Підвищення ефективності електропостачання шляхом модернізації розподільчих станцій та підстанцій

Ялинський, Олександр Леонідович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7116

Title:	Підвищення ефективності електропостачання шляхом модернізації розподільчих станцій та підстанцій
Authors:	Яценко, Ірина В'ячеславівна Ялинський, Олександр Леонідович
Keywords:	система електропостачання;трансформаторна підстанція;автоматизація;моніторинг та керування;цифрові підстанції;диспетчерське управління
Issue Date:	Dec-2025
Abstract:	Представлено результати аналізу, та дослідження існуючих систем моніторингу, які використовуються для контролю стану та процесів трансформаторних підстанцій. Програмно-обчислювальне середовище, що використовується у системах моніторингу застаріле та не дає можливості ефективно автоматизувати процеси управління технічним обслуговуванням та ремонтами. На сьогоднішній день актуальною є задача інтеграції сучасного програмного забезпечення в існуючі системи управління та моніторингу трансформаторних підстанцій, дозволить покращити обчислювальні потужності з метою підвищення ефективності експлуатації електричних мереж. У роботі обҐрунтовано доцільність дослідження процесів на підстанціях АТ «Черкасиобленерго», шляхом інтегрування програмного комплексу АСТОР-8. Даний підхід дозволить модернізувати системи моніторингу підстанцій з найменшими організаційно-експлуатаційними витратами та підвищити ефективність електропостачання промислових підприємств.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7116
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
ВКРМ_Ялинський.pdf Restricted Access		6.6 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show full item record

Extracted text

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)

«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Валентин ТКАЧЕНКО
______________________
“_____” __________2025 р.

Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра

на тему:
«Підвищення ефективності електропостачання шляхом модернізації
розподільчих станцій та підстанцій»

Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу, групи мЕСЕ–44
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)

Ялинський Олександр Леонідович ____________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис)

Науковий керівник д.т.н., професор Ірина Яценко_______ ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)

Нормоконтроль к.т.н., доцент Костянтин КЛЮЧКА ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)

Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань.
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)

Черкаси 2025 р.

РЕФЕРАТ

Магістерська робота складається з 104 сторінок, 61 рисунків, 7
таблиць, а також містить 115 джерел в переліку посилань.
Представлено результати аналізу, та дослідження існуючих систем
моніторингу, які використовуються для контролю стану та процесів
трансформаторних підстанцій. Програмно-обчислювальне середовище,
що використовується у системах моніторингу застаріле та не дає
можливості ефективно автоматизувати процеси управління технічним
обслуговуванням та ремонтами. На сьогоднішній день актуальною є задача
інтеграції сучасного програмного забезпечення в існуючі системи
управління та моніторингу трансформаторних підстанцій, дозволить
покращити обчислювальні потужності з метою підвищення ефективності
експлуатації електричних мереж. У роботі обҐрунтовано доцільність
дослідження процесів на підстанціях АТ «Черкасиобленерго», шляхом
інтегрування програмного комплексу АСТОР-8. Даний підхід дозволить
модернізувати системи моніторингу підстанцій з найменшими
організаційно-експлуатаційними витратами та підвищити ефективність
електропостачання промислових підприємств.
Ключові слова: Система електропостачання; трансформаторна
підстанція; автоматизація; моніторинг та керування; цифрові підстанції;
«Черкасиобленерго»; датчики; аналітика; візуалізація даних;
енергоефективність; надійність електропостачання; SAIDI; цифрова
трансформація; техніко-економічне обґрунтування; окупність інвестицій;
втрати електроенергії; диспетчерське управління.

ЗМІСТ
ВСТУП………………………………………………………………………. 6
1. АНАЛІТИЧНИЙ РОЗДІЛ............................................................................ 00
1.1 Аналіз сучасних тенденцій в розвитку систем енергозабезпечення….. 00
1.2 Стан енергетики України та країн Європейського союзу....................... 00
1.3 Основні підходи до створення високоефективних систем енерго-
забезпечення......................................................................................................... 00
1.4 Аналіз типових споживачів і схем енергозабезпечення........................... 00
1 1.5 Висновки до аналітичного розділу…………………………………......... 00
2. ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСЬКИЙ РОЗДІЛ................................................ 00
2.1 Опис об`єкта дослідження........................………………………………. 00
2.2 Розробка проєкту...........................................……………………………. 00
2.2.1 Обстеження існуючої інфраструктури та визначення рівня
автоматизації трансформаторних підстанцій................................... 00
2.2.2 Розробка технічного рішення інтеграції програмного комплексу... 00
2.2.3 Встановлення обладнання для збору та передачі даних.................... 00
2.2.4 Налаштування програмного забезпечення для збору, обробки та
візуалізації даних...................................................................................
2.2.5 Тестування системи в умовах реальної експлуатації та коригування
її параметрів...........................................................................................
2.2.6 Повномасштабне впровадження у роботу підприємства..................
2.3 Висновки до проектно-конструкторського розділу…………………….... 00
3. РОЗРАХУНКОВО-ДОСЛІДНИЦЬКИЙ РОЗДІЛ………………………... 00
3.1 Попереднє обґрунтування вибору програми для енергокомпанії........... 00
3.2 Економічне обґрунтування інтеграції програми...................................... 00
3.2.1 Оцінка річного економічного ефекту................................................ 00
3.2.2 Розрахунок окупності та річний........................................................ 00
3.3 Висновки до розрахунково-дослідницького розділу................................ 00
ЗАГАЛЬНІ ВИСНОВКИ……………………………………………………... 00
ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ …………………........................................................... 00

Перелік умовних позначень, символів, скорочень і термінів
АС – автоматизована система.
АСКОЕ – автоматизована система комерційного обліку електроенергії.
АСУ ТП – автоматизована система управління технологічним процесом.
АСТОР-8 – програмний комплекс моніторингу, аналізу та диспетчеризації
електрообладнання.
APN – Access Point Name, точка доступу мобільного оператора.
API – Application Programming Interface, програмний інтерфейс взаємодії.
CPU – центральний процесор контролера або RTU.
CT – Current Transformer, трансформатор струму.
DB – база даних.
DNP3 – Distributed Network Protocol, протокол енергетичних систем.
EMS – Energy Management System, система енергоменеджменту.
GIS – геоінформаційна система.
GPS/GLONASS – супутникові системи позиціонування.
HMI – Human–Machine Interface, інтерфейс оператора.
IEC 60870-5-101/104 – стандартизовані протоколи телемеханіки.
IEC 62056 – стандарт обміну даними лічильників.
IoT – Internet of Things, інтернет речей.
IP – клас захисту оболонки.
ИТП – інтелектуальна трансформаторна підстанція.
kWh – кіловат-година.
LTE/4G – стандарти мобільного зв’язку.
MTBF – середній час безвідмовної роботи.
MTTR – середній час відновлення.
ODBC/JDBC – стандартизовані драйвери доступу до БД.
PLC – Programmable Logic Controller, програмований логічний контролер.
PT – Potential Transformer, трансформатор напруги.
PT100 – датчик температури опору.
PWM – широтно-імпульсна модуляція.

RTD – Resistance Temperature Detector, температурний датчик.
RTU – Remote Terminal Unit, пристрій телемеханіки.
SAIDI – середня тривалість перерв у електропостачанні.
SAIFI – середня кількість перерв.
SCADA – Supervisory Control And Data Acquisition.
SQL – мова структурованих запитів.
TCP/IP – мережевий протокол.
TP – трансформаторна підстанція.
UPS – Uninterruptible Power Supply, джерело безперебійного живлення.
VPN – Virtual Private Network.
VT – Voltage Transformer, трансформатор напруги.
WAN – глобальна мережа.

ВСТУП

Актуальність теми дипломної роботи полягає в тому, що
підвищення ефективності експлуатації електричних мереж шляхом
інтеграції сучасного програмного забезпечення в існуючі системи
управління та моніторингу трансформаторних підстанцій дозволяє значно
покращити обчислювальні потужності та підвищити ефективність роботи
енергетичних систем.
Сучасний розвиток економіки України безпосередньо пов’язаний із
стабільністю та надійністю функціонування енергетичного сектору.
Електропостачання є основою життєдіяльності суспільства, забезпечує
роботу промислових підприємств, об’єктів соціальної інфраструктури та
побутових споживачів. Зростання обсягів споживання електроенергії,
інтеграція відновлюваних джерел енергії, потреба у зниженні технологічних
втрат та підвищенні ефективності енергетичних процесів обумовлюють
необхідність модернізації електроенергетичної інфраструктури [10].
Особливу роль у цьому процесі відіграють розподільчі станції та
підстанції, які є ключовою ланкою між магістральними мережами та
кінцевими споживачами. Від їх технічного стану та рівня автоматизації
залежить надійність енергопостачання, якість електроенергії та
оперативність ліквідації аварійних ситуацій [12].
Наукова проблема полягає у тому що на сьогоднішній день значна
частина обладнання АТ «Черкасиобленерго» на розподільчих станціях і
підстанціях експлуатується понад встановлені терміни, що призводить до
зростання рівня аварійності, підвищених експлуатаційних витрат і
додаткових втрат електроенергії. Це вимагає системного підходу до їх
оновлення, впровадження сучасних цифрових технологій та засобів
автоматизації [21].
Метою роботи є підвищення ефективності експлуатації електричних
мереж шляхом інтеграції сучасного програмного забезпечення в існуючі
системи управління та моніторингу трансформаторних підстанцій, що

дозволить покращити обчислювальні потужності з метою підвищення
ефективності експлуатації електричних мереж.
Завдання роботи передбачають:
- аналіз тенденцій розвитку систем енергозабезпечення;
- дослідження технічного стану розподільчих станцій та підстанцій;
- визначення основних проблем їх функціонування;
- обґрунтування шляхів підвищення ефективності роботи шляхом інтеграції
програмного забезпечення в системи управління та моніторингу;
- оцінку очікуваних результатів від використання сучасних програмних
рішень.
Об’єктом дослідження є система електропостачання АТ
«Черкасиобленерго».
Предметом дослідження є програмний комплекс для
автоматизованого моніторингу та керування трансформаторними
підстанціями програма АСТОР—8.
Методи дослідження ґрунтуються на принципах системного
аналізу, математичному моделюванні режимів роботи електричних мереж,
методах техніко-економічного обґрунтування, комп’ютерному аналізі
даних, а також на застосуванні нормативно-технічної документації з
автоматизації електроенергетичних систем [3; 12].
Наукова новизна роботи полягає в такому:
- удосконалено підхід до модернізації системи електропостачання
шляхом поєднання традиційних засобів керування з сучасним програмним
забезпеченням для інтелектуального моніторингу;
- запропоновано модель інтеграції цифрової системи збору даних у
мережу АТ «Черкасиобленерго» з урахуванням реального технічного стану
ТП та обмежень існуючої інфраструктури;
- обґрунтовано оптимальні технічні засоби збору інформації, що
дозволяють мінімізувати витрати підприємства при максимальному
підвищенні рівня автоматизації;

- отримано нові кількісні оцінки економічного ефекту від
модернізації, з урахуванням впливу на SAIDI та експлуатаційні витрати [7];
- підвищено ефективність управління електричними мережами за
рахунок впровадження єдиної цифрової платформи моніторингу та аналізу.
Таким чином, дипломна робота має важливе практичне значення,
адже її результати можуть бути використані для підвищення надійності та
ефективності функціонування енергетичної інфраструктури України.
Структура роботи:
Перший розділ містить аналітичний огляд сучасних тенденцій у
розвитку систем енергозабезпечення, аналіз стану електроенергетики
України та ЄС, характеристику типових схем електропостачання та
формування висновків щодо необхідності модернізації.
Другий розділ присвячено проектно-конструкторській частині, у
межах якої виконано аналіз інфраструктури АТ «Черкасиобленерго»,
розроблено технічне рішення модернізації, сформовано концепцію
інтеграції програмного забезпечення, а також описано етапи впровадження
системи: від обстеження обладнання до промислового запуску.
Третій розділ охоплює розрахунково-дослідницьку частину, що
включає обґрунтування вибору програмного комплексу, розрахунок
економічної ефективності, визначення річного економічного ефекту та
терміну окупності впровадження.
Результати досліджень були оприлюднені на студентській науково-
практичній конференції «Днів студентської науки ЧДТУ 2025 року».

1. АНАЛІТИЧНИЙ РОЗДІЛ

1.1 Аналіз сучасних тенденцій в розвитку систем
енергозабезпечення

Сучасні електроенергетичні системи зазнають істотних змін під
впливом глобальних та регіональних факторів. Однією з ключових
тенденцій є зростання ролі відновлюваних джерел енергії — сонячної та
вітрової генерації. На рис. 1.1 і 1.2 зображено відновлювальні джерела
енергії.

Рисунок 1.1 — Сонячна електростанція

Це призводить до варіабельності виробництва електроенергії, а отже
зростає потреба у додаткових механізмах гнучкості, таких як системи
акумулювання енергії, резервні потужності та інструменти керування
попитом [10].

Рисунок 1.2 — Вітроелектростанція
Не менш важливою є цифровізація електромереж. Технології smart-
grid, автоматизовані системи диспетчерського керування та обліку
електроенергії дозволяють підвищити рівень надійності, знизити втрати,
оперативно локалізувати та ліквідовувати аварії. Це особливо актуально для
розподільчих мереж, які мають справу з великою кількістю
децентралізованих джерел генерації [3].
Значного поширення набувають системи накопичення енергії.
Батарейні комплекси забезпечують згладжування пікових навантажень,
аварійне резервування та стабілізацію параметрів електроенергії. У країнах
Європи та Україні такі рішення стають невід’ємною частиною
інфраструктури, оскільки підвищують стійкість енергопостачання,
особливо в умовах зовнішніх загроз та можливих аварійних відключень
[26].
Ще однією тенденцією є розвиток децентралізованої генерації та
мікромереж. Зростає кількість так званих «prosumer» — споживачів, які не
лише використовують електроенергію, а й виробляють її для власних потреб
та продажу в мережу. Це вимагає від операторів розподільчих систем нових
підходів: від ролі пасивних «постачальників» електроенергії вони
трансформуються у координаторів локальних енергетичних процесів,
організаторів ринку гнучкості та інтеграторів нових технологій [25].

Важливе місце займають питання безпеки та стійкості
електроенергетичних систем. Зростання ризиків, пов’язаних із
кібератаками, природними катастрофами чи військовими загрозами, змушує
енергокомпанії інвестувати у фізичний та інформаційний захист
інфраструктури. Модульність мереж, резервні джерела живлення, мобільні
підстанції та швидке відновлення обладнання стають необхідними
елементами сучасного розвитку енергосистем [27].
Ключовим напрямком розвитку є модернізація розподільчих станцій
та підстанцій. Сучасні вимоги передбачають не лише заміну застарілого
обладнання, а й інтеграцію цифрових технологій, систем автоматичного
керування, впровадження акумуляторних систем, вдосконалення релейного
захисту та обліку електроенергії. Такі заходи дозволяють знизити
технологічні втрати, забезпечити швидке відновлення після аварій та
підвищити ефективність роботи електричних мереж.
Отже, розвиток систем енергозабезпечення відбувається у напрямку
підвищення гнучкості, цифровізації, інтеграції відновлюваних джерел та
підвищення рівня безпеки. Це формує передумови для глибокої модернізації
розподільчих станцій та підстанцій, що безпосередньо пов’язано з темою
дипломної роботи та визначає її актуальність.
Разом з тим, сучасні системи енергозабезпечення стикаються з
низкою проблем, що потребують комплексного вирішення. Однією з
головних є зношеність основних фондів електроенергетики, зокрема
трансформаторних підстанцій, розподільчих станцій та ліній
електропередач. Значна частина обладнання експлуатується понад
нормативні строки, що призводить до зростання аварійності та зниження
рівня надійності електропостачання.
Ще однією важливою тенденцією є зростання навантаження на
електричні мережі у зв’язку з розвитком електротранспорту,
електрифікацією промисловості та збільшенням кількості побутових
споживачів. Це вимагає підвищення пропускної здатності мереж,
модернізації підстанцій, а також застосування інтелектуальних систем

керування режимами роботи [28].
Значну роль у підвищенні ефективності відіграють сучасні програмні
комплекси, які забезпечують постійний моніторинг параметрів роботи
обладнання, оперативний збір і аналіз даних, прогнозування можливих
відмов та оптимізацію режимів. Інтеграція таких рішень у системи
управління енергопостачанням дозволяє мінімізувати втрати, своєчасно
виявляти несправності й підвищувати ефективність експлуатації мереж.
У світовій практиці важливим напрямом стає автоматизація
управління трансформаторними підстанціями. Використання
спеціалізованого програмного забезпечення створює можливість
централізованого контролю, швидкого реагування на аварійні ситуації, а
також розширює можливості диспетчерських служб. Це особливо актуально
для країн, де значна частина електрообладнання застаріла та потребує
модернізації.
Таким чином, аналіз сучасних тенденцій показує, що подальший
розвиток систем енергозабезпечення неможливий без цифровізації,
впровадження автоматизованих систем моніторингу та управління, а також
безпосередньої модернізації розподільчих станцій і підстанцій. Це
забезпечить стабільність, економічність та відповідність сучасним вимогам
до ефективності й надійності енергетичних систем.

