Особенности развития интеллектуальных энергосистем с учетом фактора надежности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вызовы современности и мировые тенденции развития энергосистем

Особенности развития интеллектуальных энергосистем с учетом фактора надежности

Кучеров Ю.Н.

Федоров Ю.Г.

Развитие современного общества в технологически развитых странах, а также центрах бурного экономического роста сталкивается с рядом проблем, обусловленных ограниченностью энергоресурсов и необходимостью эффективного использования энергии при производстве продукции и в жизнедеятельности в целом. Среди основных вызовов современности, оказывающие большое влияние на характер развития электроэнергетики, выделим следующие:

постоянный рост энергопотребления, в том числе, электропотребления;

повышение требований к надежности энергоснабжения и качеству услуг конечных потребителей;

изменчивые цены на энергоносители;

стремление к использованию экологически чистых источников энергии и минимизации негативного воздействия на природу;

глобализация рыночных отношений на континентальном и межконтинентальном пространстве, в том числе, внедрение рыночных отношений в электроэнергетику.

В ответ на вызовы современности изменяется направление развития электроэнергетики, которая приобретает при этом ряд характерных особенностей:

активное стимулирование энергосбережения и снижения потерь электроэнергии;

стремительный рост «зеленой» генерации и распределенных источников электроэнергии;

высокие стандарты надежности и качества электроснабжения;

либерализация рынка электроэнергии и рост энергообменов между энергосистемами;

рост информационной обеспеченности субъектов электроэнергетики и потребителей, и др.

В результате к современной электроэнергетической системе (ЭЭС) выдвигается ряд качественно новых требований, переводящих ее на новую ступень развития. В первую очередь, требования направлены на повышение эффективности использования энергии и надежности электроснабжения потребителей, а также на возможность значительно более гибкого участия субъектов рынка электроэнергии, в том числе, потребителей электроэнергии, в режимном и противоаварийном управлении в соответствии с их индивидуальными особенностями. В числе таких требований необходимо выделить следующие:

оптимальный выбор состава генерирующих источников, в том числе, распределенной генерации;

интеграция в ЭЭС разнородных источников электроэнергии, в том числе, на основе возобновляемых энергоносителей;

автоматическое обнаружение, устранение или уменьшение последствий нарушений в работе ЭЭС как на локальном, так и на системном уровне;

возможность развития набора рыночных механизмов оказания системных услуг;

стимулирующее управление спросом и принудительное ограничение электропотребления;

устойчивость к воздействию угроз безопасности - физической, информационной и ресурсной;

оптимальное использование и обслуживание производственных фондов электроэнергетики.

Следствием возрастания роли информационной коммуникации между участниками технологической цепочки: от производства до потребления электроэнергии, является соединение инфраструктуры силовой электрической части ЭЭС и информационно-коммуникационной инфраструктуры ЭЭС. Образование такого рода энергоинформационной системы является стратегической целью развития ЭЭС в ведущих странах Северной Америки и Западной Европы и представляет новый этап развития электроэнергетики в соответствии с требованиями времени [1,2].

Технологические достижения и посылы к созданию интеллектуальных энергосистем

Рост координации с передачей функции принятия решений на уровень автоматических систем управления, повышение их адаптивности, способность к рефлексии, возможность комплексной оптимизации в ЭЭС позволяют говорить о существенном развитии интеллекта автоматических систем управления ЭЭС. Отличительной особенностью интеллектуальной ЭЭС (ИЭС) является способность самостоятельного принятия решений, самодиагностика и самовосстановление.

Идея интеллектуализации ЭЭС, родственная принципам кибернетического управления, в настоящее время получила возможность воплощения на более глубоком уровне. Во многом это обусловлено достижениями в технике и технологиях, предоставившими возможности, с одной стороны, мониторинга состояния больших энергосистем и гибкого управления потокораспределением мощности в электрической сети, а с другой стороны, развития распределенной генерации и микро-энергосистем у потребителей электроэнергии, интегрированных с ЭЭС.

В табл. 1 приведены некоторые примеры новшеств в области силового оборудования и информационных технологий, появление которых сформировало посылы к глубоким изменениям и переходу к ИЭС. Применение новых материалов для силового энергетического и электротехнического оборудования позволило увеличить плотность энергии, преобразуемой на объектах электроэнергетики, а также повысить ресурс и продолжительность межсервисного (межремонтного) интервала. Развитые информационные системы диагностики и контроля состояния оборудования, в том числе, встроенные системы диагностики, предоставили возможность гибкого подхода к определению допустимой нагрузки и необходимости проведения технического обслуживания.

