Переход к новой цифровой архитектуре электросетевого комплекса

4

О

ткрывая

совещание

, 

Главный

инженер

Груп

-

пы

компаний

  «

Россе

-

ти

» 

Дмитрий

Гвоздев

акцентировал

внимание

собрав

-

шихся

на

необходимости

созда

-

ния

современной

электросете

-

вой

архитектуры

, 

основанной

на

цифровых

технологиях

. 

При

этом

электросетевым

компаниям

не

-

обходимо

по

максимуму

ориенти

-

роваться

на

оптимальное

исполь

-

зование

собственных

средств

, 

российские

и

локализованные

в

России

технологии

и

оборудо

-

вание

.

Переход

к

цифровым

техноло

-

гиям

возможен

и

оправдан

только

в

условиях

, 

когда

основное

обо

-

рудование

электрических

сетей

находится

в

удовлетворительном

техническом

состоянии

. 

Имен

-

но

поэтому

в

 2018 

году

компания

«

Россети

» 

существенно

усилит

контроль

за

качеством

планиро

-

вания

и

реализацией

ремонтных

и

инвестиционных

программ

до

-

черних

обществ

. 

Большое

внима

-

ние

также

планируется

уделить

развитию

систем

технологическо

-

го

диагностирования

.

Не

менее

важной

является

за

-

дача

по

выстраиванию

и

оптими

-

зации

структуры

управления

тех

-

ническим

блоком

электросетевых

компаний

. 

Необходимо

как

исклю

-

чить

излишние

бюрократические

звенья

, 

так

и

усилить

отдельные

технические

направления

, 

функ

-

ционал

которых

будет

особо

вос

-

требован

при

переходе

к

новой

цифровой

архитектуре

. 

Все

это

должно

сопровождаться

повсе

-

местным

внедрением

в

Группе

компаний

системы

внутреннего

технического

контроля

.

ПРИОРИТЕТ

 — 

НАДЕЖНОСТЬ

По

сложившейся

в

электросете

-

вой

компании

традиции

первый

блок

обсуждаемых

вопросов

был

посвящен

надежности

электро

-

снабжения

потребителей

. 

О

но

-

вых

методах

оценки

готовности

Группы

компаний

 «

Россети

» 

к

ра

-

боте

в

ОЗП

 2018–2019 

рассказал

собравшимся

заместитель

глав

-

т

е

х

с

о

в

е

т

техсовет

Переход к новой 
цифровой архитектуре 
электросетевого 
комплекса

Гвоздев

Д

.

Б

.

7 

декабря

 2017 

года

в

Подмосковье

состоялось

производ

-

ственное

совещание

технических

руководителей

дочер

-

них

структур

Группы

компаний

 «

Россети

», 

посвященное

актуальным

вопросам

цифровизации

электросетевого

комплекса

. 

Участниками

совещания

под

председатель

-

ством

Главного

инженера

 «

Рос

сетей

» 

Дмитрия

Гвоздева

стали

все

технические

руководители

дочерних

компаний

и

филиалов

ПАО

 «

ФСК

ЕЭС

» — 

МЭС

.

5

Магадеев

Р

.

Р

.

Уколов

В

.

А

.

ного

инженера

  «

Россетей

» 

Рус

-

лан

Магадеев

.

По

словам

Руслана

Раисови

-

ча

, 

новая

методика

базируется

на

принципах

риск

-

ориентированной

модели

  (

рисунок

 1). 

Готовность

каждого

субъекта

будет

опреде

-

ляться

готовностью

всех

объек

-

тов

, 

входящих

в

его

состав

. 

И

если

хотя

бы

один

из

объектов

не

го

-

тов

, 

соответственно

, 

весь

субъект

будет

признан

неготовым

к

ОЗП

. 

Под

объектом

, 

согласно

методике

, 

понимается

филиал

ДЗО

. 

То

есть

для

МРСК

филиал

 — 

это

РСК

, 

для

РСК

прямого

подчинения

 — 

это

производственные

отделения

. 

Паспорт

готовности

к

ОЗП

будет

выдаваться

каждому

субъекту

на

основании

отдельного

приказа

Министерства

энергетики

РФ

.

Структурно

в

схеме

оценки

готовности

 6 

групп

условий

: 

си

-

стемная

надежность

, 

техническое

Показатели 

Качественные характеристики/значения показателей 

Оценка показателей 

«Вес» показателя в оценке условия готовности

Оценка условия готовности

Оценка группы условий готовности 

Оценка готовности объектов

Индекс готовности субъекта электроэнергетики

Рейтинг объектов по индексу готовности

Оценка показателей 

Основные риски:

Значение 

ИТС силовых

трансформаторов

(«Готов с условием»,
если ИТС СТ < 70)

Принятие решения
о готовности субъекта
по правилу «слабого
звена» — по результатам
оценки 

«наихудшего»

филиала

Наличие 

специализи-

рованных индикаторов

для условий готовности
(оснований для выездной
комиссионной проверки)
(37 шт.)

Рис

. 1. 

Порядок

проведения

оценки

готовности

к

работе

в

ОЗП

состояние

, 

персонал

, 

противоава

-

рийная

и

аварийно

-

восстанови

-

тельная

деятельность

, 

ремонтная

деятельность

и

непосредственно

передача

энергии

. 22 

условия

, 

48 

показателей

.

Примечательно

, 

что

в

Груп

-

пе

компаний

  «

Россети

» 

на

се

-

годняшний

день

действует

По

-

ложение

о

паспорте

надежности

ДЗО

. 

Во

многом

новая

методика

Министерства

энергетики

России

и

данное

положение

схожи

. 

Таким

образом

, 

у

компаний

, 

входящих

в

группу

  «

Россети

» 

и

уже

имею

-

щих

определенный

опыт

работы

в

новых

условиях

оценки

техниче

-

ского

состояния

, 

целесообразно

продолжить

контроль

выполнения

параметров

Положения

о

Паспор

-

те

надежности

ДЗО

, 

своевремен

-

ное

принятие

мер

по

устранению

отклонений

от

контролируемых

параметров

. 

