чем занимается служба распределительных сетей

Инженер службы распределительных сетей

Текст должностной инструкции на русском языке для должности «Инженер службы распределительных сетей»

Предисловие к должностной инструкции

0.1. Документ вступает в силу с момента утверждения.

0.2. Разработчик документа: _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _.

0.3. Документ согласован: _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _.

0.4. Периодическая проверка данного документа производится с интервалом, не превышающим 3 года.

1. Общие положения

1.1. Должность «Инженер службы распределительных сетей» относится к категории «Профессионалы».

1.3. Знает и применяет в деятельности:
— приказы органов высшего уровня;
— распоряжения, методические, нормативные и другие руководящие материалы по ремонту и техническому обслуживанию оборудования распределительных сетей;
— Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей;
— правила Госнадзорохрантруда;
— строительные нормы и правила (в пределах данной должности);
— Правила устройства электроустановок, Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках;
— положение об обучении, инструктаже и проверке знаний работников предприятий, учреждений и организаций области по вопросам охраны труда и эксплуатации оборудования;
— принципиальные схемы распределительных сетей;
— принципиальные схемы и принципы работы релейных защит, автоматических и регулирующих устройств, контрольно-измерительных приборов, средств сигнализации и связи;
— передовой производственный опыт по профилю своей деятельности;
— правила и нормы охраны труда, производственной санитарии и противопожарной защиты.

1.4. Назначается на должность и освобождается от должности приказом по организации (предприятию/учреждению).

1.7. Во время отсутствия, замещается лицом, назначенным в установленном порядке, которое приобретает соответствующие права и несет ответственность за надлежащее выполнение возложенных на него обязанностей.

2. Характеристика работ, задачи и должностные обязанности

2.1. Составляет планы и организует проведение проверок технического состояния оборудования распределительных сетей.

2.2. Составляет графики проведения ремонтов распределительных сетей, участвует в распределении материалов и оборудования по районам электрических сетей в соответствии с графиком ремонтов.

2.3. Участвует в разработке и внедрении методов ремонта и технического обслуживания оборудования распределительных сетей и мероприятий по совершенствованию схемы электрических сетей.

2.4. Оказывает помощь районам электрических сетей в разработке и внедрении мероприятий по повышению надежности работы оборудования распределительных сетей.

2.5. Участвует в работе комиссий по приемке оборудования из капитального ремонта и монтажа.

2.6. Разрабатывает эксплуатационные инструкции, технологические карты проведения соответствующих работ и оказывает помощь персоналу районов электрических сетей в разработке местных инструкций.

2.7. Участвует в расследовании аварий и отказов в работе оборудования распределительных сетей.

2.8. Рассматривает проекты новых и реконструируемых объектов распределительных сетей и подготавливает технические условия на проектирование.

2.9. Контролирует ведение рабочими районов электрических сетей технической документации.

2.10. Участвует в работе по аттестации рабочих мест.

2.11. Знает, понимает и применяет действующие нормативные документы, касающиеся его деятельности.

2.12. Знает и выполняет требования нормативных актов об охране труда и окружающей среды, соблюдает нормы, методы и приемы безопасного выполнения работ.

3. Права

Инженер службы распределительных сетей имеет право:

3.1. Предпринимать действия для предотвращения и устранения случаев любых нарушений или несоответствий.

3.2. Получать все предусмотренные законодательством социальные гарантии.

3.3. Требовать оказание содействия в исполнении своих должностных обязанностей и осуществлении прав.

3.4. Требовать создание организационно-технических условий, необходимых для исполнения должностных обязанностей и предоставление необходимого оборудования и инвентаря.

3.5. Знакомиться с проектами документов, касающимися его деятельности.

3.6. Запрашивать и получать документы, материалы и информацию, необходимые для выполнения своих должностных обязанностей и распоряжений руководства.

3.7. Повышать свою профессиональную квалификацию.

3.8. Сообщать обо всех выявленных в процессе своей деятельности нарушениях и несоответствиях и вносить предложения по их устранению.

3.9. Ознакамливаться с документами, определяющими права и обязанности по занимаемой должности, критерии оценки качества исполнения должностных обязанностей.

4. Ответственность

Инженер службы распределительных сетей несет ответственность за:

4.1. Невыполнение или несвоевременное выполнение возложенных настоящей должностной инструкцией обязанностей и (или) неиспользование предоставленных прав.