1.2 Стан енергетики України та країн Європейського союзу

Енергетика України сьогодні переживає один із найскладніших
періодів за всю історію незалежності. Війна з Росією суттєво вплинула на
енергетичну систему країни, адже масовані удари по інфраструктурі —
електростанціях, підстанціях та лініях передачі — призвели до значних
пошкоджень і втрат потужності [29]. За оцінками міжнародних організацій,
майже половина критичних трансформаторів високої напруги була
пошкоджена або зруйнована, а втрати встановленої потужності перевищили
19 гігават [29; 30]. Це означає, що енергосистема працює із серйозними

обмеженнями, а в окремі періоди виникає потреба у вимушених
відключеннях та імпорті електроенергії.
Енергобаланс України традиційно формується за рахунок кількох
ключових джерел. Провідну роль відіграє атомна енергетика, яка навіть у
складних умовах забезпечує значну частку виробництва електроенергії.
Водночас теплова генерація — теплові електростанції та
теплоелектроцентралі — серйозно постраждали внаслідок атак і мають
обмежені можливості. Гідроелектростанції також зазнали втрат, хоча й
залишаються важливим елементом системи. Відновлювані джерела енергії
— сонячна, вітрова, біомаса — поступово займають своє місце, проте їхня
частка у загальному енергоспоживанні все ще залишається невеликою [31].
Проте державна стратегія передбачає збільшення цієї частки до 27 відсотків
у найближче десятиліття.
Основними викликами для української енергетики є безпека
інфраструктури, дефіцит потужностей, залежність від імпорту газу, брак
фінансування та необхідність інтеграції з європейськими енергетичними
ринками. Водночас країна має значні можливості. Йдеться про розвиток
сонячної енергетики, зокрема дахових установок, використання біомаси,
будівництво сучасних систем зберігання енергії. Також великий потенціал
полягає у стабільній роботі атомних електростанцій за умови забезпечення
їхньої безпеки. Міжнародна підтримка відіграє ключову роль у відновленні
та модернізації енергосектору.
Європейський Союз, зі свого боку, демонструє зовсім інші тенденції.
Тут чітко простежується перехід від використання викопних ресурсів до
відновлюваних джерел енергії. У 2023 році майже половина всієї енергії в
ЄС була вироблена з відновлюваних джерел [32]. Ядерна енергетика
залишається ще одним значним джерелом, забезпечуючи майже третину
потреб. Водночас частка газу та вугілля поступово скорочується. У
кінцевому енергоспоживанні частка відновлюваних джерел перевищила
чверть, а ціль на 2030 рік передбачає її збільшення щонайменше до 42,5
відсотків [33].

Енергетична політика ЄС ґрунтується на Європейському зеленому
курсі, який має на меті досягнення кліматичної нейтральності до 2050 року.
Це передбачає розвиток чистих технологій, систем зберігання енергії,
використання водню та впровадження інноваційних рішень у сфері
управління мережею. Водночас Європа стикається з викликами, серед яких
залежність від імпорту енергоресурсів, необхідність модернізації
інфраструктури, коливання цін та соціальні наслідки енергетичного
переходу. Успішні приклади окремих країн, зокрема скандинавських,
показують, що високий рівень використання відновлюваних джерел є
досяжним навіть у короткі строки.
Порівнюючи Україну та ЄС, можна побачити суттєві відмінності.
Якщо Європейський Союз рухається у напрямку стабільного розвитку
зростання відновлюваних джерел, то Україна вимушена зосереджуватися на
відновленні пошкодженої інфраструктури, водночас намагаючись
інтегруватися у європейський енергетичний простір. Для України ключовим
завданням є забезпечення стійкості мережі, захист критичних об’єктів,
розвиток децентралізованої генерації та створення умов для інвестицій.
У перспективі Україні важливо прискорити реконструкцію
енергосистеми, впроваджувати нові технології зберігання та передачі
енергії, збільшувати частку відновлюваних джерел і поступово зменшувати
залежність від імпортованих ресурсів. Також необхідним є підвищення
енергоефективності, адже значна частина ресурсів витрачається
нераціонально. Усі ці кроки дозволять Україні наблизитися до стандартів
Європейського Союзу та створити сучасну, надійну і сталу енергосистему.
Енергетична система країн Європейського Союзу характеризується
значною різноманітністю джерел, рівнем інтеграції та амбіційними цілями,
спрямованими на декарбонізацію економіки. Оскільки ЄС включає держави
з різним рівнем розвитку, географічними умовами та ресурсним
потенціалом, підходи до формування енергобалансу відрізняються, проте
загальний вектор є спільним — це зменшення викидів вуглецю, поступова
відмова від викопного палива та розвиток відновлюваної енергетики.

Італія є однією з провідних економік ЄС і водночас сильно залежить
від імпорту енергоносіїв. Близько 75% споживаних енергоресурсів країна
імпортує, що робить її вразливою до зовнішніх цінових шоків. У 2023 році
понад 35% електроенергії в Італії було вироблено з відновлюваних джерел,
зокрема гідроенергетика забезпечила близько 15%, сонячні станції – понад
10%, а решта припала на вітрові та біоенергетику. Країна активно інвестує
у розвиток сонячних технологій, займаючи провідне місце у ЄС за
встановленою потужн...
Нідерланди тривалий час залишалися залежними від природного
газу, особливо завдяки найбільшому в Європі родовищу у Гронінгені. Проте
через сейсмічні ризики та суспільний тиск видобуток було суттєво
скорочено, а до 2024 року заплановано його повне припинення. У 2023 році
понад 40% електроенергії у Нідерландах вироблялося з відновлюваних
джерел, значну роль відіграють вітрові станції, особливо офшорні. Також
країна інтенсивно розвиває інфраструктуру для зеленого водню та
технології уловлювання й зберігання ...
Швеція є прикладом країни з одним із найчистіших енергобалансів у
Європі. Майже 60% її енергії формується за рахунок відновлюваних джерел,
серед яких домінують гідроенергетика та біоенергія. Водночас близько 30%
електроенергії припадає на атомні станції, що забезпечує високу
стабільність енергосистеми. У 2022 році Швеція встановила ціль – досягти
100% відновлюваного виробництва електроенергії до 2040 року, зберігаючи
водночас атомну генерацію як резерв. Країна є одним з лідерів у
впровадженні теплових на...
Греція традиційно використовувала вугілля (лігніт), проте у рамках
Європейського зеленого курсу взяла курс на швидку декарбонізацію. У 2023
році близько 50% електроенергії у країні вже вироблялося з відновлюваних
джерел, зокрема завдяки сонячним та вітровим станціям. До 2028 року
Греція планує повністю відмовитися від використання вугілля у
виробництві електроенергії. Також активно розвивається інфраструктура

для зберігання енергії та створюються умови для інтеграції з ринками
сусідніх країн.
Таким чином, енергетична картина ЄС свідчить про поєднання
різних підходів, які залежать від ресурсної бази та політичних пріоритетів.
Італія робить ставку на сонячну енергетику та диверсифікацію постачань,
Нідерланди – на розвиток офшорної вітроенергетики та водню, Швеція – на
поєднання відновлюваних джерел з атомною енергетикою, тоді як Греція
демонструє приклад швидкої відмови від вугілля на користь чистих
технологій. Всі ці країни роблять свій внесок у спільну мету – досягнення
кліматичної нейтральності.

1.3 Основні підходи до створення високоефективних систем
енергозабезпечення

Основні підходи до створення високоефективних систем
енергозабезпечення вимагають комплексного, міждисциплінарного
підходу, який поєднує технічні інновації, ринкові механізми, регуляторні
реформи та соціально-економічні заходи. Перший і найфундаментальніший
принцип — пріоритет енергоефективності: найбільш «чисту» і дешеву
енергію — ту, яку не потрібно виробляти. Це означає систематичну роботу
над зниженням споживання у всіх секторах — будівництві (утеплення,
енергоефективні вікна, пасивні/низькоенергетичні будівлі), промисловості
(оптимізація технологічних процесів, відновлення тепла, модернізація
приводів і двигунів), транспорті (електрифікація, підвищення ефективності
руху, інтеграція громадського транспорту) та в комунальному секторі.
Інвестиції в енергоефективність мають бути поєднані з програмами
стимулювання (пільгові кредити, гранти, податкові пільги) і зі стійкими
механізмами для верифікації економії енергії (енергоаудит, стандартизовані
процедури вимірювання та верифікації), оскільки лише вимірювані
результати дають змогу будувати ринкові продукти (енергосервісні
контракти, EPC/ESCO) і залучати приватні кошти [34; 35].

Другий ключовий підхід — децентралізація й інтеграція
розподілених джерел енергії: розподілені сонячні та вітрові установки, малі
когенераційні установки та локальні сховища суттєво підвищують стійкість
і знижують витрати на передачу. Розгортання «розумних» мереж (smart
grids), двостороннього обліку та інтелектуальних лічильників дозволяє
ефективніше інтегрувати розподілену генерацію, управляти потоками
енергії в реальному часі і впроваджувати тарифні стимули для
вирівнювання піків навантаження. Важливим інструментом стає віртуальна
електростанція (VPP) — агрегатор розподілених ресурсів, який надає
послуги балансування і може брати участь на оптовому ринку, підвищуючи
комерційну привабливість дрібних генеруючих установок і батарей [37; 38].
Третій підхід — поєднання відновлюваних джерел із системами
зберігання енергії та гнучкою генерацією. Оскільки сонце і вітер змінні, без
систем зберігання (від короткострокових батарейних систем до
довготривалого зберігання — гідроакумулюючі станції, термічні
резервуари, водень) належна інтеграція ВДЕ неможлива. Рішення мають
підбиратися під часові горизонти: Li-ion акумулятори та суперконденсатори
— для згладжування годинних/денних коливань; гідроакумуляція,
термальні накопичувачі та Power-to-Gas (водень, метанізація) — для
сезонного зберігання. Одночасно важлива присутність маневрових
потужностей (швидкодіючі газові турбіни, когенераційні модулі) або
віртуальної маневреності через агрегацію гнучкого попиту (demand
response). Технологічна архітектура повинна враховувати «кругову»
ефективність — наприклад, використання відпрацьованого тепла
промислових процесів або ЦОД для опалення будівель [39].
Четвертий підхід — секторна інтеграція та електрифікація:
підвищення частки електрики у кінцевому споживанні (електрифікація
транспорту і опалення через теплові насоси, електрифікація промислових
процесів там, де це можливо) разом із використанням «зеленого»
електрифікованого палива (зеленого водню, e-fuel) для важкої
промисловості та транспорту, які складно електрифікувати безпосередньо.

Секторна інтеграція створює додаткові можливості для балансування
системи (наприклад, електрифіковані теплові накопичувачі як «буфер» для
енергії), але водночас підвищує загальний попит на електроенергію, що
вимагає посиленого планування потужностей та інфраструктури [37; 40].
П’ятий підхід — цифровізація й інтелектуальне управління: системи
управління енергоспоживанням (EMS), платформи прогнозування
виробництва ВДЕ та прогнозування попиту на базі машинного навчання,
блокчейн-рішення для мікроелектроринків, а також інструменти
кібербезпеки. Цифрові рішення підвищують ефективність операцій,
зменшують втрати, дають змогу впроваджувати інтерактивні тарифи (time-
of-use, dynamic pricing), автоматизований demand response і забезпечити
прозорість у торгівлі енергією. Проте цифровізація вимагає одночасного
посилення стандартів захисту даних та кіберстійкості критичних об’єктів
[37; 38].
Шостий підхід — адаптивне ринкове та регуляторне середовище:
сучасні ефективні системи енергозабезпечення вимагають ринків, які
правильно ціноутворюють енергію, гнучкість і викиди вуглецю. Механізми,
як-от аукціони на ВДЕ, контракт на різницю (CfD), ринки потужності,
тарифи за доступ до мережі, прямі платежі за послуги системних
балансувань, мають бути спроектовані так, щоб стимулювати інвестиції у
гнучкість і довгострокові проєкти зі зберігання. Регулятори повинні
створювати прозору та передбачувану політику, скорочувати
адміністративні бар’єри для підключення нових потужностей і гарантувати
доступ до мережі для малих і середніх проєктів [34; 37].
Сьомий підхід — стійкість і надійність: проектування систем
повинно враховувати ризики кліматичних екстремумів, фізичні загрози,
кібератаки та соціально-політичну нестабільність. Це означає дублювання
критичних ланок, локальні резерви, можливість «островного» режиму
мережі (microgrid islanding), захищені маршрути передачі та стратегічні
запаси критичних компонентів. Регіональна координація (інтерконектори,

взаємодопомога у подачі енергії) підвищує стійкість національних систем
[37; 41].
Восьмий підхід — інновації у фінансуванні та бізнес-моделі:
використання зелених облігацій, «блендед фінансування» (поєднання
грантів, кредитних гарантій і приватного капіталу), публічно-приватні
партнерства, енергосервісні моделі (ESCO), pay-as-you-save і community
financing. Для мобілізації масштабних інвестицій потрібні інструменти
ризик-медіації (гарантії, страхування політичних ризиків), стандартизовані
контрактні документи і прозорі моделі повернення інвестицій [34; 41].
Дев’ятий підхід — соціальна прийнятність і «справедливий перехід»:
заходи з декарбонізації мають передбачати стратегії підтримки працівників
галузей, що скорочуються (наприклад, вугільна промисловість), інвестиції в
перекваліфікацію, фінансову компенсацію та місцеві програми розвитку.
Також важливо боротися з енергетичною бідністю через цільові субсидії та
програми енергоефективності для вразливих домогосподарств [41].
Десятий підхід — моніторинг, валідація і KPI-орієнтоване
управління: для досягнення високої ефективності потрібні чіткі метрики
(інтенсивність енергії на одиницю ВВП, частка ВДЕ у виробництві та
кінцевому споживанні, коефіцієнт використання потужностей, SAIDI/SAIFI
для надійності, round-trip efficiency для систем зберігання, CO₂-
інтенсивність на кіловат-годину) та системи їх регулярного відстеження. Це
дозволяє коригувати політику, таргетувати інвестиції і звітувати
суспільству [35; 37].
Нарешті, впровадження цих підходів має відбуватися поетапно і з
урахуванням національних особливостей: починаючи з аналізу актуального
стану інфраструктури й енергетичного балансу, через розробку
стратегічних сценаріїв і тестування на пілотах, до масштабної
комерціалізації та інтеграції на загальнонаціональному рівні. Кожен крок
повинен супроводжуватися чітким планом управління ризиками,
фінансуванням і механізмами участі зацікавлених сторін — від місцевих
громад до міжнародних інвесторів. Лише поєднання технічної досконалості,

гнучких ринків, інноваційних фінансових інструментів і соціальної
політики може створити по-справжньому високоефективні та стійкі системи
енергозабезпечення [34; 37].

