Оперативное управление в электроэнергетике-2012-04-DVD-бло by Игорь Чуриков

№ 4 2012

ПРАЙС-ЛИСТ НА РАЗМЕЩЕНИЕ РЕКЛАМЫ В ИЗДАНИЯХ ИД «ПАНОРАМА»

НАШИ ЖУРНАЛЫ – ВАШ УСПЕХ! Самый крупный в России Издательский дом «Панорама», обладая солидным интеллектуальным и информационным ресурсом, выпускает около сотни ежемесячных деловых, информационно-аналитических, научно-практических и познавательных журналов по экономике, финансам, юриспруденции, промышленному производству, строительству, здравоохранению, сельскому хозяйству, торговле и транспорту. Наши издания гарантированно поддерживают профессиональный интерес многотысячной читательской аудитории — принимающих решения лидеров и специалистов компаний и фирм, руководителей государственных, научных организаций, деловых ассоциаций и иностранных представительств. Интерес к журналам Издательского дома «Панорама» из года в год растет. И это естественно, ведь авторы публикаций — авторитетные эксперты, «командиры» самых передовых предприятий и главы крупнейших ассоциаций, ученые и специалисты ведущих отраслевых научных центров, Российской академии наук и крупных учебных заведений России и мира. Среди главных редакторов журналов, председателей и членов редсоветов и редколлегий — 168 академиков, членов-корреспондентов академий наук, профессоров и 200 практиков — опытных хозяйственников и практиков различных отраслей экономики, сферы научной и общественной деятельности. Свидетельством высокого авторитета и признания изданий ИД «Панорама» является то, что каждый десятый журнал включен в Перечень рецензируемых изданий и журналов Высшей аттестационной комиссии Российской Федерации, в которых публикуют основные результаты диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук.

Формат 1/1 полосы

ОСНОВНОЙ БЛОК Размеры, мм (ширина х высота) 205 х 285 – обрезной 215 х 295 – дообрезной

БУДЕМ РАДЫ ВИДЕТЬ ВАС В ЧИСЛЕ НАШИХ РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ! ПРАЙС-ЛИСТ СМОТРИТЕ, ПОЖАЛУЙСТА, В КОНЦЕ ЖУРНАЛА.

Стоимость, ч/б

62 000

31 000

1/2 полосы

102 х 285 / 205 х 142

38 000

19 000

1/3 полосы

68 х 285 / 205 х 95

31 000

15 000

1/4 полосы

102 х 142 / 205 х 71

25 000

12 000

Статья 1/1 полосы

3500 знаков + фото

32 000

25 000

Формат Первая обложка Вторая обложка Третья обложка Четвертая обложка Представительская полоса

Многие рекламодатели уже оценили наши издания как хорошую информационную площадку. Наши преимущества — огромная аудитория, получающая журналы по подписке, гибкий подход к рекламным планам, оптимальные варианты взаимодействия с целевой аудиторией.

Стоимость, цвет

Первый разворот

ПРЕСТИЖ-БЛОК Размеры, мм (ширина х высота) Размер предоставляется отделом допечатной подготовки изданий 205 х 285 – обрезной 215 х 295 – дообрезной 205 х 285 – обрезной 215 х 295 – дообрезной 205 х 285 – обрезной 215 х 295 – дообрезной 205 х 285 – обрезной 215 х 295 – дообрезной 410 х 285 – обрезной 420 х 295 – дообрезной

Стоимость 120 000 105 000 98 000 107 000 98 000 129 000

СКИДКИ Подписчикам ИД «ПАНОРАМА»

10 %

При размещении в 3 номерах

При размещении в 4–7 номерах

10 %

При размещении в 8 номерах

15 %

При совершении предоплаты за 4–8 номера

10 % Все цены указаны в рублях (включая НДС)

Телефон (495) 664-2794

E-mail: promo@panor.ru, reklama.panor@mail.ru www.панор.рф, www.идпанорама.pф, www.panor.ru На правах рекламы

Телефон (495) 664-2794

E-mail: promo@panor.ru, reklama.panor@mail.ru www.панор.рф, www.идпанорама.pф, www.panor.ru На правах рекламы

Журнал «ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ: ПОДГОТОВКА ПЕРСОНАЛА И ПОДДЕРЖАНИЕ ЕГО КВАЛИФИКАЦИИ»

№ 4/2012 Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Свидетельство о регистрации ПИ № ФС 77–24 740 от 22 июня 2006 г. ИД «ПАНОРАМА» Издательство «Промиздат» www.panor.ru Адрес редакции: Москва, Бумажный проезд, 14, стр. 2

СОДЕРЖАНИЕ УСТОЙЧИВОСТЬ ЭНЕРГОСИСТЕМ СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ЗАПАСОВ УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПО ДАННЫМ СМПР .................................4

Невозможно заранее определить сетевые ограничения, поэтому возникла необходимость создания и внедрения в эксплуатацию программного комплекса для определения опасных сечений в системообразующей сети и их пропускной способности в условиях реального времени при адаптивной реакции на изменения схемы электрической сети – системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ).

Для писем: 125040, Москва, а/я 1

Главный редактор издательства А.П. Шкирмонтов, канд. техн. наук E-mail: aps@panor.ru Тел. (495) 664-27-46 Главный редактор журнала Д.В. Воскресенский E-mail: 2dv@mail.ru Научный редактор – начальник Центра тренажерной подготовки ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» В.П. Будовский, д-р техн. наук Редакционный совет: В.Т. Воронин, канд. техн. наук Ю.Г. Воронин, д-р техн. наук М.Ш. Мисриханов, д-р техн. наук УЧРЕДИТЕЛЬ: Некоммерческое партнерство Издательский Дом «ПАНОРАМА», 107045, г. Москва, Печатников пер., д. 22, стр. 1 Журнал распространяется по подписке во всех отделениях связи РФ по каталогам: – «Роспечать» – индекс 18256; – «Почта России» – индекс 12774, а также путем прямой редакционной подписки. Тел.: (495) 664-27-61, 760-16-54 E-mail: podpiska@panor.ru Отдел рекламы: Тел.: 8(495) 664-27-94 e-mail: reklama.panor@gmail.сom

Все статьи настоящего номера отражают личную точку зрения авторов, которая может не совпадать с мнением редакции.

ВОЗМОЖНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ .........13

Представлена методика идентификации модели управления энергосистемы по данным СМПР и рассмотрено ее применение для управления устойчивостью режима ЭЭС в реальном времени.

МЕТОДИКА ВЫБОРА УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ...23

Статья посвящена разработке методического и алгоритмического обеспечения, предполагающего использование средств измерения углов и скольжений роторов генераторов для систем противоаварийного управления объектного и системного уровня.

УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ТУРБИНЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПО ДАННЫМ СМПР ..............................29

Первые результаты исследований по выявлению возможности организации управления режимами энергосистемы по данным СМПР применительно к ОЭС Урала с использованием ее физической модели, включающей элементы СМПР.

Подписано в печать 13.06.2012 г.

04-12_

.indd 1

06.06.2012 16:28:18

ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ ПРОБЛЕМНО ОРИЕНТИРОВАННЫЙ МОНИТОРИНГ РЕЖИМОВ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ – WAMS ................................................................................36

WAMS решает первоочередные задачи диспетчерского управления: контроль допустимости текущих режимов и предупреждение опасного усиления колебаний режимных параметров.

СТАНДАРТЫ СТО 59012820.29.020.002-2012. ОАО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ». РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СУБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ, ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПРИ СОЗДАНИИ (МОДЕРНИЗАЦИИ) И ОРГАНИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ.................................44

ДОРОГИЕ ЧИТАТЕЛИ! Приглашаем вас принять участие в выпуске журнала «ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ: ПОДГОТОВКА ПЕРСОНАЛА И ПОДДЕРЖАНИЕ ЕГО КВАЛИФИКАЦИИ», став его авторами. Просим вас ознакомиться с требованиями к материалам, представляемым в редакцию для публикации в журнале. Редакция принимает к печати материалы, отвечающие профилю журнала, не публиковавшиеся ранее в других отраслевых изданиях. Объем представляемого материала (включая сноски, таблицы и рисунки) не должен превышать 18 тыс. знаков. Фотографии и графические рисунки к статьям присылаются в формате jpg, tiff с разрешением от 300 dpi. Ссылки на литературу делаются в тексте путем постраничных сносок. Статья должна сопровождаться аннотацией на русском и английском языках и подборкой ключевых слов. В выходных данных статьи указываются имена, отчества и фамилии авторов, ученая степень, звание, место работы, должность, а также контактные телефоны, почтовый адрес с индексом и e-mail. Рассмотрение материалов, безусловно, ускорится при наличии двух рецензий специалистов, известных в соответствующей области знаний. Название статьи должно четко отражать ее тему, содержание. Материалы статьи строятся по определенному плану. 1. Краткое обоснование значения вопроса, о котором написана статья (приблизительно 500 зн.). 2. Нормативные документы, которые регламентируют решение поднятого вопроса (примерно 300–500 зн.). 3. Изложение темы с обязательными ссылками на положительный опыт с указанием носителей опыта и желательно его описанием (до 15 000 зн.). 4. Выводы и рекомендации (до 2000 зн.). Наличие библиографического списка (до 20 наименований) приветствуется. Публикация статей осуществляется на основе авторского договора, текст которого вы найдете на сайте: http://www.panor.ru

04-12_

.indd 2

06.06.2012 16:28:22

СОNTENTS STABILITY OF POWER SYSTEMS SYSTEM OF MONITORING OF POWER SYSTEM STABILITY MARGIN BY WAMS DATA ............................................................................................................... 4 As far as it is impossible to determine beforehand network limitations, necessity of creation and implementation into exploitation of software complex for determination of dangerous sections in backbone network and their capacity under conditions of real time for adaptive reaction on changes in power system diagram - system of monitoring of power system stability margin, has emerged.

NEW POSSIBILITIES OF CONTROL OF ELECTRICAL POWER SYSTEM MODES DURING MEASUREMENT OF VOLTAGE PHASES IN ELECTRICAL NETWORK...................................13 Methodology of identification of the model of control of power system by WAMS data has been presented and its application for control of stability of modes of electrical power system in real time mode has been considered.

METHODOLOGY OF SELECTION OF CONTROL ACTIONS FOR PROVISION OF DYNAMIC STABILITY ................................................................ 23 An article is devoted to development of methodological and algorithmic provision considering usage of measuring means of angles and slipping of generators’ rotors for systems of emergency control of object and system level.

CONTROL OF MODES STUDY OF EFFECTIVENESS OF CONTROL OF MODES OF POWER SYSTEM WITH AN IMPACT ON TURBINES OF POWER UNITS OF ELECTRICAL STATIONS BY WAMS DATA ............................................................ 29 First results of researches on detection of the possibility of organization of control of modes of power system by WAMS data with respect to Ural bulk electricity system with the usage of its physical model including elements of WAMS.

CONTROL TASKS PROBLEM-ORIENTED MONITORING OF MODES OF POWER POOL – WAMS.........36 WAMS solves priority tasks of dispatcher control of acceptability of current modes and prevention of dangerous increase of variations of mode parameters.

STANDARDS STO 59012820.29.020.002-2012. ОАО «SYSTEM OPERATOR OF UNIFIED POWER SYSTEM».......................................44 Relay protection and automatics. Interaction of subjects of electrical power-engineering, consumers of electrical energy during creation (modernization) and organization of exploitation.

04-12_

.indd 3

06.06.2012 16:28:22

Устойчивость энергосистем

СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ЗАПАСОВ УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПО ДАННЫМ СМПР А. В. Данилин, «АльтероПауэр» В. Л. Прихно, Институт электродинамики НАН, Украина А. В. Жуков, А. Т. Демчук, ОАО «СО ЕЭС» Для всего многообразия схемно-режимных ситуаций невозможно заранее определить сетевые ограничения, поэтому возникла необходимость создания и внедрения в эксплуатацию программного комплекса для определения опасных сечений в системообразующей сети и их пропускной способности в условиях реального времени при адаптивной реакции на изменения схемы электрической сети – системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ). Ключевые слова: система мониторинга переходных режимов (СМПР), система мониторинга запасов устойчивости, перетоки мощности, допустимые перетоки. ВВЕДЕНИЕ

Для решения задач оперативно-диспетчерского управления режимами энергосистем ОЭС (ЕЭС) необходимой информацией являются ограничения перетоков мощности в соответствии с пропускной способностью электрических сетей. В практике диспетчерского управления допустимые перетоки (ограничения) рассчитываются заранее с помощью традиционных методов и, как правило, определяются величинами, полученными в наиболее неблагоприятных расчетных режимах. Это приводит к необоснованным ограничениям перетоков мощности, отступлению от оптимальных условий ведения режима и в результате – к снижению экономических показателей энергосистем. ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ СМЗУ

Система мониторинга запасов устойчивости: ♦ определяет опасные сечения в текущей схеме основной сети; ♦ определяет максимальные и аварийные допустимые перетоки в опасных сечениях по условиям статической устойчивости; ♦ позволяет прогнозировать пропускную способность опасных сечений в различных схемно-режимных ситуациях;

♦ позволяет проводить расчеты и определять «узкие места» в различных перспективных схемах. При этом комплекс СМЗУ: ♦ обеспечивает надежность ведения режима энергосистем; ♦ позволяет получить экономический эффект за счет снятия ограничений перетоков мощности по опасным сечениям в реальном времени; ♦ позволяет максимально использовать экономичные, конкурентоспособные электростанции, снизить объем ограничений потребителей. Источником информации для работы технологических алгоритмов служит текущий установившийся режим, полученный на основе телеметрии программой «Оценивание режима работы энергосистем». Оценивание состояния является базовой задачей комплекса оперативно-диспетчерского управления. В результате ее решения формируется информационная модель текущего или ретроспективного установившегося режима. Впоследствии на основе этой модели решаются другие задачи, в частности имитационного моделирования, проверки устойчивости, надежности и оптимизации. Очевидно, что от качества результатов оценивания существенно за-

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 4

06.06.2012 16:28:22

Устойчивость энергосистем висит и эффективность решения всех перечисленных задач, обеспечивающих оперативнодиспетчерское управление. С 2005 г. в ЕЭС России внедряется система мониторинга переходных режимов, позволяющая наблюдать с высокой точностью мгновенные значения токов и напряжений в различных точках электрической сети, измерять абсолютные и относительные фазовые углы, синхронизированные по времени с точностью до 1 мс. В связи с внедрением устройств СМПР (развитие WAMS-технологии) появилась возможность использования в оценивании состояния измерений разностей фаз напряжений между объектами, на которых эти устройства установлены. Можно ожидать, что расширение состава измеряемых параметров будет весьма полезно при решении задачи оценивания состояния. При этом следует выделить следующие положительные моменты: ♦ Наличие дополнительных измерений увеличивает надежность системы при отказах отдельных измерительных каналов. ♦ Возрастает обоснованность решений в процессе отбраковки измерений, содержащих грубые ошибки. ♦ Повышается вероятность выработки правильных рекомендаций при проверке состояния топологии сети. ♦ Наличие прямых измерений независимых переменных, к которым относятся модули и фазы напряжений узлов, повышает устойчивость вычислительного процесса (за счет улучшения свойств матриц Якоби). ♦ Более высокая точность дополнительных измерений способствует повышению точности оценки режима в целом. Описанные изменения в структуре измерений обусловили необходимость существенной модернизации программы оценивания состояния. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТ, СВЯЗАННЫЕ С МОДЕРНИЗАЦИЕЙ МОДУЛЯ ОЦЕНИВАНИЯ СОСТОЯНИЯ

Задача оценивания состояния является комплексной и включает несколько взаимосвязанных подзадач, к которым прежде всего относятся:

♦ проверка состояния топологии сети; ♦ проверка наблюдаемости режима и при необходимости восполнение дефицита телеметрической информации; ♦ отбраковка грубых ошибок в измерениях; ♦ расчет режима в соответствии с принятым критерием оценивания. В качестве основы алгоритма оценивания состояния в ПК «Космос» используется метод взвешенных наименьших квадратов. Сбалансированный электрический режим определяется в результате минимизации следующей целевой функции:

f =

∑ r ⋅[z i =1

2 − z i (u& ) ] ,

где: n – число измерений; z i – значение i-го измерения; z i (u& ) – функция, отражающая зависимость между i-м измерением и независимыми параметрами – составляющими комплексных узловых напряжений; ri – весовой коэффициент, характеризующий точность i-го измерения. При решении задач, связанных с расчетами электрических режимов, в качестве независимых параметров используются, как правило, либо модули и фазы напряжений (полярные координаты), либо составляющие узловых напряжений (прямоугольные координаты). Опыт и многочисленные исследования показывают, что однозначно сделать вывод о преимуществах одной из систем координат невозможно. Однако в конкретных случаях специфика решаемой задачи предопределяет выбор. Так, при решении задачи оптимизации режимов по реактивным мощностям и напряжениям предпочтительнее использование полярных координат. Это связано с тем, что в процессе решения задачи возникает необходимость учета большого числа ограничений по уровням напряжений и эти ограничения накладываются непосредственно на независимые переменные, а не на функции от них (что было бы, очевидно, необходимо при использовании прямоугольных координат). Для решения задачи оценивания состояния явных преимуществ выбор системы координат до последнего времени не давал. Исторически 04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 5

06.06.2012 16:28:23

Устойчивость энергосистем

сложилось, что для решения задачи оценивания состояния в качестве независимых переменных используются продольные и поперечные составляющие узловых напряжений, т. е. расчет ведется в прямоугольных координатах. Однако открывающиеся возможности непосредственных измерений углов фаз напряжений требуют пересмотра подхода к выбору системы координат. Очевидно, лучше учитывать разности непосредственно независимых переменных, чем функций от них. В связи со сказанным актуальной становится задача обеспечения возможности оценивания состояния и в полярных координатах. При этом ранее реализованный алгоритм с использованием прямоугольных координат должен быть сохранен. Выбор того или иного подхода должен определяться технологом. Предполагается, что для этой цели должна быть введена программная константа, определяющая выбор системы координат. Кроме сказанного, преимущество использования полярной системы координат состоит в том, что при полном доверии к измерениям углов проще осуществляется фиксация расчетных величин на уровне измеренных. По сути, уменьшается размерность задачи – фазы некоторых углов могут быть выведены из числа независимых переменных. По завершении итерационного расчета они могут быть определены непосредственно по измерениям разности фаз. В целевой функции задачи оценивания состояния используются весовые коэффициенты, характеризующие точности измерений. Однако участие в целевой функции абсолютно разнородных измерений – мощностей и углов – вызывает сложности с обоснованной установкой весовых коэффициентов. Для определения весовых коэффициентов при измерениях углов предлагается подход, основанный на следующих соображениях. Если рассмотреть схему, состоящую из двух узлов и одной ветви, то в качестве весового коэффициента для измерения угла между узлами можно принять величину

