Развитие автоматизированных систем технологического управления для оперативно-технического и ситуационного управления электросетевым комплексом МКС

Page 1
background image

Page 2
background image

56

Развитие автоматизированных 
систем технологического 
управления для оперативно-
технического и ситуационного 
управления электросетевым 
комплексом МКС

управление активами

Лукинов

 

В

.

В

.,

заместитель

 

главного

 

инженера

 

по

 

оперативно

-

технологическому

 

и

 

противоаварийному

 

управлению

 — 

директор

 

САЦ

 

ПАО

 «

МОЭСК

» 

Ракитин

 

К

.

Н

.,

 

начальник

 

оперативно

-

технологического

 

и

 

ситуационного

 

управления

 

ПАО

 

«

МОЭСК

»

Дорофеев

 

А

.

М

.,

заместитель

 

главного

 

инженера

 

по

 

системам

 

связи

 «

Московских

 

кабельных

 

сетей

» — 

филиала

 

ПАО

 «

МОЭСК

»

Сипачев

 

К

.

Е

.,

руководитель

 

направления

 

АСТУ

 

ЗАО

 

«

КРОК

 

инкорпорейтед

» 

Дичина

 

О

.

В

.,

ведущий

 

аналитик

 

ЗАО

 

«

КРОК

 

инкорпорейтед

»

ЗАДАЧИ

ОПЕРАТИВНО

-

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

 

И

 

СИТУАЦИОННОГО

 

УПРАВЛЕНИЯ

 

Основными

 

задачами

 

оперативно

-

технологического

 

управ

-

ления

 

филиала

 

ПАО

  «

МОЭСК

» — 

Московские

 

кабельные

 

сети

 (

МКС

является

 

управление

 

режимами

 

электрической

 

сети

 

системы

 

электроснабжения

 

города

 

Москвы

оператив

-

ная

 

ликвидация

 

аварийных

 

и

 

ненормальных

 

режимов

 

рабо

-

ты

 

и

 

восстановление

 

электроснабжения

 

потребителей

 [1]. 

При

 

выполнении

 

плановых

 

работ

 

и

 

при

 

ликвидации

 

аварий

-

ных

 

ситуаций

 

требуется

 

координация

 

действий

 

мобильных

 

бригад

 

персонала

 

Московской

 

кабельной

 

сети

персонала

 

организаций

 

потребителей

подрядных

 

организаций

,  

го

-

родских

 

служб

 

и

 

департаментов

 

г

Москвы

МЧС

Метро

-

политена

персонала

 

центров

 

питания

 

электрической

 

сети

 

(

ТЭЦ

подстанций

 

МОЭСК

и

 

согласование

 

действий

 

с

 

вы

-

шестоящими

 

диспетчерскими

 

службами

В

 

МКС

 — 

филиале

 

ПАО

 «

МОЭСК

» 

принята

 

двухуровне

-

вая

 

система

 

диспетчерского

 

управления

диспетчерские

 

службы

 

ремонтно

-

эксплуатационных

 

районов

  (

РЭР

), 

рас

-

положенные

 

на

 

районных

 

диспетчерских

 

пунктах

  (

РДП

и

 

оперативно

-

технологическое

 

и

 

ситуационное

 

управление

 

на

 

центральном

 

диспетчерском

 

пункте

 (

ЦДП

).

Кратко

 

можно

 

выделить

 

следующие

 

задачи

решаемые

 

при

 

оперативно

-

технологическом

 

управлении

 

распредели

-

тельными

 

электрическими

 

сетями

 20–6/0,4 

кВ

 [2]:

 

оперативное

 

ведение

 

режима

 

электрической

 

сети

;

 

оперативная

 

ликвидация

 

аварии

 

и

 

принятие

 

немедлен

-

ных

 

мер

 

по

 

восстановлению

 

электроснабжения

 

потре

-

бителей

;

 

руководство

 

и

 

управление

 

плановыми

 

работами

 

в

 

элек

-

трической

 

сети

;

 

планирование

 

и

 

анализ

 

электрических

 

режимов

;

 

новые

 

включения

 

и

 

реконструкция

 

сети

;

 

работа

 

с

 

потребителями

обработка

 

жалоб

 

потребите

-

лей

;

 

измерение

 

и

 

анализ

 

электропотребления

 

и

 

балансов

 

электроэнергии

включая

 

расчет

 

потерь

.

