ksoe.com.ua · Web viewРеалізація проекту дозволить зменшити кількість аварійних відключень ліній електропередач

IІ РОЗДІЛ

Пояснювальна записка

до Інвестиційної програми

ПАТ “Енергопостачальної компанії “Херсонобленерго”

на 2016 інвестиційний рік

119

Обґрунтування розділу

І. Будівництво, модернізація та

реконструкція електричних мереж та

обладнання

120

Об’єкти, включені до Інвестиційної програми, не пов’язані з заходами з приєднання до мереж Товариства нових споживачів та включені відповідно актів оцінки технічного стану.

Реконструкція ПЛ-1 50 кВ

Реконструкція ПЛ-150 кВ «Ках.ГПП-Дудчино»

ПЛ-150 кВ «Ках.ГПП-Дудчино», що знаходиться на ремонтно-експлуатаційному обслуговуванні ПАТ «ЕК«Херсонобленерго», була збудована та введена в експлуатацію у 1965 році. Від даної ПЛ здійснюється електропостачання ПС-150/35 кВ “Дудчино”, “Н.Троицкая”, “Н.Алексеевка”, “Н.Тимофеевка”. Іншим джерелом живлення цього енерговузла є ПЛ-150 кВ “Мелитопольская-Сокологорное-Партизаны тяговая”.

Згідно експертного звіту проміжні залізобетонні опори типу ПБ-150 в кількості 79 шт., проміжні металеві опори типу П6М в кількості 88 шт., а також анкерно-кутові опори різних типів У2М, У4М, У-110-1, У-110-2 в кількості 42 шт. знаходяться в незадовільному стані. Для збільшення пропускної здібності ПЛ, надійності, експлуатаційної і ремонтної безпеки проектом передбачено повна заміна опор, проводів, блискавкозахисного троса і зціпної арматури в зв’язку з фізичним зносом, обумовленим тривалим терміном експлуатації.

В нормальному режимі навантаження не перевищує 400 А, а при аварійному відключенні однієї із ПЛ між Мелітополем та Н.Троїцьким навантаження по ПЛ-150 кВ “Ках.ГПП-Дудчино” перевищує нормативне і збільшується до 650 А.

Початковим пунктом реконструкції ПЛ-150 кВ — портал ПС “ГПП-330 Нова Каховка”, кінцевий пункт — портал ПС-150 кВ “Дудчино”. Переважно установка нових опор передбачено на місці діючих демонтованих опор, за винятком окремих ділянок лінії.

Враховуючи дану ситуацію, планується на 2016 рік виконати другий етап реконструкції, орієнтовно 7 км від загальної довжини ПЛ згідно проектно-кошторисної документації ПЛ із заміною опор, ізоляторів та проводу з АС-185 на провід АС-300. Загальна довжина ПЛ складає 44,9 км.

Загальна вартість реконструкції складе 62 349 тис.грн. Орієнтована вартість другого етапу реконструкції складає 20,941 млн. грн. без ПДВ.

121

Реконструкція ПЛ-0,4 кВз використанням самоутримного ізольованого проводу

Проведення реконструкції ПЛ-0,4 кВ необхідно для зменшення втрат напруги, з метою забезпечення споживачів якісною електричною енергією. Реконструкція передбачає заміну проводу найбільш пошкоджених ділянок (корозія, старіння, зменшення перерізу, ремонт ділянок після обривів) та переключення окремих ділянок для зменшення довжини існуючих ПЛ-0,4 кВ.

Протягом 2016 р. планується виконати роботи з реконструкції ПЛ-0,4кВ, що знаходяться у найбільш незадовільному технічному стані, а саме: 25,83 км на суму 13 403,4 тис.грн. без ПДВ:

Каховський РЕЗ і ЕМ:Реконструкція ПЛ-0,4 кВ від КТП 302 с заміною існуючого проводу на ізольований. Пропонується у рамках Інвестиційної програми 2016 року у зв`язку з морально та технічним старінням елементів повітряної лінії виникла необхідність провести реконструкцію існуючих електромереж ПЛ 0,4 кВ від ТП 302 у Каховському районі. Дана повітряна лінія була побудована у 1976 році та заживлює приватний сектор с. Малокаховка Каховського району, не далеко від районного центру м. Каховка. Дана повітряна лінія заживлює соціально важливі об`єкти, крім того має достаньо багато споживачів приватного сектору у районі перспективної забудови, а деякі її дільниці фідерів мають довжину понад 850 метрів. Розукрупнення існуючої лінії ПЛ 0,4 кВ на 3 нових фідера значно поліпшить ситуацію. З моменту побудови повітряної лінії ніяких розукруплень, перебудов та модернізацій не відбувалися але навантаження щорічно зростає повязаного з забудовою, причому перетин існуючих дротів складає 16 мм., існуючий тип опор на стійках СНВ 1,1 -9,5 та поодинокі випадки на деревяних стояках та одна із головних проблем це відсутність обслуговування повязаного з підїздом спецтехніки.

Також одним з немаловажних аргументівє те,що прогони існуючої лінії складають вище ніж 40 метрів при існуючому перетині 16 мм та, враховувуючи вітрові навантаження в зимовий період призводить до систематичних обривів дротів в прогонах та, як слідство, недовідпуск електричної енергії, що може спричинити соціальну напруженність серед населення. Крім цього неодноразові колективні скарги мешканців у CALL CENTER, даного району підштовхує компанію на проведення координальних змін у заживленні їхніх осель.

Зважаючи на вище викладене та враховуючи соціальну спрямованість ПАТ ЕК Херсонобленерго, пропонується включити даний об`єкт у інвестиційну програму 2016 року. Обсяг реконструкції 4,05 км, загальною вартістю 2100,069 тис.грн

122

ХМЕМ: Реконструкція ПЛ-0,4 кВ від ТП 207 с заміною існуючого проводу на ізольований. Пропонується у рамках Інвестиційної програми 2016 року у звязку з технічно незадовільним станом елементів та відсутністю під'їзду спецтехнікою, провести реконструкцію існуючих електромереж ПЛ 0,4 кВ від ТП 207. Дана повітряна лінія була побудована у 1968 році та заживлює приватний с. Антонівка м.Херсона. З моменту побудови повітряної лінії ніяких розукруплень, перебудов та модернізацій не відбувалися але навантаження щорічно зростає повязаного з забудовою нових більш сучасних будівель, при чому перетин існуючих дротів складає 16 мм., існуючий тип опор на стійках СНВ 1,1 -9,5 та поодинокі випадки на деревяних стояках та одна із головних проблем це відсутність обслуговування повязаного з підїздом спецтехніки. Також одним з вагомих аргументів є те, що прогони існуючої лінії складають вище ніж 37 метрів при існуючому перетині 16 мм та, враховувуючи сезонні кліматичні навантаження в зимовий період призводить до систематичних розривів дротів в прогонах, що у свою чергу призводить до постійної небезпеки оточуючих мешканців в період сильних вітрових навантажень, недовідпуск електричної енергії та створює соціальну напруженність серед населення. Крім цього неодноразові колективні скарги мешканців у CALL CENTER, даного району підштовхує компанію на проведення координальних змін у заживленні їхніх осель. Зважаючи на вище викладене та враховуючи соціальну спямованість ПАТ ЕК Херсонобленерго, пропонується включити даний обєкт у інвестиційну програму 2016 року.

Обсяг реконструкції 5,679 км, загальною вартістю 2773,8 тис.грн

Реконструкція ПЛ-0,4 кВ від ТП 93 с заміною існуючого проводу на ізольований. Пропонується у рамках Інвестиційної програми 2015 року у звязку з морально та технічним старінням елементів повітряної лінії виникла необхідність провести реконструкцію існуючих електромереж ПЛ 0,4 кВ від ЗТП №93. Дана повітряна лінія була побудована у 1967 році та заживлює часний сектор одного з районів м.Херсону — Шуменський. Дана повітряна лінія заживлює соціально важливі обєкти дитячий садок, котельня і значну кількість абонентів приватного сектору. З моменту побудови повітряної лінії ніяких розукруплень, перебудов та модернізацій не відбувалися але навантаження щорічно зростає повязаного з забудовою, при чому перетин існуючих дротів складає 16 мм., існуючий тип опор на стійках СНВ 1,1 -9,5 та поодинокі випадки на деревяних стояках та одна із головних проблем це відсутність обслуговування повязаного з підїздом

123

спецтехніки. Вагомим аргументом є те, що прогони існуючої лінії складають вище ніж 40 метрів при існуючому перетині 16 мм та, враховувуючи сезонні та кліматичні навантаження, призводить до систематичних обривів дротів в прогонах та, що у свою чергу спричиняє недовідпуск електричної енергії та створює соціальну напруженність серед населення.

Крім цього неодноразові колективні скарги мешканців у CALL CENTER, даного району мотивує компанію на проведення координальних змін у заживленні їхніх осель. Зважаючи на вище викладене та враховуючи соціальну спямованість ПАТ ЕК Херсонобленерго, пропонується включити даний об`єкт у інвестпрограму 2016 року.

Обсяг реконструкції 4,7 км, загальною вартістю 2115 тис.грн

Реконструкція ПЛ-0,4 кВ від ТП-253 Ф.№1-3 с заміною існуючого проводу на ізольований. Пропонується у рамках Інвестиційної програми 2016 року у звязку з технічно незадовільним станом елементів провести реконструкцію існуючих електромереж ПЛ 0,4 кВ від ТП 253. Дана повітряна лінія була побудована у 1973 році та заживлює часний сектор одного з стрімко розвиваючих районів м.Херсона, район ''Північний''. З моменту побудови повітряної лінії ніяких розукруплень, перебудов та модернізацій не відбувалися але навантаження щорічно зростає повязаного з забудовою нових більш сучасних будівель, при чому перетин існуючих дротів складає 16 мм. при середньої протяжності фідера 750 метрів, існуючий тип опор на стійках СНВ 1,1 та поодинокі випадки на дерев`яних стояках. Крім цього неодноразові колективні скарги мешканців у CALL CENTER, даного району підштовхує компанію на проведення координальних змін у заживленні їхніх осель. Зважаючи на вище викладене та враховуючи соціальну спрямованість ПАТ ЕК Херсонобленерго, пропонується включити даний обєкт у інвестиційну програму 2016 року.


Реконструкція ПЛ-0,4 кВ ф. № 3від ТП 788 с заміною існуючого проводу на ізольований. Пропонується у рамках Інвестиційної програми 2016 року у звязку з технічно незадовільним станом елементів та відсутністю підїзду спецтехнікою, провести реконструкцію існуючих електромереж ПЛ 0,4 кВ від КТП №788. Дана повітряна лінія була побудована у 1969 році та заживлює приватний сектор с. Зеленівка м.Херсона. З моменту побудови повітряної лінії ніяких розукруплень, перебудов та модернізацій не відбувалися. Селище у цій частині має район перспективної забудови більш сучасними будівлями, як наслідок, навантаження щорічно зростає, при чому перетин існуючих дротів складає 16 мм., існуючий тип опор

124

на стійках СНВ 1,1 -9,5 та поодинокі випадки на деревяних стояках та одна із головних проблем це відсутність обслуговування пов`язаного з підїздом спецтехніки.

Також одним з немаловажних аргументів є те, що прогони існуючої лінії складають вище ніж 40 метрів при існуючій довжині фідерів понад 650м, наявність в одному прогоні подекілька зкруток, та враховувуючи сезонні кліматичні та вітрові навантаження, призводить до систематичних обривів дротів в прогонах та, як слідство, призводить до постійної небезпеки оточуючих мешканців в період сильних вітрових навантажень, недоотпуск електричної енергії та створює соціальну напруженність серед населення. Крім цього неодноразові колективні скарги мешканців у CALL CENTER, даного району підштовхує компанію на проведення координальних змін у заживленні їхніх осель. Зважаючи на вище викладене та враховуючи соціальну спрямованість ПАТ ЕК Херсонобленерго, пропонується включити даний обєкт у інвестиційну програму 2016 року.

Обсяг реконструкції 0,5 км, загальною вартістю 226 тис.грн

Реконструкція ПЛ-0,4 кВ від ТП 200 с заміною існуючого проводу на ізольований. Пропонується у рамках Інвестиційної програми 2016 року у звязку з морально та технічним старінням елементів повітряної лінії виникла необхідність провести реконструкцію існуючих електромереж ПЛ 0,4 кВ від ТП 200. Дана повітряна лінія була побудована у 1966 році та заживлює часний сектор одного з районів м. Херсону ''Східний''. Дана повітряна лінія заживлює соціально важливі об`єкти дитячий садок, артезіанську свердловину, поштове відділення та ряд продовольчих крамниць. Крім того має достаньо багато споживачів приватного сектору — живить аж 13 вулиць, а деякі її дільниці фідерів мають величезну довжину — понад 900 метрів. Розукрупнення існуючої лінії ПЛ 0,4 кВ на 4 нових фідера значно поліпшить ситуацію. З моменту побудови повітряної лінії ніяких розукруплень, перебудов та модернізацій не відбувалися але навантаження щорічно зростає повязаного з забудовою, причому перетин існуючих дротів складає 16 мм., існуючий тип опор на стійках СНВ 1,1 -9,5 та поодинокі випадки на деревяних стояках та одна із головних проблем це відсутність обслуговування повязаного з підїздом спецтехніки.

Також одним з немаловажних аргументівє те,що прогони існуючої лінії складають вище ніж 40 метрів при існуючому перетині 16 мм та, враховувуючи вітрові навантаження в зимовий період призводить до систематичних обривів дротів в прогонах та, як слідство, недовідпуск електричної енергії, що може спричинити соціальну напруженність серед населення. Крім цього неодноразові колективні скарги мешканців у CALL CENTER,

125

даного району підштовхує компанію на проведення координальних змін у заживленні їхніх осель. Зважаючи на вище викладене та враховуючи соціальну спрямованість ПАТ ЕК Херсонобленерго, пропонується включити даний об`єкт у інвестиційну програму 2016 року.

Обсяг реконструкції 5 км, загальною вартістю 3200 тис.грн

Реконструкція ПЛ-0,4 кВ від РП-Причальний Ф.№7 с заміною існуючого проводу на ізольований. Пропонується у рамках Інвестиційної програми 2016 року у звязку з технічно незадовільним станом елементів та відсутністю підїзду спецтехнікою, провести реконструкцію існуючих електромереж ПЛ 0,4 кВ від РП-Причальний . Дана повітряна лінія була побудована у 1977 році та заживлює часний сектор одного з районів м.Херсона, що має перспективу розбудови та збільшення потужності, яка споживається. З моменту побудови повітряної лінії ніяких розукруплень, перебудов та модернізацій не відбувалися але навантаження щорічно зростає повязаного з забудовою нових більш сучасних будівель, при чому перетин існуючих дротів складає 16 мм., існуючий тип опор на стійках СНВ 1,1 -9,5 та поодинокі випадки на деревяних стояках та одна із головних проблем це відсутність обслуговування повязаного з підїздом спецтехніки.

Також одним з немаловажних аргументів є те,що прогони існуючої лінії складають вище ніж 40 метрів при існуючому перетині 16 мм та, враховувуючи вітрові навантаження у зимовий період призводить до систематичних обривів дротів в прогонах та, як слідство, недовідпуск електричної енергії, що у свою чергу викликає соціальну напруженність серед населення. Крім цього неодноразові колективні скарги мешканців у CALL CENTER, даного району підштовхує компанію на проведення координальних змін у заживленні їхніх осель. Зважаючи на вище викладене та враховуючи соціальну спрямованість ПАТ ЕК Херсонобленерго, пропонується включити даний об`єкт у інвестиційну програму 2016 року.


126

Реконструкція КЛ-6(10) кВ

Основна частина кабельних мереж знаходиться в експлуатації від 30 до 50 років, кабельні лінії мають кількість з’єднувальних муфт значно більше допустимого (більше одинадцяти на 1 км). Навантаження на більшості з вказаних КЛ в зимовий період сягають гранично допустимого рівня, при цьому їх технічний стан при збільшенні тривалості експлуатації істотно погіршується. Для забезпечення сталого електропостачання споживачів в 2016 році першочергово необхідно здійснити реконструкцію наступних КЛ-6(10)кВ:

Протягом 2016 р. планується виконати роботи з реконструкції КЛ-6(10)кВ, що знаходяться у найбільш незадовільному технічному стані, а саме: 2, 343 км на суму 2949,32 тис.грн . без ПДВ :

Херсонські МЕМ:1. Реконструкція КЛ 6кВ від ПС Карантина до ТП-769 в м.Херсоні

довжиною 0,83 км на суму 755,3 тис.грн.Дана КЛ прокладена кабелем типу ААШВ 3*120 довжиною 2*0,2 км. КЛ

відпрацювала срок експлуатації і часто пошкоджується, і при пошкодженні споживачі залишаються без електропостачання на період ремонту. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.

2. Реконструкція КЛ 6кВ від ТП-140 до ТП-486 в м.Херсоні довжиною 0,22 км на суму 265,89 тис.грн.

Дана КЛ прокладена кабелем типу ААШВ 3*95 довжиною 0,37 км в 1968 році. На КЛ багаточисельні пошкодження алюмінієвої оболонки в результаті корозії. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 8 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.

3. Реконструкція КЛ 6кВ від ТП-163 до ТП-348 в м.Херсоні довжиною 0,35 км на суму 460,6 тис.грн.

Дана КЛ прокладена кабелем типу АСБ 3*95 довжиною 0,4 км в 1965 році. КЛ відпрацювала срок експлуатації і часто пошкоджується, і при пошкодженні споживачі залишаються без електропостачання на період ремонту. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.

4. Реконструкція КЛ-6 кВ від ТП-160 до ТП-222 в м.Херсоні довжиною 0,343 км на суму 456,5 тис.грн.

Дана КЛ прокладена кабелем типу АСБ 3*70 довжиною 0,35 км, який введено в експлуатацію у 1961 р. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 10 з’єднувальних муфт. Живить центр міста, і при пошкодженні споживачі залишаються без електропостачання на період ремонту. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.

5. Реконструкція КЛ-6кВ від РП Подпольний до ТП-484 в м.Херсоні довжиною 0,534 км на суму 905,3 тис.грн.

Дана КЛ прокладена кабелем типу АСБ 3*120 довжиною 0,5 км, який введено в експлуатацію у 1968 р. КЛ відпрацювала срок експлуатації і часто

127

пошкоджується, і при пошкодженні споживачі залишаються без електропостачання на період ремонту. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.

6. Реконструкція КЛ-6 кВ від ТП-39 до ТП-450 в м.Херсоні довжиною 0,084 км на суму 105,776 тис.грн.

Дана КЛ прокладена кабелем типу АСБ 3*95 довжиною 0,08 км, який введено в експлуатацію у 1961 р. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 6 з’єднувальних муфт. Живить центр міста, і при пошкодженні споживачі залишаються без електропостачання на період ремонту. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.

Реконструкція КЛ-0,4 кВ

Всі кабельні лінії прокладено від ТП до ВРП багатоповерхових житлових будинків. Навантаження на більшості з вказаних КЛ в зимовий період із-за відсутності опалення сягають гранично допустимого рівня, при цьому їх технічний стан при збільшенні тривалості експлуатації істотно погіршується і часто пошкоджуються, частина КЛ пошкоджена і відновленню не підлягають. Всі КЛ мають значну кількість з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів по всім КЛ не передбачено. Для забезпечення сталого електропостачання споживачів в 2016 році першочергово необхідно здійснити реконструкцію наступних КЛ-0,4кВ:

1 , 868 км на суму 2249,685 тис.грн . без ПДВ :

1.Реконструкція КЛ-0,4 кВ від ТП-44 до ПЛ-0,4 по вул.К.Маркса в м.Херсоні довжиною 0,095 км на суму 259,117 тис.грн. Дана КЛ прокладена кабелем типу АВВГ 3*185+1*95 довжиною 0,15 км, який введено в експлуатацію у 1979 р. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 8 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.

