Внедрение технологий цифровых сетей в электросетевом комплексе ПАО «МРСК Юга»

Page 1
background image

Роман

 

ГОНЧАРОВ

,

главный

 

специалист

 

Департамента

 

раз

-

вития

 

и

 

инноваций

 

ПАО

 «

МРСК

 

Юга

»

В

 

рамках

 

исполнения

 

требований

 

Приказа

 

ПАО

 «

Россети

» 

 36 

от

 20.02.18 «

О

 

планах

 

реализации

 

Программы

 

иннова

-

ционного

 

развития

 

ПАО

 «

Россети

» 

в

 

настоящее

 

время

 

ве

-

дется

 

полномасштабная

 

работа

 

по

 

внедрению

 

в

 

электро

-

сетевом

 

комплексе

 

ПАО

 «

Россети

» 

технологий

 

цифровых

 

сетей

В

 

целях

 

формирования

 

в

 

ДЗО

 

ПАО

 «

Россети

» 

еди

-

ных

 

технических

 

требований

 

при

 

проектировании

 

объек

-

тов

 

цифровой

 

сети

 

всех

 

классов

 

напряжения

 

разработа

-

ны

 

и

 

утверж

 

дены

 

Распоряжением

 

ПАО

 «

Россети

» 

 106

р

 

от

 19.03.18 «

Технические

 

требования

 

к

 

компонентам

 

цифро

-

вой

 

сети

».

Внедрение

 

технологий

 

цифровых

 

сетей

 

в

 

электросетевом

 

комплексе

 

ПАО

 «

МРСК

 

Юга

»

В

 

настоящее

 

время

 

в

 

ПАО

  «

МРСК

 

Юга

» 

предста

-

вителями

 

Департамента

 

развития

 

и

 

инноваций

Департамента

 

корпоративных

 

и

 

технологических

 

АСУ

Департамента

 

оперативно

-

технологического

 

и

 

ситуационного

 

управления

Департамента

 

безопасности

 

и

 

подразделений

 

АУ

  «

Волгоградэнерго

», 

ПО

  «

Камышин

-

ские

 

электрические

 

сети

» 

и

 

Петроввальского

 

РЭС

 

про

-

рабатывается

 

вопрос

 

по

 

реализации

 

пилотного

 

проекта

 

«

Цифровой

 

РЭС

» 

на

 

базе

 

Петроввальского

 

РЭС

 

филиала

 

«

Волгоградэнерго

».

Основными

 

предпосылками

 

выбора

 

Петроввальского

 

РЭС

 

в

 

качестве

 

пилотного

 

явились

:

1) 

расположение

 

зоны

 

обслуживания

 

и

 

социально

 

значи

-

мых

 

объектов

 

РЭС

 

в

 

сложной

 

метеорологической

 

зоне

 

в

 

сочетании

 

с

 

труднодоступной

 

местностью

 

в

 

осенне

-

зимний

 

период

;

2) 

высокий

 

уровень

 

потерь

 

электроэнергии

;

3) 

низкий

 

уровень

 

показателей

 SAIDI, SAIFI.

В

 

соответствии

 

с

 

ТЗ

 

на

 

проектирование

 (

утв

. 05.12.16 

г

.) 

в

 2017 

году

 

разработан

 

проект

 «

Комплексная

 

автоматиза

-

ция

 

ВЛ

 10 

кВ

 

путем

 

внедрения

 

интеллектуальных

 

сетей

 

Smart Grid 

в

 

Петроввальском

 

РЭС

 

ПО

  «

Камышинские

 

электрические

 

сети

» 

филиала

 

ПАО

 «

МРСК

 

Юга

» — «

Вол

-

гоградэнерго

». 

