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
-
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
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
S
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
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
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
операционных
расходов
за
счет
уменьшения
времени
на
поиск
места
аварии
■
Снижение
операционных
затрат
за
счет
автоматизации
оперативной
деятельности
:
ведения
документации
,
взаимодействия
с
потребителями
■
Снижение
технических
потерь
электроэнергии
за
счет
оптимизации
режимов
работы
электрооборудования
■
Снижение
расходов
на
техническое
обслуживание
прикладных
ПТК
■
Снижение
недоотпуска
электроэнергии
за
счет
сокращения
времени
ликвидации
технологических
нарушений
■
Экономия
средств
за
счет
снижения
издержек
на
проведение
переключений
в
электро
-
установках
за
счет
телеуправления
SCADA
SCADA/OMS
SCADA/DMS/OMS
Рис
. 1.
Экономические
эффекты
от
внедрения
функций
ПТК
SCADA/DMS/OMS
ВЫВОДЫ
1.
Для
выполнения
требований
к
АСТУ
необходимо
развитие
информационной
и
IT-
инфраструктуры
и
внедрение
в
МКС
(
филиале
ПАО
«
МОЭСК
»)
полнофункционального
ПТК
SCADA/DMS/OMS.
2.
Развитие
технологий
оперативно
-
технологическо
-
го
и
ситуационного
управления
возможно
на
осно
-
ве
ПТК
с
централизованной
архитектурой
с
вза
-
иморезервируемыми
ЦОД
с
интеграцией
данных
разных
программных
комплексов
в
OMS
и
DMS
в
единое
информационное
пространство
.
3.
Для
оперативной
оценки
ситуации
требуется
про
-
смотр
и
позиционирование
сетевых
объектов
на
карте
местности
с
помощью
ГИС
.
4.
Инвестиционный
проект
модернизации
и
разви
-
тия
ПТК
для
оперативно
-
технологического
и
си
-
туационного
управления
в
МКС
(
филиале
ПАО
«
МОЭСК
»)
имеет
срок
окупаемости
9–12
лет
в
за
-
висимости
от
выбранного
производителя
ПТК
.
УПРАВЛЕНИЕ
АКТИВАМИ
Оригинал статьи: Развитие автоматизированных систем технологического управления для оперативно-технического и ситуационного управления электросетевым комплексом МКС
Основными задачами оперативно-технологического управления филиала ПАО «МОЭСК» — Московские кабельные сети (МКС) является управление режимами электрической сети системы электроснабжения города Москвы, оперативная ликвидация аварийных и ненормальных режимов работы и восстановление электроснабжения потребителей.