Задачи

 

оперативного

 

управления

 

решаются

 

с

 

помощью

 

технических

 

средств

 

оперативно

-

информационного

 

ком

-


Page 3
background image

57

плекса

 (

ОИК

и

 

автоматизированной

 

системы

 

тех

-

нологического

 

управления

 (

АСТУ

)[3]:

 

мониторинг

 

состояния

 

электрической

 

сети

 

с

 

помощью

 

диспетчерского

 

щита

 

и

 

ведения

 

оперативной

 

схемы

 

сети

;

 

оценивание

 

состояния

 

электрической

 

сети

;

 

выполнение

 

оперативных

 

переключений

;

 

телеуправление

;

 

координация

 

действий

 

одновременно

 

работаю

-

щих

 

в

 

сети

 

бригад

 (

в

 

сети

 

РЭР

 

может

 

одновре

-

менно

 

работать

 

до

 20 

бригад

);

 

рапорт

 

о

 

текущем

 

состоянии

 

сети

 

в

 

ЦДП

 

и

/

или

 

вышестоящим

 

диспетчерским

 

службам

 

и

 

руко

-

водству

 

компании

.

Под

 

оперативной

 

ликвидацией

 

аварии

 

и

 

ненор

-

мального

 

режима

 

понимается

 [1]: 

 

локализация

 

места

 

аварии

;

 

определение

 

места

 

повреждения

;

 

организация

 

аварийно

-

восстановительных

 

работ

 

силами

 

мобильных

 

бригад

 

ОВБ

бригад

 

АВС

при

 

необходимости

 

персоналом

 

городских

 

служб

МЧС

;

 

принятие

 

немедленных

 

мер

 

по

 

восстановлению

 

электроснабжения

 

потребителей

;

 

расчеты

 

электрических

 

режимов

 

с

 

целью

 

соз

-

дания

 

надежных

 

схем

 

электроснабжения

 

потре

-

бителей

;

 

выполнение

 

оперативных

 

переключений

 

для

 

создания

 

схемы

 

послеаварийного

 

режима

;

 

доклады

 

и

 

отчеты

 

об

 

авариях

погашениях

технологических

 

нарушениях

,  

в

 

том

 

числе

 

с

 

по

-

мощью

 

программных

 

комплексов

  «

Аварий

-

ность

», «

Журнал

 

технологических

 

нарушений

», 

«

ОЖУР

».

При

 

планировании

 

и

 

анализе

 

электрических

 

ре

-

жимов

 

персонал

 

службы

 

электрических

 

режимов

 

выполняет

 

следующие

 

работы

 [4]:

 

подготовка

 

исходных

 

данных

 

для

 

расчетов

 

режимов

;

 

обработка

 

и

 

достоверизация

 

контрольных

 

замеров

 

нагрузки

 

сети

;

 

разработка

 

нормальной

 

схемы

 

сети

 

для

 

элек

-

троснабжения

 

потребителей

;

 

расчеты

 

потерь

 

электроэнергии

;

 

расчеты

 

надежности

 

электроснабжения

;

 

расчеты

 

токов

 

КЗ

;

 

анализ

 

расчетов

 

режимов

 

с

 

вычислением

 

инте

-

гральных

 

показателей

;

 

разработка

 

графиков

 

временного

 

и

 

аварийного

 

отключения

АЧР

;

 

разработка

 

мероприятий

 

по

 

снижению

 

потерь

 

электроэнергии

;

 

разработка

 

мероприятий

 

по

 

повышению

 

надеж

-

ности

 

электроснабжения

;

 

разработка

 

схем

 

перспективного

 

развития

 

при

 

новых

 

технологических

 

присоединениях

.

Задачи

 

оперативного

 

планирования

 

режи

-

мов

 

и

 

оценивания

 

состояния

 

электрической

 

сети

а

 

также

 

оперативная

 

оптимизация

 

режима

 

ре

-

шается

 

на

 

уровне

 

диспетчерских

 

служб

 

РЭР

и

 

ЦДП

.

СОВРЕМЕННЫЕ

 

ТРЕБОВАНИЯ

 

К

 

ПРОГРАММНО

-

ТЕХНИЧЕСКИМ

 

КОМПЛЕКСАМ

 

АСДТУ

 

Для

 

решения

 

задач

 

оперативно

-

технологического

 

управления

 

применяются

 

все

 

более

 

мощные

 

и

 

мно

-

гофункциональные

 

программно

-

технические

 

ком

-

плексы

 (

ПТК

). 