Проектом

 

предусмотрены

 

следующие

 

ре

-

шения

:

 

установка

 

пунктов

 

автоматического

 

секционирования

 

на

 

ВЛ

 10 

кВ

 

на

 

базе

 

реклоузеров

 

РВА

/TEL (TER_Rec15_

Al_L5), 

интегрированных

 

в

 

систему

 SCADA 

Энтек

 TEL;

 

замена

 

существующих

 

МВ

 10 

кВ

  (

типа

 

ВМГ

-133, 

ВК

-10 

У

2, 

ВМП

-10

П

на

 

ВВ

 10 

кВ

 

ВВ

/TEL 

на

 

ПС

 35–110 

кВ

их

 

телемеханизация

 

с

 

интеграцией

 

в

 

систему

 SCAD

А

;

 

устройство

 

релейной

 

защиты

 

и

 

автоматики

 

на

 

модерни

-

зированных

 

ячейках

 10 

кВ

 (Smart);

 

применение

 

интеллектуальных

 

цифровых

 

регистрато

-

ров

 

повреждений

 

ИКЗ

-

В

33-

МР

3 (

производства

 

МНПП

 

«

Антракс

») 

с

 

организацией

 

передачи

 

данных

 

по

 GSM/

GPRS 

каналам

 

на

 

диспетчерский

 

пункт

 

РЭС

;

 

телемеханизация

 

модернизированных

 

ячеек

 10 

кВ

 

и

 

внед

 

рение

 

в

 

систему

 SCADA);

 

системы

 

интеллектуального

 

учета

 

АСКУЭ

 

и

 

АСТУЭ

 

с

 

функцией

 

передачи

 

данных

 

в

 

систему

 SCAD

А

.

Структура

 

построения

 

сети

 

пилотного

 

цифрового

 

РЭС

 

предполагает

 

внедрение

 

функционала

указанного

 

на

 

ри

-

сунке

 1.

7


Page 2
background image

ПК ГИС МЭК 

с интреграцией

в ПК «Панорама»

 

Вакуумные 

коммутационные 

аппараты 10 кВ

 

Цифровой 

РЭС

 

 

SCADA-РЭС с возможностью 

интеграции в сеть

высшего уровня 

 

Устройства

передачи

данных

Цифровой

электро-

монтер

 

 

 

Система 

телемеханики

 

Индикаторы ТКЗ

 

Автоматические 

секционирующие 

пункты

 

Система 

online

 

мониторинга

 

ВЛ, ТП

Система 

интеллектуального 

учета

 

Ус

п

Авт

Рис

. 1. 

Структура

 

построения

 

сети

 

пилотного

 

цифрового

 

РЭС

Рис

. 2. 

Задачи

 

построения

 

цифрового

 

РЭС

8

Ежеквартальный

 

спецвыпуск

 

 4(11), 

декабрь

 2018

Цифровизация


Page 3
background image

Сбор

 

данных

 

от

 

всех

 

элементов

 

сети

 

осуществляется

 

в

 

единой

 

системе

 SCADA 

уровня

 

ЦУС

 

филиала

что

 

обеспе

-

чивает

 

полную

 

наблюдаемость

 

и

 

управляемость

 

сетью

.

Интеграция

 

систем

 SCADA 

ДП

 

РЭС

 

и

 

ЦУС

 

филиала

 

позволит

 

реализовать

 

весь

 

спектр

 

задач

 

построения

 

циф

-

рового

 

РЭС

 

по

 

схеме

 

рисунка

 2.

Предусматриваемый

 

проектом

 

функционал

 

позволит

 

реализовать

 

все

 

элементы

 

цифрового

 

РЭС

.

Си

c

тема

 SCADA 

Энтек

 Tel.

