Реферат: Утверждаю: Президент рао "еэс россии"

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"


УТВЕРЖДАЮ:

Президент РАО "ЕЭС России"

_______________ А.Ф. Дьяков

01.08.1996 г.


ОСНОВНЫЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

К СОЗДАНИЮ И РАЗВИТИЮ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИИ РАЙОНОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ (АСУ РЭС)


Отраслевой методический материал


РД 34.08.502-96



СОГЛАСОВАНО:

Начальник Департамента

электрических сетей

РАО "ЕЭС России"



Зам. генерального

директора АО "ВНИИЭ"



Генеральный директор

АО "ГВЦ Энергетики"

Ю.А. Дементьев

Ю.И. Моржин


В.И .Баланчевадзе




Зам. генерального директора

АО РОСЭП

Ю.М. Кадыков






АННОТАЦИЯ


Настоящая работа представляет собой отраслевой методический материал, в котором дана характеристика района электрических сетей как объекта управления и автоматизации, рассмотрены организационная и функциональная структуры автоматизированной системы управления районами электрических сетей (АСУ РЭС), приведен перечень задач и изложены перспективы развития основных автоматизированных систем управления в составе АСУ РЭС: автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ), автоматизированной системы производственно-технического и организационно-экономического управления (АСПТОУ), автоматизированной системы контроля и управления электропотреблением (АСКУЭ) и автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУТП) подстанций РЭС. Сформулированы основные научно-технические требования к техническому. программному и информационному обеспечению АСУ РЭС и основным этапам их развития.

Работа выполнена в соответствии с заданием "Комплексное организационно-методическое обеспечение ИОАСУ-Энергия" отраслевой научно-технической программы 0.05. "Интегрированная автоматизированная система управления "ИОАСУ-Энергия" и является развитием и конкретизацией применительно к АСУ РЭС отраслевого методического материала "Основные научно-технические требования к созданию и развитию интегрированных автоматизированных систем управления предприятий электрических сетей (ИАСУ ПЭС)". С учетом последних достижений в программном обеспечении и создании локальных и многоуровневых вычислительных сетей в работе уточнены и дополнены отдельные положения "Концепции осуществления и развития районов электрических сетей (РЭС) в период 1991-2000 г.г.".

В работе использованы общеотраслевые и отраслевые материалы и действующие государственные стандарты по созданию ИАСУ предприятий. а также учтен опыт разработки отечественных и зарубежных АСУ распределительными электрическими сетями.

Работа выполнена АО ВНИИЭ, АО "ГВЦ Энергетики" и институтом "Сельэнергопроект".


Состав участников:

^ От АО ВНИИЭ

Воротницкий В.Э.

Горлов И.Г.

Кагаловский М.А.

Владимирова Е.Г.

От АО "ГВЦ Энергетики"

Шумилин В.Ф.

От АО РОСЭП

Чирков Г.С.


Принимали участие в обсуждении материалов работы:

Слоев В.В.

- PAО "ЕЭС России",

Штейнгауз В.Б.

- АО "ГВЦ Энергетики"

Семена О.А.

- ИВЦ Мосэнерго

Терешко О.А.

- фирма "ОРГРЭС"



ВВЕДЕНИЕ


В электроэнергетике России в настоящее время действует около 1900 районов электрических сетей (РЭС), являющихся производственными подразделениями предприятий электрических сетей (ПЭС) и обслуживающих распределительные электрические сети 0,38-110 кВ. С целью повышения эффективности работы этих сетей, надежности, качества и экономичности электроснабжения потребителей в последние годы в рамках создания интегрированных автоматизированных систем управления ПЭС началось внедрение комплексов телемеханики и вычислительной техники на нижних уровнях управления - в районах электрических сетей.