4.2. Несоблюдение правил внутреннего трудового распорядка, охраны труда, техники безопасности, производственной санитарии и противопожарной защиты.

4.3. Разглашение информации об организации (предприятии/учреждении), относящейся к коммерческой тайне.

4.4. Неисполнение или ненадлежащее исполнение требований внутренних нормативных документов организации (предприятия/учреждения) и законных распоряжений руководства.

4.5. Правонарушения, совершенные в процессе своей деятельности, в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством.

4.6. Причинение материального ущерба организации (предприятию/учреждению) в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством.

4.7. Неправомерное использование предоставленных служебных полномочий, а также использование их в личных целях.

Текст посадової інструкції українською мовою для посади «Інженер служби розподільних мереж»

Передмова до посадової інструкції

0.1. Документ набирає в чинності з моменту затвердження.

0.2. Розробник документу: _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _.

0.3. Документ узгоджений: _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _.

0.4. Періодична перевірка даного документу здійснюється з інтервалом, що не перевищує 3 роки.

1. Загальні положення

1.1. Посада «Інженер служби розподільних мереж» відноситься до категорії «Професіонали».

1.3. Знає та застосовує у діяльності:
— накази органів вищого рівня;
— розпорядження, методичні, нормативні та інші керівні матеріали з ремонту й технічного обслуговування устаткування розподільних мереж;
— Правила технічної експлуатації електричних станцій та мереж;
— правила Держнаглядохоронпраці;
— будівельні норми й правила (у межах для даної посади);
— Правила влаштування електроустановок;
— Правила застосування і випробування засобів захисту, використовуваних в електроустановках;
— положення про навчання, інструктаж та перевірку знань працівників підприємств, установ і організацій галузі з питань охорони праці та експлуатації устаткування;
— принципові схеми розподільних мереж;
— принципові схеми і принципи роботи релейних захистів, автоматичних і регулювальних пристроїв, контрольно-вимірювальних приладів, засобів сигналізації і зв’язку;
— передовий виробничий досвід за профілем своєї діяльності;
— правила та норми охорони праці, виробничої санітарії та протипожежного захисту.

1.4. Призначається на посаду та звільняється з посади наказом по організації (підприємству/організації).

1.7. Під час відсутності, заміщається особою, призначеною в установленому порядку, яка набуває відповідних прав і несе відповідальність за належне виконання покладених на нього обов’язків.

2. Характеристика робіт, завдання та посадові обов’язки

2.1. Складає плани й організовує проведення перевірок технічного стану устаткування розподільних мереж.

2.2. Складає графіки проведення ремонтів розподільних мереж, бере участь у розподілі матеріалів та устаткування по районах електричних мереж у відповідності до графіка ремонтів.

2.3. Бере участь у розробленні і впровадженні методів ремонту і технічного обслуговування устаткування розподільних мереж та заходів щодо вдосконалення схеми електричних мереж.

2.4. Надає допомогу районам електричних мереж у розробленні та впровадженні заходів щодо підвищення надійності роботи устаткування розподільних мереж.

2.5. Бере участь у роботі комісій з приймання устаткування з капітального ремонту й монтажу.

2.6. Розробляє експлуатаційні інструкції, технологічні карти проведення відповідних робіт і надає допомогу персоналу районів електричних мереж у розробленні місцевих інструкцій.

2.7. Бере участь у розслідуванні аварій і відмов у роботі устаткування розподільних мереж.

2.8. Розглядає проекти нових і реконструйованих об’єктів розподільних мереж і підготовляє технічні умови на проектування.

2.9. Контролює ведення робітниками районів електричних мереж технічної документації.

2.10. Бере участь у роботі з атестації робочих місць.

2.11. Знає, розуміє і застосовує діючі нормативні документи, що стосуються його діяльності.

2.12. Знає і виконує вимоги нормативних актів про охорону праці та навколишнього середовища, дотримується норм, методів і прийомів безпечного виконання робіт.

3. Права

Інженер служби розподільних мереж має право:

3.1. Вживати дії для запобігання та усунення випадків будь-яких порушень або невідповідностей.

3.2. Отримувати всі передбачені законодавством соціальні гарантії.

3.3. Вимагати сприяння у виконанні своїх посадових обов’язків і здійсненні прав.

