Поделитесь структурой диспетчерского управлениения в РФ. Заранее спасибо

Не совсем понятно, какие документы нужны, их в общем то два основных: закон "Об электроэнергетике" и "Правила оперативно-диспетческого управления в электроэнергетике".
В обоих "много букв" - читать нудно.
А вкратце: термины "диспетчер, диспетчерское управление" согласно этим документам применимы только к Системному оператору (чем он очень гордится), в остальных случаях применяется термин "оперативно-технологическое управление".
Существующая вертикаль: диспетчерские центры ЦДУ->ОДУ->РДУ (это структуры Системного оператора). ЦДУ, ОДУ напрямую взаимодействует с рядом крупных электростанций генерирующих компаний и рядом крупных подстанций федеральной сетевой компании.
РДУ напрямую взаимодействует с более мелкими электростанциями, некоторыми подстанциями федеральной сетевой компании и ЦУС сетевых региональной сетевой компании (где нет ЦУС - с подразделениями РСК).
Примерно как на картинке. Вот вроде бы и все.
Если нужны сами упомянутые документы, могу прикрепить.

А диспетчера в штате энергоснжающих компаний?
Можно отэто - Правила оперативно-диспетческого управления в электроэнергетике

Диспетчерами они называются по трудовой книжке, а по "решению последнего пленума партии" для СО все те, кто не работает в структуре СО - дежурный персонал. Напишешь в инструкции по другому - получишь по шапке.
Документы прикрепляю.
Для справки: Российские ПТЭ тоже никто не отменял (это если сравнивать их текст с правилами оперативно-диспетчерского управления. Найдется много нестыковок). Но ПТЭ - ведомственный документ, а "Правила.." утверждены постановлением правительства...

не качается

А у кого в управлении находятся сети энергоснабжающих компаний?

Линии в зависимости от их влияния на режим энергосистемы находятся либо в управлении СО в лице ЦДУ, ОДУ или РДУ (транзитные системообразующие ЛЭП), либо в управлении сетевых компаний, как правило РСК (обычно тупиковые и часть транзитных ЛЭП 110 кВ и ниже).
Оборудование на объектах (АТ, Т, СШ, выключатели и т.п.) находятся в управлении дежурного персонала объектов или сетевых компаний (часть оборудования находится в ведении СО).
Позиция СО такова: управлять только ЛЭП, по возможности отдавая управление ЛЭП на более низкие уровни (от ЦДУ в ОДУ, из ОДУ в РДУ, от РДУ в ЦУС), но оставляя ЛЭП в ведении.
В принципе, подход во многом правильный: незачем нагружать диспетчеров СО деталями производства переключений (пусть за это отвечают субъекты электроэнергетики), СО должен больше времени уделять режиму работы энергосистемы (перетоки мощности, уровни напряжений и т.п.).

Понятно.
Допустим в энергоснабжающей компании есть несколько ПЭСов (ВЭСов, филиалов). Есть ли в ПЭС диспетчер, есть ли диспетчер в компании (который управляет диспетерами ПЭСов)?

Здесь однозначно нельзя сказать. Все зависит от степени "реформированности" сетевой компании (бывшей АО-энерго). В общем случае, осталось с дореформенных времен: диспетчера ПЭС (ныне ПО), ниже диспетчера РЭС.
Только вот раньше следующим вышестоящим уровнем был диспетчер АО-энерго (ныне это диспетчер Системного оператора - РДУ) , то теперь еще вклинивается уровень ЦУС сетевой компании. Как я где-то говорил, если ЦУС не наделен операционными функциями (а занимается только сбором информации, заявками и т.п.), то можно считать, что промежуточного звена между диспетчерами ПЭС и РДУ нет.
Но идет следующая тенденция: диспетчера ЦУС (как правило, в смене не один, а пара-тройка человек, каждый работает по зоне одного-двух ПЭС плюс один старший в смене) выполняют операционные функции по всей компании, соответственно уровень диспетчера ПЭС как таковой может быть исключен вообще. Типа были 4 диспетчера ПЭС, сидели в разных местах, а посадим ка мы двоих рядом, дадим каждому по 2 ПЭС и между ними старшего. Или пусть он сидит у себя в уездном городе N, но называться он уже будет диспетчер ЦУС по зоне ПЭС1+ПЭС2. Примерно к этому с 01.11.08 должны были прийти в том же Белгородэнерго.
Как на картинке, но мне тоже до конца не понятно.

