C.Г.КадуйскийЗаместитель главного инженера

Модернизация электросетевого комплекса ОАО «МРСК Урала»

О компании

Площадь обсуживаемой территории – 514 тыс.км2

Численность обслуживаемого населения – 11 млн.чел.

ТЕРРИТОРИЯ ОБСЛУЖИВАНИЯ

Численность персонала – 12,8 тыс.чел.

Подстанции 35-220 кВ

ТП 6-35/0,4 кВ

Протяженность воздушных линий по трассе

Протяженность воздушных линий по цепям

Протяженность кабельных линий

Всего – 1047 шт., мощность – 20 453,0 МВА

ПС 110 (220) кВ – 635 шт., мощность – 17 227,2 МВА

ПС 35 кВ – 412 шт., мощность – 3 225,8 МВА

Всего – 1047 шт., мощность – 20 453,0 МВА

ПС 110 (220) кВ – 635 шт., мощность – 17 227,2 МВА

ПС 35 кВ – 412 шт., мощность – 3 225,8 МВА

Всего – 30709 шт., мощность – 7 406,7 МВАВсего – 30709 шт., мощность – 7 406,7 МВА

Всего – 121 541,7 кмВсего – 121 541,7 км

Всего – 133 093,8 км

ВЛ 110 (220) кВ – 30 841,1 км

ВЛ 35 кВ – 9 227,6 км

ВЛ 3-10 кВ – 54 158,7 км

ВЛ 0,4 кВ – 37 866,4 км

Всего – 133 093,8 км

ВЛ 110 (220) кВ – 30 841,1 км

ВЛ 35 кВ – 9 227,6 км

ВЛ 3-10 кВ – 54 158,7 км

ВЛ 0,4 кВ – 37 866,4 км

Всего – 7 701,7 км

КЛ 110 кВ – 21,1 км

КЛ 35 кВ – 112,2 км

КЛ 6-10 кВ – 4139,4 км

КЛ 0,4 кВ – 4 329,0 км

Всего – 7 701,7 км

КЛ 110 кВ – 21,1 км

КЛ 35 кВ – 112,2 км

КЛ 6-10 кВ – 4139,4 км

КЛ 0,4 кВ – 4 329,0 км

Челябэнерго

Свердловэнерго

Пермэнерго

Предпосылки модернизации

ЛЭП0,4 кВ

ЛЭП6 кВ ЛЭП10 кВ

ЛЭП35 кВ

ЛЭП110 кВ

ЛЭП220 кВ

ТП ПС 35кВ ПС 110кВ ПС 220кВ0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

52% 50% 52%55%

46%

1%

63%60% 59%

23%

Физический износ оборудования

Технологические нарушения

2010 2011 20120

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

337 315 307387 475 537529 736 697

31313681 4091

463

660675

КЛ 6-10 кВКЛ 35 -110 кВВЛ 0,4 -10 кВВЛ 35-220кВТП, РППС 35-220кВ

шт.

Модернизация производственных процессов

2008г. ОАО «МРСК Урала»

успешно прошло сертификацию по

системе менеджмента

качества.(Бюро Веритас)

2012г. ОАО «МРСК Урала» успешно

прошло сертификацию по Интегрированной

Системе Менеджмента

(ИСМ). (Русский Регистр)

2015г. Запланировано прохождение

сертификации на соответствие

требованиям по системе

Энергетического Менеджмента

международным стандартом ISO

50001.

ISO 9001:2008 ISO 9001:2008ISO 14001:2004 OHSAS 18001:2007 ГОСТ 12.0.230-2007

ISO 9001:2008ISO 14001:2004OHSAS 18001:2007ГОСТ 12.0.230-2007ISO 50001: 2011

Техническая политика

Техническая политика ОАО «МРСК Урала» - это комплекс управленческих, технических и

организационных мероприятий на ближайшую и долгосрочную перспективу, направленных на

повышение технического уровня, энергоэффективности, надежности и безопасности

распределительных электрических сетей на основе апробированных при эксплуатации, научно-

обоснованных технических решений и технологий.