2. Реконструкція КЛ-0,4 кВ від ТП-500 до насосної в м.Херсоні довжиною 0,156 км на суму 176,937 тис.грн. Дана КЛ прокладена кабелем типу ААШВ 3*240 довжиною 0,08 км, який введено в експлуатацію у 1980 р. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 6 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено. 3. Реконструкція двох КЛ-0,4 кВ від ТП-842 до ж/б 91 по вул.Ілліча в м.Херсоні довжиною 0,165 км на суму 185,246 тис.грн Вказані КЛ прокладені кабелем типу ААБ 3*95 довжиною 2*0,11 км, які введено в експлуатацію у 1977 р. на КЛ багаточисельні пошкодження алюмінієвої оболонки в результаті корозії. КЛ знаходяться в незадовільному технічному стані, налічують 10 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.

128

4. Реконструкція двох КЛ-0,4 кВ від ТП-408 до ЦТП-62 в м.Херсоні довжиною 2*0,242 км на суму 387,18 тис.грн Вказані КЛ прокладені кабелем типу ААШВ 3*120 довжиною 2*0,242 км, які введено в експлуатацію у 1989 р. на КЛ багаточисельні пошкодження алюмінієвої оболонки в результаті корозії. КЛ знаходяться в незадовільному технічному стані, налічують 14 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.5. Реконструкція КЛ-0,4 кВ від ТП-411 до ПЛ-0,4 по вул.Безроднього в м.Херсоні довжиною 0,311 км на суму 262,566 тис.грн. Дана КЛ прокладена кабелем типу ААШВ 3*120 довжиною 0,311 км, який введено в експлуатацію у 1989 р. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 9 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.6. Реконструкція двох КЛ-0,4 кВ від ТП-548 до ж/б 4 по вул.Старостина в м.Херсоні довжиною 2*0,057 км на суму 109,763 тис.грн Вказані КЛ прокладені кабелем типу ААБ 3*95 довжиною 2*0,057 км, які введено в експлуатацію у 1982 р. на КЛ багаточисельні пошкодження алюмінієвої оболонки в результаті корозії. КЛ знаходяться в незадовільному технічному стані, налічують 8 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.7. Реконструкція КЛ-0,4 кВ від ТП-686 до ж/б 5 по вул.Репина в м.Херсоні довжиною 0,205 км на суму 195,578 тис.грн. Дана КЛ прокладена кабелем типу АПВБ 3*70+1*25 довжиною 0,205 км, який введено в експлуатацію у 1974 р. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 5 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.8. Реконструкція КЛ-0,4 кВ від ТП-260 до школи № 25 в м.Херсоні довжиною 0,144 км на суму 183,069тис.грн. Дана КЛ прокладена кабелем типу ААБ 3*70 довжиною 0,144 км, який введено в експлуатацію у 1966 р. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 5 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.9. Реконструкція КЛ-0,4 кВ від ТП-282 до ПЛ-0,4 по вул.Фурманова в м.Херсоні довжиною 0,151 км на суму 129,154 тис.грн. Дана КЛ прокладена кабелем типу ААШВ 3*120 довжиною 0,185 км, який введено в експлуатацію у 1964 р. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 8 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.10. Реконструкція КЛ-0,4 кВ від ТП-758 до ПЛ-0,4 по вул.Луговая в м.Херсоні довжиною 0,123 км на суму 134,348 тис.грн. Дана КЛ прокладена кабелем типу ААШВ 3*120 довжиною 0,123 км, який введено в експлуатацію у 1972 р. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 8 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.

129

11. Реконструкція КЛ-0,4 кВ від ТП-255 до ж/б 13 по вул.Порт Елеватор в м.Херсоні довжиною 0,144 км на суму 102,543 тис.грн. Дана КЛ прокладена кабелем типу ААБ 3*95 довжиною 0,144 км, який введено в експлуатацію у 1965 р. КЛ знаходиться в незадовільному технічному стані, налічує 7 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.12. Реконструкція двох КЛ-0,4 кВ від ТП-601 до ж/б 6 по Бериславскому шосе в м.Херсоні довжиною 2*0,076 км на суму 124,183 тис.грн Вказані КЛ прокладені кабелем типу ААШВ 3*95 довжиною 2*0,076 км, які введено в експлуатацію у 1973 р. на КЛ багаточисельні пошкодження алюмінієвої оболонки в результаті корозії. КЛ знаходяться в незадовільному технічному стані, налічують 11 з’єднувальних муфт. Збільшення потужності приєднаних споживачів не передбачено.

130

Модернізація ПЛ-0,4 кВ Техніко-економічне обґрунтування впровадження заходів з виносу

обліків на фасади житлових будинків проблемних побутових абонентів з заміною вводу на самоутримний ізольований дріт

Реконструкцію вводів в житлові будинки споживачів в рамках інвестиційної програми планується проводити під час здійснення реконструкції ПЛ-0,4кВ. При цьому одночасно з реконструкцією ПЛ проводиться переобладнання ввідного пристрою з встановленням ізольованого самоутримного вводу та виносної ввідної шафи на фасаді будинку. Запланована кількість реконструкцій вводів складає 1500 шт. однофазних та 200 шт. трифазних, що становить 1432 тис. грн. без ПДВ.

Реалізація проекту дозволить зменшити кількість аварійних відключень ліній електропередач 0,4кВ, підвищить якість електричної енергії яка постачається споживачам, зменшить технологічні втрати електроенергії в електромережах та підвищить рівень корисного відпуску та реалізації електричної енергії населенню. Реалізація проекту вирішить декілька проблемних питань:1. Підвищиться надійність роботи ПЛ-0,4 кВ в результаті унеможливлення коротких замикань на вводах. 2. Зменшаться експлуатаційні витрати на розчистку трас та інше.3. Забезпечується безпечне обслуговування вводів експлуатаційним персоналом та підвищується безпека для населення і тварин.4. Зменшуються витрати електроенергії за рахунок зменшення реактивного опору лінії та втрати при замиканнях на ввідному пристрої.5. Зробить неможливим безоблікове користування електроенергією шляхом накидів на ввід.

При виконанні робіт з реконструкції однофазного вводу на ПЛ-0,4кВ виконаної голим дротом: плашкові затиски для приєднання вводу до ПЛ типу ПА-1-01 2 шт.; 25 метрів самоутримного ізольованого дроту типу AsXSn 2*16 ; натяжний пристрій GUK P2 для самоутримного ізольованого дроту 2 шт., гак монтажний S-12 з дюбелем, ввідна шафа (контейнер) із пластмаси з однополюсним автоматичним вимикачем (16 А) та комплектом метизів для кріплення шафи та кабелю (гофротруби), 5 метрів кабелю силового АВВГ 2*6, 3 метри гофротруби діаметром 25мм.Загальні витрати на один ввід: 774 грн. без ПДВ. Всього планується витратити 0,774 тис. грн. х 1570 шт. = 1215,18 тис. грн. без ПДВ.

При виконанні робіт з реконструкції трифазного вводу на ПЛ-0,4кВ виконаної голим дротом: плашкові затиски для приєднання вводу до ПЛ типу ПА-1-01 4 шт.; 25 метрів самоутримного ізольованого дроту типу AsXSn 4*16; натяжний пристрій GUK P4 для самоутримного ізольованого дроту 2 шт., гак монтажний S-12 з дюбелем, ввідна шафа (контейнер) із пластмаси з триполюсним автоматичним вимикачем (10А) та комплектом метизів для кріплення шафи та кабелю (гофротруби), 5 метрів кабелю силового АВВГ 4*6; 3 метри гофротруби діаметром 32мм. Загальні витрати на один ввід: 1355 грн.

131

без ПДВ. Всього планується витратити 1,355 тис. грн. х 200 шт. = 271 тис.грн. безПДВ.

Модернізація та реконструкція ТП 10 кВЗаміна силових трансформаторів

На сьогодняшній день трансформаторний парк ПАТ„ЕК „Херсонобленерго” дуже зношений, строк експлуатації трансформаторів сягає 40 років і більше, компанія постійно проводить часткове переоснащення парку, шляхом виконання заміни зношених елементів силових трансформаторів. Але зважаючи на те, що кількість дефектних трансформаторів сягає більше ніж 25 відсотків, компанія налаштована провести закупівлю у 2016 році силових трансформаторів у кількості 50 штук на загальну суму 4412,789 тис.грн.

Цюрупинський РЕЗ і ЕМ:1. КТП -74 (інв. 023372) — трансформатор силовий ТМ 160 кВА, 10/0,4

кВ, 1972 року виготовлення, живить населення с. Підлісне ( 42 абоненти та артезіанську свердловину). Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений.Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.2. КТП -314 (інв. 006808) — трансформатор силовий ТМ 160 кВА, 10/0,4

кВ, 1970 року виготовлення, живить населення с. Раденськ ( 81 абонент та артезіанську свердловину). Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений та відсутній перемикач ПБВ.Протоколи вимірів додаються.


кВ, 1975 року виготовлення, живить населення с. Виноградове ( 93 абоненти та денний стаціонар відділення лікарні). Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений. Протоколи вимірів додаються.


кВ, 1973 року виготовлення, живить населення с. Абрикосівка ( 79 абонентів, денний стаціонар відділення лікарні та газорозподільний пункт ). Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.5. ЗТП -80 (інв. 006646) — трансформатор силовий ТМ 400 кВА, 6/0,4

кВ, 1978 року виготовлення, живить населення м. Цюрупинська ( 235 абонентів, продуктовий магазин). Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.Н.Каховський РЕЗ і ЕМ:

132

6. КТП -507 (інв. 002416) — трансформатор силовий ТМ 400 кВА, 10/0,4 кВ, 1981 року виготовлення, живить населення с. Змієвка, Бериславського району, ( 135 абонентів, продуктовий магазин, Адмінбудинок селищної ради). Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.7. ЗТП -183, 2Т (інв. 014830) — трансформатор силовий ТМ 400 кВА,

10/0,4 кВ, 1980 року виготовлення, живить населення м. Нова Каховка, мкр. ''Центральна Основа'', амбулаторне відділення, дитячий садок, два п'ятиповерхових будинка. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


6/0,4 кВ, 1980 року виготовлення, живить населення м. Нова Каховка, центральну частину, ДОСААФ,МРЕО ДАІ, два п'ятиповерхових будинка. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.9. КТП -130, 2Т (інв. 014871) — трансформатор силовий ТСМА 250

кВА, 10/0,4 кВ, 1970 року виготовлення, іноземного виробництва, живить побутових споживачів с. Дніпряни по вул. Садова, К. Маркса, Шевченко, Дніпрянську селищну раду . Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений,різниця оммічного опору складає 50%, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.10. ЗТП -59, (інв. 014738) — трансформатор силовий ТМ 630 кВА,

10/0,4 кВ, 1979 року виготовлення, іноземного виробництва, живить побутових споживачів м. Н.Каховка. Заживлює будинки мкр. Сокіл, навчальний заклад — університет ''Україна'', медичні заклади, дитячий садок.

Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений,різниця оммічного опору складає 20%, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.Чаплинський РЕЗ і ЕМ:11. КТП -329, (інв. 013723) — трансформатор силовий ТМ 160 кВА,

10/0,4 кВ, 1983 року виготовлення, живить побутових споживачів у с. Кудряве, дитячий садок, Артезіанська свердловина.

Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений,різниця оммічного опору складає 20%, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.12. КТП -347 (інв. 013862) — трансформатор силовий ТМ 250 кВА,

133

10/0,4 кВ, 1970 року виготовлення, живить населення с. К.Володимирівка ( 87 абонентів, школа, дитячий садок). Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений та відсутній перемикач ПБВ.Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1977 року виготовлення, живить населення с. Мирне ( 187 абонентів, відділення ПАТ Херсонгаз). Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений та відсутній перемикач ПБВ.Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1980 року виготовлення, живить населення с. Приморське ( 47 абонентів, продуктовий магазин). Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений та відсутній перемикач ПБВ.Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1987 року виготовлення, живить населення с. Ставки ( 27 абонентів, відділення, Комунальне підприємство ''Преображенка''). Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений та відсутній перемикач ПБВ.Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.Івановський РЕЗ і ЕМ:16. КТП -156, (інв. 011643) — трансформатор силовий ТМ 250 кВА,

10/0,4 кВ, 1981 року виготовлення, живить населення c Українське, Іванівського району, Населення 33 абоненти. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.17. КТП -347, (інв. 011773) — трансформатор силовий ТМ 100 кВА,

10/0,4 кВ, 1972 року виготовлення, живить населення пгт. Іванівка, Населення 56 абонентів. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

18. КТП -75, (інв. 011585) — трансформатор силовий ТМ 160 кВА, 10/0,4 кВ, 1981 року виготовлення, живить населення пгт. Іванівка, Населення 105 абонентів, комунхоз. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

19. КТП -8, (інв. 012163) — трансформатор силовий ТМ 100 кВА, 10/0,4 кВ, 1982 року виготовлення, живить населення пгт. Н.Сірогози, Населення 33 абонента, Дитячий садок. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН,

134

відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.20. КТП -198, (інв. 012358) — трансформатор силовий ТМ 100 кВА,

10/0,4 кВ, 1982 року виготовлення, живить населення пгт. Н.Сірогози, Населення 63 абонента, Артезіанська свердловина. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Генічеський РЕЗ і ЕМ:21. КТП -770 (інв. 008882) — трансформатор силовий ТМ 160 кВА,

10/0,4 кВ, 1956 року виготовлення, живить населення с. Генічеська Гірка, живить 58 абонентів побутового сектору, продуктовий магазин. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.22. ЗТП -832 (інв. 009074) — трансформатор силовий ТМ 160 кВА,

10/0,4 кВ, 1968 року виготовлення, живить населення с. Фрунзе, живить 28 абонентів побутового сектору, ЗОШ. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.23. КТП -021а (інв. 008959) — трансформатор силовий ТМ 250 кВА,

10/0,4 кВ, 1979 року виготовлення, живить населення м. Генічеська, 198 абонентів побутового сектору. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1981 року виготовлення, живить населення м. Генічеська, 306 абонентів побутового сектору. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1980 року виготовлення, живить населення с. Сокологорне, 26 абонентів побутового сектору. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1978 року виготовлення, живить населення с. Н.Григор'ївка, 23 абонентів побутового сектору. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.

135

Голопристанський РЕЗ і ЕМ:27. КТП -186 (інв. 004550) — трансформатор силовий ТМ 63 кВА, 10/0,4

кВ, 1973 року виготовлення, живить населення с. Стара Збур'ївка, 77 абонентів побутового сектору. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1978 року виготовлення, живить населення с. Малі Копані, 83 абонентів побутового сектору. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1988 року виготовлення, живить населення с. Залізний Порт, 17 абонентів побутового сектору, ЗОШ. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1981 року виготовлення, живить населення м. Гола Пристань, 47 абонентів побутового сектору. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1978 року виготовлення, живить населення м. Гола Пристань, 37 абонентів побутового сектору, . Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.Високопільський РЕЗ і ЕМ:32. КТП -52 (інв. 005340) — трансформатор силовий ТМ 160 кВА, 10/0,4

кВ, 1978 року виготовлення, живить населення с. Золота балка, Н. Воронцовського району, заживлює 67 абонентів побутового сектору, . Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


кВ, 1975 року виготовлення, живить населення с. Золота балка, Н. Воронцовського району, заживлює 61 абонент побутового сектору, аптека, магазин. . Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач

136

ПБВ. Протоколи вимірів додаються.Збільшення потужності не передбачено.34. КТП -97 (інв. 005270) — трансформатор силовий ТМ 160 кВА, 10/0,4

кВ, 1975 року виготовлення, живить населення с. Нововоскресенівка, Н. Воронцовського району, заживлює 53 абонента побутового сектору. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


кВ, 1975 року виготовлення, живить населення с. Любимівка, Н. Воронцовського району, заживлює 73 абонента побутового сектору, майстерня. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


кВ, 1975 року виготовлення, живить населення с. Новомиколаївка, Високопільського району, заживлює 61 абонент, побутового сектору. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


кВ, 1979 року виготовлення, живить населення смт. Високопілля, заживлює 62 абонента, побутового сектору, школа інтернат. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.38. ЗТП -17 (інв. 003257) — трансформатор силовий ТМ 250 кВА, 10/0,4

кВ, 1985 року виготовлення, живить населення смт. Олександрівка, заживлює 62 абонента, побутового сектору, ЗОШ. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1985 року виготовлення, живить населення смт. Олександрівка, заживлює 72 абонента. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


кВ, 1984 року виготовлення, живить населення с. Нова Калуга, заживлює 55 абонентів. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір

137

обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено. Скадовський РЕЗ і ЕМ:41. КТП -806 (інв. 023156) — трансформатор силовий ТМ 100 кВА,

10/0,4 кВ, 1965 року виготовлення, живить населення смт. Лазурне, заживлює 65 абонентів. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній перемикач ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1985 року виготовлення, живить населення м. Скадовськ, заживлює 11 абонентів та Скадовську ЗОШ №1. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1972 року виготовлення, живить населення с. Гостроподолянське, заживлює 137 абонентів, Артезіанська свердловина. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1971 року виготовлення, живить населення с Новомиколаївка, заживлює 37 абонентів та Центральний ток по переробці та зберіганню зерна. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.ХМЕМ:45. ЗТП -330, 2Т (інв. 018093) — трансформатор силовий ТМ 630 кВА,

6/0,4 кВ, 1979 року виготовлення, живить населення м. Херсону, заживлює 137 абонентів та Діагностичний медичний центр. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


10/0,4 кВ, 1989 року виготовлення, живить населення м. Херсону, заживлює три багатоповерхівки. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.47. КТП -204, (інв. 018124) — трансформатор силовий ТТU 400 кВА,

6/0,4 кВ, 1962 року виготовлення, живить населення м. Херсону, район

138

Антонівки, заживлює 211 абонентів, Артезіанську свердловину. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній ПБВ. Протоколи вимірів додаються.


6/0,4 кВ, 1972 року виготовлення, живить населення м. Херсону, заживлює 61 абонент, ЗОШ, дитячий садок. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.49. ЗТП -274, (інв. 017800) — трансформатор силовий ТТU 315 кВА,

6/0,4 кВ, 1963 року виготовлення, живить населення м. Херсону, заживлює 161 абонент, ЗОШ, дитячий садок, дві багатоповерхівки. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.50. ЗТП -242, (інв. 017795) — трансформатор силовий ТМ 400 кВА,

6/0,4 кВ, 1973 року виготовлення, живить населення м. Херсону, заживлює 101 абонент, Артезіанська свердловина, три багатоповерхівки. Оскільки він не відповідає нормам подальшої експлуатації, опір обмоток ізоляції занижений, пошкоджені шпильки НН, відсутній ПБВ. Протоколи вимірів додаються.

Збільшення потужності не передбачено.Всього на заміну трансформаторів планується витратити 3750 тис.грн.

Реконструкція ПС 150, 35 кВ

Реконструкції ВРП-35 с заміною масляних вимикачів на вакуумні на ПС 35/10 кВ «Северная»

Підстанція 35/10 кВ “Северная” була введена до експлуатації у 1962 році , від якої живляться споживачі ІІ категорії. На стороні 35 кВ встановлено вимикачі типу С-35/630 1962 року випуску, які мають низький механічний і комутаційний ресурс. Враховуючи значний знос під час довготривалої експлуатації більшість вузлів та елементів потребують заміни. Середня вартість проведення капітального ремонту одного вимикача з урахуванням вартості заміни запчастин на сьогоднішній день становить близько 35 тис.грн. при міжремонтному періоді - 3 роки, а на технічне обслуговування та поточний ремонт одного вимикача 35 кВ, щорічно витрачається близько 8,86 тис.грн.

Крім того, через простій устаткування в ремонті як мінімум 3 доби, зростають втрати при передачі електроенергії, зв'язані з перезаживленням споживачів за радіальними мережами 6-10 кВ. Вакуумні вимикачі не вимагають технічного обслуговування протягом 15 років. Їх впровадження дозволить значно знизити витрати на аварійно-

139

відновлювальні й експлуатаційні роботи. Планується зробити заміну масляних вимикачів 35 кВ на вакуумні в

кількості 2 шт. , а також монтаж трансформаторів струму 35 кВ на стійках УСО з заміною та прокладанням нових кабелів вторинних ланцюгів РЗА кожного приєднання.

Вартість витрат на реконструкцію приблизно складе 1700,000 тис.грн.