Вот и нус такое хотят. У меня такая схемка есть от руководства, которое ездило в Белгород.

А кто чем управляет и ведает?

Внутри Белгородэнерго - не знаю, в глобальном плане - см. выше

у вас убрали звено диспетчера ОДС
Попробую изобразить нашу систему:

Центральный диспетчер енергосистемы Украины (Киев)
І
І
Центральный диспетчер западной енергосистемы (Львов) Украина поделена на 4 или 5 енергосистемы
І
І
ДД ОДС (Диспетчер обленерго,обласной центр)110-35 кроме кольцевых
І
І
ДД ОДГ (Диспетчер района, районный центр) сети 10 и ниже
Это достаточно примитивный так как есть еще пералельные линиии и т.д. если найду какртинку выложу.
+ ко всему плохо знаю структуру выше ОДС так как я всего лиш ОДГ (такой мелкой сошке это никчему)

Ну картинки нету . Могу на словах:
ДД НЭК Укрэнерго --> ДД ЭС --> ДД МЭС --> ДД Облэнерго --> ДД ПЭС --> ДД РЭС.
НЭК - Национальная энергетическая компания.
ЭС - энергосистема.
МЭС - магистральные электрические сети.
Облэнерго некоторые выкуплены - ООО стали.
ПЭС у некоторых переименовали в ВЭС (Высоковольтные электрические сети).
На Восточной Украине несколько энергоснабжающих компаний, почти все - частные.

Поговорив с коллегами из Белгородского РДУ, дополню свой пост про "передовое" Белгородэнерго.
1.Сейчас там действительно ликивидированы ПО как таковые. Соответственно, ликвидированы ОДС ПО. РЭС остались в прежнем количестве и прежних границах.
2.Диспетчера ОДС 4-х бывших ПО переведены в ЦУС Белгородэнерго (с сокращением или нет - не спрашивал). Теперь в смене ЦУС 3 человека (сидят на одном щите рядом): два диспетчера (каждый по своей зоне, зона как два бывших ПО) и один старший диспетчер. Командуют напрямую диспетчерам РЭС, ДЭМ ПС и ОВБ. Связь налажена прекрасно (на все объекты проложены ВОЛС). В управлении имеют тупиковые ЛЭП 110кВ и ниже, а также некоторые транзитные ЛЭП 110 кВ, не имеющие системного значания.
Вот так.

Большое спасибо, исчерпывающий ответ !

Oleg_n, А в МРСК разве есть диспетчерская служба?

Конечно есть. Как же без них...
Только выполняют они функции информационно-аналитические (сбор и передачу информации об отключениях и прочую пургу).
Поскольку операционных функций не выполняют, диспетчерскими службами некоторые называть их стесняются (и правильно), называют "Служба/департамент оперативно-технологического управления" или как то так.
Аналогично в ФСК и его филиалах - МЭС и ПМЭС. Только здесь они помимо вышеперечисленного хоть что-то полезное делают - принимают от СО сообщение о выполненных мероприятиях по выводу в ремонт ЛЭП и выдают РПРМиД для работ на ЛЭП своим бригадам. И заявки НО/АВ оформляют если нужно.

Oleg_n, вот потому и не диспетчерская а так...

У нас хотят объеденить 4 диспетчерских пункта в один на 2 рабочих места. Будет примерно 150 ПС 110,35 кВ в управлении и ВЛ соответсвенно. Также около 20 РЭС.
Всё бы ничего, только связи практически нет, я уже не говорю про ТС,ТС,ТУ. Вот и отбиваемся как можем . Поэтому я и интересуюсь про Белгород.