Оборудование

Технологии

Строительства и реконструкции

Эксплуатации и ремонтов

Оперативного управления

Схемы

Распредсеть 10-0,4кВ

ВЛ 35-110кВ

ПС 35-110кВ

Основное (силовое)

Средства производства (инструмент, техника, спецодежда…)

Вспомогательное (АСУ, ТМ, связь…)

Организация и управление Формирование и реализация Техническая политика

Планирования

Формирование программ технического развития

Техническая политика ОАО «МРСК Урала», схемы развития , оценка

состояния оборудования

Реконструкция, техперевооружение,

эксплуатация

Развитие электросетевого комплекса и приобретение

Автоматизация

Реализация услуг

Оперативно-технологическое

управление

Целевые программы по направлениям

Синхронизация целевых программ по объектам и срокам

Инвестиционные программы Эксплуатационный приказ

Комплексная программа технического развития

Направление целевых программ

Количество целевых программ

Реконструкция, техперевооружение, эксплуатация

4

Развитие электросетевого комплекса 6

Автоматизация 1

Реализация услуг 1

Оперативно-технологическое управление

1

Итого: 13

Всего по МРСК 2013 - 2020 118 333,4

Обеспеченность инвестиционными источниками 2013 - 2018 33 654

Необходимые суммарные затраты на реализацию ЦП

млн.руб.

Программа энергосбережения и повышения энергетической

эффективности

Комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией.

– выполняет функции обычного распределительного устройства, но за счет таких преимуществ как малый вес и компактность позволяет занимать намного меньшую площадь на подстанции. Устанавливается на подстанциях закрытого типа в условиях плотной городской застройки, где отсутствует возможность отведения земельного участка для размещения подстанции традиционной компоновки. Установлено:ПС 110/10кВ «Петрищевская»ПС 110/10кВ «Ясная»ПС 110/35/6кВ «Берег»ПС 110/6кВ «Ива»

ПС «Петрищевская». ОАО «ЕЭСК»

Новые технические решения и технологии в сетях 35-110кВ

Новые типы проводов, такие как алюминиевый композитныйпровод и провод с особой геометрией алюминиевых проволокдля высоковольтных воздушных линий электропередачи, обладают большей пропускной способностью, по сравнению с широко распространенным сталеалюминевым проводом. Учитывая высокую устойчивость проводов к провисанию, их можно применять при проектировании новых линий, гденужна увеличенная длина пролета - при переходе рек, озер, на местности со сложным рельефом.Данные типы проводов применены:ВЛ 110кВ ТЭЦ-6 – ТЭЦ-9 филиала ПермэнергоВЛ 110кВ Надежда – Сибирская филиала Свердловэнерго (в стадии проектирования)

Новые технические решения и технологии в системах технологического управления и связи

В Центрах управления сетями филиалов Пермэнерго, Свердловэнерго, Челябэнерго

система коллективного отображения (диспетчерский щит) реализована на видеокубах.

Видеостена представляет собой 12 видеокубов диагональю 80 дюймов под управлением основным и резервным контроллерами. Эта площадь позволяет отобразить всю однолинейную схему сети 110 кВ филиала. Существует возможность детализации до уровня подстанции и распредсети 10(6) кВ.

Волоконно-оптические линии связи.

Для передачи данных используется стеклянный или полимерный носитель (волокно). Передаваемые световые волны излучаются источником лазерного типа.

Оптико-волоконные кабели обеспечивают высокую секретность связи, имеют широкую полосу пропускания. Могут рассматриваться в виде физического носителя для всех наземных систем связи в будущем.

Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности

Целью Программы является повышение уровня энергосбережения и энергетической эффективности ОАО «МРСК Урала».

Основные задачи: • повышение объемов внедрения энергоэффективных мероприятий и технологий;• снижение потерь электроэнергии в сетях ОАО «МРСК Урала»;

• снижение удельного расхода ресурсов на хозяйственные и собственные нужды;

Планируемый эффект по данным мероприятиям Программы только за период 2013-2018 гг. составляет 741,8 млн.кВтч, 3140,9 Гкал, а в денежном выражении – 1919,0 млн.руб. Затраты на реализацию мероприятий – 2 283,6 млн.руб. (средний срок окупаемости мероприятий менее 2 лет).

