Содержание к диссертации
Введение
1. Информационный анализ 7
1.1. Жёсткая структура пункта управления и контролируемого пункта 7
1.2. Неинтеллектуальный контролируемый пункт 11
1.3. Интеллектуальный контролируемый пункт 13
1.4. Локальный интеллект контролируемого пункта 20
Выводы 35
2. Архитектура 36
2.1. Системы диспетчерского управления сетей и технологическими процессами на подстанциях 36
2.2. Анализ структур и методов оптимизации 45
2.3. Способ и алгоритм структурной оптимизации 50
2.4. Структурная оптимизация телеинформационной сети 56
2.5. Комплекс АСДУ сетей и АСУТП подстанций 65
Выводы 73
3. Программно - технические средства 75
3.1. Метод оптимизации по условной стоимости 75
3.2. Оперативно - информационный комплекс 78
3.3. Система сбора и передачи информации 81
3.4. Система контроля и управления на подстанциях 84
Выводы 95
4. Эффективность внедрения 96
4.1. Метод расчётных коэффициентов 96
4.2. Экономические показатели предприятия 105
4.3. Расчет эффективности 107
4.4. Выводы 112
Заключение 113
Список используемых источников 115
Акт об использовании научных и практических результатов: 122
- Неинтеллектуальный контролируемый пункт
- Анализ структур и методов оптимизации
- Оперативно - информационный комплекс
- Экономические показатели предприятия
Введение к работе
Специфика и сложность технологических процессов в электроэнергетике обусловили появление разнообразных устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), телемеханики (ТМ) и автоматизированных систем управления (АСУ), отличающихся функциональным назначением, а так же способом приёма, передачи, преобразования и сохранения информации.
Однако, сложность эксплуатации и согласования, различных в принципах работы устройств и систем, неизбежно приводит к снижению эффективности управления технологическим процессом (Ш) распределения и потребления электро -энергии на предприятиях электрических сетей (ПЭС). Структурно и функционально задачи оперативно - диспетчерского управления сетей в наибольшей степени подготовлены к постановке на ЭВМ, но имеют много специфических черт, связанных с особенностями электроэнергетики, что не позволяет объединить в единый комплекс указанные выше подсистемы. Например: совпадение во времени произ -водства и потребления электроэнергии; невозможность её складирования; взимо -связь режимов большого количества работающих подстанций (ПС), размещённых: на большой территории и связанных линиями электропередачи и др. Поэтому за -дача разработки информационно - измерительной системы диспетчерского управления сетей (ИИС ДУС или комплекс) на основе способов и методов комплексной автоматизации, повышающая в целом эффективность функционирования ПЭС является актуальной.
Целью работы является разработка информационно — измерительной систе -мы, обеспечивающей диспетчерское управление сетей и контроль всего техноло -гического цикла на ПС в режиме реального времени (РВ) предприятия Моршан -ские электрические сети (МоЭС) филиал ОАО «Тамбовэнерго».
Идея работы заключается в разработке концепции и реализации архитектуры информационно - измерительной системы диспетчерского управления сетей
предприятия на основе выбора технических средств автоматизации и построения оптимальной структуры телеинформационной сети (ТИС) с обеспечением требуемой эффективности внедрения на производстве. Научная новизна заключается:
в разработке метода оптимизации структуры ТИС предприятия по линиям электропередачи 35 и ПО кВ, позволяющего снизить экономические потери построенной структуры.
в разработке алгоритма оптимизации, обеспечивающего синтез оптимальной радиальной структуры ТИС предприятия.
в разработке метода структурной оптимизации средств автоматизирован -ных систем, позволяющего произвести их выбор по условной стоимости одного сигнала ввода - вывода контролируемого пункта (КП).
Практическая ценность состоит в том, что:
разработана иерархическая трёхуровневая структура ИИС ДУС ПЭС на базе программно - технического комплекса (ПТК), системы сбора и передачи информации (ССПИ), устройств связи с объектом (УСО) и РЗА, позволяющая осуществить контроль всего технологического цикла распределения и потребления электроэнергии на предприятиях электрических сетей;
разработана реальная архитектура комплекса с этапами внедрения и перевооружения, повышающая эффективность управления ТП распределения и потребления электроэнергии предприятия МоЭС;
проведена оценка экономического эффекта внедрения 1-й очереди комплекса, позволяющая определить срок окупаемости внедрения всей системы.