Чтобы было понятно, откуда "ноги растут" у всех преобразований в системе оперативно-диспетчерского управления в РФ, немного из истории вопроса.
Где-то в 2003 году обозначилась окончательная структура и функции дочерних компаний ОАО "РАО ЕЭС", разделенных по видам деятельности. Далее речь пойдет о ФСК и СО (распеределительные сети бывших АО-энерго до "кончины" РАО тоже номинально управлялись ФСК через бизнес-единицу "Сети", а ОАО "Холдинг МРСК" был создан как раз к 01.07.08).
Так вот, примерно с того времени началась длящаяся и ныне грызня между ФСК и СО.
ФСК было очень недовольно тем, что их сетями управляет совершенно другая компания, какой-то СО. Руководителям СО тоже палец в рот не клади, основополагающие позиции закона 35-ФЗ "Об электроэнергетике", закрепляющие статус и полномочия СО, видимо были здорово им пролоббированы.
И началась подковерная борьба с попеременным успехом за перераспределение полномочий и в конечном итоге на влияние на отрасль энергетики в целом. Сначала было принято (в 2004 году) благоприятное для СО постановление правительства об утверждении "Правил оперативно-диспетчерского управления".
Но затем верх в борьбе стала одерживать ФСК, вслух даже произосилось, что СО доживает последние дни.
К концу 2005 года ФСК берет верх над СО, следствием чего стал приказ РАО от 30.01.2006 №68 "Об утверждении целевой организационно-функциональной модели оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России" (документ прилагается).
Согласно этому приказу, в структуре сетевых компаний (ФСК и РСК) предусматривалось создание ЦУС с последующим перераспределением функций по управлению сетями. Грубо говоря: часть ЛЭП (особенно 110 кВ) СО должен вернуть в управление ЦУС, при этом те РДУ, где в управлении были в основном ЛЭП 110 кВ (наследие АО-энерго) должны укрупниться. Так в конце 2006 гда был реализован пилотный проект - Смоленское РДУ расширило свою операционную зону за счет Калужской и Брянской областей, соответственно Калужское и Брянское РДУ были ликвидированы, созданы ЦУС Брянскэнерго и ЦУС Калугаэнерго (в основном на базе персонала бывших РДУ). То есть возвратились почти к ранее существовавшей системе - распредсетями 110 кВ РСК управляет она же.
В дальнейших планах было дальнейшее укрупнение зон РДУ за счет ликвидации еще где-то полутора десятков РДУ (отмечу, что сосвсем недавно реализовали еще один проект - Орел по той же схеме объединили с Курском).
На этом пока все застопорилось. Причины лично мне до конца не ясны, скорее всего в какой-момент СО вновь стал одерживать верх над ФСК.
Косвенно это подтверждаеся тем, что после ликвидации РАО, в состав СО были переданы достаточно важные структуры - департамент генеральной инспекции (ныне Энерготехнадзор), профильный НИИ, еще что-то. Если читать внимательно, то большинство приказов нынешнего Минэнерго написано под диктовку СО и в его интересах. Я так понимаю, что сейчас, после ликвидации РАО, СО позиционирует себя как "главную структуру" в электроэнергетике, которую никак не обойти, и простирает свои интересы во все области (от контроля над запасами топлива на станциях, до вопросов рынка электроэнергии).
Вот так пространно получилось.

В принципе идея ясна. У диспетчеров вышестоящего уровня (в вашем случае - СО) не должно быть в оперативном управлении оборудование облэнерго. Сетью облэнерго должны управлять соответствующие диспетчера.

Кстати, файл опять не качается. Это только у меня?
Да.
Кукисы попробуйте зачистить.

Примерно так. Политика партии такова: СО должно управлять (т.е. переключалками заниматься) только ЛЭП, если уж управлять ЛЭП, то только системными. Всем остальным пусть управляют собственники (СО при необходимости ведает). СО должен рулить режимом энергосистемы в целом и с учетом требований рынка.

