1 ИНФОРМАЦИОННО-ГРАФИЧЕСКАЯ СИСТЕМА —

1
ИНФОРМАЦИОННО-ГРАФИЧЕСКАЯ СИСТЕМА —
ИНТЕГРИРУЮЩАЯ СРЕДА ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ УПРАВЛЕНИЯ
РАЗВИТИЕМ И ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 0,38-10 кВ
Воротницкий В.Э., д.т.н., проф., ОАО ВНИИЭ, г.Москва
Заслонов С.В., вед. инж., ОАО ВНИИЭ, г.Москва
Лысюк С.С., инж., Гродненские электрические сети,
г.Гродно, Республика Беларусь.
1 Введение
Реформирование электроэнергетики, переход от централизованных методов
управления к рыночным, реструктуризация системы управления электрическими сетями,
создание новых подразделений, таких как федеральная (национальная) и
распределительные сетевые компании, ставят перед ныне действующими предприятиями
и районами электрических сетей (ПЭС и РЭС) новые важные задачи. От быстрого и
грамотного их решения в значительной степени зависит эффективность намечаемых
реформ.
Одной из таких задач является паспортизация оборудования и связанные с ней
учет и оценка основных фондов электрических сетей. При этом наиболее трудоемкая
часть этой задачи приходится на электрические сети 0,38-10 кВ, насчитывающие для
одного ПЭС десятки тысяч элементов. Без использования соответствующих программных
средств, позволяющих автоматизировать процесс создания баз данных по схемам
электрических сетей, паспортным и электрическим параметрам этих схем эффективно
решить задачу паспортизации практически невозможно.
Традиционная инвентаризация оборудования электрических сетей с ручной
проверкой и уточнением схем и параметров, нанесенных на бумажные планшеты,
хранящиеся в многочисленных папках и журналах, превращается в мучительную
кропотливую работу, требующую значительных затрат труда, времени и сопряженную с
рядом ошибок и неточностей. Главный же недостаток такой инвентаризации состоит в
том, что большой труд, затраченный на ее выполнение, используется нерационально, так
как при этом решается лишь одна задача - учет и оценка основных фондов.
Автоматизируя процесс паспортизации оборудования и создания баз данных по
схемам электрических сетей 0,38-10 кВ и их параметрам, мы тем самым создаем
информационную основу для решения целого ряда взаимосвязанных задач, для которых
необходимы эти данные.
О необходимости комплексного подхода и основных требованях к созданию и
развитию автоматизированных баз данных (АБД) и систем управления (АСУ) ПЭС и РЭС
достаточно подробно сказано в [1,2]. Там же рассмотрены организационная и
функциональная структуры интегрированных АСУ ПЭС и РЭС, основные этапы их
развития. Накоплен определенный опыт создания таких интегрированных систем
управления в России, Республике Беларусь, других странах СНГ и дальнего зарубежья.
Этот опыт был рассмотрен и обсужден на проводимых ОАО «ВНИИЭ» в 1998-2001 г.г.
научно-технических семинарах по применению новых информационных технологий в
распределительных электрических сетях [3-6].
Анализ этого опыта показывает, что к настоящему времени сложились два
основных направления по созданию информационных систем в электрических сетях:
1) геоинформационные системы (ГИС);
2) информационно-графические системы (ИГС).
Первое
направление
(ГИС)
развивается
на
основе
использования
профессиональных и широко распространенных (в основном за рубежами СНГ)
программных комплексов типа MapInfo, ArcInfo, Intergraph и др.
2
Главная отличительная особенность ГИС состоит в том, что они позволяют
осуществлять паспортизацию оборудования электрических сетей с привязкой их схем к
профессиональным электронным географическим картам различного масштаба,
выполнять различные пространственные запросы к созданным геоинформационным базам
данных типа:
 как проехать из точки А в точку В карты в кратчайшее время?
 каково расстояние между этими точками?
и т.д.
Имеется большое количество отечественных ГИС, которые уже используются в
электроэнергетике. Появляются ГИС, специально предназначенные для использования в
инженерных коммуникациях: трубопроводах, электрических и тепловых сетях и т.п.