1.4 Аналіз типових споживачів і схем енергозабезпечення

Аналіз типових споживачів є ключовим етапом у плануванні та
побудові високоефективних систем енергозабезпечення, адже саме характер
попиту визначає вимоги до структури генерації, мережевої інфраструктури
та механізмів балансування [42]. Споживачі енергії різняться за
масштабами, профілем використання, гнучкістю навантаження, соціально-
економічними характеристиками та здатністю інтегрувати нові технології.
Для цілісного аналізу доцільно розглядати кілька основних категорій:
побутових, комерційних, промислових, транспортних і муніципальних
споживачів [42].
Побутові споживачі формують найбільший сегмент за кількістю
користувачів і суттєво впливають на щоденний баланс попиту [42]. Для
домогосподарств характерна висока залежність від сезонних факторів: у
зимовий період різко зростає потреба в опаленні, а влітку — у
кондиціонуванні [42]. Також значними є вечірні пікові навантаження, коли
більшість сімей повертається з роботи та вмикає побутові прилади [42]. У
сучасних умовах побутові споживачі все частіше стають «проактивними
учасниками» енергосистеми — завдяки поширенню домашніх сонячних
панелей, теплових насосів, електромобілів і систем зберігання енергії [42].
Це перетворює їх з пасивних користувачів на так званих «прос’юмерів», які
можуть одночасно споживати й виробляти електроенергію. Водночас
залишається актуальною проблема енергетичної бідності: значна частина
населення витрачає непропорційно великі кошти на оплату комунальних
послуг, що вимагає державних механізмів захисту та програм з підвищення
енергоефективності житла [43].

Комерційні споживачі — це підприємства роздрібної торгівлі, офісні
центри, заклади освіти, охорони здоров’я та сфери послуг. Їхня специфіка
полягає у відносно стабільному споживанні впродовж робочого дня з
характерними піками вранці та вдень [44]. Частина таких об’єктів має
можливість регулювати попит, наприклад, через гнучке керування
системами кондиціонування чи освітлення [44]. Для комерційного сектору
важливою є надійність енергопостачання, адже навіть короткочасні
відключення можуть призвести до фінансових збитків або зриву процесів
[44]. З огляду на глобальну тенденцію цифровізації та поширення дата-
центрів, потреба у безперервному живленні та охолодженні для цієї групи
лише зростає [44]. Водночас саме комерційні споживачі стають основними
користувачами програм енергосервісу, впроваджують системи
енергоменеджменту та активно переходять на відновлювані джерела,
зокрема через встановлення дахових сонячних електростанцій.
Промислові споживачі вирізняються найбільшою концентрацією
енергоспоживання [45]. Важка промисловість (металургія, хімія, цементна
галузь) є надзвичайно енергоємною та часто функціонує у безперервному
режимі, що знижує її гнучкість у регулюванні попиту [45]. Проте сучасні
підходи дозволяють частково інтегрувати промисловість у механізми
балансування — через оптимізацію графіків виробництва, впровадження
систем рекуперації тепла та електрифікацію технологічних процесів [45].
Легка промисловість і підприємства переробної галузі мають вищу
гнучкість і потенціал для застосування програм demand response. Важливою
особливістю промислового сектору є його залежність від конкурентних цін
на енергоносії: висока вартість електроенергії чи газу може істотно
вплинути на міжнародну конкурентоспроможність підприємств [45]. Саме
тому у Європейському Союзі активно впроваджуються механізми
підтримки «зеленої» промисловості та компенсації високих цін для
стратегічних споживачів.
Транспортний сектор стає одним із найдинамічніших споживачів
енергії у XXI столітті [46]. Традиційно він базувався на викопних видах

палива, проте електрифікація громадського та індивідуального транспорту
змінює його профіль [46]. Масове поширення електромобілів створює нові
навантаження на енергосистему, але водночас надає додаткові можливості
— завдяки технології V2G (vehicle-to-grid), коли батареї автомобілів можуть
виступати у ролі мобільних сховищ і віддавати енергію назад у мережу в
години пікового споживання [46]. Інфраструктура зарядних станцій стає
невід’ємною частиною енергетичних систем, і її розвиток вимагає
стратегічного планування, аби уникнути локальних перевантажень мережі
[46].
Муніципальні та комунальні споживачі включають системи
вуличного освітлення, водопостачання, теплопостачання, громадський
транспорт, лікарні та інші об’єкти критичної інфраструктури [47]. Вони
потребують максимальної надійності та стійкості навіть у кризових умовах.
Саме муніципальний сектор часто стає базою для впровадження «розумних
міст» — інтегрованих рішень, які дозволяють оптимізувати споживання
електроенергії та тепла, знижувати викиди і підвищувати якість послуг для
населення [47]. Застосування систем моніторингу, автоматизації та
накопичувачів енергії дозволяє містам швидше реагувати на пікові
навантаження й аварійні ситуації.
Таким чином, аналіз типових споживачів демонструє, що
енергосистема повинна враховувати потреби різних груп одночасно:
гнучкість і нові можливості побутових споживачів, високу надійність для
комерційного сектору, конкурентоспроможність для промисловості,
зростаючий попит транспорту та критичну безперервність для
муніципальних служб. Усі ці особливості формують складну й динамічну
картину, яка вимагає інтегрованого управління попитом та пропозицією,
розвитку інноваційних рішень і тісної взаємодії між енергетичними
компаніями, споживачами та державними органами.
Схеми енергозабезпечення є ключовим елементом у структурі
енергетичних систем, оскільки вони визначають, яким чином енергія від
джерела надходить до кінцевого користувача. Вибір схеми залежить від

характеру споживача, масштабу потреби, доступності енергетичних
ресурсів, вимог до надійності, екологічності та економічної доцільності.
Сучасні підходи передбачають різноманіття рішень: від класичних
централізованих до інноваційних інтегрованих smart grid.
Централізовані схеми енергозабезпечення (рис. 1.3)
Це традиційна модель, яка історично стала основою формування
енергетичних систем у більшості країн світу [48].
Суть полягає в тому, що енергія виробляється на великих
електростанціях (теплових, атомних, гідроелектростанціях чи теплових
електроцентралях) і транспортується до споживачів за допомогою
магістральних і розподільчих мереж.
Приклади застосування: мегаполіси, промислові регіони,
централізовані системи теплопостачання у Східній Європі.
Переваги: економія за рахунок масштабу, контрольованість
процесів, можливість централізованого управління [48].
Недоліки: значні втрати під час транспортування, низька гнучкість,
висока вразливість до аварій чи атак, залежність від викопного палива [48].

Рисунок 1.3 — Централізована схема

Децентралізовані схеми (рис. 1.4)
Ці схеми базуються на використанні невеликих джерел енергії,
розташованих ближче до місць споживання [49].
Це можуть бути сонячні електростанції, малі газові котельні,
когенераційні установки, біогазові комплекси, локальні вітрові турбіни.

Приклади застосування: малі міста, селища, лікарні, школи,
промислові підприємства середнього рівня.
Переваги: зменшення втрат у мережах, підвищена надійність завдяки
географічному розосередженню джерел, екологічність [49].
Недоліки: відносно висока собівартість енергії на малих об’єктах,
потреба у гнучкому регулюванні й балансуванні [49].

Рисунок 1.4 — Децентралізована схема

Комбіновані схеми (рис. 1.5)
Цей підхід поєднує централізовану і децентралізовану генерацію.
Наприклад, підприємство отримує основну частину електроенергії з
централізованої мережі, а додатково має власну дахову СЕС, когенераційну
установку чи вітрову турбіну [50].
У разі аварій чи пікових навантажень власні установки покривають
дефіцит.
Приклади застосування: промислові підприємства, бізнес-центри,
університетські кампуси.

Переваги: гнучкість у керуванні потоками енергії, економія на
балансуючих потужностях, можливість інтеграції відновлюваних джерел.
Недоліки: складність технічного та адміністративного управління,
потреба у розвиненій інфраструктурі моніторингу.

Рисунок 1.5 — Комбінована схема

Автономні локальні схеми (рис. 1.6)
У таких схемах споживач не залежить від загальних енергомереж, а
повністю покладається на власні джерела енергії [49].
Зазвичай це гібридні системи — комбінація сонячних панелей,
вітрових турбін, дизель-генераторів та акумуляторних батарей.
Приклади застосування: віддалені села, туристичні комплекси в
горах, військові бази, об’єкти критичної інфраструктури.
Переваги: енергетична незалежність, стійкість до аварій, гнучкість у
виборі джерел.
Недоліки: висока вартість обладнання та його обслуговування,
обмеженість потужності.

Рисунок 1.6 — Автономна локальна схема

Інтегровані багатокомпонентні схеми (рис. 1.7)
Найсучасніший підхід, який передбачає поєднання централізованих
та децентралізованих джерел, систем накопичення енергії, електромобілів і
цифрових платформ керування [51]. Головна особливість — двостороння
взаємодія: споживач може одночасно виступати виробником
(«прос’юмер»), а енергетична система — оперативно реагувати на зміни
попиту.
Приклади застосування: «розумні міста» в ЄС, мікромережі
університетських кампусів у США, локальні smart grid у Японії.
Переваги: висока ефективність і гнучкість, інтеграція відновлюваної
енергетики, зниження викидів, залучення споживачів.
Недоліки: висока вартість впровадження, потреба у кіберзахисті,
необхідність стандартизації.

Рисунок 1.7 — Інтегрована багатокомпонентна схема

1.5 Висновки до аналітичного розділу

У результаті проведеного дослідження сучасного стану та тенденцій
розвитку систем енергозабезпечення можна зробити низку узагальнень. По-
перше, аналіз світових трендів свідчить про чіткий курс на декарбонізацію,
децентралізацію та цифровізацію енергетики [42]. Використання
відновлюваних джерел енергії, інтеграція систем зберігання, розвиток
смарт-мереж та залучення гнучкого попиту стають основними
характеристиками нових енергетичних систем [42]. Це формує передумови
для більшої ефективності, надійності та екологічності енергозабезпечення у
глобальному масштабі [42].
По-друге, стан енергетики України відображає як сильні, так і слабкі
сторони. Країна має потужний атомний сектор, значний потенціал
відновлюваної енергетики та перспективи інтеграції до європейського
енергетичного ринку [43]. Водночас війна спричинила масштабні
руйнування інфраструктури, створила дефіцит потужностей та підвищила

залежність від імпорту [44]. У Європейському Союзі спостерігається більш
стабільний розвиток, орієнтований на «зелений курс», диверсифікацію
постачань та підвищення стійкості системи [45]. Приклади Італії,
Нідерландів, Швеції та Греції демонструють різноманіття стратегій, що
поєднують локальні ресурси з єдиною метою — досягнення кліматичної
нейтральності [45].
По-третє, основні підходи до створення високоефективних систем
енергозабезпечення ґрунтуються на комплексності та поєднанні різних
рішень. Це підвищення енергоефективності у всіх секторах, розвиток
децентралізованої генерації та смарт-мереж, інтеграція зберігання енергії,
гнучких потужностей та механізмів управління попитом [46]. Важливим є
формування сприятливого регуляторного середовища, підтримка
інноваційних фінансових інструментів і забезпечення соціальної
справедливості у процесі енергетичного переходу [47].
По-четверте, аналіз типових споживачів доводить необхідність
диференційованого підходу до різних категорій. Побутові споживачі стають
активними учасниками ринку завдяки розподіленій генерації та системам
зберігання [48]. Комерційний сектор потребує високої надійності,
промисловість — конкурентних цін і можливостей для зниження
енергоємності [49], транспорт — нової інфраструктури для електрифікації
[50], а муніципальний сектор — безперебійності та стійкості [51]. Це
створює умови для розвитку інтегрованих систем управління попитом і
пропозицією, які повинні враховувати інтереси кожної групи споживачів
[48; 49; 50; 51].
Отже, аналітичний розділ підтвердив, що ефективна трансформація
енергетики можлива лише за умови поєднання глобальних тенденцій і
локальних особливостей [42; 43; 44; 45; 46; 47]. Україна, використовуючи
досвід країн ЄС, має всі передумови для створення сучасної, стійкої та
високоефективної системи енергозабезпечення, яка забезпечить
енергетичну безпеку, економічну конкурентоспроможність і екологічну
збалансованість у довгостроковій перспективі [43; 44; 45; 46].

2. ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСЬКИЙ РОЗДІЛ

2.1 Опис об`єкта дослідження

Об’єктом дослідження у даній дипломній роботі є система
електропостачання акціонерного товариства «Черкасиобленерго», що є
одним із найбільших операторів розподільчих електричних мереж у
Черкаській області [6]. Основною функцією підприємства є передача та
розподіл електроенергії споживачам різних категорій: промисловим
підприємствам, організаціям бюджетної сфери, малому та середньому
бізнесу, а також побутовим абонентам [6].
АТ «Черкасиобленерго» експлуатує розгалужену енергетичну
інфраструктуру, яка включає:
- високовольтні лінії електропередач (35–150 кВ), що з’єднують
магістральні мережі з головними розподільчими пунктами [6];
- трансформаторні підстанції високої напруги (110/35/10 кВ), які
виконують функцію перетворення напруги та забезпечують надійне
живлення регіональних електромереж [52];
- розподільчі електричні мережі середньої та низької напруги (0,4–35
кВ), що безпосередньо забезпечують споживачів електроенергією [52];
- диспетчерсько-інформаційні системи управління, які дозволяють
координувати роботу всіх елементів енергосистеми та здійснювати
моніторинг параметрів у реальному часі [53];
- системи релейного захисту та автоматики, що гарантують безпеку
роботи електрообладнання у випадку аварійних або позаштатних ситуацій
[54].
Особливу роль у структурі енергопостачання відіграють
трансформаторні підстанції, адже вони є ключовою ланкою між
магістральними електромережами та кінцевими споживачами [52].
Основними їх завданнями є:
- пониження рівня напруги до значень, придатних для розподілу та
використання [52];
- розподіл електроенергії між різними групами споживачів [52];

- забезпечення надійного функціонування захистів та
автоматизованих систем [54];
- контроль параметрів електроенергії (напруги, частоти, струму) та
підтримка їх у встановлених межах [54].
Нині більшість підстанцій та розподільчих пунктів АТ
«Черкасиобленерго» мають морально застаріле обладнання, що
експлуатується понад нормативні терміни [55]. Це створює низку проблем:
збільшення втрат електроенергії у мережах, підвищення аварійності,
зростання витрат на ремонт та технічне обслуговування, а також зниження
рівня надійності енергопостачання [55].
Зважаючи на це, актуальним напрямом розвитку підприємства є
цифровізація та автоматизація управління трансформаторними
підстанціями [56]. Одним із важливих рішень у цьому напрямку є інтеграція
програмного комплексу АСТОР-8, який забезпечує:
- централізований моніторинг роботи електрообладнання [57];
- збір і збереження даних про режими роботи трансформаторних
підстанцій [57];
- аналіз та прогнозування аварійних ситуацій [57];
- диспетчерське керування обладнанням у реальному часі [57];
- оптимізацію режимів роботи електричних мереж із метою
зниження втрат [57].
Впровадження такого програмного забезпечення дозволить значно
підвищити ефективність роботи енергосистеми АТ «Черкасиобленерго»,
забезпечити прозорість та контрольованість усіх технологічних процесів,
знизити експлуатаційні витрати та скоротити час реагування на аварійні
ситуації [56; 57].
Таким чином, об’єкт дослідження — система електропостачання АТ
«Черкасиобленерго» — є складним багаторівневим техніко-економічним
комплексом, функціонування якого безпосередньо впливає на стабільність
енергозабезпечення регіону [6]. Його модернізація та інтеграція сучасних

інформаційно-керуючих технологій є необхідною умовою для підвищення
надійності та ефективності електропостачання.

2.2 Розробка проєкту

Сучасні умови розвитку енергетики вимагають не лише оновлення
фізичного обладнання, а й впровадження сучасних інформаційно-керуючих
технологій. Ефективна експлуатація трансформаторних підстанцій та
розподільчих мереж неможлива без використання спеціалізованих
програмних комплексів, які забезпечують моніторинг, аналіз та управління
режимами роботи обладнання [58].
Метою проєкту є інтеграція сучасного програмного забезпечення у
систему управління трансформаторними підстанціями АТ
«Черкасиобленерго» з метою підвищення ефективності їх експлуатації,
зменшення експлуатаційних витрат та забезпечення більшої надійності
електропостачання [59].
Основними завданнями інтеграції є:
- організація безперервного моніторингу стану обладнання;
- створення єдиної бази даних для зберігання та аналізу інформації
про роботу підстанцій;
- забезпечення централізованого диспетчерського керування;
- впровадження інструментів для прогнозування та попередження
аварійних ситуацій;
- оптимізація режимів роботи мереж для зменшення технологічних
втрат;
- підвищення оперативності реагування на несправності та аварії
[60].
Проєкт передбачає кілька етапів реалізації:
1. Обстеження існуючої інфраструктури та визначення рівня
автоматизації трансформаторних підстанцій [58].

