Концепция единой технической политики ОАО "Пермэнерго"

Размещено на http://www.allbest.ru/

КОНЦЕПЦИЯ ЕДИНОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ ОАО «ПЕРМЭНЕРГО»



Оглавление

Введение

Рекомендуемое к применению оборудование и технологии

2.1 Оборудование подстанций 35-110 кВ

2.2 Подстанции распределительных сетей

2.3 Линии электропередачи и кабели

2.4 Системы управления, защиты и диагностики в электрических сетях

2.5 Информационные технологии

2.6 Ограничения по применению оборудования и технологий

3. Перспективное оборудование и технологии

3.1 Создание полностью автоматизированных подстанций

3.2 Для аппаратуры сбора и передачи информации

3.3 Для аппаратуры телемеханики

3.4 Для каналов связи телемеханики и каналов межуровневого обмена передачи данных

3.5 Для аппаратуры передачи телеинформации

3.6 Для аппаратуры передачи управляющей информации от централизованных систем противоаварийной автоматики

3.7 Для аппаратуры передачи управляющей информации от систем автоматического регулирования

3.8 Для устройств регистрации событий

3.9 Для средств диспетчерского и технологического управления



1. Введение

Единая техническая политика ОАО «Пермэнерго» определяется главными стратегическими целями развития компании, включающих:

Создание сетевой и технологической инфраструктуры, способствующей эффективному функционированию конкурентного рынка электроэнергии внутри Пермской области, обеспечивающей интеграцию в рынки электроэнергии соседних регионов.

Преодоление старения основных фондов предприятий электрических сетей за счет увеличения масштабов работ по их реконструкции и техническому перевооружению (модернизация подстанций, реконструкция высоковольтных линий электропередачи, модернизация и развитие информационной инфраструктуры).

Осуществление единой технической политики во всех предприятиях электрических сетей по вопросам автоматизации средств измерений, улучшение организации и культуры оперативного и технического обслуживания, ремонта и наладки средств измерений.

Обеспечение единства и требуемой точности измерений при производстве и распределении электрической энергии путём внедрения современных методов и средств измерений, автоматизированного контрольно-измерительного оборудования, информационно-измерительных систем и комплексов учета электроэнергии.

Осуществление метрологического контроля и надзора за состоянием и применением средств измерений, соблюдением метрологических правил и норм.

Развитие централизованного технологического управления электрическими сетями.

Обеспечение условий для присоединения к электрической сети участников оптового и розничного рынка на условиях не дискриминационного доступа, без снижения системной надежности.

Доведение технического уровня ОАО «Пермэнерго» до международных стандартов, повышение надежности и управляемости оборудования посредством использования новой высокоэффективной техники и технологий.

Повышение эффективности функционирования компании за счет снижения издержек, удельных расходов по эксплуатации и электрических потерь в сетях.

Создание автоматизированных подстанций.

В условиях формирования в регионе конкурентного рынка электроэнергии, а также с учетом принятой Стратегии развития компании, устанавливаются следующие основные комплексные показатели технического уровня электрических сетей при их функционировании и развитии:

Надежность

Надежность характеризуется возможностью отказов элементов электрической сети, а также связанной с этими отказами невозможностью исполнения в полном объеме обязательств перед пользователями сети. Надежность сетей определяется резервами пропускной способности сети, ее живучестью, управляемостью, надежностью отдельных элементов и систем и соответствующим построением сети.

Ремонтопригодность сетей

Показатели ремонтопригодности включают время простоя в ремонтах и ограничения во время ремонта передаваемой (принимаемой) пользователями сети электроэнергии.

Качество функционирования

Качество функционирования определяется возможностью ведения режимов сети, обеспечивающих поддержание задаваемых оптимальных уровней напряжения и возможностью контроля объемов электроэнергии во всех точках приема и отпуска электроэнергии в сети, уровня потерь, обеспечением требований по оптимальной плотности тока.