Традиционно

 

задачи

 

ОТиСУ

 [3] 

разде

-

ляют

 

на

 

несколько

 

подсистем

:

• 

ПТК

 SCADA (Supervisory, Control And Data 

Acquisition) 

или

 

оперативно

-

информационный

 

комплекс

 (O

ИК

), 

который

 

решает

 

базовые

 

задачи

 

оперативно

-

диспетчерского

 

управления

мони

-

торинг

 

оперативного

 

состояния

 

сети

который

 

включает

 

систему

 

сбора

 

и

 

передачи

 

данных

отображение

 

телеизмерений

  (

ТИ

), 

телесигналов

 

(

ТС

и

 

аварийно

-

предупредительной

 

сигнализа

-

ции

 

на

 

схемах

 

электрических

 

сетей

 

и

 

подстанций

выполнение

 

оперативных

 

переключений

 

и

 

теле

-

управление

•  DMS (Distribution Management System) — 

расши

-

ренные

 

функции

 

АСДУ

включающие

 

оценивание

 

состояние

 

электрической

 

сети

 

по

 

данными

 

ТИ

комплекс

 

электротехнических

 

расчетов

опти

-

мизацию

 

режимов

 

и

 

расчет

 

потерь

 

мощности

 

и

 

электроэнергии

возможность

 

моделирова

-

ния

 

работы

 

электрической

 

сети

планирования

 

режимов

 

и

 

прогнозирования

 

нагрузок

получение

 

информационной

 

интеллектуальной

 

поддержки

 

при

 

принятии

 

решения

 

о

 

создании

 

схемы

 

после

-

аварийного

 

режима

 (

советчик

 

диспетчера

);  

•  OMS (Outage Management System) — 

система

 

управления

 

при

 

аварийных

 

отключениях

обеспе

-

чивающая

 

автоматический

 

прием

 

и

 

анализ

 

звон

-

ков

 

потребителей

координацию

 

действий

 

бригад

одновременно

 

работающих

 

в

 

электрической

 

сети

автоматическую

 

рассылку

 

сообщений

 

о

 

текущем

 

состоянии

 

при

 

ликвидации

 

аварийных

 

наруше

-

ний

анализ

 

технического

 

состояния

 

отключенно

-

го

 

оборудования

.

Для

 

анализа

 

аварийных

 

ситуаций

 

удобно

 

пред

-

ставление

 

электрической

 

сети

 

потребителей

 

с

 

по

-

мощью

 

геоинформационной

 

системы

  (

ГИС

). 

Самое

 

важное

 

требование

 

к

 

использованию

 

ГИС

 

оператив

-

ным

 

персоналом

 — 

быстрая

не

 

более

 5 

с

загрузка

 

карты

 

и

 

позиционирование

 

сетевого

 

объекта

.  

Перечислим

 

кратко

 

требования

 

МКС

 — 

филиала

 

ПАО

 «

МОЭСК

» 

к

 

ПТК

 

АСТУ

 

для

 

оперативно

-

техноло

-

гического

 

и

 

ситуационного

 

управления

:

 

работа

 

с

 

большими

 

объемами

 

ТИ

/

ТС

количество

 

сетевых

 

объектов

  (

ТП

линий

) — 

десятки

 

тысяч

потребителей

  (

точек

 

присоединения

) — 

сотни

 

тысяч

;

 

мониторинг

 

состояния

 

схемы

 

сети

включая

 

сети

 

0,38 

кВ

;

 

удобные

 

навигация

 

и

 

поиск

 

по

 

сетевым

 

схемам

быстрый

 

переход

 

в

 

схемы

 

РП

ТП

детальные

 

схе

-

мы

 

сетей

 0,38 

кВ

 

интеграция

 

с

 

ГИС

позиционирование

 

сетевого

 

объекта

персонала

 

МБ

 

ОВБ

резервных

 

источ

-

ников

 

электроснабжения

  (

РИСЭ

на

 

карте

 

мест

-

ности

;

 5 (44) 2017


Page 4
background image

58

 

прием

 

и

 

обработка

 

телефонных

 

звонков

 

потреби

-

телей

анализ

 

звонков

 

и

 

прогноз

 

места

 

аварии

;

 

анализ

 

данных

 

об

 

аварии

 

или

 

технологических

 

нарушениях

;

 

формирование

 

отчета

 

об

 

отключенных

 

потреби

-

телях

 

и

 

информирование

 

служб

 

и

 

департаментов

 

города

 

Москвы

;

 

координация

 

действий

 

бригад

 

в

 

электрической

 

сети

 (

одновременная

 

работа

 

до

 20 

бригад

);

 

формирование

 

отчета

 

об

 

отключенных

 

потреби

-

телях

 

с

 

учетом

 

АВР

 

в

 

ТП

;

 

оперативный

 

расчет

 

отключаемой

 

и

 

переводимой

 

нагрузки

  

и

 

недоотпуска

 

электроэнергии

;

 

контроль

 

нагрузок

 

сети

устранение

 

перегрузок

 

с

 

помощью

 

оперативных

 

переключений

;

 

оперативная

 

оптимизация

 

мест

 

делений

 

сети

 

с

  

целью

 

снижения

 

потерь

 

ежемесячный

 

расчет

 

балансов

 

электроэнергии

 

и

  

технических

 

потерь

включая

 

сети

 0,38 

кВ

;

 

автоматическое

 

формирование

 

бланков

 

переклю

-

чений

советчик

 

диспетчера

.

