1. Цели и задачи
реорганизации
оперативно-
технологического
управления
ОАО «Ленэнерго»
(обзорная
презентация)
1

2. Территориальное
разделение зон
ответственности филиалов
до реорганизации

3. Территориальное разделение зон ответственности
филиалов до реорганизации
Большое количество диспетчерских пунктов, необходимость
сокращения времени ликвидации аварий и прохождения
оперативной информации, неравномерная загруженность
диспетчеров по филиалам и районам, отсутствие единого
центра ответственности в части диспетчеризации на
территории – вот основные предпосылки необходимости
реформирования оперативно-технологического управления
(ОТУ) в ОАО «Ленэнерго».
Потребовалось выделение и проработка основных
направлений реформирования оперативно-технологического
управления: структурная оптимизация системы, унификация
принципов построения на всех уровнях системы, повышение
уровня телемеханизации сети, модернизация диспетчерских
пунктов, пересмотр зон ответственности центров
оперативно-технологического управления, анализ и
применение передового мирового опыта.
3

4. Исходная организационная
структура оперативно-
технологического
управления
ЦУС
ДС ДС ДС ДС
Кабельная сеть КнЭС ВЭС НлЭС
ДС РЭС ДС ДС ДС ДС
ПрЭС ГтЭС ЛжЭС ЛпЭС ТхЭС
9 ОДГ РЭС 5 ОДГ ВВР 3 ОДГ РЭС 4 ОДГ РЭС 2 ОДГ РЭС
Кабельная сеть ПрЭС КнЭС ВЭС НлЭС
6 ОДГ РЭС и МУ 5 ОДГ РЭС 2 ОДГ РЭС 1 ОДГ РЭС 1 ОДГ РЭС
ПрЭС ГтЭС ЛжЭС ЛпЭС ТхЭС
Операционные функции
Неоперационные функции
4

5. Распределение
управляемого
оборудования по
филиалам
% управляемого оборудования по филиалам
от общего количества условных единиц в • Неравномерное
«Ленэнерго») распределение по количеству
обслуживаемого
оборудования по Филиалам
ЛпЭС; 2,3% НлЭС; 4,2% при одинаковом количестве
ЦУС; 14%
ЛжЭС; 3,5% ТхЭС; 3,8%
диспетчерского персонала
ПрЭС; 14%
КнЭС; 4,6%
• Неравномерная загрузка
ВЭС; 8%
диспетчерского персонала
ГтЭС; 10% •Нет единого подхода к
распределению
КС; 35%
оборудования по
технологическому
управлению 5

6. Предпосылки
реформирования
Диспетчерские Предпосылки
пункты «Ленэнерго» реформы ОТУ
ЦУС Неэффективная система ОТУ
9 диспетчерских пунктов ДС
Низкая оперативная дисциплина
филиалов ОАО «Ленэнерго»
Неоправданные затраты на
37 диспетчерских пунктов РДГ
организацию и поддержание ОТУ
Большое время ликвидации
Всего 47 ДП
технологических нарушений

7. Предпосылки изменения
организационной
структуры
В условиях постоянного развития энергосистемы и инфраструктуры, трехуровневая структура
ОТУ недостаточна эффективна:
Отсутствие единого центра ответственности за всю электрическую сеть
ОАО «Ленэнерго» на определённой территории
Большое время прохождения управляющих команд между уровнями системы ОТУ
Неравномерность загрузки диспетчерских служб филиалов
Большие затраты на модернизацию диспетчерских пунктов филиалов
Риски искажения оперативной и отчётной информации со стороны руководства
филиалов
Текучесть оперативно-диспетчерского персонала
Снижение статуса диспетчерского персонала
7

8. Основные задачи развития
оперативно-
технологического
управления
Проведение структурной перестройки оперативно-технологического
управления
Модернизация диспетчерских пунктов
Повышение уровня наблюдаемости подстанций
Снижение времени восстановления электроснабжения потребителей
Выравнивание загрузки оперативного персонала
Повышение ответственности персонала
8

9. Цели изменения
организационной схемы
Единое управление всей сетью от 110 кВ до потребителя
Сокращение времени передачи команд и информации, ликвидации технологических
нарушений
Централизация ответственности за ОТУ
Формализация подходов к организации оперативно-технологического управления на
всех уровнях
Равномерная загруженность персонала
Усиление контроля за производством и сроками выполнения ремонтных работ
Улучшение взаимодействия оперативного персонала при ликвидации технологических
нарушений
Оптимизация затрат на модернизацию диспетчерских пунктов
Закрепление высококвалифицированного персонала
9

10. Целевая организационная
схема
ЦУС
ОДС
филиала
ДС РЭС
ОДГ РЭС ОДГ ВВР
ПрЭС
Кабельная СПбВС
сеть
ОДГ РЭС ОДГ РЭС
ПрЭС
ОВБ ОВБ ОВБ ОВБ ОВБ
0.4-10 кВ 35-110 кВ 0.4-10 кВ 0.4-10 кВ 35-110 кВ
Операционные функции
10
Неоперационные функции

