CC BY
10
УДК 621.316
Кувшинов Н.Е. магистрант 2 курса кафедра «ЭМС» институт теплоэнергетики ФГБОУВО «КГЭУ» Россия, г. Казань ОРГАНИЗАЦИОННАЯ И ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СТРУКТУРА УПРАВЛЕНИЯ РАЙОНАМИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
В статье рассматриваются основные особенности организационной и функциональной структуры управления районами электрических сетей.
Ключевые слова: районные электрические сети, структура управления.
Kuvshinov N.E.
ORGANIZATIONAL AND FUNCTIONAL STRUCTURE OF MANAGEMENT OF REGIONS OF POWER NETWORKS
In article the main features of organizational and functional structure of management of regions of power networks are considered.
Keywords: regional power networks, structure of management.
В электроэнергетике России в настоящее время действует около 2000 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 и экономичности электроснабжения потребителей в последние годы в рамках создания автоматизированных систем управления ПЭС началось внедрение комплексов телемеханики и вычислительной техники на нижних уровнях управления - в районах электрических сетей.
Основным направлением дальнейшего развития автоматизированной системы управления (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. Рассмотрим один из вариантов организационной структуры РЭС представленный на рис. 1 [1].
Рис. 1. Организационная структура РЭС.
При выполнении производственных функций РЭС осуществляет прямые связи со службами и подразделениями ПЭС в том числе:
1) со службой распределительных сетей (план-графики работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и отчеты об их выполнении; схемы распределительных сетей; предложения для включения в планы строительства, реконструкции и технического перевооружения объектов электрических сетей и т.п.);
2) со службой подстанций и службой линий (планы работ в части технического обслуживания, капитального ремонта, повышения надежности подстанций и линий 35 кВ и выше);
3) со службой релейной защиты, электроавтоматики и электроизмерений (сведения о наличии и поступлении измерительных приборов, технического состояния и поверке этих приборов в РЭС);
4) 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 воздушных линий (ВЛ) РЭС; заявки на испытания защитных и изолирующих средств) [2];
5) с оперативно-диспетчерской службой (заявки на вывод из работы и резерва оборудования подстанций и распределительных сетей, находящихся в ведении диспетчера ОДС ПЭС; план мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электросетях; результаты замеров нагрузок и уровней напряжений);
6) 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 и т.п.);
7) с планово-экономическим отделом (информация о выполнении план-задания по технико-экономическим показателям; договоры на работы, осуществляемые сторонними организациями; предложения по нормам расхода материалов, запасных частей и оборудования; предложения по начислению надбавок, на повышение разрядов и т.п.) [3];
8) с бухгалтерией (акты на списание малоценного инвентаря, оборудования, материалов о приеме и передаче основных фондов и об их перемещении; заявки на выдачу денег на командировочные расходы и т.п);
9) 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 [4]:
- современный уровень развития распределительных сетей характеризуется тенденцией увеличения повреждаемости основного электрооборудования, определяемой его физическим износом и моральным старением, несоответствием характеристик 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.
- продолжают эксплуатироваться большое количество устаревших устройств телемеханики типов; УТС-8, УТК, РСТ, ВРТ-53, УТБ-3, 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.
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 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 длительностью времени короткого замыкания на ВЛ (до 2,5 сек.).
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.
Использованные источники:
1. Предприятие электрических сетей. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://uc-mrsk-ural.ru/training/school_electric/lesson08.
2. Калимуллина Д.Д., Гафуров А.М. Основные преимущества и недостатки в строительстве самонесущих изолированных проводов. // Инновационная наука. - 2016. - № 3-3. - С. 88-90.
3. Калимуллина Д.Д., Гафуров А.М. Выбор экономически выгодных сечений проводов при строительстве линий электропередач. // Инновационная наука.
- 2016. - № 3-3. - С. 90-91.
4. Калимуллина Р.М., Калимуллина Д.Д., Гафуров А.М. Исследование показателей надежности оборудования цеховых электрических сетей. // Вестник Казанского государственного энергетического университета. - 2015.
- №4 (28). - С. 18-21.
УДК 621.316
Кувшинов Н.Е. магистрант 2 курса кафедра «ЭМС» институт теплоэнергетики ФГБОУВО «КГЭУ» Россия, г. Казань
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ РАЙОНАМИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
В статье рассматриваются назначение, организационная и функциональная структура автоматизированной системы управления районами электрических сетей.
Ключевые слова: районные электрические сети, автоматизированная система управления.
