2
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(13),
июнь
2019
Андрей
МАЙОРОВ
,
заместитель
генерального
директора
—
главный
инженер
ПАО
«
Россети
»
Развитие
системы
оперативно
-
технологического
управления
электросетевым
комплексом
в
рамках
Концепции
цифровой
трансформации
2030
В
статье
представлены
основные
ме
-
роприятия
Группы
компаний
«
Россети
»
в
рамках
реализации
Концепции
«
Циф
-
ровая
трансформация
2030».
Особое
внимание
уделено
одному
из
основных
направлений
цифровой
трансформации
и
оптимизации
технологических
процес
-
сов
в
компании
«
Россети
» —
совершен
-
ствованию
системы
оперативно
-
техно
-
логического
и
ситуационного
управления
электросетевым
комплексом
.
Цели
и
задачи
РЕАЛИЗАЦИЯ
КОНЦЕПЦИИ
«
ЦИФРОВАЯ
ТРАНСФОРМАЦИЯ
2030»
В
2019
ГОДУ
Концепция
компании
«
Россети
» «
Цифровая
трансформа
-
ция
2030»
разработана
во
исполнение
Указов
Президента
Российской
Федерации
В
.
В
.
Путина
от
09.05.2017
№
203
«
О
Стратегии
развития
информационного
общества
в
Рос
-
сийской
Федерации
на
2017–2030
годы
»
и
от
07.05.2018
№
204 «
О
национальных
целях
и
стратегических
задачах
развития
Российской
Федерации
на
период
до
2024
года
»,
в
которых
определены
национальные
цели
и
стратегиче
-
ские
задачи
развития
Российской
Федерации
на
период
до
2030
года
,
а
также
распоряжения
Правительства
Российской
Федерации
от
28.07.2017
№
1632
р
,
которым
утверждена
программа
«
Цифровая
экономика
Российской
Федерации
».
Ожидаемыми
эффектами
от
реализации
Концепции
являются
сокращение
расходов
по
результатам
перехода
к
цифровым
сетям
и
по
результатам
перехода
к
цифровым
подстанциям
.
Сокращение
расходов
по
результатам
перехода
к
циф
-
ровым
сетям
включает
:
1.
Сокращение
капитальных
расходов
(CAPEX)
до
15%
за
счет
:
–
снижения
стоимости
строительства
новых
объектов
за
счет
применения
систем
автоматизированного
проекти
-
рования
;
–
снижения
затрат
при
новом
техприсоединении
;
–
снижения
общих
затрат
за
счет
сокращения
числа
объ
-
ектов
нового
строительства
(
подстанций
и
линий
).
2.
Сокращение
операционных
расходов
(OPEX)
до
30%
за
счет
:
–
сокращения
численности
оперативно
-
технологического
и
дежурного
персонала
;
–
сокращения
объемов
и
времени
на
обслуживание
эле
-
ментов
сети
посредством
применения
технологий
пол
-
ной
дистанционной
наблюдаемости
и
управляемости
;
–
возможности
передачи
большой
мощности
по
существу
-
ющим
линиям
и
повышение
значения
пиковой
загрузки
трансформаторов
.
Сокращение
расходов
по
результатам
перехода
к
циф
-
ровым
подстанциям
включает
:
1.
Сокращение
капитальных
расходов
(CAPEX)
до
15%
за
счет
:
Мероприятие 2019
янв фев мар
апр май июн июл авг сен окт ноя дек
Принятие
стандартов
для
цифровой
сети
Актуализация
технической
политики
ПАО
«
Россети
»
Формирование
единого
плана
перехода
на
использо
-
вание
российского
технологического
программного
обеспечения
и
электронных
компонентов
(
с
учетом
предложений
ДЗО
)
Подъем
данных
в
ЦУС
/
САЦ
Подготовка
комплексного
технического
перевооружения
/
модернизации
(
в
том
числе
«
оцифровки
»
существующих
измерительных
трансформаторов
на
действующих
под
-
станциях
)
с
целью
организации
получения
данных
(
РЗА
,
телемеханика
,
выключатели
/
трансформаторы
и
т
.
