Автоматизированная система управления районами электрических сетей

Автоматизированная система управления (АСУ) районами электрических сетей (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 интегрированной автоматизированной системы управления (ИАСУ) предприятий 1

электрических сетей (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. 1) должна соответствовать организационной структуре управления распределительными электрическими сетями [1].

Рис. 1. Типовая организационная структура АСУ РЭС.

Верхний уровень АСУ РЭС автоматизирует оперативнодиспетчерские, производственно-технические и организационноэкономические функции аппарата управления и подразделений РЭС.

Второй уровень - АСУ участками электрических сетей (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 2

касаются в основном автоматизации поиска повреждений в электрических сетях 0,38-10 кВ.

Третий уровень – автоматизированная система управления технологическими процессами (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) должна соответствовать назначению, функциям и задачам структурных подразделений 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 [2].

Рис. 2. Типовая функциональная структура АСУ РЭС

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

Экономическая эффективность АСУ РЭС должна определяться за весь расчетный период ее создания с учетом разновременности по годам капиталовложений на внедрение ( Kt ) и расчетного эффекта от функционирования ( Эt ). Показателем экономической эффективности является интегральный коэффициент рентабельности капиталовложений, вычисляемый по формуле:

S Эt ( 1 + En ) - - E „ = t = 1------------ p_T                  ,

S Kt ( 1 + En ) t t = 1

где Т – продолжительность расчетного периода; En – коэффициент приведения разновременных затрат и эффектов.

Капитальные вложения на внедрение АСУ РЭС вычисляются в виде суммы: К = Кто + Кпо + Кио + Кпр + Ксм, где Кто – затраты на техническое  обеспечение  АСУ;  Кпо  – затраты на программное обеспечение; Кио – затрата на информационное обеспечение; Кпр – стоимость проектных работ; Ксм – стоимость строительно-монтажных работ [3].

Получение дополнительной прибыли в энергосистемах за счет вычисляются в виде суммы Э = Энд + Эк + Эп + Эг + Ээ + Эр, где Энд – уменьшения продолжительности ликвидации аварии и сокращения количества отключений потребителей; Эк – нормализации уровней напряжения и повышения качества электроэнергии; Эп – снижения потерь в сетях; Эг – выравнивания графиков нагрузки; Ээ – сокращения эксплуатационных расходов за счет сокращения числа оперативных бригад и затрат на ремонт сетей; Эр – сокращения затрат в неоптимальное развитие сетей [4].

На первых этапах внедрения АСУ РЭС и создания информационносправочной системы РЭС и УЭС интегральный коэффициент рентабельности капитальных вложений, имеет слишком низкие значения. Величина его резко увеличивается по мере подключения к базам данных РЭС возможно большего количества технологических программ. Практически приемлемого его значения, равного 0,3-0,5, можно достичь за счет реализации второго и последующего этапов развития АСУ РЭС, в том числе за счет эффективного использования средств АСУ РЭС в оптимальном оперативном управлении нормальными и аварийными режимами распределительных электрических сетей и АСКУЭ РЭС – в учете электроэнергии и управления электропотреблением.