 

Система

 

включает

 

на

-

бор

 

программных

 

модулей

 

для

 

управления

 

объектами

 

различного

 

типа

построения

 

систем

 

энергоучета

энер

-

гомониторинга

 

и

 

служит

 

для

 

создания

 

систем

 

автомати

-

зации

Сетевая

 

архитектура

 

способна

 

масштабироваться

 

от

 

одной

 

станции

совмещающей

 

в

 

себе

 

функции

 

сервера

 

сбора

 

данных

 

и

 

клиента

до

 

развернутой

 

сетевой

 

инфра

-

структуры

 

с

 

большим

 

количеством

 

серверов

 

сбора

 

дан

-

ных

Обеспечение

 

кибербезопасности

 

системы

 

включает

 

в

 

себя

 

аппаратно

-

программные

 

и

 

программные

 

средства

 

защиты

 

информации

обеспечивающие

 

выполнение

 

функций

 

межсетевого

 

экранирования

антивирусной

 

за

-

щиты

обнаружения

 

и

 

предотвращения

 

вторжений

крип

-

тографической

 

защиты

 

информации

авторизации

аутен

-

тификации

 

и

 

учета

Внедрение

 

функционала

 

программного

 

комплекса

 

ГИС

 

МЭК

 

обеспечит

 

наблюдаемость

 

оперативного

 

со

-

стояния

 

всего

 

первичного

 

оборудования

 

и

 

вторичных

 

устройств

доступ

 

к

 

автоматизированной

 

системе

 

управ

-

ления

 

производственными

 

активами

 

предприятия

 (

метео

-

мониторинг

, SAP 

ТОРО

, SAP IS-U, 

СУРР

 

АВР

монито

-

ринг

 

транспорта

 

посредством

 

системы

 

ГЛОНАСС

СРОГ

/

АИСКГН

, 1

С

 

и

 

др

.). 

При

 

доработке

 

функционала

 

ПК

 

ГИС

 

МЭК

 

в

 

части

 

ТП

 

будет

 

обеспечена

 

автоматизация

 

выдачи

 

ТУ

 

и

 

ВТП

что

 

позволит

 

сократить

 

сроки

 

выдачи

 

ТУ

 

и

 

ТЗ

Интеграция

 

ПК

 

ГИС

 

МЭК

 

в

 

систему

 SCADA 

предусмотрена

 

существующими

 

проектными

 

решениями

  (

в

 

рамках

 

титу

-

ла

и

 

будет

 

реализована

 

в

 2019 

году

.

Передача

 

данных

 

на

 

диспетчерский

 

пункт

 

по

 

каналу

 

сотовой

 

связи

 GPS, GPRS 

в

 

протоколе

 

МЭК

 

60870-5-104. 

Для

 

подстанционного

 

оборудования

 

также

 

предусмотрен

 

резервный

 

беспроводной

 

широкополосный

 

канал

 

передачи

 

данных

.

Типовым

 

планом

 

развития

 

СУПА

 

ПАО

  «

Россети

» 

и

 

его

 

дочерних

 

и

 

зависимых

 

Обществ

 

на

 2016–2018 

годы

 

предусмотрена

 

автоматизация

 

функционала

 

мобильных

 

решений

 — 

Цифровой

 

монтер

Реализация

 

проекта

 

по

-

зволит

 

выполнять

 

работы

 

по

 

ТОиР

обеспечивать

 

опера

-

тивное

 

распределение

 

мобильных

 

бригад

 

и

 

безопасное

 

выполнение

 

работ

 

с

 

возможностью

 

подачи

 

и

 

приема

 

за

-

явок

 

на

 

вывод

 

ЛЭП

 

и

 

оборудования

 

ПС

 (

ТП

в

 

ремонт

до

-

пуск

 

бригады

 

в

 

соответствии

 

с

 

требованиями

 

по

 

охране

 

труда

регламентов

допусков

аттестаций

квалификаций

 

с

 

применением

 

персональных

 

видеорегистраторов

 

типа

 

OPTION i364 

и

 

мобильных

 

устройств

Система

 

телемеханики

 

основана

 

на

 

типовых

 

решени

-

ях

 

ООО

 «

Энтелс

».

Система

 

мониторинга

 

ВЛ

 

и

 

ТП

 

включает

 

в

 

себя

 

ком

-

плекс

 

вышеуказанного

 

оборудования

 

и

 

систем

 (

программ

-

ных

 

комплексов

), 

позволяющих

 

осуществлять

 

контроль

 

состояния

 

сети

 

и

 

оборудования

 

с

 

возможностью

 

вмеша

-

тельства

 

при

 

отклонениях

 

сети

.