Второе направление (создание ИГС в электрических сетях) развивается на основе
профессиональных информационно-графических комплексов типа Visio, AutoCAD.
Создание ГИС электрической сети значительно дороже ИГС. Поэтому условно
можно считать ИГС одним из первых этапов перехода от традиционной (бумажной)
инвентаризации оборудования электрических сетей к применению полномасштабной
ГИС. Хотя не исключено, что для некоторых электрических сетей может вполне оказаться
достаточным и применение только ИГС.
Цель настоящей статьи - проиллюстрировать возможность использования
стандартного программного обеспечения AutoCAD для создания ИГС распределительной
электрической сети 0,38-10 кВ и для решения на ее основе целого комплекса весьма
важных эксплуатационных задач ПЭС, РЭС и энергосбыта.
2 Структура ИГС
Структура базы данных ИГС и наличие в ней топологии электрической сети
делает её главным интегрирующим звеном для подсистем и задач, решаемых на уровне
ПЭС и РЭС. Связь ИГС с подсистемами «Сбыт электроэнергии», «Учет основных
фондов», АСКУЭ и АСДУ осуществляется посредством организации связи базы данных
ИГС с базами соответствующих подсистем. Данные этих подсистем привязываются к
узлам и ветвям графа сети. Связь с информацией АСДУ осуществляется путём указания
принадлежности телеизмерений и телесигналов узлам и ветвям графа, связь с АСКУЭ принадлежности точек учёта к узлам сети. Связь с подсистемой «Сбыт электроэнергии» путём указания принадлежности лицевых счетов бытовых потребителей и номеров точек
учёта промышленных потребителей к узлам сети. Связь базы данных ИГС с подсистемами
«Учёт основных фондов» и «Учёт кадров» организована через инвентарные номера и
табельные номера.
Математическая модель электрической сети (вершины и рёбра) связана с
паспортными данными элементов сети и таблицами замеров. Это позволяет
автоматически формировать исходные данные для электротехнических расчётов
нормального режима сети, что значительно облегчает работу инженерам по режимам и
оперативному персоналу. Вычерчивая оперативные схемы центров питания
(трансформаторных подстанций и распределительных пунктов 0,38-10 кВ), поопорные
схемы ВЛ, схемы КЛ 0,38 и 10(6) кВ, персонал вводит в базу данных паспортные данные
элементов сети. В процессе вычерчивания схем в базе данных автоматически
формируются их математические модели (подграфы). При выполнении определённых
правил, подграфы связываются между собой и образуют общий граф сети от шин
подстанций, питающих фидера 6(10) кВ до потребителей 0,38 кВ (вводов в здания). Граф
сети отражает её топологию и состоит из вершин (узлов) – шин центров питания, опор ВЛ
и кабельных муфт, и рёбер (ветвей) – пролётов ВЛ, кабельных участков, коммутационных
аппаратов и трансформаторов.
3
ИГС даёт возможность персоналу вести и хранить ретроспективу переключений
коммутационных аппаратов, что делает модель сети динамической и позволяет
отслеживать изменения её топологии во времени. В этом случае, при наличии связи с
АСКУЭ, АСДУ с подсистемой «Сбыт электроэнергии», появляется реальная возможность
автоматизации расчётов баланса мощности и энергии по элементам сети и определения
очагов коммерческих потерь.
3 Графические компоненты ИГС.
Информационно-графическая система разработана на базе графического
редактора AutoCAD.14. Графические компоненты (схемы) условно подразделяются на
основные и вторичные.
Основные схемы – это схемы, при прорисовке которых формируются паспорта
элементов сети и автоматически создаются математические модели (подграфы). В ИГС
принято условие, что первичной является схема, поэтому паспорта элементов в базе
данных создаются только при их прорисовке на основной схеме и удаляются – при
удалении изображения на схеме Паспорта наиболее массовых элементов сети (опор ВЛ,
подкосов, заземлений и т.п.) создаются в базе данных автоматически при их появлении на
схеме.