Также

в

первом

квар

-

тале

 2018 

года

будет

выполнена

синхронизация

контролируемых

по

Положению

о

Паспорте

надеж

-

ности

ДЗО

параметров

с

пока

-

зателями

и

условиями

Методики

оценки

готовности

к

ОЗП

.

О

расчете

индексов

техни

-

ческого

состояния

  (

ИТС

) 

основ

-

ного

технологического

оборудо

-

вания

и

линий

электропередачи

в

 2018 

году

доложил

заместитель

директора

САЦ

ПАО

  «

Россети

» 

Владимир

Уколов

.

Отраслевые

алгоритмы

раз

-

работаны

пока

еще

только

для

трансформаторов

 110 

кВ

и

выше

, 

для

линий

 35 

кВ

и

выше

. 

Ожида

-

ется

, 

что

в

ближайшее

время

ме

-

тодика

пополнится

алгоритмами

еще

для

 9 

групп

оборудования

.

В

соответствии

с

разработан

-

ной

Министерством

энергетики

РФ

методикой

в

числе

 48 

исход

-

ных

параметров

для

расчета

ис

-

пользуется

ИТС

трансформаторов

и

ЛЭП

. 

При

этом

в

расчет

берутся

только

силовые

трансформаторы

, 

оснащенные

системой

удален

-

ного

мониторинга

и

диагностики

технического

состояния

с

ИТС

более

 25. 

Силовые

трансформа

-

торы

, 

не

оснащенные

системой

удаленного

мониторинга

и

диаг

-

ностики

технического

состояния

, 

принимаются

в

расчет

при

ИТС

более

 50.

Проведенная

компанией

 «

Рос

-

сети

» 

предварительная

оценка

ИТС

силовых

трансформато

-

ров

показала

, 

что

по

состоянию

на

 1 

ноября

 2017 

года

2085 

трансформаторов

напряжением

 110 

кВ

име

-

ют

ИТС

менее

 50, 

что

со

-

ставляет

 64% 

от

общего

количества

трансформа

-

торов

.

Таким

образом

, 

одной

из

приоритетных

задач

структурных

подразде

-

лений

Группы

компаний

«

Россети

» 

на

 2018 

год

будет

являться

оснаще

-

ние

всех

силовых

транс

-

форматоров

классом

на

-

пряжения

 110 

кВ

и

выше

системой

удаленного

мо

-

ниторинга

и

диагностики

технического

состояния

.

В

продолжение

темы

выступил

заместитель

главного

инженера

  «

Рос

-

№

 1 (46) 2018

6

ТЕХСОВЕТ

сетей

» 

Владимир

Пелымский

, 

который

рассказал

об

оснащении

силовых

трансформаторов

 110 

кВ

и

выше

с

индексом

технического

состояния

менее

 50 

мобильными

системами

удаленного

монито

-

ринга

и

диагностирования

техни

-

ческого

состояния

 (

АСМД

). 

На

текущий

момент

разработа

-

но

техническое

решение

, 

которое

не

предусматривает

вмешатель

-

ства

в

конструктив

самого

транс

-

форматора

и

не

требует

согласо

-

вания

с

заводом

-

изготовителем

. 

Результаты

технологического

диаг

-

ностирования

будут

передаваться

беспроводным

способом

  (

рису

-

нок

 2). 

Приме

чательно

, 

что

при

вы

-

боре

подоб

ных

мобильных

систем

диагнос

тики

компания

  «

Россети

» 

ориентируется

на

отечественных

производителей

.

По

своим

функциональным

требованиям

мобильная

систе

-

ма

диагностирования

силового

трансформатора

должна

:

1.

Контролировать

содержание

газов

в

масле

 (

водород

и

оксид

углерода

), 

влагосодержание

масла

, 

частичные

разряды

, 

температуру

масла

.

2.

Формировать

сигналы

преду

-

предительной

и

аварийной

сиг

-

нализации

по

контролируемым

параметрам

, 

выполнять

само

-

диагностику

собственных

про

-

граммно

-

технических

средств

, 

формировать

архивы

долго

-

временного

хранения

диагно

-

стической

информации

.

3.

Формировать

и

обеспечи

-

вать

индикативное

отражение

Пелымский

В

.

Л

.

Ягодка

Д

.

В

.

оценки

технического

состояния

объекта

на

основании

анализа

динамики

изменения

контро

-

лируемых

параметров

по

трех

-

уровневой

шкале

  (

зеленый

, 

желтый

, 

красный

).

Структура

мобильной

АСМД

должна

быть

организована

по

трехуровневой

схеме

:

1.

Первый

уровень

должен

включать

первичные

датчики

(

определения

температуры

, 

содержания

газов

в

масле

, 

влагосодержания

масла

и

ЧР

) 

и

системы

обработки

и

хране

-

ния

информации

  (

контролле

-

ры

). 

Возможно

конструктивное

исполнение

первичных

датчи

-

ков

и

контроллеров

в

виде

еди

-

ного

технологического

блока

. 

Контроллер

или

блок

  «

датчик

/

контроллер

» 

должны

обеспе

-

чивать

обмен

радиосигналами

с

модулем

приема

/

передачи

второго

уровня

по

встроенному

радиоканалу

.

2.

Второй

уровень

включает

модуль

приема

/

передачи

ра

-

диосигнала

, 

обеспечивающий

обмен

информацией

между

мобильной

АСМД

и

корпора

-

тивной

сетью

.

3.

Третий

уровень

 — 

устанавли

-

ваемые

на

одно

из

постоянных

рабочих

мест

программные

средства

, 

обеспечивающие

архивирование

и

интеграцию

информации

мобильной

АСМД

в

корпоративные

базы

данных

.

Помимо

общих

вопросов

оцен

-

ки

готовности

электросетевых

предприятий

к

переходу

на

новые

принципы

работы

по

управле

-

нию

электросетевым

имуществом

участники

совещания

обсудили

ряд

вопросов

по

обеспечению

на

-

дежности

электроснабжения

по

-

требителей

. 

