transmission Systems).

На средне- и краткосрочную перспективу в передающих сетях необходим разумный дефицитный менеджмент, чтобы избегать перегрузок линий. Здесь необходим "переворот" в технике защиты и автоматики сетей. Общий подход к такому менеджменту представлен на рис. 2. Адаптивная защита предполагает, что её установки согласуются с состоянием сети, чтобы улучшить селективность и вместе с тем избежать ложных срабатываний.

Рис. 2. Методы разумного менеджмента дефицита в передающей сети.

 

Контроль и защита отдалённых участков базируются на устройствах Phasor Measurеment Units (PMU) – приборах, измеряющих комплексные величины тока и напряжения и передающих информацию в расчётный центр. PMU синхронизируемы с точностью до микросекунды. На центральном ПК можно наблюдать изменения на отдалённых участках и идентифицировать критические состояния, PMU дают возможность очень точно определить место повреждения. Перед выполнением сетевого переключения, как правило, должны быть произведены расчёты перетоков мощности для (n-1) режимов. Возможности интеллектуальных сетей позволят производить расчёты в режиме реального времени, с учётом актуальных параметров сети для проверки селективности защиты и динамической устойчивости.

В распределительных сетях необходимо принимать во внимание следующие технологические задачи:

·                        координацию большего количества малых генерирующих мощностей таким образом, чтобы в каждый момент генерация соответствовала потреблению; это также означает согласование отклонений выработки индивидуальных ветровых и солнечных энергоустановок благодаря их сочетанию с регулируемыми источниками энергии и аккумуляторами; в результате такой координации образуется виртуальная электростанция – действующая подобно реальной электростанции; привязку потребителей к рынку электроэнергии благодаря переменным тарифам и наглядному представлению действующего потребления.

·                        привязку потребителей к рынку электроэнергии благодаря переменным тарифам и наглядному представлению действующего потребления.

Автоматизация, дистанционный контроль и управление на среднем напряжении 380 В становятся практически реализуемыми, когда создание соответствующей связующей сети экономически обосновано. Эти задачи решаемы лишь тогда, когда выполнены две технологические предпосылки.

1.                     Потребители электроэнергии (клиенты) оснащены "умными" счётчиками. Такого рода "умный" счётчик обладает рядом инновационных функций:

·                        дистанционного считывания показателей;

·                        дистанционного параметрирования;

·                        приёма и отображения сигналов цен (переменных тарифов);

·                        дистанционного отключения/включения сетевого присоединения при необходимости;

·                        аварийных сигнализации и управления;

·                        распознавания манипуляций со счётчиком и хищений энергии;

·                        интервального учёта данных (за определённые периоды времени);

·                        управления нагрузкой;

·                        контроля и управления децентрализованной генерацией.

Кроме того, они могут обеспечить сопряжение визуализации потребления и автоматизации зданий (с управлением потреблением энергии) – например, "умный дом" представлен на рис. 3.

Рис. 3. Интеллектуальный (умный) счётчик и предложение по рыночной привязке потребителей электроэнергии.

 

2. Коммуникационные и информационные сети для обмена данными между всеми участниками не должны оканчивается в трансформаторных станциях среднего напряжения, как сегодня, а идти до зданий потребителей низкого напряжения – с тем, чтобы вообще иметь возможность использовать полезные функции новых счётчиков.

Новые приборы должны постепенно внедряться: начиная с 2010 г. при всех переустановках счётчиков необходимо использовать только "умные счётчики".

Коммуникационные инфраструктуры как основа интеллектуальных сетей. Коммуникационные инфраструктуры существуют сегодня практически повсеместно, и их надо использовать для новых задач передачи данных в интеллектуальных сетях. В каждом конкретном случае могут быть по технико-экономическим соображениям выбраны различные локальные варианты: проводные телекоммуникационные сети, радиопередача, передача данных по электрическим кабелям или воздушным линиям.

Таким образом, в интеллектуальных сетях рядом с потоком энергии существует также информационный поток между участниками сети. Каждый участник может обмениваться информацией с любым другим участником сети, при этом они должны "говорить на одном языке" и понимать друг друга. Для этого используются интернациональные коммуникационные протоколы и технологии "plug and play" Как правило, требуется  гармонизировать семь слоёв рекомендационной модели ISO/OSI (стандарт взаимодействия открытых систем), начиная от физического слоя 1 и слоя сообщения 2 до прикладного слоя 7.