Основным направлением дальнейшего развития АСУ является интеграция автоматизированного управления отдельными технологическими процессами и структурными подразделениями РЭС в единую интегрированную систему ИАСУ ПЭС, на базе стандартизации решений по техническому, информационному и программному обеспечению АСУ РЭС с ИАСУ ПЭС. Практическая реализация этого направления в конечном счете должна обеспечивать наиболее полный экономически и технически обоснованный охват автоматизацией основных функций управления РЭС для достижения наилучших результатов производственно-хозяйственной деятельности, развития и внедрения новой техники, оптимизации технологических процессов и режимов работы электрических сетей, сбалансированного роста технико-экономических показателей, рационального использования материальных и трудовых ресурсов.

Это достигается на основе:

- интеграции взаимосвязанных функций управления РЭС;

- согласованного взаимодействия всех подсистем АСУ РЭС: АСДУ, АСПТОУ, АСКУЭ и АСУТП подстанций;

- использования иерархической системы моделей планирования. эксплуатации и ремонта электрических сетей и оперативного управления их режимами для принятия согласованных оптимальных решений руководством РЭС;

- рационального распределения функций между подразделениями РЭС, обеспечивающего комплексность принятия согласованных решений, целевую направленность деятельности подразделений, гибкость и простоту управления в каждом звене;

- усиление роли и повышения эффективности оперативно-диспетчерского управления распределительными электрическими сетями, создания тесного взаимодействия с верхними и низшими уровнями диспетчерского управления;

- совершенствования и унификации документооборота в РЭС и ПЭС;

- автоматизации сбора, обработки и отображения информации;

- создания распределенной автоматизированной базы данных для решения технологических и управленческих задач РЭС.

Предлагаемые основные научно-технические требования по созданию АСУ РЭС разработаны на основе общеотраслевых и отраслевых методических материалов и государственных стандартов по созданию многоуровневых ИАСУ предприятиями, учитывают передовые отечественные и зарубежные достижения и тенденций развития АСУ распределительными электрическими сетями, основываются на системном подходе и рассматривают АСУ РЭС как составную часть ИАСУ ПЭС.

Настоящий отраслевой методический материал является основным документом для проведения работ на предпроектной стадии создания АСУ РЭС (разработка технико-экономического обоснования, технического задания). Методический материал позволяет проводить в отрасли единую техническую политику по созданию АСУ РЭС.


^ 1. Район электрических сетей как объект управления и автоматизации.


Районы электрических сетей являются производственными подразделениями предприятий электрических сетей, обеспечивают электроснабжение потребителей, осуществляют техническое ремонтно-эксплуатационное обслуживание и оперативно-диспетчерское управление электрическими сетями и энергообьектами 0,38-110 кВ на обслуживаемой ими территории, осуществляют контроль за соблюдением потребителями установленных планов и режимов электропотребления и реализацией электропотребления.

Как правило, границы РЭС устанавливаются в пределах административных районов.

Оперативное-диспетчерское и техническое обслуживание, а также ремонт электроустановок осуществляются по следующим формам управления:

территориальная - все функции на обслуживаемой территории осуществляются РЭС;

смешанная - функции планирования, контроля и технического руководства деятельностью РЭС в части линий электропередачи 35 кВ и выше и подстанций 35 кВ и выше возлагаются на соответствующие службы ПЭС, остальные функции по электрическим сетям 0,38-110 кВ остаются за РЭС.

Для оперативно-диспетчерского контроля и управления оборудованием энергетических объектов, находящихся в непосредственном управлении РЭС, создаются диспетчерские пункты РЭС (ДП РЭС).

РЭС и ДП РЭС размещаются, как правило, на ремонтно-производственной базе (РПБ). либо в ремонтно-эксплуатационном пункте (РЭП). ДП РЭС может размещаться .также при районной подстанции 35-110 кВ. При этом функции диспетчера РЭС и дежурного подстанции, как правило, совмещаются.

В состав РЭС входят участки электрических сетей (УЭС). Их количество, размеры и границы обслуживания определяются из условий рациональной загрузки персонала, объемов и периодичности проведения эксплуатационных работ.

