Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть определены нормативно-техническими документами энергоснабжающей организации.

Порядок и условия выполнения операций для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями.

В качестве коммутационных аппаратов для производства оперативных переключений (ручного или автоматического включения и отключения) используются в основном выключатели. Выключатели, имеющие дугогасящие устройства, предназначены для включения или отключения участков в цепи, по которым проходит ток нагрузки, ток холостого хода или ток короткого замыкания (КЗ).

Разъединители также предназначены для ручного или автоматического включения или отключения, но обесточенных участков цепи; ими разрешается выполнять следующие операции:

включение и отключение зарядного тока (переходный и переменный установившийся ток через емкости всех видов) ошиновки и оборудования всех классов напряжения (кроме тока батарей силовых конденсаторов);

включение и отключение трансформаторов напряжения, нейтралей силовых трансформаторов и дугогасящих реакторов с номинальным напряжением до 35 кВ включительно при отсутствии в сети замыкания фазы на землю или резонанса;

включение и отключение трансформаторов напряжения электромагнитного типа с номинальным напряжением 110 кВ и выше;

шунтирование и расшунтирование включенных выключателей (с приводов которых снят оперативный ток) вместе с прилегающей к ним ошиновкой.

При переключениях в электроустановках необходимо соблюдать определенную последовательность, избегая малейших ошибок, способных привести к аварийным ситуациям в электроустановке и электротравматизму.

Такое может случиться, например, при оперативных переключениях в сетях напряжением 6-10 кВ из-за несоблюдения определенной последовательности операций с разъединителями и выключателями. Последствия ошибочного включения или отключения тока разъединителями зависят от того, какими разъединителями (шинными или линейными) производятся операции. Первыми должны включаться, а последними отключаться те разъединители, неправильное управление которыми может привести к более тяжелым последствиям.

Например, последовательность типовых операций с коммутационными аппаратами при включении и отключении присоединений ВЛ и КЛ должна быть следующей.

Включение:

проверяется отключенное положение выключателя; включается шинный разъединитель;

включается линейный разъединитель;

включается выключатель.

Отключение:

отключается выключатель;

отключается линейный разъединитель; отключается шинный разъединитель.

Последовательность операций в КРУ с выкатными элементами при включении присоединений ВЛ и КЛ должна быть следующей.

Включение:

проверяется, отключен ли выключатель;

тележка выключателя перемещается из контрольного в рабочее положение;

включается выключатель. Отключение:

отключается выключатель; проверяется, отключен ли выключатель;

тележка с выключателем перемещается в контрольное или ремонтное положение.

Отключение секционных разъединителей, не сблокированных с секционными выключателями (или при отсутствии последних), производится после снятия нагрузки с отключенной системы шин и обеспечения разъединителями видимого разрыва не только со стороны питающих присоединений, но и со стороны отходящих фидеров.

Несмотря на то, что процедура выполнения оперативных переключений в электроустановках остается неизменной уже долгие годы и отработана в деталях, готовность и безопасность ее выполнения во многом определяется уровнем организации таких работ, полнотой и качеством перечисленной выше нормативной оперативно-диспетчерской документации, степенью ответственности и профессионализма оперативного персонала электроустановок потребителей и энергоснабжающих организаций.

Одним из перспективных направлений совершенствования оперативно-диспетчерского управления электрохозяйством предприятий (организаций) является внедрение автоматизированных систем управления электрохозяйством (АСУЭ) или автоматизированных систем контроля, учета и управления электропотреблением (АСКУЭ).

ПТЭЭП рекомендуют (но не обязывают) потребителей электрической энергии оснащать энергохозяйства системами АСУЭ.

Успешный опыт и результативность применения АСУЭ показали, что такие системы помогают обоснованно корректировать заявленную мощность, повышать устойчивость работы энергоустановок предприятия (организации), улучшать условия и качество работы оперативного и оперативно-ремонтного персонала. Так, от внедрения АСКУЭ на ФГУП «Звездочка» снижение заявленной мощности составило около 15 %.

Потребители электроэнергии могут оснащаться АСУЭ для решения следующего комплекса задач:

оперативное управление и управление производственно-технической деятельностью;

подготовка эксплуатационного персонала;

технико-экономическое прогнозирование и планирование;

управление ремонтом электрооборудования, распределением и сбытом энергии, развитием электрохозяйства, материально-техническим снабжением, кадрами.

В состав комплекса технических средств АСУЭ в соответствии с требованиями ПТЭЭП должны входить:

средства сбора и передачи информации (датчики информации, каналы связи, устройства телемеханики, аппаратура передачи данных и т. д.);

средства обработки и отображения информации (ЭВМ, аналоговые и цифровые приборы, дисплеи, устройства печати и др.);

вспомогательные системы (электропитания, кондиционирования воздуха, противопожарные).

Ввод АСУЭ в эксплуатацию должен производиться в установленном порядке на основании акта приемочной комиссии. Вводу в промышленную эксплуатацию может предшествовать опытная эксплуатация АСУЭ продолжительностью не более 6 месяцев.

Обязанности структурных подразделений по обслуживанию комплекса технических средств, программного обеспечения должны быть определены приказом руководителя предприятия (организации).

При этом эксплуатацию и ремонт оборудования высокочастотных каналов телефонной связи и телемеханики по ВЛ напряжением выше 1000 В (конденсаторы связи, реакторы высокочастотных заградителей, заземляющие ножи, устройства антенной связи, проходные изоляторы, разрядники элементов настройки и фильтров присоединения и т. д.) должен осуществлять персонал, обслуживающий электроустановки напряжением выше 1000 В.

Применение современных АСКУЭ обеспечивает возможность:

анализировать и прогнозировать потребление электроэнергии и мощности на предприятии (в организации);

формировать необходимые отчетные и финансовые документы;

формировать статистическую базу данных о потреблении энергоносителей для использования как на предприятии (в организации), так и в энергоснабжающей организации;

рассчитывать потребление электрической энергии по дифференцированным тарифам по зонам суток;

создать единую систему учета энергопотребления;

проводить оперативный анализ показателей энергопотребления, в том числе удельных значений.

Кроме того, такая система позволяет получать информацию о ПКЭ.

В состав комплекса технических средств АСКУЭ должны входить:

счетчики электроэнергии, оснащенные датчиками-преобразователями, преобразующими измеряемую энергию в пропорциональное количество выходных импульсов (при использовании электронных реверсивных счетчиков – раздельно на каждое направление);

аттестованные устройства сбора информации от счетчиков и передачи ее на верхние уровни управления; каналы связи;

средства обработки информации (как правило, персональные ЭВМ).

В целях реализации законов РФ об обеспечении единства измерений и об энергосбережении приказом Госстандарта России от 03.04.2002 г. № 83 был создан Технический комитет по стандартизации «Метрологическое обеспечение автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ)», одним из основных направлений деятельности которого является организация, планирование и координация работ по стандартизации метрологического обеспечения АСКУЭ.