В электрических сетях исторически применяют различные коммуникационные протоколы – в различных областях, для различных компонентов электроустановок. Следовательно, в различных интерфейсах необходимы протокольные конверторы (языковые переводчики), которые, к сожалению, усложняют коммуникации и снижают их надёжность. Перспективы развития коммуникаций иллюстрирует рис. 4.

Рис. 4. Существующее и необходимое состояние коммуникаций в электрических сетях:

ПС – передающая сеть; Рег – региональный; п/ст – подстанция; ПУ – пункт управления; ВЭС – возможная электростанция; СН среднее напряжение; НН – низкое напряжение;

↔ - проницаемость;  ↔

                                                        ↔ - протокольное многообразие

                               ↔

 

Может быть использован и самый новый коммуникационный протокол по стандарту IEC 61850. Этот стандарт был составлен сначала в качестве коммуникационного стандарта для трансформаторных подстанций – IEC 61850-8.1 для связи между панелями распределительных щитов и станциями, IEC 61850-9.1/2 для передачи исходных данных процесса, измеренных мгновенных значений, индикации состояний[6]. Он базируется на светодиодной технике и стандарте Ethernet для слоёв 1 и 2. Стандарт IEC 61850 позволяет сделать передачу данных безопасной и эффективной (например, предусмотрено распознавание ошибок и повторные запросы телеграмм).

Работы по применению стандартов IEC для всех коммуникационных задач в электрической сети продолжаются; используются стандарты IEC 61850-80-1 для адаптации IEC 60870-5-101/104 к моделям данных, IEC 61850-7-420 для распределённых источников энергии, IEC 61400-25 для ветровых установок.

Однако следует учесть, что стандарт IEC 61850 не может применяться для счётчиков и зданий на самом нижнем уровне, где коммуникации должны быть по возможности простыми. Здесь образовалось вавилонское смешение языков с различными коммуникационными протоколами и стандартами регионального или производственного значения. В настоящее время проводится работа по утверждению стандартных простых и эффективных коммуникационных структур для домашних счётчиков различных видов[7]. Фаворитами стандартных коммуникаций счётчиков в Европе являются SML и M-Bus; в коммуникациях для автоматизации зданий в среднесрочной перспективе фаворитами могут стать KNX или Bacnet.

Данные счётчиков, как правило, обрабатываются на уровне района обслуживания в концентраторе данных (устройстве сжатия данных) и передаются дальше. Концентратор данных может служить также декодирующим устройством в коммуникационном протоколе. IEC 61850 предлагает для этого стандартизированный файлопереводчик. Здесь (рис. 5) преобразованию подвергается только ограниченное количество сигналов или наборов данных (в отличие от множества данных в ЛВС – локальной вычислительной сети).

Рис. 5. Автоматизация здания с передачей данных в глобальной вычислительной сети.

 

Новые производители услуг и интеллектуальные счётчики. Не только электроэнергетика, но и другие отрасли – тепло-, газо-, водоснабжение – всё больше и больше нуждаются в коммуникационных счётчиках. Инновационные программы[8] исходят из того, что различные отраслевые счётчики связываются воедино через "мультисервисные контроллеры" (МСК). Предлагается независимая рыночная роль "эксплуатация средств измерения", которая предполагает для различных потребителей сети и поставщиков множество уровней сети. В некоторых странах (Великобритания, Нидерланды) эта независимая рыночная роль успешно реализована. В Великобритании в сервис входит не только эксплуатация счётчиков и считывание их показаний, но и отчётность, и инкассация.

Интеллектуальная сеть предполагает, что каждый её участник получает нужную ему информацию. Правда, эти участники имеют различные требования: эксплуатационника распределительной сети интересует профиль нагрузки; поставщику необходимы все измеренные величины с соответствующими тарифами для расчёта; потребителю электроэнергии требуется обзор его электропотребления и цéны; виртуальной электростанции необходимы данные по выработке и аккумулированию. Эту задачу выгодно решать на уровне концентратора данных, где пакеты данных формируются для каждого клиента в отдельности и сообщаются по условленным адресам по ожидаемым протоколам. Предоставление услуг коммуникационной инфраструктуры для объединения участников интеллектуальной сети – новая услуга, которую может освоить один из активных продавцов на данной территории.