Основные

 

виды

 

электротехнических

 

расчетов

про

-

водимых

 

службой

 

электрических

 

режимов

 

МКС

 [4]: 

 

расчеты

 

установившихся

 

режимов

 

в

 

замкнутых

 

и

 

разомкнутых

 

сетях

 

с

 

учетом

 

большой

 

размер

-

ности

 

системы

 

электроснабжения

 

Москвы

;

 

определение

 

нагрузки

 

трансформаторных

 

под

-

станций

 

по

 

суточным

 

графикам

 

нагрузки

 

отдель

-

ных

 

потребителей

 

и

 

контрольным

 

замерам

 

расчеты

 

допустимых

 

нагрузок

 

на

 

элементы

 

сети

оценка

 

загрузки

 

оборудования

 

сети

 

в

 

различных

  

режимах

  (

нормальном

 

и

 

послеаварийном

 

режи

-

мах

); 

 

возможность

 

моделирования

 

режима

то

 

есть

 

выполнение

 

переключений

 

и

 

изменение

 

нагрузки

 

сети

 

в

 

отдельном

 

режиме

не

 

затрагивающем

 

опе

-

ративную

 

схему

;  

 

расчет

 

величины

 

емкостных

 

токов

 

на

 

землю

;

 

расчет

 

компенсации

 

емкостных

 

токов

 

замыкания

 

на

 

землю

 

и

 

настройки

 

дугогасящих

 

реакторов

;

 

расчет

 

токов

 

короткого

 

замыкания

трехфазного

двухфазного

однофазного

 

КЗ

;

 

расчет

 

баланса

 

электроэнергии

  

и

  

пропуска

 

мощ

-

ности

 

в

 

сеть

 

и

 

отдельные

 

участки

 

сети

;

 

расчет

 

потерь

 

мощности

 

в

 

различных

 

режимах

 

и

 

потерь

 

электроэнергии

 

за

 

заданный

 

период

 

(

месяц

 

обычно

);

 

совместная

 

оптимизация

 

регулирования

 

напря

-

жения

 

на

 

центрах

 

питания

   

и

 

положения

 

отпаек

 

трансформаторов

 

ТП

;

 

–  

выбор

 

настройки

 

средств

 

регулирования

 

напря

-

жения

то

 

есть

 

оптимизация

 

режима

 

по

 

напряже

-

нию

;

 

оценка

 

уровня

 

некачественного

 

напряжения

 

в

 

сети

 

и

 

расчет

 

предельных

 

потерь

 

напряжения

 

в

 

сети

 

по

 

контрольным

 

точкам

;

 

оптимизация

 

мест

 

нормального

 

размыкания

 

(

делений

распределительной

 

сети

;

 

разработка

 

схем

 

послеаварийных

 

режимов

 

в

 

слу

-

чаях

 

обесточения

 

шин

 

центров

 

питания

;

 

советчик

 

диспетчера

 

по

 

созданию

 

надежной

 

схе

-

мы

 

послеаварийного

 

режима

.

Для

 

реализации

 

функций

 

ОМ

необходима

 

раз

-

витая

 

база

 

данных

 

потребителей

 

и

 

их

 

точек

 

присо

-

единения

 

к

 

электрическим

 

сетям

 

МКС

В

 2016 

году

 

в

 

ПАО

  «

МОЭСК

» 

стартовал

 

проект

 

автоматизиро

-

ванной

 

системы

 

поддержки

 

подготовки

 

технических

 

условий

 

на

 

технологическое

 

присоединение

При

 

реализации

 

данного

 

проекта

 

формируется

 

актуаль

-

ная

 

база

 

данных

 

потребителей

 

и

 

абонентов

а

 

так

-

же

 

технических

 

данных

 

сетевого

 

оборудования

Для

 

создания

 

единого

 

информационного

 

пространства

 

необходима

 

интеграция

 

данных

 

потребителей

 

и

 

тех

-

нических

 

характеристик

 

оборудования

 

из

 

системы

 

поддержки

 

подготовки

 

технических

 

условий

 

на

 

тех

-

нологическое

 

присоединение

 

в

 

ПТК

 OMS/DMS. 

Для

 

выполнения

 

требований

 

к

 

ПТК

 

АСДТУ

 

МКС

 — 

филиала

 

ПАО

  «

МОЭСК

» 

необходимо

 

развитие

 

ин

-

формационной

 

и

  I

Т

-

инфраструктуры

 

и

 

внедрение

 

полнофункционального

 

ПТК

 SCADA/DMS/OMS. 