3.4. Вимагати створення організаційно-технічних умов, необхідних для виконання посадових обов’язків та надання необхідного обладнання та інвентарю.

3.5. Знайомитися з проектами документів, що стосуються його діяльності.

3.6. Запитувати і отримувати документи, матеріали та інформацію, необхідні для виконання своїх посадових обов’язків і розпоряджень керівництва.

3.7. Підвищувати свою професійну кваліфікацію.

3.8. Повідомляти про виявлені в процесі своєї діяльності порушення і невідповідності і вносити пропозиції щодо їх усунення.

3.9. Ознайомлюватися з документами, що визначають права та обов’язки за займаною посадою, критерії оцінки якості виконання посадових обов’язків.

4. Відповідальність

Інженер служби розподільних мереж несе відповідальність за:

4.1. Невиконання або несвоєчасне виконання покладених цією посадовою інструкцією обов`язків та (або) невикористання наданих прав.

4.2. Недотримання правил внутрішнього трудового розпорядку, охорони праці, техніки безпеки, виробничої санітарії та протипожежного захисту.

4.3. Розголошення інформації про організацію (підприємство/установу), що відноситься до комерційної таємниці.

4.4. Невиконання або неналежне виконання вимог внутрішніх нормативних документів організації (підприємства/установи) та законних розпоряджень керівництва.

4.5. Правопорушення, скоєні в процесі своєї діяльності, в межах, встановлених чинним адміністративним, кримінальним та цивільним законодавством.

4.6. Завдання матеріального збитку організації (підприємству/установі) в межах, встановлених чинним адміністративним, кримінальним та цивільним законодавством.

4.7. Неправомірне використання наданих службових повноважень, а також використання їх в особистих цілях.

Источник

Повышение эффективности
управления распределительными сетями

В. Э. Воротницкий, доктор техн. наук, профессор, заместитель исполнительного директора по научной работе ОАО «ВНИИЭ»

Основные задачи управления электрическими сетями в рыночных условиях

— обеспечение технологической инфраструктурной функции электрической сети на условиях равных возможностей ее использования всеми участниками рынка электроэнергии;

— обеспечение стабильной и безопасной работы оборудования электрических сетей, надежного электроснабжения потребителей и качества электроэнергии, соответствующих требованиям, установленным нормативными актами, и принятие мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключенным на рынке электроэнергии;

— обеспечение договорных условий поставок электроэнергии участникам(и) рынка электроэнергии;

— обеспечение недискриминационного доступа субъектов рынка электроэнергии к электрической сети при соблюдении ими Правил рынка, технологических правил и процедур при наличии технической возможности такого присоединения;

— минимизация сетевых технических ограничений в экономически обоснованных пределах;

— снижение затрат на передачу и распределение электроэнергии за счет внедрения передовых технологий эксплуатационного обслуживания и ремонта электросетевого оборудования, новой техники и энергосберегающих мероприятий.

Цель статьи – рассмотреть:

— основные задачи управления электрическими сетями в рыночных условиях;

— общую характеристику распределительных сетей 0,38–110 кВ России;

— техническое состояние распределительных сетей, средств и систем управления ими;

— тенденции и перспективы развития:

а) цифровых информационных технологий;

б) базовых информационных технологий;

в) геоинформационных технологий;

г) автоматизированных систем оперативно-технологического управления распределительных сетей компаний и их основных подсистем;

д) средств секционирования распределительных сетей;

— проблемы создания нормативной базы автоматизации управления распределительными сетями.

Общая характеристика распределительных электрических сетей России

Сельские электрические сети

Общая протяженность электрических сетей напряжением 0,4–110 кВ сельских территорий России составляет около 2,3 млн км, в том числе линии напряжением:

6–10 кВ – 1 150 тыс. км

110 кВ – 110 тыс. км

В сетях установлено 513 тыс. трансформаторных подстанций 6–35/0,4 кВ общей мощностью около 90 млн кВА.

Городские электрические сети

Общая протяженность городских электрических сетей напряжением 0,4–10 кВ составляет 0,9 млн км, в том числе:

кабельные линии 0,4 кВ – 55 тыс. км

воздушные линии 0,4 кВ – 385 тыс. км

кабельные линии 10 кВ – 160 тыс. км

воздушные линии 10 кВ – 90 тыс. км

воздушные линии наружного освещения – 190 тыс. км

воздушные линии наружного освещения – 20 тыс. км

В сетях установлено около 290 тыс. трансформаторных подстанций 6–10 кВ мощностью 100–630 кВА.