К основным схемам относятся:
- оперативные схемы центров питания – для секций шин, трансформаторов и
коммутационных аппаратов;
- поопорные схемы ВЛ 0,38 и 6(10) кВ без привязки к местности – для опор и их
элементов, полётов, линейных коммутационных аппаратов, разрядников,
пересечений;
- схемы кабельных сетей 0,38 и 6(10) кВ – для кабельных линий и муфт.
Вторичные схемы – это схемы, к элементам которых привязываются паспорта,
созданные на основных схемах и хранящиеся в базе данных. Удаление элементов с
вторичных схем не влечёт удаление их паспортов из базы данных.
К вторичным схемам относятся:
- схемы электрических соединений центров питания: подстанций 35 кВ и выше,
ТП и РП 6(10) кВ, вводных устройств и ящиков 0,38 кВ;
- воздушные и кабельные городские сети на растровых планшетах масштаба 1:500
и на плане города;
- подстанции, воздушные ЛЭП 6(10) кВ, их ТП (РП) и линейные коммутационные
аппараты на растровой карте масштаба 1:50000.
Информационно-графическая система обеспечивает работу с растровыми картами
местности различных масштабов, что по своим функциям приближает ее к возможностям
геоинформационных систем.
4 Состав и структура базы данных (ИГС).
База данных ИГС разработана с использованием СУБД InterBase 6.0. и состоит из
таблиц, которые условно можно разделить на следующие группы:
- организационные и территориальные данные;
- нормативно-справочная информация;
- паспорта центров питания и их элементов;
- паспорта фидеров и их элементов;
- режимные характеристики и замеры;
- информационно-графические связи.
4
Информационно-графическая система предприятия электрических
сетей и её связь с другими подсистемами
Оперативный информационно-управляющий
комплекс автоматизированной системы
диспетчерского управления
(ОИУК АСДУ, АСКУЭ)
Базы данных АСКУЭ и ОИУК АСДУ
формируемые в режиме реального времени
«Оперативно-технологическое управление
распределительными электрическими сетями 0,38-10 кВ»
Учет аварийных
отключений
Анализ надёжности
сетей и повреждаемости.элементов
Планирование и
учёт ремонтно эксплуатац. работ
Ведение графической
документации (схем)
Графическая
система
Топология
Ведение паспортов
оборудования и
элементов сети
электрических сетей
0,38 – 10 кВ
Расчет режимов
сетей 6-10 кВ
ИГС
Информационная
база
Статистические и
ведомственные
отчеты
…
…
Табельный
номер
Инвентарный
номер
Подсистема АСУ
«Учёт кадров»
Подсистема АСУ
«Учёт основных
фондов»
Рис 1
Расчет режимов
сетей 0,38 кВ
Расчет технических
потерь в эл.сетях
0,38-10 кВ
№ лицевого счета
№ точки учета
Подсистема АСУ
«Сбыт
электроэнергии»
5
5 Автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе ИГС
Информационно-графическая система и решаемые на её основе задачи могут
использоваться как инструмент для различных категорий персонала при выполнении
своих функциональных обязанностей (рис1):
АРМ техника и эскизировщика. Вычерчивание и корректировка поопорных
схем ВЛ 0,38-10 кВ, схем электрических соединений ТП (РП) и вводных устрой 0,38 кВ,
трасс электрических сетей на растровых изображениях местности различного масштаба.
Формирование баз паспортных данных.
АРМ инженера ПТО и служб распредсетей. Ведение технической
документации, подготовка справок и отчетов, составление планов ремонтноэксплуатационных работ, согласование раскопок вблизи кабельных трасс, проведение
расчётов при выдаче техусловий на подключение потребителей и др. Связь базы данных
ИГС и подсистемы «Учет основных фондов» значительно облегчает процедуру ежегодной
инвентаризации электрических сетей. Наличие схем электрических сетей на растровом
изображении местности
облегчает определение характера местности в местах
повреждений, помогает ориентироваться при обходах ЛЭП и позволяет определять
расстояния и длины объектов.