Особенно интенсивное развитие технологий в настоящее время наблюдается в области сверхмощных дальних электропередач, необходимых для связи крупных источников электроэнергии и центров потребления, и распределительного сектора ЭЭС, что отражает общую тенденцию к возрастанию роли потребителей и веса распределенной генерации. В связи с этим необходимо выделить развитие высоковольтной преобразовательной техники и высокоамперной техники на низком напряжении.

Таблица 1 - Примеры технологических новшеств в ЭЭС

Силовое энергетическое и электротехническое оборудование
Производство электроэнергии	Парогазовые и пылеугольные энергоблоки высокой эффективности (КПД порядка 60% и 48% соответственно) Ветроустановки и ветропарки большой установленной мощности (установки по 2-5 МВт и более, станции по несколько сотен МВт) Солнечные электростанции (десятки и сотни МВт) Установки распределенной генерации на стороне потребителя
Преобразование электроэнергии	Мощные транзисторы и тиристоры (IGBT, IGTC) Тиристорные установки HVDC (мощностью до 9 ГВт на два полюса и напряжение до ±800 кВ) Транзисторные установки HVDC-Light (мощностью до 500 МВт и напряжение ±200 кВ)
Передача электроэнергии	Кабельные передачи постоянного тока с изоляцией из сшитого полиэтилена (мощностью более 1 ГВт) ВЛ с высокотемпературными проводами повышенной нагрузочной способности (ACAR, AAAC) Силовые коммутационные аппараты с высоким коммутационным ресурсом и номинальными параметрами (напряжение до 1200 кВ, токи к.з - 80 кА на высоком напряжении и 200 кА на генераторном) Управляемые электропередачи (FACTS, VSC, UPFC) Газоизолированные линии и трансформаторы Кабели и токоограничивающие устройства на базе ВТСП Аккумуляторные батареи большой емкости
Потребление электроэнергии	Энергосберегающие бытовые приборы Электромобили Накопители энергии
Информационно-коммуникационные технологии и технологии управления
Режимное и противоаварийное управление	Автоматические переключения и реконфигурация сети Оценка надежности ЭЭС в оперативном режиме Динамическая оценка состояния ЭЭС по данным синхронных векторных измерений (WAMS) Глобальная система защиты и противоаварийного управления (WAMPAC)
Управление потреблением электроэнергии	Развитые системы измерений (Advanced Metering Infrastructure - AMI) Микро-энергосистема (microgrid) Технологии «умный дом/офис»
Мониторинг состояния оборудования	Интеллектуальные устройства контроля и управления (Intelligent Electronic Device - IED) Геоинформационные системы управления производственными фондами
Обработка и передача информации	Мультиагентные технологии для создания многоуровневой, распределенной системы управления Нейронные сети, методы и технологии распределенных вычислений, технология информационного облака Мощные вычислительные машины, быстрые каналы связи, развитая сеть интернет

Следует отметить, что технологическое развитие связано не только с ростом технических параметров силового высоковольтного оборудования. Например, развитие электротехнической промышленности позволило повысить надежность выключателей, кабельных линий, преобразователей вида тока, что положительным образом сказывается на надежности функционирования ЭЭС и предоставляет новые возможности для новых схемных решений в развитии электрической сети, коммутационных узлов ЭЭС, схем электроснабжения потребителей.

На рис. 1 приведены основные технологии, характерные для определенного сектора ИЭС, как например, инфраструктура для электромобилей (EV), или охватывающих ИЭС в целом, как информационно-коммуникационные технологии (ICT), которые играют существенную роль в интеллектуализации ЭЭС и повышении степени информационной интеграции субъектов электроэнергетики.



Рисунок 1 - Области применения технологий Smart Grid [3].

Ряд новых технологий, основанных на цифровой обработке информации, открыл новые возможности в управлении ЭЭС. Например, векторные измерения электрических параметров ЭЭС (WAMS) позволяют повысить качество решения задач оценивания состояния ЭЭС и мониторинга запасов устойчивости синхронных электрических машин. Развитая информационная сеть предоставила возможность контроля состояния распределенных источников энергии в диспетчерских центрах. Цифровые устройства релейной защиты и автоматики позволяют реализовывать более совершенные алгоритмы обнаружения и локализации нарушений в работе ЭЭС. Использование информационной шины на цифровой подстанции расширяет возможности контроля и управления, в том числе, дистанционного. Интеллектуальные средства измерений (AMI) у потребителей электроэнергии позволяют точнее контролировать электропотребление и реализовывать стимулирующие механизмы управления спросом.