Техническое состояние распределительных электрических сетей, средств и систем управления ими

Оборудование электрических сетей

Около 30–35 % воздушных линий и трансформаторных подстанций отработали свой нормативный срок. К 2010 году эта величина достигнет 40 %, если темпы реконструкции и технического перевооружения электрических сетей останутся прежними.

В результате обостряются проблемы с надежностью электроснабжения.

Средняя продолжительность отключений потребителей составляет 70–100 ч в год. В промышленно развитых странах статистически определено как «хорошее» состояние электроснабжения, когда для сети среднего напряжения в течение года общая продолжительность перерывов находится в пределах 15–60 мин в год. В сетях низкого напряжения эти цифры несколько выше.

Среднее число повреждений, вызывающих отключение высоковольтных линий напряжением до 35 кВ, составляет 170–350 на 100 км линии в год, из них неустойчивых, переходящих в однофазные, – 72 %.

Релейная защита и автоматика

Из находящихся в эксплуатации в настоящее время в распределительных сетях России около 1 200 тыс. устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) различных типов основную долю составляют электромеханические устройства, микроэлектронные или устройства с частичным использованием микроэлектроники.

При нормативном сроке службы устройств РЗА, равном 12 лет, около 50 % всех комплектов релейной защиты отработали свой нормативный срок службы.

Отставание уровня выпускаемой отечественной техники РЗА по сравнению с техникой РЗА ведущих зарубежных фирм производителей составляет 15–20 лет.

Как и прежде, свыше 40 % случаев неправильной работы устройств РЗА происходит из-за неудовлетворительного состояния устройств и ошибок персонала служб РЗА при их техническом обслуживании.

Следует отметить, что не все благополучно с надежностью работы релейной защиты не только в России, но и в некоторых промышленно развитых странах.

В частности, на сессии Международной конференции по распределительным сетям (CIRED) в 2001 году отмечено, что в норвежских электрических сетях ежегодный ущерб от неправильных действий систем зашиты и управления составляет около 4 млн долл. США. При этом 50 % ложных срабатываний защиты приходится на долю аппаратов защиты и управления. Из них более 50 % – при ошибках во время проверки и испытаний аппаратуры и только 40 % за счет ее повреждений.

В других скандинавских странах повреждаемость средств РЗА в 2–6 раз ниже.

Основное препятствие широкой автоматизации электросетевых объектов – неготовность к этому первичного электротехнического оборудования.

Система сбора и передачи информации, информационно-вычислительные комплексы

Более 95 % устройств телемеханики и комплектов датчиков находятся в работе более 10–20 лет. Средства и системы связи в основном являются аналоговыми, морально и физически устарели, не соответствуют необходимым требованиям по точности, достоверности, надежности и быстродействию.

В подавляющем большинстве диспетчерских пунктов районных электрических сетей (РЭС) и предприятий электрических сетей (ПЭС) технической основой автоматизированных систем управления являются персональные компьютеры, не соответствующие требованиям непрерывного технологического контроля и управления. Срок службы персональных компьютеров, работающих в непрерывном режиме, не превышает 5 лет, а срок их морального старения еще короче. Для автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) электрических сетей необходимо применение специальных компьютеров, надежно работающих в непрерывном режиме в комплекте со средствами управления технологическими процессами.

Требует повсеместного лицензирования применяемое в электрических сетях системное программное обеспечение Microsoft, ORACLE и др.

Прикладное (технологическое) программное обеспечение (SCADA-DMS) во многих электрических сетях также явно устарело, не удовлетворяет современным требованиям как по функциям, так и по объемам обрабатываемой информации.

В частности, существующие АСУ ПЭС и РЭС обеспечивают в основном информационное обслуживание персонала и практически не решают задачи оперативного управления энергосистемами, оптимизации эксплуатационного и ремонтного обслуживания электрических сетей.

Система регулирования напряжения

Средства регулирования напряжения под нагрузкой в центрах питания распределительных сетей и средства переключения без возбуждения (с отключением трансформатора) на трансформаторных подстанциях 6–10 кВ практически не используются или используются эпизодически по мере жалоб потребителей на низкие уровни напряжения в часы максимальных нагрузок.