Oleg_n, с Вашего позволения, несколько реплик вдогонку.
В программе Анатолия Борисовича (5+5 если не ошибаюсь) объединение системного оператора и магистральных сетей - был одним из вариантов дальнейшего развития. Это первое.
Второе. ОДУ и ЦДУ всегда были "отвязаны" от энергосистем (имеется в виду АО-Энерго) и никакого дискомфорта по этому поводу абсолютно не испытывали. Отделение от энергосистем РДУ привело к одному большому плюсу - жестче стала оперативная дисциплина. И это, на мой взгляд, правильно. Понятное дело, что РСК это раздражает. Ну и потом, не надо забывать об амбициях. Как у Михалкова "а у нас в квартире газ" - а у нас ЦУС с операционными функциями. Минус тут в том, что РДУ не хочет и в принципе не обязано заниматься работой с подчинённым оперативным персоналом.
По моему скромному мнению, было бы вполне разумно как минимум перевести весь оперативный персонал под начало диспетчерских служб на предприятии, а как максимум вообще отделить диспетчерские от РСК вплоть до ОДГ.

У вас ещё есть поле деятельности для реформирования. В идеале должно получится как на Украине : диспетчер энергокомпании подчиняется диспетчеру энергосистемы, а тот в свою очередь подчиняется диспетчеру в Москве. Всё просто и понятно.

Вполне возможно.
В этом случае может получиться второй виток старой истории. Руководство РСК утратит "рычаги влияния" на проведение ремонтов, а диспетчерская служба станет заложником амбиций РСК в аварийных ситуациях. А кому же по выходным будут названивать руководители РСК ("как у нас дела"?), когда им скучно станет? Кто будет готовить всякие отчеты наверх, анализы аварийности и т.п.? Кто, наконец, будет следить за самими диспетчерскими службами, дабы не накосячили (создавать еще один СОТиН)? И т.д. и т.п.
И еще. Не секрет, что в последнее время региональными энергосистемами (и их частями в виде ПО) фактически рулят не СО и диспетчерские службы, а подрядчики сетевых компаний. План ремонтов существует лишь номинально, до 50% заявок являются неплановыми (была и продолжается кампания по массовой замене ОД/КЗ на выключатели где нужно и где не нужно, установке дополнительных ТТ и ТН для АСКУЭ и т.п. и т.д.). Естественно, в план ремонтов это не попадает, так как сильно завязано на финансовые отношения (пока не оплатили, ждем... оборудование не поступило, ждем... привезли оборудование, подрядчики прибыли аж с другого конца страны, нужно срочно работать, примите неплановую заявку на завтра! - Не примем, в плане нет, нарушен регламент. -Ну пожалуйста, вы понимаете, деньги уже оплачены, подрядчики курят без дела, трансформатор привезли, украдут... звонки руководству...). И это только вершина айсберга, что видно из СО, а внутри РСК бордель наверное похлеще будет.
Так что никогда РСК не согласится отдать управление своими сетями сторонней организации. ИМХО.

Oleg_n, Не утратит. Неплановые заявки никто не отменял.

Пусть этим какая-нибудь ПТС занимается. Ну на крайний случай создадут службу статистики.

Есть Гостехнадзор. А в самой структуре диспетчерской для этого будет достаточно одной еденицы. А можно вообще всё это дело подчинить системному оператору. В том числе и с обязанностями по работе с персоналом.

Доброго времени суток уважаемые.
Я работаю в ОДС ПО ЗЭС ЦУС МРСК Сибири в нашем оперативном управлении:
-ПС 220 кВ 4шт
-ПС 110 кВ 32шт.
-ПС 35 кВ 42шт.
- ВЛ 110 кВ 29шт.
-ВЛ 35 кВ 44шт.
общая мощность тр-ров 35-110 кВ - 1043 МВА.
у.е – 25910,86.