Удовлетворенность спроса на услуги

Удовлетворенность спроса на услуги компании оценивается возможностью сети принять и передать из сети объемы электроэнергии, востребованные рынком, как на этапе текущего функционирования, так и на этапе развития сети. Для этой оценки используются показатели ограничения пропускной способности сети и отказы сети в подключении пользователей.



2. Рекомендуемое к применению оборудование и технологии

2.1 Оборудование подстанций 35 - 110 кВ

Трансформаторы:

силовые трансформаторы с автоматическим регулированием напряжения, оснащенные современными надежными вводами и устройствами РПН повышенной надежности, обладающие необходимой динамической стойкостью и низкими потерями, оборудованные, при необходимости, встроенными интеллектуальными датчиками и контроллерами, системами пожаротушения и предотвращения пожара;

трансформаторы 35-110 кВ с обмоткой НН напряжением 0,4 кВ (эти трансформаторы должны применяться на подстанциях глубоких вводов, где отсутствует необходимость электроснабжения потребителей на напряжении 6 или 10 кВ).

Коммутационная аппаратура:

на напряжение НО кВ электронно-газовые выключатели (со встроенными трансформаторами тока) современных типов;

в распределительных устройствах 10-35 кВ современные вакуумные выключатели, а в отдельных случаях - электронно-газовые;

на напряжение 110 кВ разъединители современных типов с электродвигательными приводами.

Измерительная аппаратура:*

электронно-газовые трансформаторы тока напряжением 110 кВ с высоким классом точности (в т.ч. 0,2 и 0,28), обеспечивающие повышенную надежность и пожаробезопасность;

оптоэлектронные трансформаторы тока:

емкостные трансформаторы напряжения класса точности 0,2;

антирезонансные электромагнитные трансформаторы напряжения, позволяющие предотвратить возникновение явления феррорезонансных перенапряжений на подстанциях;

комбинированные трансформаторы тока и напряжения в одном корпусе.

электронные счетчики электрической энергии с классом точности 0.5 с цифровым выходом и возможностью объединения в АСКУЭ.

Компактные комплектные устройства:

электронно-газовые комплектные распределительные устройства (КРУЭ) 110 кВ, в том числе компактные ячейки 110 кВ;

электронно-газовые токопроводы высокого напряжения 110 кВ;

подстанции с гибкой и жесткой ошиновкой ОРУ НО кВ с максимальным использованием блочной заводской комплектации.

Ограничители перенапряжений:

ограничители перенапряжений (ОПН) на основе оксидно-цинковых резисторов для всех классов напряжений, взрывобезопасных с достаточной энергоемкостью и защитным уровнем.

традиционные шунтирующие реакторы с устройством синхронизированной коммутации.

тиристорные токоограничивающие устройства (ТОУ) для автоматического ограничения токов короткого замыкания на отходящих фидерах системы электроснабжения.

Система оперативного постоянного тока:

малообслуживаемые и необслуживаемые подстанционные аккумуляторные батареи со сроком службы не менее 12 лет в комплекте с зарядно-выпрямительными устройствами со стабилизацией напряжения не хуже ± 0,5%;

распределенную систему оперативного постоянного тока с раздельным питанием цепей защиты и управления.

Токоограничивающие реакторы:

*современные токоограничивающие реакторы 6/10 кВ с полимерной изоляцией для замены соответствующих бетонных реакторов.

Дугогасящие реакторы:

*плавнорегулируемые дутогасящие реакторы с автоматическими регуляторами настройки тока компенсации.

2.2 Подстанции распределительных сетей

Данные типы подстанций должны применять следующие конструкции и виды оборудования:

столбовые трансформаторные подстанции (СТП) напряжением 10/0,4 кВ упрощенной конструкции при нагрузке до 160 кВА;

конструкции ТП киоскового или закрытого типа при нагрузке свыше 160 кВА;

блочные КТП полной заводской готовности, вписывающиеся в окружающую среду, для распределительных сетей городов;

современные токоограничивающие реакторы 6/10 кВ с полимерной изоляцией.