д
.)
Подготовка
к
установке
интеллектуальных
сис
тем
учета
и
контроля
качества
электроэнергии
на
границах
балансовой
принадлежности
/
индивидуальные
про
-
фили
потребителей
Подготовка
к
созданию
новых
каналов
связи
,
арен
-
де
каналов
связи
,
модернизации
систем
связи
Внедрение
технологии
«
Цифровой
электромонтер
»
Разработка
программы
по
созданию
и
развитию
единых
центров
управления
сетями
(
ЦУС
)
ДЗО
и
обеспечение
ее
реализации
Обеспечение
создания
общей
информационной
модели
сети
35
кВ
и
выше
(CIM)
Разработка
требований
к
российской
SCADA/ADMS
Подготовка
к
поэтапному
переходу
на
использование
типовых
комплектных
цифровых
ТП
/
РТП
/
РП
0,4–35
кВ
Формирование
плана
комплексной
интеграции
информа
-
ционных
систем
в
целях
оптимизации
процессов
тех
-
нологического
присоединения
Формирование
плана
подготовки
технологических
систем
к
интеграции
с
системами
малой
генерации
,
хранения
э
/
э
,
управления
спросом
на
э
/
э
и
иными
системами
Рис
. 1.
Дорожная
карта
цифровизации
технологических
процессов
на
2019
год
3
1
Полная
дорожная
карта
реализации
Концепции
ПАО
«
Россети
»
представлена
в
интервью
с
Андреем
Майоровым
,
опубликованном
в
журнале
«
ЭЛЕКТРО
-
ЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
»
№
2(53),
март
-
апрель
2019.
–
сокращения
объемов
общестроительных
работ
в
связи
с
уменьшением
здания
подстанции
за
счет
сокращения
массы
и
габаритов
оборудования
;
–
уменьшения
количества
единиц
закупаемого
вторичного
оборудования
,
объема
монтажных
и
пусконаладочных
работ
;
–
сокращения
объемов
закупки
и
использования
сигналь
-
ного
многожильного
кабеля
,
объемов
работ
по
его
про
-
кладке
и
монтажу
.
2.
Сокращение
операционных
расходов
(OPEX)
до
30%
за
счет
:
–
перехода
к
подстанциям
без
постоянного
дежурного
пер
-
сонала
;
–
сокращения
числа
плановых
и
внеплановых
остановов
посредством
эффективного
прогнозирования
сбоев
обо
-
рудования
и
реализации
необходимых
профилактических
и
превентивных
мер
;
–
сокращения
объемов
работ
и
времени
на
обслуживание
подстанций
посредством
перехода
к
архитектуре
высокой
готовности
,
а
также
использования
интеллектуальных
систем
прогнозирования
.
Дорожная
карта
цифровизации
технологических
процес
-
сов
на
2019
год
1
представлена
на
рисунке
1.
Уже
сегодня
в
компании
идет
интенсивная
работа
по
переходу
на
современные
цифровые
технологии
и
процессы
.
29
марта
2019
года
Приказом
ПАО
«
Россети
»
№
64
утвержде
-
4
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(13),
июнь
2019
ны
стандарты
СТО
34.01.-21-004-2019 «
Цифровой
питающий
центр
»,
в
котором
прописаны
требования
к
технологическому
проектированию
цифровых
подстанций
напряжением
110–
220
кВ
и
узловых
цифровых
подстанций
напряжением
35
кВ
и
СТО
34.01.-21-005-2019 «
Цифровая
электрическая
сеть
»,
в
котором
содержатся
требования
к
проектированию
цифро
-
вых
распределительных
электрических
сетей
0,4–220
кВ
.
В
Группе
компаний
«
Россети
»
также
продолжается
рабо
-
та
по
изменению
всех
бизнес
-
процессов
и
созданию
единой
цифровой
модели
сети
(CIM).