Мы только один из 9-ти бывших филиалов ОАО «Красноярскэнерго», целом в ОАО «Красноярскэнерго» 164 ПС 110 кВ и 230 ПС 35 кВ, по линиям я так сразу и не скажу.

Из ПС 220 кВ 3 принадлежат Красноярскому ПМЭС. После передачи подстанций ПМЭС оперативное управление по «старинке» оставалось за нами и на протяжении 3 лет все шло нормально. ЦУС ПМЭС только допускает ремонтный персонал на подготовленную ВЛ 220 кВ, так же своим приказом КПМЭС дал право мастерам ПС право выдачи разрешений на подготовку рабочего места и допуск на свое оборудование. Ни какими документами разграничение оперативных функций между нами и КПМЭС не оговорено, однако дежурный ПС без разрешения диспетчера ЦУС ПМЭС даже и шага не сделает. На подписание «Положения о взаимоотношениях» между нами в котором были бы разграничены оперативные функции, руководство ПМЭС не идет. Руководство нашего ЦУС настаивает на том чтобы мы полностью отказались от управления объектами ПМЭС. И в таком случае дежурный ПС будет предоставлен сам себе, но ведь ПС 220 кВ это как правило узловые от которых питаются наши объекты. А инцидентов с ЦУС ПМЭС все больше и больше, вот один из них: ЦУС ПМЭС запретил выводить фидер 10 кВ дежурному ПС потому что у них (в ЦУС ПМЭС) такой заявки нет, хотя в РЭСе она была оформлена как положено.

Так вот вопрос как у кого организованно оперативное управление объектами ПМЭС?

У нас есть: "Инструкция о взаимоотношениях оперативного персонала нашей компании и МЭС". В ней есть приложение: "Распределение ЛЭП, оборудования их ячеек и РЗиА по способу диспетчерского управления, порядок ручного повторного включения, автоматически отключившихся ВЛ".
Инструкция оговаривает:
- оперативное обслуживание, подача и рассмотрение заявок на вывод в ремонт оборудования;
- организация ремонтов, выполнение работ и ведение режимов;
- организация плановых переключений;
- ликвидация аварий;
- каналы связи
- проведение совместных противоаварийных тренировок. (ввели недавно).

Кто готовил проект инструкции?

С каждым по разному. МЭС сам разработал и прислал. С другой энергоспабжающей компанией по другому получилось, попросили в соседней области и переделали под себя.

Проблема с подстанциями ПМЭС напряжением 220 кВ существует, видимо, везде.
Почему-то истроически по этим подстанциям была оставлена старая схема управления, с участием персонала РСК.
Были заключены соглашения между РСК и ФСК о сохранении существующей схемы управления - оборудование ПС находится не в управлении ДЭМ ПС, а в управлении диспетчера ПО РСК.
Видимо, это обясняется отсутствием прямых каналов связи между РДУ и этими подстанциями, и все команды/разрешения диспетчер РДУ передает через диспетчера ПО РСК.
В последнее время РСК всячески отпихивается от управления оборудованием подстанций ПМЭС (в общем то, правомерно).
По мере организации каналов связи схема управления приводится к нормальному виду, принятому для ПС 330 кВ и выше: оборудование ПС находится в управлении дежурного персонала этой ПС.
Что же касается ЦУС ПМЭС, то на мой взгляд, его роль должна заключаться в выполнении неоперационных функций, как сейчас (заявки, РПРМ и Д и т.п.).

А в Вашем случае заявка в ЦУС ПМЭС должна была быть подана, ведь операции производятся на их объекте, на их оборудовании и их персоналом.