Планируемые

 

к

 

установке

 

вакуумные

 

выключатели

 

типа

 BB/TEL 

являются

 

основным

 

защитным

 

элементом

 

питающих

 

центров

 

и

 

позволяют

 

выполнять

 

оперативные

 

переключения

 

в

 

автоматическом

 

режиме

.

Реклоузер

 

типа

 

РВА

/TEL 

является

 

основой

 

комплекс

-

ной

 

системы

 

распределенной

 

автоматизации

 

сетей

Дис

-

танционное

 

управление

 

реклоузером

 

осуществляется

 

через

 

систему

 SCADA 

Энтек

 Tel 

по

 GSM/GPRS 

каналам

 

связи

.

Индикаторы

 

короткого

 

замыкания

 

производства

 

МНПП

 

АНТРАКС

 

с

 GSM-

модемом

 

позволяют

 

интегрировать

 

по

-

лучаемые

 

данные

 

в

 

систему

 

телемеханики

.

Система

 

интеллектуального

 

учета

 

с

 

возможно

-

стью

 

дистанционного

 

ввода

 

ограничения

 

режима

 

по

-

требления

 

электроэнергии

.

 

Подразумевает

 

наличие

 

функционала

 

передачи

 

данных

возможность

 

отключения

 

потребителей

 

неплательщиков

 

и

 

получения

 

актуальной

 

информации

 (

по

 1

ф

 

ПУ

-

сплит

 

ООО

 «

Матрица

» 

существу

-

ет

 

возможность

 

ввода

 

ограничения

 

потребителя

все

 

ПУ

 

в

 

АСУЭ

). 

Для

 

удаленного

 

сбора

хранения

 

и

 

передачи

 

по

-

казаний

 

приборов

 

учета

 

электрической

 

энергии

 

планиру

-

ется

 

внедрение

 

системного

 

и

 

прикладного

 

программного

 

обеспечения

 «

Пирамида

-

сети

». 

По

 

окончании

 

реализации

 

интеграции

 

систем

 

автома

-

тизации

 

ВЛ

 10 

кВ

 

и

 

АСКУЭ

/

АСТУЭ

 

Петроввальского

 

РЭС

 

в

 2019 

году

 

планируется

 

доработка

 

функционала

 

системы

 

управления

 

ОИК

 SCADA (

СУПА

ПК

 

ГИС

 

МЭК

, OMS, AMI, 

WFM CIM model (ver. 16, 17) 

и

 

интеграция

 

в

 

региональный

 

геоинформационный

 

узел

 

ГИС

 

МЭК

 

МРСК

 

Юга

 

с

 

передачей

 

данных

 

в

 

интегрированную

 

информационно

-

аналитическую

 

систему

 

ситуационного

 

управления

 

ПАО

 «

Россети

».

По

 

предварительным

 

оценкам

 

переход

 

Петровваль

-

ского

 

РЭС

 

к

 

цифровому

 

формату

 

обеспечит

 

экономиче

-

скую

 

эффективность

 

по

 

следующим

 

показателям

:

 

внедрение

 

автоматизации

 

и

 

снижение

 

уровня

 

недоот

-

пуска

 

электроэнергии

 — 9,53 

млн

 

руб

./

год

;

 

снижение

 

затрат

 

на

 

эксплуатацию

 — 4,62 

млн

 

руб

./

год

;

 

снижение

 

уровня

 

коммерческих

 

и

 

технических

 

потерь

 

электроэнергии

 — 27,6 

млн

 

руб

./

год

;

 

рост

 

объема

 

услуг

 

по

 

передаче

 

электроэнергии

 — 

2,97 

млн

 

руб

./

год

.

Итого

: 44,74 

млн

 

руб

./

год

Срок

 

окупаемости

 

проекта

 — 7,5 

лет

.