Тему

открыл

и

.

о

. 

пер

-

вого

заместителя

генерального

директора

 — 

главного

инженера

ПАО

  «

МРСК

Северо

-

Запада

» 

Де

-

нис

Ягодка

с

докладом

об

итогах

Рис

. 2. 

Архитектура

построения

мобильной

АСМД

и

интеграции

информации

в

корпоративные

сети

7

Обязательные требования 

(требования норм и правил)

Организационные и технические
мероприятия, применение
средств защиты

Правила охраны труда при
работах в электроустановках

Правила охраны труда при
работе на высоте

ФНП в области промышленной
безопасности

Дополнительные требования 

(требования ОРД и писем)

Дополнительные требования к допуску 

бригад

Дополнительные требования к объему  

инструктажей и их оформлению

Мероприятия 3 «ДО» — двойные проверки

СИЗ, документации, ППР, ТК, удостоверений,

инструмента, приспособлений  и т.д.,
постановка задач работникам (перед

выездом с базы и на рабочем месте)

Оформление дополнительно введенных 

журналов,  дополнительных записей 

в оперативной документации

Возможна оптимизация

сроков выполнения работ

Не поддаются оптимизации
без снижения безопасности

или качества работ

Мисиров

Б

.

Х

.

проведения

внеочередных

учений

по

ликвидации

массовых

отключе

-

ний

электросетевых

объектов

.

На

сегодняшний

день

для

оперативного

реагирования

на

внештатные

ситуации

и

в

це

-

лях

скорейшего

восстановления

электроснабжения

потребителей

филиалы

ПАО

  «

МРСК

Северо

-

Запада

» 

активно

взаимодейству

-

ют

на

местах

с

подразделениями

МЧС

, 

наиболее

крупными

тер

-

риториальными

сетевыми

ор

-

ганизациями

, 

региональными

администрациями

и

крупными

потребителями

.

В

ходе

проведения

учений

были

выявлены

определенные

проблемы

взаимодействия

и

слож

-

ности

, 

над

преодолением

которых

в

настоящее

время

проводится

ак

-

тивная

работа

.

С

учетом

полученного

опыта

были

сделаны

выводы

о

необхо

-

димости

перевода

учений

в

плано

-

вое

русло

на

регулярной

основе

. 

Также

необходимо

прописывать

критерии

проведения

совместных

учений

, 

критерии

оценки

готовно

-

сти

участников

по

их

итогам

.

Накопленный

в

ходе

совмест

-

ных

учений

опыт

, 

несомненно

, 

будет

использоваться

компания

-

ми

Группы

  «

Россети

» 

в

будущем

. 

О

подготовке

очередных

плановых

учений

ДЗО

ПАО

  «

Россети

» 

во

II 

квартале

 2018 

года

собравшимся

доложил

первый

заместитель

ге

-

нерального

директора

 — 

главный

инженер

ПАО

  «

МРСК

Северного

Кавказа

» 

Борис

Мисиров

.

Запланированные

учения

ставят

своей

целью

повышение

надежности

функционирова

-

ния

электросетевого

комплекса

на

территории

Республики

Да

-

гестан

  (

район

проведения

уче

-

ний

: 

г

. 

Махачкала

и

пригороды

). 

Участниками

учений

станут

ПАО

«

Россети

», 

ПАО

  «

МРСК

Север

-

ного

Кавказа

», 

ДЗО

ПАО

  «

Рос

-

сети

», 

Штаб

по

обеспечению

безопасности

электроснабжения

в

Республике

Дагестан

, 

подраз

-

деления

МЧС

России

, 

МВД

Рос

-

сии

, 

Росгвардии

, 

главы

админи

-

страций

г

. 

Махачкалы

и

районов

, 

предприятия

/

организации

ЖКХ

, 

потребители

.

Учения

пройдут

на

террито

-

рии

шести

районов

: 

Центральные

РЭС

, 

Буйнакские

РЭС

, 

Карабудах

-

кентские

РЭС

, 

Сергокалинский

РЭС

, 

Буйнакские

ГЭС

, 

Махачка

-

линские

ГЭС

.

Порядок

проведения

учений

предполагает

не

только

про

-

ведение

технического

аудита

электросетевого

комплекса

вы

-

шеупомянутых

территорий

, 

но

и

отработку

действий

по

сниже

-

нию

потерь

электрической

энер

-

гии

. 

В

частности

, 

запланировано

проведение

проверки

потреби

-

телей

по

фидерам

 0,4 

кВ

, 

а

так

-

же

выполнение

ограничений

потребителей

в

соответствии

с

нарядами

-

допусками

и

полу

-

ченными

заданиями

.

Завершая

группу

докладов

технических

руководителей

по

вопросам

отработки

техноло

-

гий

и

навыков

восстановления

электроснабжения

потребите

-

лей

в

кратчайшие

сроки

высту

-

пил

заместитель

генерально

-

го

директора

по

техническим

вопросам

 — 

главный

инженер

ПАО

 «

МРСК

Центра

» 

Александр

Пилюгин

.

В

своем

докладе

Александр

Викторович

напомнил

собравшим

-

ся

о

причинах

возникновения

тре

-

бований

к

срокам

восстановления

электроснабжения

для

потребите

-

лей

различных

категорий

надежно

-

сти

в

соответствии

с

ПУЭ

, 

а

также

обратил

внимание

на

ужесточение

требований

к

этим

срокам

со

сто

-

роны

ПАО

 «

Россети

» (

рисунок

 3).

Приведенная

докладчиком

оценка

временны

'

х

затрат

на

по

-

этап

ное

выполнение

всех

опе

-

раций

по

восстановлению

элек

-

троснабжения

показала

, 

что

на

выполнение

всех

предписанных

(

правилами

и

ОРД

) 

мер

по

органи

-

зации

работ

 (

в

том

числе

мер

без

-

опасности

) 

на

ВЛ

 6–10 

кВ

требу

-

ется

в

среднем

 3 

часа

БЕЗ

УЧЕТА

времени

на

проезд

к

месту

рабо

-

ты

 (60 

минут

в

среднем

), 

техно

-

логию

выполнения

работ

  (

время

ориентировочно

согласно

техно

-

логической

карты

) 

и

возможных

осложняющих

объективных

фак

-

торов

 (

в

среднем

 40 

минут

). 