Там, где объем электросетей на обслуживаемой территории недостаточен для создания района, создается УЭС, выполняющий функции РЭС и непосредственно подчиняющийся электрическим сетям.

Расстояния на обслуживаемой РЭС и УЭС территории от центра до периферийных объектов могут достигать 30-40 км.

Участки электрических сетей размещаются, как правило, при РЭП типов и обслуживают распределительные электрические сети напряжением 0,38-10 кВ, отходящие от одной или нескольких подстанций 35-110 kb.

В состав УЭС входят специализированные бригады по оперативному и техническому обслуживанию распределительных электрических сетей напряжением 0,38-10 кВ.

В процессе обеспечения потребителей электроэнергией РЭС выполняет следующие основные функции:

обеспечение оперативного управления объектами электрических сетей РЭС;

разработка планов и выполнение работ по ремонту и техническому обслуживанию электроустановок и объектов электрических сетей 0,38-110 kb;

производство аварийно-восстановительных работ на объектах электрических сетей РЭС, участие в ликвидации нарушений в работе электрических сетей ПЭС;

осуществление контроля за реализацией электрической энергии и учета потребления, ведение графиков ограничений мощности и контроль за их выполнением, контроль за соблюдением договоров потребления электрической энергии, выполнение расчетов за потребляемую электроэнергию с потребителями в зоне обслуживания РЭС (при передаче от Энергонадзора в ПЭС и РЭС функций сбыта электроэнергии);

разработка и выполнение мероприятий по повышению надежности электрических сетей РЭС, противоаварийных мероприятий;

разработка предложений по строительству, реконструкции и техническому перевооружению электрических сетей РЭС, механизации и телемеханизации, решение вопросов по развитию сельской электрификации, обеспечению надежного электроснабжения сельскохозяйственных потребителей района;

контроль объемов, качества и сроков выполнения строительно-монтажных и наладочных работ, участие в приеме-сдаточных испытаниях;

ведение работ по аттестации и рационализации рабочих мест, внедрение научной организации труда, совершенствование структуры управления РЭС;

разработка и выполнение мероприятий по охране труда и технике безопасности, обучение персонала;

анализ производственно-хозяйственной деятельности, составление отчетности и пр.

Организационная структура и численный состав РЭС зависят от объемов обслуживания, конкретных условий эксплуатации сетей и устанавливаются штатным расписанием. Работой РЭС руководит начальник.

Для осуществления перечисленных выше функций в РЭС , как правило, создаются:

оперативно-диспетчерская группа (ОДГ) и оперативно-выездные бригады (ОВБ). работающие под управлением диспетчера РЭС;

участки по оперативному и техническому обслуживанию распределительных сетей 0,38-10 кВ, линий и подстанций 35 кВ и выше (при территориальной форме обслуживания);

бригады централизованного ремонта воздушных и кабельных линий 0,38-10 кВ, мачтовых и закрытых трансформаторных подстанций (МТП и ЗТП). линий и подстанций 35-110 кВ (при территориальной форме управления);

группа механизации или транспортный участок;

хозяйственная группа и др.

Исходя из местных условий специализация подразделений РЭС и их состав могут изменяться. В частности, в состав РЭС в отдельных энергосистемах могут входить группы реализации, распределения и контроля потребления электроэнергии.

Одним из основных подразделений РЭС, оказывающих решающее влияние на качество и надежность электроснабжения потребителей, является оперативно-диспетчерская группа, которая руководит производством плановых оперативных переключений, организует своевременное обнаружение и оперативное устранение возникающих нарушений нормального электроснабжения потребителей, отклонений режимов от заданных параметров, локализует и оперативно устраняет различные повреждения элементов электрической сети.

Из способов оперативно-эксплуатационного обслуживания можно выделить следующие:

круглосуточное постоянное дежурство оперативного персонала на щите управления подстанции;

дежурство оперативного персонала на дому;

круглосуточное централизованное оперативно-эксплуатационное обслуживание подстанций, других групп оборудования с помощью ОВБ.