В связи с изменением роли потребителей существенную трансформацию в ЭЭС претерпевает распределительная сеть, которая становится активным элементом ИЭС: она становится наблюдаемой, телеуправляемой, а потребители проявляют адаптивность к режимным и рыночным условиям функционирования ИЭС с целью повышения экономической эффективности энергопотребления.

Совокупность технологий на стороне потребления (Demand side integration [4]), включающих распределенную генерацию, накопители энергии, отключаемую нагрузку и др. технологии, позволяет получить ряд новых эффектов (рис. 2):

Снижение или смещение пика нагрузки и выравнивание графика нагрузки;

Возможность двустороннего обмена энергией с энергосистемой;

Автоматическая синхронизация с ЭЭС;

Ограничение токов к.з. и обеспечение качества электроэнергии;

Возможность бесперебойного электроснабжения, в том числе, при аварийном отделении от ЭЭС, с обеспечением требуемого качества по частоте и напряжению электрического тока на шинах потребителя.

Рисунок 2 - Развитие распределительной сети в ИЭС [5].

В целом, создание ИЭС сопровождается внедрением множества новых технологий во всех секторах ЭЭС: от производства, передачи и распределения электроэнергии, до конечных потребителей, и нарастание соответствующих информационно-коммуникационных связей. На рис. 3 схематично показан переход от традиционной ЭЭС к ИЭС по мере повышения функциональных возможностей и качества ЭЭС как сложной системы. Развитие центра управления привело к разделению на центры управления передачей электроэнергии и центры управления распределительной сетью. Развитие внутренних сетей у потребителя приводит к появлению сервисных организаций по комплексному управлению энергопотреблением предприятий и зданий. Односторонняя связь с распределенными источниками энергии развивается с формированием обратной связи для гибкого управления распределенной генерацией.

Рисунок 3 - Интеллектуализация ЭЭС: вечера - сегодня - завтра [3].

--- электрическая инфраструктура

- - - коммуникационная инфраструктура

Развитие идеологии и концептуальных моделей интеллектуальной ЭЭС

Первоначально концепция построения ИЭС в зарубежных странах - Smart Grid, была направлена на развитие систем электроснабжения конечных потребителей с установкой систем контроля и управления электропотреблением (Smart metering) и обеспечение возможности подключения к ЭЭС источников распределенной генерации, в первую очередь, автономных ветроустановок и фотоэлектрических панелей. Сегодня идеология развития Smart Grid включает практически все основные области деятельности в электроэнергетике и соответствующие технологические и информационно-коммуникационные связи между ними.

Термин Smart Grid не получил единого определения. Для характеристики разнообразия вкладываемого в это понятие смысла приведем ряд определений ведущих организаций США (EPRI, IEEE) и Западной Европы в области разработки идеологии Smart Grid.

Smart Grid относится к модернизации системы электроснабжения, направленной на возможность мониторинга, защиты, оптимизации функционирования всех элементов ЭЭС - централизованной и распределенной генерации, высоковольтной передающей и распределительной сети, промышленных потребителей и систем управления зданиями, накопителей энергии, конечных потребителей, электрического транспорта, бытовых приборов [6].

Smart grid - совокупность энергетических, коммуникационных и информационных технологий для усовершенствованной инфраструктуры электроснабжения, обеспечивающая непрерывную эволюцию устройств конечного применения [7].

Smart Grid - электрическая сеть, которая может экономически эффективно объединять режимы и действия всех присоединенных пользователей - генераторов, потребителей и их объединения, для обеспечения экономически эффективной и устойчивой энергосистемы с малыми потерями, высоким качеством и надежностью электроснабжения и безопасностью [8].

Общая отличительная черта Smart Grid в приведенных определениях - усиление интеграции всех субъектов электроэнергетики и потребителей электроэнергии на базе двустороннего коммуникационного обмена и использования инновационных технических решений в энергетической части энергосистемы для обеспечения экономичного и надежного функционирования ИЭС.