Методы и объекты исследования. В работе использован комплексный подход исследования, включающий методы системного анализа и экспертных оценок, инженерного моделирования и эксперимента. Объектом исследования являлась автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) сетей.
Достоверность результатов подтверждена: формулировкой задач исследования, сделанной исходя из всестороннего анализа структур АСДУ сетей в электроэнергетике и телеинформационной сети предприятия; применением апро -бированных экономических методов для внедрения системы на производстве; сопоставимостью результатов теоретических исследований с экспериментальными данными, полученными в ходе опытной эксплуатации на подстанции «Соснов-ская» напряжением 110/35/10 кВ Моршанских электрических сетей.
Реализация работы. Оборудование комплекса для осуществления диспет -черского управления сетей принято в опытную эксплуатацию в ОАО «Тамбов-энерго» и установлено на подстанции «Сосновская» напряжением 110/35/10 кВ Моршанских электрических сетей. Использование данного оборудования позволило получить ожидаемую составляющую эффективности внедрения 1-й очереди комплекса с годовым экономическим эффектом 417 тыс. руб.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались: на VIII научной конференции ТГТУ, труды ТГТУ «Автоматизация технологичес -ких процессов» (Тамбов, 2003); на IV международной конференции молодых учёных «Актуальные проблемы современной науки» (энергетика, информатика, вычислительная техника и управление) (Самара, 2003); на V международной конференции «Оптика, оптоэлектроника и технологии» (Ульяновск, 2003), журнал «Электрика» № 11 (Москва, 2004).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ.
Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, библиографического списка из 58 наименований. Результаты работы изложены на 122 страницах основного текста, содержит 26 рисунков, 6 таблиц.
Неинтеллектуальный контролируемый пункт
Применение микропроцессоров и микроЭВМ в телемеханике привело к существенному изменению СТМ. Согласно [44] эти устройства вычислительной техники могут работать двояко: 1. Путём использования имеющихся в устройствах вычислительной техники (УВТ) и необходимых для построения СТМ высококачественных узлов и блоков (регистров, дешифраторов, и др.). 2. Путём использования узлов и блоков У ВТ и отдельных функций, свойственных вычислительной машине. Это расширяет возможности СТМ, улучшает их параметры, повышает надёжность. Структура системы телемеханики при этом существенно изменяется и возникает телемеханический вычислительный комплекс (ТВК)[ 57]. Рассмотрим структуру ТВК ГРАНИТ, построенного по принципу (п.2): интеллектуальный (гибкий) ПУ — неинтеллектуальный (жёсткий) КП. Комплекс ГРАНИТ предназначен не только для выполнения обычных для систем телемеханики функций ТУ и ТС, ТИ и ТР. Он производит обработку информации для регистрации её различной аппаратурой представления на мнемосхемах, аналоговых и цифровых приборах, сравнивает измеряемые параметры с уставками, вводит данные в ЭВМ и работает по любому каналу связи, включая выделенные проводные линии, полосу частот или радиотракт. Структурная схема телекомплекса ГРАНИТ представлена на рис. 1.2: - ПУ - пункт управления, обеспечивает программную обработку, приём, передачу и отображение разнородной информации с помощью 2-х микроЭВМ, работающих независимо друг от друга с целью повышения надёжности и производительности; - КП — контролируемый пункт, обеспечивает ввод, вывод, ретрансляцию разнородной информации без её представления местному персоналу; - БРР - блок режимов работы, задаёт алгоритм работы всем узлам аппаратуры ПУ и производит временное распределение сигналов ТУ, ТС и ТИТ; Структурная схема телекомплекса ГРАНИТ - БПдИ - блок передачи информации, служит для ввода информации с пульта (щита) диспетчера или от блока связи с микроЭВМ и дальнейшей передачи её в регистр сдвига БРР; - БПрИ - блок приёма информации принимает информацию адреса контролируемого пункта; - БПдТС - блок передачи сигналов ТС, формирует коды номера группы объектов и их состояние; - БПдТИТ - блок передачи сигналов ТИТ, передаёт команды телеуправляемых величин текущих значений; - БПрТУ - блок приёма сигналов ТУ, служит для проверки правильности принятой команды (кодовой комбинации) сигналов ТУ; - БС - блок связи, организует связь устройства ГГУ с микроЭВМ; - ГТИ - генератор тактовых импульсов, создаёт тактовые импульсы для синхронизации блоков ПУ и КП; - КД - кодер - декодер (в составе БРР), служит для повышения достоверности информации ТС, ТИТ, ТР; - К - коммутатор (в составе БРР), предназначен для адаптирования к реальной системе связей внутри системы устройства КП; - ЛБПУ - линейный блок ПУ, передаёт информацию на КП; - ЛБКП - линейный блок КП, принимает информацию на КП; - ПД, (ЩД) - пульт диспетчера (щит диспетчера), служит для управления, (отображения информации на ПУ); - ДТС, ДТИТ и ДТИИ - датчики: телесигнализации; телеизмерений текущих значений; телеизмерений интегральных величин, соответственно; - КС - канал связи, необходим для соединения ПУ с КП но проводной линии, полосе частот или радиоканалу.