Результат – в отдельных электрически удаленных точках электрических сетей 0,38 кВ в сельской местности уровни напряжения составляют 150–160 В вместо 220 В.

В такой ситуации рынок электроэнергии может предъявить очень серьезные санкции к распределительным сетевым компаниям по надежности и качеству электроснабжения потребителей. Если не готовиться к этому заранее, в самое ближайшее время сетевые компании будут нести серьезные материальные убытки, что еще более усугубит ситуацию.

Система учета электроэнергии

На подавляющем большинстве центров питания распредсетей (около 80 %) и около 90 % у бытовых потребителей установлены морально и физически устаревшие, часто с просроченными сроками поверки и службы индукционные или электронные счетчики первых поколений, обеспечивающие возможность только ручного съема показаний.

Результат – рост коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. При общих потерях электроэнергии в электрических сетях России около 107 млрд кВт•ч в год, на распределительные сети 110 кВ и ниже приходится 85 млрд кВт•ч, из них коммерческие потери по минимальным оценкам составляют 30 млрд кВт•ч в год.

Если в конце 80-х годов ХХ века относительные потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем не превышали 13–15 % от отпуска электроэнергии в сеть, то в настоящее время для отдельных энергосистем они достигли уровня 20–25 %, для отдельных ПЭС – 30–40 %, а для некоторых РЭС уже превышают 50 %.

В развитых европейских странах относительные потери электроэнергии в электрических сетях находятся на уровне 4–10 %: в США – около 9 %, Японии – 5 %.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ о регулировании тарифов на электрическую энергию, Правилами оптового рынка и проектом Правил розничного рынка переходного периода нормативные потери электроэнергии в электрических сетях (а это не более 10–12 % от отпуска в сеть) могут включаться в стоимость услуг по передаче электрической энергии и будут оплачиваться субъектами рынка, а сверхнормативные потери электроэнергии должны будут покупаться сетевыми компаниями для их компенсации.

Для некоторых компаний, у которых потери составляют 20–25 %, это означает, что более половины отчетных потерь будут составлять прямые финансовые убытки в сотни миллионов рублей в год.

Все это требует качественно новых подходов к учету электроэнергии как в электрических сетях, так и у потребителей, в первую очередь, к автоматизации учета, к автоматизации расчетов и анализа балансов электроэнергии, избирательному отключению потребителей-неплательщиков и т. п.

Нормативная база для оптимизации развития распределительных электрических сетей и систем управления ими

Нормативная база практически не обновлялась с середины 1980–начала 1990 годов. Сегодня требуют пересмотра около 600 отраслевых нормативных документа.

Многие основополагающие документы, в первую очередь правила устройства электроустановок, правила технической эксплуатации не согласованы Минюстом РФ и по существу перестали быть обязательными для использования.

До сих пор с тем же Минюстом РФ не согласованы новые Правила пользования электроэнергией. В Уголовном кодексе РФ отсутствует понятие «кража электроэнергии», что наносит большой материальный ущерб электроэнергетике. Объем хищений электроэнергии растет и объективно будет расти при повышении тарифов на электроэнергию. Чтобы это остановить, нужны не только усилия энергетиков, но и правовая помощь государства. К сожалению, эта помощь не всегда адекватна. В частности, с вводом в действие Закона РФ «О техническом регулировании» резко понижается статус ГОСТов, что для такой страны, как Россия, может создать и уже создает значительные проблемы. Главная из них – отсутствие единой технической политики в области развития распределительных сетей и управления ими.

Финансирование этого развития и его научного обеспечения явно недостаточно и осуществляется по остаточному принципу. Более чем десятилетний кризис в электроэнергетике России значительно усугубил ситуацию. Начавшиеся в последние годы реформы управления электроэнергетикой коснулись пока системообразующих сетей 220 кВ и выше, проблем в которых тоже много, но не столько, сколько их накопилось в рас-пределительных сетях.

Надежды на активность отечественных и западных инвесторов и внедрение западных технологий в управление отечественными рас-пределительными сетями скорее всего обречены в связи с тем, что российское законодательство, менталитет, климатические условия, особенности построения сетей (большая разветвленность и протяженность, другое сетевое оборудование, низкое качество электроэнергии, высокие уровни помех и т. д.), системы управления и программное обеспечение существенно отличаются от зарубежных. Правильнее ориентироваться на свои силы с учетом передового отечественного и зарубежного опыта. Для этого имеются все предпосылки, о чем свидетельствуют наметившиеся тенденции в мире и передовых отечественных энергосистемах и сетях.