На цьому етапі проводиться аудит наявного обладнання,
оцінюється технічний стан елементів системи, рівень зношеності,
наявність засобів релейного захисту, автоматики та
інформаційно-керуючих комплексів. Результати аналізу
дозволяють визначити, які об’єкти потребують першочергової
модернізації.
2. Розробка технічного рішення інтеграції програмного комплексу з
урахуванням специфіки підприємства.
Передбачає вибір оптимальної архітектури підключення
програмного комплексу до енергетичної інфраструктури
підприємства, визначення необхідних комунікаційних каналів,
обладнання для збору даних та серверних рішень [59].
3. Встановлення обладнання для збору та передачі даних.
Інтеграція датчиків, вимірювальних приладів, контролерів та
інших пристроїв, які забезпечуватимуть формування достовірної
інформації про режими роботи трансформаторних підстанцій
[61].
4. Налаштування програмного забезпечення для збору, обробки та
візуалізації даних .
Створення бази даних, інтеграція з існуючими диспетчерськими
системами, налаштування алгоритмів моніторингу, аварійної
сигналізації та формування звітів [61].
5. Тестування системи в умовах реальної експлуатації та
коригування її параметрів.
Перевіряється працездатність програмного комплексу, точність
збору даних, коректність взаємодії з іншими системами
управління. Вносяться необхідні зміни та адаптації [62].
6. Повномасштабне впровадження у роботу підприємства.
Після успішних тестових випробувань система запускається в
промислову експлуатацію. На цьому етапі відбувається навчання

персоналу, підготовка експлуатаційної документації та
оптимізація робочих процесів підприємства [58].
Очікуваний ефект від інтеграції програмного забезпечення полягає у
[60]:
- підвищенні надійності енергопостачання;
- зменшенні часу на виявлення та ліквідацію аварій;
- зниженні експлуатаційних витрат;
- покращенні показників енергоефективності підприємства;
- створенні основи для подальшої цифрової трансформації
енергосистеми.

2.2.1 Обстеження існуючої інфраструктури та визначення рівня
автоматизації трансформаторних підстанцій.

Метою даного етапу є отримання повної та об’єктивної інформації
про технічний стан електрообладнання, систем захисту й управління, а
також визначення можливостей інтеграції нового програмного комплексу в
існуючу інфраструктуру [63].
Основні завдання етапу:
1. Аналіз технічного стану обладнання
- перевірка фізичного стану трансформаторів, вимикачів,
роз’єднувачів, кабельних ліній;
- оцінка залишкового ресурсу основного обладнання [64];
- виявлення вузьких місць, що створюють ризик зниження
надійності енергопостачання.

2. Оцінка рівня автоматизації:
- наявність і працездатність систем релейного захисту та
автоматики (РЗА);
- наявність датчиків та пристроїв вимірювання електричних
параметрів (струм, напруга, частота, температура) [65];
- оцінка можливостей дистанційного керування обладнанням.

3. Визначення існуючих інформаційних потоків:
- наявність каналів передачі даних між підстанціями та
диспетчерським пунктом;
- технічні характеристики комунікаційних систем (пропускна
здатність, затримки, надійність);
- формати даних та можливість їх інтеграції з програмним
забезпеченням [66].

4. Аналіз організації експлуатаційних процесів [68]:
- порядок ведення оперативних журналів;
- способи збору та зберігання даних;
- рівень автоматизації диспетчерських служб.

5. Визначення потреби у модернізації
- обладнання, яке не підтримує інтеграцію з сучасними
програмними комплексами;
- необхідність заміни або дообладнання вимірювальними
приладами;
- потреба у вдосконаленні каналів зв’язку та серверної
інфраструктури.

Результатом виконання першого етапу стане технічний звіт про стан
електрообладнання та рівень автоматизації, який міститиме:
* перелік об’єктів, що потребують модернізації;
* опис наявних засобів контролю та управління;
* оцінку можливостей інтеграції програми АСТОР-8;
* рекомендації щодо технічної підготовки інфраструктури до
впровадження програмного комплексу.

Звіт про стан електрообладння та рівень автоматизації:

Технічний звіт
Обстеження інфраструктури та визначення рівня автоматизації ТП-10/0,4
кВ Черкаських електромереж АТ «Черкасиобленерго»

Перелік об’єктів, які потребують модернізації:
- ТП-10/0,4 кВ із застарілим обладнанням: значна частина
підстанцій обладнана старими масляними вимикачами, які мають
обмежений ресурс та не дозволяють оперативне дистанційне керування.
- Підстанції без телемеханіки: більшість ТП-10/0,4 кВ не обладнані
сучасними системами дистанційного контролю, що ускладнює моніторинг
у реальному часі.
- Канали зв’язку: у ряді випадків відсутні надійні канали передачі
даних від ТП до диспетчерського пункту.
Наявні засоби контролю та управління:
- На рівні РП-10 кВ уже використовується дистанційне управління
(SCADA-подібні рішення).

- Частина ТП оснащена новими вакуумними вимикачами, які
забезпечують більшу надійність і допускають інтеграцію з цифровими
системами моніторингу.
- Ведеться облік параметрів вручну, у багатьох випадках персонал
використовує паперові журнали та локальні прилади.
- Система релейного захисту та автоматики (РЗА) функціонує, але
часто представлена старим обладнанням.

Оцінка можливостей інтеграції програми АСТОР-8 наведено в таблиці 2.1
[67].

Таблиця 2.1
Аспект Можливості Обмеження/ризики
Частина ТП вже має Багато ТП оснащені
нові вакуумні застарілим
Датчики і обладнання вимикачі та датчики, обладнанням без
можливе підключення цифрових виходів
до АСТОР-8
Є приклади
Потрібна модернізація
впровадження
каналів, збільшення
Канали передачі даних телемеханіки,
пропускної
інфраструктура
спроможності
частково готова
РП-10 кВ мають
централізоване Необхідність навчання
Системи
управління, персоналу та
диспетчеризації
можливість оновлення інтерфейсів
розширення
Часті порушення в
Існує база для
обліку, потрібна
Облік електроенергії автоматизованого
модернізація та
збору даних
уніфікація
Рекомендації щодо підготовки інфраструктури

1. Поетапна модернізація ТП-10/0,4 кВ: пріоритетна заміна масляних
вимикачів на вакуумні з можливістю дистанційного керування.
2. Встановлення засобів телемеханіки та датчиків: вимірювання
напруги, струму, навантаження, температури трансформатора.

3. Розвиток каналів передачі даних: інтеграція через GPRS/4G-
модеми або оптоволоконні лінії.
4. Впровадження АСТОР-8: забезпечення збору даних у реальному
часі, формування звітності для НКРЕКП і моніторингу SAIDI.
5. Навчання персоналу: підготовка операторів для роботи із
системою моніторингу та аналітики.

Очікуваний ефект
- Зниження SAIDI за рахунок швидшого виявлення та ліквідації аварій.
- Підвищення рівня автоматизації до європейських стандартів.
- Скорочення витрат на експлуатацію мереж.
- Підвищення якості електропостачання для споживачів.

2.2.2 Розробка технічного рішення інтеграції програмного комплексу

Етап 2 передбачає вибір оптимальної архітектури підключення
програмного комплексу до енергетичної інфраструктури АТ
«Черкасиобленерго», визначення необхідних комунікаційних каналів,
обладнання для збору даних та серверних рішень. Метою є створення
масштабованої, надійної та безпечної системи, яка забезпечить ефективну
експлуатацію трансформаторних підстанцій та диспетчерських центрів [69].
Вимоги до архітектури
Функціональні: збір телеметрії (струм, напруга, температура
трансформатора, становище вимикачів), централізоване зберігання даних,
віддалене керування, сигналізація аварій, звітність за SAIDI/SAIFI [70].
Нефункціональні: висока доступність (24/7), безпека (VPN, TLS,
авторизація), масштабованість до 1100 ТП, підтримка міжнародних
стандартів (IEC 61850, DNP3, Modbus TCP, IEC 60870-5-104) [71].
Рекомендована архітектура
Розглянуто три варіанти: централізована, розподілена та гібридна.
Оптимальною для АТ «Черкасиобленерго» є гібридна архітектура: для РП-

10 кВ і великих ТП застосовується централізоване підключення, а для
більшості ТП-10/0,4 кВ використовується підхід з локальними RTU/IED, які
передають агреговані дані [69].
Комунікаційні канали
Рекомендовано використати:
- Оптоволоконні канали для РП і великих ТП [70];
- GPRS/3G/4G/5G для віддалених ТП [69];
- Радіоканали для сільських територій без мобільного зв’язку [72];
- PLC (Power Line Communication) у додаткових випадках [71];
- Резервні канали (SMS, USSD) для аварійної сигналізації [72].
Обладнання збору даних
На ТП необхідно встановити:
- RTU/IED з підтримкою IEC 61850, DNP3, Modbus TCP [70];
- Вакуумні вимикачі з дистанційним керуванням [69];
- Лічильники електроенергії з цифровими виходами [73];
- Датчики температури трансформаторів та навантаження [70];
- LTE-маршрутизатори з VPN [71].
Серверні рішення
У центрі передбачається серверний кластер з:
- 2 application servers (8–16 vCPU, 32–64 GB RAM, SSD 1–2 TB) [71];
- 2 database servers (16 vCPU, 64–128 GB RAM, NVMe/SSD RAID10)
[71];
- historian server для зберігання часових рядів;
- резервні системи живлення та копіювання даних.
Протоколи та стандарти
Рекомендується застосовувати: IEC 61850, IEC 60870-5-104, DNP3,
Modbus TCP, OPC UA. Для безпеки – IEC 62351 (захист протоколів) [74].
Кібербезпека
Передбачає VPN (IPsec), TLS для каналів, сегментацію мережі,
firewalls, IDS/IPS, централізоване логування та SIEM [73].
План реалізації

1. Детальний аудит і проєктування [72];
2. Пілотний проєкт на 3–5 ТП та 1 РП;
3. Масштабне розгортання у 2–3 черги;
4. Інтеграція з диспетчерською системою;
5. Навчання персоналу;
6. Контроль KPI (SAIDI, SAIFI, MTTR).
Ризики та заходи
- Недостатні канали зв’язку → LTE/радіо;
- Старе обладнання → шлюзи і поступова заміна;
- Кіберзагрози → сегментація і SIEM;
- Опір персоналу → навчання та пілоти.
Приклад таблиці обладнання та рекомендацій (табл. 2.2).

Таблиця 2.2
Рекомендації
Об’єкт Технічний стан Автоматизація

20 років, замінити

масляний ручний облік вимикач,
ТП-12 (с. Х)
вимикач встановити RTU

підключити до
часткова
ТП-45 шлюзу,
нове обладнання дистанційна
(районний) протестувати
комутація
керування

інтегрувати в
дистанційне
РП-10 (місто) 10–15 років комплекс,
управління
додати historian

2.2.3 Встановлення обладнання для збору та передачі даних

Мета етапу: виконати монтаж, підключення та налагодження
сукупності пристроїв збору й передавання даних на трансформаторних
підстанціях (ТП) та розподільчих пунктах (РП), щоб забезпечити достовірне

та своєчасне надходження телеметрії і подій у центральну систему
моніторингу [75, c. 6-11].
Опис робіт на етапі включає підбір компонентів, монтаж
устаткування в шафи/вузли на ТП, прокладання/перевірку каналів зв'язку,
налаштування протоколів обміну і тестування та приймальні випробування
[76, розд. 5.3].
Перелік робіт
- Підготовка місць встановлення (шафи, DIN-рейки, захист
обладнання від вологи та пилу) [77, с. 12-15].
- Установка RTU/IED, шлюзів та LTE-маршрутизаторів [75, c. 22-27].
- Монтаж цифрових лічильників та перетворювачів струму/напруги
(CT/VT interfaces) [78, c. 33-35].
- Встановлення датчиків температури трансформатора (RTD),
вібраційних сенсорів, датчиків навантаження [79, c. 18-22].
- Прокладання кабелів живлення та сигналізації, виконання земляних
робіт та заземлення обладнання [77, c. 16-19].
- Підключення вакуумних/електричних вимикачів до RTU для
дистанційного вмикання/вимикання [75, c. 28-29].
- Налаштування комунікацій (VPN, APN, IP-маршрутизація) на
шлюзах і маршрутизаторах [80, c. 7-12].
- Інтеграція з існуючими РЗА (релейний захист і автоматика) через
відповідні інтерфейси [81, розд. 7.2].
- Конфігурація збору даних: карти сигналів, одиниці виміру, частота
опитування, фільтрація [76, розд. 6.1–6.3].
- Калібрування і верифікація показань лічильників та датчиків [78, c.
41-46].
- Тестування каналів передачі даних (латентність, втрата пакетів,
відновлення каналу) [76, c. 14–17].
- Проведення приймально-здавальних випробувань (FAT/SAT) та
оформлення актів [82, с. 3–10].

- Навчання персоналу та передача експлуатаційної документації [75,
с. 34].

Обладнання та вимоги (табл. 2.3)
Таблиця 2.3
Рекомендований мінімальний набір обладнання для однієї ТП-10/0,4 кВ
Кількість
Позиція Приклад/тип (на 1 ТП) Примітка

RTU з
Modbus/IEC104/D
RTU / шлюз 1 з локальною пам'яттю
NP3, LTE gateway

LTE
4G LTE industrial
маршрутизатор з 1 SIM/паспорт APN
router
VPN
Цифровий
лічильник kWh meter,
1-3 з сертифікацією
енергії Modbus/IEC62056

Трансформатори
CT/VT за
струму/напруги з точністю класу 0,5S
перетворювачі схемою

Датчик
температури обмотки
PT100 1-3
(RTD) трансформатора

Датчик
вібрації/стану vibration sensor 1 для великих ТП

з
Шафа/корпус
metal enclosure 1 вентиляцією/обігрівом
IP54
за потреби
Джерело
для контролерів та
безперебійного 1000-3000 VA 1
маршрутизатора
живлення (UPS)
силові кабелі,
Кабелі живлення за
Ethernet
та сигналізації потребою

заземлювальна
Засоби
шина, електрод комплект відповідно до ПУЕ
заземлення

Послідовність монтажу та налаштування

- Організувати робоче місце, забезпечити техніку безпеки та
відключення від мережі при необхідності [83, п. 4.2].
- Встановити шафу та обладнання в підготовленому місці; закріпити
RTU, маршрутизатор, UPS.
- Прокласти живлення для обладнання, забезпечити захист
(роз'єднувачі, автомати).
- Підключити CT/VT та лічильники до трансформатора згідно схеми
[78, с. 27–30].
- Підключити цифрові датчики (температура, вібрація) та перевірити
контакти.
- Налаштувати маршрутизатор (APN, VPN, статична IP або DDNS),
перевірити доступність каналу [80].
- Налаштувати RTU: карти сигналів (DI/DO/AI), протокол обміну,
часові мітки [81, розд. 8.1].
- Провести калібрування лічильників та порівняти показання з
еталонними приладами [78].
- Виконати тестові опитування з центрального сервера (heartbeat,
telemetry).
- Налаштувати тригери аварій/оповіщення та сценарії автоматичних
дій.
- Провести функціональні випробування керування (команди
вмик/вимк) в контролованому режимі.
- Оформити акт виконаних робіт та протокол випробувань.
Налагодження протоколів і карти даних
Необхідно розробити й погодити карту даних (Data Mapping) між
полями RTU/IED і полями центральної системи (АСТОР-8). Карта повинна
містити: унікальний ідентифікатор точки, тип сигналу (AI/DI/DO), масштаб,
одиницю виміру, період опитування, допустимі межі, сценарій оповіщення.
Рекомендовані періоди опитування згідно рекомендацій IEC 61850-
7-4 та практики операторів DSО:
- Критичні параметри (Події/стани): 1–2 с. [81, табл. 10];

- Енергетичні параметри (струм/напруга/потужність): 5–30 с. (в
залежності від каналу) [75];
- Архівні значення для historian: 1 хв або 1 хв/5 хв. [76].
Тестування та приймально-здавальні випробування
Тестування включає: функціональні (FW), інтеграційні,
навантажувальні тести каналів, перевірку відновлення при втраті каналу,
тест команд керування, калібрувальні виміри.
Формування актів: FAT (Factory Acceptance Test) — для обладнання,
SAT (Site Acceptance Test) — на майданчику, та акт введення в
експлуатацію, FAT/SAT проводяться згідно міжнародної методики [82, с. 3–
12].
Безпека, охорона праці та нормативи
Всі роботи виконувати згідно правил охорони праці, ПУE, вимог
Технічної директиви підприємства [83]. Особлива увага — робота під
напругою, заземлення, ізоляція мереж і захист персоналу при монтажі та
випробуваннях.
Навчання персоналу
Після монтажу провести навчальні сесії: робота з інтерфейсом RTU,
основи мережевої конфігурації, процедури аварійного реагування, порядок
оповіщень та відновлення.
Контроль якості та KPI
Визначити KPI для етапу: відсоток підстанцій з коректною
телеметрією, час від відповіді heartbeat, середній час відновлення каналу,
точність лічильників. Звітність: щотижневі статуси під час пілотного етапу,
після чого перейти до місячних звітів.
Орієнтовний графік і ресурси
Пілот (3-5 ТП): 6-8 тижнів (включаючи поставку обладнання,
монтаж, налаштування, тестування) [75, с. 35].
Масштабування (100 ТП): 6-9 місяців в залежності від ресурсів і
логістики.
Приклади форм актів і контрольних чеклістів

Додатково слід включити:
- Checklist монтажу (перевірка кріплень, заземлень, підключень
CT/VT)
- Checklist налаштування (доступність VPN, правильність карти
даних, опитування)
- Протокол калібрування лічильника
- Акт введення в експлуатацію [82]
Шаблон для інвентаризації трансформаторних підстанцій (ТП) в табл. 2.4.