Oleg_n, Так положения о взаимоотношении то нет . Хотя подача заявки в организацию, чей персонал будет переключаться - это правильно. Только оснований на претензии нет ни у РСК ни у ПМЭС. Бардак собственно

Может не совсем в тему с предыдущими постами... Но меня сегодня достали (был на смене). До обеда, команда нач. РЕМ санитарно-парковый день (уборка территории, покраска бордюр и деревьев и т.д.), после обеда насобиралось поправок по 0,4кВ (перемычки, автоматы выбили на ТП...). Спросил нач. РЕМ могу ли я уже задействовать линейные бригады, он сказал что могу но только не в полном составе, несколько человек, остальные пусть продолжают. Звоню мастеру участка, говорю адрес, а он мне-ты мне скажи от какого ТП, какая опора начинает еб..ть мне мозги (ссоримся давно и упорно) естественно не знаю и как на зло и поопорной схемы нет чтобы посмотреть. На что он мне в грубой форме: "Ты не диспетчер, незнаеш схемы и т.д. Он отказывается что либо делать так как у него нет четкой команды ЧД ОДГ" Должен ли я давать ему номер ТП, номер опоры. Как мне заставить его работать Желательно ссылки на правила или инструкции действительны в Украине. Буду очень благодарен, за сегодняшнюю смену добавилось много седых волос

По поводу прохождения заявок я согласен в ЦУС ПМЭС она должна быть, но кто ее туда должен передать? То есть не определен маршрут прохождения заявки:
Вариант 1(схема на нынешней день)
Инициатор заявки "мастерский участок" передает заявку на согласование в ОДГ РЭС. ОДГ РЭС согласовывает заявку, дает ответ мастеру и передает ее в ОДС ПО для оформления в программном комплексе АСУ РЭО (ОДГ РЭС не имеет доступа к комплексу). Требования по оформлению заявки на оборудование в управлении ОДГ РЭС в комплексе исходят от ЦУС ПМЭС. Далее ЦУС ПМЭС спускает заявку персоналу ПС.
Вариант 2(как я считаю более логичный)
Инициатор заявки "мастерский участок" передает заявку на согласование в ОДГ РЭС. ОДГ РЭС согласовывает заявку, дает ответ мастеру и передает ее персоналу ПС. Персонал ПС доводит эту заявку до сведения ЦУС ПМЭС.
Соответственно если инициатором заявки является ПМЭС то путь идет в обратную сторону.

И еще:
Согласно ПТЭ.
"6.1.6. В оперативном управлении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативно - диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах разного оперативного подчинения.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться под руководством диспетчера.
6.1.7. В оперативном ведении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно - информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться с разрешения диспетчера."
И получается что на ПС РДУ за ЛР уже не управляет а РСК до ЛР своих отходящих линий еще не управляет. Исходя из определения правил напрашивется что оборудование ПС действительно должнобыть в управлении ДЭМ но в ведении ОДС ПО что существенно не изменяеет существующую схему управления. Но тогда с кем должны быть согласованны инструкции, типовые бланки, и т.д. и т.п.

ЕвгенийТ, Инструкции, типовые бланки и пр. будет разрабатывать начальник подстанции. Вас это касаться не будет. На оборудование, которое останется в вашем управлении - соответственно ваше предприятие. Всё оборудование, от режима работы которого зависит электроснабжение ваших потребителей будет находиться в вашем ведении. У Вас просто работы поуменьшится с оборудованием данной ПС.
Что касается прохождения заявок, то тут возможны оба варианта. Как руководители договоряться. Подача заявки на ПС выглядит предпочтительнее.

Довольно странные у Вас проблемы, с которыми можно влететь в большие неприятности...

Ведение оборудования подразумевает как минимум согласование оперативной документации с органом диспетчерского управления в чьем ведении это оборудование находится.



Проблемы действительно странные, и тенденция во взаимоотношениях складывается не хорошая. Могу привести еще такой пример. Где-то год назад при поднятии напряжения с помощью РПН на трансформаторе, РПН "завис" в промежуточном положении, но назад пошол и в прежнее положение вернулся. После этого случая руководство ПМЭС запретило ДЭМ ПС оперировать РПН, сказав что РСК пускай регулирует напряжения у себя на ТП 10/0,4 кВ.

У нас есть документ, регламентирующий величину нормального напряжения 110кВ с "вилкой" для каждой ПС 500, 330, 220 кВ. И, в принципе, требуем придерживаться.
А вообще, у нас РПН можно крутить только в аварийных случаях, по решению главного инженера, при отключенном трансе с последующем лабораторным испытанием.

