Меню

Трансформаторы тока фск еэс



Системы непрерывного контроля силового трансформаторного оборудования

Система непрерывного контроля трансформаторного оборудования (СНК) SAFE- T ® предназначена для непрерывного контроля и регистрации основных параметров, в том числе предаварийных и аварийных режимов трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов в процессе эксплуатации.

Преимущества СНК SAFE —T ® :

  • модульность (все продукты могут поставляться как отдельно, так и в составе единого автоматизированного комплекса);
  • гибкость (перечень необходимых функций согласовывается с Заказчиком);
  • программное обеспечение собственной разработки;
  • архивирование всех параметров в первичных устройствах сбора данных (функция «чёрного ящика»);
  • использование высоконадёжной устойчивой к помехам электроники;
  • расширенный диапазон рабочих температур: минус 60…+ 45°С;
  • самодиагностика;
  • удалённый доступ;
  • возможность интеграции в системы «верхнего уровня»;
  • многолетний опыт разработки (с 2001 по 2012 гг. СНК SAFE —T ® оснащены более 200 единиц силового трансформаторного оборудования на важных энергетических объектах Украины, России и Казахстана);
  • непосредственное взаимодействие с производителями трансформаторного оборудования и проектными организациями при разработке и внедрении СНК;
  • соответствие современным требованиям диагностики силового трансформаторного оборудования, включая:
  • Стандарт ОАО «ФСК ЕЭС», Российская Федерация «СТО 56947007-29.200.10.011-2008. Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования»;
  • Технические требования ОАО «ФСК ЕЭС» (продлено действие положительного заключения межведомственной аттестационной комиссии ОАО «ФСК ЕЭС» до августа 2017г.)
  • РД 34.45-51.300-97 – «Объем и нормы испытаний электрооборудования».
  • СОУ-Н ЕЕ 20.302:2007 – «Нормы испытаний электрооборудования».

Основные задачи СНК:

  • непрерывный контроля состояния силового трансформаторного оборудования (трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов) в режиме “on-line”
  • своевременное предоставление информации оперативному персоналу для контроля и регулирования режимов работы оборудования и своевременного принятия необходимых мер в предаварийных режимах, анализ аварийных режимов
  • анализ состояния силового трансформаторного оборудования за весь период эксплуатации по архивам параметров и событий

Структурная схема СНК SAFE T ®

Источник

Допустимые токовые нагрузки можно и нужно посчитать заново

Андрей ЛЯНЗБЕРГ
Заместитель начальника отдела электрических режимов Департамента оперативно-технологического управления ПАО «ФСК ЕЭС», к. т. н.
e-mail: Lyanzberg-av@fsk-ees.ru

Василий КАПУСТИН
Главный эксперт отдела электрических режимов Департамента оперативно-технологического управления ПАО «ФСК ЕЭС»
e-mail: Kapustin-va@fsk-ees.ru

A. LYANZBERG
Deputy Head of the Electric Modes Division
of the Department of Operational and Technological Management FGC UES, CES
e-mail: Lyanzberg-av@fsk-ees.ru

V. KAPUSTIN
Chief Expert of the Electric Modes Division of the Department of Operational and Technological Management FGC UES
e-mail: Kapustin-va@fsk-ees.ru

Аннотация. В статье рассмотрены проблемы, связанные с устаревшими требованиями к стандартизации допустимых токовых нагрузок основного электротехнического оборудования подстанций и проводов линий электропередач. Описан возможный положительный эффект при актуализации данных требований. Приведено описание уже реализованных решений по направлению. Даны предложения по развитию нормативных требований с учётом технических ограничений.
Ключевые слова: допустимые нагрузки, воздушные линии электропередач, оборудование подстанции, нормативные требования, цифровизация.

Abstract. The article discusses the existing problems associated with outdated requirements for the standardization of main substation equipment and overhead lines conductor admissible current capacities. A possible positive effect is described when updating these requirements. A description of already implemented solutions in the power energy area is given. Suggestions for the development of regulatory requirements are given, taking into account engineering constraints.
Keywords: admissible capacities, overhead lines, substation equipment, regulatory requirements, digitalization.