Таблиця 2.4

Нижче наведено спрощену блок-схему взаємодії обладнання у системі на
рис. 2.1.
ID ТП 1 2 3
Номер ТП № ТП-350 ТП-205 ТП-101
м. Сміла, вул. м. Черкаси,
с. Руська Поляна,
Місцезнаходження Незалежності, вул.
вул. Шевченка, 45
7 Сумгаїтська
, 12
Тип
ТМ-630/10 ТМ-400/10 ТМ-1000/10
трансформатора
Потужність (кВА) 630 400 1000
Рік введення в
2012 1998 2005
експлуатацію
потребує
Стан обладнання добрий задовільний
модернізації
Автоматизація немає часткова відсутня
Тип вимикача вакуумний масляний масляний
Наявність RTU/IED так ні ні
запланована
Примітки - -
заміна

Рисунок 2.1 — блок-схема обладнання. ТП-10/0,4 кВ → Датчики (струм,
напруга, температура) → RTU/IED → Шлюз (LTE/оптоволокно) → Сервер
АСТОР-8 → Диспетчерський пункт

Приклад акту введення в експлуатацію на рис. 2.2.
АКТ введення в експлуатацію обладнання

м. Черкаси
«___» __________ 2025 р.

Представники служби технічного нагляду, АТ «Черкасиобленерго» та
підрядної організації _______________________, склали цей акт про те,
що:

1. На об’єкті: _________________________ (ТП-№, адреса)
2. Було встановлено: ___________________ (перелік обладнання: RTU,
датчики, вимикачі тощо)
3. Проведено випробування: _____________ (результати)
4. Встановлене обладнання відповідає технічним вимогам і введено в
експлуатацію з «___» ________ 2025 р.

Підписи:
Представник замовника ____________ /ПІБ/
Представник підрядника __________ /ПІБ/
Представник служби технічного нагляду _________ /ПІБ/

Рисунок 2.2 — акт введення в експлуатацію

2.2.4 Налаштування програмного забезпечення для збору, обробки та
візуалізації даних
Етап 4 передбачає введення в експлуатацію програмного комплексу,
який забезпечуватиме безперервний збір, аналіз та відображення даних із
трансформаторних підстанцій. Основна мета – створити надійну
інформаційну базу для оперативного керування електричними мережами та
підвищення їхньої ефективності (табл. 2.5) [84, с. 5–7].
Таблиця 2.5
Основні функції програмного забезпечення
Функція Опис Очікуваний результат
Організація СУБД (MS
SQL, PostgreSQL) для Єдиний центр
Створення бази
зберігання телеметрії, зберігання інформації,
даних
аварійних подій, обліку можливість аналітики.
електроенергії.
Обмін даними з Єдине вікно
Інтеграція з
існуючими SCADA через моніторингу,
диспетчерськими
протоколи IEC 60870-5- сумісність із чинними
системами
104, DNP3, OPC UA. системами.
Моніторинг у Відстеження U, I, P, Q, Оперативне виявлення
реальному часі cos φ, стану обладнання. аварійних ситуацій.
Автоматичне визначення Скорочення часу
Аналіз аварій місця пошкодження ЛЕП, відновлення
розрахунок SAIDI/SAIFI. електропостачання.
Прогнозування
Аналіз на основі Зменшення
перевантажень
результатів (ТО) аварійності, планова
трансформаторів, оцінка
технічного огляду заміна обладнання.
ресурсу обладнання.
Візуальна індикація,
Система аварійної SMS/e-mail Миттєве інформування
сигналізації повідомлення, персоналу.
пріоритезація подій.
Добові, місячні звіти,
Прийняття рішень на
аналітика якості
Формування звітів основі об’єктивних
електроенергії, інтеграція
даних.
з Excel та BI.
VPN, TLS, сегментація
Захищеність системи
Кібербезпека мереж, авторизація
від кіберзагроз.
користувачів, аудит дій.

2.2.5 Тестування системи в умовах реальної експлуатації та
коригування її параметрів

На даному етапі здійснюється перевірка працездатності програмного
комплексу в умовах реальної роботи енергетичної інфраструктури [85, с.
47–50].
Метою є підтвердження відповідності системи технічним вимогам,
оцінка точності збору даних і забезпечення стабільної взаємодії з іншими
підсистемами управління [86, розд. 8.1].
Сформовано критерії тестування системи в табл. 2.6.
Таблиця 2.6
Критерії тестування системи
Критерій Метод перевірки Очікуваний результат
Запуск усіх модулів
Працездатність
(база даних, SCADA- Стабільна робота всіх
програмного
інтерфейси, шлюзи, компонентів системи.
комплексу
сервер АСТОР-8).
Порівняння даних з
Мінімальна похибка
еталонними
Точність збору даних вимірювань,
показниками,
достовірні дані.
калібрування датчиків.
Тестування обміну
даними через Коректний і
Взаємодія з іншими
протоколи IEC 60870- безперервний обмін
системами
5-104, OPC UA, даними.
інтеграція з SCADA.
Імітація аварійних
Швидке інформування
режимів, перевірка
Аварійна сигналізація персоналу, відсутність
сповіщень (SMS, e-
хибних сигналів.
mail, push).
Відпрацювання
алгоритмів
Правильне і своєчасне
Сценарії автоматизації перемикання
виконання сценаріїв.
резервних ліній,
реакція на аварії.
Моніторинг uptime,
тестування Високий рівень
Стійкість і надійність
відмовостійкості доступності (≥ 99,5%).
системи.

Проведене тестування дозволяє підтвердити відповідність системи
технічним і функціональним вимогам, забезпечити точність збору даних та
сумісність із чинними системами управління, а також підвищити рівень
автоматизації та надійності електропостачання [85, с. 50–52].

2.2.6 Повномасштабне впровадження у роботу підприємства

Після успішного завершення тестових випробувань система
переходить у промислову експлуатацію. Це фінальний етап проєкту, на
якому здійснюється інтеграція розробленого рішення в щоденну діяльність
підприємства[87, с. 101–103].
Основна мета — забезпечити стабільну роботу програмного
комплексу, підвищити рівень автоматизації та ефективності управління
енергетичними мережами [88, розд. 9.2].
Виконуємо запуск системи в промислову експлуатацію для цього
нам потрібно виконати:
* підключення усіх трансформаторних підстанцій, передбачених у
проєкті, до центральної системи збору та обробки даних [89, с. 64–67];
* переведення функцій моніторингу та диспетчерського управління
на нову платформу [90, с. 88–91];
* забезпечення цілодобового функціонування серверів та каналів
зв’язку [91, с. 39–44].
Але щоб працювати з цим, персонал потребує навчання:
* проведення тренінгів для диспетчерів, інженерів та технічних
фахівців [92, с. 125–130];
* підготовка методичних матеріалів (користувацькі інструкції,
довідники з експлуатації) [93, розд. 4.3];
* формування групи технічної підтримки для оперативного
реагування на проблеми [87, с. 112–115].
Для експлуатації має бути підготовка експлуатаційної документації:

* створення інструкцій з експлуатації програмного комплексу [94, с.
5–9];
* складання регламентів обслуговування обладнання (RTU, шлюзи,
сервери) [95, с. 42–46];
* документування процедур резервного копіювання, відновлення
після збоїв та кіберзахисту.
Залишається оптимізація робочих процесів підприємства:
* інтеграція нової системи у процеси планування ремонтів, обліку
споживання та контролю якості електроенергії [89, с. 72–74];
* скорочення часу на прийняття управлінських рішень за рахунок
автоматизації аналізу [88, розд. 9.4];
* покращення комунікації між підрозділами завдяки єдиній
інформаційній платформі [92, с. 132–134].
Очікувані результати:
* повний перехід підприємства на нову систему управління та
моніторингу [87, с. 118–120];
* зростання рівня надійності та ефективності електропостачання;
* зменшення показників SAIDI та SAIFI за рахунок швидшого
реагування на аварії [90, с. 94–96];
* підвищення кваліфікації персоналу та готовність підприємства до
подальшої цифрової трансформації [93, розд. 5.1].
Таким чином, розробка проєкту інтеграції програмного забезпечення
є важливим етапом модернізації системи електропостачання АТ
«Черкасиобленерго». Реалізація даного підходу забезпечить підвищення
рівня автоматизації, прозорість та контрольованість процесів, а також
сприятиме розвитку інноваційних напрямів в енергетиці [88, розд. 9.5].

2.3 Висновки до проектно-конструкторського розділу

У другому розділі дипломної роботи було детально розглянуто
об’єкт дослідження – систему електропостачання АТ «Черкасиобленерго»,

яка є складним багаторівневим комплексом, що забезпечує передачу та
розподіл електроенергії різним категоріям споживачів. Було встановлено,
що значна частина обладнання підприємства є морально та фізично
застарілою, що створює проблеми із забезпеченням стабільності та
ефективності роботи енергосистеми.
Аналіз структури енергогосподарства показав ключову роль
трансформаторних підстанцій, які є основною ланкою між магістральними
мережами та кінцевими споживачами. Водночас було виявлено, що існуючі
підстанції потребують модернізації та цифровізації процесів управління.
У підрозділі 2.2 розроблено концепцію проєкту інтеграції сучасного
програмного забезпечення у систему управління трансформаторними
підстанціями АТ «Черкасиобленерго». Було визначено основні завдання
інтеграції, серед яких: організація моніторингу роботи обладнання,
створення єдиної бази даних, диспетчерське керування, прогнозування
аварійних ситуацій та оптимізація режимів роботи мереж. Запропоновано
поетапний план впровадження такої системи, що включає технічне
обстеження, налаштування програмних комплексів, тестування та
повномасштабну експлуатацію.
Очікуваними результатами реалізації проєкту є підвищення
надійності енергопостачання, зменшення технологічних втрат, скорочення
часу ліквідації аварійних ситуацій, зниження експлуатаційних витрат та
формування основи для подальшої цифрової трансформації енергосистеми.
Таким чином, у даному розділі було обґрунтовано необхідність
модернізації системи електропостачання АТ «Черкасиобленерго» та
доведено доцільність інтеграції сучасних програмних рішень у її структуру
для забезпечення ефективності, надійності та економічності роботи
підприємства.

3. РОЗРАХУНКОВО-ДОСЛІДНИЦЬКИЙ РОЗДІЛ

3.1 Попереднє обґрунтування вибору програми для
енергокомпанії

Для забезпечення ефективного управління електричними мережами
та трансформаторними підстанціями сучасні енергетичні підприємства
потребують впровадження спеціалізованих програмних комплексів.
Основними вимогами до таких систем є:
- наявність інструментів для збору, збереження та обробки даних;
- можливість моніторингу параметрів роботи обладнання в режимі
реального часу;
- інтеграція з існуючими диспетчерськими та інформаційними
системами;
- прогнозування та попередження аварійних ситуацій;
- забезпечення високого рівня надійності та безпеки.
Серед існуючих рішень для енергетики значне поширення отримав
програмний комплекс АСТОР-8 – це автоматизована система технічного
обслуговування та ремонтів, що відповідає сучасним вимогам до
автоматизованих систем управління та моніторингу.
Призначення:
- комплексне прикладне програмне забезпечення для підвищення
ефективності експлуатації електричних мереж з автоматизацією
процесів керування технічним обслуговуванням та ремонтами;
- формування поопорних схем ліній електропередач, схем підстанцій,
схем кабельних ліній, схем радіорелейного зв’язку, кабельних ліній
зв’язку, схем релейного захисту і автоматики, схем нормального
режиму та їх коректування у випадку зміни схеми та її технічних
параметрів;
- формування баз даних: технічної, технологічної, нормативно-
довідникової інформації про електромережі та їх елементи;
- формування баз даних кошторисно-фінансової інформації про
технічне обслуговування та ремонтні роботи в електромережах;

- формування звітної документації по структурах та підприємству в
цілому;
- Облік планових та аварійних відключень з аналізом найбільш
пошкоджуваних елементів електричної мережі.
Структура системи показана на рис. 3.1.

Рисунок 3.1 — структура системи і підсистеми

Графічно-інформаційний редактор (ГІР) має:

- можливість рисування поопорної схеми ПЛ та паспортизація
обладнання (рис. 3.2);

Рисунок 3.2 — поопорні схема ПЛ та паспорти обладнання

- можливість рисувати схем ПС, ТП, РП та паспортизація обладнання
(рис. 3.3);

Рисунок 3.3 — схема ПС та паспорт обладнання

- можливість рисувати скелетних схем кабельних ліній та
паспортизація обладнання (рис. 3.4);

Рисунок 3.4 — схема КЛ та паспорт кабеля

- можливість додавання і групування об`єктів у макроси (рис. 3.5);

Рисунок 3.5 — поопорна схема 35-110 кВ

- формування баз паспортних даних об`єкту ПС (рис. 3.6);

Рисунок 3.6 — паспортні дані підстанції

- можливість автоматичного формування та друку паспорту лінії за
даними поопорної схеми та проведеними ремонтами (рис. 3.7);

Рисунок 3.7 — паспорт лінії

- розрахунок втрат електроенергії та струмів КЗ на основі опорної
схеми (рис. 3.8);

Рисунок 3.8 — розрахунки втрат електроенергії та струмів КЗ

- автоматичне відображення схем на картах Google Maps (рис. 3.9)

Рисунок 3.9 — карта Google Maps

Довідники
Модулі довідників – призначені для ведення, наповнення та корекції
довідникової інформації яка використовується в даній системі (рис. 3.10).