Раз

-

витие

 

технологий

 

оперативно

-

технологического

 

и

 

си

-

туационного

 

управления

 

возможно

 

только

 

на

 

основе

 

единого

 

информационного

 

обеспечения

 

с

 

интеграци

-

ей

 

данных

 

разных

 

программных

 

комплексов

 

в

 OMS 

и

 DMS. 

РАЗВИТИЕ

 

АРХИТЕКТУРЫ

 

ПТК

 

АСТУ

 

ФИЛИАЛА

 

ПАО

 «

МОЭСК

» — 

МКС

В

 

настоящее

 

время

 

в

 

районах

 

МКС

 

и

 

на

 

ЦДП

 

установ

-

лена

 SCADA «WinDecont» 

компании

 

ООО

 «

ДЭП

». 

Си

-

стема

 

состоит

 

из

 

архивного

 

сервера

сервера

 

сбора

 

ТИ

автоматизированных

 

рабочих

 (

АРМ

): 

диспетчера

 

и

 

телемеханика

Общее

 

количество

 

передаваемых

 

те

-

лесигналов

 

на

 

сегодняшний

 

момент

 

достигает

 90 

ты

-

сяч

данных

 

ТИ

 — 45 

тысяч

сигналов

 

телеуправления

 

6,5 

тысячи

 

штук

Существующий

 

оперативно

-

инфор

-

мационный

 

комплекс

 SCADA «WinDecont» 

обладает

 

ограниченным

 

функционалом

:

 

отсутствует

 

отображение

 

схем

 

электрических

 

сетей

присутствуют

 

схемы

 

отдельных

 

энергообъ

-

ектов

 (

ТП

 

и

 

РП

);

 

отсутствуют

 

функции

 DMS (

расчет

 

установив

-

шегося

 

режима

оценка

 

состояния

оперативное

 

планирование

 

режимов

);

 

отсутствует

 

функционал

 OMS (

управление

 

отклю

-

чениями

управление

 

ОВБ

 

и

 

ремонтными

 

брига

-

дами

администрирование

 

телефонных

 

звонков

 

потребителей

).

Для

 

распределительных

 

сетей

 6–10 

кВ

 

устрой

-

ствами

 

телемеханики

 

обычно

 

оснащены

 

только

 

рас

-

пределительные

 

пункты

где

 

есть

 

автоматические

 

коммутационные

 

аппараты

то

 

есть

 

выключатели

В

 

трансформаторных

 

подстанциях

 

установлены

 

разъединители

 

и

 

выключатели

 

нагрузки

поэтому

 

устройства

 

ТМ

 

в

 

старых

 

проектах

 

не

 

были

 

предус

-

мотрены

Современные

 

ТП

 

оснащаются

 

приборами

 

коммерческого

 

и

 

техническим

 

учета

 

электроэнергии

а

 

также

 

АВР

 

на

 

стороне

 

высокого

 (6–10 

кВ

или

 

низ

-

кого

 

напряжения

Для

 

повышения

 

уровня

 

наблюдаемости

 

сети

 

и

  

сбора

 

информации

 

о

 

нагрузках

 

для

 

нетелемехани

-

зированных

 

ТП

 

распределительной

 

сети

 

возможно

 

использование

 

данных

 

измерений

 

электропотребле

-

ния

 

из

 

АИИС

 

КУЭ

 

филиала

 

ПАО

 «

МОЭСК

» — «

Энер

-

УПРАВЛЕНИЕ 

АКТИВАМИ


Page 5
background image

59

гоучет

». 

В

 

настоящее

 

время

 

системы

 

ПТК

  SCADA  

и

 

АИИС

 

КУЭ

 

представляют

 

раздельные

 

системы

 

и

 

не

 

соединены

 

между

 

собой

В

 

настоящий

 

момент

 

оснащенность

 

АИИС

 

КУЭ

 

подстанций

 

МКС

 

составля

-

ет

 

порядка

 10% 

от

 

общего

 

количества

но

 

активная

 

реализация

 

программы

 

оснащения

 

ТП

 

средствами

 

учета

 

электроэнергии

 

и

 

включение

 

их

 

в

 

АИИС

 

КУЭ

 

позволит

 

в

 

ближайшее

 

время

 

собирать

 

актуальные

 

данные

 

электропотребления

Имеется

 

опыт

 

включе

-

ния

 

данных

 

АИИС

 

КУЭ

 

в

 

ПТК

  SCADA/DMS 

с

 

целью

 

повышения

 

наблюдаемости

 

электрических

 

сетей

 

для

 

задачи

 