Электроэнергетическая отрасль переживает этап активного развития и внедрения цифровых технологий в процессы организации получения, передачи, распределения и преобразования электроэнергии. В условиях прогрессивного развития и внедрения автоматизированных цифровых систем и программных комплексов целесообразно рассмотреть возможность актуализации и совершенствования нормативных документов, регламентирующих, в частности, требования к эксплуатации основного электроэнергетического оборудования.
Первым документом, утвердившим обновлённые подходы, стал приказ Минэнерго РФ «Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики» [1] от февраля 2019 года, в котором перегрузочная способность трансформаторов и автотрансформаторов зависит от целого ряда факторов: технического состояния, срока эксплуатации, температуры охлаждающей среды, длительности и величины перегрузки.
В статье рассматривается вопрос развития регламентирующих документов, определяющих допустимые токовые нагрузки воздушных линий электропередач и электросетевого оборудования, актуализация которых позволит сделать еще один шаг в сторону цифровизации отрасли.

Ретроспектива, настоящее и будущее

На текущий момент допустимые токовые нагрузки типовых проводов воздушных линий электропередач регламентируются правилами устройства электроустановок. В данном документе допустимые токовые нагрузки по проводам определены при зафиксированных условиях (за исключением температуры наружного воздуха) и рассчитаны, исходя из недопустимости длительного нагрева проводов воздушных линий свыше 70 °C. Для каждого значения температуры наружного воздуха допустимая токовая нагрузка проводов представляется одним числом, не зависящим от других факторов. Превышение же этой величины даже на несколько десятых процентов недопустимо как на стадии проектирования, так и в процессе эксплуатации, независимо от длительности такой перегрузки.
При этом в ГОСТе указано, что длительно допустимая температура сталеалюминиевых проводов в процессе эксплуатации не должна превышать 90 °C. На основании этого можно сделать вывод о возможности повышения значений допустимых токовых нагрузок, указанных в правилах, обеспечив при этом контроль соответствия требованиям в части допустимых расстояний от провода до земли, препятствий и пересечений.

Сейчас целесообразно рассмотреть возможность актуализации нормативов по эксплуатации основного электроэнергетического оборудования

Кроме того, значения допустимых токовых нагрузок по проводам в правилах регламентируются при температурах наружного воздуха от –5 до +50 °C, хотя известно, что максимумы нагрузок в энергосистеме приходятся на холодное время года, когда температуры во множестве регионов России существенно ниже, чем –5 °C. В эти периоды возможно увеличить допустимые токовые нагрузки, если учесть дополнительное охлаждение провода.
Не учитывают правила и особенности конструкции линии, климатические условия региона её расположения, включая такие факторы как солнечная радиация, направление и сила ветра.
Требования к пропускной способности воздушных линий, указанные в правилах, разрабатывались более сорока лет назад. Имеющихся в наши дни исследований в области пропускной способности проводов линий электропередач достаточно для создания математических моделей, позволяющих подробно анализировать электротепловые и механические процессы, влияющие на нагрев провода, и, как следствие, его допустимую токовую нагрузку. Кроме того, существующие комплексы противоаварийной автоматики, направленные на ограничение перегрузочной способности воздушных линий, имеют возможность задания множества ступеней срабатывания в зависимости от величины тока и длительности его протекания, что позволяет минимизировать объемы управляющих воздействий и повысить надёжность электроснабжения потребителей.