Программа реализуется в компании с 2010 года. В 2011-2012 гг. был проведен энергетический аудит, выявлен потенциал по энергосбережению. Наиболее значимыми мероприятиями программы являются:

• организационные мероприятия (оптимизация работы оборудования, выявление безучетного и бездоговорного потребления), технические малозатратные мероприятия;

• программа развития систем учета электроэнергии.

Создание системы коммерческого учета электроэнергии на розничном рынке– оснащение счетчиками точек учета, где в настоящее время учет электроэнергии отсутствует или не соответствует требованиям НТД (всего требуется оснастить около 300 тыс. точек учета, в 2014-2017 годах планируется установить 100 тыс. счетчиков). Счетчики устанавливаются комплектно с внедрением автоматизированной системы учета электроэнергии; В филиале Пермэнерго реализован пилотный проект «Smart Metering»:Проект направлен на создание типового проектного решения для последующего тиражирования по всем площадкам присутствия МРСК. Суть проекта – создание системы «верхнего» уровня с возможностью интеграции измерительных комплексов (приборов учета, УСПД, ИВК ВУ) различных производителей, а также, обеспечение взаимодействия (информационного обмена) с другими автоматизированными системами компании и смежных организаций. Эффект от внедрения составил. Экономия затрат на компенсацию потерь в 2012г. в результате реализации проекта – 54.6 млн. руб. без НДС

1. Модернизация систем сбора и передачи технологической информации (ССПИ) на ПС 35-110кВ:

– модернизация ССПИ заключается в телемеханизации ненаблюдаемых в настоящее время ПС 35-110кВ или в замене устаревших морально и физически контроллеров телемеханики на современные цифровые системы с организацией каналов связи до соответствующих диспетчерских пунктов МРСК Урала и РДУ. По возможности применяются комплексные решения (например, ARIS разработки Прософт-системы)

Повышение наблюдаемости и управляемости электрических сетей

ПС 35-110 кВРП, ТП 6-10 кВ

РЭС

ПО

Филиал

МРСК

АСУ ТП ССПИ

SCADA/OMS/DMS

SCADA

SCADA/OMS/DMS

SCADA/OMS/DMS

Базаизмерений

ССПИ(ЦППС)ССПИ

ССПИ(ЦППС)ССПИ

ССПИ(ЦППС)ССПИ

Модель сети

В Р

ДУ

ПО 1 ПО N

Нижний (полевой) уровень устройств

Аналитическая система ОСЦ

Данные ССПИ

2. Модернизация АСДУ

В ЦУС Свердловэнерго в настоящее время внедрена, а в ЦУС Пермэнерго и Челябэнерго запроектирована и планируется к внедрению современная автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) PSIcontrol. В основе системы лежит модель электрической сети реального времени.

Реализованы следующие основные функции: •ведение оперативной схемы в электронном виде;•сбор и представление информации об изменении состояния оборудования;•расчеты режимов сети и токов коротких замыканий, моделирование режимов;

Система способствует принятию оптимальных решений при оперативно-технологическом управлении

Целевая модель АСДУ филиалов МРСК Урала - «МультиЦУС» с единой для ЦУС филиала и нижестоящих диспетчерских пунктов информационной моделью и распределенной аппаратной инфраструктурой. В нормальном режиме обеспечивается ведение единой модели электрической сети (синхронизация данных), а в аварийном - автономное функционирование выделившегося узла.

АСДУ.

Создание корпоративной ГИС ОАО «МРСК Урала»

Задачи корпоративной ГИС:• обеспечение кадастрового учета земельных участков, охранных

зон, объектов недвижимости;• обеспечение разработки решений по развитию электрических

сетей, в т.ч. предварительное моделирование;• обеспечение согласования решений по развитию сетей и

присоединению, в т.ч. вопросов землепользования;•информационное обеспечение эксплуатационных и ремонтных

работ на линиях электропередач;• обеспечение задач диспетчерского управления.

Интерактивная карта центров питания позволяет любому лицу получить максимально полную и актуальную информацию:

• визуальное отображения месторасположения центра питания с зоной охвата;

•информация об установленной мощности;• информация о загрузке и наличии на центре питания

резерва мощности свободной для тех.присоединения;• сроки ввода, строительства и реконструкции центров

питания;•отнесение центра питания к РЭС, ПО.