ОВБ размещаются в центрах РЭС или УЭС при ремонтно-производственных базах с радиусом обслуживания не более 20-30 км.

В зависимости от группы ПЭС, входящие в него РЭС имеют различный структурный состав, который представлен в табл.1.1.


Таблица 1.1.


Группа ПЭС

Среднее количество

Среднее количество

Среднее ко-во подстанций 35

Средняя протяженность (км)

ВЛ в РЭС




РЭС в ПЭС

УЭС в РЭС

кВ и выше в РЭС

35 кВ и выше

распредсети

I

8-12

2-6

9-14 .

100-500 и более

500-1300 и более

II

6-8

2-6

10-12

тоже

600-1090

III

4-6

2-3

5-26

- " -

350-1070

IV

2-4

2-3

9-22

400 и более

700 и более


Один из вариантов организационной структуры РЭС представлен на рис.1.1.

При выполнении производственных функций РЭС осуществляет прямые связи со службами и подразделениями ПЭС в том числе:

со службой распределительных сетей (план-графики работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и отчеты об их выполнении; информация о выполнении мероприятий по повышению надежности работы оборудования распределительных сетей; ведомости нарушений в распределительных сетях; объемы работ (ведомости дефектов) по ремонту распределительных сетей; схемы распределительных сетей; предложения для включения в планы строительства, ре конструкции и технического перевооружения объектов электрических сетей и т.п.);





Начальник




















































Зам. начальника -

главный инженер




Оперативно-диспетчерская группа




Производственно-техническая группа




Группа механизации и транспорта














































Старший

мастер







Оперативно-

выездные бригады




















































Участок по оперативному, техническому




Участок по оперативному, техническому





Группа релейной





Группа электро-




Группа средств диспетчер-




Группа испытаний электро-

обслуживанию и ремонту




обслуживанию и ремонту




защиты




автоматики




ского и техноло-

гического




оборудования и защиты от перенапряжений


Рис. 1.1. Организационная структура РЭС


со службой подстанций и службой линий (планы работ в части технического обслуживания, капитального ремонта, повышения надежности подстанций и линий 35 кВ и выше):

со службой релейной защиты, электроавтоматики и электроизмерений (сведения о наличии и поступлении измерительных приборов, технического состояния, ремонте и поверке этих приборов в РЭС);

со службой изоляции и защиты от перенапряжений (отчет о выполнении мероприятий по подготовке к грозовому сезону, план и отчет по замерам изоляции и контуров заземления ВЛ РЭС. заявки на испытания защитных и изолирующих средств);

с оперативно-диспетчерской службой (заявки на вывод из работы и резерва оборудования подстанций и распределительных сетей, находящихся в ведении диспетчера ОДС ПЭС; предложения по повышению качества электроэнергии; план мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электросетях; результаты замеров нагрузок и уровней напряжений);

с производственно-техническим отделом (данные, необходимые для составления годового отчета ПЭС; предложения для включения в план реконструкции и модернизации объектов электрических сетей, механизации и автоматизации технологических процессов; отчет о выполнении плана; акты выполненных работ по капитальному ремонту и т.п.);

с планово-экономическим отделом (информация о выполнении план-задания по технико-экономическим показателям; наряды, наряд-задания по выполненным работам, договоры на работы, осуществляемые сторонними организациями; заявки на услуги своих вспомогательных производств и сторонних организаций; предложения по нормам расхода материалов, запасных частей и оборудования, горюче-смазочных материалов; предложения по начислению надбавок и доплат, на повышение разрядов, на оплату сверхурочных работ и т.п.);

с бухгалтерией (акты на списание малоценного инвентаря, оборудования. приборов, спецодежды, материалов о приеме и передаче основных фондов и об их перемещении; ведомость на спецодежду, спецжиры и спецпитание; акты установки оборудования; материальный отчет, заявки на выдачу денег на командировочные расходы и т.п.);

с отделом материально-технического снабжения (заявленная потребность в материальных ресурсах; лимитно-заборные карты; оперативные сведения о дополнительной потребности в материальных ресурсах и т.п.), а также с отделом капитального строительства, со службой надзора за эксплуатацией и техникой безопасности и др.