Таким

образом

, 

необходим

более

взве

-

Пилюгин

А

.

В

.

Рис

. 3. 

Факторы

, 

определяющие

сроки

выполнения

работ

№

 1 (46) 2018

8

шенный

подход

к

установлению

в

Группе

  «

Россети

» 

нормативов

выполнения

аварийно

-

восстано

-

вительных

работ

 (

рисунок

 4).

Для

минимизации

сроков

вы

-

полнения

аварийно

-

восстанови

-

тельных

работ

необходимо

:

1. 

Разработать

методику

оцен

-

ки

сетевой

надежности

РЭС

. 

Нормировать

время

переры

-

ва

электроснабжения

по

ЛЭП

6–10 

кВ

исходя

из

топологии

.

2. 

Исключить

избыточные

требо

-

вания

и

операции

при

органи

-

зации

работ

, 

не

предусмотрен

-

ные

НТД

.

3. 

Включить

расчет

среднего

вре

-

мени

перерыва

в

электроснаб

-

жении

отключения

с

успешным

АПВ

и

АВР

.

О

создании

системы

админи

-

стрирования

ремонта

кабельных

линий

доложил

первый

замести

-

тель

генерального

директора

 — 

главный

инженер

ПАО

  «

МОЭСК

» 

Всеволод

Иванов

.

Служба

АВС

в

ПАО

 «

МОЭСК

», 

работая

ежедневно

в

круглосуточ

-

ном

режиме

, 

позволяет

в

мини

-

мальные

сроки

восстанавливать

поврежденные

КЛ

 0,4–35 

кВ

, 

обе

-

спечивающие

электроснабжение

не

только

СЗО

, 

но

и

обычных

по

-

требителей

.

Создание

данной

структуры

(

АВС

), 

укомплектованной

необ

-

ходимыми

техническими

сред

-

ствами

и

ресурсами

, 

позволяет

оперативно

решать

вопросы

по

ремонту

не

только

аварийных

и

срочных

КЛ

, 

но

и

выполнять

сложные

ремонты

КЛ

 0,4–35 

кВ

(

в

стесненных

условиях

, 

вблизи

автомагистралей

, 

в

коллекто

-

рах

, 

колодцах

и

т

.

д

.), 

что

позво

-

ляет

улучшить

надежность

сети

и

уменьшает

вероятность

обе

-

сточений

потребителей

.

Весь

персонал

АВС

ежегодно

проходит

аттестацию

и

проверку

со

стороны

ФСО

, 

ФСБ

и

других

ведомственных

структур

для

до

-

пуска

на

объекты

, 

составляющие

государственную

тайну

 (

Кремль

, 

ФСО

, 

метрополитен

и

т

.

д

.).

Опытом

организации

работ

на

ВЛ

под

напряжением

поделился

с

участниками

совещания

первый

заместитель

генерального

дирек

-

тора

 — 

главный

инженер

МЭС

Сибири

Александр

Терсков

. 

По

данному

вопросу

участники

сове

-

щания

отметили

необходимость

регламентации

технологий

произ

-

водства

работ

на

ВЛ

 220 

кВ

и

на

анкерных

и

промежуточных

  (

не

портального

типа

) 

опорах

ВЛ

 220–

500 

кВ

с

учетом

современных

тех

-

нических

решений

, 

оборудования

и

материалов

.

ТЕХСОВЕТ

Время реагирования

на нарушение

от 30 минут до 3-х суток

1–2 часа

40 минут

от 3-х до 4-х часов

Время поиска

повреждения

Время восстановления

снабжения потребителей

от резерва

Время устранения

повреждения 

(в том числе мероприятия

по охране труда)

1.  Время реагирования на нарушение:
 

• если ПС телемеханизирована, равно 0;

• если нет, может достигать от 30 минут до суток.

2. Наличие круглосуточного ОВБ или свободной бригады.

3.  Протяженность ЛЭП по трассе (для определения времени осмотра).
4.  Длина участков ЛЭП, проходящих в лесополосе.
5.  Скорость бригадного автомобиля (зима — 40 км/ч, лето — 60 км/ч).
6.  Наличие в настоящий момент свободной оперативной или оперативно-
 

ремонтной бригады (не привлеченной к АВР).

8.  Количество оперативного персонала в РЭС.

9.  Количество допускающих лиц.

10. Количество ремонтных бригад, наличие аварийного резерва.

11. Количество зон неустойчивой связи.

7.  Наличие у ЛЭП секционирования для восстановления
 

электроснабжения (разъединитель, реклоузер, АВР в ТП).

Составляющие:

Влияющие факторы:

Рис

. 4. 

Факторы

, 

влияющие

на

время

восстановления

Терсков

А

.

В

.

Иванов

В

.

Е

.

9

ЭЛЕКТРИФИКАЦИЯ

ВСЕЙ

СТРАНЫ

ПЛЮС

ЦИФРОВИЗАЦИЯ

ЭКОНОМИКИ

И

СЕТЕЙ

Значительный

блок

вопросов

на

совещании

технических

руководи

-

телей

в

этот

раз

был

посвящен

не

-

посредственно

построению

циф

-

ровых

сетей

.

Стратегические

ориентиры

для

обсуждения

обозначил

замести

-

тель

главного

инженера

  «

Россе

-

тей

» 

Владимир

Пелымский

.

Выполнив

краткий

обзор

луч

-

ших

мировых

практик

в

области

построения

цифровых

сетей

, 

Владимир

Леонидович

пред

-

ложил

участникам

совещания

в

первую

очередь

зафиксиро

-

вать

общую

терминологию

и

ос

-

новные

определения

цифровых

сетей

.