Норму качества электрической энергии регламентирует ГОСТ 13109-97. И с напряжением 35-110 кВ у нас проблем нет нужное нам напряжение получаем регулировкой РПН или ПБВ. Проблема возникает на напряжении 10 кВ, причем сезонно. По регулировке: это дело "каждого" в отдельности, каким образом это делается не важно с испытанием или без, это зависит от степени изношенности контактной группы, регулировка производится, в нашем же случае наложен стражайший запрет на операции с РПН. В результате имеем зимой на шинах ПС 10,2 кВ (попадает в вилку ГОСТа), у дальней ТП через 40 км 9,2 кВ (уже в вилку ГОСТ не попадает), но с помощью ПБВ ТП 10/0,4 все таки "вгоняем" низкое напряжение ТП в требование ГОСТа 220 В, без возможного дальнейшего повышения. Вроде-бы и все но от ТП до потребителя еще есть ВЛ 0,4 кВ в которой самые большие потери, и при длинне в среднем 1 км до крайнего потребителя доходит в "лудшем" случае 190 а бывало и 150 В что уже ни в какие ГОСТы не укладывается.

Max_Ti я уже где то полгода пытаюсь вникнуть ихнюю систему управления, пока не въехал...

У нас операции с РПНом относятся к самостоятельным действиям дежурного ПС, есть график напряжений для каждой узловой ПС и там дежурные регулируют. ДД ОДГ должен только время от времени узнавать, для общего развития , какое там напряжение.

У нас вообще установлен РНТ и усе автоматически.Да и по ТП ПБВ частенько ( лето-зима) переключаем, чтобы у ближнего и дальнего потребителя было соот. не выше +5 и -5% от номинала.Не всегда получается, но все же стремимся. Линии 0.4кВ протяженностью более 500м - это проблемма с падением напряжения и выбора защиты (приходится секционировать ВЛ 0.4кВ). В Красноярске что-то не так, либо ВЛ-0.4 строили без проектов, либо намотали до 1км при развитии сетей (да и провод наверное 16кв).При таком раскладе потребителю чтобы обеспечить 220 +-5% хоть сколько крути ПБВ- толку мало.

Я бы согласовал с начальником (т.е. команда исходит именно от него), чтобы мастер подал заявку на ремонтные работы. Пусть сам указывает номера ТП и опор...

Пох...й, ссылался, доклад нач. РЕС по телефону и все, нач. сказал что поговорит с ним. Толку никакого. Вчера представили нового гол. инженера может будет прок, уже всем пизд...ей выписал. В том числе и мне

*_Garik_*, завязывайте с ненормативом. Даже завуалированный многоточиями он некрасиво выглядит в постах диспетчера. Считайте это предупреждением.

Правильно, нужно показать кто в доме хозяин

Подскажите, диспетчера всех рангов (кроме НСС) у вас в рачетных листках написано "руководитель" или "специалист". А то, мы считаемся оперативныпми руководителями, а как зарплата "специалист". (РБ)

У диспетчеров -инженер и категория, разряды разные от 8 до 10 (РЭС)

Добрый день, есть ли у кого нибудь материал по теме "Профессиональная подготовка оператора-диспетчера энергосистемы" Вы ложите пожалуйста если есть!!!

Я из городской электросети.
Напряжение 6кВ,10кВ/0,4кВ.
Количество РП-100шт, ТП-1700шт.
Разделение на районы нет.
Вопрос такой: есть ли предел-операционной зоны на одного диспетчера предприятия, или городские сети могут расти (теоретически) до бесконечности, без увеличения штата диспетчеров или разбития города на районы?
Если есть ссылка на документ буду признателен.

http://bankstandartov.ru/preview/mdk/mdk_5-0101/page-9.html
или в прицепе может поможет

с2н5он

Спасибо за быстрый и качественный ответ. Буду читать разбираться.