В основу работы телекомплекса ГРАНИТ положен принцип временного разделения и групповой (кадровой) передачи - приёма информации. На ПУ координацию работы элементов осуществляет внутриблочный контроллер, а обмен информации между микроЭВМ и остальной аппаратурой устройства ПУ осуществляется через системную централь, т. е. радиальный контроллер. На КП собранная информация от датчиков ТС, ТИТ, ТИИ по тому же принципу временного разделения передаётся на ПУ, а так же принимаются с ПУ команды ТУ, ТР на исполнительные механизмы устройств отключения (УО).
Из рассмотренного примера видно, что структура телекомплексов, построенная по принципу интеллектуальный (гибкий) ПУ - неинтеллектуальный (жёсткий) КП обеспечивает высокие: надёжность информационную ёмкость и скорость передачи выполняемых функций ТУ, ТС, ТИ, ТР территориально - сосредоточенных или распределённых подстанщш. Но жёсткая структура КП не обеспечивает локальную автоматизацию и местное управление подстанциями.
При большом и сложном управляемом процессе диспетчер не успевает своевременно перерабатывать большой объем поступающей информации без электронно-вычислительной машины (ЭВМ). Совокупность СТМ и ЭВМ образует телеинформационную систему (ТИС).
В ТИС часть информации от объекта поступает непосредственно на пульт управления диспетчеру, однако большая часть информации обрабатывается сначала ЭВМ, а затем в обобщённом виде представляется диспетчеру, что значительно облегчает его работу, уменьшает вероятность ошибки при управлении, повышая его эффективность. СТМ, работающие в ТИС, имеют следующие особенности: - большой объём и сложность, что связано с передачей значительного объёма информации и необходимостью применения дополнительной аппаратуры для промежуточной обработки информации; - наличие аппаратуры, позволяющей осуществить процесс управления, как от диспетчера, так и автоматически; возможность передачи информации от управляемых объектов к ЭВМ и от ЭВМ к объектам; - наличие аппаратуры сопряжения устройства телемеханики с ЭВМ и без неё.
Подробно структуру интеллектуальный ПУ — интеллектуальный КП рассмотрим на примере системы АИСТ [44]. Адаптивная телеинформационная система АИСТ предназначена для передачи оперативной информации в диспетчерские пункты, распределяющие электроэнергию и для управления высоковольтной коммутационной аппаратурой на электростанциях и подстанциях.
Анализ структур и методов оптимизации
Предприятия электрических сетей содержат первичные и вторичные информационные сети. Первичная сеть ПЭС состоит из каналов связи и коммутационной техники АТС: на уровне энергосистема — ПЭС - РЭС - подстанции, - собственные ведомственные каналы. На базе каналов связи первичной сети, с помощью оборудования, в ПЭС организуют вторичную сеть: телеинформационную сеть (ТИС).
Телеинформациониая сеть в ПЭС предназначена для автоматического обмена телеинформацией (ТИ и ТС, ТУ и ТР) между устройствами на подстанциях, и центральными приемо-передающими станциями, установленными на диспетчерских пунктах. А также для обмена ТИ и ТС, ТУ и ТР, данными псевдоизмерений, оперативной цифробуквенной информацией между ЦГШС диспетчерских пунктов разных уровней управления. Передача информации в ТИС осуществляется по некоммутируемым, как правило, дублированным каналам (со скоростью 50 - 300 бит/с), образованным путём уплотнения частотного спектра телефонных каналов ведомственной сети.
В настоящее время, в качестве оконечных устройств на подстанциях ПЭС обычно установлены разнообразные устройства телемеханики, как правило, аппаратного типа с различными протоколами обмена данными.