На всех типах подстанций рекомендуется применять следующие прогрессивные строительные решения:

коррозионно-стойкие стали для изготовления металлоконструкций порталов и опор под оборудование, а также технологии, позволяющие увеличить коррозионную стойкость конструкций;

облегченные предварительно-напряженные железобетонные стойки, лежни и железобетонные сваи под оборудование;

фундаменты для безкареточной и безрельсовой установки трансформаторов;

отказ от засыпки гравием маслоприемников трансформаторов с устройством огнепреградителей;

применение новых высокоэффективных материалов для защиты от коррозии строительных конструкций;

применение новых эффективных материалов для ограждающих и кровельных конструкций, полов и отделки помещений зданий;

* выполнение экологических мероприятий в соответствии с действующим законодательством по охране природы.

2.3 Линии электропередачи и кабели

Опоры:

на магистральных ВЛ - высокие стальные опоры башенного типа (предпочтительно на основе многогранных конических пустотелых опор), в том числе двухцепные, а также многоцепные для улучшения экологической обстановки вблизи ВЛ и сокращения ширины полосы, занимаемой трассой ВЛ;

на распределительных ВЛ - опоры на основе железобетонных центрифугированных конструкций, а также стальных круглых и многогранных конических пустотелых опор, в том числе опоры на оттяжках;

деревянные опоры, обработанные консервантами на воздушных линиях 0,4-10 кВ для достижения долговечности не менее 40 лет;

*конструкции опор воздушных линий 10 - 110 кВ и столбовых трансформаторных подстанций 10-35 кВ, которые позволяют выполнять ремонтные работы без снятия напряжения.

Провода и грозозащитные тросы:

*сталеалюминевые провода со стальным сердечником, заполненным смазкой;

провода с проволоками типа "алюмовелд" или из нержавеющей азотосодержащей стали в качестве грозозащитных тросов;

тросы с оптико-волоконными каналами для организации по ним современных каналов связи;

защищенные провода (провода с изоляцией из сшитого полиэтилена) при прохождении В Л 10 и 35 кВ по лесным массивам, садам, парковым зонам в населенной местности и в стесненных условиях;

самонесущие изолированные провода (СИП) для В Л 0,4 кВ.

Линейные изоляторы:

стеклянные изоляторы со сниженным уровнем радиопомех и с уплотнениями из кремнийорганической резины;

полимерные подвесные изоляторы нового поколения;

длинно-стержневые фарфоровые изоляторы;

изолирующие траверсы для ВЛ 0,4/35 кВ.

Линейная арматура:

линейная арматура повышенной износостойкости и прочности;

грузы-ограничители закручивания проводов и снегоотталкивающие кольца для защиты проводов от налипания мокрого снега;

многорезонансные гасители вибрации, предназначены для эффективного ограничения на ВЛ вибрации фазных проводов и грозозащитных тросов;

устройства, предотвращающие гололедообразование на проводах.

Ограничители перенапряжений и разрядники длинно -- искровые:

подвесные ОГШ для повышения грозоупорности В Л 35-110кВи выше;

РДИ для повышения грозоупорности ВЛ 6-10 кВ;

*вольтодобавочные трансформаторы, устанавливаемые на опорах ВЛ, для повышения пропускной способности распределительных сетей 10 кВ.

Устройства повышения надежности эксплуатации линий распределительных сетей:

*вакуумные столбовые реклоузеры для линий распределительных сетей;

*автоматизированные микропроцессорные системы дистанционного управления оборудованием линий распределительных сетей.

Кабели:

конструкции с изоляцией из "сшитого" полиэтилена (СПЭ), особенно в населенной местности и сложных условиях прокладки;

универсальные кабели для воздушно-подземной и подводной прокладки без использования переходной кабельной арматуры, либо с арматурой на основе термоусаживаемых элементов.

2.4 Системы управления, защиты и диагностики в электрических сетях

Комплекс автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Целевые функции комплексов АСУ ТП подстанций должны предусматривать решение следующих задач:

Повышение эффективности функционирования объекта в целом (подстанции, сетевого района, предприятия электрических сетей) в нормальных и аварийных режимах.