∂Pij

∂δij ,

которая определяется как параметрами ветви, так и параметрами режима. Для обоснованного определения весового коэффициента измерения угла между любыми узлами

в сложнозамкнутой схеме необходимо выполнить эквивалентирование. При эквивалентировании должны быть сохранены лишь те два узла, между которыми выполняется измерение. Весовой коэффициент будет определяться параметрами эквивалентной связи и исходными приближениями по напряжению. Поскольку операция эквивалентирования должна выполняться многократно для всех пар узлов, между которыми существуют измерения, то целесообразно ее выполнять в два этапа. Сначала необходимо исходную схему заменить эквивалентной, в которой оставлены лишь те узлы, между которыми имеются измерения, а затем из эквивалентной, значительно меньшего размера, формируется набор двухузловых эквивалентов. Поскольку, как было отмечено, величины определяемых подобным образом коэффициентов зависят не только от параметров сети, но и от режима (напряжений по концам), то для эквивалентирования следует подобрать близкий базовый режим (с учетом реального состояния топологии). При циклических расчетах для эквивалентирования может использоваться результат предыдущего расчета. МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ

Описанные доработки, связанные с возможностью учета дополнительных измерений (разностей фаз напряжений узлов и токов), приведут к существенной переработке и расчетного модуля, и сервисной подсистемы ПК. Что касается расчетного модуля, то изменения прежде всего коснутся следующих модулей и подсистем: 1. Должно быть обеспечено выполнение оценивания в полярных координатах и разработан новый модуль расчета производных измеряемых величин по модулям и фазам напряжений узлов. 2. Должен быть разработан модуль определения весовых коэффициентов для измерений фаз углов. 3. Необходима модернизация подсистемы анализа наблюдаемости с целью учета дополнительных измерений углов и токов. 4. Модули, связанные с отбраковкой измерений, содержащих грубые ошибки, должны быть доработаны с целью выявления ошибочных

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 6

06.06.2012 16:28:23

Устойчивость энергосистем величин среди измерений разностей углов напряжений в узлах схемы замещения. 5. Алгоритм учета ограничений должен быть доработан таким образом, чтобы обеспечивалась при необходимости фиксация разностей углов фаз напряжений и токов в узлах, вызывающих максимальное доверие. Для автономного расчетного модуля оценивания состояния необходима разработка подпрограммы с целью обеспечения возможности ввода измерений фаз напряжений узлов из базы данных. При этом способ получения информации (посредством дополнительных функций или иным образом) должен быть определен разработчиками базы данных. Доработки сервисной подсистемы ПК «Космос» должны прежде всего обеспечить: 1) возможность привязки дополнительных измерений. С этой целью в базе данных должны быть зарезервированы поля для задания номеров измерений разностей фаз и токов в узлах и ветвях схемы, а также занесения самих измерений (после запроса телеметрической информации за указанное время); 2) отображение в табличном виде измеренных и расчетных величин, а также отклонений, разностей фаз и токов в узлах и ветвях схемы; 3) отображение измеренных и расчетных величин на графических изображениях. Ядром комплекса является технологический алгоритм расчета предельных перетоков мощности в электрической сети, основанный на методах, разработанных ОАО «НИИПТ». Для задачи «Предельные перетоки» возникает задача определения максимально информативного набора векторов утяжеления. В реализованном варианте предполагается задание векторов в виде изменения режима генерации и потребления в ОЭС. Каждый вариант утяжеления исходного режима должен быть определен кусочно-линейной функцией изменений инъекций активной мощности в заданном списке узлов (подмножество J) от некоторого общего для всей системы аргумента. Параметры кусочно-линейной функции должны быть заданы непосредственно коэффициентами участия (КУj ) каждого узла из J и диапазоном возможного изменения инъекций в этом узле (Pjmin, Pjmax ).

На каждом линейном участке однозначно определен вектор изменения режима (ВИР) в координатах узловых инъекций активных мощностей, а следовательно, и в координатах перетоков на этом линейном участке. Для каждого ВИР автоматически определяется опасное сечение. Известно, что для адаптивных алгоритмов, работающих в реальном времени, первоочередной задачей является составление расчетной схемы энергосистемы и обеспечение ее исходной телеинформацией. Для удовлетворительного выполнения противоречивых требований, предъявляемых адаптивными алгоритмами: точности решения и быстродействия в реальном времени, – будет разработана программа формирования расчетной схемы энергосистемы – эквивалентирование. Эта программа должна работать вне комплекса, расчетная схема создается предварительно. ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС СМПР НА ПРИМЕРЕ СМЗУ СРТО

Одним из первых широкомасштабных работ по созданию системы мониторинга запасов устойчивости является проект для северных районов Тюменской области (СМЗУ СРТО). При создании СМЗУ СРТО ставятся следующие цели: ♦ повышение допустимых перетоков мощности по линиям электропередачи северных районов Тюменской области; ♦ повышение надежности энергосистемы; ♦ получение от первичных регистраторов аварийной и текущей информации о состоянии и режимах работы элементов основной сети ЕЭС (электростанций, подстанций, ЛЭП); ♦ накопление данных, отражающих протекание аварийных событий и натурных испытаний, с целью их дальнейшего исследования; ♦ исследование возможности использования значений фазовых углов для оперативного и автоматического управления текущим режимом работы ЕЭС, для совершенствования систем оценки надежности режима и противоаварийной автоматики. 04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 7

06.06.2012 16:28:23

Устойчивость энергосистем

Рис. 1. СМЗУ СРТО

Чем же отличается СМЗУ от существующих систем сбора и обработки информации филиала ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ (телемеханика, SCADA + EMS)? Прежде всего СМЗУ строится на базе регистраторов СМПР, отличительной особенностью которых является синхронность произведения измерений при помощи спутниковых сигналов точного времени GPS (в перспективе – ГЛОНАСС). Какую ценность имеют синхронные измерения? Известно, что разность фазовых углов напряжений по линии электропередачи – это показатель потока активной мощности, передаваемой по ней (нагрузка на линию). Периодическое изменение фазового угла является результатом периодически изменяющегося перетока, что, в свою очередь, является высокочувствительным индикатором нестабильности энергосистемы. Простое измерение мощности перетока является одним из индикаторов нестабильности. Измеренные колебания фазовых углов (что возможно только при полной синхронности измерений) могут помочь значительно точнее определить источник проблем. Измерения абсолютных фазовых углов, а следовательно, и относительных фазовых углов

напряжений предоставляют технологам СО новый мощный инструмент для управления энергосистемой и исследования ее поведения. Рассмотрим, из чего состоит СМЗУ СРТО. Условно комплекс делится на три составляющие: ♦ измерительная система; ♦ система сбора данных; ♦ информационная расчетная система. Обсудим каждую из них подробнее. ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА

Измерительная система располагается на объектах управления (четыре подстанции, две электростанции) и состоит из измерительных трансформаторов тока и напряжения, регистраторов СМПР и необходимой коммуникационной обвязки. В ряде случаев регистраторы или измерителипреобразователи могут быть объединены в измерительный комплекс, состоящий также из промышленных ЭВМ и устройств телекоммуникаций. Фактически регистратор представляет собой PMU (Phasor Measurement Unit) с расширенным составом функций по произведению измерений и их предварительной обработке (многофункциональное измерительное устройство).

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 8

06.06.2012 16:28:23

Устойчивость энергосистем Регистраторы снабжены спутниковыми часами (GPS) и производят измерение следующих параметров: δ (фазовый угол), U (напряжение), I (ток), P (активная мощность), Q (реактивная мощность), ω (частота), T (астрономическое время). Измерения производятся с периодичностью в 20 мс. Для создания СМЗУ СРТО рекомендованы к использованию два типа регистраторов: ♦ Arbiter 1133A (Arbiter Systems, USA); ♦ SMART-WAMS (на базе МИП-2, РТСофт, Россия). Регистраторы могут представлять собой как законченный вариант измерительной системы (Arbiter 1133A) с предоставлением интерфейса обмена данными по Ethernet (TCP/IP), так и вариант, требующий промежуточного устройства приема/обработки и предоставления информации (SMART-WAMS представляет собой объединение в одном шкафу до шести измерителейпреобразователей МИП-1 или МИП-2 и промышленной ЭВМ). Регистраторы могут быть физически объединены в монтажный шкаф, обеспечивающий требования по электромагнитной совместимости и содержащий системы гарантированного электропитания, дополнительные вычислительные и коммуникационные устройства. Измерительная система обеспечивает поток измеряемых и вычисляемых данных на следующий уровень СМЗУ (систему сбора данных) посредством канала передачи данных, представляющего собой два физических канала с пропускной способностью не менее 256 кбит/с (или не менее 128 кбит/с на одно наблюдаемое присоединение). Принятый в СМЗУ протокол обмена информацией – IEEE C37.118. СИСТЕМА СБОРА ДАННЫХ

Система сбора данных (ССД) территориально располагается в ДМЗ вычислительной сети Тюменского РДУ и представляет собой отказоустойчивый кластер на базе двух двухпроцессорных серверов производства IBM (System X3550). Основные задачи системы сбора: ♦ обеспечение сбора и сохранения данных параметров δ (фазовый угол), U (напряжение),

I (ток), P (активная мощность), Q (реактивная мощность), ω (частота), T (астрономическое время), полученных от измерительных устройств в режиме реального времени; ♦ обеспечение архивирования для полученных на объектах управления (ФСК, ГК, крупных потребителей) данных измерений с заданной периодичностью и глубиной; ♦ производство операций предоставления выборки текущих значений для запроса от информационной расчетной системы на заданном интервале времени. ССД СМЗУ СРТО предназначена для автоматизированного сбора и обработки информации, поступающей от измерительных устройств (регистраторов переходных режимов), расположенных на объектах ФСК и генерирующих компаний северных районов Тюменской области. Система позволяет накапливать данные, отражающие протекание аварийных событий и натурных испытаний, с целью их дальнейшего исследования. Особенностью реализации ССД является возможность одновременного сбора данных от всех измерительных систем комплекса в темпе процесса с минимальными задержками. При проектировании ССД акценты делаются на интеграции с корпоративной интеграционной транспортной системой ОАО «СО ЕЭС» и на возможности создания на базе ССД системы мониторинга динамических характеристик энергосистемы. ИНФОРМАЦИОННАЯ РАСЧЕТНАЯ СИСТЕМА

Информационная расчетная система (ИРС) территориально располагается в защищенном сегменте вычислительной сети Тюменского РДУ и представляет собой два отказоустойчивых кластера на базе двух двухпроцессорных серверов производства IBM (System X3550) и дисковой стойки IBM DS4700. ИРС СМЗУ СРТО предназначена для автоматизированной обработки информации, поступающей от измерительных устройств (регистраторов переходных режимов), расположенных на объектах ФСК и генерирующих компаний северных районов Тюменской области, а так04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 9

06.06.2012 16:28:24

Устойчивость энергосистем

Рис. 2. Архитектура ИРС

же от системы сбора и обработки телеметрии (SCADA). Система позволяет отслеживать параметры электрического режима в энергообъединениях с целью мониторинга режимов работы электротехнического оборудования, устойчивости узлов нагрузки, оценки состояния энергосистемы, расчета допустимых перетоков мощности, колебаний частоты и мощности, анализа причин возникновения аварий. С точки зрения архитектуры ИРС состоит из набора взаимосвязанных компонентов инфраструктурного типа (обеспечивающих среду выполнения технологических алгоритмов и задач) и прикладного типа (реализация технологических алгоритмов и процедур приема/обработки данных). К компонентам инфраструктурного типа относятся: ♦ система управления заданиями (Супервизор); ♦ система оповещения и регистрации событий; ♦ система архивирования;

♦ система управления базами данных и сервис доступа к данным. К компонентам прикладного типа относятся: ♦ система приема информации от SCADA и ССД; ♦ модернизированный модуль оценки состояния; ♦ модернизированный модуль расчета максимально допустимых перетоков и определения опасных сечений; ♦ комплекс отображения и управления работой. При создании ИРС ставятся следующие цели: ♦ обеспечить пользовательский интерфейс для отображения информации в режиме реального времени; ♦ обеспечить возможность управления процессом вычислений; ♦ обеспечить включение в расчеты и отображение информации с измерительных устройств СМЗУ; ♦ обеспечить возможность взаимодействия с модернизированным комплексом «Кос-

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 10

06.06.2012 16:28:24

Устойчивость энергосистем мос», модулем АРМДП и с системой сбора данных; ♦ обеспечить возможность работы в рабочем режиме на реальных данных и в режиме прогнозирования на тестовых данных. Одной из наиболее интересных особенностей реализации ИРС является возможность одновременного расчета МДП и ОС по двум разным алгоритмам (НИИПТ, «ТехСистем Груп») для определения корректности расчетов в различных схемно-режимных ситуациях. Кроме практических целей, такой подход позволяет заложить исследовательскую функцию для перехода к следующему этапу – созданию системы управления на базе информации от СМПР.

Комплекс должен обеспечивать работу в безостановочном режиме 7х24 с коэффициентом готовности не менее 0,999. Его проектирование и реализация выполняются с учетом опыта создания централизованной системы противоаварийного управления и особенностей построения ИТ-инфраструктуры ОАО «СО ЕЭС». ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Комплекс СМЗУ позволит получить экономический эффект за счет снятия ограничений перетоков мощности по опасным сечениям в реальном времени и снизить объем ограничений потребителей.

ВСЕ О ЧИСТОЙ ВОДЕ http://vodooch.panor.ru Ю. Н. Шимко, главный инженер НПО «Катализ»; М. В. Миняев, канд. биол. наук, Тверской госуниверситет; директор НИИ «Мосстрой», В. А. Устюгов, канд. техн. наук и другие ведущие специалисты в области водоснабжения, водоочистки и водоотведения. Издается при информационной поддержке Российской инженерной академии, «МосводоканалНИИпроект», «Теплоэлектропроект», а также других НИИ и вузов. Журнал включен в Перечень изданий ВАК. Ежемесячное издание. Объем — 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ • • • • • • • • •

Технологии и оборудование Водоснабжение Инновации Водоподготовка Водоотведение Способы водоочистки Экология водных объектов Научные разработки Комментарии специалистов и нормативные документы

На правах рекламы

В каждом номере: современные технологии и новые разработки в области очистки воды и улучшения ее качества; методы санации трубопроводов водоснабжения и водоотведения; технологии очистки сточных вод; электроимпульсные технологии обеззараживания; технологические схемы ионообменной очистки; мембранные технологии водоподготовки; промышленное производство питьевой воды из источников с повышенной минерализацией; способы очистки промышленных сточных вод с помощью высокоэффективной напорной флотации; разработка фирмы «Водако». Разработки ЗАО «Аквасервис»; оценки экспертов, практические рекомендации специалистов, опыт ведущих компаний по внедрению технологий и разработок и мн. др. Наши эксперты и авторы: К. С. Ухачев, руководитель проекта компании «Водные технологии «Атомэнергопрома»; С. Д. Беляев, заведующий отделом Российского НИИ комплексного использования и охраны водных ресурсов; А. А. Свердликов, канд. техн. наук НИИ ВОДГЕО; А. Н. Панкратов, технический директор компании СК «Стиф»; Б. А. Адамович, д-р техн. наук, проф.;

индексы

12537

84822

Для оформления подписки через редакцию необходимо получить счет на оплату, прислав заявку по электронному адресу podpiska@panor.ru по факсу (499) 346-2073, 04 • 2012 • или ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ а также позвонив по телефонам: (495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

04-12_

.indd 11

06.06.2012 16:28:24

ВСЕ РИСКИ ПОД КОНТРОЛЕМ http://ohrprom.panor.ru В каждом номере: лучший отраслевой опыт и практические меры по снижению уровня травматизма и профзаболеваний; правила и примеры расследования несчастных случаев; новые технические средства безопасности, коллективной и индивидуальной защиты; аттестация рабочих мест по условиям труда и обучению персонала; производственная санитария; экономическая эффективность затрат на охрану труда и технику безопасности; формирование культуры безопасного труда; надзор и контроль; практические советы специалистов по юридическим вопросам; судебная и арбитражная практика; страхование жизни, здоровья и производственных рисков; опыт зарубежных стран; новые нормативные акты и корпоративные документы по охране труда с комментариями; готовые образцы внутренней документации для различных отраслей и мн. др. Членами редсовета являются известные эксперты и специалисты: Н. П. Пашин, д-р экон. наук, проф., директор ВНИИ охраны и экономики труда; В. И. Щербаков, руководитель Информационно-аналитического центра

охраны труда Тульской обл.; Н. Н. Новиков, д-р техн. наук, проф., генеральный директор Национальной ассоциации центров охраны труда; Л. П. Шариков, эксперт-консультант по охране труда и технике безопасности. Издается при информационной поддержке ФГУ НИИ экономики и охраны труда. Ежемесячное издание. Объем — 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ • • • • • • • • • • • • •

Управление охраной труда Техника безопасности Экономика охраны труда Промышленная безопасность Эргономика Техническое регулирование За рубежом В регионах России Передовой опыт предприятий Средства наглядной информации Консультации специалистов Инструкции по охране труда Страхование

На правах рекламы

индексы

16583

82721

УНИВЕРСАЛЬНОЕ ПОСОБИЕ ДЛЯ РУКОВОДИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЦЕХОВ http://electro.panor.ru

На правах рекламы

индексы

12531

84816

В каждом номере: практические рекомендации по организации работы электроцехов, безаварийной и экономичной работе электрооборудования; проверка и ремонт; оптимизация работы электроцехов; нормирование, оплата и охрана труда электриков; повышение квалификации персонала; советы профессионалов; зарубежный и отечественный опыт; ежемесячные обзоры новинок промышленной электротехники и многое другое. Наши эксперты и авторы: А. С. Земцов, директор по инжинирингу ОАО «Электрозавод»; Б. К. Максимов, проф. МЭИ; В. А. Матюшин, исполнительный директор НПП «СпецТех»; П. А. Николаев, гл. инженер ОАО «Электрокабель. Кольчугинский завод»; Р. Ф. Раскулов, ведущий конструктор ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока»; В. Н. Аксенов, генеральный директор УстьКаменогорского конденсаторного завода; М. В. Матвеев, директор по развитию пусконаладочной фирмы «ЭЗОП» и многие другие ведущие специалисты в области эксплуатации электрооборудования. Председатель редакционного совета — Э. А. Киреева, проф. Институ-

та повышения квалификации «Нефтехим». Издается при информационной поддержке Московского энергетического института и Российской инженерной Академии. Ежемесячное издание. Объем — 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ • Оптимизация работы • • • • • • • • • • •

электроцехов Приборы и электрообрудование Диагностика и испытания Энергосбережение Обмен опытом Автоматизация. Системы автоматики и телемеханики Эксплуатация и ремонт. Продление срока службы электрообрудования Мастер-класс Нормирование и оплата труда Охрана труда и ТБ Организация труда в электроцехах Повышение квалификации

Для оформления подписки через редакцию необходимо получить счет на оплату, прислав заявку по электронному адресу podpiska@panor.ru или по факсу (499) 346-2073, а также позвонив по телефонам: (495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

04-12_

.indd 12

06.06.2012 16:28:25

Устойчивость энергосистем

ВОЗМОЖНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ Д. В. Тутундаева, А. Г. Фишов, Новосибирский государственный технический университет, Россия Представлена методика идентификации модели управления энергосистемы по данным СМПР и рассмотрено ее применение для управления устойчивостью режима ЭЭС в реальном времени. Ключевые слова: система мониторинга переходных режимов (СМПР), статическая устойчивость, динамическая устойчивость, запас устойчивости, управление.