ПС 35/6 кВ "Кошевая".Заміна масляних вимикачів на вакуумні 10 кВУ 2016 р. На ПС 35/6кВ "Кошевая" передбачається заміна 2 шт. масляних

вимикачів ВК-10/630 1975 року випуску на вакуумні вимикачі 10кВ.Встановлені в даний час масляні вимикачі типу ВК-10/630 сильно

зношені , ремонтний запас запчастин до них цілком відсутній, тому що вимикачі зняті з виробництва. З огляду на ці фактори, устаткування має сильну пошкоджуваність, викиди газо-масляної суміші при аварійних відключеннях приводять до розвитку аварії, при цьому крім вимикача ушкоджується інше обладнання комірки.

Проведення відновлювального ремонту вимикачів та викатних елементів економічно недоцільне, так як необхідна заміна як електротехнічного обладнання, так і окремих деталей викатного елементу.

Враховуючи технічний стан вимикачів на ПС 35/6 кВ "Кошевая", з метою підвищення надійності електропостачання та безпеки експлуатації обладнання, керуючись вимогами ПУЕ, ПАТ”ЕК„Херсонобленерго” планує виконати заміну 2 масляних вимикачів типу ВК-10/630 на більш сучасні вакуумні вимикачі.

Вартість придбання вакуумних вимикачів приблизно cкладе 200 тис. грн.

Створення комплексу для автоматичної реєстрації перерв в електропостачанні фідерів ПС 35 кВ ПАТ «ЕК «Херсонобленерго»

(І I етап 19 ПС-35 кВ )

Постановою НКРЕ №1015 від 25.07.2011 «Про затвердження форм звітності № 11-НКРЕ та № 12-НКРЕ було започатковано проведення моніторингу показників якості послуг з електропостачання. На основі даних моніторингу мають бути визначені цільові показники якості послуг для запровадження стимулюючого регулювання, у зв’язку з чим постає проблема підвищення вимог до достовірності даних, отриманих у результаті моніторингу. Зокрема, необхідно забезпечити точну реєстрацію початку перерв в електропостачанні, що на сьогоднішній день в Компанії неможливе через відсутність в достатньої кількості відповідних технічних засобів телемеханіки.

У ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” до 2004 року з використанням різноманітних комплексів телемеханіки (УТК-1, УТМ-7, ТМ-800 та КП Гранит) з 18 підстанцій 150 кВ та 198 підстанцій 35 кВ було телемеханізовано тільки 15 ПС-150 кВ. Починаючи з 2004 року у рамках „Проекту модернізації та розвитку

140

автоматизованої системи диспетчерського та технологічного управління (АСДТУ) компанії ВАТ „ЕК “Херсонобленерго”, який визначає мету, послідовність та порядок побудови АСДТУ, розпочато перший етап комплексної телемеханізації підстанцій ПС-150 кВ та 35 кВ що передбачає проведення робіт з комплексної телемеханізації 11 підстанцій 150 кВ та 15 підстанцій 35 кВ які розташовані у м.Херсон. У рамках реалізації першого етапу Проекту, виконано робіт з комплексної телемеханізації 3 підстанцій 150 кВ («ХНПЗ», «Виноградово» та «Цюрупинская»), дві останні взагалі не були телемеханізовані та 4 підстанцій 35 кВ («Комсомольская», «Текстильная», «Северная» та «Днепровская»), що забезпечують енергопостачання крупних житлових районів м. Херсону. Також у рамках першого етапу виконано робіт з розробки проектів телемеханізації 3 підстанцій 150 кВ («Н-Троицкая», «Трифоновка» та «Чулаковская»), це остання підстанція 150 кВ що взагалі не телемеханізована та 3 підстанцій 35 кВ («Кошевая», «Очистные сооружения та «Консервная»).

Зважаючи на вказане, Компанією розроблено план заходів по створенню системи автоматичної реєстрація перерв в електропостачанні, що забезпечить реєстрацію та миттєве отримання інформації про факт та термін відключення. Оперативне надходження цієї інформації до диспетчерських служб, забезпечить ліквідацію аварійних відключень в щонайскоріші терміни та створить можливість оперативного надання інформації про відключення абонентам через операторів Кол-центру, що забезпечить зниження соціальної напруги в суспільстві та збільшить суспільний ефект від впровадження цієї системи.

Згідно проведеного аналізу оснащеності засобами телемеханіки на підстанціях ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» сформована кількість підстанцій 154, 35 кВ та їх вводів, з яких потрібно додатково забезпечити надходження інформації про положення вимикача до системи автоматичної реєстрація перерв в електропостачанні:

Кількість вводів що потрібно задіяні в системі автоматичної реєстрації перерв, шт.

Підстанцій 154 кВ – 14 шт. Підстанцій 35 кВ – 194 шт.

Вводів 154 кВ 26 0

Вводів 35 кВ 67 415

Вводів 6-10 кВ 119 1012

По підстанціям: 212 1427

Ітого: 1639

141

Зважаючи на значну кількість не телемеханізованих підстанції 35 кВ, передбачено провести їх комплексну телемеханізацію у два етапа.

На першому етапі створити на цих підстанціях систему автоматичної реєстрація відключень обладнання та перерв в електропостачанні, що забезпечить реєстрацію та миттєве отримання інформації про факт та термін відключення обладнання, інформацію про струмове навантаження та напругу на секції шин вводів трансформаторів та видачу попереджувальної сигналізації замикання на землю у мережі 6/10 кВ, силового трансформатору та охорони периметру підстанцій. Оперативне надходження цієї інформації до диспетчерських служб, забезпечить можливість направлення у щонайскоріший термін оперативної бригади, що дозволить локалізувати аварійне відключення та створить можливість оперативного надання інформації про відключення абонентам через операторів Кол-центру, тим самим забезпечить зниження соціальної напруги в суспільстві та збільшить суспільний ефект від впровадження цієї системи.

Другий етап телемеханізації підстанції 35 кВ проводиться при реконструкції або заміні силового обладнання підстанції (заміна масляних вимикачів на вакуумі, виконання робіт з підключення нових споживачів, комплексна реконструкція підстанції). При цьому до наявних засобів телемеханіки підключається додаткове обладнання: вимірювальні перетворювачі, що встановлені в комірках, прокладаються додаткові контрольні кабелі для забезпечення телеуправління та телесигналізації.

Таким чином контрольований пункт (КП) телемеханіки, що встановлюється на першому етапі повинен забезпечити можливість функціонального нарощування (телевимірювання та телеуправління) та розширення кількості телесигналів.

У рамках виконання цієї концепції створення комплексу для автоматичної реєстрації перерв в електропостачанні фідерів ПС 35 кВ ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» на I етапі у 2014 -2015 роках виконано роботи зі встановлення 14 комплектів обладнання телемеханіки на базі контролеру «СКАТ ТМ РПЕ» ТОВ “ОАСУ Енерго” для фіксації аварійних відключень обладнання та перерв в електропостачанні підстанціях 35 кВ ХМЕМ ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” та проведення робіт з програмної доробки оперативно — інформаційного комплексу ОІК СКАТ, що встановлено у ХМЕМ.

Таблиця.1

№ з/п Назва підстанції

Од. вим

Кіль. вводів напругою

35 кВ

Кіль. вводів

напругою

10/6 кВ

Загальна кількість

вводів

Кіль. ТВ по вводам трансформаторів10/6 кВ

Кіль. ТС аварійної

сигналізації трансформат

орів10/6 кВ

1 ПС-35 кВ "Кошевая" шт 2 21 23 5 9

2 ПС-35 кВ "Сухарная" шт 2 19 21 5 9

142

3 ПС-35 кВ "Киндийская" шт 3 20 23 5 9

4 ПС-35 кВ "Консервная" шт 2 25 27 5 9

5 ПС-35 кВ "Дзержинская" шт 2 21 23 5 9

6 ПС-35 кВ "Заводская" шт 2 21 23 5 9

7ПС-35 кВ "Строительная" шт 2 17 19 5 9

8 ПС-35 кВ "Островная" шт 2 15 17 7 9

9 ПС-35 кВ "Бетонверфь" шт 2 17 19 7 9

10 ПС-35 кВ "Антоновская" шт 3 6 9 7 9

11ПС-35 кВ "Оч. Сооружения" шт 6 18 24 9 9

12 ПС-35 кВ "МИС" шт 4 14 18 7 9

13ПС-35 кВ "Камышанская" шт 2 6 8 4 9

14 ПС-35 кВ "ТОК" шт 2 13 15 7 9

Ітого по ПС 35 кВ: шт 36 233 269 83 126

На першому етапі реалізації цієї концепції у 2014-2015 році ТОВ “ОАСУ Енерго” виконано робіт зі встановлення на 14 підстанціях 35 кВ ХМЕМ ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” комплектів обладнання для фіксації та передачі даних про положення вимикачів, на загальну суму – 803,1 тис грн без ПДВ.

Згідно розробленої у Компанії концепції зі створення Системи автоматичної реєстрація перерв в електропостачанні передбачено поетапне її розширення, за допомогою встановлення на ПС-35 кВ апаратно-програмних комплексів реєстраторів відключень та відповідну доробку наявного в компанії Оперативно — інформаційного комплексу ОІК СКАТ Енерго.

Наступним етапом у забезпеченні засобами телемеханіки підстанції 35 кВ у 2016 році, є створення системи автоматичної реєстрація аварійних відключень обладнання та перерв в електропостачанні крупних районних центрів Херсонської області, а саме м. Херсон, м.Берислав, м. Каховки, м. НоваКаховка, м. ГолаПристань, м. Цюрупинськ, м. Генічеськ, м. Скадовськ та поселки районних центрів Білозерка, В.Олександрівка, Н.Воронцовка, В.Лепетиха, В.Рогачик, Іванівка, Горностаївка, Н.Сірогози. Також в 2016 році буде розпочато у Компанії розбудову радіомережі передавання даних зі встановленням у всіх РЕЗ відповідного каналоутворювального обладнання радіозв'язку.

Згідно розробленої Концепції побудови системи автоматичної реєстрація перерв в енергопостачанні ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” цифрові реєстраторі перерв повинні забезпечить реєстрацію та миттєве отримання інформації про факт та термін відключення фідерів, надавати інформацію про струмове навантаження вводів трансформаторів та напругу на секції шин, а також видачу

143

попереджувальної сигналізації замикання на землю у мережі 6/10 кВ та газового захисту силових трансформаторів підстанцій. Це реалізується шляхом використання безпосередньо контактів вимикачів відповідних приєднань, а у якості джерел інформації планується використовувати багатофункціональні вимірювальні перетворювачі, що встановлено на вводах трансформаторів 10 (6) кВ та мають 485-інтерфейс передавання даних. Апаратні можливості контроллеру дозволяють при виконанні відповідної програмної доробці підключати додаткові модулі телесигналізації, багатофункціональні перетворювачі та електронні прилади обліку.

В якості реєстраторів перерв в електропостачанні передбачається використовувати запропоновані ТОВ “ОАСУ Енерго” контролер «СКАТ ТМ РПЕ» який виконує наступні функції:

постійний автоматичний збір інформації про стан силового обладнання, шляхом використання безпосередньо контактів вимикачів відповідних приєднань;

надавати інформацію про струмове навантаження вводів трансформаторів та напругу на секції шин, а також видачу попереджувальної сигналізації замикання на землю у мережі 6/10 кВ та газового захисту силових трансформаторів підстанцій;

автоматичну передачу всієї інформації з мітками часу на вищестоящий рівень керування;

автоматичну синхронізацію внутрішнього годинника по сигналах зовнішнього джерела.

Загальні технічні характеристики контролера «СКАТ ТМ РПЕ» приведені в таблиці №3.

Таблиця №3Параметр Значення

Кількість сигналів ТС (РПЕ-01),шт до 15Кількість сигналів ТС (РПЕ-02),шт до 30Кількість сигналів ТС (РПЕ-03),шт до 45Тип інтерфейсу модулю вводу RS-485Кількість комунікаційних портів:

Ethernet: 2RS-232/RS-485: 2

Протоколи обміну, що підтримуються:

для обміну з модулем вводуModbus RTU

IEC 60780-5-103IEC 60780-5-101 (небалансний)

144

для ретрансляції IEC 60780-5-104IEC 60780-5-101 (небалансний)

Час автономної роботи при перебоях напруги живлення не більш, годин (для РПЕ з акумуляторними батареями)

1

Напруга живлення, В 100-250VAC або 100-250VDCСпоживана потужність не більш, Вт 25Робочий інтервал температур, °С від -30 до 60

РПЕ здійснює зберігання історії роботи РПЕ та пристроїв, історії ТС (до 200 подій).

РПЕ здійснює обмін інформацією з вищестоящим рівнем керування з використанням протоколів IEC 60780-5-101, IEC 60780-5-104 (сервер).

В рамках інвестиційної програми 2016 року передбачено продовження виконання робіт зі створення Системи автоматичної реєстрація перерв в електропостачанні та в рамках II етапу встановити на 15 підстанціях 35 кВ та 4 розподільчих пунктах 10 кВ ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” (таблиця 3) комплектів обладнання реєстраторів, що забезпечать реєстрацію та миттєве передачу інформації про факт та термін відключення обладнання, інформацію про струмове навантаження та напругу на секції шин вводів трансформаторів та видачу попереджувальної сигналізації замикання на землю у мережі 6/10 кВ, силового трансформатору та охорони периметру підстанцій.

Таким чином на протязі 2016 року в межах Інвестиційної програми передбачається виконати встановлення обладнання для автоматичної реєстрації перерв в електропостачанні та проведення робіт з програмної доробки оперативно — інформаційного комплексу ОІК СКАТ 15 підстанціях 35 кВ та 4 розподільчих пунктах 10 кВ ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” на загальну суму 1800,00 тис грн. (без ПДВ).

№№

Найменування обладнання та витрат Од. вимір. Кіль-

кість

Ціна (тис.грн.без ПДВ)

Сума (тис.грн.без ПДВ)

1.

Створення комплексу для автоматичної реестрації перерв в електропостачанні фідерів 19 ПС 35 кВ та РП 10 кВ (II етап)

комплекс 1 2696,72 2696,72

ВСЬОГО: 2696,72

145

Заміна високовольтних вводів 150 кВ на силовому трансформаторі 3Т на ПС-150/35/10кВ "ГНС-КОС"

У 2016 році на ПС-150/35/10кВ "ГНС-КОС" передбачається заміна вводів високовольтних типу ГМТА -45-220 на високовольтні вводи 220 кВ типу ЕТFt 1050-252-200D E7,2 201 на силовому трансформаторі 3Т типу ТРДН-63000/150 (1986 року випуску) , у кількості 3 шт.

Встановленні в даний час високовольтні вводи мають граничні значення за результатами виміру або перевищують їх. Також дані вводи мають місця розгерметизації що веде до постійного витоку масла у бак трансформатора. У зв'язку з неможливістю виконання ремонту у межах компанії та відсутністю спеціалізованих ремонтних організацій, доцільним є проведення заміни вводів високовольтних типу ГМТА -45-220 на вводи типу ЕТFt 1050-252-200D E7,2 201 .

Вартість придбання та встановлення нових вводів ЕТFt 1050-252-200D E7,2 201 , за попереднім вивченням цінових пропозицій різних дилерів, становитиме близько 2287,84 тис. грн.

Техніко –економічне обгрунтування заміни панелі захистів ПЛ-150кВ

типу ЕПЗ-1636 на пристрій типу ДІАМАНТ L014 в 2016 році

На підстанціях 150кВ ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» знаходиться в експлуатації 20 панелей захистів ПЛ-150кВ типу ЕПЗ-1636. З цієї кількості панелей на даний час 1 панель знаходяться в експлуатації більше 30 років, 4 панелі - 29 років. Найбільший знос на даний час має панель, що встановлена на ПС-150кВ «Новотроїцька» для обхідного вимикача 150кВ (ВЕО-150). Ця панель має фізичний знос механічної частини релейної апаратури більше 60%, та знос ізоляції монтажних провідників від 60 до 80%. З цієї причини на цій панелі часто виникають дефекти, через які її технічне обслуговування потрібно виконувати не менше ніж один раз на рік (замість встановленої періодичності технічного обслуговування - 3 роки для пристроїв з терміном експлуатації до 25 років), що призводить до більшої завантаженості персоналу СРЗА. Крім того, під час технічного обслуговування цієї панелі часто виникає потреба заміни окремих комплектуючих через їх повний механічний знос, що приводить до додаткових витрат коштів на обслуговування вказаного обладнання.

Додатково, вказана електромеханічна панель захистів має моральний знос: обмеженість в кількості додаткових функцій, відсутність вмонтованого реєстратора аварійних подій на ПЛ-150кВ, відсутність вмонтованої діагностики справності панелі захисту та її окремих блоків.

З метою отримання повноцінного пристрою захисту обхідного вимикача

146

150кВ (ВЕО-150) замість морально та фізично зношеної панелі електромеханічних захистів, заплановано встановити мікропроцесорний пристрій захисту типу ДІАМАНТ L014. Заміна панелі ЕПЗ-1636 ВЕО-150 на ПС-150 «Новотроїцька» на пристрій ДІАМАНТ L014 дозволить:Підвищити надійність захистів ліній 150кВ у всіх можливих режимах мережі

150кВ;Отримати додаткові функції, такі як реєстратор аварійних подій, вмонтована

діагностика функціональних блоків пристрою, декілька груп уставок для реалізації різних режимів роботи мережі 150кВ;

Отримати функції контролю всіх вхідних параметрів — струму і напруги; Отримати функції автоматики і керування вимикачем 150кВ; Отримати функції контролю справності ланцюгів вмикання — вимикання

вимикача 150кВ. На 2016 рік заплановано виконати заміну 1-ї панелі ЕПЗ-1636-67/2 на ПС-150 «Новотроїцька» на пристрій ДІАМАНТ L014.

Заплановані витрати коштів на придбання пристрою ДІАМАНТ L014 в 2016 році складуть 298,48 тис.грн.

Техніко –економічне обгрунтування заміни панелі диференційно – фазного захисту ПЛ-150кВ

типу ДФЗ-2 на мікропроцесорний пристрій типу ДІАМАНТ L031

На підстанціях 150кВ ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» знаходиться в експлуатації 12 панелей основних захистів ПЛ-150кВ типу ДФЗ-2 та ДФЗ-201. З цієї кількості панелей на даний час 7 панелей в період з 2011 по 2014 роки були замінені службою СРЗА ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» на нові панелі типу ДФЗ-201 виробництва Чебоксарського електроапаратного заводу. Інші 5 панелей знаходяться в експлуатації більше 30 років. Ці панелі мають фізичний знос механічної частини релейної апаратури від 40 до 60%, та знос ізоляції монтажних провідників від 45 до 65%. Тому технічне обслуговування цих панелей потрібно виконувати один раз на 2 роки (замість встановленої періодичності технічного обслуговування - 3 роки для пристроїв з терміном експлуатації до 25 років), що призводить до більшої завантаженості персоналу СРЗА. Крім того, під час технічного обслуговування цих панелей виникає потреба заміни окремих комплектуючих через їх повний механічний знос, що приводить до додаткових витрат коштів на обслуговування вказаного обладнання. Додатково, електромеханічні панелі захистів мають моральний знос: обмеженість в кількості додаткових функцій, відсутність вмонтованого реєстратора аварійних подій на ПЛ-150кВ, відсутність вмонтованої діагностики справності панелі захисту та її окремих блоків.

З метою отримання повноцінних пристроїв захисту ПЛ-150кВ замість морально та фізично зношених електромеханічних захистів, в 2016 році заплановано встановити на ПС-150 «ХНПЗ» ПЛ-150 «Коммунальная» замість

147

панелі ДФЗ-2 мікропроцесорний пристрій диференційно — фазного захисту ПЛ-150кВ типу ДІАМАНТ L031. Заміна панелі захисту ДФЗ-2 на пристрій ДІАМАНТ L031 дозволить:Підвищити надійність основного захисту транзитної лінії 150кВ у всіх

можливих режимах мережі 150кВ;Отримати додаткові функції, такі як реєстратор аварійних подій, вмонтована

діагностика функціональних блоків пристрою, декілька груп уставок для реалізації різних режимів роботи мережі 150кВ;

Отримати функції контролю всіх вхідних параметрів — струму і напруги; Отримати функції автоматики і керування вимикачем 150кВ; Отримати функції контролю справності ланцюгів вмикання — вимикання

вимикача 150кВ. На 2016 рік заплановано виконати заміну 1-ї панелі ДФЗ-2 на пристрій ДІАМАНТ L031 на ПС-150кВ «ХНПЗ» по ПЛ-150 «Коммунальная».