Повышение эффективности и уровня обслуживания участников ФОРЭМ.

Снижение аварийных ущербов и потерь.

Снижение эксплуатационных затрат и затрат на ремонт основного и вспомогательного оборудования.

Создание единого комплекса технических средств, с интеграцией систем измерений, защиты, автоматики и управления оборудованием объектов электрических сетей.

Внедрение средств диагностики основного оборудования, обеспечивающих переход от календарных ремонтов к ремонтам по фактическому использованию ресурсов.

Техническая политика в области автоматизации сетевых объектов ориентирована на поддержку применения во всех подсистемах АСУ ТП подстанций микропроцессорных устройств. При внедрении микропроцессорных устройств предпочтение должно отдаваться устройствам, предназначенным для работы в составе автоматизированных систем. Автономные устройства должны применяться только в случае отсутствия системных аналогов. Одним из важнейших направлений технической политики в области автоматизации должен быть пересмотр существующих норм и правил контроля состояния оборудования дежурным персоналом. Оборудование, требующее ежедневных осмотров, частых проверок, перезапусков, фиксаций состояния в оперативных журналах и т.п., должно заменяться и выводиться из эксплуатации в первую очередь.

Основными направлениями развития в области автоматизации электросетевых объектов в период до 2010 года определены:

*разработка и внедрение системы мониторинга на основе СКАДА-систем различного уровня;

внедрение новых типов сетевого оборудования, предназначенных для работы в составе полностью автоматизированных технологических комплексов;

широкое внедрение системных микропроцессорных устройств измерений, зашиты, автоматики и управления в составе АСУ ТП и СКАДА - систем;

внедрение новых подсистем контроля и мониторинга, обеспечивающих решение задач оперативного получения всесторонней объективной информации о выполнении всеми субъектами рынка энергии и мощности договорных обязательств в нормальных и аварийных режимах работы;

жесткий контроль выполнения условий технической и программной совместимости всех систем управления, в том числе при смене поколений вычислительных средств и при использовании устройств иностранного производства.

Система противоаварийного управления

Стратегической целью должно быть сохранение и совершенствование системы противоаварийного управления с оценкой на каждом этапе развития оптимального соотношения затрат на компенсацию ущерба у потребителей и капиталовложений в усиление слабых связей, или перевод их в категорию управляемых.

Только при исключении неуправляемых слабых связей в составе сетевой компании может быть принято решение о значительном сокращении объема использования противоаварийной автоматики и об отказе от применения превентивного отключения потребителей в качестве мероприятия, противоаварийной автоматики.

Системы диагностики и мониторинга основного оборудования электрических сетей

Для повышения эксплуатационной надежности функционирования ОАО «Пермэнерго» особое значение приобретают системы диагностики и мониторинга основного оборудования электрических сетей с использованием для паспортизации оборудования современных информационных технологий. Должны быть усовершенствованы и доработаны существующие методы и средства диагностики состояния трансформаторного оборудования, коммутационной аппаратуры, измерительных трансформаторов тока и напряжений, устройств и оборудования на основе силовой электроники.

Рекомендуется использовать хроматографический анализ растворенных в масле газов и влаги, новые более совершенные системы контроля технологических характеристик трансформаторного оборудования, таких как потери холостого хода и короткого замыкания.

Для получения оперативного доступа к информации о состоянии оборудования должны быть внедрены единые информационно-диагностические системы, использующие интеллектуальные (экспертные) способы оценки.

2.5 Информационные технологии

электропередача кабель подстанция автоматизированный

В части выбора рабочих станций и серверов - выбор платформы должен осуществляться исходя из надежности в эксплуатации, предпочтение отдается чипсетам и процессорам фирмы 1п1е1.

В части выбора периферийного оборудования отдается предпочтение устройствам, которые практически зарекомендовали себя как наиболее надежные.