ВВЕДЕНИЕ

Информация СМПР (отечественный аналог WAMS) о фазах векторов напряжения в узловых точках электрической сети может быть использована для контроля параметров, характеризующих взаимное движение синхронных машин во время динамического перехода: взаимных углов между векторами ЭДС генераторов, взаимных скольжений, ускорений, синхронизирующей мощности. Указанные параметры обладают наибольшей информативностью с точки зрения оценки запасов устойчивости энергосистемы и формирования управляющих воздействий. Новые возможности управления устойчивостью режима ЭС возникают при идентификации в режиме реального времени на основе этих параметров матрицы собственных и взаимных проводимостей (СВП) генераторов, связанных электрической сетью, как модели управления устойчивостью режима. В настоящей статье представлена методика идентификации модели управления энергосистемы по данным СМПР и рассмотрено ее применение для управления устойчивостью режима ЭЭС в реальном времени.

системой в режиме реального времени [2]. Задача идентификации модели управления предполагает определение матрицы СВП, решение которой можно рассмотреть на примере простейшей схемы «генератор с собственной нагрузкой – ШБМ» (рис. 1). К основным измеряемым параметрам относятся модули и углы напряжений по концам контролируемой электропередачи, активная и реактивная мощности в узле генерации. Определение СВП основано на использовании известных выражений, в кото-

ИДЕНТИФИКАЦИЯ МАТРИЦЫ СВП В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ

Контроль параметров переходного процесса с помощью СМПР позволяет выполнить идентификацию модели управления энерго-

Рис. 1. Эквивалентная схема замещения: а) вариант 1; б) вариант 2 04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 13

06.06.2012 16:28:25

Устойчивость энергосистем

рых активная и реактивная мощности линейно зависят от СВП: PГ = Е`2 × g11 + Е` × UC × b1C × sin δ`ГС – – Е`× UC × g1С × cos δ`ГС

(1)

QГ = Е × b11 + Е` × UC × g1C × sin δ`ГС – – Е` × UC × b1С × cos δ`ГС `2

где: g1C, b1C – активная и реактивная взаимные проводимости; g11, b11 – активная и реактивная собственные проводимости. Собственные и взаимные проводимости связаны соотношениями: g11 = g1 + g1C; b11 = b1 + b1C. Дополнив уравнения (1) уравнениями для производных: dPГ = Е` × UC × b1C × cos δ`ГС + Е` × UC × g1C × sin δ`ГС dδ`ГС (2) dPГ = – Е` × UC × g1C × cos δ`ГС + Е`× UC × b1C × sin δ`ГС dδ`ГС получаем систему линейных уравнений, решение которой при допущении постоянства переходной ЭДС дает матрицу СВП. Поскольку dP dδ

= lim Δδ→0

ΔP ; Δδ

dQ dδ

= lim

Δδ→0

ΔP , Δδ

производные активной и реактивной мощности по взаимному углу приближенно могут быть определены по приращениям мощности и угла (в установившихся режимах – при нерегулярных колебаниях нагрузки и роторов генераторов, в переходных режимах – в процессах их протекания): Δ PГ Δ δ`ГC

PГ2 – PГ2

;

δ`ГC2 – δ`ГC1

Δ QГ

Δ δ`ГC

QГ2 – QГ2 δ`ГC2 – δ`ГC1

(3)

Блок-схема алгоритма идентификации матрицы СВП представлена на рис. 2. Проиллюстрируем метод идентификации расчетной модели энергосистемы при протекании переходного процесса на примере простейшей нерегулируемой системы «станция – ШБМ». В качестве вычислительных средств использованы: программный комплекс MUSTANG – для получения расчетных

осциллограмм переходного процесса и математическая программа Mathcad – для обработки расчетных осциллограмм и идентификации угловой характеристики мощности генератора. В программе MUSTANG расчет переходного процесса выполнен для двух случаев: 1) синхронная машина представлена постоянной переходной ЭДС за постоянным переходным сопротивлением; 2) синхронная машина моделируется по упрощенным уравнениям Парка-Горева. В качестве расчетного возмущения рассмотрено увеличение сопротивления связи в 3 раза с последующим возвратом к доаварийному режиму. Два последовательных замера режимных параметров: UC , δC , UГ , δГ , PГ , QГ с интервалом 0,01 с, полученные после перехода рабочей точки на послеаварийную характеристику, использованы для расчета модуля и угла переходной ЭДС и ΔQГ отношений приращений ΔPГ . ; dδ`ГС dδ`ГС Результаты идентификации угловой характеристики мощности в сравнении с расчетными осциллограммами в плоскости параметров PГ и δ`ГС представлены на рис. 3. Следует отметить: ♦ представленный способ идентификации матрицы СВП не нуждается в контроле топологии сети и знании ее параметров; ♦ при моделировании переходных процессов в синхронной машине по уравнениям Парка-Горева допущение о постоянстве переходной ЭДС представляется достаточно грубым для анализа динамической устойчивости. Однако данное допущение оказывается правомерным в системе с регулятором возбуждения. КОНТРОЛЬ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ СЕТИ И КОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА УСТОЙЧИВОСТИ

Матрица СВП позволяет использовать угловые характеристики мощности для определения пределов передаваемых мощностей по контролируемым сечениям, запасов статической и динамической устойчивости для генераторов в режиме реального времени.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 14

06.06.2012 16:28:25

Устойчивость энергосистем

Рис. 2. Блок-схема алгоритма идентификации матрицы СВП

04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 15

06.06.2012 16:28:26

Устойчивость энергосистем

Рис. 3. Результат идентификации СВП для модели с Е` = const (а) и для модели, представленной упрощенными уравнениями Парка-Горева (б)

Оценка динамической устойчивости и ее запаса может быть выполнена по энергетическому критерию по отношению к взаимному движению роторов. Для простейшей системы «станция – ШБМ» кинетическая энергия, запасенная эквивалентным генератором в относительном движении, может быть определена как Wk =

Tj × s2 × Pном 2

(4)

где: Tj – постоянная механической инерции агрегата; PНОМ – номинальная мощность генератора, МВт; s – скольжение ротора генератора, о. е., которое можно вычислить приближенно, если перейти от дифференциалов к приращениям: s=

1 2 × π × f0

δ`ГС2 – δ`ГС1 Δt

(5)

Максимально возможную энергию торможения, необходимую для оценки динамической устойчивости и ее запаса, можно получить пу-

тем интегрирования угловой характеристики мощности, полученной по найденным значениям матрицы СВП: WП =

1 × ∫ (PГ(δ) – (PT(δ))dδ, 314

(6)

где: PГ(δ) – электрическая мощность генератора, МВт; PТ(δ) – мощность турбины, МВт. В общем случае мощность регулируемой турбины не может быть представлена зависимостью P Т(δ). В этом случае определение энергии торможения связано с определенными трудностями ввиду нелинейного характера изменения мощности турбины во времени и, соответственно, в координатах мощности и взаимного угла. Аналитическое решение этой задачи может быть получено, если выполнить аппроксимацию кривой P Т(δ) полиномом. Степень аппроксимирующего полинома будет зависеть от скорости изменения мощности турбины, о которой можно судить по экспериментально снятым моментно-импульсным характеристикам турбины.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 16

06.06.2012 16:28:26

Устойчивость энергосистем Для примера, представленного на рис. 3, на основе матрицы СВП выполнена оценка предельного перетока по условию статической устойчивости и запаса динамической устойчивости. В первом случае предел по статической устойчивости составляет 5382 МВт, энергия ускорения – 1682 кВт∙с, возможная энергия торможения равна 1771 кВт∙с. Во втором случае предел по статической устойчивости составляет 5460 МВт, энергия ускорения – 1247 кВт∙с, возможная энергия торможения равна 2132 кВт∙с. В соответствии с энергетическим критерием динамическая устойчивость сохраняется в обоих случаях, что подтверждается результатами вычислительного эксперимента. УПРАВЛЕНИЕ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАРУШЕНИЙ УСТОЙЧИВОСТИ С КОНТРОЛЕМ ЗАПАСОВ УСТОЙЧИВОСТИ В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ

Получаемая в результате идентификации СВП модель режима энергосистемы может быть использована для оптимизации управляющих воздействий в темпе переходного процесса по условиям устойчивости динамического перехода и статической устойчивости послеаварийного режима. Эффективность ее применения для противоаварийного управления исследована применительно к импульсной разгрузке турбин (ИРТ) Сургутских ГРЭС, входящих в состав Тюменской энергосистемы, обеспечивающей электрической и тепловой энергией потребителей Тюменской области и двух автономных округов. В состав Тюменской энергосистемы входят 10 тепловых электростанций, работающих параллельно на напряжении 500– 220 кВ. Суммарная установленная мощность ТЭС составляет 11 389 МВт, наиболее мощные ТЭС – две Сургутские ГРЭС и Нижневартовская ГРЭС. Основная особенность Тюменской энергосистемы состоит в существенном превышении установленных мощностей Сургутских ГРЭС и Нижневартовской ГРЭС над мощностью остальных электростанций. Это обстоятельство позволяет свести задачу обеспечения устойчивости Тюменской энергосистемы к задаче обеспечения устойчивости одномашинного эквивалента «Сургутские ГРЭС, Нижневартовская ГРЭС – ЕЭС»

при условии обеспечения синфазности движения синхронных машин внутри эквивалента. Синфазность движения управляемых генераторов может быть обеспечена распределением величины разгрузки между агрегатами пропорционально их исходной загрузке. 1.1. Постановка задачи управления применительно к ИРТ

В условиях инерционности разгрузки турбины предложена следующая оптимизационная формулировка задачи управления: обеспечить динамическую устойчивость и требуемую статическую устойчивость послеаварийного режима при всех расчетных возмущениях с минимизацией энергии взаимного движения второго цикла качаний при заданной форме управляющего импульса. Для решения поставленной задачи процесс управления делится на два этапа. На первом этапе (в период воздействия возмущения) осуществляется программное управление мощностью турбины с запуском ИРТ с предварительно заданными параметрами сразу же после возникновения опасного возмущения. На втором этапе (после снятия возмущающего воздействия) выполняется дооптимизация параметров РТ (глубины и продолжительности разгрузки, уровня восстановления мощности турбины), исходя из условия обеспечения динамической устойчивости генератора и с учетом ограничения по статической устойчивости в послеаварийном режиме. Дооптимизация параметров РТ выполняется по результатам идентификации модели энергосистемы в послеаварийном режиме. Применительно к задаче управления ИРТ идентификация матрицы СВП в послеаварийном режиме позволяет: ♦ выполнить оценку достаточности глубины ИРТ для обеспечения динамической устойчивости электропередачи; ♦ принять решение о необходимости более глубокой РТ или отключения части генераторов, если запас по динамической устойчивости недостаточен; ♦ определить уровень восстановления мощности турбины по условию 8 %-ного запаса статической устойчивости в послеаварийном режиме. 04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 17

06.06.2012 16:28:26

Устойчивость энергосистем

Рис. 4. Блок-схема алгоритма управления РТ

Δtmax – максимальная длительность импульса на РТ; А1 – относительная величина снижения напряжения, принимаемая как пусковой орган; А2 – относительная величина снижения электрической мощности генератора, принимаемая как пусковой орган; А3 – относительная величина глубины РТ; А4 – относительная величина снижения электрической мощности генератора, необходимая для оценки требуемой глубины РТ; А5 – коэффициент пересчета мощности в единицы измерения импульса (неравномерности – нв), подаваемого на ЭГП; А6 – относительная величина напряжения, принимаемая как фактор снятия аварийного возмущения; А7 – относительная величина снижения напряжения, позволяющая оценить стабильность восстановившегося напряжения

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 18

06.06.2012 16:28:26

Устойчивость энергосистем

Рис. 5. Переходной процесс при двухфазном КЗ без управления мощностью турбины (а) и при импульсной разгрузке турбины (б) 1.2. Алгоритм управления ИРТ с контролем условий устойчивости в темпе процесса

В качестве входной информации используются синхронизированные измерения режимных параметров, выполняемые с помощью двух регистраторов, установленных на шинах Рефтинской ГРЭС и Сургутской ГРЭС 2: ♦ действующие значения напряжения; ♦ углы между синусоидами напряжения и синусоидой 50 Гц, привязанной к сигналам точного времени; ♦ активная и реактивная мощности, выдаваемые Сургутской ГРЭС 2; ♦ время. Алгоритм формирует сигнал управляющего воздействия на мощность турбины каждого агрегата. Если интенсивность управляющего воздействия недостаточна для обеспечения динамической устойчивости управляемых генераторов, формируется сигнал на отключение части агрегатов. Для эффективной работы алгоритма управления по параметрам и в темпе переходного процесса предельное запаздывание в системе сбора и передачи данных от СМПР не должно превышать 60–70 мс.

На рис. 4 представлена блок-схема алгоритма управления РТ с контролем запасов устойчивости. 1.3. Математическое моделирование алгоритма управления

Алгоритм управления ИРТ с контролем запасов устойчивости реализован и протестирован в приложении SIMULINK MATLAB на примере простейшей модели энергосистемы «эквивалентный генератор с собственной нагрузкой – ШБМ». Генератор в модели представлен упрощенно – уравнением движения ротора, переходная ЭДС генератора принята неизменной. Собственная нагрузка представлена постоянной активной мощностью. В этом случае задача идентификации модели управления энергосистемой состоит в нахождении собственной активной и взаимной реактивной проводимостей по результатам регистрации режимных параметров: активной мощности и взаимного угла. После идентификации СВП вычисляется предел по статической устойчивости и определяется уровень восстановления мощности турбины в послеаварийном режиме, исходя из необхо04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 19

06.06.2012 16:28:27

Устойчивость энергосистем

Рис. 6. Форма управляющего импульса

димости обеспечения 8 % запаса статической устойчивости. Оценка запаса динамической устойчивости выполняется энергетическим методом, причем вычисление максимально возможной энергии торможения реализовано посредством интегрирования аналитического выражения для угловой характеристики мощности. Для вычисления энергии торможения используется значение мощности турбины (PТ1), соответствующее уровню разгрузки на момент снятия аварийного возмущения (для реального объекта управления может быть определено по экспериментально снятым импульсным характеристикам турбины). Таким образом, на интервале интегрирования мощность турбины принимается неизменной, что вполне допустимо, поскольку это вносит некоторый запас по устойчивости. В качестве сигналов пускового органа использованы величина и знак небаланса активной мощности. Снятие аварийного возмущения фиксируется также по знаку и величине небаланса активной мощности ввиду отсутствия сигналов напряжения на шинах генератора в данной модели энергосистемы. Использованы две ступени разгрузки турбины: 2 нв и 4 нв (1 неравномерность (1 нв) – минимальная амплитуда такого длительного сигнала, при подаче которого турбина должна разгрузиться от номинальной мощности до нуля). Форма импульса – прямоугольная. Управляющий импульс амплитудой 2 нв подается в случае, если небаланс активной мощности не превышает 0.5 о. е. Длительность импульса РТ определяется из условия сохранения динамической устойчивости. Если устойчивость сохраняется, управляющий импульс будет снят. В противном случае формируется сигнал на отключение генераторов, а импульс снимается по истечении Δtmax . Значение Δtmax

принято равным 0,4 с, что соответствует глубине снижения мощности турбины 0,5 о. е. В реальных условиях Δtmax необходимо выбирать на основании информации о допустимой глубине разгрузки турбины. Моделирование управления мощностью турбины выполнено при следующих расчетных условиях. Мощность турбины в исходном режиме равна 1 о. е. Собственная нагрузка на шинах генератора составляет 0,2 о. е. Графики переходного процесса без управляющих воздействий (а) и с управлением мощностью турбины (б) при расчетном возмущении – двухфазное КЗ длительностью 0,18 с – приведены на рис. 5. Результат работы алгоритма – сигнал на разгрузку турбины амплитудой 2нв, который снимается после оценки устойчивости динамического перехода (энергия ускорения равна 1787 кВт•с, энергия торможения – 2119 кВт•с), восстановление мощности турбины до уровня 0,92 от мощности турбины в доаварийном режиме по условию 8 %-ного запаса статической устойчивости в послеаварийном режиме. Форма управляющего импульса показана на рис. 6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Представлены новые возможности управления устойчивостью режима ЭС на основе данных СМПР с контролем запасов статической и динамической устойчивости в темпе процесса. 2. Показана эффективность применения алгоритма идентификации модели управления энергосистемы для дооптимизации интенсивности управляющих воздействий в темпе переходного процесса на примере импульсной разгрузки турбины на математической модели «станция – ШБМ». 3. С точки зрения развития нормативных требований по устойчивости энергосистем применение новой технологии синхронизированных измерений режимных параметров позволит уменьшить метрологическую составляющую нормативного коэффициента запаса устойчивости, а также снизить требуемый запас по устойчивости посредством повышения управляемости энергосистемы.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 20

06.06.2012 16:28:27

Устойчивость энергосистем БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Аюев Б. И., Куликов Ю. А. Перспективные направления использования системы мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС // Труды международной конференции «Релейная защита и автоматика современных энергосистем». – Чебоксары, 10–12 сентября 2007 г. 2. Тутундаева Д. В. Применение системы мониторинга переходных режимов для идентификации модели управления энергосистемой // Наука. Технологии. Инновации: Материалы всероссийской научной конференции молодых

ученых. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. – Ч. 3. С. 254–256. 3. Karlsson D., Hemmingsson M., Lindahl S. Wide area system monitoring and control – terminology, phenomena, and solution implementation strategies», Power and Energy Magazine, IEEE, Volume 2, Issue 5, Sept. – Oct. 2004. P. 68–76. 4. Phadke A.G. Synchronized Phasor Measurements. Measurement techniques, Applications, and Standards, in Proc. CIGRE 2006 on Monitoring of Power System Dynamic Performance, Moscow, April 2006.

ОПТИМАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ — НАИЛУЧШАЯ ОТДАЧА http://innov.panor.ru

индексы

12424

36390

В каждом номере: современные методы и технологии инновационного менеджмента; условия участия организаций в реализации инновационных проектов; опыт практической деятельности субъектов РФ в инновационной сфере; engineering; producens innovation; crowdsourcing; closing teсh; capital-saving innovation; мониторинг изменений правовых норм по инновационной деятельности и многое другое. Наши эксперты и авторы: С. Н. Мазуренко, руководитель Федерального агентства по науке и инновациям, проф.; А. В. Наумов, директор Департамента государственной научно-технической политики и инноваций Минобрнауки РФ; А. А. Харин, директор Института инновационных преобразований ТГУ, проф.; А. А. Гордеев, руководитель Инновационного центра НОУ ВПО ВШПП и другие известные российские ученые и преподаватели отечественных вузов, руководители инновационных предприятий. Руководитель редакционного совета — О. А. Ускова, президент На-

циональной Ассоциации инноваций (НАИРИТ). Издается при информационной поддержке Российской экономической академии им. Г. В. Плеханова. Ежемесячное издание. Объем — 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ r Инновационный потенциал страны

r Национальные проекты r Законодательное регулирование инновационных процессов

r Инновации в образовании r Отраслевые и региональные новости инновационной России

r Инновационная модернизация национального бизнеса

r Перспективные научные исследования

r Инновационный практикум r Инновационное сообщество: персоналии, проекты, сотрудничество

Для оформления подписки через редакцию необходимо получить счет на оплату, • ОПЕРАТИВНОЕ 04 • 2012 или В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ прислав заявку по электронному адресу podpiska@panor.ru по факсуУПРАВЛЕНИЕ (499) 346-2073, а также позвонив по телефонам: (495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

04-12_

.indd 21

06.06.2012 16:28:27

ПЕРСОНАЛЬНЫЙ КОНСУЛЬТАНТ ДЛЯ РАБОТНИКОВ ОТИЗ http://normtrudprom.panor.ru В каждом номере: материалы по вопросам разработки, внедрения и реализации современных технологий нормирования и оплаты труда; оптимальные системы оплаты и мотивации труда в условиях кризиса; практика ведущих промышленных компаний по разработке и применению схем, направленных на комплексную оптимизацию окладных, тарифных, премиальных и бонусных, а также нематериальных мотивационных факторов; методики определения интенсивности труда и напряженности норм трудовых затрат; рекомендации по введению, замене и пересмотру норм; технологические карты на основные виды работ и нормативы выработки в различных отраслях промышленности и многое другое. Наши эксперты и авторы: Н. А. Волгин, заведующий кафедрой труда и социальной политики РАГС, президент Всероссийской ассоциации работников отделов по организации, нормированию и оплате труда предприятий и организаций, д-р экон. наук, профессор; Л. А. Чайковская, д-р экон. наук; Г. Г. Руденко, д-р экон. наук, профессор кафедры управления человеческими ресурсами РЭА; Т. Ю. Киселева, канд. экон.

наук, доцент Финансовой академии при Правительстве РФ и другие ведущие специалисты в области нормирования и оплата труда в промышленности. Главный редактор — В. Н. Сидорова, канд. экон. наук, профессор кафедры управления человеческими ресурсами Российского экономического университета им. Г. В. Плеханова. Издается при научной и методической поддержке НИИ труда и социального страхования, Российского экономического университета им. Г. В. Плеханова и РАГС. Входит в Перечень изданий ВАК. Ежемесячное издание. Объем — 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ • Труд и норма • В помощь нормировщику • Оплата труда: политика и механизм формирования

• Проблемы производительности • • •

труда Мотивы и стимулы Соцально-трудовые отношения Статистика и труд

индексы

16582

82720

На правах рекламы

ЧТОБЫ ТЕХНИКА НЕ ПОДВЕЛА! http://oborud.panor.ru В каждом номере: обзоры, экспертиза и технические параметры новых типов электрооборудования; рекомендации по монтажу, эксплуатации, техническому обслуживанию, мнения экспертов о новом высокоэффективном оборудовании, которое повышает надежность и экономичность систем электроснабжения; новые электроизоляционные материалы; диагностика и испытания оборудования; мониторинг низковольтного и высоковольтного оборудования, практика и рекомендации специалистов по обеспечению безаварийной эксплуатации; вопросы энергосбережения; новые типы вспомогательного электрооборудования: обзоры, технические параметры, экспертиза, диагностика; практические советы ведущих специалистов по эксплуатации, обслуживанию и ремонту промышленного электрооборудования и электрических сетей; актуальные вопросы энергоресурсосбережения и многое другое. Наши эксперты и авторы: Н.И. Лепешкин, заместитель генерального директора ОАО «Центрэлектроремонт»;

С.А. Цырук, зав. кафедрой, проф. Московского энергетического института; Ю.М. Савинцев, генеральный директор корпорации «Русский трансформатор», канд. техн. наук; С.И. Гамазин, проф. МЭИ; В.Н. Соснин, технический директор компании «НПФ Полигон»; А.Н. Ерошкин, специалист НПО «Сатурн»; Ю.Д. Сибикин, генеральный директор НТЦ «Оптим», канд. техн. наук; Е.А. Конюхова, д-р техн. наук, проф.; М.С. Ершов, д-р техн. наук, проф., чл.-кор. Академии электротехнических наук РФ и многие другие ведущие специалисты. Главный редактор – профессор Э.А. Киреева. Журнал входит в Перечень изданий ВАК. Издается при информационной поддержке Московского энергетического института и Российской инженерной академии. Ежемесячное издание. Объем – 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

индексы

12532

84817

04-12_

.indd 22

06.06.2012 16:28:28

Устойчивость энергосистем

МЕТОДИКА ВЫБОРА УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ М. В. Данилов, И. П. Кадыков, А. К. Ландман, А. М. Петров, ЗАО «ИАЭС» Статья посвящена разработке методического и алгоритмического обеспечения, предполагающего использование средств измерения углов и скольжений роторов генераторов для систем противоаварийного управления объектного и системного уровня. Ключевые слова: устойчивость параллельной работы, противоаварийная автоматика, метод локальных функционалов, управляющее воздействие.

ВВЕДЕНИЕ

С усложнением структуры электроэнергетических систем (ЭЭС) надежность электроснабжения потребителей все более жестко увязывается с сохранением устойчивости параллельной работы электростанций при больших возмущениях. Задача управления ЭЭС в переходных режимах усложняется, с одной стороны, существенной нелинейностью объекта управления, а с другой – дискретностью вводимых управляющих воздействий (УВ). К перечисленным трудностям добавляется отсутствие простых и надежных критериев устойчивости динамических режимов сложных ЭЭС. В связи с этим для решения указанной задачи требуется привлечение новых математических методов и современных систем измерений, позволяющих устранить недостатки известных подходов. Организация структур современных систем противоаварийного управления построена по иерархическому принципу. Системы управления нижнего (объектного) уровня координируются системой управления верхнего уровня. При отсутствии по каким-либо причинам координации со стороны верхнего уровня автономные системы объектного уровня должны обеспечивать основную цель управления – сохранение устойчивости.

МЕТОД ЛОКАЛЬНЫХ ФУНКЦИОНАЛОВ

При разработке алгоритмов противоаварийной автоматики должна комплексно решаться задача выбора критерия оптимальности и методов оптимизации воздействий, обеспечивающих наибольший уровень устойчивости и желаемое качество управления, и технических средств их реализации. Применение классической теории оптимального управления, основанной на интегральных критериях качества и процедуре динамического программирования, ограничено задачами малой размерности. Для многомашинных ЭЭС такой подход практически неприемлем из-за неоправданно больших затрат времени. Более эффективен в данном случае подход, основанный на использовании локальных функционалов. Впервые идея использования противоаварийной автоматики для оптимизации управляющих воздействий нашла отражение в трудах СЭИ [4, 5], хотя ее истоки относятся к более ранним работам советских и зарубежных ученых. В отличие от интегральных критериев, требующих оптимизации УВ на всем расчетном интервале Т, локальные функционалы позволяют в каждый момент времени t оценить расстояние от точки, характеризующей положение системы в пространстве фазовых координат, до желаемого положе04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 23

06.06.2012 16:28:28

Устойчивость энергосистем

ния равновесия в послеаварийном режиме и могут иметь, например, следующую структуру: ,

(1)

– фазовые координаты системы; – координаты желаемого послеаварийного режима; U – управляющие воздействия; – весовые коэффициенты. Таким образом, с использованием локальных функционалов оптимизация УВ выполняется на каждом шаге решения системы нелинейных дифференциальных уравнений переходного процесса ЭЭС, что позволяет предложить эффективные процедуры такой оптимизации. Рассмотрим систему нелинейных дифференциальных уравнений электромеханических переходных процессов

Здесь x (k) , u(k) , Φ(k) – коэффициенты соответствующих разложений. Определение оптимальных УВ требует минимизации функционала (5) на множестве допустимых управлений

где:

x&= F (x, u, t),

(2)

где t – текущее время. В общем случае на УВ могут быть наложены ограничения как в виде неравенств Umin ≤ u ≤ ≤ Umax, так и в форме дифференциальных связей, отражающих инерционность (запаздывание в срабатывании) соответствующих органов управления. Для получения оптимальных с точки зрения предложенного локального функционала (1) УВ воспользуемся сформулированным в работе [6] асимптотическим принципом оптимальности. Для этого задачу (2) запишем в пространстве малого времени (с учетом τ = 1 – е–qt)

(1 − τ)

dx 1 = F(x, τ, u(x, τ)). dτ q

(3)

Решением (3) являются асимптотические разложения по степеням параметра τ (малого времени)

Ψ(τ) = min Φ(x, u, τ).

(6)

u∈Ω

Для того чтобы общий функционал (5) достигал экстремума (минимума), необходимо, чтобы его дифференциал, если он существует, обращался в нуль

∂Φ(x, u, τ) = 0. ∂u

(7)

На основании принятого в [6] постулата о том, что в наборе коэффициентов u(p)(p = 0, N) линейно независимым является только коэффициент u(0), нетрудно получить рекуррентную зависимость (8) x = f(x , u ,...u ), (k)

(0)

(k −1)

(0)

которую затем использовать для нахождения коэффициентов u(k) в функции от x(0). Таким образом, подстановка (8) в (7) позволит получить оптимальное в смысле принятого критерия (6) значение линейно-независимого коэффициента u(0), являющегося фактически начальным условием задачи (2). Поскольку момент времени t, для которого определены начальные условия x(0), u(0), есть произвольная точка отрезка t ∈ [0, ∞), соответствующего τ [0, 1], найденное управление в каждый момент времени будет зависеть только от текущего состояния системы F(x(0), u(0),t) и не будет зависеть от значений управления в другие моменты времени. Иными словами, полученное выражение для u(0) будет представлять собой закон непрерывного оптимального управления исследуемым объектом.

(4) . Это обстоятельство позволяет представить локальный функционал (1) в форме ряда по степеням τ N

Φ(x, u, τ) = Σ Φ(k) τ k + 0(τ k +1 ) . k =0

(5)

МЕТОДИКА ВЫБОРА УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ДЛЯ МНОГОМАШИННОЙ ЭЭС

Достоверность и строгость сформулированного положения проверены в работе [2] на примере системы типа «станция – шины», для

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 24

06.06.2012 16:28:28

Устойчивость энергосистем которой определяется закон непрерывного адаптивного управления мощностью. Полученные численные результаты подтвердили эффективность применения изложенной теории к задачам противоаварийного управления в простейших ЭЭС. Рассмотрим сложную многомашинную систему, переходный процесс в которой может быть описан следующей системой уравнений:

TJ i

dsi = PTi − PЭ i − ui (t) dt

dδi = si , dt (i = 1, n ) PЭi = E i2Yii sinαii + E i

Запишем локальный функционал (1) в следующем виде:

≈

∑Φ k =0

(k)

⋅τk

Тогда коэффициенты разложения Ф(k) с учетом выражений (10) будут вычисляться по формулам n

(9)

2 Φ(0) = ∑ ((δi(0) − δ i ) 2 + k i si(0) ) i =1 n

Φ(1) = ∑ (2(δi(0) − δ i )si(0) /q +

∑ E j Yij sin(δi − δ j − αij ). j =1 j ≠i

i =1

q + k i si(0) (PTi − PЭi (0) − ui(0) )/qTJi )

(11)

∑

В этой системе требуется определить такие Φ(2) = (( si(0) /q) 2 + (k i si(0) + управления, которые удовлетворяли бы асимпi =1 тотическому принципу оптимальности и обе+ (δi(0) − δ i )/q)(PTi − PЭi (0) − ui(0) )/qTJi + спечивали переход системы с некоторой аварийной траектории на траекторию устойчивого + k i ((PTi − PЭi (0) − ui(0) )/qTJi ) 2 + послеаварийного режима. Воспользуемся для определенности следующими допущениями: + (δi(0) − δ i )si(0) /q − k i si(0) (PЭi (1) + ui(1) )/qTJi ) 1) одна из станций системы является шинами бесконечной мощности (ШБМ) – данное доДля выполнения необходимого условия пущение не является определяющим, если имеется техническая возможность передачи базис- оптимальности (6) требуется найти дифференциал каждого из коэффициентов Ф(к) по up(k) и ного угла в остальные узлы энергосистемы; 2) управление может вводиться в каждом приравнять к нулю. Однако анализ выражений управляемом узле и рассматривается как (11) показывает, что единственный линейноуправление мощностью (ИPT, ЭТ и другие виды независимый коэффициент up(0) может быть получен уже из формулы для Ф(2): управления); 3) управление вводится безынерционно, ui(0) = PTi − PЭi (0) + TJi (δi(0) − δ i )/2qk i + si(0)qTJi /2 ограничения на ресурс отсутствуют. (12) Рекуррентные выражения для определения или коэффициентов разложений (4) фазовых коор- u (t) = P − P (t) + T (δ (t) − δ i )/2qk + s (t)qT /2 i Ti Эi Ji i i i Ji динат системы δi(k), si(k) могут быть найдены по методике [3] Таким образом, полученное выражение (12) представляет собой закон независимого аваδi(1) = si(0) /q рийного управления мощностью для каждого si(1) = (PTi − PЭi (0) − ui(0) )/q ⋅ TJi i-го генератора сложной ЭЭС. (10) По сути, такое управление является локаль.......... .......... .......... .......... ..... ным, поскольку использует лишь информацию δi(k) = (si(k −1) /q + (k −1)δi(k −1) )/k о «местных» режимных параметрах в i-м узле si(k) = (( −PЭi (k −1) − ui(k −1) )/q ⋅ TJi + (k −1)si(k −1) )/k. ЭЭС. 04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 25

06.06.2012 16:28:29

Устойчивость энергосистем

Параметр

Рис. 1. Влияние коэффициентов в законе управления на характер переходного процесса: а) без учета влияния отклонения угла от положения равновесия; б) с учетом влияния отклонения угла от положения равновесия

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 26

06.06.2012 16:28:30

Устойчивость энергосистем АПРОБАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ

Управление было опробовано на математической модели многомашинной энергосистемы. Управляющие воздействия выбирались по (12) с учетом ограничений на ресурс управления и учитывались в программе расчета динамической устойчивости ЭЭС. Расчетная схема содержала электрические станции и мощную ЭЭС, представленную как ШБМ. В качестве управляющих воздействий использовались электрическое торможение (ЭТ) при ограничении мощности тормозной установки Pторм на генераторе, вблизи шин которого произошло КЗ, импульсная разгрузка турбин, отключение генераторов (ОГ) и отключение нагрузки (ОН). На приведенном рисунке показаны результаты трех вариантов определения дозировок управляющих воздействий при различных значениях коэффициентов q и ki в законе управления (12). Как следует из результатов расчетов, закон управления имеет выраженный релейный характер. Анализ влияния величин коэффициентов в законе управления показал, что отключение ЭТ в моменты равенства нулю скольжения генератора не обеспечивает устойчивости (рис. 1а), тогда как введение в закон управления и составляющей по отклонению угла генератора позволяет обеспечить необходимое качество переходного процесса (рис. 1б). ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Использование локального оптимального управления с использованием местных параметров (в случае отсутствия ШБМ необходима передача в узлы управления базового угла) в одном или нескольких узлах ЭЭС обеспечивает устойчивость всей системы, несмотря на децентрализацию управления.