Цифровая

сеть

 — 

высокоав

-

томатизированная

сеть

:

–

обеспечивающая

наблюда

е

 -

мость

и

управляемость

по

сред

-

ством

цифровых

систем

связи

и

оборудования

, 

поддержива

-

ющего

протоколы

МЭК

;

–

управляемая

в

режиме

реаль

-

ного

времени

и

отслежива

-

ющая

параметры

и

режимы

работы

всех

участников

про

-

цесса

выработки

, 

передачи

и

потребления

электроэнергии

(

рисунок

 5);

–

поддерживающая

функции

са

-

модиагностики

и

самовосста

-

новления

;

–

обеспечивающая

интеллектуальную

адаптацию

режимов

работы

и

автоматиче

-

скую

синхронизацию

с

режимами

работы

потребителей

.

Цифровая

подстан

-

ция

 — 

подстанция

с

вы

-

соким

уровнем

авто

-

матизации

управления

технологическими

про

-

цессами

, 

оснащенная

развитыми

информаци

-

онно

-

технологическими

и

управляющими

систе

-

мами

и

средствами

, 

в

ко

-

торой

все

процессы

ин

-

формационного

обмена

между

элементами

ПС

и

с

внешними

система

-

ми

, 

а

также

управление

работой

ПС

осуществля

-

ются

в

цифровом

виде

на

основе

протоколов

МЭК

.

Цифровой

район

электриче

-

ских

сетей

 — 

высокоавтоматизи

-

рованный

район

распределитель

-

ных

электрических

сетей

:

–

обеспечивающий

наблюда

е

-

мость

и

управляемость

по

сред

-

ством

цифровых

систем

связи

и

оборудования

, 

поддержива

-

ющего

протоколы

МЭК

;

–

управляемый

в

режиме

реаль

-

ного

времени

и

отслежива

-

ющий

параметры

и

режимы

работы

всех

участников

про

-

цесса

передачи

и

потребления

электроэнергии

;

–

поддерживающий

функции

самодиагностики

и

самовос

-

становления

;

–

обеспечивающий

функциони

-

рование

системы

управления

энергопотреблением

, 

интел

-

лектуальную

адаптацию

режи

-

мов

работы

и

автоматическую

синхронизацию

с

режимами

работы

потребителей

и

устрой

-

ствами

распределенной

гене

-

рации

, 

а

также

интеллекту

-

альный

учет

потребляемой

и

вырабатываемой

электро

-

энергии

.

На

сегодняшний

момент

раз

-

работаны

технические

требова

-

ния

к

цифровой

сети

, 

выполнена

типизация

технических

решений

, 

унификация

по

применяемому

оборудованию

.

Технические

требования

к

циф

 -

ровой

сети

включают

:

• 

Требования

к

цифровой

систе

-

ме

ЦУС

;

• 

Требования

к

автоматизиро

-

ванному

контролю

техническо

-

го

состояния

ЛЭП

 6–750 

кВ

;

• 

Требования

к

цифровой

инте

 -

грации

и

доработке

обору

до

-

вания

подстанций

 110 

кВ

  (

ТТ

, 

ТН

, 

выключатели

, 

разъедини

-

тели

, 

трансформаторы

, 

ЩПТ

, 

ЩСН

), 

а

также

оборудования

ПС

 6–35 

кВ

;

• 

Требования

к

измерительным

датчикам

тока

и

напряжения

, 

а

также

к

полевым

устройствам

;

• 

Требования

к

цифровым

устройствам

РЗА

, 

АСУ

ТП

, 

СДТУ

и

передаче

данных

ПС

110 

кВ

и

выше

, 

а

также

ПС

6–35 

кВ

 (

ТП

, 

РП

);

• 

Требования

к

дополнительным

устройствам

контроля

  (

ЧР

, 

ток

утечки

ОПН

, 

камеры

ТВК

и

т

.

д

.);

• 

Требования

к

системе

учета

с

удаленным

сбором

данных

и

приборам

учета

;

• 

Требования

к

каналам

связи

передачи

данных

АИИСКУЭ

.

Все

 online-

параметры

диа

-

гностики

оборудования

должны

быть

интегрированы

с

СУПА

. 

Не

-

обходимо

фактически

в

режиме

реального

времени

рассчиты

-

вать

индекс

технического

состоя

-

ния

оборудования

. 

Посредством

СУПА

должен

осуществляться

Автомати-

зированный

контроль

технического

состояния 

ЛЭП 6–750 кВ

Просьюмер

(производитель-

потребитель)

Цифровая ПС

(110 кВ и выше)

Цифровой 

РЭС

Центр управления сетями

Управление режимом сети

:

• оперативно-технологическое
 управление

• оперативные переключения
 (телеуправление)

•  организация плавки гололеда

•  ликвидация аварийных режимов

•  взаимодействие с потребителями

Единая цифровая

платформа 

(CIM, база данных)

СУПА

САЦ 

Ситуационно-
аналитический центр

 —

основной инструмент
управления цифровой
сетью

Система управления
производственными
активами

 —

риск-ориентированное
управление состоянием
сети

Рис

. 5. 

Архитектура

управления

цифровой

сети

№

 1 (46) 2018

10

риск

-

менеджмент

производствен

-

ными

активами

ПАО

  «

Россети

» 

(

рисунок

 6).

Ситуационно

-

аналитическое

управление

в

цифровой

архи

-

тектуре

будет

нацелено

на

про

-

гнозирование

возникновения

от

-

казов

, 

анализ

ситуаций

, 

оценку

достоверности

, 

оценку

рисков

и

последствий

принятых

реше

-

ний

. 

Добиваются

этого

за

счет

достижения

оперативности

, 

до

-

стоверности

, 

полноты

и

, 

самое

главное

, 

адресности

поступле

-

ния

информации

.

Ожидаемые

эффекты

от

вне

-

дрения

цифровых

сетей

приведе

-

ны

на

рисунке

 7.