Реализация стратегических целей формирования качественно новой энергосистемы начинается с построения модели ИЭС, которая необходима для формирования планов, разработки требований и технической документации, унификации стандартов и подходов для объединения множества сетей и оборудования в единую систему Smart Grid.

Функциональная модель Smart Grid, представленная Национальным институтом стандартов и технологий США (NIST) в 2009 г., выделяет основные области деятельности в электроэнергетике, представленные семью областями-доменами, объединенными технологическими и коммуникационными связями (рис. 4):

Оптовая генерация (Bulk Generation);

Передача электроэнергии (Transmission);

Распределение электроэнергии (Distribution);

Оперативное управление (Operations);

Потребитель (Customer);

Рынки (Markets);

Сервисная организация (Service provider).

Рисунок 4 - Концептуальная модель Smart Grid [9].

--- безопасные коммуникационные потоки

- - - электрические потоки

В концептуальной модели NIST оперирует двумя ключевыми понятиями - действующие субъекты (actors) и прикладные задачи (applications). Действующие субъекты включают устройства, системы, программы и заинтересованных лиц, принимающих решения и обменивающиеся информацией для решения прикладных задач.

Прикладные задачи выполняются внутри доменов одним или несколькими субъектами. Например, домен оперативного управления включает следующие задачи: мониторинг состояния сети, автоматическое или ручное управление на подстанциях, устранение отказов, оптимизация ремонтов, формирование отчетности, расчеты для оценки надежности, тренировка диспетчерского персонала, управление основными активами, оперативное планирование, обслуживание оборудования и проведение строительных работ, планирование долгосрочного развития, поддержка потребителей.

Функциональная дифференциация в модели Smart Grid необходима для определения зон ответственности субъектов ИЭС, унификации интерфейсов взаимодействия и определения круга вопросов, требующих дополнительного исследования при перероде к ИЭС.

Информационно-коммуникационное взаимодействие (рис. 5) между различными доменами осуществляется по информационным сетям локального уровня: сети подстанций (Substation LAN) и зданий (Premises Networks), а также системного уровня: корпоративная сеть оператора передачи и распределения электроэнергии (Enterprise Bus), глобальные информационные сети (Field Area Network, Wide Area Network), сеть общего доступа (Internet).

Рисунок 5 -Модель информационного взаимодействия в Smart Grid [9].

Особенности обеспечения надежности и безопасности ИЭС

В Smart Grid используются различные сети связи, в том числе, ресурсы публичных сетей - интернет. Такое расширение границ ЭЭС с вовлечением коммуникационных сетей увеличивает сложность системы и повышает риск надежного и безопасного функционирования ИЭС, что требует переосмысления подходов к обеспечению надежности и безопасности ЭЭС.

Надежность гетерогенной системы в равной степени зависит от надежности ее информационной и энергетической частей. Вместе с тем, подходы к обеспечению надежности и требования к уровню надежности информационных и электроэнергетических систем различны. Например, существующие стандарты надежности функционирования ЭЭС характеризуются готовностью обеспечить спрос на электроэнергию от 99,9% до 99,97% (простой в среднем от 9 до 3 ч в год) [10], а готовность современных информационных центров составляет порядка 99,9999% (простой порядка 30 с в год).

В энергоинформационной системе необходимо решать вопрос о сбалансированности требований к надежности составляющих систему частей. При этом безусловный приоритет по-прежнему должен остаться за обеспечением надежного электроснабжения потребителей.

Обеспечение надежности ИЭС включает решение следующих основных задач:

уменьшение уязвимости к физическим и информационным атакам;

минимизация длительности и последствий аварийных отключений;

возможность оптимизации средств обеспечения надежности, коммуникаций, самонастройки и принятия решений.

Ключевыми характеристиками ИЭС являются возможность автоматически предотвращать или уменьшать перерывы электроснабжения, развивая задачи превентивного режимного и противоаварийного управления, решать задачи управления качеством электроснабжения, контроля протекания аварий, в том числе, каскадного типа, а также процесса восстановления электроснабжения. Достижение этих эффектов возможно при насыщении ЭЭС техническими средствами, повышающими информативность процессов и интеллектуальность управления в каждом критическом узле и обеспечивающими мгновенную обратную связь.

