Утверждаю: Президент рао "еэс россии"
| Вид материала | Документы |
- Решение Совета директоров рао "еэс россии", 26.94kb.
- Положение о порядке аккредитации энергоаудиторов при рао "еэс россии", 204.08kb.
- Концепция Стратегии ОАО рао еэс россии на 2003 2008, 905.25kb.
- Реорганизация ОАО рао «еэс россии», 35.77kb.
- Ации "еэс россии" департамент науки и техники технические требования к модернизации, 524.13kb.
- Пояснительная записка к бухгалтерской отчетности Открытого акционерного общества, 1408.9kb.
- Электрификации «еэс россии» положение о порядке аккредитации метрологических служб, 327.1kb.
- Программа реализации экологической политики ОАО рао «еэс россии» на 2008 г. (перечень, 118.53kb.
- Открытое акционерное общество «интер рао еэс», 1019.39kb.
- Открытое акционерное общество «интер рао еэс», 144.58kb.
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.