Заплановані в 2016 році витрати коштів на придбання пристрою ДІАМАНТ L031 складають 310,5 тис.грн.

Техніко-економічне обґрунтування модернізації пристроїв РЗА вводів 6кВ силових трансформаторів, секційного вимикача 6кВ та лінійної комірки

6кВ ПС-35/6кВ «Комсомольская»

В даний час на ПС-35/6кВ «Комсомольская» експлуатуються комплекти електромеханічних захистів вводів 6кВ силових трансформаторів 35/6кВ, секційного вимикача 6кВ (СВВ-6кВ), та одної лінійної комірки 6кВ, зібрані на електромеханічних реле, які вичерпали свій термін експлуатації 25 років, морально застаріли і мають значний фізичний знос механічної частини релейної апаратури, який складає від 45% до 60%, та знос ізоляції монтажних провідників від 50% до 80%. З цієї причини СРЗА ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» не має можливості забезпечити потрібну селективність і надійність роботи пристроїв РЗА, і тим самим порушує вимоги ГКД 34.20.507-2003. Крім того, поступово збільшується кількість відмовлень у роботі даних захистів, і як наслідок цього – підвищується кількість аварійних відключень споживачів, в тому числі 2-ї категорії.

Додатково, комплекти електромеханічних захистів вводів 6кВ, СВВ-6кВ та КЛ-6кВ не дозволяють на даний час організувати повноцінний комплекс телесигналізації, телевимірювань та телекерування цими вимикачами, що приводить до надмірного часу знеструмлення споживачів.

Застосування мікропроцесорних захистів типу МРЗС-05Л на вводах 6кВ силових трансформаторів та для секційного вимикача 6кВ ПС-35/6кВ «Комсомольская» забезпечить відновлення і підвищення рівня захищеності силового устаткування, дозволить довести до мінімуму хибні відключення споживачів, в тому числі категорійних. Крім того з’являються додаткові можливості, закладені у функціональну схему пристроїв МРЗС-05Л, а саме:повноцінний і повнофазний захист секцій шин 6кВ ПС-35/6кВ

148

«Комсомольская» від усіх видів пошкоджень, з мінімальним часом відключення і збереженням селективності роботи захистів;

мінімальний час знеструмлення споживачів завдяки відновленій функції АВР;фіксація інформації параметрів аварійних процесів, застосування якої скорочує

час пошуку місця ушкодження устаткування, і як наслідок – зменшення вартості виконаних робіт;

забезпечення телесигналізації, телевимірювань та телекерування вимикачами 6кВ;

забезпечення візуального і дистанційного (по каналах зв'язку) оперативного контролю величин робочих струмів і напруг на шинах 6кВ;

На 2016 інвестиційний рік заплановане придбання 4-х пристроїв МРЗС-05Л для встановлення на ввода 6кВ силових трансформаторів, на секційний вимикач 6кВ, та лінійну комірку 6кВ ПС-35/6кВ «Комсомольская».

Обладнання планується придбати на загальну суму: 179,29 тис.грн.

Техніко-економічне обґрунтування заміни підзарядного агрегату ШОТ-220 на шафу постійного струму ШОТ-01

В даний час на ПС-150кВ «Промышленная» експлуатується підзарядний агрегат типу ШОТ-220, який на даний час не забезпечує технічних вимог, що висуваються до апаратури живлення оперативних ланцюгів постійного струму ПС-150кВ внаслідок закінчення терміну експлуатації 12 років (як для електронної апаратури), має значний фізичний знос (більше 70%), що призводить до частих ремонтів окремих вузлів цього пристрою (не менше 2 – 3 на рік. Крім того, низька надійність роботи і несправності, що виникають в цьому пристрої, негативно впливають на термін експлуатації акумуляторної батареї, що встановлена на ПС-150кВ «Промышленная».

Заміна підзарядного агрегату ШОТ-220 на шафу постійного оперативного струму типу ШОТ-01 дозволить:Забезпечити високу надійність живлення оперативних ланцюгів у будь-якому

режимі роботи первинного устаткування ПС-150кВ «Промышленная» за рахунок автоматичного резервування живлення цих ланцюгів від 4-х під зарядних пристроїв, з використанням автоматичного переходу з однієї групи ПЗУ на інші.

Забезпечити високу якість і стабільність підзаряду акумуляторної батареї, і одночасно зменшити на ній струми розряду за рахунок підвищеної точності утримання та стабілізації вихідної напруги, що приводить до збільшення терміну служби батареї, і відповідно зниженню витрат на її обслуговування.

Забезпечити більш високу надійність живлення постійним оперативним струмом споживачів ПС-150кВ «Промышленная» за рахунок автоматичного контролера, який постійно слідкує за станом акумуляторної батареї,

149

положенням автоматичних вимикачів на вході та виході підзарядних блоків, та вимикачів живлення акумуляторної батареї.

На 2016 рік запланована заміна 1-го пристрою ШОТ-220 на ШОТ-01 на ПС-150кВ «Промышленная».

Заплановано витратити коштів у 2016 році 264,49 тис.грн.

Техніко-економічне обґрунтування придбання підзарядних пристроїв RU-2 для шаф постійного оперативного струму ШОТ-01

В даний час на підстанціях ПАТ “ЕК "Херсонобленерго" в якості розподільчих шаф постійного струму експлуатуються шафи оперативного струму типу ШОТ-01 у кількості 9 шт. Кожна шафа ШОТ-01 укомплектована двома підзарядними пристроями типу RU-2 (або аналогічні) для заряду акумуляторних батарей ПС-150кВ. Ці шафи були встановлені на підстанціях ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» в період з 2005 по 2008 роки, і вже мають термін експлуатації від 6 до 9 років. За цей період деякі підзарядні пристрої виходили з ладу і відправлялися на заводи— виробники для виконання їх ремонту. Окремі пристрої відправлялися на ремонт неодноразово.

На час відсутності одного з підзарядних пристроїв, відправленого на ремонт, в шафі ШОТ-01 в роботі залишається другий, - резервний підзарядний пристрій. Але у випадку пошкодження одночасно двох підзарядних пристроїв, встановлених в одній шафі ШОТ-01, відсутні будь — які резервні джерела живлення постійного струму для акумуляторної батареї. В свою чергу, акумуляторна батарея без підзаряду може забезпечити живлення пристроїв РЗА не більше ніж на 10 годин, після чого, у випадку відсутності можливості заряду батареї, підстанцію потрібно повністю відключати.

З метою підвищення надійності живлення пристроїв РЗА постійним оперативним струмом шляхом забезпечення наявності резервних джерел живлення постійного струму для акумуляторних батарей, (у випадку пошкодження одночасно двох підзарядних пристроїв однієї шафи постійного оперативного струму ШОТ-01), служба СРЗА ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» вважає доцільним придбати два підзарядних пристрої типу RU-2 (або аналог), і встановити їх додатково в шафи ШОТ-01 на ПС-150 “Никольская” та ПС-150 “Цюрупинская”, на яких найбільш часто виникають пошкодження в штатних підзарядних пристроях.

Заплановано витратити коштів у 2016 році 208 тис.грн.

Техніко-економічне обґрунтування встановлення додаткового підзарядного пристрою на ПС-150/35/6кВ „ГНС СОС”

В даний час на підстанціях ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» експлуатуються підзарядні пристрої типу ШПКЕ-9801-3972 (усього – 15 шт.), які встановлено в період з 2004 по 2009 рік, і мають термін експлуатації від 6 до 10 років. З

150

моменту встановлення цих пристроїв, і до теперішнього часу, окремі пристрої вже були в ремонті, а деякі і по 2 – 3 рази.

Розміщення підзарядних пристроїв на ПС-150кВ виконано таким чином, що на кожній підстанції встановлено по 2 пристрої для забезпечення можливості резервування живлення постійним оперативним струмом як споживачів постійного оперативного струму (тобто пристроїв РЗА), так і резервування підзаряду акумуляторних батарей. Але сучасні підзарядні пристрої будь – яких типів створені з використанням сучасної мікроелектронної елементної бази, і тому ремонт в разі виникнення дефектів в більшості випадків можливо виконати тільки в умовах заводу – виробника. Такий ремонт потребує значних витрат часу на оформлення, відправку та отримання з ремонту приладів. З цієї причини, на весь термін виконання ремонту одного підзарядного пристрою, підстанція, на якій він був встановлений залишається без резервного джерела живлення постійного струму. В даному випадку, для повноцінного забезпечення резервними джерелами живлення постійного струму на кожній підстанції, необхідно мати в наявності як мінімум три джерела живлення.

Таким чином, встановлення додаткового, третього підзарядного пристрою типу ЩПКЕ-9801-3972 на ПС-150кВ дозволить забезпечити повноцінне резервування джерел постійного оперативного струму, включно з випадком, коли в роботі залишиться хоча б один з трьох пристроїв, під час виводу в ремонт двох інших.

На 2016 рік заплановане встановлення одного ШПКЕ 9801-3972 на ПС-150/35/6кВ „ГНС-СОС”.

Заплановано витратити коштів у 2016 році - 205,11 тис.грн.

Техніко-економічне обґрунтування заміни захистів ПЛ-35кВ на мікропроцесорні захисти МРЗС-05М

В даний час на підстанціях 150/35/6-10 кВ експлуатуються комплекти релейних захистів ліній 35кВ, зібрані на електромеханічних реле, які вичерпали свій термін експлуатації 25 років, морально застаріли і мають значний фізичний знос механічної частини релейної апаратури, який складає від 35% до 50%, та знос ізоляції монтажних провідників від 40% до 60%. З цієї причини СРЗА ПАТ «Херсонобленерго» не має можливості забезпечити потрібну селективність і надійність роботи пристроїв РЗА, і тим самим порушує вимоги ГКД 34.20.507-2003. Крім того, поступово збільшується кількість відмовлень у роботі даних захистів, і як наслідок цього - збільшення пошкоджень силового обладнання, для відновлення яких потрібні значні витрати коштів.

Застосування мікропроцесорних захистів МРЗС-05М забезпечить відновлення і підвищення рівня захищеності силового устаткування, і тим самим забезпечить його збереження. Крім того з’являються додаткові можливості, закладені у функціональну схему пристрою МРЗС-05М, а саме:повноцінний і повнофазний захист ліній 35кВ від усіх видів пошкоджень, з

151

мінімальним часом відключення і збереженням селективності роботи захистів;

фіксація інформації параметрів аварійних процесів, застосування якої скорочує час пошуку місця ушкодження устаткування, і як наслідок – зменшення вартості виконаних робіт;

забезпечення візуального і дистанційного (по каналах зв'язку) оперативного контролю величин робочих струмів і напруг на лініях 35кВ;

забезпечення дистанційного (по каналах зв'язку) управління вимикачами;забезпечення передавання (по каналах зв'язку) на диспетчерський пункт ОДС

інформації щодо режимів роботи та стану обладнання, яка формується пристроєм МРЗС-05М.

На 2016 інвестиційний рік заплановане придбання 1-го пристрою МРЗС-05М для встановлення на ПС-150 «ГНС-КОС».

Обладнання планується придбати на загальну суму: 1 шт х 45,77 тис.грн = 45,77 тис.грн.

Розробка ПКД з реконструкції та будівництва електричних мереж майбутніх років

В 2016 році планується розробка проектно-кошторисної документації з будівництва та реконструкції електричних мереж компанії будівельно-монтажні по яким будуть проводитися в 2017 та 2018 роках на загальну суму 599,1 тис.грн. (без ПДВ)

152


ІІ. Заходи зі зниження нетехнічних

витрат електроенергії

Впровадження обліку споживання електроенергії сільському населеннюЗаходи по зниженню комерційних витрат електричної енергії у ПАТ „ЕК

153

„Херсонобленерго” у 2016 році планується впроваджувати по таким основним напрямкам: покращення та модернізація парку приладів обліку; заміна 1ф. вводів у приватні житлові будинки проблемних споживачів з обладнанням ізольованого вводу самоутримним дротом та виносом обліку на фасад будівлі.

Для визначення потреби ПАТ «ЕК«Херсонобленерго» в 1ф електролічильниках у 2016р. необхідно враховувати наступне: 1. Державна повірка в 2016р. скінчиться у 9 469 шт. (без врахування лічильників NP та багатотарифного обліку) , які поділяються на:Індукційні лічильники — 8 633 шт. ( не підлягають ремонту: клас 2,5, виведений з державного реєстру).Електронно-механічні - 836 шт., з них 15% (125 шт.) - вибраковка за технічним станом 836 шт. - 125 шт. = 711 шт. - лічильники, які будуть повірені в 2016 р. 2. На протязі 2016р. буде необхідна позапланова заміна приблизно 7 500 шт. 1ф. лічильників, які вийдуть з ладу внаслідок аварій, зупинки лічильного механізму і таке інше (згідно статистичних даних минулого року 7 441 шт.);

Розрахунок в потребі однофазних лічильників на 2016 р. :

9 469 шт. + 7 500 шт. - 711 шт. (лічильники, які будуть повірені в 2016р.) == 16 258 шт.

У 2016 році буде необхідно закупити 9000 шт. 1ф електролічильників типу СО- ЭА 10 Д або аналог вартістю 300 грн. на суму 2700 тис. грн. (без ПДВ)

На протязі 2016 р. державна повірка скінчиться у 348 шт. 3ф. лічильників(без врахування лічильників NP та багатотарифного обліку), з них:індукційні лічильники — 340 шт. (ремонт яких економічно не доцільний)Електронно-механічні — 8 шт.Також буде необхідна заміна приблизно 1100 шт. 3ф. лічильників, які вийдуть з ладу внаслідок аварій, зупинки лічильного механізму і таке інше (згідно статистичних даних минулого року 1146 шт.).

Розрахунок в потребі трифазних лічильників:348 шт. + 1 100 шт. = 1 448 шт.

Для заміни морально застарілих індукційних електролічильників у яких сплинув термін експлуатації та які встановлені на ПС 154/35/10/6 кВ для проведення пофідерного аналізу та підключення лічильників до системи АСКУЕ необхідно 100 електронних трифазних лічильників з інтерфейсом електричного зв’язку типу НІК 2303 АРТ 2Т 1120 або аналог на суму 255,0 тис.грн. та 200 електронно-механічних трифазних лічильників трансформаторного вмикання типу НІК 2301 АТ1 5(10)А 100В або аналог на суму 210 тис. грн. (без ПДВ).

154

3. Для попередження та виявлення крадіжок електричної енергії споживачами та для підвищення якості технічних перевірок систем обліку електричної енергії у споживачів у 2016 році заплановано придбання:3.1. Переносний зразковий лічильник PWS 2.3plusДля комплектації бригад енергоінспекції та метрологічної служби компанії для покращення якості перевірки лічильників на місці встановлення (у споживачів) в тому числі для виявлення систем обліку що працюють з підвищеною похибкою планується придбати 2шт. переносних зразковий лічильник типу PWS 2.3plus з кл. точності 0.2 в комплекті з відповідним програмним забезпеченням та аксесуарами на загальну суму 484 тис.грн.. Застосування зразкових лічильників забезпечить значне зменшення часу на виконання перевірок і таким чином збільшення кількості технічних перевірокта за умови їх високої якості. Переносні лічильники в першу чергу будуть використовуватися для перевірки систем обліку крупних споживачів та на межі з іншими ліцензіатами.3.2 Індикатор роботоспромжності схем обліку електричної енергії типу 13935838. 000001-01РЭДля комплектації бригад енергоінспекції структурних підрозділів компанії для покращення якості перевірки лічильників на місці їх встановлення (у споживачів) заплановано придбати з одночасним визначенням похибки системи обліку та перевірки правильності коефіцієнту трансформації трансформаторів струму облікових систем у 2016 році заплановано придбати 28шт. Індикатор роботоспроможності схем обліку електричної енергії типу 13935838. 000001-01РЭ виробництва ТОВ «Полтаватехпром» (або аналог). Пристрій являє собою переносний навантажувальний пристрій з можливістю ступінчатого регулювання навантаження обладнаний зразковим лічильником кл. точності 1.0 та спеціальним пультом для управління установкою з індикатором відображення розрахункової похибки за результатами вимірювання. У 2016 році планується придбати 28шт. індикаторів роботоспроможності схем обліку типу 13935838. 000001-01РЭ на загальну сумму 246,4 тис.грн

4. Так як в 2015 році вийшло з ладу 4 маршрутизатора встановлених на житлових будинках, що унеможливлює проведення автоматичного зчитування інформації щодо споживання електричної енергії на будинках де встановлено данне обладнання виникла необхідність придбати 4 маршрутизатори RTR5 на загальну суму 65,6 тис. грн.

155


ІІІ. Впровадження та розвиток АСДТК

Телемеханізація підстанцій ПС-154 кВ та 35 кВ

У ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” телемеханізовано 17 ПС-154 кВ та 4 ПС-35 кВ.

156

Підприємством ТОВ „ОАСУ ЕНЕРГО” ( м. Миколаїв ) в 2004 році розроблений проект під назвою „Проект модернізації та розвитку автоматизованої системи диспетчерського та технологічного управління (АСДТУ) компанії ВАТ „ЕК “Херсонобленерго”, який визначає мету, послідовність та порядок побудови АСДТУ. Головною метою Проекту є заміна існуючого обладнання ПС на новітнє, впровадження повноцінного дистанційного керування ПС, реалізація технічними та програмними засобами отримання повної і дійсної інформації та об’єктивних даних про стан виконавчих приладів та другого основного обладнання ПС, підвищення надійності роботи системи в цілому та розширенню її функціональних можливостей. При цьому всі роботи по модернізації АСДТУ ПС повинні бути взаємно пов’язані з заміною високовольтного обладнання, встановленням сучасних пристроїв релейного захисту та реєстраторів аварійних подій для обробки та передавання технологічної інформації на верхній рівень управління енергокомпанією.

Вартість реалізации всього «Проекту модернізації та розвитку автоматизованої системи диспетчерського та технологічного управління (АСДТУ) компанії ВАТ „ЕК “Херсонобленерго” складає 9537 тис. грн., а саме:

Види робіт

Вартість обладна

ння

Вартість робіт, В цілому, Кількість

(шт)

Всього,

Тис.грн.з ПДВ



Тис.грн.з ПДВ.

Разробка проектних рішень та створення

розподіленої АСДУ ВАТ «ЕК «Херсонобленерго” з

урахуванням даних суміжних автоматизованих

систем енергетичних підприємств (АСУЕ

Каховської ГЕС та ВАТ «Херсонські комбайни»)

47 18 65 1 65

Телемеханізація підстанцій 154 кВ 168 124 292 16 4672


Всього: (тис.грн) з ПДВ 9537

Реалізація Проекту передбачалась в два етапи. Перший етап загальною вартістю 3669 тис. грн. складався:

157

Види робіт

Вартість обладнан

ня

Вартість робіт, В цілому, Кількість

(шт)

Всього,


Тис.грн.з ПДВ.



Разробка проектних рішень та створення

розподіленої АСДУ ВАТ «ЕК «Херсонобленерго” з

урахуванням даних суміжних автоматизованих

систем енергетичних підприємств (АСУЕ

Каховської ГЕС та ВАТ «Херсонські комбайни»)

47 18 65 1 65




Перелік ПС, що входили до першого етапу наступний:ПС-154 кВ «ХНПЗ»ПС-154 кВ «Виноградово»ПС-154 кВ «Цюрупинская»ПС-154 кВ «Новотроицкая»ПС-154 кВ «Посад-Покровская» ПС-154 кВ «Коммунальная»ПС-154 кВ «Чулаковская»

- ПС-35 кВ «Комсомольская» - ПС-35 кВ «Текстильная» - ПС-35 кВ «Северная» - ПС-35 кВ «Консервная» - ПС-35 кВ «Днепровская» - ПС-35 кВ «Кошевая» - ПС-35 кВ «Очистные сооружения» - ПС-35 кВ «Вербы» - ПС-35 кВ «Дарьевка» - ПС-35 кВ «Б.Благовещенка»

158

- ПС-35 кВ «Константиновка» - ПС-35 кВ «Григорьевка» - ПС-35 кВ «Каланчакская»

На другому етапі вартістю 5868 тис. грн. передбачалось:

Види робіт


ня

Вартість робіт, В цілому,

Кількість (шт)

Всього,


Тис. грн.