Поэтому, одной из составляющих конкретной цели развития ТИС в ПЭС, в настоящее время, является замена устаревших УТМ современными микропроцессорными системами с программируемыми функциями, с более высоким классом точности, как правило, сетевой структуры, с возможностью непосредственного подключения к измерительным трансформаторам тока и напряжения. При замене рекомендуется вышеуказанная аппаратура систем: ГРАНИТ, КОМПАС ТМ 2.0, SMART - EI, SCADA ABB, СИСТЕЛ и др.
Как было сказано, технологический процесс управления территориально -рассредоточенных подстанций на предприятии электрических сетей требует построения телеинформационной сети для сбора и переработки, использования и передачи информации.
Однако организация ТИС в ПЭС осуществляется с учётом специфики сетей электрических. На предприятиях электрических сетей для организации телеинформационной сети удобнее всего использовать воздушные линии электроснабжения подстанций напряжением 35 и ПО кВ, что имеет ряд преимуществ. Обусловлено это тем, что эти линии обладают высокой механической прочностью, хорошей изоляцией, лёгкостью обслуживания, а также тем, что их направление обычно совпадает с направлениями приёма и передачи информации. Специально высокочастотно обработанные воздушные линии напряжением 35 и 110 кВ образуют высокочастотные каналы связи, по которым должен происходить процесс управления подстанциями 35/10, 110/35кВ на основе программно - технических средств автоматизированной системы.
Первоочередная задача организации ТИС по воздушным линиям электропередач в ПЭС относится к области автоматики и телемеханики и связана с важной задачей оптимизации её структуры, которая решается эвристическими методами с практически допустимыми отклонениями от точных, но сложных решений. Рассмотрим, применительно к МоЭС централизованную, иерархическую структуру телеинформационной сети для связи с одного пункта управления (ПУ) с каждым контролируемым пунктом (КП), применяемую в телемеханических комплексах и автоматизированных системах управления.
Метод моделирования проведём на упрощенных моделях, достоверно отражающих важнейшие зависимости рассматриваемой системы. Анализ структур [24] показал, что структура сетей связи любой сложности может быть образована из простейших структур с последовательным, параллельным и радиальным соединением звеньев (рис.2.6). Централизованная структура сети предприятия МоЭС состоит из 45 КП произвольно расположенных на площади четырёх административных районов и управляемых: - для предприятия из ПУ, находящегося на диспетчерском пункте МоЭС; - для района электрических сетей (РЭС) из ПУ соответствующего административного района (Сосновского - СоРЭС, Моршанского - МоРЭС, Пичаевского и Бондарского - ПиРЭС). Пункт управления ПУ соединяется с контролируемыми пунктами КП с помощью высокочастотных каналов связи, образующих определённый класс структуры (рис.2.7). При радиальной структуре сетей (рис.2.7,а) требуются более протяжённые, а, следовательно, и более дорогостоящие линии связи, в то время как цепочечные структуры линии связи (рис.2.7,в) имеют минимальную протяжённость, но и минимальную надёжность, Все другие способы соединения КП и ПУ имеют комбинированные, более сложные структуры.
В нашем случае, при недогруженных высокочастотных каналах связи, целесообразно присоединять к одной линии связи несколько КП т. е. применить кустовую структуру. Принцип реализации алгоритма приведён на рис.2.8. В данном методе исходной является радиальная ТИС представленная на рис. 2.8,а и является самой дорогостоящей. Будем считать, что экономические потери пропорциональны длине линий связи, а так как полные потери зависят от расстояния (длины линии связи), при построении структуры будем считать его основной переменной. Наибольшую суммарную длину имеет радиальная структура линий связи. Поэтому алгоритм исходит из начальной радиальной сети, для которой эксдлутацион-ные потери относительно невелики, так как при такой структуре к каждой линии присоединяется только один пункт, в то время как капитальные затраты велики.
Сначала определяются полные потери для радиальной структуры, приведённой на рис.2.8,а и пункт самый близкий к центру. Пусть таким пунктом будет пункт 2. Следующий шаг состоит из определения пункта самого близкого к пункту 2. Пусть таким пунктом будет пункт 3. Заменяем ветвь, соединяющую пункт 3 с центром, ветвью между пунктом 2 и 3 (рис.2.8,б). Рассчитываем новые полные потери, и если они меньше предыдущих потерь, принимаем новую структуру. Рис.2.8, в — е показывают, как может изменяться структура на каждом шаге до того, как все пункты исследованы.