12

Цели

• Обеспечение нормативной надежности• Повышение эффективности затрат, связанных с производственными процессами,

для достижения стратегических целей компании• Анализ и оценка эффективности производственной деятельности• Централизация управленческих функций, в т.ч. в части планирования

производственной программы

Предпосылки создания

• Переход на RAB-регулирование• Значительный износ сетевых активов, низкие показатели

надежности• Отсутствие единой системы планирования,

неактуальность отраслевой базы НТД в области техобслуживания и ремонтов

• Неэффективность распределения денежных средств для поддержания нормативной надежности активов (планирование ремонтов по многолетнему графику)

• Распределенность и значительное количество объектов обслуживания (управления)

затратынадежность

Система управления производственными активами

Этапы создания СУПА

Этап 1 (2012-13 гг.) Этап 2 (2014-15 гг.) Этап 3 (за 2015 г.)

Де

йс

тви

еР

езу

льт

ат

• Паспортизация оборудования (создана база статических параметров оборудования)

• База данных динамических параметров оборудования

• Возможность расчета индексов состояния

• Автоматизированное формирование и контроль исполнения сводной ПП

• Автоматизированное планирование МТР

• Возможность формирования ПП на основе оценки состояния и рисков

• Автоматизированное планирование потребности в персонале, услугах подрядчиков и других ресурсах

• Формирование оптимальных ПП на основе целевых показателей надежности и производительности

• Формирование ПП на 3-х летний период

1. Разработка организационной и методической документации

2. Внедрение IT-обеспечения: • Сбор данных• Формирование ПП• Планирование МТР• Оценка тех. состояния

3. Сбор данных по оборудованию

1. Внедрение методик оценки рисков и последствий отказа, формирования ПП на основе оценки состояния и рисков; организационных документов

2. Внедрение IT-обеспечения для автоматизации планирования ресурсов (кроме МТР)

1. Разработка и внедрение показателей надежности и производительности; методики их определения

2. Разработка и внедрение методики формирования ПП на 3-года

Взаимодействие с внешней средой

В рамках партнерства с Германским энергетическим агентством DENA руководители и специалисты ОАО «МРСК Урала» обменивались опытом и повышали квалификацию в следующих областях: 1.Модернизация и энергоэффективность в электрических сетях.2. Модернизация сетей электропередачи – регулирование, организация и системная

безопасность3. Оперативно-диспетчерское управление.

ОАО «МРСК Урала» принимает активное участие в конгрессно-выстовочной деятельности как под эгидой ОАО «Россети» (UpGrid), так самостоятельно на уровне субъектов присутствия (Иннопром, Энергетика. Энергосбережение г.Пермь).

В рамках взаимодействия с научным сообществом в ноябре 2013 была проведена научно-практическая конференция с участием ОАО «Россети», ОАО «МРСК Урала», УРФУ им.Б.Н.Ельцина на которой обсудили приоритетные направления НИОКР и инновационного развития в рамках актуальной проблематики электросетевого комплекса.

Специалисты ОАО «МРСК Урала» принимают участие в работе конференций и семинаров проводимых РНК СИГРЭ.

Выводы

1.Модернизация электросетевого комплекса является сложным и многосторонним процессом, направленным на эффективное развитие и эксплуатацию данного комплекса.

2.Модернизация электросетевого комплекса является затратным мероприятием, требующим значительные финансовые вложения.

3.Ограниченность в настоящее время финансовых ресурсов для проведения модернизации электросетевого комплекса.

4.Осуществление модернизации необходимо выполнять с учётом современных технологий и оборудования, применяя необходимые инновационные решения.

5.Для осуществления полной модернизации электросетевого комплекса компания должна обладать высококвалифицированными кадрами.

Адрес: 620026, Свердловская область, г. Екатеринбург, ул.

Мамина-Сибиряка, 140Телефон: (343) 215-26-00,

факс: (343) 215-26-61

Единый телефон Центра поддержки клиентов ОАО

«МРСК Урала»

8-800-2001-220 (звонок бесплатный)

www. mrsk-ural.ru