АРМ инженера по режимам. Расчеты режимов сетей 0,38 и 6-10 кВ, как
пофидерные, так и расчёты всей сети 6-10 кВ с элементами оптимизации по критерию
минимума потерь электроэнергии. Ведение режимной информации (результаты
системных замеров токов и напряжений, сопротивления системы на шинах подстанций и
др.).
АРМ дежурного диспетчера. Диспетчер РЭС и ПЭС использует ИГС для
оперативного получения справочной информации (схем и паспортов оборудования)
необходимой для выполнения своих функций. Используя систему, дежурный диспетчер
должен иметь возможность проводить расчёты, как текущего режима, так и планируемого
или аварийного режима по критериям пропускной способности ЛЭП и согласованной
работы релейных защит. На основе базы данных ИГС могут решаться задачи учета
аварийных отключений и анализа надежности элементов сети, ведения журналов
аварийных отключений в сети 6-10 кВ, поврежденных кабельных линий и др. Для ведения
ретроспективой событий дежурный диспетчер должен фиксировать изменения положений
коммутационных аппаратов на схемах ИГС, при этом он обязан указывать дату и время
отключения (включения). Используя эту информацию можно получать конфигурацию
(топологию) сети на любой момент времени. Наличие такой информации является
необходимым условием для расчета балансов электроэнергии по фидерам 6-10 кВ.
АРМ персонала по сбыту электроэнергии. Наличие в базе ИГС топологии сети
и ее связь с базами подсистемы "Cбыт электроэнергии", АСКУЭ и АСДУ дают широкие
возможности эффективного ее использования персоналом по сбыту электроэнергии, для
решения следующих задач:
И н в е н т а р и з а ц и я а б о н е н т о в. Заключается в проверке законности
подключения абонентов к сети. На схемах сети 0,38 кВ, нарисованных техником,
контролер отдела сбыта рисует ответвления к вводам и «подвязывает» к ним номера
лицевых счетов (для бытовых потребителей) или точек учёта (для промышленных
потребителей) имеющихся в базе данных подсистемы сбыта. При обходах потребителей
контролёр на месте сравнивает фактическое наличие вводов и наличие их на схеме. Если
существующее ответвление к вводу отсутствует на схеме, оно не имеет связи с базой
данных подсистемы "Сбыт электроэнергии" - следовательно, подключено незаконно.
Если прорисовка ответвлений к вводам относится к функциям техника, то контролер
сбыта должен помечать на схеме те ввода, которые он подвязал к базе данных.
6
Инвентаризацию абонентов таким образом можно осуществлять при условии работы
ИГС и подсистемы "Cбыт электроэнергии" в одной вычислительной сети.
Р а с ч е т т е х н и ч е с к и х п о т е р ь э л е к т р о э н е р г и и. Использование
ИГС и расчетных программ позволяет производить расчеты норматива потерь
электроэнергии при сравнительно небольших затратах на подготовку информации.
Наличие ретроспективы переключений коммутационных аппаратов сети 6-10 кВ и
информации о нагрузках дает возможность рассчитывать фактические потери с учетом
динамики электрической сети (изменениям сети в связи с аварийными отключениями и
плановыми переключениями).
Р а с ч е т б а л а н с а э л е к т р о э н е р г и и по ф и д е р а м 6-10 кВ и ТП.
Данная задача решается при наличии счетчиков электроэнергии подключенных к АСКУЭ
и связи её базы с подсистемой "Сбыт электроэнергии". Баланс составляется на основе
информации об электроэнергии, отпущенной с шин подстанции (головной участок
фидера) или с шин ТП, величины технических потерь (рассчитанных совместно в сетях
6(10) и 0,38 кВ) с учетом фактических режимов сети и энергии отпущенной потребителям,
запитанных от этого фидера (ТП). Основная сложность составления такого баланса
заключается в неодновременности снятия показаний счётчиков у потребителя. Месячный
баланс будет заведомо недостоверным, но баланс, выполненный с нарастающим итогом
может достаточно четко указать тенденцию, т.е. является информацией для определения
фидеров и ТП с наибольшими коммерческими потерями.