В части выбора периферийных устройств (принтеры, копиры, МФУ) - определяющим для снижения затрат и снижения номенклатуры расходных материалом является минимизация количества моделей используемых принтеров копиров и МФУ. В настоящее время пополнение парка данной техники производится устройствами фирм НР, Саnon.

В части используемого системного программного обеспечения - с целью снижения затрат, простоты администрирования, единства настроек рабочих станций, повышения квалификации обслуживающего персонала, простоты обучения пользователей будет применяться единое программное обеспечение практически на всех рабочих станциях

Также по требованию пользователей в соответствии с производственной необходимостью или при наличии на рабочих станциях определенных периферийных устройств (СВ-КЛУ, ВУВ-КЛУ, звуковых карт, видеоадаптеров, м/м устройств, сканеров) может быть применены дополнительные драйверы, утилиты и прикладное программное обеспечение как собственной разработки, так и сторонних производителей.

2.6 Ограничения по применению оборудования и технологий

Не рекомендуется:

на подстанциях 110 кВ устанавливать воздушные или масляные выключатели;

использовать для высоковольтных выключателей пневматические приводы;

применять в распределительных сетях 6 -110 кВ масляные, маломасляные или воздушные выключатели;

устанавливать в сетях вентильные разрядники.



3. Перспективное оборудование и технологии

3.1 Создание полностью автоматизированных подстанций

Техническая политика ОАО «Пермэнерго» в области автоматизации сетевых объектов должна быть ориентирована на поддержку применения во всех подсистемах АСУ ТП подстанций микропроцессорных устройств. Именно такой подход позволяет создать полностью автоматизированные подстанции.

С другой стороны, внедряемое силовое оборудование должно быть адаптировано к новейшим системам управления, защиты и мониторинга.

При внедрении микропроцессорных устройств, предпочтение должно отдаваться устройствам - предназначенным для работы в составе автоматизированных систем. Автономные устройства необходимо применять только в случае отсутствия системных аналогов. В связи с этим на объектах ОАО «Пермэнерго» в централизованном порядке должны быть исключены возможности применения микропроцессорных устройств с закрытыми протоколами обмена, устройств, не поддерживающих работу в стандарте единого времени.

Выполнение вышеуказанных условий должно обеспечить широкое внедрение в электрических сетях полностью автоматизированных подстанций.

3.2 Для аппаратуры сбора и передачи информации

переход к использованию цифровых каналов связи;

замена индукционных счетчиков на электронные с более высоким классом точности;

замена недостаточно точных измерительных трансформаторов тока и напряжения на энергообъектах на современные трансформаторы с более высоким классом точности;

переход к использованию на энергообъектах специализированных цифровых телемеханических комплексов (а для электростанций и крупных подстанций - ПТК АСУ ТП), которые предоставляют возможность ввода аналоговой информации непосредственно от ТТ и ТН, обладают значительным вычислительным ресурсом и более совершенным программным обеспечением;

замена центральных приемо-передающих станций в филиалах ОАО «Пермэнерго» на программно-технические комплексы, использующие современные достижения в области вычислительной техники и цифровых систем связи, а также внедрение в оперативно-информационных комплексах современных 8САВА-систем.

3.3 Для аппаратуры телемеханики

Интеллектуальная обработка информации, передаваемой на ДП (достоверизация, суммирование ТИ, формирование обобщенных ТС и др.);

отображение информации на рабочем месте оперативного персонала энергообъекта;

дистанционное управление коммутационным оборудованием с рабочего места оперативного персонала энергообъекта;

сбор и передача ретроспективной информации (регистраторы дискретных и аналоговых событий, интегральные значения параметров);

передача телеинформации по нескольким направлениям с возможностью использования различных протоколов обмена и состава передаваемой информации, реализации адаптивного способа передачи;

передача телеинформации на пункты управления не только по выделенным, но и по коммутируемым каналам связи (для передачи ретроспективной информации);

применение интеллектуальных цифровых измерительных преобразователей (контроллеров), позволяющих не использовать традиционные измерительные преобразователи электрических параметров:

создание на крупных энергообъектах с территориально удаленными точками контроля двух (трех) уровневых и распределенных систем сбора информации.