Следует

 

отметить

что

 

при

 

выборе

 

пилотной

 

зоны

 

Петроввальского

 

РЭС

  (

в

 

ходе

 

предпроектного

 

обследо

-

вания

проводился

 

анализ

 

и

 

выбор

 

тех

 

фидеров

 

и

 

мест

 

9


Page 4
background image

установки

 

реклоузеров

модернизации

 

коммутационных

 

аппаратов

где

 

показатели

 SAIDI 

и

 SAIFI, 

а

 

также

 

потери

 

и

 

недоотпуск

 

имели

 

низкие

 

показатели

По

 

результатам

 

проектно

-

изыскательских

 

работ

 

ком

-

плексная

 

автоматизация

 

пилотной

 

зоны

 

путем

 

внедрения

 

интеллектуальных

 

сетей

 Smart Grid 

охватила

 5083 

у

.

е

из

 

общего

 

объема

 6589 

у

.

е

РЭС

При

 

полном

 

объеме

 

авто

-

матизации

 

РЭС

  (

согласно

 

расчетам

сроки

 

окупаемости

 

превышали

 20 

лет

.

КОМПЛЕКС

 

МЕРОПРИЯТИЙ

,

НАПРАВЛЕННЫХ

 

НА

 

МОДЕРНИЗАЦИЮ

 

И

 

РЕКОНСТРУКЦИЮ

 

ОБЪЕКТОВ

 

ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО

 

ХОЗЯЙСТВА

Комплексная

 

автоматизация

 

путем

 

построения

  «

умной

 

сети

» 

предполагает

 

внедрение

 

вторичного

 

оборудования

обеспечивающего

 

наблюдаемость

 

и

 

автоматическое

 

ре

-

жимное

 

управление

 

сетями

 

и

 

не

 

предусматривает

 

замену

 

основного

  (

высоковольтного

оборудования

 

подстанций

реконструкцию

 

высоковольтных

 

линий

 

электропередачи

А

 

от

 

состояния

 

ТП

ПС

 

и

 

ВЛ

 

зависит

 

коэффициент

 

ава

-

рийности

отпуск

 

в

 

сеть

 

электроэнергии

 

и

как

 

следствие

прибыль

 

Общества

.

На

 

сегодня

 

реализация

 

задачи

 

по

 

обновлению

 

обо

-

рудования

 

электросетевого

 

комплекса

 

рассчитана

 

на

 

несколько

 

лет

 

и

 

поэтому

 

возникла

 

необходимость

 

в

 

разбивке

 

на

 

этапы

что

 

позволит

 

постепенно

 

разви

-

вать

 

архитектуру

 

технических

 

средств

программное

 

и

 

информационное

 

обеспечение

Помимо

 

этого

мас

-

штабные

 

планы

 

требуют

 

и

 

немалых

 

финансовых

 

за

-

трат

Учитывая

 

то

что

 

сплошная

 

замена

 

всех

 

устройств

 

и

 

аппаратов

 

на

 

цифровые

 

не

 

даст

 

необходимого

 

эконо

-

мического

 

эффекта

в

 

ПАО

 «

Россети

» 

выработан

 

диф

-

ференцированный

 

подход

 

к

 

цифровизации

 

электросе

-

тевых

 

объектов

:

 

на

 

подстанциях

 

напряжением

 35 

кВ

 

и

 

выше

 

старше

 50 

лет

 

требуется

 

проводить

 

комплексную

 

рекон

 

струкцию

;

 

на

 

объектах

 

возрастом

 20–50 

лет

 

также

 

требуется

 

модернизация

 

оборудования

но

 

до

 

модернизации

 

возможно

 

повысить

 

их

 

наблюдаемость

то

 

есть

 

обе

-

спечить

 

телесигнализацию

 

коммутационных

 

аппара

-

тов

 

и

 

телеизмерение

 

на

 

отходящих

 

присоединениях

;

 

на

 

относительно

  «

молодых

» 

подстанциях

возрастом

 

10–20 

лет

возможно

 

достичь

 

более

 