2. Выраженный релейный вид закона управления позволяет сделать его полностью релейным без ухудшения качества переходного процесса, отстроившись от коротких и слабых управляющих сигналов. Поскольку адаптивный закон противоаварийного управления работает по параметрам переходного процесса, а не по параметрам возмущения, он учитывает действие автоматики, работающей по временной программе (АПВ, ОН, ОГ и др.). БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическими системами / Под ред. В. А. Семенова. – Новосибирск: Наука, 1986. 2. Калуга В. К., Ландман А. К., Левин В. М. Определение адаптивных управляющих воздействий в электроэнергетических системах // Методы и средства противоаварийного управления в электроэнергетических системах. – Новосибирск, 1986. 3. Левин В. М., Ландман А. К. Методика получения аналитических решений уравнений переходного процесса в электроэнергетической системе // Методы исследования устойчивости сложных электрических систем и их использование. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – C. 77–82. 4. Нещерет В. И., Кычаков В. П. Выбор локально-оптимальных управлений в сложных электроэнергетических системах // Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт. – 1983. – № 2. – С. 12–19. 5. Нещерет В. И., Кычаков В. П. Об использовании локальных функционалов для оптимизации управления в энергосистемах // Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт. – 1983. – № 1. – С. 10–17. 6. Панченков А. Н. Основы теории предельной корректности. – М.: Наука, 1976.

04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 27

06.06.2012 16:28:30

НАДЕЖНЫЙ ПРОВОДНИК В МИРЕ ПРИБОРОВ И АВТОМАТИКИ http://kip.panor.ru В каждом номере: организация сервиса КИП и автоматики; создание автоматизированных систем управления, их программное и техническое обеспечение; комплексное управление технологическими и бизнес-процессами; новые разработки электронной аппаратуры; тестирование технологического оборудования; метрологическая экспертиза и технические характеристики приборов и аппаратуры. В журнале приводятся примеры лучших отечественных разработок КИП и автоматики, плодотворного делового сотрудничества российских предприятий с зарубежными компаниями в области освоения выпуска приборов по лицензиям. Наши эксперты и авторы: В. И. Пахомов, главный инженер ПО «Спецавтоматика»; Д. А. Вьюгов, заместитель директора ООО «КИП-сервис»; начальник отдела компании «Систем Сенсор Фаир Детекторс», И. Н. Неплохов, канд. техн. наук; Г. И. Телитченко и В. Н. Швецов, cпециалисты ВНИИ метрологии; А. А. Алексеев, технический директор ЗАО «ЭМИКОН»; Д. Н. Громов, главный инженер НПФ «КонтрАвт»; Г. В. Леонов, заместитель проректора по научной работе КубГТУ; В. А. Никоненко, заслуженный метролог России, генеральный директор

ОАО НПП «Эталон»; М. С. Примеров, канд. техн. наук; главный инженер ЗАО «РТСофт»; В. С. Андреев, технический директор ОАО «Элара» и многие другие специалисты в области КИПиА. Председатель редакционного совета журнала — проф. В. Е. Красовский, ученый секретарь Института электронных управляющих машин им. И. С. Брука. Издается при информационной поддержке Российской инженерной академии, Института электронных управляющих машин, ВНИИ метрологии им. Д. И. Менделеева, ВНИИ метрологической службы и Союза машиностроителей. Ежемесячное издание. Объем — 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ • Рынок аппаратуры • Измерительные технологии • • • • • • •

и оборудование Интегрированные датчики Бесконтактные измерения Автоматизация Автоматика Обслуживание и ремонт Советы профессионалов Метрология

индексы

12533

84818

На правах рекламы

ЭФФЕКТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВОМ http://ge.panor.ru

На правах рекламы

индексы

16577

82715

В каждом номере: материалы, необходимые для повседневной деятельности технического руководства промпредприятий; антикризисное управление производством; поиск и получение заказов; организация производственного процесса; принципы планирования производства; методы повышения качества продукции и ее конкурентоспособности; практика управления техническими проектами и производственными ресурсами; способы решения различных производственных задач; опыт успешных инженерных служб отечественных и зарубежных предприятий. Наши эксперты и авторы: Ф. И. Афанасьев, главный инженер Стерлитамакского ОАО «Каустик»; А. Н. Луценко, технический директор Череповецкого металлургического комбината ОАО «Северсталь», канд. техн. наук; А. В. Цепилов, технический директор ОАО «Завод «Красное Сормово»; С. А. Воробей, главный инженер Гурьевского метзавода; В. А. Гапанович, вице-президент, главный инженер ОАО «РЖД»; Г. И. Томарев, главный инженер Волгоградского металлургического завода «Красный Октябрь»; А. А. Гребенщиков, главный инженер Воронежского механического завода; А. Д. Викалюк, технический директор

Копейского машиностроительного завода; И. Ю. Немцов, главный инженер компании «Термопол-Москва», другие ведущие специалисты и топ-менеджеры промышленных предприятий, а также технические специалисты ассоциаций и объединений, промышленных предприятий, ученые, специалисты в области управления производством. Издается при информационной поддержке Российской инженерной академии и Союза машиностроителей. Ежемесячное издание. Объем — 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ • Управление производством • Антикризисный менеджмент • Реконструкция и модернизация • • • • • •

производства Передовой опыт Новая техника и оборудование Инновационный климат Стандартизация и сертификация IT-технологии Промышленная безопасность и охрана труда

04-12_

.indd 28

06.06.2012 16:28:30

Управление режимами

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ТУРБИНЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПО ДАННЫМ СМПР А. В. Жуков, А. Т. Демчук, ОАО «СО ЕЭС», В. И. Леонидов, В. А. Андреюк, Г. В. Кирьенко, Т. А. Гущина, ОАО «НИИПТ» Первые результаты исследований по выявлению возможности организации управления режимами энергосистемы по данным СМПР применительно к ОЭС Урала с использованием ее физической модели, включающей элементы СМПР. Ключевые слова: электромеханический переходный процесс, управление установившимися и переходными режимами, система мониторинга переходных режимов (СМПР), управление мощностью турбин энергоблоков, относительный угол между векторами напряжения. ВВЕДЕНИЕ

Информация о положении векторов напряжения в узловых точках электрической сети, полученная с помощью системы мониторинга переходных режимов (СМПР), может быть использована для определения запасов устойчивости энергосистемы и формирования управляющих воздействий для ввода режима в допустимую область при ослаблении пропускной способности сечения. При этом способом управления переходными процессами в энергосистеме является управление мощностью турбин энергоблоков электростанций. В связи с определенными трудностями организации управления мощностью турбин с использованием данных СМПР весьма важным является вопрос практической реализации такого управления [1, 2]. В отчетах представлены первые результаты проводимых исследований по выявлению возможности организации управления режимами энергосистемы по данным СМПР применительно к ОЭС Урала с использованием ее физической модели, включающей элементы СМПР. Физическая модель энергосистемы создана на базе цифро-аналогово-физического комплек-

са ОАО «НИИПТ», включающего в свой состав самую большую в мире электродинамическую модель. Электродинамическое моделирование позволяет воспроизводить аварийные режимы любого характера и является эффективным средством исследования и анализа электромеханических переходных процессов в энергосистемах. При построении физической модели энергосистемы в качестве генераторов, трансформаторов, нагрузок и линий электропередачи используются их физические аналоги, а системы измерения, регулирования и управления представляются аналоговыми и цифровыми моделями. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

Физическая модель ОЭС Урала, содержащая транзит 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 – Тюмень – Рефтинская ГРЭС, с использованием которой проводились исследования, представлена на рис. 1. Она содержит генераторы электростанций Сургутских ГРЭС-1 и ГРЭС-2 и Нижневартовской ГРЭС, эквивалентный генератор Тюмени, эквивалентный генератор ЕЭС, примыкающий к шинам 500 кВ Рефтинской ГРЭС, 15 на04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 29

06.06.2012 16:28:31

Управление режимами

грузок и 40 линий электропередачи. На шинах 500 кВ Сургутской ГРЭС-2 и Рефтинской ГРЭС установлены два элемента СМПР – многофункциональные измерительные преобразователи (МИП). В процессе исследований осуществлялось управление мощностью турбин энергоблоков Сургутской ГРЭС-2. На физической модели энергосистемы турбина генераторов Сургутской ГРЭС-2 представлена цифровой моделью, которая включает в себя дифференциальные уравнения 12 порядка, нелинейности в системе регулирования, в том числе и типа люфт, а также учитывает работу сбросных и предохранительных клапанов. В качестве основного параметра управления мощностью турбин энергоблоков Сургутской ГРЭС-2 используется угол между векторами напряжения на шинах 500 кВ Сургутской ГРЭС-2 и Рефтинской ГРЭС (относительный угол δл), вычисляемый как разность двух абсолютных углов векторов напряжений, замеряемых с использованием двух элементов СМПР на шинах этих электростанций (см. рис. 1). В настоящее время в ОАО «НИИПТ» проводится работа по исследованию эффективности разработанных в различных научноисследовательских организациях России алгоритмов управления установившимися и переходными режимами энергосистемы путем воздействия на турбины энергоблоков. В докладе представлены результаты исследований, полученные с использованием разработанного в ОАО «НИИПТ» алгоритма управления [1]. В рамках данного алгоритма разработаны соответствующий закон формирования управляющего воздействия и реализующая этот закон цифровая модель регулятора мощности турбины (РМТ). В алгоритме используются программный и непрерывный принципы противоаварийного управления. При этом программное управление возлагается на систему противоаварийной автоматики (ПАА). Программное управление, реализуемое при аварийных возмущениях, приводящих к нарушению устойчивости, решает задачу обеспечения динамической устойчивости генераторов

в первой фазе переходного процесса, а непрерывное управление по текущим параметрам переходного процесса обеспечивает устойчивость в последующих его фазах и выход послеаварийного режима на максимально допустимый уровень с 8 %-ным запасом. Программное управляющее воздействие, формируемое ПАА, подается на вход электрогидравлического преобразователя турбины (ЭГП) в виде прямоугольного импульса, глубина которого обеспечивает максимальную скорость снижения мощности турбины, а длительность определяется требованием сохранения устойчивости на первой фазе переходного процесса. Управляющее воздействие (импульсная разгрузка турбины) осуществляется с запаздыванием по отношению к моменту возникновения аварийной ситуации, определяемым временем, необходимым для передачи информации и формирования управляющего воздействия. В ходе исследований запаздывание было принято равным 0,2 с. Непрерывное управление включается по факту подачи программного воздействия. Так как величина программного воздействия значительно превосходит величину непрерывного управления, то эффект непрерывного управления в полной мере проявляется после снятия первого разгрузочного импульса. Входными переменными для канала непрерывного управления являются отклонение относительного угла, получаемого от СМПР, от заданной уставки и отклонение частоты напряжения шин 500 кВ Сургутской ГРЭС-2 от ее доаварийного значения. Закон формирования управляющего воздействия канала непрерывного управления представлен следующей зависимостью: t

UРМТ = K δ0 × ∫ (δл − δл уст )dt + K δ (δл − δл уст ) + 0

+ K s × S + K s' ×

dS , dt

где: δл = δабс1 − δабс2 – относительный угол [град.]; δл уст – уставка регулятора по относительному углу [град.]; S – отклонение частоты напряжения на шинах станции (скольжение) [о. е.];

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 30

06.06.2012 16:28:31

Управление режимами

Холмогоры Тарко-Сале Н.Вартовск

~ Кустовая

Трачуковская

~ МИП 1

СуГРЭС-1-

δабс-Сургут

СуГРЭС-1-500

СуГРЭС-2-

δл

Пыть-Ях

Сомкино

δабс-Рефта Ильково

Луговая Контролируемое сечение Демьянская

Иртыш Тюмень

Беркут Рефта

МИП 2

~ Рис. 1. Схема физической модели энергосистемы 04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 31

06.06.2012 16:28:31

Управление режимами

Kδ0 – коэффициент регулирования по интегралу отклонения относительного угла от уставки [нв/град. с]; Kδ – коэффициент регулирования по отклонению относительного угла от уставки [нв/град.]; KS – коэффициент регулирования по отклонению частоты напряжения [нв]; KS`– коэффициент регулирования по скорости изменения частоты напряжения [нв•с]. В ходе исследований рассматривались аварийные режимы в полной и ремонтных схемах при трехфазных, двухфазных и однофазных КЗ с отключением аварийной линии и при успешных и неуспешных ОАПВ и ТАПВ, при нормальной работе выключателей и при отказе фазы выключателя и работе УРОВ. Рассматривались как удаленные от Сургутских ГРЭС аварийные возмущения, так и КЗ вблизи шин 500 кВ Сургутских ГРЭС. Проведенные исследования показали, что управление мощностью турбины энергоблоков Сургутской ГРЭС-2 по предлагаемому алгорит-

му позволяет снизить ограничения на величину перетока по контролируемому сечению, так как обеспечивает по текущим параметрам надежное функционирование энергосистемы в послеаварийном режиме с запасом по статической устойчивости не менее 8 %. На рис. 3–5 приведены переходные процессы, иллюстрирующие эффективность предлагаемого алгоритма управления. В ремонтной схеме с отключенной ВЛ 500 кВ Ильково – Сургутская ГРЭС-2 в рассматриваемом режиме предельная по статической устойчивости величина перетока по контролируемому сечению составляет 2440 МВт, что соответствует допустимому режиму с перетоком, равным 1950 МВт (–20 %), и относительным углом, равным 55 град. При аварийном отключении ВЛ 500 кВ Демьяновская–Тюмень предельная по статической устойчивости величина перетока по контролируемому сечению в послеаварийном режиме снижается до 1970 МВт, что приводит к снижению допустимого перетока до 1810 МВт

Рис. 2. Переходный процесс с нарушением устойчивости. Двухфазное КЗ на ВЛ 500 кВ Демьяновская – Тюмень с отключением линии. Длительность КЗ 0,12 c. Переток по сечению составляет 74 % от максимально допустимой величины ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 32

06.06.2012 16:28:31

Управление режимами

Рис. 3. Переходный процесс при двухфазном КЗ на ВЛ 500 кВ Демьяновская – Тюмень с отключением линии. Программное управление моментом турбины энергоблоков Сургутской ГРЭС-2 прямоугольным импульсом глубиной 4 нв и длительностью 0,12 с (импульсная разгрузка). Длительность КЗ 0,12c. Переток по сечению равен максимально допустимой величине

(–8 %). Таким образом, по требованию обеспечения статической устойчивости в послеаварийном режиме требуется разгрузка генераторов Сургутской ГРЭС-2, соответствующая снижению перетока на 140 МВт. Однако по условию обеспечения динамической устойчивости требуется значительно большая величина разгрузки. На рис. 2 приведен переходный процесс с нарушением устойчивости при двухфазном КЗ на ВЛ 500 кВ Демьяновская –Тюмень при величине перетока по сечению, равной 1450 МВт. На рисунке представлены изменения напряжения на шинах 500 кВ Сургутской ГРЭС-2 (U_500СуГРЭС2), величины перетока активной мощности по контролируемому сечению (Р сечения) и относительного угла (δ_СуГРЭС2-Рефта). В качестве противоаварийного мероприятия используется разгрузка всех генераторов Сургутской ГРЭС-2, что обусловлено требованием обеспечения динамической устойчивости.

При рассматриваемом аварийном возмущении для обеспечения устойчивости при максимально допустимой величине перетока требуется как программное управление разгрузкой энергоблоков, так и непрерывное в послеаварийном режиме. На рис. 3 приведен переходный процесс при только программном управлении – импульсная разгрузка с глубиной разгрузочного сигнала 4 нв и длительностью 0,12 с. На рисунке приведены дополнительно, кроме параметров, представленных на рис. 2, управляющее воздействие от программного управления (ПАА) и изменение момента турбины (Nт). Как видно, импульсная разгрузка обеспечивает сохранение устойчивости на первом максимуме угла, но в дальнейшем происходит нарушение устойчивости. Задача по обеспечению устойчивости на этих фазах переходного процесса должна решаться непрерывным управлением по текущим параметрам переходного процесса с возможностью длитель04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 33

06.06.2012 16:28:32

Управление режимами

Рис. 4. Переходный процесс при двухфазном КЗ на ВЛ 500 кВ Демьяновская–Тюмень с отключением линии. Непрерывное управление моментом турбины энергоблоков Сургутской ГРЭС-2 по текущим значениям относительного угла после первоначальной импульсной разгрузки. В исходном режиме переток по сечению равен максимально допустимой величине. В послеаварийном режиме переток по сечению выведен на режим с 8 %-ным запасом по устойчивости

ной устойчивой работы с величинами перетока вплоть до максимально допустимых значений. На рис. 4 приведен переходный процесс при программном и непрерывном управлении мощностью энергоблоков. На рисунке представлено управляющее воздействие от РМТ (Uупр). Как видно, управление осуществляется в пределах рабочего регулировочного диапазона изменения момента турбины. Алгоритм непрерывного управления предусматривает возможность различных вариантов задания уставок. В представленном переходном процессе первоначальное значение уставки соответствовало величине угла доаварийного режима. После затухания больших колебаний (первые 20 с переходного процесса) величина уставки по углу увеличивалась до значения, соответствующего максимально допустимому режиму с 8 %-ным запасом.

При аварийном отключении ВЛ 500 кВ Демьяновская – Тюмень представленный переходный процесс соответствует наиболее тяжелому аварийному режиму. Следовательно, можно сделать вывод, что управление по предлагаемому алгоритму обеспечивает устойчивость и выход на максимально допустимый послеаварийный режим с 8 %-ным запасом по устойчивости во всей области «опасных» по устойчивости режимов при рассматриваемом аварийном возмущении. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, проведенные на физической модели ОЭС Урала исследования с использованием разработанного в НИИПТ алгоритма управления показали, что полученные от СМПР данные об относительном угле между векторами напряжения на шинах Сургутской ГРЭС-2 и Рефтинской

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 34

06.06.2012 16:28:32

Управление режимами ГРЭС могут быть использованы для ввода режима в допустимую область при ослаблении пропускной способности сечения Сургут – Рефта. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Алгоритмы прямого цифрового управления установившимися и переходными

режимами энергосистемы по данным системы мониторинга переходных режимов. Отчет НИИПТ, № 171-КТ, 2007. 2. Использование информации о векторах напряжения, получаемой от СМПР, для управления режимами в энергообъединении ЕЭС/ОЭС. Отчет НИИПТ, № 116-КТ, 2006.