В середине 1980–начале 1990-х годов в ОАО «ВНИИЭ» был разработан целый комплект документов по созданию и развитию АСУ ПЭС и РЭС. Конечно, эти документы на сегодня сильно устарели и требуют пересмотра.

Тенденции и перспективы развития

Цифровые и информационные технологии

Мировые тенденции развития систем управления неразрывно связаны с переходом к цифровым технологиям, обеспечивающим возможность создания интегрированных иерархических систем. При этом распределительные электрические сети в этих системах являются нижним иерархическим звеном, неразрывно связанным с верхними уровнями управления.

Основой перехода к цифровым технологиям является техническое перевооружение и модернизация системы связи и телекоммуникаций с резким увеличением объема и скорости передачи информации. Поэтапный переход к цифровым интегрированным системам управления будет определяться этапами внедрения Единой цифровой системы связи в энергетике и займет не менее 10–15 лет.

В последние годы ХХ века ведущими специалистами мира в области телекоммуникаций был выдвинут тезис: «ХХ век – век энергетики, а ХХI век – век информатики». Тогда же появился новый термин: «инфокоммуникации», объединяющий «информатизацию» и «телекоммуникацию». Думается, правильнее сказать, что XXI век будет веком и энергетики, и инфокоммуникаций, основанных на современных информационных и цифровых технологиях.

Важнейшими тенденциями развития инфокоммуникационных сетей являются:

— повышение надежности и срока службы телекоммуникационных сетей;

— разработка методов прогнозирования развития телекоммуникаций в регионах в зависимости от потребления электроэнергии;

— создание систем управления инфокоммуникационной средой;

— внедрение одновременно с развитием цифровых сетей современных телекоммуникационных технологий, в первую очередь, волоконно-оптической технологии;

— внедрение в ряде стран так называемых PLC-технологий использования электрических сетей 0,4–35 кВ для передачи любой информации с подстанций, энергопредприятий, промышленных предприятий до контроля и управления энергопотреблением в быту, в том числе решения задач АСКУЭ, информационного обеспечения деятельности абонентов электрической сети 0,4–35 кВ;

— использование средств связи для охраны энергообъектов, видеонаблюдений.

Базовые информационные технологии

Одним из главных признаков современных автоматизированных систем управления является интеграция (комплексирование) множества программных продуктов в единое информационное пространство.

В настоящее время очень быстрыми темпами развивается технология интеграции, основанная на Интернет-технологиях и на открытых стандартах, которые позволяют:

— создать техническую инфраструктуру для проектирования приложений и возможностей для развития системы в течение длительного времени;

— обеспечить возможность интеграции продуктов таких компаний, как Microsoft, ORACLE, IBM и др.;

— обеспечить возможность последовательной интеграции существующих продуктов без существенных их изменений и перепрограммирования;

— обеспечить масштабируемость и переносимость программного обеспечения с целью тиражирования ее на предприятиях компании.

Геоинформационные технологии

Стремительное развитие средств вычислительной техники и телекоммуникаций, систем спутниковой навигации, цифровой картографии, успехи микроэлектроники и другие технологические достижения, непрерывное совершенствование стандартного и прикладного программного и информационного обеспечения создают объективные предпосылки для все более широкого применения и развития качественно новой области знаний – геоинформатики. Она возникла на стыке географии, геодезии, топологии, обработки данных, информатики, инженерии, экологии, экономики, бизнеса, других дисциплин и областей человеческой деятельности. Наиболее значимыми практическими приложениями геоинформатики как науки являются геоинформационные системы (ГИС) и созданные на их основе геоинформационные технологии (ГИС-технологии).

Аббревиатура ГИС существует уже более 20 лет и первоначально относилась к совокупности компь-ютерных методов создания и анализа цифровых карт и привязанной к ним тематической информации для управления муниципальными объектами.

Все большее внимание применению ГИС-технологий уделяется в электроэнергетике и, в первую очередь, в электрических сетях ОАО «ФСК ЕЭС», АО-энерго и городов.