Оперативно - информационный комплекс
Оперативный информационный комплекс должен быть выполнен на базе локальной сети, компьютеров общесистемного назначения (серверов телемеханики, файл - серверов, серверов базы данных и приложений), автоматизированных рабочих мест пользователей (диспетчеров, технологов) и сетевого оборудования (мультиплексоров, маршрутизаторов и др.). Структура и состав конкретных ОИК могут быть различными в зависимости от уровня иерархии, функций, объёма обрабатываемой информации. Однако следует учесть, что программные средства должны быть лицензионными и состоять из стандартного и прикладного программного обеспечения, реализующего основные функции ОИК (SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition - Диспетчерское управление и сбор данных). При этом функции ОИК должны обеспечивать [36]: - сбор и регистрацию информации об аварийных и установившихся процессах в реальном масштабе времени с привязкой к астрономическому времени с точностью до 1мс; - комплексную обработку информации; - архивирование информации; - отображение информации в графических и табличных формах; - управление подстанциями; - наличие программируемого интерфейса с устройствами телемеханики различных типов; - межмашинный обмен информацией со смежными ОИК с интерфейсом, заданным на верхнем уровне диспетчерского управления; - возможность развития комплекса для расширения круга решаемых задач, увеличения объёма обрабатываемой информации и количества пользователей; - «дружественный» диалоговый интерфейс; - развитая система контроля и диагностики технических и программных средств комплекса; - возможность сбора и передачи оперативной информации с использованием коммутируемых и прямых аналоговых каналов связи, а также цифровых каналов связи; - защита информации от несанкционированного доступа; - высокая степень надёжности.
В конечном счёте, информационное обеспечение должно предусматривать решение всех задач, используемых в ОИК. Минимально необходимый объём телеинформации, поступающий в ОИК, должен обеспечивать оперативный контроль в реальном времени за состоянием и параметрами оборудования, находящегося в оперативном управлении или ведении персонала конкретного диспетчерского пункта.
Как отмечалось выше, сетевая версия ОИК создаётся на основе ЛВС с выделенным файл — сервером. Данные реального времени вводятся в сетевой ОИК из системы сбора данных, которая в данном случае выполняет функции коммуникационного сервера. Интеграция ССД с другими подсистемами ОИК осуществляется на уровне ЛВС с использованием файл - сервера.
Таким образом, показано как сетевой ОИК ПТК СИСТЕЛ на основе ЛВС с выделенным файл - сервером и операционной системой Novell NetWare, Windows NT, реализующий приём и обработку, передачу и отображение данных рационально использовать для построения полноценной АСДУ предприятия электрических сетей, и в частности, МоЭС. 3.3. Система сбора и передачи информации
Система сбора и передачи информации в ПЭС представляет собой иерархическую структуру. На подстанциях обычно устанавливаются оконечное оборудование каналов связи и передающие устройства (контролируемые пункты - КП), передающие телеинформацию на ближайший и следующий по уровню управления диспетчерский пункт (РЭС) по каналам ТМ. На ДП ПЭС каналы ТМ вводят в ЦППС или ПУ. ЦППС (ПУ) ПЭС обеспечивает приём и передачу в ОИК полного объёма телеинформации, ретрансляцию необходимого объёма ТИ, ТС в ЦППС энергосистемы.
Как правило, в пределах энергосистемы и ПЭС подстанции оснащены разнотипными, преимущественно аппаратными устройствами ТМ, отличающиеся протоколами и дисциплиной передачи информации. Поэтому ЦППС обладает функцией одновременной работы с различными устройствами ТМ. Эта функция обеспечивается использованием в составе ЦППС программируемых канальных адаптеров, настраиваемых на соответствующий протокол обмена.
Например, в вышеупомянутом ПТК СИСТЕЛ, система сбора данных (SCADА) построена на основе ПК и программируемых канальных адаптеров, устанавливаемых непосредственно в ПК.