Важным

элементом

цифрови

-

зации

электрической

сети

являет

-

ся

создание

автоматизированной

информационно

-

технической

си

-

стемы

управления

производствен

-

ным

персоналом

 (

АИС

ПП

). 

Такая

система

позволит

обеспечить

:

–

снижение

травматизма

среди

производственного

персонала

ТЕХСОВЕТ

Единая цифровая платформа 

(CIM, база данных)

Оценка рисков:

- техническое

 состояние
- вероятность отказа
- последствия отказа*

Оценка стоимости
жизненного цикла

Администрирование ТОиР:

планирование и выполнение технического

обслуживания и ремонта (ТОиР) ЛЭП,

оборудования ПС с использованием

автоматизированного комплекса (АСУ ТОиР)

Администрирование ТПиР:

планирование и контроль выполнения техничес-
кого перевооружения и реконструкции объектов,

ЛЭП, оборудования ПС с использованием

автоматизированного комплекса (АСУ ТПиР)*

Оценка

результативности

и эффективности

выполнения

ТОиР и ТПиР

• Online данные параметров оборудования
• Периодические данные мониторинга
  состояния объектов
• Данные о технологических
  нарушениях
• Данные о потребителях

• Изменение технического
 состояния
• Изменение состава
 оборудования
• Изменении топологии
 сети

* Запланировано к реализации в 2018 году.

Рис

. 6. 

Система

управления

производственными

активами

 (

СУПА

) 

в

цифровой

архитектуре

Цифровая 

подстанция +

системы ADMS

наблюдаемость,

управляемость,

контроль

Цифровой район 

электрических 

сетей

гибкость,

автоматическое 

резервирование,

интеллектуальный 

учет электроэнергии

Интеллектуальный

учет

ЦИФРОВАЯ

СЕТЬ

►

50% 

— сокращение времени проектирования

40%

— сокращение объема монтажных и наладочных работ

35–50%

— сокращение капитальных затрат

17–32%

— сокращение затрат на обслуживание

66–91 млрд руб.

— суммарный экономический эффект

►

►

►

►

►

100%

— наблюдаемость

100%

переключений производятся автоматически

5%

— снижение SAIDI

20–50%

— повышение производительности труда

26–41 млрд руб.

— экономический эффект

►
►
►
►

►

27%

 — снижение потерь электроэнергии за 10 лет

2,7%

— среднее ежегодное снижение потерь электроэнергии

40–50 млрд руб.

—

экономический эффект

►

►

Рис

. 7. 

Эффекты

от

внедрения

цифровой

сети

11

путем

повышения

эффектив

-

ности

управления

и

контроля

за

перемещением

и

действия

-

ми

производственного

персо

-

нала

 (

мобильными

бригадами

, 

ремонтными

бригадами

);

–

повышение

производительно

-

сти

труда

;

–

минимизацию

времени

аварий

-

но

-

восстановительных

работ

на

технологических

объектах

энергетического

комплекса

.

В

рамках

внедрения

АИС

ПП

(

рисунок

 8) 

должны

быть

решены

следующие

задачи

:

• 

Обеспечение

централизован

-

ного

получения

, 

обработки

, 

анализа

и

хранения

теле

-

метрической

информации

от

диспетчерских

навигационных

систем

и

предоставление

ее

пользователям

системы

на

разных

уровнях

.

• 

Обеспечение

постоянного

мо

-

ниторинга

местонахождения

контролируемого

объекта

.

• 

Обеспечение

контроля

показа

-

телей

эффективности

работы

контролируемого

объекта

 (

про

-

стой

, 

своевременность

и

пол

-

нота

выполнения

заданий

).

• 

Предупреждение

про

извод

-

ствен

ного

персонала

об

опас

-

ных

факторах

 (

не

то

ОРУ

, 

откло

-

нение

от

маршрута

на

 10 

км

и

т

.

д

.) 

и

профилактика

ошибки

действия

персонала

как

эле

-

мент

 «

цифрового

СВТК

».

От

реализации

АИС

ПП

пла

-

нируется

достижение

следующих

эффектов

:

–

объединение

различных

авто

-

матизированных

информаци

-

онных

систем

в

единую

систе

-

му

 (

АИС

УТМБ

и

АИС

ПП

);

–

отображение

пространственной

информации

о

местопо

ложе

-

нии

автотранспорта

и

произ

-

водственного

персонала

, 

а

так

-

же

о

транспортных

и

людских

ресурсах

на

картографической

основе

ЕГИС

 «

Россети

»;

–

отображение

текущего

состоя

-

ния

 (

загруженность

персонала

, 

автотранспорта

, 

ресурсы

); 

–

формирование

отчетов

по

формам

, 

содержащим

телема

-

тическую

и

телеметрическую

информацию

;

–

оформление

нарядов

-

допу

-

сков

при

работе

в

электроуста

-

новках

в

электронной

форме

;

–

визуальная

сигнализация

на

мобильные

ПК

и

стационар

-

ные

АРМ

каждого

из

этапов

выполнения

организацион

-

ных

мероприятий

в

соответ

-

ствии

с

Правилами

охраны

труда

при

работе

в

электро

-

установке

;

–

обработка

и

анализ

поступаю

-

щей

от

абонентских

термина

-

лов

/

трекеров

телеметрической

и

пространственной

информа

-

ции

в

соответствии

с

задан

-

ными

критериями

  (

графики

времени

и

треки

);

–

визуальная

сигнализация

при

отклонении

телеметрической

и

пространственной

информа

-

ции

, 

поступающей

от

абонент

-

ских

терминалов

/

трекеров

, 

от

заданных

критериев

в

зависи

-

мости

от

роли

пользователя

.

Тему

совершенствования

си

-

стемы

управления

производствен

-

ным

персоналом

с

применением

современных

информационно

-

технических

средств

продолжил

и

.

о

. 

первого

заместителя

гене

-

рального

директора

 — 

главного

инженера

ОАО

  «

МРСК

Урала

» 

Владимир

Болотин

.