11. Концепция распределения
оборудования по способу
управления
по Санкт-Петербургу по Ленинградской области
110кВ ОДС управление 110кВ
ЦУС инф.ведение
ЦУС управление
РД управление
35кВ ЦУС ведение 35кВ
ОВБ 35-110 управление ОДС ведение
ОВБ 35-110 управление 6кВ 6кВ
10кВ 10кВ
ЦУС ведение
РД ведение РП РП
РП РП
ДГ р-на управление
ТП ТП ТП
ТП ТП ТП
РКС управление
0,4кВ
0,4кВ
11

12. Инструменты оптимизации
системы оперативно-
технологического
управления
Централизация Техническая Оптимизация Мобильность Специализация
ответственности оснащённость и загрузки бригад оперативного
автоматизация персонала персонала
•Создание 4 • Оснащение ОТУ • Равномерное
центров современными распределение •Обеспечение • Разделение
ответственности средствами зон взаимозаменяемо бригад
контроля и ответственности сти высоковольтной и
•Сокращение
уровней управления • Снижение •Оснащение распределительн
• Автоматизация и среднего времени мобильными ой сети
управления
телемеханизация ликвидации офисами • Единые правила
подстанций и РП технологических распределения
нарушений объектов
12

13. Инструменты оптимизации системы оперативно-
технологического управления
• Создание 4 центров ответственности за все сети Ленэнерго
по территории (Санкт-Петербург, Восток, Юг, Север
Ленинградской области).
• Сокращение уровней управления.
• Оснащение всех уровней ОТУ современными средствами
контроля и управления
(supervisory control and data acquisition, диспетчерское
управление и сбор данных – SCADA, система управления
распределёнными ресурсами при аварийно-
восстановительных работах – СУРР АВР,
геоинформационная система – ГИС).
• Автоматизация и телемеханизация подстанций и
распределительных пунктов (РП).
13

14. Инструменты оптимизации системы оперативно-
технологического управления (продолжение)
• Равномерное распределение зон ответственности между
оперативным персоналом.
• Снижение среднего времени ликвидации технологических
нарушений
• Обеспечение взаимозаменяемости оперативно-выездных
бригад (ОВБ) к оперативному обслуживанию соседних
районов.
• Оснащение бригад ОВБ мобильными офисами.
• Создание раздельных ОВБ по высоковольтной и
распределительной сети.
• Единые правила распределения объектов по центрам
управления сетями.
14

15. Территориальное
разделение зон
ответственности филиалов
после реорганизации
15

16. Распределение
обслуживаемого
оборудования после
реорганизации
Распределение оборудования Распределение оборудования
в управлении/ведении в управлении/ведении
оборудования до реорганизации, после реорганизации,
включая подчиненные ОДГ РЭС включая подчиненные ОДГ РЭС
(в % от общего количества у.е.) (в % от общего количества у.е.)
ЛпЭС; 2,3% НлЭС; 4,2% ОДС ОДС Севера;
ЦУС; 14% Востока; 8%
ЛжЭС; 3,5% ТхЭС; 3,8% 10,3%
ПрЭС; 14%
КнЭС; 4,6%
ВЭС; 8%
ГтЭС; 10%
ОДС Юга;
18,7% ЦУС; 63%
КС; 35%
16

17. Критерии создания
диспетчерских пунктов и
ОВБ 35-110 кВ
Санкт-Петербург 2013 год
5-7 ПС на одну ОВБ • Создание ДП
филиалов с
Время прибытия ОВБ на ПС до 40 минут видеостеной
• Создание ДП
Ленинградская область РЭС
• Создание ГПС
10-14 ПС на одну ОВБ в новой
структуре
Время прибытия ОВБ на ПС до 40 минут
17

18. Модернизация системы
диспетчерских пунктов
Применение
современных
технологий при
модернизации всех
диспетчерских пунктов
ОАО «Ленэнерго»
позволит значительно
повысить качество
обслуживания
абонентов, снизить
аварийность, повысить
надёжность
энергосистемы в
целом
18

19. Технологическая
модернизация системы
SCADA системы
филиалов
SCADA система ЦУС
Система управления распределенными
ресурсами для производства аварийно-
восстановительных Работ 19

20. Целевая модель системы
передачи данных
+OMS система
ОДС Севера ДП ОДГ ДП ОДГ
РЭС РЭС
ДП ОДГ
РЭС
Рабочие Резервные
+OMS система
сервера сервера ОДС Востока
ДП ОДГ
РЭС
Рабочие Резервные
сервера сервера
ДП ОДГ +OMS система
ДП ОДГ
РЭС ЦУС РЭС
Резервные
Рабочие сервера
сервера
+OMS система
ОДС Юга Резервный ЦУС
ДП РЭС
ДП РЭС ДП РЭС
Резервные
Рабочие сервера
сервера
ДП ОДГ
ДП ОДГ РЭС
РЭС
ДП ОДГ
РЭС
20

21. Каналы связи с ЦУС
21

22. Задачи программы
телемеханизации ПС 110,
35 кВ
Организация передачи Организация передачи Мониторинг Передача
информации более чем на информации в Центр более 100000 информации в
10 диспетчерских пунктов управления сетями ОАО параметров режиме on-
ОАО «Ленэнерго» «Ленэнерго» и ЛенРДУ line
Надёжность Управляемость
Повышение наблюдаемости Обеспечение управляемости сетью
Уменьшение среднего времени Удалённое управление
отключения коммутационными аппаратами
Повышение качества
Управление нагрузкой
электроэнергии
22