Канальный адаптер обеспечивает приём — передачу данных в синхронном режиме, включая битовую синхронизацию входного потока данных, поступающих на входы адаптеров в виде логических сигналов прямоугольной формы, которая осуществляется программным способом. Канальные адаптеры выполняются в виде плат расширения, устанавливаемых в разъёмы шины ISA материнской платы компьютера. Адаптер КА выполнен на основе микропроцессора Intel80C188, имеет двухпортовое ОЗУ ёмкостью 32 Кбайт. Интерфейс адаптера с шиной ISA предусматривает возможность установки до 24 - х адаптеров в один компьютер при наличии соответствующего числа уста S3 ПОБОЧНЫХ мест на системной плате компьютера. Скорость ввода - вывода устанавливается индивидуально для каждого КА в диапазоне от 20 до 4800 бит/с, но при этом интегральная скорость входного потока данных не должна превышать пропускной способности адаптера, составляющей 20 Кбит/с. Конкретные величины скоростей приёма - передачи данных и типы протоколов обмена задаются в технологической базе данных устройства ПУ индивидуально для каждого КА и заносятся в память адаптеров при их инициализации.
Экономические показатели предприятия
Как было сказано, в оценке экономической эффективности внедрения комплекса выгоды возникают в управляемой системе (распредсети и подстанции) и в управляющей (районы электрических сетей). Кроме того, автоматизированное управление на производстве наилучшим образом организует хозяйственную деятельность, обеспечивая значительный экономический эффект.
При оценке экономического эффекта внедрения комплекса (т.е. автоматизированной обработки информации) в МОЭС будем использовать основные обобщающие и частные экономические показатели предприятия: 1. Планируемый объём реализуемой продукции всех видов в расчётном году А1. 2. Годовой объём реализуемой продукции по капитальным ремонтам (хозспособ) Ар. 3. Планируемый объём реализуемой продукции электроэнергии в расчётном году Аэ. 4. Себестоимость годового выпуска реализуемой продукции с учётом создания АСДУ, планируемая в расчётном году Сі. 5. Себестоимость электроэнергии Сэ. 6. Себестоимость капитальных ремонтов Скр. 7. Планируемый уровень потерь в распредсетях 0,4 - 110 кВ в расчётном году AWcn. 8. Планируемый уровень удельного расхода в расчётном году на производство энергии В. 9. Планируемая цена условного топлива в расчётном году Ц. 10. Величина оборотных средств, планируемая в расчётном году Соб. 11. Себестоимость по статье калькуляции «расходы по содержанию и эксплуатации оборудования» (текущий ремонт) Стр. 12. Капиталовложения на создание комплекса, включающие затраты на оборудование (1-я очередь) Кд. 13. Экономия заработанной платы от внедрения комплекса Цз. 14. Текущие затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией комплекса Сасду.
Разработка и внедрение комплекса осуществляется на предприятии, как правило, в течение ряда лет и соответственно капиталовложения распределяются по годам, поэтому определение единовременных затрат на создание и внедрение системы должно производиться с учётом фактора времени. Это осуществляется при ведением затрат к одному моменту времени (расчётному году) через норматив приведённых капиталовложений по известной формуле сложных процентов. Единовременные затраты на создание и функционирование комплекса определяются по действующим ценам фирм - изготовителей, ценникам на строительно - монтажные работы и другим действующим нормативам и ценникам.
Как было упомянуто, экономическая эффективность комплекса оценивается по годовой экономии (годовому приросту прибыли); коэффициенту эффективности капиталовложений; сроку окупаемости капиталовложений. Для расчёта показателей используются представленные далее в этом разделе формулы. Коэффициент эффективности установлен в пределах 0,33 - 0,55 для различных отраслей промышленности; в электроэнергетике Еасу = 0,44 [52].
В конечном счёте, экономический эффект от внедрения комплекса достигается за счёт повышения надёжности электроснабжения потребителей, быстрой локализации повреждённых участков и ликвидации аварий, сокращения продолжительности обесточений и ущерба от простоев; оптимизации режима, уменьшения потерь в сети, повышения качества электроэнергии; организации системы коммерческого учёта электроэнергии для расчётов с потребителями и смежными предприятиями электрических сетей.
Ввод функций телеуправления и телерегулирования позволяет сократить количество дежурного оперативного персонала на предприятиях, а введение базы данных по оборудованию сети позволяет отслеживать ресурс оборудования и оптимизировать график режимов, вывести работу инженеров служб РЭС и ПЭС на современный уровень безбумажной технологии в едином информационном пространстве.
Наряду с этим, реализация иерархической структуры подстанции - РЭС -ПЭС - энергосистема позволяет обеспечить сквозную наблюдаемость и управляемость системы с выделением на каждом уровне необходимого объёма необходимых функций.