з ПДВ






З робіт, що передбачалось виконати на першому етапі реалізації «Проекту модернізації та розвитку автоматизованої системи диспетчерського та технологічного управління (АСДТУ) компанії ВАТ „ЕК “Херсонобленерго” виконані наступні:

Види робіт


ня

Вартість робіт, В цілому, Кількіс

ть (шт)

Всього,

Тис.грн. з ПДВ

Тис. грн. з ПДВ



Телемеханізація підстанції 154 кВ «ХНПЗ» 172,544 119,836 292,380 1 292,380

Телемеханізація підстанції 35 кВ «Комсомольская» 89,369 38,874 128,243 1 128,243

Розробка проекту та телемеханізація ПС-154 кВ

«Цюрупинская»- 408,066 408,066 1 408,066


«Виноградово»- 408,066 408,066 1 408,066


«Текстильная»- 274,7 274,7 1 274,7

Розробка проекту та - 301,9 301,9 1 301,9

159

телемеханізація ПС-35 кВ «Северная»


«Днепровская»- 457,6 457,6 1 457,6

Розробка проекту та телемеханізації ПС-35 кВ

«Кошевая»- 652,39 652,39 1 652,39

Розробка проекту телемеханізації ПС-154 кВ

«Н-Троицкая»- 44,52 44,52 1 44,52

Розробка проекту телемеханізації ПС-35 кВ «Очистные сооружения»

- 27,88 27,88 1 27,88


«Чулаковская»- 42,89 42,89 1 42,89


«Консервная»- 34,81 34,81 1 34,81


«Трифоновка»- 49,86 49,86 1 49,86

Всього: (тис.грн) з ПДВ 3123,31

Згідно „Довгострокового плану технічного розвитку, переоснащення та модернізації об’єктів електричних мереж 0,4-150 кВ на період 2016-2020 роки ПАТ „ЕК „Херсонобленерго” у 2016 році передбачений комплекс першочергових робіт по телемеханізації ПС та розвитку АСДТУ. Він включає в себе телемеханізацію підстанції ПС-154 кВ: ПС-154 кВ «Чулаковская» та підстанції ПС - 35 кВ: ПС-35 кВ «Консервная», розробку проектів телемеханізації ПС-154 кВ «Коммунальная» та ПС-154 кВ «П.Покровская».

Проект телемеханізації ПС-154 кВ «Чулаковская» розроблено у 2013 році а ПС-35 кВ «Консервная» розроблено у 2014 році.

У 2016 році передбачається розробка проекту ПС-154 кВ «Коммунальная» та ПС-154 кВ «П.Покровская».

ПС-154 кВ „Чулаковская” є важливим енергетичним об’єктом півдня Херсонської області і забезпечує енергопостачання самого великого району Херсонської області – Голопристанського, частини Скадовського та все Черноморське узбережжя. Це єдина ПС-154 кВ, яка є не телемеханізованою. Вона обладнана двома силовими трансформатором ТДТН-25000/150. Дві підходящих лінії 150 кВ, 6 ліній 35 кВ та 6 ліній 10 кВ. На усіх лініях 35 кВ проведено заміна масляних вимикачів на вакуумні з використанням сучасних

160

процесорних систем РЗА. ПС-35 кВ “Консервная” обладнана двома силовими трансформаторами

ТДН-10000/35, має 24 комірки та 12 вакуумних вимикачів. Забезпечує живлення важливих об’єктів міста, серед яких є абоненти першої категорії.

На всіх ПС-35 кВ відсутній черговий персонал, що ще раз підтверджує необхідність проведення телемеханізації.

ПС-154 кВ “Коммунальная” є транзитною підстанцією, обладнана двома силовими трансформаторами ТРДН-32000/150, на яких встановлено 3 сучасних елегазових вимикача 150 кВ на лінії та вводах трансформатору, має 24 комірки 10 кВ на яких встановлено вакуумні вимикачі. Забезпечує живлення важливих об’єктів міста, серед яких є абоненти першої категорії насосні станції та котельні Тавричеського мікрорайону м. Херсону.

ПС-154 кВ «П.Покровская” є важливим транзитним енергетичним об’єктом Херсонської області і забезпечує енергопостачання декілька районів Херсонської та Миколаївської області. Вона обладнана двома силовим трансформатором ТДТН-40000/150 має дві транзитні лінії 150 кВ, 10 ліній 35 кВ та 2 ліній 10 кВ. У рамках інвестиційної програми передбачено заміну масляних вимикачів на лініях 35 та 10 кВ на вакуумні вимикачі з використанням сучасних процесорних систем РЗА.

Вартість робіт визначена проектною документацією та локальними кошторисами, що надані ТОВ «ОАСУ Енерго» і складає відповідно:

№№ Найменування робіт Кількість Вартість (тис.грн.) без ПДВ

Сума (тис. грн.)без ПДВ

1 Телемеханізація ПС-154 кВ «Чулаковская» 1 681,74 681,74

2 Телемеханізація ПС-35 кВ «Консервная» 1 476,34 476,34

ВСЬОГО (тис.грн.) без ПДВ: 1158,08

Фактори, які впливають на питання необхідності застосування засобів телемеханіки, можливо умовно розбити на 3 групи.

До І-й потрібно віднести фактори, які взагалі не впливають на економічну ефективність, але вони є обов’язковими вимогами нормативних документів, а саме, телемеханізація енергооб’єктів є вимогою „Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж”.

До ІІ-й групи потрібно віднести фактори, які суттєво впливають на економічні показники підприємства, але не мають методики обрахування. Це є фактори:

- оперативний контроль за аварійною та попереджальною сигналізацією, що дозволяє запобігти пошкодженню техніки (особливо силових трансформаторів);

- підвищення охорони обладнання;

161

- зменшення ризику помилкових дій персоналу;- підвищення рівня техніки безпеки;- підвищення якості обслуговування споживачів;- зменшення простоїв обладнання та недовідпуска електроенергії.

Крім цього до ІІ-ї групи можна віднести:По-перше підвищення точності обліку енергоносіїв. Це приводить до

того , що розрахунки з постачальниками проводяться по реально спожитій кількості енергоносіїв і практика доводить, що це зменшує витрати на 7-15%.

По-друге, практика впровадження систем, які застосовують спеціальні режими керування енергоспоживанням на основі таких факторів, як погодні умови, робочий графік підприємства (робочі, святкові, вихідні дні ), час доби, доводить, що в результаті реальні витрати енергоспоживання знижуються на 10-15%. Крім того, є ще один резерв зниження витрат електроенергії за рахунок застосування моніторингу розподільчих мереж з’являється можливість своєчасно визначити та усунути пошкодження, які можуть зменшити втрати електроенергії.

До ІІІ-ї групи слід віднести фактори, які можливо обрахувати. Це:зниження технологічних витрат електроенергії за рахунок оперативного

виявлення фактів крадіжки;зниження витрат на оперативне обслуговування електромереж.

Доцільність придбання комп'ютерних пристроїв для документального запису диспетчерських переговорів

На даний період у РЕЗ і ЕМ ПАТ „ЕК "Херсонобленерго" для запису диспетчерських переговорів в більшості випадків використовуються архіватори мови на базі персональних комп'ютерів. Наявність пристроїв для документального запису диспетчерських переговорів є вимогою „Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж ”.

Крім того згідно нових Правил технічної експлуатації електроустановок збільшений термін зберігання записів диспетчерських переговорів стосовно випадків, що пов’язані з технологічними порушеннями.

Починаючи з 2003 року на технічне озброєння компанії почали надходити сучасні архіватори мови типу DTR-04. Але з впровадженням у роботі диспетчерських пунктів новітнього обладнання та створення Інформаційно-консультативних центрів для роботи з населенням та відкриттям на їх базі у структурних підрозділах “Єдиних Вікон” виникла необхідність у збільшенні кількості каналів запису.

У рамках забезпечення функціонування Кол-Центру ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» на усіх диспетчерських пунктах було організовано VoIP канали зв’язку та додатково встановлено телефонні апарати, а також організовані резервні міські телефонні номери в якості «гарячої лінії», все це потребує додаткових каналів запису переговорів та зберігання інформації про технологічні порушення та пошкодження обладнання.

Водночас назріває питання заміни парку комп'ютерних пристроїв для

162

документального запису диспетчерських переговорів, які були придбані більш ніж 7 років тому в яких встановлено 4 канальні плати архіватору мови типу DTR-04. Режим роботи даного типу обладнання – цілодобовий. Не дивно, що за стільки років експлуатації на HDD диску стали з’являтися биті кластери. А придбати HDD, який може піддержувати материнська плата на процесорі застарілого типу, майже неможливо. В найкращому випадку знайдеться HDD, який був у використанні і не забезпечує потрібної надійності.

Таблиця – диспетчерські пункти, де встановлені архіватори мови на базі комп'ютерів.

№п/п Найменування ДП Тип

архіватора Примітка

1 2 3 4ДП ПАТ ЕК ХОЕ 1 DTRДП ПАТ ЕК ХОЕ 1 DTRДП ПАТ ЕК ХОЕ 2 DTRДП ПАТ ЕК ХОЕ 4 DTRХМЕМ DTRВ-Лепетиський РЕЗ і ЕМ DTRВисокопільський РЕЗ і ЕМ DTRГенічеський РЕЗ і ЕМ DTRГолопристанський РЕЗ і ЕМ DTRІванівський РЕЗ і ЕМ DTRКаховський РЕЗ і ЕМ DTRН-Каховський РЕЗ і ЕМ DTRН-Троїцький РЕЗ і ЕМ DTRСкадовський РЕЗ і ЕМ DTRЦюрупинський РЕЗ і ЕМ DTR Чаплинський РЕЗ і ЕМ DTR

У зв’язку з реорганізацією структури ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» до зони оперативної відповідальності диспетчерського пункту Високопільського РЕЗ та ЕМ внесені об’єкти енергетики що знаходяться у В.Олександрівському та Н.Воронцовському районах Херсонської області, для цього у Високопільському РЕЗ та ЕМ додатково створено канали зв’язку з оперативно-виїзними бригадами у цих районах. Для забезпечення диспетчерськими каналами зв’язку було встановлено додаткове обладнання міжміського та стільникового зв’язку, радіостанції що налаштовані на частоти вказаних районів. Все це потребує збільшення апаратних та функціональних можливостей наявних архіваторів мови DTR-04, однак апаратні можливості материнських плат не дозволяють це зробити.

Багатоканальна автономна система DOGEAR ТОВ "Полігон" м. Харків призначена для організації автоматичного запису акустичної інформації на твердотільну пам'ять (MMCFlashCard). Джерелом запису може служити будь-який аналоговий сигнал; телефонна лінія, мікрофон, лінійний вихід приймача і

163

т. п. Установка, підключення джерел сигналів, інсталяція програмного забезпечення та всі налаштування можуть бути виконані кінцевим користувачем, що працюють з операційними системами Microsoft Windows і не вимагають залучення фахівців високого рівня. Програмне забезпечення має розвинений і в теж час інтуїтивно зрозумілий інтерфейс, який використовується в Microsoft Windows. Доступ до найбільш часто використовуваних операцій і функцій дубльований, тобто вони доступні як через головне меню, так і по натисненню правої кнопки миші (спливаючі меню). А також по гарячим клавішам.

У 2016 р. заплановано придбати 2 багатоканальні система запису диспетчерських переговорів DOGEAR на загальну суму 67,38 тис. грн. без ПДВ, що дозволить значно покращити надійність документування диспетчерських переговорів на енергооб’єктах області, що є обов’язковою вимогою Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж.

164


ІV. Впровадження та розвиток

інформаційних технологій

Придбання нових робочих станцій

Необхідність придбання нових робочих станцій викликана підвищенням вимог використовуваного програмного забезпечення до обчислювальних ресурсів робочих станцій, впровадженням спеціалізованого програмного забезпечення, застарілістю та не ремонтопридатністю комп’ютерів. До такого програмного забезпечення відноситься: операційна система; офісне програмне забезпечення; антивірусне програмне забезпечення; клієнт-серверні додатки.

При цьому мінімальний набір використовуваного програмного

165

забезпечення робочої станції включає все перераховане вище. Вимоги до обчислювальної потужності робочої станції визначаються ресурсомісткістю мінімального набору програмного забезпечення плюс вимоги, що виставляють клієнт-серверними додатками. Крім того, необхідно враховувати темпи розвитку перерахованого вище програмного забезпечення і поступовим підвищенням вимог програмного забезпечення до обчислювальних ресурсів робочої станції.

На даний момент у ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» експлуатуються близько 500 робочих станції загального використання та року вводу в експлуатацію до 2010. Майже всі вони не задовольняють нормальним умовам праці, постійно ламаються, не спроможна забезпечити необхідну продуктивність роботи. Це підтверджується актами, які були складені за результатами дослідження парку обладнання які додаються.

Наслідком використання такого числа застарілих робочих станцій є періодичні простої в робочому процесі, уповільнення робочого процесу, збільшенням кількості робіт персоналу служби інформаційних технологій по обслуговуванню робочих станцій, поломки застарілих станцій внаслідок спрацювання окремих деталей, неможливість впровадження сучасного програмного забезпечення тощо.

Окрім того протягом 2014-2015 було продефектовано як такі, що підлягають списанню 215 персональних комп’ютерів, відповідні акти додаються.

Розв'язанням проблеми може бути заміна застарілих робочих станцій і модернізація станцій там, де апаратна конфігурація дозволяє провести модернізацію.

Одним з основних параметрів при обранні конфігурації робочих станцій є повна сумісність з операційною системою LINUX, що використовується на більшості комп'ютерів Херсонобленерго.

Мінімальна конфігурація робочої станції, яка би задовольняла вимогам по ресурсах із врахуванням спеціального програмного забезпечення: 4096Mb RAM(2048Mb мінімум), 200 Gb HDD, більше 2*2500MHz CPU.

За рахунок вивільнення комп’ютерів на містах, де будуть встановлені нові робочі станції, будуть перекриватися потреби підрозділів компанії по обчислювальних потужностях робочих станцій. Це дасть можливість модернізувати та оптимізувати парк обчислювальної техніки компанії.

Мінімальна кількість нових робочих станцій, що зможе задовольнити потреби компанії в обчислювальній техніці на даний час складає 64 комп'ютерів, за умови проведення додаткових засад по оптимізації парку застарілого обладнання..

Таким чином, для заміни застарілих та не ремонтопридатних робочих станцій загального користування, які не потребують підвищених вимог до програмного забезпечення потрібно придбати 64 робочих станцій.

166

Для виправлення ситуації в наступному році з парком обчислювальної техніки планується придбання 64 робочих станцій на суму 64*14,1 тис.грн. = 902,4 тис.грн без ПДВ.

Закупівля мережевого обладнання

На даний час в ПАТ “ЕК”Херсонобленерго” в експлуатації знаходяться 2 керовані мережеві комутаторі, від роботи яких залежать критичні для компанії процеси.

Перелік комутаторів наведений в таблиці:

№ Комутатор Рік введення в експлуатацію Инв. №

1 Catalyst WS-C2950 24 порти 2003 216022 Catalyst WS-C2950 24 порти 2004 23328

Комутатор 21602 — призначений для мережевого поєднання каналів передавання даних між центральним офісом “ВС Енерджи” та ПАТ “ЕК”Херсонобленерго”, з логічним розділенням на канал виходу до мережі інтернет та захищений шифрований канал корпоративної мережі. Фактично це захищений вихід в зовнішню світову мережу з мережі компанії.

Перелік основних найбільш критичних бізнес процесів, що неможливі без даного комутатора:

- робота колцентру;- робота ip телефонії;- передавання даних GPS-регістраторів, що встановлені майже на 500

одиницях транспорту компанії;- робота клієнт-банків;- робота WEB-порталу компанії;- робота систем електронної пошти;- передавання макетів АСКОЄ до енергоринку;- вихід в інтернет для розкредитації вагонів;- тощо.Комутатор знаходиться в експлуатації вже понад 12 років в режимі

24/7/365.

Комутатор 23328 — організація логічного розділення мережі компанії на підмережі з використанням механізму віртуальних локальних комп’ютерних мереж (VLAN). На даний час мережа компанії в центральному офісі ПАТ “ЕК”Херсонобленерго” має 5 підмереж, з яких три проходять через даний комутатор — це сервісна мережа, в якій знаходиться більша частина серверів компанії, та дві мережі користувачів основної будівлі та будівель на території

167

Пестеля 5 (близько 300 комп’ютерів та інших мережевих пристроїв).Фактично даний комутатор є одним з вузлових через те, що від його

стабільної роботи залежить доступність всіх серверів компанії користувачам. В рази вимкнення даного комутатора всі бізнес процеси в компанії, пов’язані з роботою програм будуть зупинені.

Комутатор знаходиться в експлуатації вже понад 11 років в режимі 24/7/365.

Обидва комутатори останнім часом мають наступні проблеми:- періодичні помилки в роботі вбудованих операційних систем, що

призводить до випадкового відімкнення від роботи мережі випадкових ділянок, необґрунтовані затримки в передаванні потоків інформації.

- періодичні зависання пристроїв.Вирішується дана проблематика тільки повним перевантаженням

пристроїв, що призводить до зупинки роботи всіх програмних комплексів компанії на час перезавантаження, що складає близько 10 хвилин.

Останнім часом випадки виникнення вказаних проблем почастішали, їх періодичність виникнення складає від 1 до 3 разів на тиждень.

Для вирішення цієї проблеми планується придбання наступного обладнання:

Комутатор Cisco Catalyst 2960-X 24 GigE(або аналог) 57 тис.грн без ПДВ.

Комутатор Cisco Catalyst 2960-CX 8 Port(або аналог) 29,25 тис.грн без ПДВ.

Закупівля принтерів

На даний час в ПАТ “ЕК”Херсонобленерго” є парк організаційної техніки, що практично виробила свій ресурс. В таблиці нижче наведений перелік.

Модель Роки вводу в експлуатацію

Кількість техніки, од.

Xerox DocuPrint 2125 2001 8Hewlett-Packard LaserJet 3380 2005-2006 23Xerox WC 312, M15i 2003-2004 13

Як можна побачити, принтери в наведеному переліку знаходяться в експлуатації від 9 до 14 років, що для друкувальної організаційної техніки в інтенсивному режимі є перевищенням. Подальша експлуатація наведеної техніки суміщена з наступними проблемами, що не дають можливості ефективної експлуатації апаратного парку:

- коштовні витратні матеріали за причиною застарілості обладнання та

168

закінчення термінів підтримки виробником. Наприклад новий картридж до принтеру Xerox 2125 коштує близько 5000 грн., Xerox WorkCenter 312 — 2000 грн., HP LaserJet 3380 — 2500 грн., пічка до HP LaserJet 3380 — 2000 грн., сканувальна частина — 5000 грн., фото-барабан Xerox WorkCenter 312 — 2500 грн.

- деякі запчастини до техніки на даний час майже неможливо придбати за тими ж причинами;

- техніка постійно виходить з ладу та більше ніж 40% часу проводить в майстерні по ремонту обладнання ніж на робочому місці персоналу компанії.

Окрім того протягом 2014-2015 років було продефектовано як такі, що підлягають списанню 69 одиниць організаційної техніки. Відповідні акти додаються.

Я можна побачити, в ПАТ “ЕК”Херсоноблєнерго” ситуація з парком організаційної техніки критична.

Для виправлення ситуації планується придбання:6 потужних принтерів на заміну Xerox 2125 (HP LaserJet M602dn або

аналог) 6*24,16 = 144,96 тис.грн без ПДВ20 багатофункціональних пристроїв на заміну принтерів Hewlett-

Packard LaserJet 3380 та Xerox WC 312, M15i (МФУ Canon i-SENSYS MF4750 або аналог) 20*4,53 = 90,6 тис.грн без ПДВ.