Анализ существующего технического состояния, надежности и уровня эксплуатации распределительных электрических сетей 0,38-110 кВ Российской Федерации показывает, что при разработке и создании АСУ РЭС необходимо учитывать следующие основные факторы:

- современный уровень развития распределительных сетей характеризуется тенденцией увеличения повреждаемости основного электрооборудования, определяемой его физическим износом и моральным старением, несоответствием характеристик многих видов оборудования и конструкций линий электропередачи фактическим условиям эксплуатации;

- в связи с ограниченным финансированием и неудовлетворительным материально-техническим обеспечением недостаточны объемы ремонтов и реконструкции электрических сетей;

- на протяжении длительного времени промышленностью не решаются вопросы обеспечения предприятий и районов электросетей средствами телемеханики, автоматики, релейной защиты, связи;

- уровень телемеханизации, связи и автоматизации в электрических сетях явно недостаточен. В частности телемеханизация подстанций 35-110 кВ сельскохозяйственного назначения в основном (до 70%) осуществляется на простейшей аппаратуре в объеме аварийно-предупредительной телесигнализации, что совершенно не удовлетворяет требованиям надежности и эффективности диспетчерского управления. Более 50% подстанций не телемеханизированы или имеют местную вызывную телемеханизацию;

- более 10% РЭС не имеют диспетчерских пунктов. Оснащенность диспетчерскими щитами составляет около 50%, а активными щитами менее 40%;

- телемеханизация распределительных электрических сетей 6-20 кВ пока не вышла из стадии экспериментальных работ по внедрению и проверке малосерийных и опытных устройств, таких как: тональная система ТМРС-10, радиосистема РТС-80 (Эстакада-1, TPC-IM). В последние три года работы по внедрению и производству телемеханической аппаратуры практически вообще прекратились;

- продолжают эксплуатироваться большое количество устаревших устройств телемеханики типов; УТС-8, УТК, РСТ, ВРТ-53, УТБ-3, ВРТФ-3, ВРТФ-1, КУСТ-Б, МКТ-1, МКТ-2, ТМ-512, ТМ-800А, ТМ-800В И др.

- аварийно-предупредительная телесигнализация с ПС 35-110 кВ выполнена на морально устаревшей аппаратуре ТСД-70, АРС-64, радиостанциях ФМ с приставками ТЖА, ТЖК.

В настоящее время в эксплуатации находится большое количество аппаратуры ВЧ каналов связи, которая не может использоваться для организации каналов телемеханики и подлежит замене при телемеханизации подстанций (АРС-64, ТСД-70, ACT-PC, ВЧА-С4). Устройства присоединения и обработки высокочастотных каналов, выпускаемые заводом "Нептун" и Пятигорским опытным заводом "Энергоавтоматики", морально устарели и не соответствуют требованиям МЭК по многим параметрам.

В распределительных сетях напряжением 35-110 кВ затухание ВЧ сигнала в фильтрах присоединения и заградителях существенно превышают затухание в фазных проводах и земле. Эти сети характеризуются относительно короткой длиной ВЛ, наличием большого количества ответвлений и промежуточных подстанций с небольшой емкостью, опасностью появления дополнительного затухания на ВЧ обходе до 20 дБ, а также большой длительностью времени короткого замыкания на ВЛ (до 2,5 сек.).

В настоящее время отсутствует выпуск заградителей на рабочие токи 200 и 600 А с электродинамической стойкостью, соответствующей стандарту МЭК (публикации 353), и временем протекания тока короткого замыкания 2,5 сек. а заградители на 400 А, в которых ощущается максимальная потребность в распределительных сетях, вообще не разрабатывалась. Широко используемые фильтры присоединения Одесского завода "Нептун" морально устарели, их технический уровень существенно ниже зарубежных аналогов, не соответствуют стандарту МЭК (публикация 481) в части безопасности и защиты устройств присоединения.