В
результате
будет
сформиро
-
вана
матричная
система
управления
,
предусматривающая
один
уровень
оперирования
сетями
вместо
существующих
трех
,
и
скорость
принятия
решений
в
любых
условиях
кратно
возрастет
.
При
этом
в
штатных
ситуациях
инфраструктура
будет
управляться
автоматически
,
а
человек
будет
подклю
-
чаться
только
в
случае
выявления
аномалий
и
необходимо
-
сти
проведения
глубокой
аналитики
.
Важным
этапом
цифровой
трансформации
электросете
-
вого
комплекса
является
работа
по
оснащению
всего
«
пе
-
риметра
»
Группы
компаний
«
Россети
»
интеллектуальными
приборами
учета
электрической
энергии
.
После
установки
100%
интеллектуальных
приборов
учета
электросетевые
компании
не
только
получат
важный
источник
технологиче
-
ской
информации
,
которая
будет
использоваться
в
опера
-
ционной
деятельности
, —
произойдет
революция
взаимо
-
отношений
с
потребителем
за
счет
развития
двусторонней
связи
,
которая
позволит
контролировать
качество
предо
-
ставляемых
услуг
,
анализировать
нагрузку
и
предоставлять
потребителям
рекомендации
по
повышению
его
энергоэф
-
фективности
.
РАЗВИТИЕ
СИСТЕМЫ
ОТУ
И
СУ
Одно
из
основных
направлений
цифровой
трансформа
-
ции
и
оптимизации
технологических
процессов
в
компании
«
Россети
» —
оперативно
-
технологическое
и
ситуационное
управление
электросетевым
комплексом
.
Оно
обусловлено
необходимостью
:
–
формализации
единых
подходов
к
построению
и
обес
-
печению
функционирования
системы
ОТУ
и
СУ
в
элек
-
тросетевом
комплексе
с
целью
оптимального
распреде
-
ления
функций
и
ответственности
между
структурными
уровнями
управления
в
дочерних
обществах
;
–
оптимизации
и
повышения
эффективности
бизнес
-
про
-
цессов
ОТУ
и
СУ
посредством
формирования
и
внедре
-
ния
единой
стратегии
развития
и
технической
политики
с
использованием
цифровых
технологий
управления
;
–
дальнейшего
повышения
надежности
электроснабжения
потребителей
и
эффективности
функционирования
электросетевого
комплекса
;
–
выполнения
мероприятий
по
обеспечению
технологиче
-
ской
возможности
реализации
функций
дистанционного
управления
оборудованием
и
устройствами
подстанций
из
удаленных
центров
управления
.
Концепция
развития
системы
оперативно
-
технологиче
-
ского
и
ситуационного
управления
электросетевым
комплек
-
сом
была
утверждена
решением
Правления
ПАО
«
Россети
»
№
192
МП
от
24.07.2018.
Распоряжением
ПАО
«
Россети
»
№
412
Р
от
21.09.2018
организована
работа
по
приведению
существующей
системы
ОТУ
и
СУ
в
соответствие
с
требова
-
ниями
Концепции
.
Концепция
ОТУ
и
СУ
определяет
:
–
основные
принципы
построения
и
обеспечения
функ
-
ционирования
системы
ОТУ
и
СУ
в
электросетевом
комплексе
;
–
цели
,
функции
и
структуру
системы
ОТУ
и
СУ
в
электро
-
сетевом
комплексе
для
всех
уровней
системы
;
–
основы
взаимодействия
дочерних
обществ
ПАО
«
Россе
-
ти
»
с
субъектами
электроэнергетики
и
диспетчерскими
центрами
Системного
оператора
при
организации
и
осу
-
ществлении
функций
ОТУ
и
СУ
;
–
основные
направления
развития
системы
ОТУ
и
СУ
в
электросетевом
комплексе
с
учетом
Концепции
цифро
-
вой
трансформации
2030.
Переход
от
существующей
структуры
оперативно
-
техно
-
логического
управления
в
электросетевом
комплексе
к
целе
-
вой
модели
наглядно
представлен
на
рисунках
2
и
3.
