Comments 19
Умная энергосеть отличается от тупой на величину потребления электроэнергии серверами :)
Пусть сначала заменят грозозащитный трос на вариант с ВОЛС и подключат на оптику все подстанции 35кВ-330кВ. Тогда и IoT и всё остальное. А так если каналы связи идут по ВЧ-связи, то какой IoT?
Дорого оптику в грозотросе обслуживать.
Проще оператора связи пустить на нижней траверсе подвесить ВОК и обременением техусловий забрать 8 волокон. На которые через десяток лет установят PDH "на 4 Е1" или STM1 (кто побогаче).
Сомневаюсь, что провайдеру интересно идти в те края, где стоят подстанции и в округе живет сотня человек, из которых наберется десяток возможных абонентов. Скорее сама энергокомпания сдаст волокна провайдерам или точку подключения к интернет для с/х предприятий/фермеров и т.д..
Провайдеры идут по инфраструктуре энергетиков, подвешивая свои кабели на ЛЭП.
Платят разово за ТУ, платят за т.н. право прохода, платят за кажду использованную опору, платят за размещение контейнеров связи на территории подстанций, за электроэнергию этих пунктов регенерации. Строят за свой счёт выходы оптикой близлежащие нас.пункты.
Сомневаюсь, что такое происходит где-то вроде степей Ростовской области или Калмыкии. И если происходит, то в направлении крупных населенных пунктов, и на подключение к оптике собственных подстанций где-то в голой степи это никак не скажется.
Это происходит точно так же как на крайнем севере.
Схемы ЛЭП в открытом доступе на сайте ФСК-ЕЭС. Подавляющее большинство 'затянуто' оптикой.
Нашел другое там. Конкретные цифры:
На 2018й
Протяженность базовой технологической сети связи ФСК ЕЭС, входящей в группу «Россети», – волоконно-оптических линий (ВОЛС) – в 2017 г. увеличилась до 73,6 тыс. км.
К 2025 г. ее планируется расширить до 105 тыс. км, что наряду с другими современными телекоммуникационными технологиями позволит охватить порядка 90% подстанций компании цифровыми каналами связи. Это повысит качество управления инфраструктурой, надежность электроснабжения потребителей, поспособствует оптимизации операционных затрат.
На 2011й:
Проект строительства ВОЛС Киров – Ижевск – Пермь осуществляется с 2009 года и предполагает прокладку 652 км ВОЛС по инфраструктуре МЭС Урала и 226 км по инфраструктуре распределительного сетевого комплекса с заходами на объекты МЭС Урала. В общей сложности ВОЛС пройдет через 17 подстанций 220-500 кВ.
Но это несколько далеко от потребителя - подстанции 220кВ и выше разбросаны редко, а массово по полям и поселкам разбросаны 35кВ-100кВ. Есть места где мобильный интернет с трудом на крыше дома ловится, и никаких провайдеров. А подстанция рядом есть.
Вот это самое 'другое' и есть в основном те самые волокна, отданные в качестве обременения операторами связи ))
Меньше чем 8 волокон МЭС не просят.
Местные сети типа МРСК при заходах на 110/35кВ ПС просят 4 волокна.
Теперь нагуглилась вся картина. Энергокомпании не вкладываются в ВОЛС, используя заинтересованные компании. Для магистралей это выгодно. А чтобы найти такого клиента для 110/35кВ - это должны быть какие-то особые условия почему на коротких расстояниях понадобятся опоры местного энерго, а не просто зарыть кабель на несколько десятков километров между городами.