оценивания

 

состояния

 

электрической

 

сети

Техническая

 

и

 

организационная

 

возможность

 

вклю

-

чения

 

данных

 

измерения

 

электропотребления

 

нахо

-

дится

 

в

 

стадии

 

проработки

 

и

 

будет

 

включена

 

в

 

про

-

ект

 

развития

 

АСТУ

Использование

 

в

 DMS 

данных

 

о

  

нагрузках

 

потребителей

 

от

 

АИИС

 

КУЭ

 

существен

-

но

 

повысит

 

наблюдаемость

 

сети

 

и

 

увеличит

 

досто

-

верность

 

расчетов

 

режимов

балансов

 

электроэнер

-

гии

 

и

 

технических

 

потерь

Структурная

 

схема

 

системы

 

телемеханики

 

МКС

 

содержит

 

магистральное

 

кольцо

выполненное

 

ши

-

рокополосной

 

оптоволоконной

 

связью

соединя

-

ющее

 

основные

 

узлы

 

связи

 

и

 

серверы

 

обработки

 

данных

Кольцо

 

имеет

 

хорды

 

и

 

обладает

 

хорошей

 

пропускной

 

способностью

Сервера

 

телемеханики

 

РЭР

 

связаны

 

с

 

узлами

 

связи

 

магистрального

 

коль

-

ца

Основной

 

недостаток

 

данной

 

структуры

 

ТМ

 — 

от

-

сутствие

 

проводного

 

резервного

 

канала

 

связи

 

между

 

РЭР

 

и

 

узлом

 

связи

 

магистрального

 

кольца

Одним

 

из

 

направлений

 

развития

 

технических

 

средств

 

АСТУ

 

является

 

организация

 

резервных

 

каналов

 

связи

 

между

 

РЭР

 

и

 

узлами

 

связи

 

магистрального

 

кольца

 

для

 

обеспечения

 

требований

 

надежности

 

и

 

инфор

-

мационной

 

безопасности

 

ОИК

 [3]. 

Для

 

развития

 

ПТК

 

АСТУ

 

было

 

рассмотрено

 

три

 

варианта

 

архитектуры

 

на

 

основе

 

технических

 

и

 

стоимостных

 

данных

пре

-

доставленных

 

производителями

 

ПТК

 :

 

распределенная

 

с

 

установкой

 

серверного

 

обору

-

дования

 

в

 

каждом

 

РЭР

 (26 

РЭР

);

 

распределенная

 

с

 

установкой

 

серверного

 

обору

-

дования

 

в

 

каждом

 

УКС

 (10 

УКС

);

 

централизованная

 

с

 

двумя

 

взаиморезервируемы

-

ми

 

ЦОД

.

Критериями

 

выбора

 

развития

 

архитектуры

 

явля

-

лись

:

 

техническая

 

возможность

 

реализации

 

нужной

 

архитектуры

 

на

 

рассматриваемых

 

продуктах

 

про

-

изводителей

;

 

обеспечение

 

достаточной

 

надежности

 

и

 

безотказ

-

ной

 

работы

 

компонентов

 

ПТК

;

 

стоимость

 

оборудования

 

и

 

программного

 

обеспе

-

чения

 

ПТК

;

 

стоимость

 

эксплуатации

 

компонентов

 

ПТК

;

 

требования

 

к

 

расширению

 

и

 

модернизации

 

суще

-

ствующих

 

каналов

 

связи

 

и

 

инженерной

 

инфра

-

структуре

.

Наилучшие

 

экономические

 

и

 

технические

 

пока

-

затели

 

имеет

 

централизованная

 

архитектура

 

ПТК

 

с

 

двумя

 

взаиморезервируемыми

 

центрами

 

обра

-

ботки

 

данных

  (

ЦОД

), 

размещенными

 

в

 

узлах

 

маги

-

стрального

 

кольца

 

и

 

на

 

удаленных

 

рабочих

 

местах

 

оперативного

 

персонала

 

в

 

РДП

Проект

 

развития

 

ар

-

хитектуры

 

рассчитывался

 

для

 60 

АРМ

 

диспетчерско

-

го

 

персонала

, 150 

АРМ

 

эксплуатационного

 

персона

-

ла

 (

специалисты

 

СЭР

РЗА

специалисты

 

по

 

ведению

 

модели

администраторы

с

 

учетом

 

модернизации

 

серверов

 

телемеханики

 

в

 

районах

 

МКС

 

и

 

расшире

-

нием

 

каналов

 

связи

.