УКВ радиостанции Эстакада-1 Воронежского завода "Электросигнал" имеют ряд существенных недостатков, которые сдерживают их широкое применение:

- отсутствует защита от приема ложных команд телеуправления за счет сверхдальнего распространения УКВ-радиоволн;

- диапазон температур ограничен минус 25 градусов С;

- отсутствует ретрансляционная станция;

- отсутствует дистанционное управление.

Перечисленные недостатки технического состояния, надежности и уровня эксплуатации распределительных сетей, низкий уровень их автоматизации, телемеханизации и оснащенности средствами связи обуславливают необходимость поэтапного внедрения и развития АСУ РЭС. Это развитие должно осуществляться параллельно с техническим перевооружением и реконструкцией основного оборудования сетей, развитием и внедрением средств автоматики, телемеханики и связи. Основные научно-технические требования к этапам и тенденциям развития АСУ РЭС в целом и ее подсистем изложены в последующих разделах настоящих методических материалов.


^ 2. Назначение, организационная и функциональная структуры АСУ РЭС.


Автоматизированная система управления РЭС представляет собой многоуровневую систему, сочетающую функции оперативно-диспетчерского, технологического, производственно-технического и организационно-экономического управления и обеспечивающую совместное согласованное функционирование АСУ на уровне РЭС, участков электрических сетей и подстанций.

АСУ РЭС является составной частью ИАСУ ПЭС и создается с учетом конкретных особенностей данного РЭС с целью:

- повышения надежности электроснабжения потребителей и качества отпускаемой электроэнергии;

- оптимизации режимов работы распределительных электрических сетей 0,38-110 кВ, снижения потерь электроэнергии в них;

- повышения культуры и качества обслуживания электрических сетей, минимизации эксплуатационных затрат;

- повышения культуры и качества обслуживания потребителей, получающих питание от электрических сетей РЭС.

Организационная структура АСУ РЭС (рис. 2.1) должна соответствовать организационной структуре управления распределительными электрическими сетями (рис. 1.1) данного РЭС.

Верхний уровень АСУ РЭС автоматизирует оперативно-диспетчерские, производственно-технические и организационно-экономические функции аппарата управления и подразделений РЭС.










к АСУ ПЭС




АСУ РЭС



















АСУ УЭС













АСУТП




подстанций


Рис. 2.1. Типовая организационная структура АСУ РЭС


Второй уровень - АСУ УЭС автоматизирует в основном производственно-технические функции персонала УЭС по техническому обслуживанию и ремонту закрепленного за ним оборудования электрических сетей. Функции оперативного управления на этом уровне автоматизируются в минимальном объеме и касаются в основном автоматизации поиска повреждений в электрических сетях 0,38-10 кВ.

Третий уровень - АСУТП подстанций автоматизирует управление оборудованием подстанций и распределительных пунктов, находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчера РЭС и на оперативном обслуживании персонала УЭС.

Функциональная структура АСУ РЭС (рис.2.2) должна соответствовать назначению, функциям и задачам структурных подразделений данного РЭС и УЭС.

В соответствии с этими функциями и задачами в составе АСУ РЭС должны быть разработаны:

автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) РЭС. включающая АСДУ УЭС и АСУТП подстанций (ПС);

автоматизированная система производственно-технического и организационно-экономического управления (АСПТОУ) РЭС, включающая автоматизированную систему производственно-технического управления (АСПТУ) УЭС;

- автоматизированная система контроля и управления электропотреблением (АСКУЭ) РЭС. включающая АСКУЭ подстанций.