3.4 Для каналов связи телемеханики и каналов межуровневого обмена передачи данных

Тип каналов - цифровые, с резервированием по разным трассам, аналоговые каналы телемеханики подлежат замене на цифровые;

скорость передачи каналов определяется в зависимости от объемов трафика и ограничений, накладываемых устройствами передачи и обработки информации, но не менее 9,6 Кбит/с;

коэффициент готовности каналов не ниже 0,999, время восстановления не более 5 минут;

время постоянного запаздывания не должно превышать 0,1 секунды;

протокол передачи данных - ТСРЯР;

аналоговые каналы должны быть сертифицированы и лицензированы Системным оператором.

3.5 Для аппаратуры передачи телеинформации

Телеизмерения и телесигнализация должны содержать метки единого астрономического времени;

цикл передачи основных телеизмерений от 1 до 5 секунд в зависимости от уровня диспетчерского управления и принадлежности к той или иной подсистеме автоматизированной системы диспетчерского управления;

время исполнения команды телеуправления от момента ее выдачи до завершения исполнения не должно превышать 10 секунд;

*используемые регистраторы должны быть аттестованы как средство измерения и подключены в соответствии с техническими требованиями на подключение по видам защит и напряжений;

все регистраторы в пределах энергообъекта должны обеспечивать сохранение полезной информации в интервалах между обращениями к данным по удаленной связи;

передача информации регистраторов аварийных событий должна осуществляться в соответствии с требованиями к каналам передачи технологической информации;

регистраторы должны быть масштабируемыми по видам интерфейсов для сопряжения с каналами передачи данных.

3.9 Для средств диспетчерского и технологического управления

Перевод линий связи на цифровые технологии с использованием волоконно-оптических систем передачи, КЛС. атмосферно-оптических линий связи, РРЛ, новых разработок ВЧ и радио связи. При этом не исключается возможность использования арендованных цифровых каналов связи у других операторов связи.

комплексная замена аналогового устаревшего каналообразующего ВЧ оборудования по ЛЭП на оборудование с цифровой обработкой сигналов, включающей: стойки ВЧ связи, кабельные линии и фильтры присоединения, ВЧ заградители. Внедрение оборудования для организации каналов связи типа РБС-42, ЕТ-8, НПФ Модем, АКСТ «ЛИНИЯ-ЦУК».

замена диспетчерских коммутаторов на современные цифровые мини-АТС типа: Соrаl.

для организации цифровых каналов связи использование оборудования РРЛ Микран, для обработки и коммутации каналов связи оборудование фирмы КАО, Морион и аналогичное.

перевод кабельных и аналоговых радиорелейных линий (РРЛ) связи на цифровые технологии связи.

использование при реконструкции измерительного уровня подстанций технических решений предусматривающих замену аналоговых измерительных преобразователей на интеллектуальные контроллеры непосредственного съема информации с измерительных трансформаторов.

для организации диспетчерской радиосвязи и передачи телеметрии с удаленных объектов использование радиостанции типа «Моtоrоlа». При наличии радиопокрытия передачи телеизмерений по каналам сотовой связи.

оборудование связи должно иметь 100% резервированное электропитание на период не менее 2-4 часов, а на необслуживаемых объектах 4-8 часов, с заменой кислотных аккумуляторных батарей на необслуживаемые гелиевые без использования батареи оперативного тока.

* реконструкция диспетчерских щитов и ОИК Диспетчер, устройств телемеханики согласно требований предъявляемых НП «АТС» и Системного Оператора, организация прямых некоммутируемых каналов обмена телеметрии между ОИК Предприятиями электрических сетей и ОИК Пермского РДУ, установка систем видеонаблюдения для охраны подстанций и объектов.

В основе системы диагностики и мониторинга должны лежать методы контроля изоляции в рабочем состоянии, т.е. без отключения напряжения.

Размещено на Allbest.ru