«Я сразу хочу сказать: это не «умная» сеть, это только предпосылки для её создания, – говорит директор Южных электрических сетей ОАО «Иркутская электросетевая компания» Виктор Черняков, когда мы заходим в один из кабинетов здания на улице Депутатской, 83. – «Умные» сети – это очень ёмкое понятие, мы ещё к нему не приблизились: у значительной части оборудования, которое есть у нас, не предусмотрена возможность дистанционного управления». Действительно, о создании в Иркутске «полностью интегрированной, саморегулирующейся и самовосстанавливающейся электроэнергетической системы, включающей в себя все генерирующие источники, магистральные и распределительные сети и все виды потребителей электрической энергии, управляемые единой сетью автоматизированных устройств в режиме реального времени» (именно такое определение термину «smart grid» даёт Институт инженеров по электротехнике и электронике, отвечающий за разработку отраслевых стандартов), речь пока не идёт. Тем не менее созданные в нашем городе оперативно-информационные комплексы – второй реализованный в России проект по телемеханизации распределительных сетей, основанный на программном обеспечении Telvent DMS. Несколько ранее аналогичную разработку внедрило «Белгородэнерго».

Дистанционное управление в режиме реального времени

Пока не завершены пусконаладочные работы, диспетчерам приходится работать по старинке

Однако в целом по стране новые системы телеуправления на распределительных сетях внедряются не слишком активно. «Российские фирмы, работающие в этом направлении, с удовольствием берутся за электрические сети 35–500 киловольт, где ограничено число центров питания и линий электропередачи, – продолжает Черняков. – А распределительная сеть является разветвлённой, в ней велик процент старого оборудования и элементов управления, которые необходимо модернизировать или приспосабливать под новые требования. 

Это ещё и очень изменчивая схема, потому что в течение смены диспетчера неоднократно либо повреждаются кабельные (или воздушные) линии, либо выводятся в ремонт (или для производства работ по технологическому присоединению потребителей) участки сети, соответственно, меняются центры питания нагрузок. Но, несмотря на сложности, Южные электрические сети решились запустить такой проект в Иркутске, так что теперь в диспетчерских пунктах на улицах Депутатской и Лермонтова появились, как говорит наш собеседник, «маленькие мониторы, в которые было вложено немало труда». Здесь Виктор Иванович несколько скромничает: на столе красуется 30-дюймовый экран, внушительный вид которого наводит на мысль о том, что он используется для какой-то узкоспециальной цели, требующей профессионального подхода. Не говоря уже о том, что это лишь отвечающая за визуализацию малая часть аппаратного комплекса, расположенного в отдельном помещении. 

На дисплее схематично изображены подстанции, расположенные в правобережных районах Иркутска. Старший диспетчер правого берега Южных электрических сетей Сергей Мищенко выбирает одну из них, РП-57, чтобы продемонстрировать возможности новой системы телеуправления. «В режиме реального времени можно смотреть нагрузки по ячейкам и напряжение на секциях, – поясняет он. – Можно производить контроль нагрузок и следить за оборудованием, которое ставится под нагрузку». Также реализована возможность дистанционно включать или выключать оборудование на таких подстанциях. Кроме того, оперативно-информационный комплекс позволяет проводить технический учёт электроэнергии. «Главное преимущество в том, что диспетчер, который находится на смене, сможет реально оценивать происходящую ситуацию, видеть нагрузку в определённый момент и оперировать оборудованием, не дожидаясь, пока до него доедет выездная бригада», – резюмирует Мищенко. А Черняков добавляет, что это очень важно в случае аварийных ситуаций, поскольку можно оперативно получать информацию о перегрузках на отдельных участках сети и тем самым экономить немало времени на локализации повреждений. Тот, кто помнит, как работали ремонтные бригады сетевых компаний во время снежной бури 29 апреля 2011 года, легко представит, насколько это важно. Все функции, заложенные в новую систему телемеханики, в сумме дают один важный результат – повышение надёжности электроснабжения потребителей.

«Все распределительные подстанции, которые строятся, а в дальнейшем и после реконструкции все существующие подстанции, будут подключаться сюда, и в результате у нас будет вот такая схема в электронном виде» – с этими словами старший диспетчер правого берега указывает на стену, где метра на четыре развёрнут подробный чертёж со всеми линиями и подстанциями. 

То же самое касается и левобережной части Иркутска. Кстати, два отдельных оперативно-информационных комплекса для каждого берега Ангары были созданы неспроста: сети напряжением 6–10 кВ на них никоим образом не связаны, и в этом ещё одна особенность города. Однако диспетчерские пункты, отвечающие за работу не связанных между собой линий и подстанций, будут контактировать с центром управления сетями, который начнёт свою работу в ИЭСК в мае, через каналы связи, предназначенные для обмена оперативной информацией. 

«Это многолетняя программа»

К новой системе будет подключено значительное количество подстанций: только на балансе филиала ИЭСК числится 1,6 тыс. распределительных подстанций, а с учётом потребительских подстанций абонентов их общее число приближается к 4 тысячам. Предпосылки для создания на их базе «умной» сети уже есть, вопрос в том, что необходимо модернизировать оборудование. И Южные электрические сети поэтапно выполняют эту работу: так, на 2012 год запланировано создание «живой» схемы, на которой будут отображаться все подстанции, а не только те, у которых есть возможность телеуправления. Параллельно ведётся замена старого оборудования для автоматизации, в том числе телемеханики Realflex. «Это многолетняя программа, и сейчас нельзя оценить, сколько времени займёт её реализация – пять, семь или десять лет, – подчёркивает Черняков. – Всё зависит от объёма инвестиций, который будет доступен за счёт тарифа на передачу электроэнергии». 

В том, что потребуются немалые затраты, сомневаться не приходится. Ведь для того, чтобы созданная система превратилась в «умную» сеть, необходимо, среди прочего, значительно повысить степень телемеханизации и наладить автоматизированную систему коммерческого учёта. Но первый шаг в этом направлении уже сделан, и любые расходы на последующие действия окупятся как для сетевой компании, так и для потребителей, ведь главное преимущество того, что называется иностранным словосочетанием smart grid, состоит в обеспечении высокого качества электроэнергии и надёжности энергоснабжения.