Закупівля сканерів

В даний час в компанії працює система електронного документообігу. Всі вхідні документи від побутових та промислових споживачів, внутрішні документи компанії переводяться в електронний вигляд методом сканування та зберігаються в системі документообігу.

Основний об’єм сканування виконується на вікнах обслуговування абонентів, де сканують договори, технічні умови, схеми підключень тощо. Важливим фактором в даному випадку є швидкість та надійність роботи сканувального пристрою, що використовується у вікні обслуговування. Зупинка в роботі пристрою призводить до виникнення черг на дільницях, викликає незадоволеність споживачів тощо. Проблеми з якістю сканування ведуть до неможливості використання електронних копій документів, що особливо критично, коли проблеми якості сканування з’ясовуються в майбутньому.

На даний час сканування виконується багатофункціональними пристроями типу Canon iSensys, що не призначені для постійного сканування, мають ненадійні вузлові елементи кришки, швидко ламаються та мають низьку швидкість сканування. Окрім того, на вікнах обслуговування споживачів використовується операційна система LINUX, а використовувані багатофункціональні пристрої мають проблеми сумісності з цією операційною системою за рахунок обмеженого функціоналу драйверів пристроїв, що веде до неможливості налаштування високої якості сканування при високі щільності

169

формату, що веде до підвищених витрат серверних ресурсів на зберігання файлової інформації збільшеного об’єму. Наприклад, скан-копія документу на пристрої Conica Minolta BizHub 163 на платформі windows задовільної якості має формат jpg та об’єм зберігання 50кБ, такий самій документ на пристрої Canon iSensys на платформі linux задовільної якості має формат pdf та об’єм зберігання 2мБ, що в 40 разів вище.

В зв'язку зі значною кількістю документів, що потребують швидкого, надійного та якісного сканування, планується придбання:

Планшетний сканер Epson V550 Photo(або аналог) 15*4,35 = 65,25 тис.грн без ПДВ.

Потоковий сканер HP ScanJet 5000(або аналог) 2*19,25 = 38,5 тис.грн без ПДВ.

Зовнішнє мережеве сховище

В даний час в промисловій експлуатації ПАТ “ЕК”Херсонобленерго” знаходиться система електронного документообігу, що складається з двох частин:

EnergyWorkFlow — система електронного обігу ланцюжків документів.Основні функціональні характеристики системи:- наявність жорстко сформованих ланцюжків руху документів;- рух документів тільки в межах призначеного ланцюжка руху;- орієнтовність системи на документи, пов’язані зі споживачами

електроенергії(договори, технічні умови тощо);- жорсткі строки руху документів;- наявність контролю руху документів в межах ланцюжків, контроль

строків руху.

DocFlow — система електронного документообігу внутрішніх документів компанії.

Основні функціональні характеристики системи:- відсутність жорстких меж та термінів руху документів всередині

системи;- орієнтовність системи на внутрішній документообіг компанії.

Загальні характеристики обох систем EnergyWorkFlow та DocFlow:- інтеграція систем з іншими програмними комплексами компанії

(система бухгалтерського обліку “Фінансова колекція”, поточний облік компанії “EnergyNet”, системи обліку побутових та промислових споживачів структурних підрозділів “Energy” та “EnergyPro”);

- безлімітний термін зберігання документів в системі;- наявність оперативного доступу до документів за будь яку дату без

170

прив’язки до строку давнини.

Технічні показники системи документообігу(EnergyWorkFlow&DocFlow) на даний час:

- Об’єм файлової системи, що призначена для зберігання безпосередньо файлів документів складає 128 Гб;

- Об’єм бази даних 10Гб;- Щомісячний приріст об’єму файлової інформації складає 30-40Гб

залежно від активності користувачів системи;- Об’єм резервної копії 150Гб;- Щомісячний приріст об’єму резервної копії складає 30-40Гб залежно

від активності користувачів системи;- Операційна система SuSE Linux Enterprise Server 11 Service Pack 4

x86_64;- Система віртуалізації, що використовується для розміщення віртуальної

машини серверу документообігу — Cirtix XenServer 6.2 Service Pack 1 + patches;- Кількість користувачів системи — 961;- Максимальний час простою системи в разі виходу з ладу програмно-

апаратних компонентів комплексу — 4 години;- Доступність системи в режимі 24/7/365.

Існуючи проблеми в роботи системи документообігу:- Сервера та дискові ресурси, що підключені до серверів, не мають

ресурсів для розширення дискової підсистеми серверу. Враховуючи динаміку росту файлової інформації, виділених ресурсів вистачить до середини 2016 року;

- Немає можливості зробити online backup віртуальної машини системи документообігу через брак ресурсів дискової підсистеми. Через це для створення копії віртуальної машини треба вимикати систему документообігу на 8-12 годин та робити offline backup. Це унеможливлює внесення оперативних змін в роботу системи, що потребують проведення попереднього резервування віртуальних ресурсів системи;

- З метою оптимізації робочих процесів компанії є тенденція до збільшення об’ємів збереження та передавання файлової інформації всередині системи документообігу. За прогнозами, не значно збільшить навантаження на систему документообігу в розрізі підвищення потреб в об’ємах дискової підсистеми та доступності системи в будь який час. На даний момент компанія не має відповідних ресурсів;

- Відповідно до вимог до відмовостійкості та відновлюваності системи завжди в оперативному доступі повинні бути резервні копії за 12 останніх тижнів та по одній резервній копії за кожен місяць останнього року. Інші резервні копії можуть зберігатися на електронних носіях на кшталт BluRay (BDRE) дисків, що не потребують швидкого процесу відновлення інформації. На даний час це близько 3 Тб браку міста на файловій системі серверу. З

171

урахуванням потреб майбутніх періодів це 10Тб та більше вільного простору на дисковій підсистемі на найближчі 3 роки.

Вимоги до програмно/апаратної частини серверного оснащення системи документообігу наступні:

- сумісність з гіпервізором Citrix XenServer 6.2 та вище;- сумісність з гіпервізором VMWare vSphere ESXi 5.5 FREE EDITION та

вище;- наявність мінімум 10Тб дискового об’єму;- можливість нарощування об’ємів дискового простору в майбутньому за

рахунок додавання жорстких дисків до системи або додаткових модулів;- наявність резервування системи живлення за рахунок наявності 2-х

блоків живлення;- система може бути розподілена між декількома пристроями для

зберігання різної логічної інформації — файлових ресурсів, бази даних, оперативних резервних копій, знімків віртуальних машин тощо.

Для вирішення перелічених проблем, забезпечення ефективного використання програмно-апаратних ресурсів системи документообігу, підвищення її гнучкості та можливості розширення планується:

- Закупівля системи збереження даних корисним об’ємом 36 Тб в складі системи NAS QNAP TS-851(або аналог) та 8-ми дисків об’ємом Т Гб, зведених в відмовостійкий масив RAID5.

- Закупівля дисків до серверів PrimeServer LAN1900, що знаходяться в промисловій експлуатації з метою розширення ефективного об’єму дискової підсистеми серверів для розміщення ресурсів віртуальних машин, що обслуговують систему документообігу компанії в кількості об’ємом 1 Тб в кількості 12 шт. Диски будуть розподілені між двома серверами по 6 шт., буде зібраний відмовостійкий RAID5 масив на кожному сервері, корисним об’ємом 4 Тб.

Таким чином в наступному році планується придбання:- NAS QNAP TS-870 Pro (або аналог) 1*42,35 тис.грн без ПДВ- Накопичувач HDD S-ATA-3 6000G WD5001FSYZ Caviar Red для QNAP

TS-851(або аналог) 8*10,1975 = 81,58 тис.грн без ПДВ- Накопичувач HDD SATA 1TB 7200RPM 6GB/S 64MB для серверів

PrimeServer LAN1900(або аналог) 12*3,25 = 39 тис.грн без ПДВЗагальна сума: 162,93 тис.грн без ПДВ

Доцільність придбання ліцензійного програмного забезпеченняНа даний час в ПАТ “ЕК”Херсонобленерго” в промисловій експлуатації

знаходиться програмне забезпечення Microsoft, що наведено в таблиці:

172

Вказане програмне забезпечення використовується в якості офісного пакету на робочих місцях, де використання іншого офісного пакету (на кшталт LibreOffice, Apache OpenOffice) неможливо за причини несумісності формату або використання програмними додатками API microsoft office для вивантаження даних до excel або word. Переважно це робочі місця в центральній біхгалтерії, де використовується “фінансова колекція”; відділ бюджетного планування та тарифної політики, де працюють з файлами центрального офісу компанії, що некоректно відображаються у відмінних від microsoft office програмних продуктах та використовують visual basic та макроси; на робочих місцях групи пофідерного аналізу, де працюють з макетами файлів автоматизованого системи обліку електроенергії, що передаються до енергоринку тощо.

Наведене програмне забезпечення використовується в рамках угоди Microsoft Enterprise Agreement за договором №46055 від 17 березня 2015 року. Відповідно до умов договору Субліцензіат (ПАТ “ЕК”Херсонобленерго”) отримує право на користування програмного забезпечення з умовами програми ліцензування Microsoft Enterprise Agreement, але не право розпорядження чи власності на нього(п.2.4 договору).

Дія договору завершується 31 березня 2016 року. Відповідно до договору та угоди Microsoft Enterprise Agreement пункт 3.c.(ii) права на використання продуктів застосовуватимуться до використання протягом перших 12 місяців від початку строку передплати.

Таким чином для подальшого використання вказаних програмних продуктів в 2016 році потрібно буде продовжити дію прав на використання продуктів шляхом подовження або укладання договору на використання відповідного програмного забезпечення.

Згідно вимог Додатку 1 до Постанови НКРЕ 08 серпня 2013 року № 1070, основним завданням Кол-Центру є надання інформаційних послуг абонентам шляхом обробки їх вхідних звернень, що надходять через засоби телекомунікації:

обробка та надання відповідей на їх звернення безпосередньо оператором

173

Кол-Центру, а також і в автоматичному режимі за допомогою голосового меню самообслуговування;

проведення опитувань абонентів за участю оператора або шляхом здійснення вихідних дзвінків в автоматичному режимі;

збір та формування статистичних даних щодо звернень абонентів для подальшої їх обробки аналітичними системами.

Для забезпечення функціонування Кол-Центру ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» керуючою Компанією «ВС Енерджі Інтернешнл Україна» було розроблено графік поетапного впровадження функціоналу Колцентру, згідно якого потрібно виконати організаційно-технічні що приведені у Постанови НКРЕ 08 серпня 2013 року № 1070

Згідно цього плану заходів було сформовано концепцію щодо модернізації та адаптування під наявні потреби обладнання зв’язку: модернізація та заміна застарілих АТС, створення замість аналогових цифрові канали та біль ширше використання VoIP каналів зв’язку.

Цією Концепцією, для забезпечення надання інформаційних послуг абонентам шляхом обробки їх вхідних звернень, що надходять через засоби телекомунікації, було запропоновано побудувати Кол-Центр на сучасній апаратній платформі Avaya Communication Manager та спеціалізованому програмному забезпеченню AVAYA Call Centre Elite-M, що є повним та закінченим рішенням та не потребує додаткових серверних ресурсів для забезпечення функціювання Кол-Центру Херсонської площадки в единому розподіленому Центрі обробки дзвінків «ВС Енерджі Інтернешнл Україна».

Організація сучасного Кол-центру на базі апаратно-програмному комплексі Avaya Communication Manager + Call Centre Elite-M окрім виконання організаційно-технічних вимог Постанови НКРЕ № 1070 дозволить:

Створити єдиний розподілений дубльований Кол-Центр для обробки мультимедійних звернень, має можливість гнучкого нарощування та масштабування;

Мати єдиний центр управління та збору статистики;Скоротити капітальні витрати при придбанні обладнання за рахунок

реалізації розподіленого Кол-Центру (перерозподіл ліцензій між площадками, спільне використання частини обладнання декількома Обленергами.

Єдиний розподілений Центр обробки дзвінків, дозволяє проводити обслуговування клієнтів декількох Обленрего холдінгу та має наступні характеристики:

- Загальна кількість агентів 95, супервізорів 8, котрі мають можливість обслуговувати абонентів декількох Обленерго одночасно.

- Ліцензії агентів і супервізорів конкурентні, т.е можуть бути розташовані як на всіх майданчиках рівномірно ( 10 агентів 1 супервізор ) так і в будь-який інший комбінації.

- Підключення до телефонної мережі ISDN PRI - 30 каналів на кожному

174

майданчику забезпечує незалежне підключення до міської телефонної мережі. Що дозволяє уникнути додаткових витрат на ведення міжміських переговорів при вихідному обдзвоні.

- Проведення одночасно запису розмов 95 операторів з можливістю прослуховування розмов за будь-який період часу в базі , що знаходиться на сервері запису. Для тривалого зберігання передбачена архівація записів розмов на зовнішні носії . Зручний пошук необхідного запису за часом дзвінка або по агенту.

- При зверненні до Кол- центру програється вітання і постановка в чергу очікування . Кількість одночасних відповідей привітальних повідомлень на кожному майданчику в одиницю часу 30. При зверненні до Кол-центру у разі потреби абонент може не тільки з'єднатися з оператором або прослухати необхідну інформацію, а й скористатися самообслуговуванням.

- При використанні режиму самообслуговування при дзвінку в Кол - центру кількість ресурсів перетворення тексту в мову забезпечує 30 одночасних відповідей в одиницю часу.

- Система вихідного обдзвону дозволяє не тільки виробляти автоматичний обдзвін абонентів за заздалегідь заданими номерами і програвати їм повідомлення , а і з'єднувати операторів з набраним номером. Оператор і супервізор можуть самі планувати час для вихідного обдзвону (наприклад , під час низького навантаження операторів операторів).

- Вся звітність по Кол- центру збирається в бази даних , які ведуться окремо по кожному майданчику і враховує як телефонні так і мультимедійні звернення.

- Всі центральні елементи контакт центру дубльовані, а елементи периферії на всіх майданчиках мають резервні процесора і дубльовані блоки живлення .

Для взаємодії операторів Кол-Центру передбачалось використання програмного забезпечення яке використовується на різних напрямках діяльності компанії , а саме білінгові системи, систему обліку заявок оперативного диспетчерського персоналу, систему обліку виконання послуг, систему обліку виконання приєднання до мережі компанії, систему прив'язки точок обліку абонентів до мереж компанії та ін. Але при створенні автоматизованих робочих місць операторів Кол-Центру було виявлено що об'єднання великої кількості розрізнених систем в межах існуючих у компанії програмних продуктів яке б задовольнило вимоги постанови НКРЕ №1070 від 08.08.13р. не можливо. Також не можливо забезпечити інтеграцію цих розрізнених систем з програмно — апаратним комплексом Кол-Центру на базі Avaya Communication Manager + Elite-M. Для цього потрібна програмна платформа яка створена саме для вирішення вказаних задач і мала багате портфоліо успішних впроваджень

175

по усьому світу. Таким вимогам у повної мірі відповідає система управління взаємовідносинами з клієнтами Microsoft Dynamics CRM. За допомогою цієї системи буде забезпечене об'єднання усіх даних компанії, наявність яких необхідна для виконання вимог постанови НКРЕ №1070 і створена можливість їх використання у єдиному робочому просторі з подальшою інтеграцією до корпоративної системи.

Враховуючи вищевказане, планується закупівля автоматизованих робочих місць операторів Кол-Центру ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» на базі системи управління взаємовідносинами з клієнтами Microsoft Dynamics CRM.

Таким чином в 2016 році планується:на придбання програмного забезпечення Microsoft EA планується

витратити 226,7 тис.грн. без ПДВ.на придбання ліцензій Microsoft Dynamics CRM планується витратити

44,25 тис. грн без ПДВ.

Розробка проекту автоматизованої системи управління підприємством (ERP) на програмній платформі Microsoft Dynamics AX

ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» спільно з Microsoft Dynamics AX та групою консультантів планує розробити та впровадити спеціальне галузеве рішення для підприємств електроенергетики. Таке рішення є потужним засобом стратегічного управління основними бізнес-процесами – виробництвом, обслуговуванням споживачів, фінансами, кадрами, постачанням і використанням основних засобів. Його впровадження дозволить суттєво підвищити ефективність управління.

Рішення Microsoft Dynamics AX орієнтоване у першу чергу на задачі оперативного і довгострокового управління компанією. Ця система створює загальний інформаційний простір компанії і дозволяє бачити повну картину стану справ у компанії. Рішення не тільки містить готові налаштовані бізнес-процеси, які охоплюють усі аспекти діяльності компанії, але і надає гнучкі інструменти для врахування (налаштування) особливостей конкретного підприємства. Microsoft Dynamics AX легко інтегрується із зовнішніми компонентами та сторонніми обліковими програмами завдяки великій кількості стандартних інтерфейсів. В результаті керівництво компанії отримує універсальний і ефективний інструмент для автоматизації і оптимізації бізнес-процесів, а також оперативного отримання достовірної інформації, необхідної для прийняття управлінських рішень. Microsoft Dynamics AX дозволяє зробити бізнес контрольованим та більш прибутковим.

Слід відзначити наступні переваги впровадження програмного продукту Microsoft Dynamics AX для компанії:

- можливість контролювати всю оперативну діяльність компанії. З допомогою цього потужного інструмента можна управляти основними

176

бізнес-процесами, такими як управління фінансами і затратами, управління запасами і складами, управління закупівлями і продажами, управління дебіторською заборгованістю і ціноутворенням;

- можливість управляти взаємовідносинами з постачальниками і замовниками. Рішення дозволяє зберігати всю історію роботи з кожним клієнтом, оцінювати ефективність менеджерів, планувати продажі.

- контролювати процес продажу;

- можливість управляти процесом планування закупівель та виробництва;

- оперативний доступ до актуальної інформації (зручний користувацький інтерфейс системи дозволяє керівництву моментально отримати необхідну актуальну інформацію для оперативного прийняття важливих управлінських рішень, можливість миттєвого отримання аналітичних зрізів по різноманітним аспектам діяльності компанії, інтеграція з MS Outlook, яка дозволяє синхронізувати календарі, контакти, задачі, а також бачити усю необхідну інформацію про замовника, партнера або постачальника);

- система попередження стосовно порушень у бізнес-процесах.

Управління по виключеннях — це підхід до ведення бізнесу, який передбачає участь керівництва тільки у випадку виникнення відхилень від нормального ходу операцій замість постійного рутинного контролю. Рішення автоматично ініціює процедуру затвердження, якщо мало місце порушення встановленого бізнес-процесу.-розвиток рішення у відповідності із потребами компанії.

Гнучка відкрита архітектура Microsoft Dynamics AX дає можливість без будь-яких затрат та зусиль змінювати та адаптувати рішення по мірі зростання бізнесу.

-зручності для користувачівРішення Microsoft Dynamics AX легко адаптується до потреб конкретного

користувача завдяки можливості додавання користувацьких полів, таблиць і об'єктів (документів і довідників), наповнення їх даними з допомогою форматованого пошуку, а також редагування друкованих форм. Більша частина завдань вирішуються з допомогою можливостей налаштувань і не вимагають спеціальних знань в області програмування.

-швидке та якісне впровадження Рішення Microsoft Dynamics AX — це єдине рішення, впровадження якого

можливе без використання програмування. Завдяки цьому досягається значна швидкість і якість впровадження, і замовник отримує точну оцінку термінів та вартості проекту.

177

-гнучкість, масштабованість та продуктивністьРішення Microsoft Dynamics AX є комплексним рішенням, яке має

дружній інтерфейс і зручний доступ до всіх функцій системи. Архітектура Microsoft Dynamics AX базується на використанні одного сервера, який ідеально інтегрується в Windows-інфраструктуру локальної мережі компанії. Завдяки використанню дворівневої архітектури «клієнт-сервер» забезпечується висока продуктивність системи, спрощуються задачі налаштування політики безпеки, резервного копіювання, мережевих протоколів. Доступ до системи також може бути налаштований шляхом термінальних доступів.