Рисунок 3.10 — довідники загальних даних

Паспортизація ремонтів
Підсистема призначена для здійснення обліку щоденних ремонтних
робіт з фіксацією матеріальних та людських затрат на основі норм часу та
розцінок на ремонт та технічне обслуговування. Автоматично формує акти
виконаних робіт на основі записів про щоденні ремонтні роботи. Також
актів приймання завдання з капітального ремонту, заявок на матеріали
необхідних для ремонту. І включає підсистему обміну залишками
матеріалів.
Журнали обліку щоденних ремонтних робіт включає в себе:
- реєстр виконаних ремонтних робіт в мережі компанії (рис. 3.11);

Рисунок 3.11 — реєстр виконаних ремонтних робіт

- внесення загальних даних (рис. 3.12)

Рисунок 3.12 — заповнення журналу

- вибір виду роботи (рис. 3.13)

Рисунок 3.13 — заповнення заявки для виконання роботи

- занесення інформації про матеріали та транспорт (рис. 3.14)

Рисунок 3.14 — заповнення документації ремонтних робіт

Акти виконаних робіт зображено на рис. 3.15 та рис. 3.16.

Рисунок 3.15 — реєстр актів виконаних робіт

Рисунок 3.16 — складання акту на основі журналу обліку щоденних
ремонтних робіт

Акти приймання завдання з капітального ремонту можна побачити
на рис. 3.17.

Рисунок 3.17 — реєстр прийнятих ДНО з капітального ремонту та
контроль якості виконання робіт

Планування ремонтів
Підсистема призначена для складання планів капітальних ремонтів
та технічного обслуговування на наступні роки з формування кошторисів
запланованих робіт, планів поставок матеріалів та графіку виконання робіт
(рис. 3.18).

Рисунок 3.18 — внесення інформації про роботи, матеріали,
машини, коригуючі коефіцієнти

Кошториси
Розрахунок кошторисів та друк звітної форми зображено на рис. 3.20.

Рисунок 3.20 — налаштування кошторису та друкована звітна форма

Графік запланованих робіт
Формування інформації про заплановані роботи виконується у
табличній формі з розрахунком завантаженості по кожному майстру (рис.
3.21).

Рисунок 3.21 — журнал обліку завдань

Паспортизація дефектів
Підсистема призначена для формування баз даних про формування
баз даних про огляди та перевірки об`єктів електромереж, ведення історії
дефектів та їх ліквідації, реєстрації пошкоджень на КЛ та аналізу причин їх
пошкоджуваності, реєстрації випробувань КЛ (рис. 3.22 і рис. 3.).

Рисунок 3.22 — реєстр листків оглядів та перевірок

Рисунок 3.23 — складання листка огляду

Рисунок 3.24 — журнал дефектів де є облік всіх дефектів енергокомпанії

Рисунок 3.25 — формування дефектного акту на основі записів
«Журнал дефектів»

Рисунок 3.26 — облік пошкоджень кабельних ліній та контроль за
їх усуненням у журналі пошкоджень КЛ

Рисунок 3.27 — облік випробувань кабельних ліній після усунення
пошкоджень у журналі випробувань КЛ

Журнал протоколів випробувань
Призначений для ведення обліку та накопичення інформації про
випробування проведені на обладнанні ПС, ТП, КЛ, ПЛ (рис. 3.28).

Рисунок 3.28 — журнал протоколів випробувань

Проведення розрахунку завантаженості ТП на основі струмів
відхідних фідерах та автоматичне формування дефектів (рис. 3.28).

Рисунок 3.28 — журнал протоколів випробувань

Звіти
Модулі призначені для формування звітної інформації на основі
даних внесених в модулях «Паспортизація ремонтів», «Планування
ремонтів», «Паспортизація дефектів» та «Графічно-інформаційний
редактор».
Розділ «Звіти» складається з наступних модулів:
- розрахунок трудозатрат працівників;
- перелік використаних матеріалів;
- перелік матеріалів для запланованих робіт;
- перелік демонтованих матеріалів;
- звіт про виконання робіт;
- нормоване план-завдання;
- довідка про витрати на ремонти;
- журнал обладнання КЛ;
- звіт про пошкодження КЛ;
- звіт про обладнанню радіо та радіорелейному зв`язку;
- журнал обліку робіт за нарядами та розпорядженнями;
- журнал обліку виїздів;

- Звіти для Міністерства енергетики та вугільної промисловості
України по формах №58-енерго та №59-енерго, звіти про виконання
технічного обслуговування капітальних, поточних та аварійних
ремонтів;
- реєстр актів виконаних робіт;
- аварійні опори та інші.

Розрахунок кількості об`єктів електричних мереж зображено на рис. 3.29.

Рисунок 3.29 — розрахунок кількості об`єктів електричних мереж

Оцінка технічного стану
Модулі якісної та кількісної оцінки технічного стану призначені для
розрахунку якісної та кількісної оцінки технічного стану об’єктів та
сукупності об’єктів електричних мереж напругою 0,38-20 кВ згідно
нормативного документу «Методичні вказівки з обліку та аналізу в
енергосистемах технічного стану розподільчих мереж напругою 0,38-20 кВ

з повітряними лініями електропередачі» СОУ-Н МПЕ 40.1.20.576:2005.
Проведення оцінки технічного стану ПЛ напругою 35-750 кВ на основі
документів «Методичні вказівки. Оцінка технічного стану повітряних ліній
електропередавання напругою від 35 кВ до 750 кВ. Частина 1. Металеві та
залізобетонні опори. Паспортизація ліній СОУ-Н ЕЕ 20.571: 2007»,
«Методичні вказівки Оцінка технічного стану повітряних ліній
електропередавання напругою 35 кВ до 750 кВ. Частина 2. Конструктивні
елементи ліній СОУ-Н ЕЕ 20.571: 2007».

Комплексна якісна оцінка технічного стану об`єктів ЕМ напругою
0,38-20 кВ (рис. 3.30-3.33)

Рисунок 3.30 — розрахунок коефіцієнту дефектності на основі
журналу дефектів ті ГІР

Рисунок 3.31 — розрахунок коефіцієнту дефектності та друк звітної
форми

Рисунок 3.32 — автоматизований розрахунок коефіцієнту на основі
кількості проявів дефектів

Рисунок 3.33 — розрахунок коефіцієнту та друк звітної форми

Рух обладнання
Підсистема призначена для формування баз даних обладнання в
межах енергокомпанії з відслідковуванням історії переміщення між різними
об’єктами інфраструктури компанії. Дозволяє формувати відомості
виведення та введення обладнання з експлуатації.

База трансформаторів зображено на рис. 3.34.

Рисунок 3.34 — реєстр трансформаторів з історією та місцем
їхнього розташування

Аналіз стану електричних мереж
Підсистема призначена для створення однієї розширеної системи
накопичення, зберігання та аналізу інформації про об’єкти електричних
мереж в межах компанії. Створює інформаційне поле для можливості
аналізу та прийняття рішень стосовно експлуатації об’єктів електричних
мереж, систематизує роботу з пропозиціями по включенню об’єктів
електричних мереж в графіки капітальних ремонтів (річні та багаторічні),
зверненнями споживачів щодо стану об’єктів електричних мереж, з
приписами Держенергонагляду та роботу з проектами з реконструкції та
технічного переоснащення об’єктів електричних мереж (рис. 3.35-3.38).

Рисунок 3.35 — звернення від споживачів. Розроблення заходів
необхідних для усунення скарги, контроль термінів, формування відповіді
споживачу та інше

Рисунок 3.36 — проекти розвитку мереж. Облік та контроль етапів
життя проекту від моменту прийняття рішення про розробку до введення
його в експлуатацію

Рисунок 3.37 — приписи. Реєстр приписів контролюючих органів та
контроль за термінами їх виконання

Рисунок 3.38 — аналіз експлуатації об`єктів мереж. Автоматичний
розрахунок стану лінії на основі її технічних характеристик, параметрів
експлуатації та вагових коефіцієнтів

Робочий стіл диспетчера
Підсистема призначена для підготовки та формування заявок на
ремонт обладнання підприємства, передачу їх на розгляд (погодження) в
Центральну диспетчерську службу (ЦДС) чи інші підрозділи, а також
отримання відповідей на них зображено на рис. 3.39-3.42.
Автоматизація процесів у обліку технологічних порушень та
автоматичного формування журналів, формування звіту НЕРК-
11(показники SAIDI ) показано на рис. 3.43-3.4.

Рисунок 3.39 — дерево диспетчерських назв об`єктів. Автоматичне
формування дерева мережі на основі графічних схем

Рисунок 3.40 — Заявки на вивід обладнання у ремонт. Облік заявок,
над якими іде робота

Рисунок 3.41 — дані необхідні для створення заявки та її стани

Рисунок 3.42 — форма диспетчера CALL-центр. Інформація, яка
поступає диспетчеру про відсутність електропостачання, погану напругу
чи обрив проводу при відсутності аварій чи планових заявок

Рисунок 3.43 — журнал аварійних вимкнень (рапорт).
Відображення інформації про відсутність електропостачання

Рисунок 3.44 — журнал технологічних порушень. Проведення
розслідувань аварійних вимкнень

Рисунок 3.45 — журнал аварійних дефектів. Формування
електронного журналу аварійних дефектів

Рисунок 3.46 — моніторинг (NERC-11). Автоматичне формування
звіту на основі планових чи аварійних вимкнень

Рисунок 3.47 — журнал вимкнень вимикачами струмів КЗ.
Автоматичне формування звіту на основі аварійних вимкнень та
проведених капітальних ремонтів

Рисунок 3.48 — споживачі. Аналіз кількості відключень споживачів та
компенсація за недотримання показників якості електроенергії

Рисунок 3.49 — аналіз знеструмлень ДНО. Зведений реєстр
відключення ліній (ТП) з класифікацією причин та можливістю перегляду
інформації по кожній ДНО

Рисунок 3.50 — наряди та розпорядження. Формування документів з
використанням КЕП

Рисунок 3.51 — дозволи на ввімкнення напруги. Автоматизоване
формування документів для ввімкнення на основі схем та виданих ТУ

Рисунок 3.52 — дозволи на ввімкнення напруги. Опрацювання інформації
головним інженером та диспетчером

Мобільний додаток АСТОР-M
Додаток призначена для оптимізація та автоматизації проведення
експлуатації електричних мереж (рис. 3.53 і рис. 3.54).

Рисунок 3.53 — мобільний додаток. Занесення інформації під час
проведення огляду (варіант 1)

Рисунок 3.54 — мобільний додаток. Занесення інформації під час
проведення огляду (варіант 2)

Він дозволяє формувати електронний листок огляду повітряних ліній
чи трансформаторних підстанцій безпосередньо під час робочого процесу, з
автоматичною підчиткою технічних параметрів елементів. Система може
відображати поопорної схеми лінії чи однолінійної схеми трансформаторної
підстанції. Фіксувати координат опор в режимі реального часу з привязкою
до номерів опор на поопорній схемі. Занесені дані автоматично
завантажуються у базу даних програмного комплексу АСТОР-8.
Аналізуючи програму АСТОР-8, виділяються основні переваги:
Широкі можливості моніторингу – система дозволяє у реальному
часі відстежувати роботу трансформаторних підстанцій, контролювати
рівні напруги, струмів, частоти, температурні режими;
Аналітична функціональність – наявність засобів аналізу даних,
побудови діаграм, формування звітів;
Прогнозування відмов – використання історичних даних для
визначення тенденцій у роботі обладнання та вчасного виявлення
потенційних несправностей;

Інтеграція з іншими системами – можливість підключення до
диспетчерських пунктів та баз даних енергокомпанії;
Зручний інтерфейс – зрозумілий інструментарій для операторів та
інженерів, що полегшує управління складними технологічними процесами;
Економічна ефективність – зниження витрат на експлуатацію
обладнання за рахунок своєчасної діагностики і скорочення часу простоїв.
Вибір програми АСТОР-8 для інтеграції в систему управління
енергопостачанням АТ «Черкасиобленерго» обґрунтовується її
функціональною гнучкістю, надійністю, а також відповідністю
стратегічним цілям модернізації підприємства. Використання цього
програмного комплексу дозволить підвищити ефективність роботи
трансформаторних підстанцій, знизити технологічні втрати, покращити
якість електропостачання та забезпечити більш високий рівень контролю за
енергетичними процесами.
Таким чином, попередній аналіз доводить доцільність впровадження
програмного комплексу АСТОР-8 в діяльність АТ «Черкасиобленерго» як
сучасного інструменту для цифровізації та підвищення ефективності
експлуатації електричних мереж.
Матеріал цього підрозділу підготовлено на основі презентації
програмного комплексу АСТОР-8 [105].

3.2 Економічне обґрунтування інтеграції програми

Метою даного етапу є проведення економічного обґрунтування
доцільності інтеграції програмного комплексу для автоматизації та
моніторингу трансформаторних підстанцій АТ «Черкасиобленерго».
Розрахунки передбачають оцінку витрат на впровадження, а також
прогнозування потенційної економічної вигоди від підвищення
ефективності експлуатації електричних мереж.
Такі підходи економічного оцінювання рекомендовані
міжнародними стандартами IEC щодо управління активами електромереж
(IEC 60300-3-3, с. 42–44) [106, с. 42–44].

Вихідні дані:
Кількість ТП для модернізації: 600.
Ціна електроенергії для розрахунку вигоди: 4,32 грн / кВт·год [20].
Горизонт оцінки: 3–5 років (висновки по окупності даю в роках) [109,
с. 12–14].
Перелік комплектуючих на 1 ТП (Табл. 3.55): RTU / gateway, LTE-
router (4G VPN), kWh-лічильники (1–3 шт), CT/VT (на схемі, клас 0,5S),
PT100 (1–3 шт), вібросенсор (1 шт — для великих ТП), шафа IP54, UPS 1–3
kVA, кабелі, заземлення [22; 23; 24;].
Таблиця 3.1
Орієнтовна вартість комплектуючих для інтеграції системи
на 1 трансформаторній підстанції
Орієнт. ціна
Кількість (на Вартість
Позиція за одиницю
1 ТП) (грн/ТП)
(грн)
RTU / protocol-gateway
1 12 300 12 300
(Modbus/IEC104/DNP3)
LTE industrial router
1 3 000 3 000
(4G, VPN, dual-SIM)
LTE gateway з
1 8 000 8 000
локальною пам’яттю
Цифровий лічильник
2 7 120 14 240
енергії (2 шт)
CT/VT
трансформатори 1 4 000 4 000
(комплект)
PT100 датчики
2 150 300
температури (2 шт)
Датчик вібрації (0,1 на
0,1 10 000 1 000
ТП)
Шафа IP54 1 4 000 4 000
UPS 1–3 kVA 1 10 000 10 000
Кабелі та матеріали
1 3 000 3 000
монтажу
Засоби заземлення
1 1 500 1 500
(комплект)
Разом:

61 340

Разом (Базова вартість комплекту обладнання на 1 ТП ≈ 52 340 грн
(середнє за комерційними пропозиціями виробників АСКОЕ та RTU-
обладнання [107, с. 5–7]): ≈ 52 340 грн. Сума 61340 грн. округлена, я
спеціально беру трохи консервативно вгору, щоб не занижувати витрати.
Для порівняння:
Консервативний, тобто дорожчий варіант, (промисловий
RTU/RTAC, 3 лічильники, повний пакет датчиків, дорожчі шафи та UPS)
коштує ≈ 80–95 тис. грн / ТП.
Економний варіант (простий gateway + 1 лічильник + мінімальний
набір датчиків) → ≈ 28–35 тис. грн / ТП.

Загальні капітальні витрати (CAPEX) для 600 ТП

Базовий сценарій (52 340 грн/ТП):

CAPEX = 52340 ∙ 600 = 31404000 грн.

Додати монтаж/налагодження/програмування/ліцензії/навчання ≈
+20% (що відповідає методичним підходам проєктування систем АСКУЕ
згідно СОУ-Н МЕВ 40.1-00013741-101:2014 [108, с. 18–20]):

Додатково = 0.20 ∙ 31 404 000 = 6 280 800 грн.
Повна CAPEX (базовий) ≈ 31 404 000 + 6 280 800 = 37 684 800 грн.
(округлено — у тексті буду використовувати ≈ 37,7 млн грн).
Методика розрахунку відповідає стандартам економічного
обґрунтування інвестицій в електричні мережі (СОУ-Н ЕЕ 40.1-001:2016, с.
56–60) [110, с. 56–60].
Консервативний (високий) сценарій (припустимо 85 000 грн/ТП):

85 000 ∙ 600 + 20% = 51 000 000 + 20% ≈ 61,2 млн грн.