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ

 

ЭФФЕКТЫ

 

ОТ

 

ВНЕДРЕНИЯ

 

ФУНКЦИЙ

ПТК

 SCADA/DMS/OMS

В

 

рамках

 

проведения

 

технико

-

экономического

 

обо

-

снования

 

проекта

 

развития

 

ПТК

 

АСТУ

 

были

 

рассчи

-

таны

 

основные

 

экономические

 

эффекты

 

от

 

внед

-

рения

 

функций

 SCADA, 

ОМ

S, DMS 

применительно

 

к

 

филиалу

 

ПАО

  «

МОЭСК

» — 

МКС

Учитывая

 

спе

-

ци

 

фи

 

ку

 

автоматизированной

 

двухлучевой

 

электри

-

ческой

 

сети

 

системы

 

электроснабжения

 

столичного

 

мегаполиса

были

 

выделены

 

следующие

 

экономиче

-

ские

 

эффекты

:

 

снижение

 

операционных

 

расходов

 

за

 

счет

 

умень

-

шения

 

времени

 

на

 

поиск

 

места

 

аварии

 

и

 

за

 

счет

 

организации

 

централизованного

 

автоматического

 

сбора

 

информации

 

от

 

сигнализации

 

и

 

приборов

 

ОМП

 

об

 

отключениях

 

выключателей

 

и

 

параме

-

трах

 

режима

 

снижение

 

операционных

 

затрат

 

на

 

проведение

 

переключений

 

в

 

электроустановках

 

за

 

счет

 

теле

-

управления

;

 

снижение

 

недоотпуска

 

электроэнергии

 

за

 

счет

 

сокращения

 

времени

 

ликвидации

 

технологиче

-

ских

 

нарушений

;

 

снижение

 

операционных

 

затрат

 

за

 

счет

 

автомати

-

зации

 

проведения

 

контрольных

 

замеров

 (

настрой

-

ка

 

сохранения

 

данных

 

ТИ

 

и

 

АИИС

 

КУЭ

 

во

 

время

 

контрольного

 

замера

 

существенно

 

сокращает

 

время

 

получения

 

данных

 

нагрузки

 

ТП

/

РП

);

 

снижение

 

операционных

 

затрат

 

за

 

счет

 

автомати

-

зации

 

оперативной

 

и

 

эксплуатационной

 

деятель

-

ности

Единая

 

информационная

 

система

 

с

 

учетом

 

оперативных

 

данных

 DMS/OMS 

и

 

возможностью

 

расчетов

 

режимов

 

позволит

 

существенно

 

сокра

-

тить

 

трудозатраты

 

персонала

 

на

 

корректировку

  

электрических

 

схем

 

с

 

автоматическим

 

формиро

-

ванием

 

нагрузочных

 

схем

 

по

 

нормальному

 

состо

-

янию

 

сети

разработку

 

ремонтных

 

и

 

послеаварий

-

ных

 

схем

расследование

 

аварийных

 

ситуаций

 

и

 

составление

 

по

 

ним

 

отчета

 

снижение

 

технических

 

потерь

 

электроэнергии

 

за

 

счет

 

оптимизации

 

режимов

 

работы

 

за

 

счет

 

оперативной

 

оптимизации

 

мест

 

делений

 

сети

выделения

 

нагрузки

 

с

 

несимметрией

мониторин

-

га

 

нагрузки

 

трансформаторов

 

и

 

линий

выделения

 

недогруженных

 

и

 

перегруженных

 

трансформато

-

ров

 

и

 

перегруженных

 

участков

 

линий

;

 

снижение

 

расходов

 

на

 

техническое

 

обслуживание

 

прикладных

 

ПТК

    (

с

 

внедрением

 

функций

 DMS/

OMS 

систем

 

не

 

будет

 

необходимости

 

в

 

поддержке

 

морально

 

и

 

технически

 

устаревших

 

ПК

);

 

снижение

 

рисков

 

применения

 

понижающего

 

коэффициента

 

по

 

уровню

 

надежности

 

к

 

тари

-

фу

 

(

тарифное

 

регулирование

 

предполагает

 

 5 (44) 2017


Page 6
background image

60

зависимость

 

платы

 

за

 

услуги

 

сетевых

 

компаний

 

от

 

качества

 

оказываемых

 

услуг

данный

 

показатель

 

косвенно

 

оценива

-

ет

 

надежность

 

электро

 

снаб

-

жения

).

В

 

распределительных

 

сетях

 

6–10 

кВ

 

наибольший

 

экономиче

-

ский

 

эффект

 

при

 

внедрении

 

ПТК

 

SCADA/DMS/OMS 

достигается

 

за

 

счет

 

снижения

 

недоотпуска

 

элек

-

троэнергии

 

потребителям

В

 

слу

-

чае

 

электрических

 

сетей

   

МКС

имеющих

 

резервирование

 

от

 

не

-

скольких

 

источников

 

питания

дан

-

ный

 

эффект

 — 

незначительный

На

 

рисунке

 1 

показаны

 

гисто

-

граммы

 

рассчитанных

 

экономи

-

ческих

 

эффектов

 

при

 

внедре

-

нии

 

последовательно

 

функций

 

SCADA, 

затем

 OMS 

и

 DMS. 