Высоковольтные лэп
Источник: Zaiets Roman / Depositphotos.com

Теперь у нас есть техническая возможность задавать значение пропускной способности проводов воздушных линий не одним независимым числом, а функцией от целого ряда факторов: длительности и величины протекающего тока, климатических и конструкторских условий.
Отдельные сетевые компании уже используют у себя такие подходы. Например, в «Россетях» определение допустимых токовых нагрузок по воздушным линиям регламентировано внутренним стандартом организации [4], позволяющим определять длительные и аварийные допустимые токовые нагрузки с учетом различных факторов. Как правило, величины, рассчитанные с использованием стандарта выше величин, указанных в правилах, а отдельные значения допустимой аварийной нагрузки, наоборот, превышают значения, указанные в правилах более чем на 50 %. Для определения допустимых токовых нагрузок используется программный комплекс, позволяющий производить автоматизированный расчёт с учетом требований действующих нормативно-­технических документов. Подробный опыт применения стандарта и положительные эффекты его использования описаны в [5].
Регламентация допустимой пропускной способности высокочастотных заградителей, линейных выключателей, линейных разъединителей, кабельных вставок, токоограничивающих реакторов и иного первичного оборудования подстанций ограничивается, преимущественно, заданием типовых номинальных линеек, также представляющих собой одно значение без учёта влияющих на нагрев токоведущих частей факторов.
Исключением можно назвать ГОСТ о трансформаторах тока [6], в котором присутствует понятие «наибольший рабочий первичный ток» для трансформаторов тока с указанием на возможность его превышения. Использование данного значения как аварийно допустимого позволяет повысить пропускную способность элемента электрической сети. Однако и здесь само значение аварийной нагрузки – это лишь одно, независящее от других факторов, число (согласно ГОСТ о трансформаторах тока – 120 % от наибольшего рабочего тока).
Неизменная задача отрасли по повышению надёжности электроснабжения потребителей и наличие возможности уточнённого моделирования тепловых процессов подталкивают нас к актуализации данных по пропускной способности первичного оборудования подстанций.
На основании полученных от заводов-­изготовителей данных уже сейчас можно утверждать, что для большинства электросетевого оборудования возможна работа с ограниченным по времени превышением номинального тока без последствий для его технического состояния. При этом имеется зависимость номинальной пропускной способности от температуры окружающей среды.

Читайте также:  Прижечь эрозию током больно

Практические преимущества нового подхода

Токовая нагрузка линий электропередач и электросетевого оборудования напряжением 110 кВ и выше является одной из ключевых характеристик электроэнергетического режима Единой энергетической системы. В задачи сетевых компаний входит корректное определение допустимого уровня токовых нагрузок сетей для различных условий.
Подготовленная информация о допустимых токовых нагрузках оборудования направляется в диспетчерские сетевых компаний для планирования и ведения электроэнергетического режима, а также в проектные организации для разработки схем и программ перспективного развития электроэнергетики и иных документов. Соответственно, чем выше будут направленные значения, тем меньшие ограничения, как генерации, так и потребителей, возможны при ведении режима. Снижаются и ожидаемые капитальные затраты на развитие сети для обеспечения возможности передачи электроэнергии в будущем.
От допустимых токовых нагрузок зависит эффективность использования основного электроэнергетического оборудования, а, значит, и прибыль сетевых организаций и станций. Пропускная способность является одним из факторов определения возможности технологического присоединения новых потребителей и производителей электроэнергии, увеличения мощности существующих. Поэтому многие сетевые компании заинтересованы в повышении пропускной способности существующих электрических сетей за счет полного использования возможностей оборудования, без снижения ресурса и надежности. С другой стороны, необходимо помнить, что избыточное повышение пропускной способности основного оборудования неизбежно приведет к ухудшению технического состояния, увеличению количества выводов в ремонт, выходу из работы и технологическим нарушениям.

Правила не учитывают и особенности конструкции линии электропередач, климатические условия региона её расположения, включая такие факторы как солнечная радиация, направление и сила ветра