В
настоящее
время
во
всех
распределительных
сете
-
вых
компаниях
созданы
и
функционируют
63
ЦУС
, 60
из
Цели
и
задачи
Рис
. 2.
Существующая
структура
оперативно
-
технологического
управления
в
электросетевом
комплексе
–
оперативное
управление
(
операционные
функции
)
–
информационное
взаимодействие
(
неоперационные
функции
)
2, 3...
ОДГ
РЭС
№
ОДГ
РЭС
№
ОДГ
РЭС
1
управление
сетью
6–20–0,4
кВ
ОДС
ПО
(
ПЭС
) 1
Управление
сетью
35–110
кВ
ОДГ
РЭС
№
управление
сетью
6–20–0,4
кВ
ОДС
ПО
(
ПЭС
)
№
Управление
сетью
35–110
кВ
ЦУС
РСК
Управление
сетью
35–110
кВ
РДУ
5
которых
выполняют
операционные
функции
, 226
ОДС
в
ПО
и
1520
ОДГ
в
РЭС
.
Оптимизация
системы
будет
достигаться
за
счет
соз
-
дания
единых
центров
управления
сетями
(
ЦУС
)
распре
-
делительных
электросетевых
компаний
с
выстраиванием
единой
административной
вертикали
ОТУ
и
СУ
,
перехода
от
многоуровневой
(
ЦУС
РСК
—
СДС
ПО
—
ОДГ
РЭС
)
на
одно
-
уровневую
систему
ОТУ
и
СУ
распределительным
электро
-
сетевым
комплексом
,
исключения
совмещения
диспетчером
функций
персонала
по
оперативному
обслуживанию
под
-
станций
35
кВ
и
выше
.
В
отношении
всех
ДЗО
компании
проведен
анализ
су
-
ществующей
системы
ОТУ
,
организована
работа
по
форми
-
рованию
планов
-
графиков
мероприятий
по
приведению
си
-
стемы
ОТУ
в
соответствие
с
требованиями
Концепции
ОТУ
и
СУ
.
Планы
-
графики
предусматривают
реализацию
перво
-
го
этапа
оптимизации
системы
до
2023–2025
годов
и
полный
переход
к
цифровой
модели
до
2030
года
.
До
2025
года
в
результате
реализации
I
этапа
реоргани
-
зации
системы
ОТУ
в
РСК
будут
сформированы
69
центров
управления
сетями
,
которые
будут
включать
:
–
68
секторов
по
управлению
сетью
110
кВ
и
выше
;
–
151
сектор
по
управлению
сетью
6–35
кВ
;
–
c
формированную
единую
административную
вертикаль
ОТУ
с
введением
в
состав
ЦУС
персонала
ОДС
ПО
и
ОДГ
РЭС
.
Следует
отметить
,
что
временное
увеличение
количества
ЦУС
обусловлено
принятым
решением
о
формировании
ЦУС
в
филиалах
ПАО
«
МОЭСК
»
в
связи
с
большими
объемами
технологического
управления
и
значимостью
региона
.
До
2030
года
в
результате
реализации
целевой
модели
ОТУ
в
РСК
будут
сформированы
64
центра
управления
се
-
тями
,
которые
будут
включать
:
–
64
сектора
по
управлению
сетью
110
кВ
и
выше
;
–
74
сектора
по
управле
-
нию
сетью
6–35
кВ
.
Секторы
ЦУС
по
управ
-
лению
основной
сетью
и
рас
-
пределительной
сетью
будут
расположены
в
черте
одного
города
.
Из
ранее
сформирован
-
ных
в
ПАО
«
МОЭСК
»
ЦУС
будут
сформированы
2
ЦУС
для
управления
сетевыми
объектами
6–220
кВ
в
зоне
эксплуатационной
ответ
-
ственности
на
территории
г
.
Москвы
и
управления
се
-
тевыми
объектами
6–220
кВ
в
зоне
эксплуатационной
ответственности
на
терри
-
тории
Московской
области
.
