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
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
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
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
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: [email protected]
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
Оригинал статьи: Внедрение технологий цифровых сетей в электросетевом комплексе ПАО «МРСК Юга»
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».