высокого

 

уровня

 

цифровизации

 

путем

 

организации

 

передачи

 

сигна

-

лов

 

телеизмерений

 

и

 

телесигнализации

 

в

 

цифровом

 

виде

 

в

 

Центр

 

управления

 

сетями

а

 

также

 

передачи

 

из

 

Центра

 

управления

 

сетями

 

цифровых

 

команд

 

телеуправления

 

как

 

дистанционно

 — 

диспетчером

так

 

и

 

в

 

автоматическом

 

режиме

 — 

специальным

 

про

-

граммным

 

комплексом

;

 

подстанции

 

моложе

 10 

лет

 

уже

 

имеют

 

элементы

 

цифровых

 

технологий

на

 

таких

 

подстанциях

 

остается

 

только

 

организовать

 

автоматизированную

 

систему

 

управления

;

 

вновь

 

строящиеся

 

подстанции

 

должны

 

проектиро

-

ваться

 

с

 

учетом

 

применения

 

современных

 

видов

 

силового

 

и

 

вторичного

 

оборудования

 

и

 

цифровым

 

обменом

 

данными

 

по

 

протоколам

 

серии

 

стандартов

 

МЭК

 61850.

Решение

 

задач

 

по

 

реновации

 

электросетевых

 

объ

-

ектов

 

ДЗО

 

обеспечит

 

плавный

 

переход

 

к

 

цифровизации

 

электроэнергетического

 

комплекса

.

Например

в

 

ПАО

  «

МРСК

 

Юга

» 

в

 

рамках

 

программы

 

реновации

 

электросетевых

 

объектов

 

ПАО

  «

МРСК

 

Юга

» 

на

 

2017–2026 

годы

 (

утвержденной

 

на

 

Совете

 

директоров

 

ПАО

 

«

МРСК

 

Юга

», 

выписка

 

из

 

протокола

 

заседания

 

Совета

 

ди

-

ректоров

 

ПАО

 «

МРСК

 

Юга

» 

от

 25.08.2017 

г

 244/2017) 

ве

-

дется

 

работа

 

по

 

модернизации

 

подстанций

 35–110 

кВ

 

и

 

РЭС

 

в

 

целях

 

повышения

 

надежности

 

электроснабжения

наблю

-

даемости

 

и

 

снижения

 

недоотпуска

 

в

 

сеть

.

Программа

 

ТПиР

 

ПАО

  «

МРСК

 

Юга

» 

сформирована

 

в

 

рамках

 

исполнения

 

распоряжения

 

ПАО

  «

Россети

» 

от

 

20.04.2017 

 210

р

  «

О

 

формировании

 

производственных

 

программ

 

ДЗО

 

ПАО

  «

Россети

» 

на

 2018–2022 

годы

». 

При

 

формировании

 

программы

 

ТПиР

 

обеспечивалось

 

вы

-

полнение

 

требований

 

в

 

части

 

порядка

 

формирования

 

в

 

соответствии

 

с

 

распоряжением

 14.03.2017 

 134

р

 «

Об

 

утверждении

 

Порядка

 

формирования

 

программы

 

по

 

тех

-

ническому

 

перевооружению

модернизации

 

и

 

реконструк

-

ции

 

действующего

 

электросетевого

 

оборудования

 

на

 

объ

-

ектах

 

ДЗО

 

ПАО

 «

Россети

».

Программа

 

ТПиР

 

предусмотрена

 

к

 

реализации

 

в

 

рам

-

ках

 

существующих

 

условий

 

финансирования

 

ИП

 

ПАО

 

«

МРСК

 

Юга

». 

Объем

 

финансирования

 

программы

 

ИПтР

 

в

 2018 

году

 

составляет

 1211 

млн

 

рублей

На

 2018–

2022 

годы

 6703 

млн

 

рублей

.