Дан

-

ные

 

экономические

 

эффекты

 

были

 

рассчитаны

 

за

 

срок

 

жизни

 

проекта

 — 20 

лет

Наибольший

 

экономический

 

эффект

 

достига

-

ется

 

при

 

внедрении

 

полнофунк

-

ционального

 

комплекса

 SCADA/

DMS/OMS. 

Также

 

были

 

рассчитаны

 

пока

-

затели

 

инвестиционного

 

проекта

 

в

 

соответствии

 

с

 

методическими

 

рекомендациями

 

по

 

оценке

 

эф

-

фективности

 

инвестиционных

 

проектов

 [5] 

при

 

раз

-

личных

 

планах

 

и

 

сроках

 

внедрения

Наибольшей

 

экономической

 

эффективностью

 

обладает

 

проект

 

внедрения

 

ПТК

 

за

 3 

года

в

 

котором

 

сначала

 

выпол

-

няется

 

внедрение

 

функций

 SCADA 

в

 

ЦДП

 

и

 

во

 

всех

 

районах

потом

 

внедрение

 

функций

 OMS 

и

 DMS. 

В

 

РЭР

 

происходит

 

параллельное

 

внедрение

 

в

 

не

-

скольких

 

районах

 

по

 1 

и

 2 

зонам

 

внедрения

В

 

ре

-

зультате

 

растянутости

 

проекта

 

во

 

времени

опыт

-

ная

 

эксплуатация

 SCADA 

в

 

РЭР

 

проходит

 

там

где

 

внедрение

 

было

 

ранее

Покупку

 

дорогостоящих

 

лицензий

 DMS 

и

 OMS 

экономически

 

выгоднее

 

от

-

ложить

 

к

 

концу

 

проекта

Полная

 

оплата

 

лицензий

 

осуществляется

 

по

 

факту

 

завершения

 

пуско

-

на

-

ладочных

 

работ

Инвестиционный

 

проект

 

модерни

-

зации

 

и

 

развития

 

ПТК

 

для

 

оперативно

-

технологи

-

ческого

 

и

 

ситуационного

 

управления

 

в

 

МКС

 

имеет

 

срок

 

окупаемости

 9–12 

лет

 

в

 

зависимости

 

от

 

вы

-

бранного

 

производителя

 

ПТК

ЛИТЕРАТУРА

1. 

Инструкция

 

по

 

предотвращению

 

и

 

ликвидации

 

технологических

 

на

-

рушений

 

в

 

МКС

 — 

филиале

 

ОАО

 

«

МОЭСК

» (VIII-

Б

-8), 

утверждена

 

распоряжением

 

МКС

 — 

филиала

 

ОАО

  «

МОЭСК

» 

от

 19.02.2015 

г

 248.

2. 

СТО

 34.01-33-007-2015. 

Оператив

-

но

-

технологическое

 

управление

 

распределительными

 

сетями

 0,4–

20 

кВ

3. 

СТО

 34.01-6.2-001-2014. 

Автомати

-

зированные

 

системы

 

оперативно

-

технологического

 

и

 

ситуационного

 

управления

Типовые

 

функцио

-

нальные

 

требования

.

4. 

Положение

 

по

 

ведению

 

режи

-

ма

 

работы

 

электрических

 

сетей

 

МКС

 — 

филиала

 

ОАО

  «

МОЭСК

» 

(VIII-

Б

-20), 

утверждено

 

распоря

-

жением

 

МКС

 — 

филиала

 

ОАО

«

МОЭСК

» 

от

 27.02.2015 

г

.

5. 

Методические

 

рекомендации

 

по

 

оценке

 

эффективности

 

инвестици

-

онных

 

проектов

Вторая

 

редакция

исправленная

 

и

 

дополненная

Утв

Минэкономики

 

РФ

Минфином

 

РФ

 

и

 

Госстроем

 

РФ

 

от

 21 

июня

 1999 

г

  

К

 477.

 

Снижение

 

рисков

 

применения

 

понижающего

 

коэффициента

 

по

 

уровню

 

надежности

 

к

 

тарифу

 (

РАВ

-

регулирование

 

тарифов

)

 

Снижение

 

операционных

 

затрат

 

за

 

счет

 

автоматизации

 

проведения

 

контрольных

 

замеров

 

параметров

 

электрических

 

режимов

 

Экономия