С
целью
сохранения
устойчивости
работы
системы
ОТУ
и
СУ
также
будут
созданы
резервные
диспетчерские
пункты
,
на
которые
в
случае
необходимости
(
чрезвычайной
ситуа
-
ции
,
отказе
основного
ДП
,
в
том
числе
в
результате
кибер
-
атаки
)
будет
переведено
управление
сетью
.
Переезд
дис
-
петчеров
на
запасной
ДП
и
начало
его
полноценной
работы
будет
осуществляться
в
пределах
одного
часа
.
Полноценная
работа
всех
уровней
оперативно
-
техно
-
логического
и
ситуационного
управления
невозможна
без
обес
печения
высокого
уровня
наблюдаемости
электросете
-
вого
комплекса
.
Реализация
мероприятий
,
направленных
на
повышение
наблюдаемости
электросетевого
комплекса
,
позволит
обес
-
печить
:
–
повышение
оперативности
реагирования
при
возникно
-
вении
и
ликвидации
технологических
нарушений
;
–
повышение
надежности
электроснабжения
потребите
-
лей
,
сокращение
времени
восстановления
электроснаб
-
жения
;
–
оптимизацию
производственной
деятельности
,
сниже
-
ние
операционных
издержек
;
–
повышение
эффективности
контроля
эксплуатационного
состояния
и
технологического
режима
работы
электри
-
ческой
сети
;
–
оптимизацию
технологических
режимов
работы
электро
-
сетевого
комплекса
и
потерь
электроэнергии
.
В
числе
«
современных
»
требований
к
наблюдаемости
на
подстанциях
электросетевого
комплекса
должны
быть
обес
-
печены
:
–
каналы
связи
— 2 (
ВОЛС
,
ВЧ
,
ЦРРЛ
,
спутниковый
);
–
передача
телеинформации
от
оборудования
напряжени
-
ем
6
кВ
и
выше
(
ТИ
,
ТС
);
–
протокол
передачи
данных
на
«
верхний
уровень
» —
МЭК
60870-5-104,
МЭК
61850 90-2.
–
информационное
взаимодей
-
ствие
(
неоперационные
функции
)
–
оперативное
управление
(
операционные
функции
)
Рис
. 3.
Целевая
модель
системы
ОТУ
и
СУ
Объекты
6–35
кВ
РДУ
ЦУС
РСК
САЦ
ПАО
«
Россети
»
САЦ
МРСК
Сектор
ОТУ
сетью
110
кВ
Объекты
110
кВ
Сектор
ОТУ
сетью
6–35
кВ
Ситуационное
управление
6
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(13),
июнь
2019
Цели
и
задачи
Рис
. 4.
Целевая
модель
функционирования
российских
SCADA
и
АСТУ
до
2030
года
Минимальный
уровень
наблюдаемости
100%
подстанций
35
кВ
и
выше
должен
быть
обеспечен
уже
к
концу
2019
года
.
В
состав
«
минимальных
»
требований
к
наблюдаемости
входят
:
–
каналы
связи
— 1 (
ВОЛС
/GSM);
–
количество
передаваемых
телесигналов
(
ТС
) —
не
менее
4 («
общая
авария
», «
неисправность
», «
земля
в
сети
», «
открытие
двери
»);
–
протокол
передачи
данных
на
«
верхний
уровень
» —
МЭК
60870-5-104.
Помимо
обеспечения
высокого
уровня
наблюдаемо
-
сти
за
объектами
электросетевого
комплекса
в
Группе
компаний
«
Россети
»
должны
быть
в
значительной
степе
-
ни
реализованы
и
функции
дистанционного
управления
оборудованием
.