В первую очередь, в ИЭС повышается качество обратной связи с конечными потребителями электрической энергии, что предоставляет новые возможности в обеспечении надежности распределительной сети за счет следующих мер: интеллектуальный энергосистема автоматический сеть

использование средств автоматического обнаружения нарушений;

автоматизация подстанций и уменьшение времени оперативных переключений;

повышение адаптивности средств релейной защиты к меняющимся режимным ситуациям;

управление конечным спросом за счет автоматизации электроприемников для непосредственного управления и экономического стимулирования следования желаемому графику нагрузки;

оптимизация использования мощностей «большой» генерации, распределенной генерации и накопителей энергии для взаимного резервирования;

динамическое изменение пределов нагрузочной способности оборудования электрической сети в соответствии с физическими условиями работы.

В части обеспечения системной надежности ИЭС располагает новыми средствами повышения наблюдаемости электрического режима и управляемости основной электрической сети:

система контроля запасов устойчивости ЭЭС и электрической нагрузки основного оборудования;

автоматизированные подстанции и управляемые электропередачи на базе FACTS и HVDC;

адаптивные системы управления ЭЭС в аварийных ситуациях, автоматические регистраторы переходных процессов и нарушений;

мониторинг технического состояния силового оборудования и прогнозирование его ресурса;

средства моделирования ЭЭС, в т.ч. прогнозирования мощности генерации на базе возобновляемых источников энергии, системы информационной поддержки принятия решений.

Сложная архитектура информационно-коммуникационных сетей ИЭС позволяют более глубоко воздействовать на функционирование энергосистемы на любом уровне, однако обратной стороной медали является уязвимость ИЭС к кибератакам. В настоящее время при разработке концептуальных моделей и проектов Smart Grid вопросу обеспечения кибербезопасности уделяется значительное внимание. Применительно к Smart Grid кибербезопасность включает конфиденциальность, целостность и готовность всех информационных систем. Основное требование к обеспечению безопасности - предотвращение риска каскадных отказов.

Законодательная поддержка и стандартизация Smart Grid, пилотные проекты

Реализация идеологии Smart Grid за рубежом происходит во взаимодействии Правительства страны, научного сообщества, энергокомпаний, муниципалитетов, промышленности и носит характер больших проектов с международным участием.

В США создание Smart Grid является задачей государственной важности, которая определена в Законе об энергетической независимости и безопасности 2007 г. Energy Independence and Security Act of 2007 (EISA, Title XIII, Sec. 1301): «Национальная политика США заключается в модернизации передающей и распределительной электрической сети для поддержания надежной и безопасной инфраструктуры для обеспечения будущих потребностей … и построения Smart Grid». В Законе также даны основные характеристики Smart Grid. Законом EISA предусмотрено финансирование грантов на демонстрационные проекты Smart Grid (в размере $100 млн ежегодно в течение 2008-2012 гг., при этом доля государства в проекте не может превышать 50%), а также компенсации в размере 20% инвестиций в Smart Grid вне демонстрационных проектов.

Закон о восстановлении американской экономики и реинвестициях The American Recovery and Reinvestment Act of 2009 (ARRA) расширил объем финансирования проектов Smart Grid в США. В 2009 году было объявлено о финансировании 100 грантов по проектам Smart Grid на общую сумму $3.4 млрд. Дополнительно федеральное правительство выделило кредит $4.7 млрд под обязательства частных компаний, энергокомпаний, городов и других партнеров в осуществлении энергоэффективных проектов. Согласно Закону на модернизацию энергосистемы США, в т.ч. с применением технологий Smart Grid, выделено $11 млрд.

С 2008 г. под эгидой EPRI (США) реализуется 11 международных пилотных проектов Smart Grid с участием крупных энергоснабжающих компаниях США (AEP, ConEdison и др.), Франции (EDF) и Ирландии (ESB Networks) [11,12]. Цель проектов - опробование технологий Smart Grid, при этом перечень применяемых технологий Smart Grid в проектах различен, однако наиболее часто исследуются следующие технологии:

распределенные энергоресурсы - управление спросом, накопители тепло- и электроэнергии, солнечные электроустановки;

стандарты связи - электроустановки потребителей, передача и распределение электроэнергии, кибербезопасность, интернет;

программы стимулирования к участию в режимном управлении;

планирование и ведение режимов - наблюдаемость распределенных источников энергии, средства моделирования и имитации.