В соответствии с правилами технологического функционирования электроэнергетических систем [7], характеристики шин и ошиновки распределительного устройства, измерительных трансформаторов тока и других электросетевых элементов не должны ограничивать допустимые токовые нагрузки любых присоединенных к распределительному устройству линий электропередач. До ввода в действия этих правил такой принцип применялся, но не был обязательным, поэтому фактически в составе энергосистем функционируют линии, пропускная способность которых ограничена допустимой токовой нагрузкой оборудования подстанций. До полного выполнения требований пройдет значительный промежуток времени, так как замена и модернизация электросетевого хозяйства требует больших материальных и временных затрат. Однако уже сейчас, с учетом имеющегося опыта эксплуатации, можно утверждать, что возможно повысить допустимые токовые нагрузки некоторых элементов без их замены.
В энергосистеме России не редки случаи, когда допустимая токовая нагрузка элементов сети является ограничивающим критерием для максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях.
В соответствии с правилами надежности энергосистем [8], при определении максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях учитываются следующие критерии:
1) в послеаварийных режимах после нормативных возмущений токовая нагрузка линий электропередач и электросетевого оборудования не должна превышать аварийно допустимой в течение 20 минут токовой нагрузки;
2) в нормальном режиме токовая нагрузка линий электропередач и электросетевого оборудования не должна превышать допустимой (с учетом допустимой величины и длительности перегрузки).
Исходя из формулировок, применение повышенных допустимых токовых нагрузок для двух указанных требований может повысить реальную пропускную способность контролируемых сечений энергосистем. Для этого необходимо располагать данными о возможностях перегрузки оборудования подстанций и линий электропередач на 20 минут, а также об их корреляции с температурой окружающей среды.
В ближайшем будущем расширенным зависимостям допустимых токовых нагрузок сетевого оборудования от времени перегрузки, её величины и погодных факторов можно найти реальное применение, влияющее на надежность электроснабжения потребителей. Например, включение параметров перегрузки в автоматику позволит минимизировать объём отключений. В данном случае, автоматика будет не сразу отключать потребителя при превышении номинального значения пропускной способности оборудования, а выдерживать определённое время в зависимости от величины перегрузки. За это время режим может измениться как естественным образом (прохождение пика нагрузки) так и оперативными действиями диспетчерского персонала, не связанными с ограничением потребителей.

Рис. 1

В качестве наглядного примера преимущества описанного подхода рассмотрим представленную на рисунке 1 условную схему энергорайона. Электроснабжение потребителей осуществляется по сети 110 кВ от ПС 220 кВ ПС‑1, на которой установлено два автотрансформатора 220/110 кВ номинальной мощностью 200 МВА. Питание ПС 220 кВ ПС‑1 осуществляется через ВЛ 220 кВ Энергосистема – ПС‑1 № 1, № 2. Один из автотрансформаторов (АТ‑2) питающей подстанции выведен в ремонт.
Величины допустимой токовой нагрузки элементов электрической сети, которые могут ограничивать пропускную способность электропередачи, представлены в таблице 1.
Возможная аварийная ситуация, связанная с отключением ВЛ 220 кВ Энергосистема – ПС‑1 № 2, приведена на рисунке 2.
В послеаварийном режиме после отключения ВЛ 220 кВ Энергосистема – ПС‑1 № 2, АТ‑1 загружен на 92 % (637 А при допустимом значении 694 А) от аварийно допустимой токовой нагрузки при 25 °C, допустимой на 20 минут в соответствии с [1]. При этом трансформатор тока на ПС 220 кВ ПС‑1 загружен на 101 % (637 А при наибольшем рабочем первичном токе 630 А).

Таблица 1. Допустимая токовая нагрузка элементов электрической сети рассматриваемого энергорайона Рис. 2

В сложившийся схемно-­режимной ситуации в соответствии с текущими нормативами [9] работа не допустима. Недопустимая перегрузка оборудования должна устраняться незамедлительно путем дистанционного отключения потребителей в объеме, необходимом для снижения токовой нагрузки электросетевого оборудования ниже аварийно допустимого значения.
Однако, если учесть полученную от завода‑изготовителя трансформатора тока информацию о допустимости перегрузки свыше наибольшего рабочего первичного тока на 20 % без ограничения по времени (до величины 756 А), то у диспетчера появляется 20 минут для загрузки генерирующего оборудования электростанций в приемной части энергосистемы, изменения топологии электрической сети, перевода нагрузки из приемной части энергосистемы в смежные энергорайоны. Таким образом, разрешенная перегрузка трансформатора тока позволит избежать отключения нагрузки потребителей.
Аналогичное влияние может оказать любое последовательно включенное оборудование.

Вывод

Взятый на цифровизацию курс развития электроэнергетики не может ограничиваться только областью технологических процессов, параллельно с ним необходимо вносить и соответствующие им нормотворческие решения.
Логическим шагом в этой области может стать нормативное закрепление актуализированного порядка определения допустимых токовых нагрузок типовых проводов воздушных линий электропередач и основного подстанционного оборудования.
Такой подход позволит:
– уменьшить затраты на строительство и реконструкцию объектов электросетевого хозяйства при подключении новых потребителей;
– уменьшить количество режимных генераторов, что влечет за собой снижение финансовой нагрузки на конечных потребителей;
– уменьшить последствия аварийных отключений путем снижения объема отключаемой нагрузки;
– увеличить максимально допустимые перетоки активной мощности в существующих контролируемых сечениях.