АИС ПП

Телематический 

сервер  

Объект контроля

(производственный

персонал,

автотранспорт)

Источники информации:

трекеры и метки для 

определения  

местоположения

автотранспорта  

и производственного

 персонала 

ГИС 

( ПАО Россети)

АИ

МР СУПА

АРМ Производителя 

работ

МР СУПА 

АРМ Мастера

Примечание:

АИС ПП является составной частью АИС УТМБ. На первом этапе
решается задача мониторинга персонала (трекеры). На втором
этапе реализуется функционал по управлению персоналом: учет
наряд-заказов, контроль выполнения этапов работ, интеграция
СУПА (планшеты).

ДНС

МОЭСК, Ленэнерго,

МРСК Сибири, МРСК Урала,

МРСК Центра, МРСК Центра

и Приволжья, Янтарьэнерго,

Томская РК, МРСК Юга

СУПА

 Тюменьэнерго, МРСК Волги, Кубаньэнерго,

МРСК Северо-Запада, ФСК ЕЭС, МРСК Северного Кавказа

МР СУПА (МВЭС)

Рис

. 8. 

Архитектура

АИС

ПП

№

 1 (46) 2018

12

Специалистами

ОАО

  «

МРСК

Урала

» 

была

предложена

концеп

-

ция

проведения

дистанционного

медосмотра

для

работников

, 

бази

-

рующихся

на

удаленных

мастер

-

ских

участках

, 

где

, 

как

правило

, 

отсутствуют

сертифицированные

медицинские

учреждения

  (

рису

-

нок

 9). 

Внедрение

такой

системы

по

-

зволит

решить

вопросы

 c 

медос

-

мотром

на

удаленных

территори

-

ях

, 

минимизировать

  (

исключить

) 

«

человеческий

фактор

» 

при

про

-

ведении

медосмотров

, 

избежать

фальсификации

результатов

, 

фиксировать

все

данные

с

после

-

дующим

хранением

их

в

единой

электронной

базе

данных

, 

повы

-

сить

качество

и

эффективность

, 

сократить

время

проведения

мед

-

осмотра

.

Для

работников

электросе

-

тевых

компаний

такая

система

предоставляет

удобный

и

простой

интерфейс

, 

обеспечивающий

воз

-

можность

самостоятельного

про

-

хождения

медосвидетельствова

-

ния

, 

получения

точных

медицин

-

ских

показателей

, 

возможность

повторного

прохождения

любого

медицинского

исследования

. 

В

це

-

лом

это

существенно

экономит

время

сотрудников

.

С

точки

зрения

медперсонала

компании

система

предоставляет

эргономичный

журнал

прохожде

-

ния

медосмотров

, 

возможность

ви

-

деофиксации

всех

действий

паци

-

ента

и

получения

точных

показаний

приборов

, 

упрощение

процесса

об

-

работки

медицинских

данных

и

ис

-

ключение

ошибок

персонала

.

В

цифровом

электросетевом

комплексе

большинство

техно

-

логических

и

информационных

систем

завязано

на

схемах

, 

топо

-

логии

и

географии

сетей

. 

Имен

-

но

поэтому

особо

пристальное

внимание

в

Группе

  «

Россети

» 

уделяется

вопросам

создания

и

совершенствования

геоинфор

-

ТЕХСОВЕТ

мационных

систем

  (

ГИС

). 

На

совещании

технических

руково

-

дителей

с

докладами

по

этому

направлению

выступили

замести

-

тель

директора

САЦ

ПАО

 «

Россе

-

ти

» 

Владимир

Уколов

, 

замести

-

тель

генерального

директора

по

техническим

вопросам

 — 

глав

-

ный

инженер

ПАО

  «

МРСК

Юга

» 

Павел

Гончаров

и

заместитель

генерального

директора

по

тех

-

ническим

вопросам

 — 

главный

инженер

ПАО

  «

МРСК

Сибири

» 

Игорь

Сорокин

.

По

информации

Владими

-

ра

Уколова

, 

в

ПАО

  «

Россети

» 

в

 2017 

году

реализован

 I 

этап

внедрения

Единой

геоинформа

-

ционной

системы

на

базе

отече

-

ственного

программного

обеспе

-

чения

  (

КБ

  «

Панорама

»). 

Система

включает

в

себя

 online-

редактор

пространственной

информации

об

объектах

учета

, 

в

том

числе

с

использованием

 web-

сервиса

. 

Вся

остальная

информация

об

объектах

должна

по

-

падать

из

внешних

информационных

систем

.

Система

содер

-

жит

информацию

о

:

Болотин

В

.

А

.

Гончаров

П

.

В

.

Сорокин

И

.

Ю

.

Сотрудник, 
приходящий на 
предсменный 
медосмотр 

АРМ + SOFT 
+ тонометр  
+ алкотестер  
+ термометр  
+ видеокамера  

База данных  
медицинских 
осмотров 

Медицинский работник 

удаленно получает данные 

о медицинских показателях 

работника и выносит 

решение о возможности 

выхода/невыхода 

работника на смену

Диспетчер выдает/не 
выдает разрешение на 
выход на смену. 
Этикетка с ЭЦП на 
путевой лист  

Рис

. 9. 

Алгоритм

прохождения

удаленного

медосмотра

–

подстанциях

и

ВЛ

всех

клас

-

сов

напряжения

;

–

местах

размеще

 -

ния

аварийного

резерва

, 

мо

-

бильных

бригад

и

спецтехники

;

–

мобильных

мо

-

дульных

под

-

станциях

, 

резерв

-

ных

источниках

снабжения

элек

-

троэнергией

, 

13

комплектных

распределитель

-

ных

устройств

мобильного

исполнения

.

Принимая

во

внимание

тот

факт

, 

что

на

текущий

момент

во

многих

ДЗО

  «

Россетей

» 

созданы

и

функционируют

различные

виды

ГИС

, 

базирующиеся

на

различных

информационных

платформах

, 

руководством

компании

принято

решение

о

сохранении

на

местах

собственных

разработок

с

созда

-

нием

единой

информационной

платформы

на

уровне

  «

Россе

-

тей

». 

При

этом

необходимо

орга

-

низовать

информационный

обмен

между

системами

федерального

и

регионального

уровней

.

Общие

требования

к

ГИС

со

стороны

компании

«

Россети

» 

предъявляются

следующие

:

1. 

Единая

модель

электрической

сети

с

пространственными

данными

, 

включающая

сети

, 

генерацию

, 

потребителей

.

2. 

Интеграция

 c 

автоматизиро

-

ванными

системами

, 

исполь

-

зуемыми

в

существующих

про

-

цессах

.

3. 

Переход

к

 3D-

моделированию

объектов

.

4. 

Применение

пространствен

-

ной

аналитики

высокого

уров

-

ня

в

процессах

:

–

перспективного

развития

и

технологического

присо

-

единения

;

–

капитального

строитель

-

ства

;

–

эксплуатации

сети

(

включая

оперативно

-

тех

-

нологическое

и

ситуаци

-

онное

управление

, 

охрану

труда

);

–

учета

электрической

энер

-

гии

;

–

обеспечения

безопасности

;

–

управления

автотранспор

-

том

.

5. 

Создание

мобильных

реше

-

ний

.

При

этом

система

должна

об

-

ладать

способностями

к

само

-

стоятельному

анализу

простран

-

ственных

данных

, 

осуществлению

контрольных

функций

. 

Человек

должен

реагировать

только

на

от

-

клонения

.

Практически

в

полной

мере

соответствует

этим

требованиям

ГИС

ПАО

  «

МРСК

Юга

». 

Помимо

непосредственно

отображения

и

анализа

информации

из

различ

-

ных

источников

ГИС

реализует

информационную

интеграцию

со

следующими

системами

предпри

-

ятия

:

• 

Система

управления

ресурса

-

ми

 SAP 

ТОРО

;

• 

Система

управления

потреби

-

телями

ЭЭ

 SAP IS-U;

• 

Система

управления

распре

-

делительными

ресурсами

при

производстве

аварийно

-

вос

-

становительных

работ

  (

СУРР

АВР

);

• 

Система

мониторинга

транс

-

порта

ГЛОНАСС

/GPS;

• 

Система

оповещения

раннего

гололедообразования

  (

СРОГ

/

АИСКГН

);

• 

Система

сбора

и

отображения

информации

об

объектах

рас

-

пределительного

электросете

-

вого

комплекса

 SCADA;

• 

Система

сбора

метеопараме

-

тров

 (

метеостанции

);

• 

Корпоративные

информаци

-

онные

системы

на

платформе

1

С

 (

позволяет

территориально

анализировать

расположение

складов

АР

и

ТМЦ

относи

-

тельно

мест

выполнения

АВР

и

поиска

необходимого

обору

-

дования

для

локализации

сбо

-

ев

в

работе

объектов

электро

-

сетевого

комплекса

);

• 

Данные

метеомониторинга

и

метеорологические

сводки

(

позволяет

производить

кли

-

матический

анализ

опасных

метеорологических

условий

на

объектах

электроснабжения

);

• 

Данные

каналов

связи

  (

ото

-

бражение

данных

каналов

связи

позволяет

вести

анализ

зоны

покрытия

и

информаци

-

онного

взаимодействия

между

удаленными

подразделениями

общества

).

В

систему

в

полном

объеме

занесены

данные

электросете

-

вого

комплекса

 — 2,5 

миллиона

объектов

электросетевого

ком

-

плекса

, 

в

том

числе

объекты

орга

-

низационной

структуры

, 1229 

под

-

станций

 35–220 

кВ

, 158 000 

км

ЛЭП

 0,4–110 

кВ

, 31 077 

ТП

, 

КТП

0,4/10 

кВ

, 2 321 814 

опор

ЛЭП

.

Геоинформационная

система

ПАО

  «

МРСК

Сибири

» 

предлагает

пользователям

дополнительный

функционал

 — 

управление

техно

-

логическими

присоединениями

.

На

сегодняшний

день

это

пол

-

ноценный

инструмент

поддержки

принятия

решения

о

подключении

заявителя

к

сетям

снабжающей

организации

, 

который

предостав

-

ляет

пользователю

:

–

отображение

кадастрового

слоя

с

возможностью

поиска

по

кадастровому

номеру

;

–

отображение

слоя

с

центрами

питания

и

указанием

резерва

мощности

с

возможностью

поиска

по

центру

питания

;

–

отображение

инфраструктуры

ЛЭП

с

точками

подключения

заявителей

  (

опоры

ЛЭП

, 

ТП

, 

подстанции

);

–

отображение

подключенных

за

-

явителей

;

–

инструмент

измерения

рассто

-

яния

от

объекта

подключения

до

точки

подключения

снабжа

-

ющей

компании

для

расчета

тарифа

присоединения

;

–

автоматическое

построение

трассы

для

подключения

за

-

явителя

;

–

выведение

профиля

высоты

по

трассе

подключения

.

Кроме

этого

, 

система

реали

-

зует

функции

поддержки

при

-

нятия

управленческих

решений

в

задачах

по

снижению

потерь

электрической

энергии

. 

Соот

-

ветствующий

модуль

управле

-

ния

потерями

позволяет

осу

-

ществлять

:

–

контроль

перемещений

инспек

-

торов

;

–

отображение

местоположений

точек

учета

по

отношению

к

адресной

привязке

абонента

;

–

приоритезацию

областей

об

-

ходов

при

наложении

слоя

с

потерями

электроэнергии

.

Связанное

с

системой

мо

-

бильное

решение

предоставляет

инспекторам

следующий

набор

функций

:

–

выдача

заданий

по

сбору

пока

-

заний

с

ПУ

и

нарушений

учета

электроэнергии

;

–

ввод

показаний

и

регистрация

нарушений

учета

;

–

обеспечение

инспектора

пол

-

ной

информацией

о

точке

уче

-

та

и

ПУ

;

–

фотофиксация

показаний

и

на

-

рушений

;

–

координатная

привязка

або

-