А н а л и з р а б о т ы с ч е т ч и к о в э л е к т р о э н е р г и и. При наличии на
отходящих от ПС фидерах 6-10 кВ счетчиков электроэнергии подключенных к АСКУЭ и
ретроспективы телеинформации АСДУ (токи и напряжения) появляется возможность
сравнить величину пропущенной электроэнергии зафиксированной этими системами. При
значительном различии этих величин можно подвергнуть сомнению правильность работы
счетчика или датчиков тока и напряжения, подключенных к телемеханике.
6 Пример процедуры стыковки функциональной задачи (программы) к ИГС
Процедуру стыковки функциональной программы к ИГС рассмотрим на примере
уже реализованной интеграции ИГС «Азимут» с программным комплексом РТП 3,
разработанным ОАО «ВНИИЭ» [7-8], позволяющим решать следующие задачи:
 расчет установившихся режимов в разомкнутых электрических сетях 6(10), 35,
и 110 кВ по ступеням напряжения; и расчет установившихся режимов в электрической
сети нескольких номинальных напряжений;
 расчет технических потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых
электрических сетях 0,38-110 кВ по ступеням напряжения;
 расчет допустимых и фактических небалансов электроэнергии в сети 6(10) кВ с
привязкой абонентов к трансформаторным подстанциям 6(10)/0,4 кВ;
 совместный расчет технических потерь мощности и электроэнергии в сетях
0,38 и 6(10) кВ;
 оценка последствий оперативных переключений в ремонтных и
послеаварийных режимах;
 расчет двухфазных и трехфазных токов короткого замыкания.
Все расчеты по программному комплексу РТП выполняются с использованием
расчетной схемы. Элементами фидера являются узлы (отпайки, двух- и трехобмоточные
трансформаторы, переходные трансформаторы (блок-трансформаторы)), линии и
коммутационные аппараты. Расчетная схема для комплекса РТП 3 формируется
автоматически по введенным поопорным или оперативным схемам в ИГС с учетом
состояния коммутационных аппаратов. При необходимости сформированную схему
можно отредактировать в комплексе РТП 3.
На рисунке 2 представлен пример поопорной схемы фидера 10 кВ.
7
Рис 2
Как можно легко заметить на поопорной схеме присутствует информация,
которая никак не влияет на расчет режима, вывод ее на расчетную схему приведет к
неоправданному усложнению расчетной модели. Громоздкая расчетная схема
значительно затруднит работу пользователя программного комплекса РТП 3. Поэтому был
разработан алгоритм фильтрации информации передаваемой программе РТП с целью
упрощения расчетной схемы, который отсеивал информацию, не влияющую на расчеты.
На рисунке 3 показана расчетная схема, сформированная по поопорной схеме
приведенной выше, а затем отредактированная средствами комплекса РТП 3.
8
Рис 3
В комплексе программ РТП 3 расчет потерь электроэнергии выполняется по току
головного участка, отпуску электроэнергии в сеть за расчетный период или по заданным
нагрузкам на трансформаторах, на которых предусмотрено девять вариантов их задания.
Возможность переключения между схемами фидеров через точки токораздела позволяет
оценить режимные последствия таких переключений. При совместном расчете потерь
мощности и электроэнергии в сети 6(10) и 0,38 кВ автоматически формируется нагрузка
на ТП по заданной информации о линиях 0,38 кВ, учитывается увеличение нагрузочных
потерь в трансформаторах 6-10/0,4 кВ от несимметричной загрузки линий 0,38 кВ.
Определение допустимого, фактического небалансов электроэнергии и
количества неучтенной электроэнергии выполняется с учетом привязки абонентов, их
точек учета и информации по ним к трансформаторным подстанциям 6-10/0,4 кВ.
Результаты расчетов могут быть представлены в таблицах Microsoft Excel,
распечатаны, а также выведены на расчетную схему комплекса РТП 3 или на оперативную
схему в ИГС «Азимут».