ЛУЧШИЕ ИДЕИ. ЛУЧШИЙ ОПЫТ http://gendirektor.panor.ru/

На правах рекламы

индексы

16576

82714

В каждом номере: актуальные вопросы управления производством; практический опыт ведущих российских и зарубежных предприятий, в т. ч. в области модернизации производства, антикризисного управления, технической политики, инновационного менеджмента; создание эффективной системы управления качеством; эксклюзивная информация из Госдумы РФ, Минэкономразвития РФ, Федеральной антимонопольной службы и других ведомств о законодательных инициативах и готовящихся нормативных актах; лучший мировой опыт страхования промышленных рисков и создания системы риск-менеджмента на предприятии; внедрение новейших ИТ-разработок в промышленности; судебная и арбитражная практика, консультации ведущих юристов; управление персоналом. Бизнес-кейсы; рецепты успеха от признанных консультантов по управлению. Наши эксперты и авторы: А. В. Кушнарев, управляющий директор ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат»; В. В. Семенов, директор Департамента базовых отраслей Минпромторга РФ; М. В. Гейко, генеральный директор завода «Русская механика», Рыбинск; И. В. Поляков, генеральный директор омского ПО «Радиозавод им. А. С. Попова»; А. Б. Юрьев, управляющий директор Новокузнецкого металлургического комбината; А. В. Клюжев, исполнительный директор Волгоградского тракторного завода; В. А. Корсун, генеральный директор ОАО «Карат»; А. А. Бережной, генеральный директор компании ЗАО «Ральф Рингер»; В. А. Спиричев, генеральный директор компании «Валетек Продимпекс»; А. В. Баранов, проф., директор

«Центра «Оргпром»; Ю. П. Адлер, глава Гильдии профессионалов качества, проф.; В. Н. Клюшников, начальник управления технического регулирования и стандартизации Росстандарта; В. В. Верещагин, руководитель Клуба директоров РСПП, президент РусРиска, а также руководители министерств и ведомств, руководители комитетов ТПП РФ и РСПП, Комитета ГД РФ по экономической политике и предпринимательству, ведущие эксперты в области управления, технической политике, финансов, экономической безопасности. Журнал издается при информационной поддержке РСПП, ТПП РФ, Института статистических исследований и экономики знаний ГУ-ВШЭ, Русского общества управления рисками. Ежемесячное полноцветное издание. Объем — 88 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ • • • • • • • • • • • • • •

Менеджмент инноваций Техническая политика Антикризисное управление От первого лица: «Я — директор» Управление финансами Стратегический менеджмент Управление качеством Экономическая безопасность Риск-менеджмент Арбитражная практика Новое в законодательстве Зарубежный опыт Нормирование, организация и оплата труда Психология управления

Для оформления подписки через редакцию необходимо получить счет на оплату, 04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ прислав заявку по электронному адресу podpiska@panor.ru или по факсу (499) 346-2073, а также позвонив по телефонам: (495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

04-12_

.indd 35

06.06.2012 16:28:32

Задачи управления

ПРОБЛЕМНО ОРИЕНТИРОВАННЫЙ МОНИТОРИНГ РЕЖИМОВ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ — WAMS Б. С. Стогний, А. Ф. Буткевич, Е. В. Зорин, А. В. Левконюк, В. В. Чижевский, Институт электродинамики Национальной академии наук Украины, Национальная энергетическая компания «Укрэнерго», МЧП «Анигер», Украина WAMS решает первоочередные задачи диспетчерского управления: контроль допустимости текущих режимов и предупреждение опасного усиления колебаний режимных параметров. Ключевые слова: синхронизированные измерения параметров режима энергосистемы, пропускная способность, устойчивость энергосистем, распознавание образов, модель, собственная частота энергообъединения. ВВЕДЕНИЕ

Системы мониторинга режимных параметров электроэнергетических систем (ЭС) и энергообъединений (для обозначения указанных систем мониторинга далее используем англоязычную аббревиатуру WAMS – от Wide Area Measurement System), использующие устройства синхронизированных измерений углов напряжения (для обозначения указанных устройств далее используем англоязычную аббревиатуру PMU – от Phasor Measurement Unit), предоставляют качественно новые возможности для решения задач управления режимами энергообъединений (ЭО), однако, как свидетельствует уже многолетний зарубежный опыт эксплуатации PMU, эти возможности реализуются не полностью. В большей мере предоставляемая WAMS информация используется для задач анализа (off-line) и в гораздо меньшей – для решения задач управления (on-line). Кроме того, при выборе мест установки PMU в ЭО руководствуются преимущественно «технологическими» соображениями, не подкрепляемыми строгими формальными обоснованиями. Это не способствует оптимальному размещению PMU в ЭО (здесь «оптимальность» трактуется в аспекте возможности эффективного решения задач управления режимами ЭО с использованием синхронизированных измерений режимных параметров ЭО).

Необходим системный подход к решению всей совокупности задач, что изначально требует анализа потребностей в информации и установления приоритетности решения каждой из таких задач. Это позволит перейти к более обоснованному выбору мест установки PMU в ЭО с определением этапов работ по созданию WAMS. Следствием этого будет более эффективное использование материальных ресурсов и получение возможности практического решения актуальных задач оперативного управления режимами ЭО после завершения каждого этапа указанных работ. Первый этап создания WAMS должен подчиняться решению первоочередных задач диспетчерского управления ЭО и завершаться созданием проблемно ориентированной системы мониторинга режимов ЭО [1]. К таким задачам относятся контроль допустимости текущих режимов (учитываются запасы статической устойчивости по активной мощности в контролируемых сечениях основной сети ЭО) и предупреждение опасного усиления колебаний режимных параметров (речь идет о доминирующих собственных частотах ЭО, т. е. частотах, на которых возникают противофазные колебания определенных групп синхронных машин). Целью выполненных исследований была разработка научно-технических основ построения проблемно ориентированной системы мониторинга режимов ЭО. Это тре-

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 36

06.06.2012 16:28:33

Задачи управления бовало прежде всего формализованной процедуры рационального выбора мест установки PMU в ЭО. Для обеспечения контроля допустимости текущих режимов требовалось определить вид соответствующих моделей и формализовать процедуру их получения. Для получения выводов о возможности реализации эффективного контроля (on-line) указанных выше опасных колебаний режимных параметров в ЭО потребовалось исследовать методы и условия обработки информации, получаемой в результате моделирования электромеханических переходных процессов в ЭС (ЭО). Учитывая, что проблема создания эффективных WAMS актуальна не только для ЭО Украины, но и для ЭО других стран, включая Единую энергосистему России, авторы надеются, что приведенные ниже результаты исследований могут быть полезны другим специалистам при создании проблемно ориентированных систем мониторинга режимов ЭО. ВЫБОР МЕСТ УСТАНОВКИ PMU И МОДЕЛИ КЛАССИФИКАЦИИ ДОПУСТИМОСТИ ТЕКУЩИХ РЕЖИМОВ

Выполненные исследования позволили заключить, что в общем случае для оценки допустимости текущих режимов ЭО с использованием информации, предоставляемой PMU, следует использовать модели, позволяющие учитывать любые структурные особенности ЭС (ЭО). Наиболее предпочтительным (и рациональным) оказался подход, в основе которого находится индуктивный метод самоорганизации моделей сложных систем, поскольку его использование позволило решать одновременно задачи выбора мест установки PMU и формирования модели контроля допустимости текущих режимов (задача контроля допустимости режимов решается как задача их классификации, используя распознавания образов). В качестве признаков «образа» режима используются режимные параметры, в состав которых могут входить как углы, так и модули напряжений, измеряемые PMU в отдельных точках ЭО.

В данных исследованиях использовался алгоритм с многорядной перцептроноподобной структурой. Связь между входными и выходными переменными представляется в виде полинома Колмогорова-Габора: M

i =1

y = a 0 + ∑ ai x i + ∑ M

+∑ i =1

j =1

k =1

∑ ∑a

ijk

∑a j =1

xi x j + (1)

x i x j x k + ...,

где: X (x1, x2 , …, xM) – вектор входных переменных; a1, a2, …, aij, …, aijk – коэффициенты (действительные числа), подлежащие определению. Формально задача состоит в получении модели (моделей) оптимальной сложности, используя которую (которые) можно обеспечить классификацию режимов ЭС. При формировании модели используются эвристические критерии отбора информации. Известно, что многорядные алгоритмы «работают», как правило, по следующей схеме: 1-й ряд – с использованием данных обучающей выборки формируются частные описания всех «попарных» комбинаций входных переменных для 1-го ряда:

Используя критерий селекции, среди моделей y1, y2, y3,… выбирается некоторое число лучших, которые используются в качестве входных переменных для 2-го ряда. 2-й ряд – отобранные после 1-го ряда модели используются в качестве входных переменных для 2-го ряда, затем снова формируются все частные описания, используя два аргумента:

z 1 = ϕ1 (y 1 , y 2 ), z 2 = ϕ 2 (y 1 , y 3 ),..., z l = ϕ . l (y F1 −1 , y F ). Используя внешний критерий селекции, среди полученных моделей z1, z2, z3, … выбирается некоторое число лучших (которые используются в качестве входных переменных для 3-го ряда). Процесс увеличения количества рядов продолжается до тех пор, пока о целесообразности такого продолжения свидетельствует исполь04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 37

06.06.2012 16:28:33

Задачи управления

зование внешнего критерия. В качестве такого критерия используется критерий регулярности: . Модель считается оптимальной, если ε 2 →. min . В конечном результате, подставив промежуточные переменные после завершения действия алгоритма, получаем модель для классификации режимов ЭС в аспекте их допустимости. Следует подчеркнуть, что элементы вектора аргументов полученной модели (наиболее информативные режимные параметры в аспекте решения данной задачи) указывают и места установки соответствующих измерительных устройств, в том числе PMU. Такой подход предварительно был проверен на 6-машинной тестовой схеме ЭС (рис. 1), полная информация о которой приведена в [1]. Допустимость режимов оценивалась в аспекте использования пропускной способности линий электропередачи (ЛЭП) 200-8-5 и 202-100. По указанным связям осуществляется выдача мощности в ЭС генераторами 201 и 203. Режим ЭС классифицировался как недопустимый, если запас статической устойчивости (запас по активной мощности в указанном сечении) оказывался меньше некоторой заданной величины. Можно обеспечить классификацию режимов, предусматривая разные значения такого запаса. Подготовка обучающих выборок режимных параметров предусматривала использование различных траекторий утяжеления режима, изменение параметров сечения (имитация ослабления контролируемого сечения изменением проводимости его связей) и др. В качестве входных переменных (вектор Х) полинома (1) использовались разные режимные параметры, соответственно, были получены и разные модели для классификации режимов. Наряду с другими была получена и модель, в которой использовались только модули напряжения и взаимные углы напряжения в узлах схемы ЭС. В качестве аргументов модели (отдельных элементов вектора Х) «отобраны» следующие режимные параметры (среди которых – разница углов узловых напряжений):

U200 , U202 , U100 , U6 , ϕU 5-200 , ϕU 100-202. В модели, на входе которой при обучении был другой вектор переменных, в качестве ее аргументов были «отобраны» следующие режимные параметры:

U200 , U202 , U5 , ϕU 202 Проверка на тестовой выборке подтвердила «способность» моделей правильно классифицировать режимы ЭС, но при этом важная роль принадлежит как обучающей выборке, так и выбору элементов «полного» вектора Х. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОМИНИРУЮЩИХ СОБСТВЕННЫХ ЧАСТОТ ЭО

Объединение ЭС на параллельную работу линиями электрической связи приводит к изменению характера проблемы устойчивости, вызывая при определенных условиях слабозатухающие колебания режимных параметров в ЭО. На доминирующих собственных частотах ЭО (такие собственные частоты «принадлежат» доминирующим модам) могут возникать противофазные колебания определенных групп синхронных машин (СМ), обусловливающие ограничения рабочих режимов в силу угрозы колебательного нарушения устойчивости ЭО. Поэтому при размещении PMU в ЭО должна также обеспечиваться возможность контроля и предупреждения возникновения опасных колебаний режимных параметров в ЭО. Следует заметить, что такой контроль не противоречит выполнению мероприятий по обеспечению эффективного демпфирования (на доминирующих частотах) колебаний роторов СМ, принадлежащих указанным группам СМ. Традиционный подход к определению собственных частот ЭС (ЭО) сопряжен с вычислением собственных чисел соответствующих характеристических матриц, однако он неприемлем для использования в реальном времени. Мониторинг доминирующих собственных частот ЭО целесообразно осуществлять путем анализа выборок данных – результатов измерения режимных параметров, относящихся

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 38

06.06.2012 16:28:33

Задачи управления

Рис. 1. Тестовая схема ЭС

к элементам тех сечений, по разные стороны которых находятся вышеупомянутые (противофазно колеблющиеся) группы СМ. Это требует предварительного (off-line) определения доминирующих собственных частот и соответствующих сечений ЭО. С этой целью выполнялось моделирование электромеханических переходных процессов в ЭС (ЭО), в результате которого были получены выборки значений режимных параметров, относящихся к элементам разных сечений (в качестве таких режимных параметров использовались значения потоков активной мощности по ЛЭП). Спектральный анализ полученных выборок позволил выявить доминирующие собственные частоты ЭС (ЭО). Анализ «степени присутствия» указанных частот в режимных параметрах, отно-

сящихся к элементам разных сечений, позволил определить противофазно колеблющиеся группы СМ и соответствующие сечения, разделяющие такие группы. Такой подход предварительно был проверен применительно к 6-машинной тестовой схеме ЭС (см. рис. 1), две моды которой имеют общесистемный характер [1]. С одной доминирующей собственной частотой (порядка 0,79 Гц) колеблются СМ 201 и 203 по отношению к остальным СМ ЭС, а с другой собственной частотой (порядка 1,34 Гц) колеблются СМ 1 и 3 по отношению к СМ 101, 201 и 203. При моделировании электромеханических переходных процессов в 6-машинной ЭС осуществлялись возмущения исходного режима в виде кратковременных трехфазных коротких 04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 39

06.06.2012 16:28:33

Задачи управления

замыканий на разных ЛЭП (шунт короткого замыкания «включался» на 0,02 с). Длительность каждого переходного процесса составляла 20 с, шаг численного интегрирования принимался равным 0,001 с, формирование выборок режимных параметров осуществлялось с дискретностью 0,02 с. На рис. 2–5 представлены результаты спектрального анализа колебаний (анализа выборок дискретных значений, полученных в результате моделирования) потоков активной мощности по ЛЭП. Полученные результаты хорошо согласуются с уже известными доминирующими собственными частотами ЭС (определенными ранее дру-

Рис. 2. Спектр собственных частот в колебаниях потока активной мощности по ЛЭП 2-5

Рис. 4. Спектр собственных частот в колебаниях потока активной мощности по ЛЭП 4-100

гими методами). Простой анализ «присутствия» указанных частот в колебаниях потоков активной мощности по ЛЭП позволяет определить и соответствующие, противофазно колеблющиеся на этих частотах, группы СМ. Данный подход был также использован для определения доминирующих собственных частот ЭО Украины. При моделировании электромеханических переходных процессов в ЭО в качестве возмущения, как и в случае 6-машинной тестовой схемы ЭС, использовалось трехфазное короткое замыкание продолжительностью 0,02 с. На рис. 6–9 приведены результаты спектрального анализа колебаний режимных параметров

Рис. 3. Спектр собственных частот в колебаниях, потока активной мощности по ЛЭП 100-202

Рис. 5. Спектр собственных частот в колебаниях, потока активной мощности по ЛЭП 5-8

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 40

06.06.2012 16:28:33

Задачи управления

Рис. 6. Спектр собственных частот ЭО в колебаниях потока активной мощности по ЛЭП Хмельницкий – Хмельницкая АЭС

Рис. 7. Спектр собственных частот в колебаниях,Хмельницкая АЭС – Ровно

Рис. 8. Спектр собственных частот в колебаниях потока активной мощности по ЛЭП Ладыжинская ТЭС – Побужье

Рис. 9. Спектр собственных частот в колебаниях потока активной мощности по ЛЭП Кременчуг – Крем. ГЭС Таблица

Доминирующие собственные числа характеристич. матрицы ЭЭС [доминирующее действительное собственное число: –0,09038 (исх. режим), –0,08920 (после 1-го шага), 0,08876 (после 2-го шага утяжеления режима)] Исходный режим №№ Собственные числа пар СЧ [1/с, Гц] 1 –0,05216 ± j 0,9528 2 –0,05353 ± j1,8708 3 –0,06226 ± j0,7027 4 –0,06318 ± j 0,9168 5 –0,06446 ± j 0,8170 6 –0,06805 ± j1,0840 7 –0,07500 ± j 1,3489 8 –0,07579 ± j 1,4720 9 –0,08188 ± j 0,6493

После 1-го шага утяжеления Собственные числа №№ пар СЧ [1/с, Гц] 5 –0,04250 ± j 0,8004 1 –0,05147 ± j 0,9513 2 –0,05337 ± j 1,8707 3 –0,06172 ± j 0,6989 4 –0,06337 ± j 0,9169 6 –0,06812 ± j1,0839 9 –0,07273 ± j 0,6483 8 –0,07593 ± j1,4682 7 –0,07810 ± j 1,3450

После 2-го шага утяжеления Собственные числа №№ пар СЧ [1/с, Гц] 5 –0,06446 ± j 0,8170 1 –0,05118 ± j 0,9504 2 –0,05340 ± j1,8705 3 –0,06160 ± j 0,6968 4 –0,06338 ± j 0,9169 9 –0,06729 ± j 0,6477 6 –0,06810 ± j1,0837 8 –0,07595 ± j 1,4661 7 –0,07974 ± j 1,3429

04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 41

06.06.2012 16:28:34

Задачи управления

(полученных в результате моделирования электромеханических переходных процессов), относящихся к ЛЭП разных сечений основной сети. Предварительный анализ полученных результатов позволяет выделить отдельные собственные частоты ЭО, присутствующие в частотном спектре колебаний потоков активной мощности некоторых ЛЭП, входящих в состав контролируемых сечений основной сети (табл.). При выполнении более полных исследований представляется возможным определить части ЭО, находящиеся по разные стороны контролируемых сечений, в которых находятся противофазно колеблющиеся на доминирующих собственных частотах группы СМ. Следует отметить, что с учетом перспектив параллельной (синхронной) работы ЭО разных стран более обоснованные результаты такого анализа могут быть получены, если при моделировании электромеханических переходных процессов в ЭО Украины использовать также информацию о параметрах динамических элементов (СМ) ЭО-соседей, учитывая такие ЭО в виде соответствующих эквивалентов. К сожале-

нию, пока что такой информацией, необходимой для выполнения указанных исследований, мы не располагаем. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Целесообразность использования предложенных подходов к решению актуальных задач диспетчерского управления режимами ЭС (ЭО) с использованием синхронизированных измерений, которые будут предоставляться WAMS, подтверждается результатами выполненных исследований на примерах разных тестовых схем ЭС, в том числе и 6-машинной тестовой схемы ЭС. Дальнейшие исследования продолжаются в части развития предложенных подходов для создания проблемно ориентированной системы мониторинга режимов ЭО Украины. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Буткевич О. Ф. Проблемно-орієнтований моніторинг режимів ОЕС України // Техн. електродинаміка. – 2007. – № 5. – С. 39–52.