Читайте также:  Определение неисправностей электродвигателей переменного тока

Источник

Информационные технологии в ФСК ЕЭС

Статья посвящена вопросам создания, развития и эксплуатации информационных систем «ФСК ЕЭС».

Содержание

Импортозамещение в ИТ «ФСК ЕЭС»

В рамках реализации программы импортозамещения «ФСК ЕЭС» ведет работы по планомерной замене части программных платформ импортного производства на отечественные аналоги, сообщила компания в июле 2016 года. В «ФСК ЕЭС» рассказали TAdviser, что, например, в состав макропроекта по трансформации корпоративной информационной системы управления (КИСУ) был включен проект унификации учетных систем дочерних компаний на платформе «1С». Детали этого проекта прорабатываются.

Решения на базе «1С» широко использовались в «ФСК ЕЭС» до середины 2000-х гг., когда в компании началось масштабное внедрение системы управления на платформе SAP. В 2013 году представитель «ФСК ЕЭС» рассказывал TAdviser о ближайших планах полностью отказаться от использования ПО «1С». Увенчались ли эти планы успехом или использование решений «1С» в «ФСК ЕЭС» где-то еще сохраняется по состоянию на 2016 год, в компании не стали уточнять.

В рамках импортозамещения рассматривается также возможность перевода геоинформационной системы (ГИС) на отечественную платформу. Компания исследует возможности разных платформ для принятия окончательного решения, сообщили TAdviser в «ФСК ЕЭС». Действующая ГИС базируется на решении Esri ArcGIS [1] . Ее внедрение осуществлялось в рамках проекта по созданию ситуационно-аналитического центра и комплексной системы безопасности «ФСК ЕЭС».

По данным «ФСК ЕЭС», в 2015 году в компании была реализована система корпоративной аутентификации и электронной цифровой подписи полностью на основе отечественного программного обеспечения. Также ведется внедрение системы Enterprise Asset Management российской разработки.

Помимо программных решений «ФСК ЕЭС» широко использует отечественное оборудование для развития своих телекоммуникационных сетей. Почти 80% устанавливаемых систем передачи высокочастотной связи — это оборудование российского производства.

Производителями необходимых составных элементов являются российские предприятия, в том числе «Шадринский телефонный завод», НПФ «Модем», «Прософт-Системы», «Уралэнергосервис», «РАДИС Лтд», «НПФ Мультиобработка», «Энергосвязьавтоматика», рассказали TAdviser в компании.

Кроме оборудования для развития сетей в «ФСК ЕЭС» активно используются отечественные автоматические телефонные станции.

Курс на импортозамещение при реализации ИТ-стратегии компания взяла в 2014 году: тогда в «ФСК ЕЭС» отмечали, что отдают предпочтение использованию оборудования и ПО отечественных производителей «на всех уровнях иерархии технологического управления».

ИТ-инфраструктура: ключевые системы

Автоматизированная система технологического управления (АСТУ)

Являясь системой управления эксплуатацией и развитием единой национальной электрической сети, АСТУ объединяет средства и системы автоматизации диспетчерско-технологической и производственной деятельности исполнительного аппарата ФСК, служб МЭС и ПМЭС, а также объединяет средства и подсистемы существующих, самостоятельно развивающихся автоматических и автоматизированных систем управления ( АСУ ТП, ССПИ, АСДTУ, РЗА, АИИС КУЭ), обеспечивая необходимый интерфейс с системами управления «Системного оператора» (организации ФСК ЕЭС, осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление в Единой энергетической системе России) и распределительных сетевых компаний.

Корпоративная информационная система управления (КИСУ)

Создание КИСУ, основную часть которой составляют решения SAP, началось в 2006 году. Ее развитие осуществляется в рамках консолидированного плана реализации ИТ-стратегии «ФСК ЕЭС» на 2014–2020 годы, одобренного правлением «ФСК ЕЭС» в 2014 году.