АСУ РЭС


























































АСДУ РЭС




^ АСПТОУ РЭС




АСКУЭ РЭС

















































АСДУ УЭС




^ АСПТУ УЭС




АСКУЭ УЭС











































АСУТП ПС
































Рис. 2.2. Типовая функциональная структура АСУ РЭС


Перечисленные автоматизированные системы взаимодействуют между собой и функционируют в составе соответствующих автоматизированных систем ИАСУ ПЭС.

Более подробно описание основных элементов организационной и функциональной структур АСУ РЭС и основные требования к ним приведены в следующих разделах настоящего методического материала.


^ 3. Автоматизированная система диспетчерского управления.


3.1. Назначение АСДУ.


АСДУ РЭС предназначена для повышения эффективности оперативно-диспетчерского управления нормальными и аварийными режимами электрических сетей и подчиненным оперативно-ремонтным персоналом за счет внедрения новейших средств телемеханики, автоматики, связи, вычислительной техники и соответствующего программного обеспечения.


^ 3.2. Функции и задачи АСДУ.


3.2.1. Существующие функции и задачи.

В составе АСДУ РЭС должны быть автоматизированы задачи, которые можно разделить на три части:

задачи автоматического управления;

задачи оперативного управления;

задачи планирования режимов.

К автоматическому управлению относятся задачи, решаемые средствами релейной защиты, автоматики и регулирования.

К задачам оперативного управления, решаемых на часовых и внутричасовых временных интервалах средствами оперативно-информационных управляющих комплексов (ОИУК), относятся:

- сбор информации от устройств телемеханики;

- вывод информации на устройства телемеханики;

- контроль исправности устройств телемеханики и каналообразующей аппаратуры;

- масштабирование телеинформации:

- контроль достоверности телеинформации;

- контроль телеинформации по уставкам;

- фильтрация и сглаживание телеинформации;

- дорасчет нетелеизмеряемых режимных параметров;

- отображение и представление телеинформации и текущего состояния схем электрических сетей и подстанций диспетчерскому персоналу и другим пользователям на экранах мониторов;

- вывод телеинформации на устройства печати;

- ведение архивов: минутных и часовых значений телеизмерений. импульс-архивов, архивов анализируемых ситуаций и событий;

- телеуправление;

- автоматическая регистрация и архивирование диспетчерских переговоров;

Одной из особенностей оперативно-диспетчерского управления электрическими сетями РЭС и УЭС является тесная связь работы ОДГ по руководству оперативными переключениями и ремонтным обслуживанием сетей. С этой точки зрения весьма важной функцией АСДУ РЭС и УЭС является оперативно-диспетчерское управление ремонтом оборудования электрических сетей, находящихся на балансе соответствующего подразделения. Указанная функция реализуется в результате решения следующих задач:

- автоматизированное рассмотрение заявок на ввод/вывод в ремонт оборудования электрической сети;

- автоматизированное составление и выдача бланков переключений;

- ведение оперативного журнала диспетчера;

- ведение справочной системы диспетчерской документации, в том числе: ввод, коррекция, хранение, быстрый поиск и отображение диспетчерской документации (инструкций, циркуляров, правил, схем допустимых нагрузок и т.д.). Более подробно об информационном обеспечении АСУ РЭС см. разд.7.3.

К задачам планирования режимов относятся задачи перспективного (многолетнего, до 5-10 лет), долгосрочного (год, квартал, месяц) и краткосрочного (неделя, сутки, часть суток) планирования, в том числе:

- обработка и достоверизация контрольных замеров-нагрузок;

- определение статических характеристик нагрузок;

- прогноз нагрузок в узлах электрических сетей на характерные периоды;

- расчет и анализ установившихся режимов электрических сетей напряжением 6-110 кВ и выборочно - сетей 0,38 кВ;

- расчет токов короткого замыкания в электрических сетях 6-110 kb.