Уже первые опыты использования ГИС в качестве информационно-справочных систем в отечественных электрических сетях показали безусловную полезность и эффективность такого использования для:

— паспортизации оборудования сетей с их привязкой к цифровой карте местности и различным электрическим схемам: нормальной, оперативной, поопорной, расчетной и т. п.;

— учета и анализа технического состояния электротехнического оборудования: линий, трансформаторов и т. п.;

— учета и анализа платежей за потребленную электроэнергию;

— позиционирования и отображения на цифровой карте места нахождения оперативно-выездных бригад и т. п.

Еще большие перспективы открываются в применении ГИС-технологий при решении задач: оптимального планирования развития и проектирования; ремонтного и экс-плуатационного обслуживания электрических сетей с учетом особенностей рельефа местности; оперативного управления сетями и ликвидацией аварий с учетом пространственной, тематической и оперативной информации о состоянии сетевых объектов и режимах их работы. Для этого уже сегодня необходима информационная и функциональная увязка ГИС, технологических программных комплексов АСУ электрических сетей, экспертных систем и баз знаний по решению перечисленных задач. В ОАО «ВНИИЭ» разработана система-советчик для анализа заявок на ремонты сетевого оборудования. Ведутся работы по привязке программ расчета потерь к ГИС.

В последние годы наметилась вполне определенная тенденция разработки интегрированных систем инженерных коммуникаций на единой топографической основе города, района, области, включающих в себя тепловые, электрические, газовые, водопроводные, телефонные и другие инженерные сети.

Структура автоматизированной системы оперативно-диспетчерского управления распределительных сетевых компаний (АС РСК)

Цель создания АС РСК – повышение экономичности и надежности распределения электрической энергии и мощности за счет обеспечения максимальной эффективности оперативно-технологической деятельности РСК путем комплексной автоматизации процессов сбора, обработки, передачи информации и принятия решений на основе современных информационных технологий.

АС РСК должна представлять собой распределенную иерархическую систему, на каждом уровне которой решается обязательный базовый состав задач, обеспечивающий выполнение основных функции оперативно-технологического управления.

Основные подсистемы АС РСК:

— автоматизированное оперативно-диспетчерское управление электрическими сетями, выполняющее функции:

а) текущего управления;

б) оперативного управления и планирования;

в) контроля и управления электропотреблением;

г) планирования и управления ремонтами;

— автоматизированное технологическое управление:

а) релейной защитой и автоматикой;

б) напряжением и реактивной мощностью;

— автоматизированная система коммерческого и технического учета электроэнергии (АСКУЭ);

— система связи, сбора, передачи и отображения информации.

В силу ограничений по объему статей остановимся лишь на основных тенденциях и перспективах развития основных подсистем АС РСК.

Релейная защита и автоматика

Основные направления развития РЗА в распределительных электрических сетях:

— замена физически изношенной, выработавшей свой срок службы аппаратуры;

— модернизация устройств РЗА с ориентацией на использование нового поколения микропроцессорных устройств;

— интеграция микропроцессорных средств РЗА в состав единой АСУ ТП питающих подстанций;

— расширение функций РЗА на задачи измерений и контроля с учетом требований к надежности ее работы, в том числе с применением международных стандартов по интерфейсам связи.

Регулирование напряжения и реактивной мощности

Основные задачи по повышению эффективности регулирования напряжения:

— повышение надежности и качества эксплуатационного обслуживания средств регулирования напряжения, в первую очередь, регулирования напряжения под нагрузкой и автоматическое регулирование напряжения;

— контроль и анализ графиков нагрузки потребителей и напряжений в узлах электрических сетей, повышение достоверности и объемов измерений реактивной мощности в распределительных сетях;

— внедрение и систематическое использование программного обеспечение по оптимизации законов регулирования напряжения в распределительных сетях, практическая реализация этих законов;

— организация дистанционного и автоматического управления отпайками трансформаторов из диспетчерских центров;

— установка дополнительных дистанционно управляемых средств регулирования напряжения, например, вольтодобавочных трансформаторов на магистралях длинных распределительных линий среднего напряжения, на которых средствами централизованного регулирования невозможно обеспечить допустимые отклонения напряжения в узлах сети.

Автоматизация учета электроэнергии

Автоматизация учета электроэнергии – стратегическое направление снижения коммерческих потерь электроэнергии во всех без исключения странах, основа и обязательное условие функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии.