Единая технологическая сеть связи электроэнергетики (ЕТССЭ)

ЕТССЭ предназначена для управления технологическими процессами в производстве, передаче и распределении электроэнергии. Основными направлениями ее развития являются цифровизация и интеллектуальность сети.

В структуру ЕТССЭ входят:

  • Волоконно-оптическая сеть связи (ВОЛС) — базовая сеть связи электроэнергетики с использованием размещения волоконно-оптического кабеля на воздушных линиях электропередачи, позволяющая повысить эффективность технологического управления электросетевыми объектами и надежность электроснабжения потребителей.
  • Сети высокочастотной связи по воздушным линиям. По каналам этой технологической сети связи (фазным проводам и тросам воздушных линий электропередачи) передаются голос, данные телемеханики, АИСКУЭ, команды релейной защиты и противоаварийной автоматики, необходимые для управления технологическими процессами электроэнергетики в нормальных и аварийных режимах.
  • Сеть телефонной связи, построенная по радиально-узловому принципу и обеспечивающая взаимодействие с технологической сетью Системного оператора и других субъектов рынка электроэнергии.

Интересные ИТ-проекты

В 2013 г. ФСК ЕЭС рассчитывала полностью отказаться от платформы 1С для автоматизации бюджетных процессов и перевести их в SAP. Подробнее о проекте — по ссылке.

В 2013 г. ФСК ЕЭС также планирует запустить пилотный проект по использованию планшетных компьютеров мобильными бригадами, производящими обходы и осмотры воздушных линий. Подробнее о проекте – по ссылке.

История

2020: ФСК ЕЭС вложит в цифровую трансформацию порядка 90 млрд рублей

До 2030 года «Федеральная сетевая компания» (ФСК ЕЭС) потратит 89,6 млрд рублей на цифровую трансформацию. В обозримой перспективе — 2020-2024 гг. — 37,6 млрд рублей. Об этом TAdviser рассказали в ФСК ЕЭС 8 сентября 2020 года.

Программа цифровой трансформации компании на 2019-2030 годы была утверждена ей в марте 2020 года. В публичном доступе с момента утверждения находились только его немногочисленные детали. В сентябре в ФСК ЕЭС раскрыли TAdviser подробности программы.

Проекты программы цифровой трансформации компании распределены по четырем основным направлениям:

  • управление технологическим процессом и цифровая сеть;
  • цифровое управление компанией;
  • дополнительные сервисы;
  • комплексная система информационной безопасности.

«

»

Реализовывать программу компания планирует в три этапа:

  • первый этап — 2019-2024 годы — предусматривает внедрение зрелых технологий, формирующих аппаратную и информационную основу для всех преобразований.

«

»

Одним из основных показателей развития технологической сети связи компании является уровень обеспеченности электросетевых объектов цифровыми каналами связи для функционирования и внедрения функциональных систем. Полной цифровизации и интеллектуализации сети связи организация ожидает достичь к 2025 году, о чем сообщает в своем отчете за 2019 год.

  • второй этап — 2023-2025 годы — нацелен на дальнейшее развитие цифровых проектов.

«

»

«

»

Отметим, что в отчете за 2019 год компания обращает внимание на актуальность кибербезопасности.

«

»

Также в документе компания отмечает, что в ней создан центр оперативного управления и реагирования на инциденты информационной безопасности.

«

»

Помимо того, организация заявляет, что уделяет «отдельное внимание» повышению уровня знаний работников в области информационной и личной безопасности.

«

»

По словам первого заместителя председателя правления ФСК ЕЭС Алексея Мольского, содержащимся в отчете, красной строкой в программе цифровой трансформации компании проходит автоматизация и цифровизация технологических и бизнес-процессов.

«

»

Также он выделяет типизацию и стандартизацию технических решений при строительстве и техническом перевооружении в компании. Оцифровка этих процессов, по его мнению, приведет к снижению капитальных, а в дальнейшем и операционных затрат.

«

»

Также в отчете ФСК ЕЭС отмечается, что в целом до 2025 года компания планирует реализовать на единой нацилнальной электрической сети более 30 комплексных цифровых проектов, перевести на телеуправление свыше 100 подстанций. Охват цифровой связью к этому сроку, по планам, должен будет вырасти до 100%, а все энергообъекты ФСК ЕЭС наблюдаться дистанционно из единых центров управления.