Результаты расчетов можно сохранять в сводных таблицах, которые позволяют
анализировать структуру потерь мощности и электроэнергии в сети по ступеням
напряжения или в сумме по ТП 6(10), фидерам, ЦП, РЭС и т.п. Таблицы выводятся на
печать, сохраняются в формате Excel.
В общем виде процедура стыковки по упрощённой схеме состоит из следующих
этапов:
9
1. Определяется сеть, которая подлежит расчёту (фидер, несколько фидеров, сеть
от центра питания и т.п.).
2. Из базы данных ИГС выбирается информация необходимая для формирования
исходных данных расчётной задачи.
3. Выбранные из базы данных ИГС исходные данные переводятся в формат
исходных данных расчётной задачи.
4. Запускается расчётная задача, выполняются действия по производству расчётов и
выводу результатов средствами этой расчетной задачи.
5. Корректировка информации (изменение конфигурации сети и параметров её
элементов) может производиться как средствами расчётной задачи (в её базе
данных), так и внесением изменений на схеме ИГС отображающей
рассчитываемую электрическую сеть (в базе данных ИГС). В последнем случае
после изменений на схеме (переключений коммутационных аппаратов,
параметров участков или нагрузок) необходимо её сохранить и вновь запустить
расчётную задачу.
Такая организация работы не требует внесения изменений в расчётную задачу. Но
при реализации её алгоритма необходимо выполнить значительную работу по созданию
программ синхронизации справочной информации базы данных ИГС и базы данных
расчётной задачи – справочники марок проводов и их удельных сопротивлений,
трансформаторов и из параметров, единиц измерений длин участков, способов заданий и
единиц измерений задаваемых нагрузок, и т.п.
Организация-пользователь (при наличии программистов определённой
квалификации знающих структуру базы ИГС) имеет возможность самостоятельно
подключать в упрощённом виде имеющиеся у него или приобретаемые расчётные
задачи.
Наиболее эффективной совместная работа ИГС и расчётной задачи будет при
условии, если информация необходимая для формирования исходных данных расчётной
задачи формируется непосредственно специальным модулем ИГС в её базе данных. В
этом случае используются только расчётные блоки и блоки выдачи и отображения
результатов стыкуемой программы. При этом исключается из алгоритма совместной
работы процедура синхронизации справочной информации базы ИГС и расчётной задачи
и процедура конвертации исходных данных для расчёта из базы ИГС в базу расчётной
задачи, что значительно ускоряет процесс расчёта и исключает ошибки связанные с
несоответствием справочной информации. Если к этому условию добавить возможность
отображения результатов расчётов на схемах ИГС, то это можно отнести к полной и
наиболее эффективной схеме совместной работы.
Реализация привязки расчетной задачи к ИГС по полной схеме требует
непосредственного участия разработчиков ИГС. Как правило, организация-пользователь
сама выбирает подходящий для себя вариант.
Более детальное описание двух вариантов совместной работы ИГС «Азимут» и
РТП 3, их достоинств и недостатков приведены ниже:
10
Вариант 1 (упрощённая схема, рис 4).
Предусматривает разработку программы (модуля) конвертирования данных из БД
ИГС в БД РТП.
ИГС
БД ИГС
конвертер
IB
Программа РТП 3
Интерфейс
расчет
БД
РТП
I/O
данных
Рис 4
Достоинства:
1. Используется стандартная программа РТП 3.
Недостатки:
1. Необходимость синхронизации справочников разных баз данных (необходимость
дополнительных затрат на реализацию).
2. Необходимость конвертирования графической информации (необходимость
дополнительных затрат на реализацию), что не всегда возможно.
3. Зависимость «конвертера» от версии РТП (структуры БД РТП) (необходимость
дополнительных затрат на сопровождение).
Вариант 2 (полная схема, рис 5).
Программой РТП предоставляется независимый (от расположения данных и
методов доступа) расчетный интерфейс (модуль)
Комплекс РТП
Расчет
БД ИГС
ИГС
IB
Интерфейс
БД
I/O
данных
РТП
Рис 5
11
1.