ВАЖНО — ПРОДАТЬ БЫСТРО И ЭФФЕКТИВНО

На правах рекламы

http://dirmark.panor.ru

индексы

12530

84815

В каждом номере: особенности маркетинга в различных отраслях; новые подходы к маркетинговым исследованиям; интернет-маркетинг; тенденции реализации маркетинговых программ на рынках недвижимости, товаров повседневного спроса, фармакологии; вопросы ассортиментной политики и конкурентоспособности компании; методики прогноза продаж; новые технологии в логистике и адресная система хранения; автоматизированная система управления складом; интернет-логистика; управление продажами через дистрибьютора; эффективность различных видов маркетинговой политики; создание и продвижение брендов; налогообложение рекламных акций и кампаний; законодательные ограничения маркетинговых и рекламных приемов и многое другое. Наши эксперты и авторы: О. М. Ольшанская, д-р экон. наук, проф., зав. кафедрой маркетинга и экономики предприятий ГУО ВПО «Российский заочный институт текстильной и легкой промышленности»; С. С. Соловьев, канд. социол. наук, исполнительный директор некоммер-

ческой организации «Российская ассоциация маркетинга»; С. А. Алексеева, канд. экон. наук, зав. кафедрой менеджмента и маркетинга Московской финансово-юридической академии; Л. П. Белоглазова, канд. экон. наук; Э. Р. Тагиров, д-р ист. наук, проф.; О. Н. Вишнякова, д-р экон. наук, зав. кафедрой Казанского государственного университета и другие ведущие специалисты в области маркетинга. Ежемесячное издание. Объем — 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ • • • • • • • • • •

От теории к практике Стратегии маркетинга Технологии маркетинга Маркетинговые коммуникации Логистика и сбыт Отраслевые особенности маркетинга Научные разработки Азбука маркетинга Молодежь и маркетинг Информационные технологии

• • 2012 редакцию необходимо получить счет на оплату, ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ Для оформления подписки04через прислав заявку по электронному адресу podpiska@panor.ru или по факсу (499) 346-2073, а также позвонив по телефонам: (495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

04-12_

.indd 42

06.06.2012 16:28:35

ПОЗДРАВЛЯЕМ С ДНЕМ МЕТАЛЛУРГА! Ежегодно в России в третье воскресение июля отмечается профессиональный праздник – День металлурга. Необходимо отметить, что эта дата является переходящей для каждого года. В этом году праздник День металлурга выпадает на 15 июля 2012 г. Черная и цветная металлургия считаются основой всей промышленности, ее продукция находит применение в энергетике, машиностроении, строительстве и сельском хозяйстве. Металлургия является базовой отраслью отечественной промышленности, в которой Россия на протяжении десятилетий сохраняет лидирующие позиции. Укрепляя индустриальную мощь государства, металлурги во многом обеспечивают рост всей российской экономики. День металлурга – праздник, который широко отмечается по всей стране, особенно в городах, где построены металлургические заводы и комбинаты. Профессиональный праздник «День металлурга» важен для всех, кто создает из металла настоящие чудеса техники. Его празднование объединяет специалистов разных профессий. Редакция журнала и издательство «Промиздат» ИД «Панорама» с самыми наилучшими пожеланиями поздравляют всех с про- фессиональным праздником!

04-12_

.indd 43

06.06.2012 16:28:35

Стандарты

Приложение к приказу ОАО «СО ЕЭС» от 28.04.2012 № 177

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТО 59012820.29.020.002-2012 (обозначение стандарта) 28.04.2012 (дата введения)

Стандарт организации РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СУБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ, ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПРИ СОЗДАНИИ (МОДЕРНИЗАЦИИ) И ОРГАНИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ (Публикуется с сокращениями) …4. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ПРИ ОРГАНИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ КОМПЛЕКСОВ И УСТРОЙСТВ РЗА

4.1. Оперативное обслуживание устройств РЗА 4.1.1. Генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии должно быть организовано оперативное обслуживание устройств РЗА на принадлежащих им объектах электроэнергетики. При оперативном обслуживании комплексов и устройств РЗА генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии взаимодействуют с ДЦ, в диспетчерском управлении (ведении) которых находятся эти комплексы и устройства РЗА. 4.1.2. Оперативное обслуживание устройств РЗА должно производиться с учетом распределения устройств РЗА по способу диспетчерского (технологического) управления и ведения. 4.1.3. ДЦ должны быть разработаны и направлены в соответствующие генерирующие компании, сетевые организации и потребителям электрической энергии инструкции по обслуживанию комплексов и устройств РЗА, находящихся в его диспетчерском управлении.

Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии на основании заводской и проектной документации, с учетом указаний инструкций по обслуживанию комплексов и устройств РЗА, разработанных ДЦ, должны разработать для оперативного персонала инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию комплексов и устройств РЗА. 4.1.4. При возникновении неисправностей устройств РЗА, находящихся в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении, а также когда задержка в выводе из работы устройства РЗА может привести к его ложному срабатыванию или повреждению, оперативный персонал объекта электроэнергетики может выполнять самостоятельно операции по выводу из работы устройств РЗА с последующим уведомлением персонала, в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находятся устройства РЗА. Действия оперативного персонала объекта электроэнергетики в таких случаях должны быть предусмотрены инструкциями по эксплуатации и оперативному обслуживанию комплексов и устройств РЗА. 4.1.5. В аварийных условиях оперативный персонал при отсутствии связи с персоналом, в

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 44

06.06.2012 16:28:35

Стандарты диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находятся устройства РЗА, имеет право самостоятельно выполнять операции, предусмотренные инструкциями по эксплуатации и оперативному обслуживанию комплексов и устройств РЗА или инструкцией по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима. О выполненных операциях оперативный персонал обязан сообщить персоналу, в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находятся устройства РЗА, немедленно, как только восстановится связь. 4.1.6. Диспетчерский персонал ДЦ и оперативный персонал ЦУС, НСО, в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находятся комплексы и устройства РЗА, в отношении указанных комплексов и устройств РЗА координирует действия оперативного персонала, в том числе: ♦ отдает команды или разрешения на ввод в работу (вывод из работы) устройств РЗА или их функций в соответствии с инструкциями по обслуживанию комплексов и устройств РЗА и программами (типовыми программами) переключений по вводу в работу (выводу из работы) устройств РЗА, ЛЭП (оборудования); ♦ выдает сообщение оперативному персоналу, участвующему в переключениях, об окончании переключений по вводу в работу (выводу из работы) устройств РЗА; ♦ осуществляет контроль соответствия режима работы и эксплуатационного состояния комплексов и устройств РЗА схемам первичных соединений объектов электроэнергетики и режимам работы ЛЭП и оборудования; ♦ получает сведения о работе комплексов и устройств РЗА от оперативного персонала. 4.1.7. Оперативный персонал объектов электроэнергетики выполняет в части комплексов и устройств РЗА следующие функции: ♦ контролирует готовность к работе устройств РЗА, в том числе осуществляет контроль соответствия эксплуатационного состояния устройств РЗА схемам первичных соединений объекта электроэнергетики; ♦ производит предусмотренные инструкциями по эксплуатации и оперативному обслу-

живанию комплексов и устройств РЗА опробования и измерения, устраняет их неисправности в пределах требований этих инструкций; ♦ фиксирует факт срабатывания устройств РЗА и передает необходимую информацию персоналу, в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находятся комплексы и устройства РЗА; ♦ при обнаружении неисправностей в устройствах РЗА немедленно сообщает об этом персоналу, в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находятся комплексы и устройства РЗА, и далее действует по его команде (разрешению) или выполняет мероприятия, предусмотренные инструкциями по эксплуатации и оперативному обслуживанию комплексов и устройств РЗА, кроме случаев, указанных в подп. 4.1.4, 4.1.5 настоящего Стандарта; ♦ производит по команде (разрешению) персонала, в диспетчерском или технологическом управлении (ведении) которого находятся комплексы и устройства РЗА, операции с устройствами РЗА, предусмотренные инструкциями по эксплуатации и оперативному обслуживанию комплексов и устройств РЗА, или самостоятельные действия в соответствии с подп. 4.1.4, 4.1.5 настоящего Стандарта; ♦ после получения от персонала, в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находятся комплексы и устройства РЗА, сообщения об окончании переключений по выводу из работы устройства РЗА подготавливает рабочее место и допускает к работам персонал РЗА; ♦ после выполнения персоналом РЗА записей в журнале релейной защиты и автоматики об окончании работ проверяет наличие записи в журнале релейной защиты и автоматики о возможности ввода в работу устройства РЗА, осматривает рабочее место, выполняет подготовительные работы по вводу устройства РЗА в работу и сообщает о готовности ввода в работу устройства РЗА персоналу, в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находятся комплексы и устройства РЗА. По команде (разрешению) персонала, в диспетчерском (технологическом) управлении или веде04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 45

06.06.2012 16:28:35

Стандарты

нии которого находятся комплексы и устройства РЗА, вводит соответствующее устройство РЗА в работу. 4.1.8. Изменение эксплуатационного состояния комплексов и устройств РЗА выполняется по разрешенным заявкам. Оформление, подача, рассмотрение, согласование диспетчерских заявок на ввод в работу (вывод из работы) устройств РЗА, находящихся в диспетчерском управлении или ведении ДЦ, осуществляются в порядке, установленном ДЦ. Для проведения аварийного ремонта допускается вывод устройств РЗА из работы с последующим оформлением заявки самостоятельно оперативным персоналом объекта электроэнергетики в соответствии с подп. 4.1.4, 4.1.5 настоящего Стандарта или по команде (разрешению) персонала, в диспетчерском или технологическом управлении (ведении) которого находятся устройства РЗА. 4.1.9. Переключения по вводу в работу (выводу из работы) устройств РЗА, находящихся в диспетчерском (технологическом) управлении диспетчерского персонала ДЦ (оперативного персонала ЦУС, НСО), должны выполняться по программе (типовой программе) переключений, разрабатываемой субъектом, осуществляющим их диспетчерское или технологическое управление. 4.1.10. Сложные переключения по вводу в работу (выводу из работы) устройств РЗА должны выполняться оперативным персоналом объекта электроэнергетики по бланкам (типовым бланкам) переключений. Бланк (типовой бланк) переключений по вводу в работу (выводу из работы) устройств РЗА, находящихся в диспетчерском или технологическом управлении, должен быть составлен генерирующей компанией, сетевой организацией, потребителем электрической энергии с учетом соответствующей программы (типовой программы) переключений по вводу в работу (выводу из работы) устройств РЗА субъекта, осуществляющего их диспетчерское или технологическое управление. Типовые бланки переключений по вводу в работу (выводу из работы) устройств РЗА подлежат согласованию с ДЦ в соответствии с перечнем, определенным этим ДЦ.

4.1.11. Переключения при вводе в работу вновь смонтированных (модернизированных) устройств РЗА и при проведении испытаний должны выполняться по комплексным программам. Комплексные программы разрабатываются и утверждаются генерирующими компаниями, сетевыми организациями и потребителями электрической энергии и согласовываются с ДЦ, субъектами электроэнергетики (ЦУС, НСО), в диспетчерском и технологическом управлении и ведении которых находятся устройства РЗА. 4.2. Техническое обслуживание устройств РЗА 4.2.1. Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии должны проводить техническое обслуживание устройств РЗА в объеме и в сроки, обеспечивающие их надежную работу в течение всего срока эксплуатации. 4.2.2. Работы в устройствах РЗА должен выполнять персонал, прошедший обучение, проверку знаний, получивший допуск к самостоятельной работе на соответствующих устройствах РЗА. 4.2.3. Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии для каждого объекта электроэнергетики должны разрабатывать многолетние графики технического обслуживания устройств РЗА на основе рекомендаций производителей аппаратуры и нормативно-технической документации. 4.2.4. Техническое обслуживание устройств РЗА производится в соответствии с годовым и месячным графиками технического обслуживания устройств РЗА. 4.2.5. Годовые и месячные графики технического обслуживания устройств РЗА разрабатываются генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии на основании многолетних графиков технического обслуживания устройств РЗА с учетом сводных годовых и месячных графиков технического обслуживания устройств РЗА, разрабатываемых и утверждаемых соответствующим ДЦ.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 46

06.06.2012 16:28:36

Стандарты 4.2.6. Формирование сводных годовых и месячных графиков технического обслуживания устройств РЗА и годовых и месячных графиков технического обслуживания устройств РЗА (далее – графики технического обслуживания устройств РЗА) должно осуществляться с учетом сроков ремонтов ЛЭП и оборудования. При формировании графиков технического обслуживания устройств РЗА должно быть обеспечено максимальное совмещение проведения работ по техническому обслуживанию устройств РЗА с ремонтом ЛЭП и оборудования, на которых установлены эти устройства. 4.2.7. При формировании графиков технического обслуживания устройств РЗА не допускается совмещение вывода для технического обслуживания нескольких устройств РЗА, если при этом снижается надежность электроэнергетической системы из-за снижения быстродействия РЗА, нарушения селективности РЗА, взаимного резервирования устройств, потери информации, необходимой для функционирования устройств ПА, и т. п. 4.2.8. При формировании графиков технического обслуживания устройств РЗА, которые аппаратно или функционально связаны между собой (высокочастотные защиты ЛЭП, дифференциальные защиты ЛЭП, приемники и передатчики высокочастотных каналов по ЛЭП и цифровых каналов по волоконно-оптическим линиям связи, устройства однофазного АПВ ЛЭП, устройства ПА и т. п.) или с другими устройствами систем технологического управления (автоматизированных систем управления технологическими процессами, автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии, автоматизированных систем диспетчерского управления и т. д.), необходимо предусматривать совмещение сроков выполнения технического обслуживания этих устройств. 4.2.9. При формировании месячного графика технического обслуживания устройств РЗА в первую очередь в него должны включаться работы, предусмотренные в годовом графике технического обслуживания устройств РЗА. 4.2.10. Сроки проведения технического обслуживания устройств РЗА, функционально связанных с соответствующими устройствами на

смежных или иных технологически связанных объектах электроэнергетики, принадлежащих другим лицам, должны быть предварительно согласованы генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии со всеми собственниками или иными законными владельцами таких объектов электроэнергетики. При формировании годовых и месячных графиков технического обслуживания устройств РЗА вышеуказанное предварительное согласование сроков проведения технического обслуживания устройств РЗА осуществляется до подачи в ДЦ предложений в сводные годовые и месячные графики технического обслуживания устройств РЗА. 4.2.11. Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии ежеквартально должны сообщать в ДЦ результаты выполнения графика технического обслуживания в части устройств РЗА, являющихся объектами диспетчеризации. 4.2.12. Независимо от наличия разрешенной диспетчерской (оперативной) заявки переключения на объекте электроэнергетики, направленные на изменение эксплуатационного состояния комплексов и устройств РЗА, выполняются по команде (разрешению) персонала, в диспетчерском или технологическом управлении (ведении) которого находятся комплексы и устройства РЗА. 4.2.13. Работы по техническому обслуживанию устройства РЗА должны выполняться только при наличии разрешенной и открытой диспетчерской (оперативной) заявки, рабочей программы вывода из работы (ввода в работу) устройства РЗА, исполнительных схем устройства РЗА, протокола проверки устройства РЗА, параметров настройки (уставок) устройства РЗА. 4.2.14. Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии должны составить перечни сложных устройств РЗА. Перечень сложных устройств РЗА должен быть согласован с ДЦ в части включения в него устройств РЗА, являющихся объектами диспетчеризации. 4.2.15. Для устройств РЗА, находящихся в диспетчерском (технологическом) управлении дис04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 47