Загальна вартість комплексу 6 800 тис.грн. На наступний рік заплановано освоїти 1230 тис.грн. без ПДВ

Закупівля серверу ОІК (RM) для консолідації диспетчерських баз даних

Для відображення диспетчерської мнемосхеми на системі відображення потрібне спеціалізоване програмне забезпечення ОІК (операційно-інформаційний комплекс SCADA).

Диспетчерське управління і збір даних (SCADA-Supervisory Control And Data Acquisition) є основним методом автоматизації управління складними динамічними системами (процесами) в життєво важливих і критичних з точки зору безпеки і надійності областях. Поняття диспетчерського управління та збору даних включає в себе збір інформації з віддалених об'єктів для обробки, аналізу і можливого управління віддаленими об'єктами. Система диспетчерського управління дозволяє стежити за роботою підприємства, спостерігаючи за процесами, графічно відображеними на екранах в реальному масштабі часу, оперативно отримувати інформацію про настання аварійних подій, проводити аналіз зібраної інформації.

Комплекс ОІК здійснює прийом, обробку і відображення телеметричної та іншої оперативної інформації, в тому числі інформації по технічному обліку електроенергії, планів, констант і т.д.

В Херсонобленерго планується встановлення ОІК на всіх диспетчерських пунктах компанії. Процес облаштування буде завершений в 2015-2016 роках. Взагалі буде працювати 13 баз даних ОІК розподілених територіально по всій херсонській області.

На всіх програмних комплексах ОІК буде встановлене програмне забезпечення по інтеграції комплексу з програмним забезпечення кол-центру та пофідерного аналізу. В розрізі цього в 2016 році планується створення єдиної бази даних ОІК на єдиному потужному сервері, завдяки чому буде забезпечена відмовостійкість всіх комплексів та можливість консолідованих обробок даних

178

по херсонській області в цілому.В зв’язку з зростанням критичності системи ОІК для повноцінної роботи

компанії, потрібне впровадження дублювання даних та логіки роботи для розподілення навантаження та можливості максимально швидкого відновлення роботи системи в випадку збою в роботі. На даний момент компанія не має відповідних потужностей, тому система працює з максимальним навантаженням без резерву по потужностям. Враховуючи темпи росту функціоналу системі, інтеграції в інші програмні комплекси компанії, постійне збільшення кількості працюючих з системою працівників компанії можна сказати, що в наступному році робота системи буде незадовільна виходячи з браку потужностей та уповільнення роботи системи в цілому.

В разі виходу з ладу головного серверу додатків або бази даних комплексу, в компанії нема апаратних ресурсів для повноцінного відновлення роботи комплексу.

Для виправлення ситуації потрібна закупівля нових серверних потужностей та реорганізація розподілення потужностей за новими принципами та технологіями з метою здешевлення витрат, забезпечення максимальної гнучкості, можливості модернізації існуючого парку, забезпечення максимальної швидкості та надійності роботи програмних комплексів компанії.

Для цього пропонується закупівля серверу.

Конфігурація серверу з офіційного конфігуратору DELL

[210-ACXU][461-AACZ][591-BBCH]Base 1PowerEdge R730, TPM

Chassis Configuration Chassis with up to 16, 2.5" Hard Drives 1[350-BBEP]

Processor Intel® Xeon® E5-2630 v3 2.4GHz,20M Cache,8.00GT/s QPI,Turbo,HT,8C/16T (85W) Max Mem 1866MHz

1

[338-BFFU]

Additional Processor Upgrade to Two Intel® Xeon® E5-2630 v3 2.4GHz,20M Cache,8.00GT/s QPI,Turbo,HT,8C/16T (85W)

1

[374-BBHD]

Processor Thermal Configuration 2 CPU Standard 1[370-ABWE][374-BBHM][374-BBHM]

Memory Configuration Type Performance Optimized 1[370-AAIP]

Memory DIMM Type and Speed 2133MT/s RDIMMs 1

179

[370-ABUF]

Memory Capacity 32GB RDIMM, 2133 MT/s, Low Volt, Dual Rank, x4 Data Width 8[370-ABVW]

Operating System No Operating System 1[611-BBBF]

OS Media Kits No Media Required 1[605-BBFN]

RAID Configuration C10 - Unconfigured RAID for H330/H730/H730P (1-16 HDDs or SSDs) 1[780-BBKC]

RAID Controller PERC H730 RAID Controller, 1GB NV Cache 1[405-AAEG]

Additional Software Offerings SanDisk DAS Cache, 90 Day Trial License 1[632-BBDC]

Hard Drives 1.2TB 10K RPM SAS 12Gbps 2.5in Hot-plug Hard Drive 16[400-AJON]

Power Management BIOS Settings Performance BIOS Setting 1[384-BBBL]

Advanced System Configurations UEFI BIOS Setting 1[800-BBDM]

Power Supply Dual, Hot-plug, Redundant Power Supply (1+1), 1100W 1[450-ADWM]

Power Cords Rack Power Cord 2M (C13/C14 12A) 2[450-AADY]

PCIe Riser Risers with up to 6, x8 PCIe Slots + 1, x16 PCIe Slots 1[330-BBCO][330-BBCQ][330-BBCR]

Embedded Systems Management iDrac8, Enterprise 1[385-BBHO]

Network Daughter Card Broadcom 5720 QP 1Gb Network Daughter Card 1[540-BBBW]

Bezel Bezel 1[350-BBEJ]

Rack Rails ReadyRails™ Sliding Rails With Cable Management Arm 1

180

[770-BBBR]

Internal Optical Drive Internal DVD+/-RW, SATA 1[429-AAPS]

Additional Shipping Box Labels Not required 1[888-10066]

System Asset Identification Asset Service - System & Shipbox Label (Model, Svc Tag, Order Information, Basic Config Details)

1

[888-10018]

System Documentation Electronic System Documentation and OpenManage DVD Kit for R730 1[631-AAJG]

Shipping PowerEdge R730 Shipping EMEA1 (English/French/German/Spanish/Russian/Hebrew)

1

[340-ALXX]

Consolidation Fees (EM-EMEA Only) Consolidation Fee 1[991-10021]

Deployment Services No Installation Service Selected (Contact Sales rep for more details) 1[683-11870]

Service 1Yr Parts Only Warranty (Emerging Only) 1[709-12777][709-12779]

Extended Service 3Yr ProSupport and Next Business Day On-Site Service (Emerging Only) 1[710-64384][710-64385]

Remote Consulting Services INFO Declined Remote Consulting 1[715-10838]

Основні вимоги до серверу, що біде обслуговувати консолідовану систему ОІК:

Сумісність з Citrix XenServer 6.5Швидка дискові підсистема збільшеного об’єму 1Tb. Можлива

комбінація SAS/SATA дисківRAM 512GbRack Mount

181

Апаратна підтримка віртуалізації.

Таким чином в 2016 році на придбання серверу ОІК(RM) планується витратити 480,00 тис.грн. без ПДВ.

182


V. Впровадження і розвиток системи

зв’язку

Модернізація існуючих видів зв’язкуВпровадження корпоративного зв’язку компанії

В компанії ПАТ ЕК “Херсонобленерго” розвиток та модернізація технічних засобів зв’язку та телекомунікації, а також заходи щодо модернізації її структури спрямовані, в першу чергу, на вирішення наступних ключових проблем:

183

Забезпечення надійного функціонування системи диспетчерсько-технологічного управління енергетичної компанії;

Зниження експлуатаційних витрат за рахунок заміни застарілих систем зв’язку та передавання даних, які відробили свій технологічний ресурс;

Зниження технічних та комерційних втрат електроенергії за рахунок забезпечення роботи автоматизованої системи управління фінансово-економічною діяльністю компанії, білінгових системи для промислових та побутових споживачів електроенергії, а також впровадження АСКОЕ;

Оптимізації внутрішнього документообірту енергокомпанії;Окрім забезпечення надійного функціонування системи диспетчерсько-

технологічного управління енергетичної компанії передбачалось забезпечити можливість швидкого розгортання автоматизованих білінгових систем розрахунків з побутовими та промисловими споживачами, фінансової колекції та програмного комплексу EnergyNet .

Кількість працівників, які використовують дані програмні продукти постійно зростає. Всі користувачі працюють в реальному часі і з єдиними базами даних, які розташовані на серверному обладнанні в центральному офісі компанії. Потоки електронної пошти перерозподілились в напрямку центру. Поступово вводиться електронний документообіг між всіма структурними підрозділами компанії.

Для вирішення питання впровадження корпоративного зв’язку компанії ТОВ “НТЦ “Енергозв’язок” м. Киів розроблений “ Проект розвитку корпоративної мережі зв’язку та передавання даних ВАТ „ЕК “Херсонобленерго”.

У межах цього Проекту ТОВ “НТЦ “Енергозв’язок” дослідив можливі варіанти побудови гібридної корпоративної мультисервівсної системи зв’язку та телекомунікаційної мережі компанії ВАТ ЕК “Херсонобленерго” на основі високошвидкісних систем радіозв’язку з урахуванням зроблених повздовжніх профілів місцевості (радіорелейні системи для діапазону 8 - 13 ГГц та системи для діапазону 2,4 та 5,2 ГГц на основі технології Radio Ethernet). На підставі експертних оцінок був зроблений кінцевий вибір напрямку розвитку корпоративної мережі зв’язку та конкретних технологій його реалізації. Крім того був визначений об’єм необхідних коштів та приблизний термін реалізації цього проекту. Вибір в якості підрядної організації ТОВ “НТЦ “Енергозв’язок” обумовлено тим, що вони є експертом НКРЕ та Мінпаливенерго в галузі систем зв’язку для електроенергетики, а також визнаним лідером у проектуванні ВЧ зв’язку по ЛЕП та магістральним оптоволоконним системам зв’язку, маючи багатий досвід у питаннях впровадження систем зв’язку на об’єктах енергетики України та країн СНД.

Корпоративна мультисервівсна система зв’язку та телекомунікацій компанії ПАТ ЕК “Херсонобленерго” буде базуватися на наступних видах зв’язку:радіорелейні магістральні канали зв’язку з великою пропускною спроможністю;системи зв’язку та передавання даних на основі технології Radio Ethernet;

184

кабельні системи багатоканального ущільнення;оптоволоконні системи зв’язку у вигляді окремих сегментів корпоративної

мережі;орендовані канали зв’язку;ВЧ зв’язок по лініях електропередач;канали зв’язку “останньої мілі” зі швидкістю передавання даних 9600-19200

біт/с з використанням радіо та GSM модемів для електричних підстанцій та енергооб’єктів, де встановлені мікропроцесорні системи АСУ ТП та відсутня можливість побудови іншого каналу зв’язку та передавання даних, або їх побудова економічно недоцільна;

Вибір в якості обладнання для організації зв’язку по магістральних каналах радіорелейних станцій пов’язаний з географічним розташуванням обласного центру в Херсонській області. Воно таке, що до сусіднього м. Миколаїва 60 км, а до віддалених районів своєї області (Генічеськ, В-Рогачик та інші) більше 200 км. Тому планується побудувати магістральні радіорелейні лінії зв’язку ( РРЛЗ ) з великою пропускною спроможністю в базові вузли зв’язку компанії, де вже встановлені цифрові АТС DEFINITY та LG-ERICSSON IPECS-MG як опорно-транзитні.

Таким чином підхід до вибору обладнання зв’язку, що буде використовуватися в компанії ПАТ „ЕК “Херсонобленерго”, був диференційованим і комплексним.

На першому етапі виконання робіт по створенню корпоративної мережі зв’язку компанії в 2007-2013 роках було побудовано радіорелейні лінії що розташовані вздовж річки Дніпр, а саме Херсон - Цюрупинськ – Гола Пристань, Цюрупинськ – Токарівка - Н-Каховка – Берислав – Каховка на базі радіорелейного обладнання типу SAF та CERAGON, а також з використанням технології широкосмугового радіозв’язку на базі обладнання Airmux-200 побудовано РРЛ які зв’язали віддалені дільниці об’єднаних РЕЗ єдиною мережею зв’язку Сірогози – Іванівка, Чаплинка – Каланчак та побудована лінія Гола Пристань – Білозерка яка забезпечило можливість створення каналу зв’язку ХМЕМ – Білозерка. Лінія передавання даних Цюрупинськ - Адмінбудівля ХОЕ (вул. Перекопська, 178) на базі широкосмугового радіообладнання Airmux-200, з’єднало єдиною мережею зв’язку та передавання даних персонал віддалено розташованих структурних підрозділів ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” - складських та ремонтних приміщень які розміщенні в різних кутках міста Херсону (склади відділу ОМТС, гараж служби транспорту, майстерні цеху підготовки виробництва), а також забезпечило організацію високошвидкісних каналів передавання даних і зв’язку для персоналу ХМЕМ.

У 2012 році на базі радіорелейного обладнання типу CERAGON побудована радіорелейна лінія Адмінбудівля ХОЕ (вул. Пестеля, 5 ) – ХМЕМ (вул. Робоча, 82-Б ) яка з’єднала їх єдиною мережею зв’язку та передавання даних та ліквідувало проблему роботи в програмному комплексі EnergyNet, а також забезпечило з’єднана двох цифрових АТС ще одним потоком Е1 та виділення окремого цифрового потоку Е1 на 30 з’єднувальних ліній для

185

«горячої» лінії ( 48-06-06 ) прийому телефонних дзвінків про пошкодження електромереж та відсутність електропостачання. Також у цьому році побудовано радіорелейну лінію Херсон – Виноградово яка забезпечила можливість організації каналу передавання даних телеметрії і зв’язку з ПС “Виноградово”.

У 2014 році продовжено будівництво радіорелейних каналів зв’язку в південному напрямку, побудовано радіорелейну лінію зв’язку Виноградово – Скадовськ, що забезпечила можливість організації каналу передавання даних та зв’язку з диспетчерським пунктом Скадовського РЕЗ, а також дозволить підключити цифрову АТС та мережу передавання даних Скадовського РЕЗ за допомогою цифрового потока Е1 та високошвидкісного каналу передавання даних до корпоративної мережі ПАТ „ЕК “Херсонобленерго”.

Згідно „Довгострокового плану технічного розвитку, переоснащення та модернізації об’єктів електричних мереж 0,4-150 кВ на період 2016-2020 роки ПАТ „ЕК „Херсонобленерго” починаючи з 2016 р. розпочинається перший етап по будівництву РРЛ зв’язку та передавання даних в південно-східному напрямку до якого ввійдуть крупні енергетичні об’єкти регіону ПС-154 кВ “ГНС СОС”, ПС-154 кВ “Дудчино”, ПС-154 кВ “Новотроицкая”, ПС-154 кВ “Новоалексеевка” та структурні підрозділи Новотроїцький та Генічеський РЕЗ та ЕМ. Будівництво цієї радіорелейної лінії не тільки дозволить забезпечити надійними каналами диспетчерського зв’язку та передавання телеметричних даних з транзитних підстанції цього регіону, а також дозволить підключити цифрові АТС та мережу передавання даних Новотроїцький та Генічеський РЕЗ та ЕМ за допомогою цифрового потоку Е1 та високошвидкісного каналу передавання даних до корпоративної мережі ПАТ „ЕК “Херсонобленерго”.

На першому етапі у рамках ІП-2016 року на базі радіорелейного обладнання типу CERAGON передбачено будівництво двох проміжних РРЛ Берислав – ПС-154 кВ “ГНС СОС” та РРЛ ПС-154 кВ “ГНС СОС” – ПС-154 кВ “Дудчино”, що дозволить забезпечити на першому етапі каналами диспетчерського зв’язку та передавання телеметричних даних з транзитних ПС-154 кВ “ГНС СОС” та ПС-154 кВ “Дудчино”.

Наступними етапами розвитку РРЛ в південно-східному напрямку згідно “Проекту розвитку корпоративної мережі зв’язку та передавання даних ВАТ „ЕК “Херсонобленерго”, є будівництво у 2017 р РРЛ зв’язку до ПС-154 кВ “Новотроицкая” та Новотроїцького РЕЗ, а у 2018 році через ПС-154 кВ “Новоалексеевка” до Генічеського РЕЗ.

Таким чином на протязі 2016 року в межах Інвестиційної програми передбачаються наступні роботи:

№№ Найменування робіт КількістьЦіна (тис. грн.) без

ПДВ

Сума (тис. грн.) без

ПДВ1 Будівництво радіорелейної

лінії (РРЛ) Берислав – ПС-154 1 587,55 587,55

186

кВ “ГНС СОС”.

2

Будівництво радіорелейної лінії (РРЛ) ПС-154 кВ “ГНС

СОС” – ПС-154 кВ “Дудчино”.

1 600,21 600,21

ВСЬОГО (тис грн. без ПДВ ): 1187,76

Використання комутаційного обладнання типу Cisсo дасть змогу використовувати необхідні цифрові потоки для подальшої організації зв’язку в напрямах інших РЕЗ і ЕМ області та можливість використовувати потоки для мережі передавання даних. Зараз передавання даних та голосу здійснюється за допомогою каналів ТЧ, які організовані по орендованих каналах зв’язку та відомчих ВЧ каналах. Будівництво вказаних РРЛ значно збільшить їх пропускну спроможність та підвищить надійність функціонування системи диспетчерсько-технологічного управління енергетичної компанії як у вищезгаданих напрямках, так і дасть змогу побудувати в подальшому високошвидкісні цифрові канали зв’язку в інші РЕЗ і ЕМ області (Новотроїцький та Генічеський), використовуючи ці РРЛ зв’язку в якості магістральних. Створена система якісного цифрового зв’язку також є основою для передаванні інформації до існуючої системи АСКОЕ.

Розбудова радіомережі передавання даних та встановленнякомунікаційних радіомодулів передавання даних з реєстраторів перерв

Враховуючи можливість переходу Компанії з 2017 року на стимулююче тарифоутворення (Постанова НКРЕ №1029 від 26.07.2013 р) та необхідністю створення системи реєстрації відключень в електричних мережах протягом першого регуляторного періоду (3 роки), з 2014 по 2017 ріку у Компанія передбачено поетапне впровадження заходів для його реалізації.

Згідно розробленої Концепції побудови системи автоматичної реєстрація перерв в енергопостачанні ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” цифрові реєстраторі перерв повинні забезпечить реєстрацію та миттєве отримання інформації про факт та термін відключення фідерів, надавати інформацію про струмове навантаження вводів трансформаторів та напругу на секції шин, а також видачу попереджувальної сигналізації замикання на землю у мережі 6/10 кВ та газового захисту силових трансформаторів підстанцій. Це реалізується шляхом використання безпосередньо контактів вимикачів відповідних приєднань, а у якості джерел інформації планується використовувати багатофункціональні вимірювальні перетворювачі, що встановлено на вводах трансформаторів 10 (6) кВ та мають 485-інтерфейс передавання даних. Апаратні можливості контроллеру дозволяють при виконанні відповідної програмної доробці підключати додаткові модулі телесигналізації, багатофункціональні перетворювачі та електронні прилади обліку.

На першому етапі у період з 2014 - 2015 роки проводяться роботи зі

187

встановлення 14 комплектів обладнання реєстрації перерв на базі контролеру «СКАТ ТМ РПЕ» ТОВ “ОАСУ Енерго” на підстанціях 35 кВ ХМЕМ ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” та проведення робіт з програмної доробки оперативно — інформаційного комплексу ОІК СКАТ Енерго , на загальну суму – 803,1 тис грн без ПДВ.

У 2016 році розпочинається другий етап створення системи автоматичної реєстрація аварійних відключень обладнання 19 підстанції 35 кВ, які забезпечують електропостачання м. Херсон та крупних районних центрів Херсонської області. При цьому інформація з підстанцій передається до ОІК відповідного РЕЗ та ЕМ за допомогою радіоканалу передавання даних на частоті 440-442 МГц, а далі через корпоративну мережу передавання даних до ОІК ПАТ „ЕК “Херсонобленерго”. При цьому по радіоканалу передавання даних до ОІК РЕЗ буде надходити уся потрібна диспетчеру інформація, а корпоративна мережа передавання даних забезпечить з'єднання обох ОІК.