Современные АСКУЭ должны создаваться на основе:

— стандартизации форматов и протоколов передачи данных;

— обеспечения дискретности учета, сбора и передачи данных коммерческого учета, необходимой для эффективного функционирования конкурентного розничного рынка электроэнергии;

— обеспечения расчета фактических и допустимых небалансов электроэнергии в электрических сетях, локализации небалансов и принятия мер по их снижению;

— взаимной увязки со средствами АСДУ, АСУ ТП и противоаварийной автоматики.

Для сбора информации прослеживается устойчивая тенденция по замене индукционных счетчиков на электронные не только из-за более высоких пределов точности, но и за счет меньшего потребления по цепям трансформатора тока и трансформатора напряжения.

Особое значение для розничного рынка электроэнергии и для снижения потерь электроэнергии в электрических сетях имеет исключение самообслуживания (самосписания показаний) счетчиков электроэнергии бытовыми потребителями. Для этого во всем мире ведутся разработки АСКУЭ бытовых потребителей с передачей данных от счетчиков электроэнергии по силовой сети 0,4 кВ или по радиоканалам в центры сбора данных. В частности, широкое применение находят уже упоминавшиеся выше PLC-технологии.

Применение современных средств секционирования рас-пределительных электрических сетей и децентрализованной автоматизации

Во многих странах для повышения надежности работы распределительных сетей, сокращения времени поиска места повреждения и числа перерывов электроснабжения многие годы используют «магистральный принцип» построения таких сетей, основанный на оснащении сетей автоматическими пунктами секционирования столбового исполнения – реклоузерами, совмещающих в себе функции:

— определения места повреждения;

Выводы

1. Необходимые первоочередные задачи:

— разработка концепции и перспективной программы развития, модернизации, технического перевооружения и реконструкции распределительных электричес-ких сетей 0,38–110 кВ, средств и систем управления их режимами, ремонтным и эксплуатационным обслуживанием;

— переход от остаточного к приоритетному принципу выделения финансовых и материальных ресурсов по поэтапной практической реализации этой концепции и программы с пониманием решающей важности опережающего развития распределительных сетей и систем их управления для эффективного функционирования не только розничного, но и оптового рынков электроэнергии;

— разработка современной, ориентированной на рыночные условия хозяйствования и управления, нормативно-методической базы развития распределительных электрических сетей и систем управления ими;

— разработка экономически обоснованных требований к отечественной промышленности по производству современного оборудования электрических сетей и систем управления ими;

— организация системы сертификации и допуска в эксплуатацию отечественного и импортного оборудования для распределительных сетей и систем управления ими;

— реализация и анализ результатов внедрения пилотных проектов по отработке новых перспективных технологий и систем автоматизированного управления распределительными электрическими сетями.

2. Разработка и внедрение эффективных автоматизированных систем управления распределительными электрическими сетями – комплексная задача, требующая значительных капиталовложений.

Каждая распределительная компания и АО-энерго прежде чем начинать модернизацию и техническое перевооружение действующей системы управления электрическими сетями или создавать новую, должны ясно понимать набор решаемых задач, предполагаемый эффект от внедрения АСУ.

Необходимо разработать современные методики расчета экономической эффективности АСУ ПЭС и РЭС (распределительная сетевая компания), этапности их создания и развития.

3. Главный вопрос, который всегда возникает при разработке и внедрении новых технологий управления электрическими сетями – где взять деньги на все это?

Источников финансовых средств на самом деле может быть несколько:

1) централизованное финансирование пилотных проектов и нормативно-методических документов;

2) тарифы на электроэнергию;

3) консолидация определенной части финансовых средств будущих распределительных сетевых компаний и сегодняшних АО-энерго в официально созданном партнерстве – российской ассоциации предприятий;

4) заинтересованные инвесторы.

В российских условиях, как показала практика передовых энергосистем, должен работать принцип «Кто хочет решить задачу, ищет и находит способы ее решения, кто не хочет – ищет причины, почему решение невозможно, либо ждет, когда за него решат другие».

Как следует из статьи, возможностей и путей для повышения эффективности управления распределительными сетями России достаточно. Необходимо понимание важности и активное желание практической реализации этих возможностей.

Поделиться статьей в социальных сетях:

Все иллюстрации приобретены на фотобанке Depositphotos или предоставлены авторами публикаций.

Статья опубликована в журнале “Энергосбережение” за №10-юбилейн’2005

Источник