Включение в современные энергосистемы значительного объема мощности возобновляемых источников энергии создает серьезные трудности для работы сетей. Средства Smart Grid помогают нивелировать эти проблемы

section class="box-today"

Сюжеты

Телекоммуникации:

Конфликт космического масштаба

Скорость света

/section section class="tags"

Теги

Телекоммуникации

Наука

/section

Корпорация ABB, ее дочернее подразделение компания Ventyx, поставщик IT-решений для автоматических систем управления, и энергетический исследовательский центр VaasaETT представили совместный отчет об опыте использования интеллектуальных сетей в различных энергосистемах мира. Это первое масштабное исследование на эту тему. В нем рассмотрено 200 практик Smart Grid во всем мире и детально проанализировано 30 лучших из них. Лидирующие проекты охватывают 24 млн пользователей в 16 странах мира и представляют сети различного масштаба, охватывающие от 50 домохозяйств до 10 млн клиентов. Большинство из них реализуется в Северной Америке, в меньшей степени — в развитых странах Азии (Япония, Сингапур). Несмотря на то что треть рассмотренных проектов — европейские, они охватывают всего 1% потребителей Старого Света.

figure class="banner-right"

figcaption class="cutline" Реклама /figcaption /figure

Общая сумма инвестиций в глобальных «отличников» на текущий момент составляет около 10 млрд долларов, но наиболее успешные из них, как отмечают аналитики, совсем необязательно тратят больше всех. Чаще важнее то, что разработчики интегрированных систем доводят дело до внедрения сквозной бизнес- и технологической модели, которую со временем можно масштабировать на уровень больших региональных систем. Кроме того, на этапах технико-экономического обоснования и пилотного внедрения заведомо более дорогих интеллектуальных систем эффективный возврат инвестиций в большинстве случаев не ставился приоритетной целью. К примеру, средние инвестиции на одного потребителя при традиционной модернизации составляли меньше 200 долларов, установка же интеллектуальных счетчиков (по сути, сетевых компьютерных коммуникаторов для мониторинга, расчета энергопотребления и выбора более выгодного тарифа) повышала их до 400 долларов. Тем не менее многие компании, констатируют исследователи, пройдя через подобный опыт обновления своих систем, теперь намного лучше понимают не только возможности возврата вложений, но и пути получения прибыли. В частности, более чем в 70% обследованных сетей произошли улучшения с точки зрения надежности их функционирования: снизились потери электроэнергии, улучшилось качество ее напряжения и частотной составляющей, уменьшилось число прерываний энергопитания. Интегрированную величину улучшений сами субъекты электроэнергетических рынков оценивают в 9% и называют серьезным достижением, так как улучшения происходили в сетях, которые и без инновационных вкраплений считались надежными и устойчивыми. Что же возмутило их спокойствие, зачем и за счет чего происходят улучшения?

Основная проблема современных энергосистем — потери электроэнергии на всех этапах. Их доля всегда превышает 10% от производства, причем 60–70% суммарных потерь до сих пор приходится на распределительные сети. Огромную проблему для современных энергосистем представляет, по словам начальника отдела сервиса департамента АСУ российского представительства ABB Романа Бершанского , интеграция большего числа возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в сеть, в результате чего режимные условия энергосистем, насыщенных ВИЭ, становятся высоковолатильными. Дело в том, что мощность ВИЭ, которая сильно зависит от метеоусловий, уже сопоставима с мощностями традиционных электростанций и оказывает сильное влияние на режим работы сетей и электростанций. Традиционно перетоки мощности в сетях направлены от мощных электростанций по системообразующим линиям электропередачи через понизительные подстанции в распределительные сети. Наличие же в сети мощностей ВИЭ существенно меняет характер перетоков мощности, поскольку значительная часть электроэнергии уже вырабатывается в непосредственной близости от потребителя, и зачастую возникают ее избытки, которые идут в обратном направлении — в системообразующую сеть, в итоге она начинает запираться, и в каких-то местах возникают ограничения.

Одним из решений этой проблемы специалисты называют продукты, подобные Smart Grid Control Center, которые обеспечивают диспетчера точным прогнозом изменений режимных условий и позволяют ему сосредоточиться на принятии решений по управлению режимами энергосистемы. Работа проходит в несколько этапов. Сначала средствами SCADA, системы наблюдения, управления и сбора данных, собирается телеметрическая информация, поступающая с метеостанций и с самих объектов сети (сейчас на многих современных подстанциях уже стоят приборы мониторинга метеоусловий), а также текущие параметры электрического режима, получаемые от тех же подстанций. Для прогнозирования погодных условий используется программное обеспечение Nostradamus, функционирующее на основе нейронной сети. На следующем этапе оценивается выработка ВИЭ в ближайшие часы, а работа приложения Energy Management System актуализирует расчетную модель энергосистемы и текущих режимных ограничений (например, максимально допустимый ток, идущий по ЛЭП и зависящий от температуры окружающей сети, скорости ветра, условий освещенности), анализируя полученные данные с наложением архивных параметров режима и погоды. В итоге оперативный персонал получает понятную картину происходящего в системе и отчетливое видение будущих параметров ее работы, на основе которых уже можно принимать решение.