Економний сценарій (припустимо 32 000 грн/ТП):

32 000 ∙ 600 + 20% = 19 200 000 + 20% ≈ 23,04 млн грн.

3.2.1 Оцінка річного економічного ефекту

Річний економічний ефект = економія від зниження втрат
електроенергії + економія на ремонтах/обслуговуванні +
економія/економічний бонус від скорочення відключень (комерційний
ефект, штрафи, компенсації) + інші (економія часу персоналу тощо).
Нижче наведено три сценарії розрахунку: консервативний, базовий
та оптимістичний, що відповідає практиці техніко-економічного аналізу за
ISO 55001 [112, с. 12–14].
Ключові припущення — 3 сценарії:
1. Консервативний (малий технічний ефект)
Припущення: середньорічний обіг енергії на 1 ТП = 200 000
кВт·год/рік (помірне навантаження). Для 600 ТП → 120 000 000 кВт·год/рік.
Зниження втрат за рахунок оптимізації/балансування/швидшого
переключення: 0,5% від обігу.

Енергозбереження = 0.005 ∙ 120 000 000 = 600 000 кВт · год/рік.
Грошова економія = 600 000 ∙ 4,32 = 2 592 000 грн/рік.

Експлуатація/ремонт/економія (скорочення аварій, планово-
попереджувальні ремонти): 5% від поточних витрат. Якщо поточні витрати
на експлуатацію і ремонти для 600 ТП = умовно 30 млн/рік (припущення),
5% = 1 500 000 грн/рік.
Економія від зменшення відключень (комерційні/втрачені
продажі/репутаційні витрати): 500 000 грн/рік (консервативно).

Разом (консервативно) ≈ 2 592 000 + 1 500 000 + 500 000
= 4 592 000 грн/рік.

2. Базовий (реалістичний)
Припущення: середній обіг енергії на 1 ТП = 300 000 кВт·год/рік.
Для 600 ТП = 180 000 000 кВт·год/рік.

Зниження втрат: 1% → 1 800 000 кВт · год → 1 800 000 · 4,32
= 7 776 000 грн/рік.

Експлуатація/ремонт/економія: 10% від умовних 30 млн → 3 000 000
грн/рік.
Економія від скорочення відключень (прямі/непрямі) → 1 000 000
грн/рік.

Разом (базовий) ≈ 7 776 000 + 3 000 000 + 1 000 000
= 11 776 000 грн/рік.

3. Оптимістичний
Обіг = 300 000 кВт·год/ТП·рік.

Зниження втрат: 2% → 3 600 000 кВт · год = 15 552 000 грн/рік.

Експлуатація/ремонт/економія = 20% → 6,000,000 грн/рік.
Економія від відключень = 2 000 000 грн/рік.
Разом (оптимістично) ≈ 23,552,000 грн/рік.

3.2.2 Розрахунок окупності та річний
Метою даного підпункту є визначення строку окупності інвестицій у
впровадження програмного комплексу для автоматизації
трансформаторних підстанцій АТ «Черкасиобленерго». Методика

розрахунку базується на підходах IEC 60300 (економічна оцінка рішень) та
ISO 15686 (оцінка життєвого циклу) [106, с. 42–44; 114, с. 12–13].
Методика відповідає типовим оцінкам окупності інфраструктурних
проєктів у сфері енергетики [113, с. 33–36; 115, с. 18–21].
Базовий сценарій (CAPEX ≈ 37,7 млн; річна вигода ≈ 11,776 млн):

Строк окупності = 37 684 800 / 11 776 000 ≈ 3.2 роки.

Ер 11,776,000
Річний ≈ ≈ ≈ 31,3% на рік.
CAPEX 37,684,800

Консервативний сценарій (CAPEX ≈ 61,2 млн; вигода ≈ 4,592 млн):

Строк окупності = 37 684 800 / 11 776 000 ≈ 3.2 роки.

Розрахунок окупності ≈ 61 200 000 / 4 592 000 ≈ 13.3 років.

Занадто довго — показовий результат, чому важливо оптимізувати
витрати і починати з пілота.

Оптимістичний сценарій (CAPEX ≈ 37,7 млн; вигода ≈ 23,552 млн):

Розрахунок окупності ≈ 37 684 800 / 23 552 000 ≈ 1,6 року.

У цьому сценарії система окупається менш ніж за два роки —
типовий результат для Smart Grid-рішень з високим рівнем автоматизації
[115, с. 19–21].
Як видно, найбільш реалістичним є базовий сценарій, при якому
окупність інвестицій у систему моніторингу та управління становить
близько 3,2 років [113, с. 33; 4, с. 18]. При цьому річна економічна вигода
складає близько 11,8 млн грн, що обумовлено скороченням часу ліквідації

аварій, зниженням втрат енергії та оптимізацією технічного
обслуговування.
Проведений економічний аналіз підтверджує доцільність
впровадження програмного комплексу для моніторингу та керування
електричними мережами АТ «Черкасиобленерго». Інтеграція системи
дозволить досягти таких результатів:
Зниження показника SAIDI на 20–30 % за рахунок оперативного
виявлення та усунення аварійних ситуацій [113, с. 34];
Підвищення надійності електропостачання споживачів Черкаської
області;
Зменшення експлуатаційних витрат на персонал і ремонт обладнання
приблизно на 10–15 %;
Підвищення рівня автоматизації технологічних процесів до вимог
ENTSO-E та європейських стандартів управління мережею.
У перспективі впровадження такої системи сприятиме переходу
підприємства до концепції «розумних мереж» (Smart Grid), що забезпечить
інтеграцію відновлюваних джерел енергії, більш гнучке балансування
навантажень та зниження втрат енергії. Економічна вигода, навіть у
консервативному сценарії, перекриває витрати протягом 3–4 років, а в
оптимістичному — менше ніж за два роки.
Таким чином, реалізація проекту інтеграції сучасного програмного
забезпечення є стратегічно обґрунтованим кроком для підвищення
ефективності експлуатації електричних мереж та підвищення
конкурентоспроможності АТ «Черкасиобленерго» на ринку
енергопостачання.

3.3 Висновки до розрахунково-дослідницького розділу

У результаті проведених досліджень та розрахунків було здійснено
всебічний аналіз технічних і економічних аспектів інтеграції програмного
забезпечення для моніторингу та управління трансформаторними

підстанціями АТ «Черкасиобленерго». Основна мета цього розділу полягала
у визначенні техніко-економічної доцільності впровадження сучасної
системи збору, аналізу та візуалізації даних, що дозволить підвищити
ефективність експлуатації електричних мереж підприємства.
На першому етапі було проведено інвентаризацію
трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ, які становлять основу розподільчої
інфраструктури. Аналіз показав, що більшість із понад 1100 ТП знаходяться
у працездатному технічному стані, проте мають морально застаріле
обладнання — електромеханічні реле, аналогові прилади та відсутність
централізованих засобів збору даних. Водночас на частині підстанцій уже
використовуються сучасні вакуумні вимикачі та цифрові прилади обліку,
що створює сприятливі умови для подальшої інтеграції автоматизованих
систем моніторингу.
Другим етапом стала розробка технічного рішення щодо архітектури
інтеграції програмного комплексу. Було визначено оптимальну схему
взаємодії пристроїв збору даних (RTU, контролери, датчики) зі шлюзами та
серверною частиною програмного забезпечення. Передбачено побудову
гібридної архітектури з використанням локальних RTU, які забезпечують
автономну роботу підстанції, і центрального серверного вузла, що
відповідає за обробку даних, аналітику та відображення інформації в
диспетчерському центрі.
На третьому етапі розглянуто питання встановлення обладнання для
збору та передачі даних, яке включає контролери, лічильники, температурні
та вібраційні датчики, перетворювачі струму і напруги, а також засоби
резервного живлення та комунікаційні модулі. Така комплектація
забезпечує повний контроль параметрів роботи ТП, дозволяючи виявляти
відхилення в режимах роботи ще до виникнення аварійних ситуацій.
Четвертий етап передбачав налаштування програмного
забезпечення, формування бази даних і створення системи аналітичної
візуалізації. Особливу увагу приділено інтеграції з існуючими системами
SCADA та диспетчерського управління, що дозволяє уникнути дублювання

функцій і забезпечити сумісність на рівні протоколів (Modbus, IEC 104,
DNP3). Налаштовано алгоритми аварійної сигналізації, виявлення
перевантажень та генерацію звітів для технічних служб.
П’ятий етап охоплював тестування системи в умовах реальної
експлуатації, під час якого перевірено коректність збору даних, швидкість
реакції системи на події, стабільність зв’язку між RTU та сервером.
Результати випробувань підтвердили працездатність системи, проте також
виявили необхідність оптимізації параметрів обміну та калібрування деяких
датчиків. Після внесення коректив система продемонструвала стабільну
роботу та високу точність реєстрації технологічних параметрів.
Заключним став етап повномасштабного впровадження системи в
експлуатаційну діяльність підприємства. На цьому етапі було передбачено
проведення навчання оперативного персоналу, розробку експлуатаційних
інструкцій та створення регламенту технічного обслуговування системи.
Також заплановано створення центру аналітики для обробки великих
обсягів даних з підстанцій, що відкриває перспективи подальшого
впровадження штучного інтелекту у сфері технічного прогнозування стану
обладнання.
У ході економічних розрахунків визначено, що вартість обладнання
для однієї трансформаторної підстанції становить близько 61,3 тис. грн, а
загальна вартість проєкту для 600 підстанцій — близько 36,8 млн грн. З
урахуванням витрат на монтаж, навчання персоналу та ліцензійне
програмне забезпечення загальна сума інвестицій може становити до 45 млн
грн. При цьому прогнозована річна економічна вигода від впровадження
системи складає 11,8 млн грн, що забезпечує окупність інвестицій за 3–4
роки. У оптимістичному сценарії цей показник може бути скорочений до
1,5–2 років.
Економічний ефект досягається за рахунок:
- скорочення тривалості аварійних простоїв (зниження показника
SAIDI на 20–30%);
- зменшення втрат електроенергії в мережах;

- підвищення ефективності роботи обслуговуючого персоналу;
- оптимізації планових ремонтів і моніторингу стану обладнання;
- покращення якості електропостачання для споживачів.
Отримані результати свідчать, що впровадження автоматизованої
системи моніторингу є не лише технічно обґрунтованим, але й економічно
ефективним рішенням, яке забезпечує значне підвищення рівня
цифровізації підприємства. Це відповідає сучасним тенденціям розвитку
енергетичного сектору, спрямованим на створення «розумних» електричних
мереж (Smart Grid), інтеграцію відновлюваних джерел енергії та
забезпечення стабільності електропостачання споживачів.

ЗАГАЛЬНІ ВИСНОВКИ

У дипломній роботі на тему «Підвищення ефективності
електропостачання шляхом модернізації розподільчих станцій та
підстанцій» проведено комплексне дослідження технічних, організаційних
та економічних аспектів модернізації систем енергопостачання шляхом
впровадження сучасних інформаційно-аналітичних технологій. У ході
виконання роботи було вирішено низку завдань, спрямованих на
підвищення надійності, ефективності та економічності функціонування
електричних мереж АТ «Черкасиобленерго».
У вступі обґрунтовано актуальність теми, зумовлену зростанням
навантаження на енергетичні системи, необхідністю цифрової
трансформації енергетики та впровадження інноваційних підходів до
управління електричними мережами. Визначено мету дослідження —
підвищення ефективності експлуатації електричних мереж шляхом
інтеграції сучасного програмного забезпечення в системи управління та
моніторингу трансформаторних підстанцій. Об’єктом дослідження
виступає система електропостачання АТ «Черкасиобленерго», а предметом
— програмний комплекс АСТОР-8.
У першому (аналітичному) розділі виконано аналіз сучасних
тенденцій розвитку систем енергозабезпечення у світі та в Україні.
Досліджено перехід до концепції Smart Grid, який передбачає цифровізацію,
двосторонню комунікацію між споживачем і оператором, автоматичне
регулювання навантажень та використання систем накопичення енергії.
Розглянуто досвід країн Європейського Союзу, де впровадження
інтелектуальних систем управління дозволило знизити втрати енергії та
підвищити якість електропостачання.
Проаналізовано стан енергетичного сектору України, який перебуває
на етапі активної модернізації, але характеризується високим рівнем
зношеності обладнання, нерівномірним навантаженням мереж і недостатнім
рівнем автоматизації. Визначено, що одним із найважливіших напрямів

розвитку є впровадження інтелектуальних систем моніторингу
розподільчих підстанцій, що дозволить зменшити час реагування на
аварійні ситуації, підвищити точність прогнозування споживання енергії та
ефективність експлуатації мережевого обладнання.
У рамках аналітичного розділу також розглянуто типові схеми
енергозабезпечення та характеристики споживачів, визначено основні
вимоги до високоефективних систем електропостачання. Підсумкові
висновки цього розділу підтвердили доцільність модернізації енергосистем
підприємств шляхом інтеграції автоматизованих систем управління, які
забезпечують моніторинг, аналіз і прогнозування технічного стану
обладнання.
У другому (проектно-конструкторському) розділі докладно описано
об’єкт дослідження — систему електропостачання АТ «Черкасиобленерго».
Проаналізовано її структуру, особливості розподільчих мереж, наявні
засоби контролю та управління, а також рівень автоматизації. Підприємство
має понад 1100 трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ, більшість із яких
технічно справні, але морально застарілі через використання аналогового
обладнання. Це створює передумови для переходу до цифрових систем
керування.
У цьому розділі розроблено проєкт інтеграції сучасного програмного
комплексу для моніторингу та управління трансформаторними
підстанціями. Запропоновано послідовність етапів реалізації: обстеження
існуючої інфраструктури, розробка технічного рішення, встановлення
обладнання для збору та передачі даних, налаштування програмного
забезпечення, тестування системи в умовах реальної експлуатації та
повномасштабне впровадження.
У третьому (розрахунково-дослідницькому) розділі проведено
техніко-економічне обґрунтування інтеграції запропонованої системи.
Виконано розрахунки вартості обладнання, монтажних робіт і програмного
забезпечення, визначено економічний ефект від скорочення часу аварійних
простоїв та оптимізації експлуатаційних витрат. Орієнтовна вартість

обладнання для однієї ТП становить 61,3 тис. грн, загальні капітальні
витрати для 600 ТП — близько 45 млн грн, а прогнозована річна вигода —
11,8 млн грн. Розрахована окупність проєкту становить 3–4 роки, що
підтверджує його економічну ефективність.
Економічна доцільність підтверджується також стратегічними
ефектами: зниженням експлуатаційних витрат, підвищенням якості
обслуговування мереж, скороченням кількості аварійних ситуацій та
формуванням цифрового середовища управління енергетичною
інфраструктурою. Впровадження запропонованого рішення дозволить
підприємству перейти до інтелектуальної моделі управління електричними
мережами (Smart Distribution), що відповідає європейським тенденціям
розвитку галузі.
У підсумку, результати дипломного дослідження довели, що
інтеграція сучасного програмного забезпечення в систему управління АТ
«Черкасиобленерго» є технічно, економічно та стратегічно обґрунтованим
рішенням. Реалізація проєкту забезпечить підвищення ефективності
експлуатації електричних мереж, зменшення кількості технологічних
порушень, скорочення часу відновлення електропостачання після аварій,
підвищення рівня автоматизації та цифровізації процесів, створення
передумов для подальшої інтеграції технологій штучного інтелекту в
управлінні енергетичними системами.
Таким чином, виконана робота має наукову новизну, практичну
значущість та прикладну цінність. Отримані результати можуть бути
використані в подальшій діяльності АТ «Черкасиобленерго» та інших
енергетичних компаній для вдосконалення систем управління, підвищення
надійності електропостачання та ефективного розвитку енергетичного
сектору України.