Читайте также:  Рио ток что это

По словам заместителя председателя правления «ФСК ЕЭС» Павла Корсунова, приводящимся в отчете, приоритетным направлением цифровизации для компании является создание малообслуживаемых цифровых энергообъектов высокой степени надежности.

Говоря о том, какие сложности могут возникнуть у организации при реализации программы, в ФСК ЕЭС обратили внимание TAdviser на то, что цифровая трансформация предусматривает изменение самой логики процессов и переход на риск-ориентированное управление компанией.

«

»

ФСК ЕЭС запускает систему для цифрового проектирования энергобъектов отрасли

В 2018 году ФСК ЕЭС (входит в группу «Россети») начнет поэтапное внедрение в сферу инжиниринга сервиса цифрового проектирования систем управления подстанциями с использованием типовых решений. Это позволит увеличить скорость проектирования вторичных систем электросетевых объектов до 10 раз, а также активнее масштабировать цифровые технологии в электросетевом комплексе.

Решение представляет собой цифровой конструктор, в котором пользователь может смоделировать энергообъект из типовых блоков, состоящих из представленного на рынке оборудования и систем управления энергообъектами. Элементы могут объединяться между собой в единую схему, корректность построения которой проверяется программой.

Такой подход обеспечивает минимизацию риска ошибок как при проектировании, так и при наладке и эксплуатации.

В работе задействованы специалисты ФСК ЕЭС, включая научно-технический центр компании (НТЦ ФСК ЕЭС), группы «Россети», Системного оператора ЕЭС и производителей оборудования. Программный комплекс создается на базе российской платформы САПР (CAD).

Основой для построения новой автоматизированной системы проектирования служит электронный каталог типовой документации на комплексы релейной защиты и автоматики, автоматизированные системы управления технологическими процессами, устройства передачи аварийных сигналов и команд для трех возможных архитектур построения подстанций. Использование типовых решений позволяет сформировать единые подходы к выбору состава функций устройств РЗА и применению цифровых технологий по международному стандарту МЭК 61850.

Производители смогут поставить выпуск электротехнического оборудования «на поток». В перспективе наличие цифровых моделей оборудования позволит перейти к широкому применению технологии «Цифровых двойников» — виртуальной программной копии оборудования и систем, моделирующей их поведение, для выявления аномалий и упреждающего диагностирования в реальном масштабе времени при эксплуатации.

ФСК ЕЭС с 2006 года применяет технологии на базе международного стандарта МЭК 61850, сегментно цифровизованы 196 объектов. В апреле 2018 года компания ввела в эксплуатацию первую в России подстанцию сверхвысокого класса напряжения, в которой комплексно реализованы цифровые технологии – 500 кВ «Тобол». До 2025 года ФСК ЕЭС построит 32 таких объекта. Все остальные подстанции будут обеспечены цифровой связью, наблюдаемы в единых центрах управления.

71,8 млрд руб. будет выделено на цифровизацию до 2025 года

Как стало известно в феврале 2018 года, ФСК ЕЭС намерена выделить на цифровизацию в 2018-2020 гг. 21,8 млрд руб., а в последующие 5 лет потратить на эти цели еще 50 млрд руб.

Планируется, что до 2025 года у ФСК ЕЭС будет 32 цифровые подстанции, где применяется весь комплекс технологий «по вертикали». По расчету компании, это позволит сэкономить средства на проектировании и строительстве (до 20%), а также на эксплуатации (до 40%). К 2025 году все подстанции ФСК ЕЭС будут обеспечены цифровой связью с возможностью удаленного управления из единых центров.

В то же время, для полноценной реализации программы цифровизации ФСК ЕЭС намерена продолжить реализовать программу заимствований, в частности, в 2018 году планируется привлечь не более 30 млрд руб. Совет директоров ФСК ЕЭС 6 февраля 2018 года утвердил программу биржевых облигаций на сумму 200 млрд руб. и сроком обращения до 35 лет.

«

»

По словам Андрея Мурова, позитивный прогноз финансово-экономических показателей ФСК ЕЭС за 2017 год позволяет компании готовиться к столь смелым инвестиционным программам.