Внедрение
телеуправления
оборудова
-
нием
и
устройствами
на
ПС
позволит
объединить
разоб
-
щенные
и
территориально
рассредоточенные
объекты
электроэнергетики
,
что
повысит
эффективность
опера
-
тивно
-
технологического
управления
,
расширит
контроль
над
технологическими
процессами
,
повысит
наблюдае
-
Фабрика
данных
/
Хранилище
данных
Сводная
база
данных
CIM-
моделей
,
ТС
и
ТИ
,
детализированных
параметров
оборудования
Ситуационное
управление
уровня
ПАО
«
Россети
»
ПС
«
Чайковская
» 110/10
кВ
МРСК
1
ПС
SCADA
ПС
SCADA
АСУ
ТП
Филиал
АСТУ
Ситуационное
управление
уровня
МРСК
ПС
SCADA
ПС
SCADA
АСУ
ТП
Филиал
АСТУ
ПС
SCADA
ПС
SCADA
АСУ
ТП
Филиал
АСТУ
CIM-
модель
,
сигналы
,
измерения
,
мониторинг
оборудования
•
CIM-
модель
(
Х
ML-
файл
)
•
сигналы
и
измерения
(
поток
данных
)
•
детализированные
параметры
оборудования
(
информация
)
МРСК
2
ПС
SCADA
ПС
SCADA
АСУ
ТП
Филиал
АСТУ
Ситуационное
управление
уровня
МРСК
ПС
SCADA
ПС
SCADA
АСУ
ТП
Филиал
АСТУ
ПС
SCADA
ПС
SCADA
АСУ
ТП
Филиал
АСТУ
CIM-
модель
,
сигналы
,
измерения
,
мониторинг
оборудования
•
CIM-
модель
(
Х
ML-
файл
)
•
сигналы
и
измерения
(
поток
данных
)
•
детализированные
параметры
оборудования
(
информация
)
МРСК
n
ПС
SCADA
ПС
SCADA
АСУ
ТП
Филиал
АСТУ
Ситуационное
управление
уровня
МРСК
ПС
SCADA
ПС
SCADA
АСУ
ТП
Филиал
АСТУ
ПС
SCADA
ПС
SCADA
АСУ
ТП
Филиал
АСТУ
CIM-
модель
,
сигналы
,
измерения
,
мониторинг
оборудования
•
CIM-
модель
(
Х
ML-
файл
)
•
сигналы
и
измерения
(
поток
данных
)
•
детализированные
параметры
оборудования
(
информация
)
Укрупненная
мнемосхема
и
ТС
/
ТИ
на
основе
CIM-
модели
и
сводной
базы
данных
Детализированная
мнемосхема
и
ТС
/
ТИ
на
основе
CIM-
модели
и
сводной
базы
данных
Детализированные
параметры
оборудования
на
основе
сводной
базы
данных
мость
,
снизит
время
выполнения
оперативных
переклю
-
чений
,
а
также
сократит
время
ликвидации
аварий
(
при
их
возникновении
).
По
состоянию
на
01.04.2019
из
диспетчерского
пункта
РСК
реализована
функция
дистанционного
(
теле
-)
управле
-
ния
114 266
коммутационными
аппаратами
(
выключатели
,
разъединители
и
заземляющие
ножи
)
на
5861
ПС
35–220
кВ
распределительного
электросетевого
комплекса
.
До
2025
года
запланированы
мероприятия
по
реали
-
зации
дистанционного
(
теле
-)
управления
оборудовани
-
ем
подстанции
из
центров
управления
сетями
ДЗО
ПАО
«
Россети
»
на
277
объектах
ДЗО
и
диспетчерских
центров
АО
«
СО
ЕЭС
»
на
224
объектах
ДЗО
(
в
отношении
объектов
диспетчеризации
):
–
в
период
с
2019
по
2021
годы
— 101
ПС
(
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
» — 85
шт
.
и
МРСК
— 16
шт
.)
–
в
период
с
2022
по
2025
годы
— 123
ПС
(
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
» — 32
шт
.
и
МРСК
— 91
шт
.)