Как правило, заказчиками являются как сами компании электроэнергетической отрасли (сетевые и генерирующие), так и крупные операторы междугородней и сотовой связи, такие как ОАО «Ростелеком», ОАО «МегаФон», ОАО «Мобильные ТелеСистемы», ГК «Синтерра» (формально уже вошедшая в состав ОАО «МегаФон») и другие. За право прохода по ЛЭП компании - заказчики предоставляют собственникам линии свободные «неосветленные» волокна в пользование, кроме этого, в ходе строительства ВОЛС производится замена старого и, как правило, уже ветхого грозозащитного троса линий электропередачи, что, в свою очередь, повышает надежность электроснабжения
Закупка у единственного поставщика «Предоставление услуг по размещению оборудования волоконно-оптической линии связи (грозозащитный трос с волоконно-оптическим кабелем) ПАО «Ростелеком» на высоковольтных линиях электропередачи ПАО «Якутскэнерго» на переходе через реку Лена.» в регионе Саха (Якутия) респ (Табага)
Все верно, и даже на уровне субъектов федерации линии 110кВ являются вполне магистральными. А ниже все зависит от потребностей и жадности местечковых энергоснабжающих организаций.
Сход с ВЛ110кВ - регенерационный пункт DWDM N*100GE на территории ПС - с него сброс Nх10GE через местные сети 35/10/6/0.4 до потребителей.
Upd
Есть варианты установки релейного пролета от ПС до населенного пункта. Лучше хоть как-то, чем никак )
Куча терминов и технологий,причем не понятно зачем хранить кучу данных,так как зачастую они актуальны пару лет. Отсылоки к европе и при этом не сказанно, что там в основном сейчас делается упор выроботку энергии мелкими домохозяйствами и динамический тариф,который позволяет регулировать потребление. Дроны конечно хорошо,но есть куда лучшие способы контролировать инфраструктуру с меньшими затратами...
Когда программисты полезут в управление генерирующими и передающими объектами, всё будет отваливаться и глючить...
При том я вовсе не собираюсь отрицать «цифровизацию» (ну, кроме того, что более идиотски звучащего слова ещё поискать), моя работа как раз в создании динамических моделей энергосистем.
Несколько соображений:
— переход от учёта частоты к принятию решений на основе мгновенных фазовых значений (Система мониторинга переходных режимов, СMПР/WAMS) великолепен, но потоки данных и потребные вычислительные мощности очень велики, так что до получения от этого реального эффекта ещё довольно далеко.
— моделирование цифровых устройств представляет очень серьёзную проблему. Для аналоговых можно построить матмодель, для цифровых нужно просто использовать программы этих устройств. Которые производитель тупо не даст.
— цифровая революция на существующих сетях может дать весьма ограниченные результаты и даже превратиться в профанацию. Вот когда рост потребления (кондиционирование воздуха, электромобили...) заставит реконструировать сети (постоянный ток в «хребтовых» линиях, сверхчистый алюминий и цирконий в проводах и даже ВТСП) — тогда все эти цифровые чудеса из малоосмысленных наворотов вдруг станут очень востребованными, уместными и даже необходимыми. Скажем, тысячи электромобилей, подключенных к сети — это мощнейший (гигаватт на город — легко) инструмент регулирования. Но для этого нужно поштучно этим управлять — кого заряжаем, каким током, а кого и разряжаем на минутку. Опять же, безмасляные трансформаторы и тем более ВТСП требуют строгого непрерывного контроля и исключения нежелательных режимов.
И так далее…
Написано в возмущенных чувствах. Хотя я совсем не специалист.
Оптимизация означает уменьшение затрат. Уменьшение затрат за счет чего? Сокращения избыточных мощностей в том числе. А также потерь.
Избыточная мощность это запас прочности энергосистемы в случае недостатка (и проблема в случае избытка, но я про такие аварии не слышал)
Нельзя допускать "умников-рационализаторов"(включая нейросети и прочие умные алгоритмы с ненулевой вероятностью сбоя) к управлению объединенной энергосистемой.
Что есть приоритет в функционировании объединенной энергосистемы? Выгода или надежность? Вопрос открыт.
Мария, кому вы этот пресс-релиз на ресурсе специалистов публикуете? Вам не стыдно профанацией заниматься?
Энергетические комплексы будущего: внедрение возможно в ближайшие 3 года