Программа

 

представлена

 

в

 

виде

 

таблиц

разделенных

 

по

 

основным

 

видам

 

оборудования

:

 

ПС

 35 

кВ

 

и

 

выше

 (2018 

г

. — 388 

млн

 

руб

., 2018–

2022 

гг

. — 3258 

млн

 

руб

.);

 

ВЛ

 35 

кВ

 

и

 

выше

 (2018 

г

. — 453 

млн

 

руб

., 2018–2022 

гг

. — 

1289 

млн

 

руб

.);

 

ВЛ

 0,4–20 

кВ

 (2018 

г

. — 294 

млн

 

руб

., 2018–2022 

гг

. — 

1761 

млн

 

руб

.);

 

КЛ

 0,4–110 

кВ

 (2018 

г

. — 0 

млн

 

руб

., 2018–2022 

гг

. — 

148 

млн

 

руб

.);

 

РП

 

и

 

ТП

 0,4/6–35 

кВ

 (2018 

г

. — 11 

млн

 

руб

., 2018–

2022 

гг

. — 94 

млн

 

руб

.);

 

прочее

 (2018 

г

. — 65 

млн

 

руб

., 2018–2022 

гг

. — 

153 

млн

 

руб

.).

В

 2018 

году

 

запланированы

 

к

 

вводу

 

в

 

эксплуатацию

 

после

 

реконструкции

 188,02 

км

 

трасс

 

линий

 

ВЛ

 0,4–110 

кВ

 

и

 1 

силового

 

трансформатора

 110 

кВ

а

 

также

 

установка

 

14 

реклоузеров

Запланирована

 

реконструкция

 23 

РП

 

и

 

ТП

 0,4/6–35 

кВ

.

10

Ежеквартальный

 

спецвыпуск

 

 4(11), 

декабрь

 2018

Цифровизация


Page 5
background image

На

 

данный

 

момент

 

объемы

 

мероприятий

 

по

 

реновации

 

в

 

инвестиционной

 

программе

 

филиала

 

ПАО

  «

МРСК

 

Юга

» 

не

 

позволяют

 

выполнить

 

сценарные

 

условия

 

формирования

 

бизнес

-

плана

 

ПАО

  «

МРСК

 

Юга

» 

на

 2018–2022 

годы

 

в

 

ча

-

сти

 

недопущения

 

увеличения

 

доли

 

оборудования

отрабо

-

тавшего

 

нормативный

 

срок

 

службы

.  

При

 

этом

 

в

 

части

 

ВЛ

 

110–0,4 

кВ

 

старение

 

оборудования

 

составляет

 

менее

 3%/

год

 

(2,77% — 

за

 2018 

год

, 2,67% — 2019 

год

, 2,77% — 2020 

год

2,28% — 2012 

год

, 2,71% — 2022 

год

).

В

 

части

 

силовых

 

трансформаторов

 35 

кВ

 

и

 

выше

 

тен

-

денция

 

старения

 

оборудования

 

находится

 

на

 

уровне

 0,5% 

(

максимум

 

в

 2018 

году

 — 0,76%, 

что

 

вызвано

 

большим

 

коли

-

чеством

 

трансформаторов

 

с

 

истекающим

 

в

 2018 

году

 

сроком

 

службы

).

На

 2018 

год

 

в

 

соответствии

 

с

 

инвестиционной

 

програм

-

мой

 

запланирована

 

замена

 1 

силового

 

трансформатора

 

110 

кВ

 (

ПС

 110/35/10 

кВ

 

Чалтырь

Т

3-40 

МВА

и

 1 

выключа

-

теля

 110 

кВ

 (

ПС

 110/10 

кВ

 

Н

-16).

Запланирована

 

реконструкция

 

линий

 35 

кВ

 

и

 

выше

 

общей

 

протяженностью

 67,30 

км

реконструкция

 

линий

 

ВЛ

 

0,4–20 

кВ

 

общей

 

протяженностью

 120,72 

км

 

с

 

заменой

 

РП

 

и

 

ТП

 0,4/6–35 

кВ

 

в

 

количестве

 23 

шт

.