Системная интеграция может совершенствоваться благодаря унифицированным моделям данных в менеджменте предприятий, участвующих в электроснабжении. Банки данных на основе IEC 61968 для. распределительных и IEC 61970 для передающих сетей будут применяться. Eдиные стандартизованные модели данных обеспечат лёгкий обмен данными между предприятиями, что в интеллектуальных сетях становится всё более необходимым.

Плюсы интеллектуальных измерений. Во всём мире постепенно приходят к соглашению, что интеллектуальные измерения необходимы для снижения выбросов углекислого газа, маневрирования пиками нагрузок и повышения эффективности энергетики. В то же время многосторонне обсуждается, каков потенциал и рентабельность инвестиций для широкого применения умных измерений.

Переменные тарифы должны дать толчок к изменению поведения потребителей – снижению потребления и переносу пиков нагрузки на время с низким потреблением или во временнýю область с избыточной выработкой электроэнергии на возобновляемых источниках (например, ветровой энергии).

Бытовые потребители понимают важность экономии электроэнергии – например, за счёт выключения приборов, которые часто находятся в режиме ожидания. Переменные тарифы стимулируют их к переносу больших, не критичных по времени нагрузок на периоды низких тарифов – по возможности автоматически, средствами автоматизации здания. По данным США, можно ожидать, что потребители электроэнергии таким образом могут сэкономить до 5–15 % затрат.

Сетевые организации могут ожидать более низких пиков нагрузок из-за изменения поведения потребителей и, следовательно, отдалить мероприятия по расширению сетей. За счёт управляемости малой генерации и аккумулирования энергии возможно улучшение стабильности распределительной сети, прежде всего в отношении надёжности снабжения и качества электроэнергии.

Виртуальные электростанции на основе данных, получаемых в режиме реального времени, могут оптимально позиционироваться на рынке электроэнергии или рынке резервной мощности.

Поставщики электроэнергии повышают эффективность торговли энергией благодаря вводу распределённой генерации.

Формируются новые рынки услуг – коммуникационно-информационные технологии, эксплуатация средств измерения, возникают новые игроки рынков.

Сегодня введение интеллектуальных измерений для всех участников процесса фактически беспроигрышно, хотя численная оценка прибыли зависит от многих факторов. Но даже если ныне польза от интеллектуальных измерений не может быть конкретно доказана в евро и центах, всё же ясно одно: без интеллектуального прибора не будет никакой интеллектуальной сети! Без интеллектуальных сетей мы не обеспечим качественное и экологичное энергоснабжение с привычной надёжностью и стабильностью!



[1] Доктор Бернд Михаэль Бухгольц – автор ряда книг и публикаций по технологиям "Smart Grids", в 2005–2009 гг. – член Европейского Совета по интеллектуальным сетям. Материал предоставлен автором, перевод на русский язык выполнен В. А. Грозных и Ю. В. Матюниной.

[2]

[2] Vision and strategy for Europe’s electricity networks of the future//www.smartgrids.eu/documents/vision.pdf

[3]  Strategic deployment document for Europe’s electricity networks of the future //www.smartgrids.eu/ documents/3rdGA/ SmartGrids_SDD_Draft_25_sept_2008

[4] www.desertec.org/fileadmin/downloads/DESERTEC-WhiteBook_en_small.pdf

[5] A European Strategic Energy Technology Plan. Technology Map. Commission of the European Communities. SEC(2007)1510, Brussels 22.11.2007.

[6] Distribution 2020. Virtuelle Kraftwerke in Verteilungsnetzen. Technische, regulatorische und kommerzielle Rahmenbedingungen. VDE – Studie 2008.

[7] Status of technical and commercial standardisation of communication protocols for use by DER & Smart Grids. CIGRE Report C.6.10. Paris, 2009; см. также www.dlms.com; www.figawa.de

[8] www.m-u-c.org