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ

1. Закон України «Про ринок електричної енергії» від 13.04.2017 №
2019-VIII.
2. Закон України «Про енергозбереження» від 01.07.1994 № 74/94-
ВР.
3. ДСТУ IEC 61850-1:2018. Системи та мережі зв’язку в енергетиці.
Автоматизація електроенергетичних підприємств.
4. IEC 60870-5-104:2006. Telecontrol equipment and systems – Part 5-
104: Transmission protocols.
5. EN 50160:2010. Voltage characteristics of electricity supplied by
public distribution networks.
6. Офіційний сайт АТ «Черкасиобленерго». Розділ «Про компанію»
та «Інфраструктура» URL: https://www.cherkasyoblenergo.com/.
7. Офіційний сайт НКРЕКП. URL: https://www.nerc.gov.ua/ розділ
«Звіти та статистика» → «Якість електропостачання».
https://www.nerc.gov.ua/storage/app/sites/1/Docs/Monitoryng/Zvit_yakist_posl
uh/Zvit_yakist_posluh_2023.pdf
8. Міністерство енергетики України. «Енергетична стратегія України
до 2035 року».
9. European Commission. «Energy Union Package: A Framework
Strategy for a Resilient Energy Union». Brussels, 2015.
10. International Energy Agency (IEA). «World Energy Outlook 2023».
Paris: OECD/IEA, 2023.
11. Технічна документація програмного комплексу «АСТОР-8».
Київ, 2022.
12. Островерхов М. Я. Комп’ютерні засоби автоматизації
електротехнологічних установок. Комп’ютерний практикум. КПІ ім. Ігоря
Сікорського, 2023. — 145 с.

13. Power System SCADA and Smart Grids. CRC Press / O’Reilly, 2015.
https://www.oreilly.com/library/view/power-system
scada/9781482226744/?utm_source=chatgpt.com
14. Yasir Saleem, Noel Crespi, Mubashir H. Rehmani та ін. Internet of
Things-aided Smart Grid: Technologies, Architectures, Applications.
arXiv:1704.08977
15. Офіційний сайт компанії Siemens. Програмні рішення для
моніторингу підстанцій. URL: https://www.siemens.com/
16. Schneider Electric. «Digital Substation Solutions». URL:
https://www.se.com/
17. Eaton Industries. «Energy Management Systems Overview». URL:
https://www.eaton.com/
18. Публікація ДП «Укренерго» – «Звіт про надійність
електропостачання (SAIDI/SAIFI)», 2024.
19. Портал відкритих даних Європейського Союзу – статистика
енергетики. URL: https://energy.ec.europa.eu/.
20. Офіційні тарифи на електроенергію. Постанова НКРЕКП № 936
від 30.05.2024 р.
21. Внутрішній технічний звіт АТ «Черкасиобленерго» про стан
трансформаторних підстанцій, 2024 р.
22. Паспорт обладнання RTU / LTE Gateway, технічна специфікація
виробника.
23. Інструкція з експлуатації цифрових лічильників енергії
(Modbus/IEC62056).
24. Паспорт датчиків температури та вібрації (PT100, vibration
sensor).
25. REN21 — Renewables Global Status Report 2023 (GSR 2023).
Global Overview (Jul 2023). — огляд сучасного стану і тенденцій зростання
ВДЕ, роль prosumer-рішення. PDF/сторінки: див. Executive Summary і розділ
«Electricity».URL:https://www.ren21.net/wpcontent/uploads/2019/05/GSR2023

_GlobalOverview_Full_Report_with_endnotes_web.pdf?utm_source=chatgpt.co
m
26. IRENA. Electricity storage valuation framework (Mar 2020). —
методологія оцінки ролі акумуляторів, їхні функції (згладжування піків,
резервування, стабілізація мережі).
URL:https://www.irena.org//media/Files/IRENA/Agency/Publication/20
20/Mar/IRENA_Electricity_Storage_Valuation_2020.pdf .
27. ENTSO-E / EU DSO Entity. Network Code on cybersecurity (NCCS)
— supporting documents / guidelines (2022–2024). — позиція і вимоги щодо
кібербезпеки електроенергетики в ЄС.
URL(NCCSdoc):https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-
container/cleandocuments/Network%20codes%20documents/NC%20CS/Revise
d%20Network%20Code%20on%20Cybersecurity%20%28NCCS%29_1.pdf.
28. IEA. Global EV Outlook 2023. (статистика зростання EV, вплив на
попит та мережі).URL: https://www.iea.org/reports/global-ev-outlook-2023/
29. International Energy Agency. Ukraine’s energy system under attack.
IEA, 2024. URL: https://www.iea.org/reports/ukraines-energy-system-under-
attack.
30. Energy Charter Secretariat. Ukraine sectoral evaluation and damage
assessment.24May2023.URL:https://www.energycharter.org/fileadmin/Docume
ntsMedia/Occasional/2023_05_24_UA_sectoral_evaluation_and_damage_asses
sment_Version_X_final.pdf.
31. Eurostat. Renewable energy statistics — Renewable energy share EU,
2023.URL:https://ec.europa.eu/eurostat/statisticsexplained/index.php/Renewable
_energy_statistics.
32. European Commission. Renewable energy targets — 42.5% by 2030.
URL:https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/renewable-energy-
directive-targets-and-rules_en.
33. Eurostat News. Renewables account for 24.5% of EU energy use in
2023. 19 Dec 2024. URL: https://ec.europa.eu/eurostat/web/products-eurostat-
news/w/ddn-20241219-3.

34. IEA. Energy Efficiency Policy Toolkit 2025. IEA, Paris, 2025. URL:
https://www.iea.org/reports/energy-efficiency-policy-toolkit-2025.
35. IEA. The Evolution of Energy Efficiency Policy to Support Clean
Energy Transitions. IEA / OECD, 2023. URL: https://www.iea.org/reports/the-
evolution-of-energy-efficiency-policy-to-support-clean-energy-transitions.
36. IEA. Tracking Energy Efficiency Investment Progress. IEA, 2024.
URL:
https://www.iea.org/reports/tracking-energy-efficiency-investment-progress.
37. IEA. Secure Energy Transitions in the Power Sector. IEA, 2021. URL:
https://www.iea.org/reports/secure-energy-transitions-in-the-power-sector.
38. Hua, W., Chen, Y., Qadrdan, M., Jiang, J., Sun, H., Wu, J.
«Applications of blockchain and artificial intelligence technologies for enabling
prosumers in smart grids: A review.» arXiv:2202.10098, 2022.
39. Jafari, M., Korpas, M., Botterud, A. «Power System Decarbonization:
Impacts of Energy Storage Duration and Interannual Renewables Variability.»
arXiv:1911.12331, 2019.
40. Brown, T., Schlachtberger, D., Kies, A., Schramm, S., Greiner, M.
«Synergies of sector coupling and transmission reinforcement in a cost-optimised,
highly renewable European energy system.» arXiv:1801.05290, 2018.
41. IRENA & ILO / A Just and Inclusive Energy Transition in Emerging
Markets and Developing Economies. IRENA, 2024. URL:
https://www.irena.org//media/Files/IRENA/Agency/Publication/2024/Sep/IREN
A_G20_Just-transition_in_EMDEs_2024.pdf.
42. IEA. World Energy Outlook 2023. Розділ 2, c. 83–110. URL:
https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2023.
43. Energy Community Secretariat. Annual Implementation Report 2023
— Ukraine. Розділ Energy Poverty, c. 52–60.
44. U.S. DOE. Commercial Buildings Energy Consumption Survey
(CBECS). URL: https://www.eia.gov/consumption/commercial/.
45. European Commission. EU Industrial Energy Consumption Report
2022. c. 24–49.

46. IEA. Global EV Outlook 2024. Розділ 5, c. 175–200.
47. World Bank. Smart Cities and Urban Energy Systems – Report 2022.
c. 33–72.
48. Коноваленко О. В. Електричні системи та мережі. КПІ, 2017. c.
41–65.
49. IRENA. Renewable Energy Statistics 2023. Розділ Distributed
Generation.
50. IEEE PES. Microgrids for the Energy Transition. 2022. Глава 3, c.
55–78.
51. European Commission. Smart Grid Task Force Report 2023. c. 14–46.
52. ДСТУ EN 50522:2014, ДСТУ IEC 60076. Підстанції та
трансформатори. (опис функцій ТП та мереж).
53. НЕК «Укренерго». Огляд функціонування диспетчерських
систем (2022–2023).
54. Кравченко В. П. Релейний захист та автоматика
електроенергетичних систем. — Київ: Енергоатом, 2018.
55. Звіт НКРЕКП про технічний стан електромереж України (2020–
2023).
56. Міністерство енергетики України. Концепція цифрової
трансформації в енергетиці (2021).
57. Технічний опис SCADA/АСДУ АСТОР-8. ТОВ «АСТОР», 2020–
2023.
58. Siemens AG. The Digital Substation. Connecting to the digital world
with the future built in. White Paper, 2019. – pp. 3–14.
59. IEC 61850-8-1:2020. Communication networks and systems for
power utility automation – Part 8-1: Specific Communication Service Mapping
(SCSM). – Sect. 5, pp. 26–27.
60. O’Dwyer E., Pan I. et al. Integration of an Energy Management Tool
and Digital Twin for Coordination and Control of Multi-vector Smart Energy
Systems. arXiv, 2020. – Sections 2–4.

61. KTH Royal Institute of Technology. Lecture #6 — IEC 61850. – pp.
1–5, 16–21.
62. Mohan S.N., Ravikumar G., Govindarasu M. Distributed Intrusion
Detection System using Semantic-based Rules for SCADA in Smart Grid., arXiv,
2024.
63. Siemens. Digital Substation with Process Bus Розділ “Introduction to
Process Bus” — опис Process-Bus і комунікаційної архітектури; с. 5–7.
64. IEC 61850-8-1:2014 Розділ 5 “Overview” — опис сервісів MMS,
GOOSE, структури SCL; с. 26–28. URL:
https://standards.iteh.ai/catalog/standards/iec/e765016d-849e-408c-921c-
4798b838e1f4/iec-61850-8-1-2011?utm_source=chatgpt.com.
65. MDPI, стаття “IEC 61850 Configuration Solution to … Grid
Automation” Таблиця 1 — конфігурація різних IED (IED0, LNs, GOOSE,
REPORT) через SCL; також обговорення ролi SCL-файлів (ICD, SCD тощо)
на сторінці 528–529. URL:
https://www.mdpi.com/1996-1073/10/4/528?utm_source=chatgpt.com.
66. ДСТУ EN 61850-6:2022 (с. 143–144).
67. О’Dwyer, Pan, Charlesworth et al. «Integration of an Energy
Management Tool» Розділ 3 “Digital Twin Architecture” URL:
https://arxiv.org/abs/2007.12129?utm_source=chatgpt.com.
68. Megger. “The importance of IEC 61850 in relation to the Smart Grid”.
Розділ про мову SCL (System Configuration Language), IED-опис
через SCL, GOOSE/MMS — приблизно с. 3-4. URL:
https://www.megger.com/en-gb/et-online/August-2021/The-importance-of-IEC-
61850-in-relation-to-the-smart-grid?utm_source=chatgpt.com.
69. Siemens AG. The Digital Substation. Connecting to the digital world
with the future built in. White Paper, 2019. — с. 5-9.
70. IEC 62351-3 / 62351-4. Power systems management and associated
information exchange – Data and communication security. — протоколи
безпеки, шифрування, TLS, VPN.

71. IEC 62351-3 / 62351-4. Power systems management and associated
information exchange – Data and communication security. — протоколи
безпеки, шифрування, TLS, VPN.
72. KTH Royal Institute of Technology. Lecture #6 – IEC 61850. —
слайди 1–5 та 16–21 (структура SCL-файлів, компоненти, конфігурація).
73. Mohan S. N., Ravikumar G., Govindarasu M. Distributed Intrusion
Detection System using Semantic-based Rules for SCADA in Smart Grid. arXiv,
2024. — розділ “Design of IDS”, алгоритми і архітектура захисту.
74. Megger / індустріальна стаття. “The importance of IEC 61850 in
relation to the Smart Grid” — розд. про протоколи та кібербезпеку, стор. ≈ 3-
4.
75. Siemens AG. Digital Substation – Technical Reference Manual, 2019.
— с. 6–11, 22–29, 34–35.
76. IEC 61850-7-4:2010. Communication structure for power utility
automation. — розд. 5.3, 6.1–6.3.
77. Schneider Electric. Substation Automation Installation Guide, 2020 —
с. 12–19.
78. ABB. Smart Metering & CT/VT Integration Guide, 2018 — с. 27–35,
41–46.
79. Siemens Sensors Catalogue. Transformer Monitoring Devices, 2021
— с. 18–22.
80. Cisco Industrial IoT. Secure LTE Gateway Deployment Guide, 2020
— с. 7–17.
81. IEC 61850-8-1. Specific Communication Service Mapping. — розд.
7.2, 8.1, табл. 10.
82. IEC 60068-2 / FAT-SAT Guidelines, 2019 — с. 3–12.
83. ПУЕ. Правила улаштування електроустановок. — п. 1.7, 2.5.
84. Siemens SICAM PAS – Technical Manual, 2021 — с. 5–7, 12–18.
85. Siemens SICAM PAS – Technical Manual, 2021 — с. 47–52.
86. Schneider Electric EcoStruxure™ Substation Operation – Engineering
Guide, 2020 — розд. 8.1.

87. Siemens – “SICAM SCC / SICAM PAS Application Manual”, 2020
— с. 101–120.
88. Schneider Electric – “EcoStruxure Substation Operation: Deployment
Guide”, 2021 — розд. 9.2–9.5.
89. ABB – “MicroSCADA X: System Integration & Commissioning
Guide”, 2020 — с. 64–74.
90. IEC TR 62351-10 – Power System Operation Security Implementation
Guide, 2018 — с. 88–96.
91. Cisco – “Industrial Network Infrastructure Design Guide”, 2019 — с.
39–44.
92. IEEE Power & Energy Society – “Training Guidelines for Smart Grid
Personnel”, 2019 — с. 125–134.
93. ISA – “Handbook of SCADA Operations & Maintenance”, 2020 —
розд. 4.3; 5.1.
94. ISO/IEC 27035-1:2016 – Information Security Incident Management,
— с. 5–9.
95. Siemens – “SICAM A8000 Maintenance Manual”, 2020 — с. 42–46.
96. NIST SP 800-184 – Guide for Cybersecurity Event Recovery, 2016 —
с. 77–80.
97. Siemens. Distribution Systems Planning Manual. – 2020. — с. 52–55.
98. ABB. Electrical Networks Modernization Overview. – 2019. — с. 71–
74.
99. IEEE Std 738-2019. Power Transmission & Substation Principles. —
с. 33–36.
100. Ministry of Energy of Ukraine. Technical State of Power Networks
Report. – 2021. — с. 10–12.
101. Schneider Electric. EcoStruxure Substation Operation Guide. – 2021.
— с. 88–91.
102. Siemens. SICAM PAS/SCC Application Manual. – 2020. — с. 101–
106.
103. Siemens. SICAM A8000 Maintenance Manual. – 2020. — с. 42–46.

104. IEC TR 62351-10 Security for Power Systems Operation. – 2018. —
с. 118–120.
105. Презентація АСТОР 8 «Автоматизована Система Технічного
Обслуговування та Ремонтів».
106. IEC 60300-3-3:2017 – Asset management — Application guide. –
pp. 42–44, 68–72.
107. АСТОР-8. Опис програмного комплексу. – Київ: ООО «АСТОР-
СОФТ», 2021. – 48 с. – с. 5–7, 14–15, 22–23.
108. СОУ-Н МЕВ 40.1-00013741-101:2014 – Методичні вказівки з
впровадження АСКУЕ. – с. 18–20.
109. ISO 55001:2014 – Asset management — Management systems —
Requirements. – pp. 12–14.
110. СОУ-Н ЕЕ 40.1-001:2016 – Економічна оцінка інвестиційних
проектів у енергетиці. – с. 56–60.
111. IEEE 1366-2012 – Guide for Electric Power Distribution Reliability
Indices. – pp. 33–36.
112. ISO 55001:2014 — Asset management — Requirements. – pp. 12–
14.
113. IEEE 1366-2012. Guide for Electric Power Distribution Reliability
Indices. — pp. 33–36.
114. ISO 15686-5:2017. Life cycle costing. — pp. 12–13.
115. CIGRE Technical Brochure 834 (2022). Distribution automation
systems. — pp. 18–21.

ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets