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