Аналогичная поддержка развитию Smart Grid оказывается в Западной Европе. Так, Европейская стратегия по устойчивой, конкурентной и безопасной энергетике 2006 г. в числе 6 приоритетных целей определяет развитие «умных» электрических сетей для обеспечения надежного электроснабжения потребителей. Соглашение Совета Европы от 2007 г. по мерам борьбы с изменениями климата определяет энергетическую стратегию «20-20-20» (достижение к 2020 г. ряда целей: покрытие 20% потребления электроэнергии от возобновляемых источников, снижение на 20% выбросов парниковых газов и повышение на 20% энергоэффективности). Важную роль в достижение стратегических целей должна сыграть электроэнергетика и в частности Smart Grid.

Директива 2006/32/EC Directive 2006/32/EC of the European parliament and of the Council of 5 April 2006 on energy end-use efficiency and energy services and repealing Council Directive 93/76/EEC. по энергоэффективности направлена на активное внедрение интеллектуальных измерительных систем. Директива 2002/91/EC Directive 2002/91/EC of the European parliament and of the Council of 16 December 2002 on the energy performance of buildings. по энергоэффективности зданий поддерживает создание децентрализованных источников энергии на базе возобновляемых ресурсов и развитие интеллектуальных систем учета. Директива 2009/28/EC Directive 2009/28/EC of the European parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC. по возобновляемым источникам направлена на развитие интеллектуальной сети и инфраструктуры электроэнергетики.

В Западной Европе осуществляется ряд проектов Smart Grid [13], наиболее крупными из которых являются:

Fenix - гибкие электрические сети;

Microgrids - интеграция модульных малых источников электроэнергии в низковольтную сеть;

Address - активные распределительные сети с управлением распределенной генерацией и спросом;

EU-deep - интеграция распределенной генерации;

Twenties - интеграция ветрогенерации.

На рис. 6 представлена диаграмма инвестиций в Европейском союзе в различные технологии Smart Grid. При этом наибольшая доля приходится на интеллектуальные системы учета (smart metering). В Европейском союзе предусматривается внедрение таких систем до уровня 80% к 2020 г и полное покрытие к 2022 г. При этом предлагается оснащать все вновь сооружаемые и реконструируемые здания интеллектуальными системами учета.

Рисунок 6 - Инвестиции в Smart Grid в Европейском союзе [14].

Вопросы стандартизации при формирования интеллектуальной ЭЭС находится в центре внимания ведущих международных организаций и институтов:

Международная электротехническая комиссия - МЭК (IEC);

Международный совет по большим электрическим системам (CIGRE);

Европейские комитеты по стандартизации (CEN и CENELEC);

Европейский институт по стандартизации в области телекоммуникаций (ETSI);

Институт инженеров электротехники и электроники (IEEE);

Национальный институт по стандартам и технологиям США (NIST);

Институт исследований в электроэнергетике (EPRI).

Законодательная поддержка созданию ИЭС в США (федеральные законы EISA и ARRA) дополняется институциональной и финансовой поддержкой. Федеральная энергетическая комиссия (FERC), согласно EISA, оказывает институциональную поддержку нормотворческой деятельности по принятию стандартов и протоколов, необходимых для функционирования Smart grid. Минэнерго США, согласно ARRA, софинансирует соответствующие гранты, демонстрационные проекты и исследования.

Головным разработчиком стандартов для Smart grid в США является NIST, при котором создана рабочая группа (SGIP), объединяющая более 75 организаций и 1790 членов по 22 направлениям стандартизации. В SGIP действует 2 постоянных комитета и рабочая группа по кибербезопасности, а также порядка 10 экспертных групп (передачи и распределение, промышленные и бытовые потребители, интернет-протоколы, терминология и др.).

NIST выделяет 8 приоритетных направлений стандартизации Smart grid [9]:

Управление спросом и энергоэффективность;

Мониторинг ЭЭС на большой территории;

Накопители энергии;

Электрический транспорт;

Сети связи;

Развитая инфраструктура измерений;

Управление распределительными сетями;

Кибербезопасность.

Нормотворческая деятельность NIST проводится гармонизировано с деятельностью организаций Европы (ETSI, CEN, CENELEC). Начато взаимодействие с МЭК и со странами Азии (Китай, Южная Корея и Япония) по гармонизации подходов к построению Smart grid.

Следует отметить, что ряд стандартов международного уровня, на которых может основываться проектирование и функционирование элементов Smart Grid, уже существует (рис. 7). Например, это стандарты для цифровой подстанции серии МЭК 61850, стандарты МЭК 61970/61968 единой информационной модели CIM, стандарт IEEE 802.15.4 по взаимодействию с устройствами потребителей по протоколу ZigBee и др.