2.
3.
4.
Достоинства:
Исключается большая часть программы РТП 3 (выделена штриховой линией).
Исключаются механизмы доступа к БД, отличные от «native» механизма ИГС, что
 увеличивает производительность
 повышает стабильность работы программы
 уменьшает требования к ресурсам (памяти) системы
Независимость от БД РТП, что исключает необходимость синхронизации данных
Независимость от графического интерфейса РТП
Недостатки:
1. Необходимость модификации программы РТП 3
В настоящее время практически реализован первый вариант стыковки РТП 3 и
ИГС «Азимут».
7 Перспективы развития ИГС.
При создании ИГС выдержан принцип открытости системы - конкретные
предприятия, внедряющие систему, могут самостоятельно расширять базу данных,
подключать к ней имеющиеся у них расчетные задачи и налаживать взаимодействие с
собственными подсистемами «Сбыт электроэнергии», «Учет основных фондов», АСДУ и
АСКУЭ, расширять функции автоматизированных рабочих мест.
В перспективе, в качестве базового графического редактора планируется
использование AutoCAD.Map и Internet-технологий, что приблизит функциональные
возможности ИГС к возможностям геоинформационных систем.
Выводы
1. Информационно-графические системы являются интегрирующей основой для
решения комплекса задач по управлению эксплуатацией и развитием
электрических сетей, учету электропотребления, расчету и анализу балансов
электроэнергии.
2. Создание ИГС является эффективным средством для паспортизации оборудования
электрических сетей, важнейшей задачей переходного периода от регулируемого к
конкурентному рынку электроэнергии, от централизованного управления
электрическими сетями к реформированной их структуре, к прозрачным
финансовым и хозяйственным отношениям между субъектами рынка.
3. Создание ИГС является одним из важных этапов перехода от традиционной
(бумажной) инвентаризации оборудования электрических сетей к применению
полномасштабных геоинформационных систем.
4. Экономическая эффективность создания и эксплуатации ИГС и ГИС решающим
образом зависит от количества и качества состыкованных с ними функциональных
задач.
5. Процесс поддержания графа (модели) сети в соответствии с фактической
топологией сети при всех её изменениях возможен только при условии
согласованного использования информационно-графической системы всем
персоналом предприятия производящим эти изменения.
12
Литература
1. Основные научно технические требования к созданию и развитию
интегрированных
автоматизированных
систем
управления
предприятий
электрических сетей (ИАСУ ПЭС). Отраслевой методологический материал.
М., РАО «ЕЭС России», 1994.
2. Основные научно технические требования по созданию и развитию
автоматизированных систем управления районами электрических сетей
(АСУ РЭС). М., РАО «ЕЭС России», 1996.
3. Автоматизированные системы управления электрическими сетями ПЭС и РЭС.
Опыт разработки, внедрения, эксплуатации. Материалы научно-технического
семинара. М., НЦ ЭНАС, 1997.
4. Применение геоинформационных технологий в АСУ электрических сетей.
Материалы
российско-немецкого
научно-технического
семинара.
М. НЦ ЭНАС, 1998.
5. Современные компьютерные технологии в эксплуатации распределительных
электрических
сетей.
Информационно-методологические
материалы
3-го Всероссийского научно-технического семинара. М. НЦ ЭНАС, 2000. .
6. Современные компьютерные технологии в АСУ электрических сетей.
Информационно-методологические материалы 4-го международного научнотехнического семинара. М. НЦ ЭНАС, 2001.
7. В.Э. Воротницкий, С.В. Заслонов, М.А. Калинкина.
Программа
расчета
технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях
6-10 кВ. «Электрические станции», 1999, №8, стр.38-42
8. В.Э. Воротницкий, С.В. Заслонов, М.А. Калинкина. Комплекс программ для
расчета балансов электроэнергии в распределительных электрических сетях.
«Энергосистема: управление, качество, безопасность: Сборник докладов
Всероссийской научно-технической конференции.» Екатеринбург: УГТУ-УПИ,
2001. с.431-434.