- расчет токов короткого замыкания и выбор плавких вставок в сетях 0,38 кВ:

- расчет уставок релейной защиты и автоматики в распределительных сетях 6-110 кВ;

- оптимизация законов регулирования напряжения в центрах питания, выбор ответвлений трансформаторов распределительных сетей, оптимизация режимов работы конденсаторных батарей и других местных средств регулирования напряжения;

- расчет, анализ, нормирование и прогноз потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38-110 кВ;

- прогнозирование и анализ загрузки трансформаторов распределительных сетей и выбор экономического режима их работы;

- расчет оптимальных точек размыкания электрических сетей по критерию минимума потерь электроэнергии (мощности);

- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключение их к электрическим сетям;

- разработка и корректировка нормальной и ремонтной схем электрических сетей;

- разработка типовых ремонтных схем;

- определение эквитоковых зон при коротких замыканиях в электрических сетях с целью отыскания и локализации поврежденных участков и др.

Перечисленные выше задачи оперативного управления, планирования режимов распределительных электрических сетей, оперативно-диспетчерского управления ремонтом оборудования распределительных электрических сетей решаются средствами АСДУ ПЭС и РЭС.

^ 3.2.2. Основные направления развития функций и задач АСДУ РЭС.

Задачами, требующими автоматизации решения в ближайшей перспективе, являются:

Программа-советчик диспетчеру РЭС. которая должна предлагать оптимальные решения по:

а) выполнению ремонтов в электрических сетях, в том числе распределению ремонтных ресурсов, персонала транспортных средств и механизмов в заданное время;

б) локализации аварий в электрических сетях и восстановлению электроснабжения потребителей на основе анализа последовательности работы защит и выключателей, работы регистраторов аварийных событий в сетях 6-110 кВ; определение мест повреждения на линиях; заявок потребителей на ликвидацию погашения питания в сетях 0,38 кВ, оптимизационных программ оперативных переключений в электрических сетях и на энергообъектах.

Программа-советчик должна обеспечивать интеллектуальную поддержку диспетчера в процессе его работы на основе использования экспертных систем. Качественная модель процесса управления распределительными системами и база знаний экспертной системы должны обеспечивать возможность анализа в каждый момент времени возникающих событий, причинно-следственных связей между ними. Эти связи должны запоминаться в базе знаний. Программа-советчик диспетчера должна представлять информацию о причинах отклонения параметров режима сети от нормальных, о причинах срабатывания автоматики и т.п. Должна быть предусмотрена возможность решения с помощью экспертной системы задачи прогноза аварийных событий и последствий этих событий, прогноза возможных неисправностей и методов их предотвращения.

^ Программа подключения к ОИК РЭС расчета, анализа и оптимизации установившихся режимов электрических сетей для решения этих задач в реальном времени.

Программа подключения к ОИК РЭС тренажера оперативных переключений и режимного тренажера для обучения, переподготовки оперативно-диспетчерского персонала, проведения индивидуальных и противоаварийных тренировок, аттестации и приема экзаменов на рабочем месте.

^ Программы расчета показателей надежности работы электрических сетей, учета надежности при долгосрочном и краткосрочном планировании режимов, учета надежности при оперативном управлении режимами.

^ Алгоритмы и программы комплексной оптимизации, планирования развития электрических сетей и оперативного управления их режимами по критериям надежности, экономичности и качества электроснабжения потребителей.

Комплекс задач управления распределением электроэнергии, электропотреблением и нагрузкой. О перспективах этого комплекса подробнее см. разд. 5.


^ 4. Автоматизированная система производственно-технического и организационно-экономического управления.


4.1. Функции и задачи.


Автоматизированная система производственно-технического и организационно-экономического управления (АСПТОУ) в РЭС создается с целью повышения оперативности получения и обработки производственно-технической и экономической информации при решении следующих функций и задач РЭС:

- управление производственно-технической деятельностью, включая: диагностику оборудования электрических сетей; паспортизацию оборудования электрических сетей; учет и анализ технического состояния оборудования электрических сетей (линий электропередачи, выключателей, трансформаторов, релейной защиты и авт