Рисунок 7 - Стандарты для Smart Grid [15].

Технический комитет 57 МЭК разрабатывает международные стандарты (рис. 8) для EMS, SCADA, автоматики распределительных сетей, информационного обмена, управления в реальном времени и др., которые будут использоваться при планировании, функционировании и эксплуатации ИЭС [16].

Рисунок 8 - Стандарты МЭК в области систем управления.

В области информационной безопасности разработаны стандарты МЭК серии 62351, стандарт IEEE 1686-2007 по безопасности подстанционных интеллектуальных устройств (IED). В Северной Америке в области обеспечения кибербезопасности энергосистем действуют стандарты надежности NERC серии CIP (Защита критически важной инфраструктуры) [17].

Ряд нормативно-технических документов подлежит пересмотру или дополнению. Например, Эксплуатационный кодекс системных операторов Континентальной Европы [18] в части 6 (Коммуникационная инфраструктура) отмечает ограниченность возможностей единого информационного канала передачи данных и запрещает прямое подключение устройств векторных измерений (PMU) без концентраторов данных.

В Европейском союзе стратегические направления создания Smart grid представлены в Технологической платформе, устанавливающей приоритетные задачи на период до 2020 г. и далее, а также принципы участия в проектах. Действует Специальная рабочая группа по Smart Grid, направленная на проработку прикладных задач развития Smart Grid.

Направления развития стандартизации в области взаимодействия субъектов Smart Grid показаны на рис. 9 на примере концептуальной модели, предложенной в совместном документе CEN-CENELEC-ETSI [19], и включают, например, интерфейс оператор энергосистемы - сервисная организация, передача и распределение электроэнергии - распределенная генерация, потребитель - рынок.

На международном уровне деятельности по стандартизации Smart grid следует также выделить МЭК, в которой создана рабочая группа (IEC SG3) с участием экспертов из 14 стран. Группа SG3 разрабатывает принципиальную схему стандартизации, включающую протоколы и стандарты взаимодействия устройств и систем Smart grid. Внедрение технологий Smart grid, согласно планам МЭК, включает разработку широкого круга стандартов для силовых и информационных устройств и систем [20]:

устройства FACTS, ВПТ/ППТ, информационные сети подстанций;

системы режимного и противоаварийного управления - оценивание состояния с помощью векторных измерений (PMU), анализ надежности по критерию N-1, оптимизация потокораспределения, системы WAMS и WAMPAC;

SCADA в распределительных сетях, система планирования ремонтов (OMS), управление нагрузкой и электропотреблением, системы GIS, автоматизация переключений, развитые измерительные устройства (AMI), локальные электросети потребителей, CIM модель;

автоматизация подстанций - релейная защита, удаленное управление, контроль и диагностика состояния оборудования, взаимодействие интеллектуальных устройств (IED), обмен данными по шине процесса.

Рисунок 9 - Концептуальная модель Smart Grid и направления стандартизации.

Заключение

1. Приведенный анализ тенденций развития ЭЭС показывает огромное внимание ведущих стран мира к построению ИЭС.

2. Реализация идеи интеллектуализации ЭЭС в России требует учета ряда специфичных особенностей, например: протяженный характер ЭЭС, большая концентрация мощности на крупных электрических станциях и подстанциях, низкий уровень автоматизации распределительных сетей, мониторинга и диагностики оборудования.

Основные ожидания, связанные с реализацией ИЭС, включают достижение следующих целей и возможностей в соответствующих секторах электроэнергетики:

производство электроэнергии - повышение степени готовности электростанций при авариях в ЭЭС;

передача электроэнергии - автоматическая реконфигурация электрической сети и более гибкое распределение потоков электроэнергии;

распределение электроэнергии - повышение уровня наблюдаемости электрической сети и внедрение телеуправления;

потребление электроэнергии - обеспечение технологического присоединения к ЭЭС, включая потребителей и источники распределенной генерации, задач саморезервирования.

Энергосистема в целом должна получить следующее развитие при переходе к ИЭС:

идентификация расчетной модели ЭЭС с помощью технологии синхронных измерений;

совершенствование системы противоаварийного управления с реализацией принципов прогнозирования развития аварийных ситуаций с оптимальным управлением в динамических режимах;

контроль и управление электропотреблением со стороны диспетчерских центров;

повышение надежности и качества электроснабжения, снижение времени восстановления электроснабжения при аварийном отключении.