ВЫВОД

Развитие

 

электросетевого

 

комплекса

 

подразумевает

 

вне

-

дрение

 

инновационных

 

подходов

 

и

 

системы

 Smart Grid 

как

 

основных

 

способов

 

повышения

 

эффективности

обеспечения

 

надежного

 

и

 

доступного

 

электроснабжения

 

потребителей

.

Для

 

полномасштабного

 

внедрения

 

цифровой

 

сети

 

в

 

практику

 

оперативно

-

технологического

 

и

 

ситуационного

 

управления

 

необходимо

 

развитие

 

инфраструктуры

 

связи

 

и

 

информационных

 

технологий

 

и

 

обеспечение

 

взаимной

 

интеграции

 

информационных

 

данных

 

из

 

различных

 

про

-

граммных

 

комплексов

Стоит

 

отметить

что

 

построение

 

цифровой

 

сети

 

без

 

реконструкции

 

устаревшего

 

основного

 

высоковольтного

 

оборудования

 

не

 

принесет

 

должного

 

эко

-

номического

 

эффекта

Поэтому

 

глобальная

 

цифровизация

 

сети

 

должна

 

проводиться

 

с

 

учетом

 

технического

 

состояния

 

и

 

прогноза

 

выхода

 

из

 

строя

 

основного

 

электроэнергетиче

-

ского

 

оборудования

.  

Издательство

 

журнала

«

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ

.

Передача

 

и

 

распределение

»

выпустило

 

книгу

 

академика

 

РАЕН

профессора

 

Владимира

 

Абрамовича

 

НЕПОМНЯЩЕГО

Тираж

 

книги

 5000 

экз

., 

объем

 196 

с

., 

формат

 170

х

235 

мм

.

Для

 

приобретения

 

издания

 

необходимо

 

позвонить

по

 

многоканальному

 

телефону

 +7 (495) 645-12-41

или

 

написать

 

по

 e-mail: info@eepir.ru

В

 

монографии

 

исследована

 

надежность

 

оборудования

электростанций

 

и

 

электрических

 

сетей

 

напряжением

 1150–

10(6) 

кВ

разработана

 

методика

 

сбора

 

и

 

статистичес

 

кой

 

об

-

работки

 

информации

 

о

 

надежности

 

оборудования

На

 

осно

-

ве

 

статистических

 

данных

 

и

 

расчетов

 

определены

 

основные

 

параметры

 

надежности

 

и

 

динамика

 

их

 

изменения

 

в

 

процессе

 

эксплуатации

Выявлены

 

статистические

 

законы

 

распределе

-

ния

 

отказов

 

и

 

времени

 

восстановления

 

элементов

 

энергосис

-

тем

Проведено

 

их

 

сравнение

 

с

 

зарубежными

 

данными

.

11


Читать онлайн

В рамках исполнения требований Приказа ПАО «Россети» № 36 от 20.02.18 «О планах реализации Программы инновационного развития ПАО «Россети» в настоящее время ведется полномасштабная работа по внедрению в электросетевом комплексе ПАО «Россети» технологий цифровых сетей. В целях формирования в ДЗО ПАО «Россети» единых технических требований при проектировании объектов цифровой сети всех классов напряжения разработаны и утверждены Распоряжением ПАО «Россети» № 106р от 19.03.18 «Технические требования к компонентам цифровой сети».

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 3(72), май-июнь 2022

Анализ особенностей расчета потокораспределения и потерь мощности реальной распределительной сети низкого напряжения по измерениям интеллектуальных счетчиков

Управление сетями / Развитие сетей Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Учет электроэнергии / Тарифообразование / Качество электроэнергии
Стенников В.А. Голуб И.И. Болоев Е.В. Анфиногенов А.Ю. Бучинский А.Л. Масленников А.Н.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 3(72), май-июнь 2022

От НИОКР до промышленной эксплуатации: новая разработка ПАО «Россети Ленэнерго» успешно интегрирована в ССПИ ОМП «ИНБРЭС»

Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Воздушные линии Диагностика и мониторинг
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»