В
настоящее
время
дополнительно
проводится
работа
по
формированию
планов
реализации
дистанционного
(
теле
-)
Мероприятие
2019
2020
2021
II
кв
III
кв
IV
кв
I
кв
II
кв
III
кв
IV
кв
I
кв
II
кв
III
кв
IV
кв
Выполнение
работы
ПАО
«
МРСК
Центра
» «
Обследование
оперативно
-
информационных
комплексов
,
внедренных
ДЗО
ПАО
«
Россети
»,
на
предмет
достаточности
реализации
функционала
ADMS
с
целью
выявления
оптимального
решения
»
Создание
рабочей
группы
в
составе
представителей
российских
производителей
SCADA
и
АСТУ
систем
с
учетом
результатов
реализации
пункта
1
настоящего
плана
Разработка
рабочей
группой
базовой
части
технического
задания
на
SCADA
и
АСТУ
системы
и
требований
к
каждому
их
компоненту
Проведение
тестирования
SCADA
и
АСТУ
систем
российских
производителей
на
предмет
их
соответствия
техническому
заданию
Формирование
рабочей
группой
финальной
версии
детализированного
технического
задания
на
SCADA
и
АСТУ
системы
и
требований
к
каждому
их
компоненту
Создание
и
сертификация
российской
SCADA
и
АСТУ
ПАО
«
Россети
»
в
соответствии
с
детализированным
техническим
заданием
и
требова
-
ниями
к
их
компонентам
Загрузка
модели
сети
(
созданной
в
Q3)
в
SCADA
и
АСТУ
«
Россети
»
Внедрение
российской
SCADA
и
АСТУ
ПАО
«
Россети
»
во
всех
ДЗО
Рис
. 5.
Дорожная
карта
разработки
и
внедрения
российских
SCADA
и
АСТУ
7
управления
оборудованием
подстанций
из
ЦУС
ДЗО
ПАО
«
Россети
».
Для
организации
дистанционного
(
теле
-)
управления
разработаны
и
утверждены
стандарты
организации
:
• «
Типовой
порядок
переключений
»;
• «
Типовые
принципы
переключений
»;
• «
Типовые
технические
требования
к
ПТК
АСУ
ТП
».
Все
технические
решения
по
формированию
в
Группе
компаний
«
Россети
»
систем
SCADA
и
АСТУ
нового
поколения
опираются
в
первую
очередь
на
отечественные
разработки
.
Типовое
трехуровневое
программно
-
аппаратное
реше
-
ние
будет
охватывать
:
–
уровень
«
Россети
»
и
ДЗО
(
визуализация
данных
от
под
-
станций
и
филиалов
,
аналитика
);
–
уровень
филиалов
(
визуализация
и
оперативное
управ
-
ление
сетью
,
аналитика
);
–
уровень
подстанции
35–220
кВ
(
наблюдение
и
управле
-
ние
подстанцией
).
Целевая
модель
данного
программно
-
аппаратного
ком
-
плекса
представлена
на
рисунке
4.
Дорожная
карта
разработки
и
внедрения
российских
SCADA
и
АСТУ
представлена
на
рисунке
5.
В
результате
ее
реализации
в
2021
году
электросетевой
комплекс
получит
полностью
российское
программно
-
аппаратное
решение
,
отвечающее
всем
современным
требованиям
функциональ
-
ности
и
безопасности
.
До
2030
года
данное
решение
будет
тиражировано
во
все
МРСК
и
филиалы
.
В
результате
оптимизации
системы
оперативно
-
техно
-
логического
и
ситуационного
управления
в
Группе
компаний
«
Россети
»
будут
получены
следующие
эффекты
:
1)
единая
административная
вертикаль
и
одноуровневая
система
оперативно
-
технологического
управления
(
со
-
кращение
избыточных
управленческих
звеньев
,
про
-
зрачность
и
унификация
структуры
оперативно
-
техноло
-
гического
управления
);
2)
оптимизация
и
перераспределение
загрузки
оперативно
-
го
персонала
в
соответствии
с
количеством
оборудова
-
ния
и
ЛЭП
,
находящихся
в
технологическом
управлении
/
ведении
(
снижение
численности
оперативного
персона
-
ла
ориентировочно
на