3. Необходимы механизмы законодательной и институциональной поддержки построения ИЭС, в том числе, стандартизация технических требований к интерфейсам взаимодействия в секторах электроэнергетики, а также проработка пилотных проектов.

4. При создании ИЭС возникают новые условия в части требований по надежности, а именно: в части сбалансированности требований по надежности технологической инфраструктуры, информационных технологий, коммуникационных интерфейсов. При этом возникает риск роста уязвимости ИЭС вследствие увеличения точек доступа, циркуляции информационных потоков и неадекватного поведения автоматических систем управления при возрастании сложности объекта и системы его управления.

Обеспечение надежности ИЭС должно включать проработку и решение ряда задач:

нормативное закрепление понятия «надежность ЭЭС» (в ФЗ-35 «Об электроэнергетике») с учетом особенностей технической стандартизации в электроэнергетике, выведенной из области технического регулирования (ФЗ-184 «О техническом регулировании» в ред. 06.12.2011),

формализацию требований системной надежности (Технологические правила работы ЭЭС - проект, Правила оптового рынка, Стандарты надежности NERC);

обеспечение надежности электроснабжения (Правила розничного рынка, Стандарты IEEE и др.);

ретроспективную оценку и перспективный прогноз надежности (методики NERC, UCTE, Коми НЦ УрО РАН, ИСЭМ СО РАН и др.);

оценку качества электроснабжения, включая качество продукции и услуг (стандарты EN, МЭК, ГОСТ);

механизм распределения ответственности между контрагентами (по примеру функциональной модели NERC);

систему мониторинга надежности и качества (Стандарт IEEE 1366);

стандартизацию требований (выпуск стандартов).

Список источников

The Smart Grid: An Introduction, the U.S. Department of Energy, 2008. - 48 с.

European Smart Grids Technology Platform Smart Grids - Vision and Strategy for Europe's Electricity Networks of the Future, 2006. - 22 с.

Technology roadmap - Smart Grid / International Energy Agency, 2011. - 52 с.

Demand Side Integration / CIRGE TB 475, WG C6.09, 2011. - 144 с.

Terwiesch P. Towards a stronger and smarter grid - an industrial technologist's view on needs, promising steps, and open challenges // 43-rd CIGRE Session Opening panel, Paris, 2010.

Estimating the Costs and Benefits of the Smart Grid / EPRI Technical report No.1022519, 2011. - 162 с.

IEEE Std 2030-2011 Guide for Smart Grid Interoperability of Energy Technology and Information Technology Operation with the Electric Power System (EPS), End-Use Applications, and Loads. - 126 с.

European Technology Platform Smart Grids - Strategic Deployment Document for Europe`s Electricity Networks of the Future, 2010. - 69 с.

NIST Framework Release and Roadmap for Smart Grid Interoperability Std - Release 2 (Draft) 2011. - 209 с.

Кучеров Ю.Н., Федоров Ю.Г. Развитие нормативного и методического обеспечения надежности сложных энергосистем и энергообъединений в условиях либерализованной энергетики // ЭЛЕКТРО. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность, 2010, №6. С. 2-11.

EPRI Smart Grid Demonstration Initiative, 2010. - 24 с.

Д. Дуглас Best practice проектов по внедрению интеллектуальных сетей //Энергорынок, №11, 2011. с. 46-49.

Murtaza Hashmi Survey of smart grids concepts worldwide / VTT Technical Research Centre of Finland, 2011. - 75 с.

Communication from the Commission to the European parliament, the Council, the European economic and social committee and the Committee of the regions. Smart Grids: from innovation to deployment. COM(2011) 202 final.

Савинов А.А. Роль стандартизации в построении интеллектуальных электроэнергетических систем Smart Grid / Выставка «Электрические сети России 2011», Москва, 29.11.2011-02.12.2011.

Technical and Commercial Standardisation of DER - microGrid Components / CIGRE TB 423, WG C6.10, 2010. - 129 с.

Reliability Standards Set / NERC, 2010. - 1074 c.

Operation handbook / ENTSO-E RG CE, 2-nd release, 2010.

CEN/CENELEC/ETSI Joint Working Group Report on Standards for Smart Grids, 2011. - 141 с.

Smart Grid Standardization Roadmap / International Electrotechnical Commission, 2010. - 136 с.

Размещено на Allbest.ru

...