«

»

По его словам, есть все основания полагать, что результаты будут не хуже прогноза, в частности, EBITDA может превысить 125 млрд руб. [2]

Источник

Аттестация в ФСК ЕЭС

Аттестация в ФСК ЕЭС предназначена для подтверждения безопасности и качества объектов электросетевой сферы. Проводимые работы подтверждают, что электрооборудование допускается к эксплуатации при конкретных условиях, является эффективным и безопасным, в состоянии обеспечить бесперебойное функционирование. Аттестация включает в себя проверку предоставляемой документации, проведение испытаний и ряда лабораторных исследований. По результатам тестирования выдается свидетельство для подтверждения.

Наименование Сроки
Силовые трансформаторы 6-8 месяцев
Комплектные распределительные устройства 6-8 месяцев
Комплектные трансформаторные подстанции 6-8 месяцев
Силовые выключатели 6-8 месяцев
Выключатели нагрузки 6-8 месяцев
Токоограничивающие реакторы 6-8 месяцев
Опорно-стержневые изоляторы 6-8 месяцев
Вводы трансформаторов, реакторов, выключателей 6-8 месяцев
Опоры ВЛ, фундаменты 6-8 месяцев
Силовые полупроводниковые преобразователи для передач 6-8 месяцев
Высоковольтные конденсаторы 6-8 месяцев
Генераторы резервных источников 6-8 месяцев
Низковольтные комплектные устройства 6-8 месяцев
Щиты постоянного тока 6-8 месяцев
Средства связи 6-8 месяцев
Диспетчерские пульты 6-8 месяцев
Измерительные приборы 6-8 месяцев
Устройства связи с объектом 6-8 месяцев
Средства сбора информации 6-8 месяцев

Основными целями проводимой аттестации являются проверка качества и подтверждение безопасности для материалов, оборудования и систем, их соответствие заявленным характеристиками, возможность эксплуатации при определенных условиях. Проведение проверки необходимо для выполнения таких задач:

  • поддержка бесперебойного функционирования оборудования и систем;
  • поддержка бесперебойного снабжения электроэнергией;
  • повышение уровня надежности, качества на объектах;
  • защита потребителей.

Проводимая аттестация преследует выполнение таких целей:

  • проверка соответствия продукции, анализ условий производства и подтверждение качества;
  • допуск оборудования к эксплуатации на объектах электросетевого хозяйства, для выполнения монтажа, реконструкции, ремонтных работ;
  • исключение поставок бракованного, небезопасного оборудования, продукции, несоответствующей заявленным характеристикам;
  • обеспечение русификации интерфейса, анализ предоставляемой эксплуатационной документации;
  • снижение финансовых рисков при покупке систем и оборудования.

Аттестация оборудования в Россети проводится для производства следующего типа:

  • технические и прочие средства АСУ ТПк
  • различные программные и другие продукты, в том числе электротехнические;
  • устройства, технологии, оборудование и оборудование, применяемые в рамках ТО, ремонт для разнообразных электротехнических узлов, объектов
  • системы, оборудование и оборудование, мониторинг, поведение измерений, оценочных работ;
  • средства, оборудование связи, телемеханики;
  • технические средства, устройства, работающие при условии любого уровня напряжения;
  • оборудование, предназначенное для эксплуатации на линиях электропередач, подстанциях;
  • управляющее, релейное оборудование, автоматика, системы технологического, диспетчерского и прочего контроля.

Аттестация – оценка всех соответствующих показателей продукта перед допуском к эксплуатации. В рамках проводимых работ оцениваются условия производства, возможность применения продукции для конкретного объекта. Комиссия, в состав которой входят эксперты, проводят испытания и анализ результатов, что и отражается в заключении. Это документ, который выступает в качестве официального подтверждения качества, может использоваться в виде основания, разрешающего эксплуатацию систем на электросетевых объектах.

Работы по аттестации проводятся по заявке изготовителя, поставщика, подрядчика или официального представителя завода. Для этого надо предоставить установленный пакет документации, образцы для испытаний. Порядок испытаний устанавливается в рамках анализа и подготовки к аттестации, по результатам проверок заполняется акт и выдается аттестационное свидетельство, в котором отражается вся требуемая информация о продукте.

Источник