Зважаючи на значну віддаленість об’єктів телемеханізації від базових станції відповідного РЕЗ (60-70 км) та складний рельєф місцевості потрібне встановлення додаткових ретрансляційних станцій радіо зв'язку та визначення оптимального місця їх розташування. Для визначення більш оптимальних місць встановлення базових станцій та ретрансляційних вузлів каналів радіозв'язку у 2016 році буде розроблено проект розбудови радіомережі передавання даних з розрахунком оптимальних трас проходження каналів радіозв'язку.

Також згідно розробленого проекту в 2016 році буде розпочато у Компанії розбудову радіомережі передавання даних зі встановленням у 12 РЕЗ базових станцій з відповідним каналоутворювальним обладнанням радіозв'язку.

188

Таким чином у 2016 році передбачено розробка проекту розбудови радіомережі передавання даних з розрахунком оптимальних трас проходження каналів радіозв'язку та встановлення 12 комплектів базового каналоутворювального обладнання радіозв'язку на загальну суму – 2696,72 тис грн без ПДВ.

№№ Найменування робіт КількістьЦіна (тис. грн.) без

ПДВ

Сума (тис. грн.) без

ПДВ

1

Розробка проекту розбудови радіомережі передавання даних з реєстраторів перерв ПС-35кВ

1 18,00 18,00

2

Комунікаційний модуль радіомережі передавання даних з реєстраторів перерв ПС-35кВ

3 241,53 724,59

ВСЬОГО (тис грн. без ПДВ ): 724,59

Доцільність придбання обладнання, що не вимагає монтажу

Придбання вимірювальних приладів для пошуку випромінювальних пристроїв, що припиняють роботу приладів обліку

189

Для пошуку випромінювальних пристроїв високої частоти (від 90 до 400 МГц), що використовуються для зупинки приладів обліку працівниками СЗДТУ використовується портативний аналізатор спектру Aaronia NF-6060 який дозволяє відслужувати та вимірювати сигнали у діапазоні від 10 МГц до 6ГГц та добре зарекомендував себе при проведені перевірок у Генічеському РЕЗ.

Зважаючи що аналізатор AARONIA SPEKTRYM HF-6060 укомплектовано тільки стандартною антеною HYPERLOG 7060 (від 700 МГц до 6 ГГц ) без відповідного підсилювача, що дозволяє визначити тільки район де працює випромінювальний пристрій який становить декілька кварталів, а у разі незначних сигналів потрібно наближення до об’єкту на відстань не менш 40-50 м.

Для проведення більш якісного радіомоніторингу та більш точного виявлення місця знаходження джерела випромінювання необхідно придбати комплект обладнання: малошумний підсилювач сигналу типу UBBV1 40dB (1МГц - 1ГГц) та направлену антену типу BicoLOG 30100 (30МГц — 1ГГц).

Однак споживачі все частіше використовують для зупинки приладів обліку високовольтні випромінювальні пристрої низької частоти (напругою до 10 кВ та частотою від 10 до 900 кГц) при роботі яких створюється значне електромагнітне випромінювання.

Для пошуку та вимірювання електромагнітного випромінювання застосовується портативний аналізатори електричного та магнітного поля Aaronia NF-5030, що дозволяє виміряти випромінювання магнитного поля (H): від 0,1 нТл до 2 мТл та електричного поля (E): от 0,1 В/м до 20 кВ/м. Однак цей прилад має незначний радіус дії (до 20м), що не дозволяє використовувати його на значній відстані. Для збільшення зони його дії необхідно придбати активну направлену антена типу MDF 930 X.

Для оперативного та якісного проведення персоналом СЗДТУ робіт з вимірювання та пошуку перешкод у мережах 0,4 кВ, через які здійснюється надходження інформації від приладів обліку NP-06 до маршрутизатору RTR (5-6 серії) системи Smart-IMS та унеможливлює функціонування вказаної системи. Необхідно придбати активний диференціальний тестер ліній ADP 1, що підключається до портативного аналізатори електричного та магнітного поля Aaronia NF-5030 та дозволяє проводити необхідні вимірювання у мережах 0,4 кВ

Таким чином, у рамках Інвестиційної програми 2016 року планується придбати обладнання для пошуку випромінювальних пристроїв:

№№Наіменування обладнання Кількість

(шт.)

Ціна (тис.грн. без ПДВ)

Сума (тис.грн. без ПДВ)

1 Активну направлену антену типу BicoLOG 30100 Х 1 43,68 43,68

2 Активну направлену антена типу 1 33,60 33,60

190

MDF 930 X

3 Активний диференціальний тестер ліній ADP 1 1 17,69 17,69

ВСЬОГО: 94,97

191


VІ. Модернізація та закупівля

транспортних засобів

Закупівля транспортних засобів

Для забезпечення технічного обслуговування електромереж компанії, оперативного усунення аварійних ситуацій необхідно у 2015 інвестиційному році поповнити автопарк компанії транспортними засобами (таблиця 20):

192

Таблиця 20№п/п

Назва механізму Ціна одиниці (без ПДВ),

тис. грн

Кількість, шт.

Сума,тис. грн.(без

ПДВ)

1 Автовишка ГАЗЗ3309АР18 850 2 1700,00

2 Рено Логан 232,08 3 696,253 Автокран МАЗ КС5571 32т. 2483,33 1 2483,33

4879,58

Автовишка ГАЗ3309АР18В 2015 році Товариство планує придбати Автовишку ГАЗ3309АР18 для

виготовлення ремонтно-будівельних монтажних робіт, обслуговування електричних установок ПАТ «ЕК «Херсонобленерго». Вартість Автовишки ГАЗ3309АР18 складає 1700 тис.грн. (без ПДВ)

Рено ЛоганВ 2015 році Товариство планує придбати Рено Логан для перевезення

персоналу. Вартість Рено Логан складе 232,08 тис. грн . (без ПДВ) Вартість за 3 шт 696,25 тис. грн (без ПДВ)

Автокран МАЗ КС5571 32т.В 2015 році Товариство планує придбати Автокран МАЗ КС5571 32т.

Для виконання погрузочно-розгрузочних робіт та будівельно-монтажних робіт з вантажами на розосереджених на об’ектах. Вартість Автокран МАЗ КС5571 32т. 2483,33 тис. грн (без ПДВ)

193


VIІ. Інше

ІншеПридбання перевірочних установок типу ПТ-01

В даний час релейний персонал РЕЗ і ЕМ ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» використовує для виконання перевірок пристроїв РЗА з прогрузкою первинним струмом морально застарілі та фізично зношені пристрої типу У-5053. Крім

194

того, більшість персоналу РЕЗ і ЕМ зовсім не має перевірочних пристроїв промислового зразку, і користується саморобними пристроями, що значно знижує якість виконання перевірок пристроїв РЗА та точність вимірювання контрольованих показників,

Персонал РЗА в деяких РЕЗ і ЕМ взагалі не мають будь – якої прогрузочної апаратури, і тому перевірки з прогрузкою первинним струмом не виконуються зовсім, що негативно впливає на правильність роботи всього комплексу пристроїв РЗА ПАТ «ЕК «Херсонобленерго», що не відповідає вимогам ГКД 34.20.507-2003. Впровадження перевірочних пристроїв ПТ-01 дозволить:Виконувати перевірки пристроїв РЗА з прогрузкою первинним струмом.Контролювати потрібні параметри під час перевірки з достатньою точністю, що

дасть можливість найбільш якісно виконувати настройку пристроїв РЗА.Зменшити час до 20% при виконанні перевірок пристроїв РЗА за рахунок

використання вмонтованих в прогрузочний пристрій вимірювальних приладів з достатньою точністю вимірів.

Одержати в цілому перевірочний комплекс релейних захистів, який діє у відповідності до вимог селективності та надійності роботи енергетичного устаткування.На 2016 рік заплановане придбання 1-го пристрою ПТ-01 для

використання персоналом РЗА РЕЗ і ЕМ.Заплановані витратити коштів у 2016 інвестиційному році: 80,0 тис.грн.

(без ПДВ)

Придбання тестових та вимірювальних приладівПри проведенні налагодження та ремонту устаткування підрозділами

ЗДТУ використовують застарілі вимірювальні прилади 70-х-80-х років випуску, технічні характеристики, яких не відповідають сьогоденним вимогам. Перелік працездатних приладів дуже обмежений. СЗДТУ має:5 осцилографів типу С1-68, С1-72, С1-76 випуску 1974-1984рр.; 2 генераторb ВЧ сигналів типу Г4-116, Г4-102 випуску 1978-1988рр.; 5 генераторів НЧ сигналів типу Г3-56, Г3-102, Г3-109 випуску 1978-1987рр.; 2 частотоміри типу Ч3-34, Ч3-54 випуску 1973-1983 рр.;5 мілівольтметрів типу В3-38, В3-39, випуску 1977-1986 рр.;3 вольтметри типу В7-16, В7-26 випуску 1977-1988 рр.До цього слід додати декілька осцилографів лампового зразку виробництва колишньої ВНР. В межах виконання Інвестиційної програми розвитку компанії у 2006 та 2013 році було придбано два сучасних вимірювальних прилади, а саме кабельний вимірювач „ИРК ПРО АЛЬФА” та кабельний трасо-дефектошукач „ПОИСК-210Д” а також прибор ТЧ-ПРО який є наступником П-321.

195

Вищевказані прилади розташовані на ремонтних ділянках ЗДТУ компанії та ХМЕМ. На інших ділянках ЗДТУ в РЕЗ і ЕМ контрольно-вимірювальні прилади практично відсутні.

Ремонт несправних приладів неможливий через відсутність застарілих комплектуючих і високої вартості роботи, тому є економічно недоцільним.

Однак водночас з встановленням нового цифрового обладнання радіорелейного зв’язку що встановлюється в Н-Каховському РЕЗ і ЕМ та потребує підключення до обладнання ВЧ зв’язку та телемеханіки яке експлуатується і використовує ТЧ канали зв’язку на всіх ПС-154 кВ та великій кількості ПС-35 кВ. Проводити роботи по ремонту та налагодженню подібної апаратури неможливо без спеціального устаткування. Вимірювальне обладнання радянських часів типу П-321, що використовувалося раніше, настільки зношене, що навіть не проходе метрологічну атестацію.

Усе вищесказане приводить до зниження надійності зв'язку та якості роботи обладнання внаслідок збільшення часу на ремонт і зниженні якості ремонту засобів радіозв'язку, телемеханіки, каналоутворючої апаратури.

З метою економії коштів та часу при виконанні ремонту обладнання зв’язку та ТМ, для проведення якісного ремонту та експлуатаційного обслуговування обладнання ЗДТУ необхідно придбати у 2016 році обладнання для вимірювання параметрів каналів тональної частоти:

№№Наіменування обладнання Кількість

(шт.)

Ціна (тис.грн. без ПДВ)

Сума (тис.грн.без ПДВ)

1 Вимірювач параметрів каналів тональної частоти ТЧ-ПРО. 1 19,9 19,9

ВСЬОГО: 19,9

Доцільність придбання засобів резервного електроживлення апаратури зв’язку та телекомунікацій

На даний момент у ПАТ ЕК “Херсонобленерго” в експлуатації знаходяться 7 дизель-генераторів випуску 1970-1971 років, встановлені на ДП Херсонських МЕМ та ДП Каховського РЕЗ і ЕМ та 5 одиниць на ПС-154 кВ. З 2005 року придбані та встановлені 11 нових дизель-генераторів:на ДП компанії дизель-генератор потужністю 16 кВт.На ДП Н-Каховського РЕЗ і ЕМ потужністю 4,5 кВт.На ДП Бериславського РЕЗ і ЕМ потужністю 4,5 кВт.На ДП Цюрупинського РЕЗ і ЕМ потужністю 4,5 кВт.На ПС-154 кВ “Н-Алексеевка” потужністю 4,5 кВт.На ПС-154 кВ “Трифоновка” потужністю 4,5 кВт.На ПС-154 кВ “Посад-Покровская” потужністю 4,5 кВт.На ПС-154 кВ “ГНС КОС” потужністю 4,5 кВт.На ПС-154 кВ “Дудчино” потужністю 4,5 кВт.

196

На ПС-154 кВ “Промбаза” потужністю 4,5 кВт.На ПС-154 кВ “Цюрупинская” потужністю 4,5 кВт.

Для забезпечення безперебійного живлення всього комплексу устаткування зв'язку, телемеханіки, АСКОЕ, АСДТУ й АСУТП на ДП РЕЗ і ЕМ та ПС-154 кВ згідно „Довгострокового плану технічного розвитку, переоснащення та модернізації об’єктів електричних мереж 0,4-150 кВ на період 2012-2015 роки” було передбачене придбання і монтаж 12 дизель-генераторів автоматичних та акумуляторів для безперервного живлення засобів радіозв’язку.

На нараді Мінпаливенерго при опрацюванні причин та наслідків відключення електроенергії системного характеру в Криму у 2011 р. був зроблений акцент на питанні наявності на енергооб’єктах засобів резервного електроживлення засобів АСДУ. При довгостроковому відключенні електроенергії не велись навіть записи диспетчерських переговорів, так як архіватори мови були знеструмлені.

Враховуючи, що ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” розпочало встановлення замість застарілих (не активних) диспетчерських схем оперативного керування, сучасні системи відображення оперативно-диспетчерської інформації, т.з. відео-стіни, разом з необхідним для її функціонування серверним обладнанням. Вкрай необхідно забезпечити це обладнання резервним джерелом живленням, встановлення бензо-генераторів VITALS Master EST 5.0B з системою автоматичного запуску та вводу резерву, забезпечить надійне живлення диспетчерського пункту, що дозволить оперативному персоналу у повної мірі використати надані йому засоби зв’язку та враховуючи оперативну ситуацію яка відображається на відео-стені, локалізувати аварійну ситуацію та в найкоротший термін відновити енергопостачання.

Інвестиційною програмою ПАТ „ЕК “Херсонобленерго” на 2016 р. заплановано придбання двох бензо-генераторів VITALS Master EST 5.0B фірми VITALS які добре зарекомендували себе на споживчому ринку України та встановити для резервного живлення диспетчерських пунктів Голопристанського та Високопільського РЕЗ та ЕМ.

При виборі типів обладнання, що закуповується, перевага була віддана генераторам з бензиновими двигунами. Вони відрізняються від дизельних економічністю, великим строком служби, високими енергетичними показниками, широким діапазоном робочих температур ( що особливо важливо при їх експлуатації на ПС), наявністю автоматичного вводу резерву і представлені на ринку багатим вибором сучасних моделей.

На протязі 2016 року заплановані наступні обсяги робіт по системам резервного безперебійного живлення: придбання 2-х бензо-генераторів фірми VITALS Master EST 5.0B потужністю

5,5 кВт на суму 36,8 тис.грн. без ПДВ.

197

№№ Найменування обладнання Кількість (шт.)

Ціна (тис.грн.) без ПДВ

Сума (тис.грн.)без ПДВ

1Бензо-генератор VITALS Master EST 5.0B 5,5 кВт 220В з бензиновим двигуном

2 18,4 36,8

ВСЬОГО: 36,8

Наявність на об’єктах електроенергетики засобів аварійного електроживлення є обов’язковою вимогою „Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж”.

Експлуатація сучасного обладнання зв’язку і обчислювальних систем АСУ потребує значної уваги до якості і безперебійності електроживлення. Ефективність використання зв’язку і АСУ без надійних засобів резервного безперебійного електроживлення буде дуже низькою за рахунок простоїв та втрат інформації в комп’ютерних системах автоматизованого управління.

Усе перераховане вище підвищить надійність зв'язку усередині компанії та підвищить оперативність дії системи диспетчерського контролю та управління і роботу структурних підрозділів.

Оптичний ТеодолітОптичний теодоліт необхідний для виконання геодезичних робіт на

будмайданчику при виконанні будівництва на місцевості вісей будівель та споруд, ліній електропередач, визначаючий їх конфігурацію та координати з закріпленням на місцевості їх положення в плані (виніс проектних рішень в натурі шляхом виконання вимірів горизонтальних углів та відстанні). Також теодоліт використовується при геодезичному супроводі монтажу та контролю точності установки будівельних елементів в проектне положення та при вивірці вертикалі при монтажу опор ЛЕП. Вартість придбання складає 41 тис.грн.

На даний час в Товаристві є в наявності оптичний теодоліт 2Т30П, але згідно довідки про непридатність № 1098/л от 27 травня 2015 р. виданий державним підприємством «Херсонский науково-виробничий центр стандартизації, метрології та сертифікації» прилад визнаний непридатним до використання.

Кліщі струмовимірювальні електронні APPA А16HRДля комплектації бригад енергоінспекції структурних підрозділів

компанії для покращення якості перевірки лічильників на місці їх встановлення (у споживачів) заплановано придбати кліщі струмовимірювальні електронні APPA А16HR (або аналог). Кліщі даного

198

типу мають підвищені: точність, захищеність від механічних пошкоджень (в тому числі від падіння з висоти 1.3м) та унікальний механізм губок підвищеної надійності та зниженим коефіцієнтом намагнічування. У 2016 році планується придбати 32шт. комплекти кліщів АРРА A16НR на загальну сумму 149,44 тис.грн

Вимірювач струму на ПЛ зі штангою E-115ШДля комплектації рейдових бригад структурних підрозділів компанії

основним вимірювальним приладом для виявлення і виміру безоблікових навантажень у 2016 році планується придбати 20 шт. вимірювачів струму на ПЛ зі спеціальною штангою типу Е-115Ш (або аналог) на загальну сумму 75,2 тис.грн.

Будівництво погрузочно-розвантажувального комплексу з ремонтними майстернями (ХМЕМ)

В 2015 році ФОП Черненко С.О. розроблено робочий проект на будівництво площадки для зберігання великогабаритного вантажу та реконструкція виробничої майстерні ПАТ “ЕК “Херсонобленерго” за адресою: м.Херсон, вул.Робоча,82б.Будівництво площадки для зберігання великогабаритного вантажу та реконструкція виробничої майстерні ПАТ “ЕК “Херсонобленерго” за адресою: м.Херсон, вул.Робоча,82б необхідне для підвищення якості умов зберігання великогабаритного вантажу та обслуговування і ремонту машин, механізмів та обладнання ПАТ “ЕК “Херсонобленерго”.Орієнтовна вартість будівництва об'єкту складає 1000 тис.грн без ПДВ.

ВИСНОВОК

У результаті впровадження вище запланованих заходів, ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» зможе знизити понаднормативні втрати, значно поліпшити технічний стан основних фондів, за рахунок заміни зношеного обладнання, удосконалення схем електричних мереж, будівництва та реконструкції

199

повітряних ліній. В інвестиційну програму на 2016 рік включені заходи, щодо впровадження та розвиток автоматизації оперативно-інформаційних комплексів, систем зв’язку і телекомунікацій, розвиток інформаційних технологій та закупівля і модернізація парку транспортних засобів.

Якщо зважати на те, що заходи по Інвестиційній програмі можна умовно поділити на такі, що дозволяють їх розрахувати на окупність, і такі, що практично не дозволяють розрахувати їх на окупність (усунення недоліків, зазначених в приписах контролюючих органів, закупівля обладнання, аналогів якому не було, та обладнання, яке встановлюється замість викраденого, виконання проектних робіт тощо), то окупність Інвестиційної програми в цілому була б на рік – півтора менше.

Найважливішою задачею технічного розвитку енергокомпанії є підвищення надійності і ефективності роботи енергосистеми.

Основними напрямками технічного розвитку ПАТ «ЕК «Херсонобленерго» визнані:

будівництво нових електричних мереж та реконструкція існуючих у центрах передбачуваних навантажень; доведення технічного стану електричних мереж до відповідності вимогам чинних нормативних документів шляхом проведення їх реконструкції та модернізації; зниження витрат електричної енергії на її передачу; скорочення термінів проведення регламентних та ремонтно - відновлювальних робіт за рахунок впровадження новітніх типів устаткування, що не потребує ремонтного обслуговування впродовж всього терміну експлуатації; розвиток системи і засобів зв'язку енергокомпанії; впровадження прогресивних технічних засобів, систем і технологій енергозабезпечення.

200

Documents

ksoe.com.ua · Web viewРеалізація проекту дозволить зменшити кількість аварійних відключень ліній електропередач