06.06.2012 16:28:36

Стандарты

петчерского персонала ДЦ (оперативного персонала ЦУС, НСО), рабочая программа вывода в проверку (ввода после проверки) устройств РЗА разрабатывается с учетом программы (типовой программы) переключений по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА, разработанной субъектом, осуществляющим их диспетчерское или технологическое управление. 4.2.16. Персонал, обслуживающий устройства РЗА, должен периодически осматривать все панели и пульты управления, панели и шкафы РЗА на предмет соответствия положения переключающих устройств схемам и режимам работы электроэнергетической системы, технологическим режимам работы объектов электроэнергетики. 4.2.17. Периодичность осмотров, выполняемых персоналом РЗА, должна быть установлена генерирующей компанией, сетевой организацией или потребителем электрической энергии. 4.2.18. Независимо от периодических осмотров, проводимых персоналом, обслуживающим устройства РЗА, оперативный персонал объекта электроэнергетики несет ответственность за правильное положение переключающих устройств элементов РЗА, с которыми ему разрешено выполнять операции. 4.3. Анализ функционирования комплексов и устройств РЗА, разработка мероприятий по повышению надежности их работы 4.3.1. Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии, ДЦ должны проводить анализ функционирования комплексов и устройств РЗА и разрабатывать мероприятия по повышению надежности их работы и устранению причин неправильного функционирования. 4.3.2. Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии должны: ♦ направлять в возможно кратчайшие сроки сведения о работе комплексов и устройств РЗА (осциллограммы, данные по функционированию) в ДЦ и ЦУС, в диспетчерском и технологическом управлении (ведении) которых находятся устройства РЗА, а также по запросу в другие генерирующие компании, сетевые ор-

ганизации, потребителям электрической энергии, владеющим объектами электроэнергетики, устройства РЗА которых функционально связаны с вышеуказанными комплексами и устройствами РЗА, для анализа работы и устранения причин их неправильного функционирования; ♦ ежеквартально до 15-го числа месяца, следующего за отчетным кварталом, и ежегодно до 15 января года, следующего за отчетным, направлять в ДЦ результаты анализа функционирования комплексов и устройств РЗА ЛЭП и оборудования 110 кВ и выше, отнесенных к объектам диспетчеризации. 4.3.3. ДЦ на основании анализа работы комплексов и устройств РЗА, относящихся к объектам диспетчеризации, выдает задания генерирующим компаниям, сетевым организациям, потребителям электрической энергии по устранению причин неправильного функционирования комплексов и устройств РЗА, изменению параметров настройки и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА. Указанные задания являются обязательными для исполнения получившими их генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии. 4.4. Расчет и выбор параметров настройки (уставок), алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА 4.4.1. Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии, ДЦ должны обеспечивать расчет, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА. 4.4.2. ДЦ выполняют расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования: ♦ комплексов и устройств ПА и РА (кроме АРВ), являющихся объектами диспетчеризации; ♦ устройств РЗ и сетевой автоматики ЛЭП напряжением 110 кВ и выше, за исключением ЛЭП с односторонним питанием; ♦ устройств РЗ шин и ошиновок 110 кВ и выше, являющихся объектами диспетчеризации; ♦ устройств РЗ и сетевой автоматики оборудования, являющегося объектом диспетчеризации, если требуется согласование выбран-

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 48

06.06.2012 16:28:36

Стандарты ных параметров настройки (уставок) с другими устройствами РЗ и сетевой автоматики, установленными на технологически связанных объектах электроэнергетики (резервные защиты, направленные в сеть 110 кВ и выше). 4.4.3. Сетевые организации могут выполнять расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗ и сетевой автоматики для: ♦ ЛЭП 110 (150) кВ; ♦ защиты сборных шин и ошиновок 110 кВ и выше. 4.4.4. Для устройств РЗА, не указанных в подп. 4.4.2 настоящего Стандарта, расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования должны обеспечивать собственники или иные законные владельцы ЛЭП и оборудования объектов электроэнергетики. При этом для устройств РЗА, требующих взаимного согласования выбранных параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования, генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии обеспечивают выбор и согласование параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗА в соответствии с положениями или иными документами, регламентирующими взаимоотношения соответствующих собственников и иных законных владельцев ЛЭП и оборудования. 4.4.5. Распределение функций по выполнению расчетов и выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА между ДЦ и генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии должно оформляться перечнями, составленными исходя из требований подп. 4.4.2, 4.4.3 настоящего Стандарта и утверждаемыми соответствующими ДЦ. Перечни должны быть согласованы с сетевыми организациями в части устройств РЗ и сетевой автоматики, определенных в соответствии с подп. 4.4.3 настоящего Стандарта. 4.4.6. В случае, если при составлении перечня в соответствии с подп. 4.4.5 настоящего Стандарта выявляется отсутствие готовности генерирующей компании, сетевой организации или потребителя электрической энергии вы-

полнять расчеты, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройства РЗА в соответствии с подп. 4.4.4 настоящего Стандарта и данные функции выполняются ДЦ, допускается временное отклонение от положений настоящего Стандарта (выполнение ДЦ несвойственных функций по расчету, выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройства РЗА) при условии разработки генерирующей компанией, сетевой организацией или потребителем электрической энергии плана мероприятий, устанавливающего срок готовности генерирующей компании, сетевой организации или потребителя электрической энергии выполнять расчеты, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройства РЗА самостоятельно. План мероприятий согласовывается ДЦ, а временное выполнение несвойственных функций оформляется перечнем, составляемым в соответствии с подп. 4.4.5 настоящего Стандарта. 4.4.7. Реализация параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования в комплексах и устройствах РЗА осуществляется по заданию ДЦ или генерирующей компании, сетевой организации, потребителя электрической энергии, осуществляющего расчет и выбор параметров настройки (уставок), алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА (далее – задание по настройке РЗА). Задания по настройке РЗА являются обязательными для генерирующих компаний, сетевых организаций, потребителей электрической энергии и должны быть реализованы ими в сроки, установленные субъектом, выдавшим задание. Генерирующие компании, сетевые организации и потребители электрической энергии должны обеспечить реализацию параметров настройки (уставок) и изменение алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, установленных на принадлежащих им объектах электроэнергетики, подтвердить выполнение задания по настройке РЗА субъекту, выдавшему такое задание, путем направления официального уведомления. 4.4.8. Генерирующие компании, сетевые организации и потребители электрической энер04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 49

06.06.2012 16:28:36

Стандарты

гии должны передать субъекту, выдавшему задание по настройке РЗА, исполнительные схемы и файлы параметрирования, содержащие данные о настройке микропроцессорных устройств РЗА. 4.4.9. ДЦ для ЛЭП и оборудования 110 кВ и выше, являющихся объектом диспетчеризации, при изменении величины токов короткого замыкания, а также по запросу (не более одного раза в год) генерирующей компании, сетевой организации или потребителя электрической энергии должен сообщать им значения результатов расчета токов и напряжений короткого замыкания при трехфазном и однофазном коротких замыканиях на сборных шинах 110 кВ и выше, необходимые для выбора ими параметров настройки (уставок) устройств РЗ и сетевой автоматики и для выполнения генерирующей компанией, сетевой организацией, потребителем электрической энергии проверки соответствия оборудования уровням токов короткого замыкания. 4.4.10. Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии должны обмениваться между собой и с ДЦ технологической информацией, необходимой для выполнения расчетов и выбора параметров настройки (уставок) устройств РЗА. 5. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ПРИ СОЗДАНИИ (МОДЕРНИЗАЦИИ) КОМПЛЕКСОВ И УСТРОЙСТВ РЗА

5.1. Создание (модернизация) комплексов и устройств РЗА должно осуществляться: ♦ при технологическом присоединении объектов электроэнергетики; ♦ при строительстве (реконструкции, техническом перевооружении, модернизации) объектов электроэнергетики, не требующем технологического присоединения; ♦ по заданию ДЦ. 5.2. Создание (модернизация) комплексов и устройств РЗА при технологическом присоединении объектов электроэнергетики к электрическим сетям должно производиться в порядке, предусмотренном установленными Прави-

тельством Российской Федерации правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям. В случае технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к распределительным устройствам электростанции собственник или иной законный владелец электростанции выполняет функции сетевой организации, в том числе указанные в настоящем разделе Стандарта. 5.3. При строительстве (реконструкции, техническом перевооружении, модернизации) объектов электроэнергетики, не требующем технологического присоединения к электрическим сетям, необходимость создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА определяется проектной документацией на строительство (реконструкцию, техническое перевооружение, модернизацию) указанных объектов электроэнергетики. 5.4. В случае, если в рамках технологического присоединения объекта электроэнергетики к электрическим сетям сетевой организации, строительства (реконструкции, технического перевооружения, модернизации) объекта электроэнергетики, не требующего технологического присоединения к электрическим сетям, требуется выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА на смежных или иных технологически связанных объектах электроэнергетики, принадлежащих разным лицам (далее – смежные объекты электроэнергетики): 5.4.1. Сетевая организация, собственник или иной законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого, модернизируемого) объекта электроэнергетики и собственники или иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики урегулируют между собой отношения по выполнению работ на принадлежащих им объектах.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 50

06.06.2012 16:28:36

Стандарты 5.4.2. Сетевая организация, собственник или иной законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого, модернизируемого) объекта электроэнергетики соответственно обязаны: ♦ разработать и согласовать с собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики техническое задание на выполнение работ по разработке проектной документации на создание (модернизацию) комплексов и устройств РЗА (далее – техническое задание); ♦ в соответствии с техническим заданием разработать и согласовать с ними проектную документацию по РЗА, включая основные технические решения, принципы реализации, оценку стоимости и сроки создания комплексов и устройств РЗА на смежных объектах; ♦ уведомить собственников или иных законных владельцев смежных объектов электроэнергетики о факте согласования технического задания и проектной документации по РЗА ДЦ, а также другими собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики, на которых требуется выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА; ♦ согласовать с собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики сроки выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА. В случаях, предусмотренных подп. 5.8 настоящего Стандарта, сетевая организация, собственник или иной законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого, модернизируемого) объекта электроэнергетики обязаны также согласовать техническое задание и проектную документацию по РЗА с ДЦ и уведомить его о факте согласования технического задания и проектной документации по РЗА собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики. 5.4.3. Собственники или иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики обязаны: ♦ рассмотреть и согласовать техническое задание и проектную документацию по РЗА, по-

лученные в соответствии с подп. 5.4.2 настоящего Стандарта; ♦ согласовать сроки выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА. 5.4.4. Сетевая организация, собственник или иной законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого, модернизируемого) объекта электроэнергетики, собственники и иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики обязаны каждый в отношении принадлежащих им объектов электроэнергетики: ♦ на основании проектной документации по РЗА, разработанной и согласованной в соответствии с подп. 5.4.2, 5.4.3 настоящего Стандарта, разработать и в соответствии с подп. 5.12 настоящего Стандарта согласовать рабочую документацию по РЗА; ♦ обеспечить выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА в согласованные сроки. 5.5. Финансирование указанных в подп. 5.4 настоящего Стандарта работ осуществляется: ♦ при технологическом присоединении – в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике; ♦ при строительстве (реконструкции, техническом перевооружении, модернизации) объекта электроэнергетики, не связанном с технологическим присоединением, – субъектом электроэнергетики, в связи со строительством (реконструкцией, техническим перевооружением, модернизацией) объекта электроэнергетики которого требуется выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА. 5.6. В случае, если создание (модернизация) комплексов и устройств РЗА требуется для обеспечения функционирования релейной защиты, сетевой, противоаварийной или режимной автоматики в актуальных или перспективных электроэнергетических режимах энергосистемы или для выполнения иных обязательных требований, ДЦ вправе выдать задание на создание (модернизацию) комплексов и устройств 04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 51

06.06.2012 16:28:36

Стандарты

РЗА, являющееся обязательным для исполнения соответствующими субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии. При наличии вышеуказанных оснований ДЦ вправе разработать проектную документацию на создание (модернизацию) комплексов РЗА и направить ее для исполнения соответствующим генерирующим компаниям, сетевым организациям и потребителям электрической энергии в качестве задания на создание (модернизацию) комплексов и устройств РЗА. 5.7. В указанных в подп. 5.6 настоящего Стандарта случаях: 5.7.1. На основании задания ДЦ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА собственник или иной законный владелец объекта электроэнергетики осуществляет разработку технического задания на разработку проектной документации, проектной и рабочей документации по РЗА и выполняет реализацию проектных решений. Техническое задание, проектная и рабочая документация по РЗА, а также сроки выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА должны согласовываться с ДЦ в соответствии с подп. 5.8 настоящего Стандарта. В случае, если в соответствии с заданием ДЦ необходимо выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА на смежных объектах электроэнергетики, собственники или иные законные владельцы указанных объектов также должны согласовать сроки выполнения указанных работ между собой. 5.7.2. Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии, получившие от ДЦ задания по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА, предоставляют ему информацию об их фактическом исполнении в установленных таким субъектом формах и сроки. 5.7.3. Средства, необходимые для разработки проектной, рабочей документации по РЗА и реализации проектов создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА, учитываются соответствующими генерирующими компаниями, сетевыми организациями и потребителями электрической энергии при формировании (согласовании) в установленном порядке ин-

вестиционных программ на соответствующий период, за исключением случаев, когда такие расходы несет Системный оператор в соответствии с правилами оказания услуг по обеспечению системной надежности. 5.8. Техническое задание, проектная документация по РЗА и рабочая документация по РЗА подлежат согласованию с ДЦ в случае: ♦ создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА на объектах электроэнергетики, оборудование и устройства которых относятся к объектам диспетчеризации; ♦ строительства (реконструкции, технического перевооружения, модернизации) объектов по производству электрической энергии с установленной мощностью 25 МВт и более; ♦ строительства (реконструкции, технического перевооружения, модернизации) объектов электросетевого хозяйства высшим номинальным классом напряжения 220 кВ и выше; ♦ строительства (реконструкции, технического перевооружения, модернизации) иных объектов электроэнергетики, технологический режим работы или эксплуатационное состояние комплексов и устройств РЗА которых влияет (может повлиять) на электроэнергетический режим работы энергосистемы; ♦ создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям, согласованным (подлежащим согласованию) с ДЦ. 5.9. Техническое задание должно обязательно содержать требование о наличии в проектной документации по РЗА: ♦ обоснования необходимости создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА; ♦ обоснования необходимости выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА на смежных объектах; ♦ обоснования необходимости модернизации автоматизированной системы диспетчерского управления ДЦ; ♦ сроков и этапов выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА;

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 04 • 2012

04-12_

.indd 52

06.06.2012 16:28:36

Стандарты ♦ технико-экономического обоснования вариантов реализации технических решений. 5.10. Собственники и иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики и ДЦ обязаны в течение 10 рабочих дней со дня получения технического задания и 20 рабочих дней со дня получения проектной документации по РЗА согласовать их либо в указанные сроки направить обоснованные замечания к ним. 5.11. Проектная документация по РЗА, согласованная в соответствии с настоящим разделом Стандарта, утверждается субъектом, по техническому заданию которого выполняется ее разработка. Утвержденная проектная документация по РЗА передается в одном экземпляре каждому из участников ее согласования. 5.12. При создании (модернизации) комплексов и устройств РЗА собственник или иной законный владелец объекта электроэнергетики осуществляет на основании проектной документации по РЗА разработку рабочей документации по РЗА в части устройств РЗА, устанавливаемых на принадлежащем ему объекте электроэнергетики, осуществляет ее согласование и выполнение работ, необходимых для создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА, в соответствии с подп. 5.13 и 5.14 настоящего Стандарта. До начала разработки рабочей документации по РЗА для функционально связанных устройств РЗА, устанавливаемых на смежных объектах электроэнергетики, собственниками или иными законными владельцами этих объектов электроэнергетики должны быть определены и согласованы конкретные типы и состав устройств РЗА. Состав комплекса РЗА ЛЭП и оборудования объектов электроэнергетики, являющихся (планируемых к отнесению) объектами диспетчеризации, должен быть согласован с ДЦ. 5.13. Генерирующие компании, сетевые организации и потребители электрической энергии обязаны не менее чем за 6 (шесть) месяцев до ввода в работу комплексов и устройств РЗА или в иной согласованный ДЦ срок в зависимости от

сложности вводимого объекта электроэнергетики, но не позднее чем за 2 (два) месяца до ввода объекта электроэнергетики в работу, предоставить ДЦ рабочую документацию по комплексам и устройствам РЗА, которые будут отнесены к объектам диспетчеризации, для согласования, а также предоставить в ДЦ информацию, необходимую для расчетов электрических режимов сети, расчетов устойчивости, токов короткого замыкания, расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, а также для подготовки оперативной документации по оборудованию систем технологического управления, находящемуся в диспетчерском управлении или ведении ДЦ, в том числе: ♦ информацию о технических параметрах и паспортных данных ЛЭП, оборудования и устройств объекта электроэнергетики, сроках ввода его в эксплуатацию; ♦ методику расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, параметры настройки (уставки) которых задаются ДЦ, и руководство по эксплуатации устанавливаемой на объекте электроэнергетики версии микропроцессорных комплексов и устройств РЗА на русском языке, содержащее функционально-логические схемы и схемы программируемой логики с описанием алгоритма работы данных схем. 5.14. В составе разрабатываемой рабочей документации по РЗА должны содержаться следующие материалы: ♦ пояснительная записка, включающая в себя проектный расчет параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, устанавливаемых на объектах электроэнергетики; ♦ схемы распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств РЗА, информационно-измерительных систем (автоматизированных систем управления технологическим процессом, автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии); ♦ принципиальные и функционально-логические схемы (алгоритмы функционирования) 04 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

04-12_

.indd 53

06.06.2012 16:28:36

Стандарты

устройств РЗА и внешних связей с другими устройствами РЗА, коммутационными аппаратами, устройствами ВЧ-связи, устройствами передачи аварийных сигналов и команд; ♦ данные по параметрированию (конфигурированию) микропроцессорных устройств РЗА; ♦ схемы организации каналов связи для функционирования устройств РЗА; ♦ заказные спецификации на устройства РЗА с указанием версии (типоисполнения) для микропроцессорных устройств РЗА; ♦ схемы организации цепей оперативного тока устройств РЗА; ♦ схемы организации цепей напряжения устройств РЗА; ♦ принципиальные схемы управления и автоматики (алгоритмы функционирования) выключателей; ♦ решения по интеграции устанавливаемых комплексов и устройств РЗА в создаваемые (модернизируемые) объектовые автоматизированные системы управления технологическим

процессом, системы сбора и передачи информации. 5.15. Ввод в работу новых (модернизированных) комплексов и устройств РЗА должен осуществляться с параметрами настройки (уставками) и алгоритмами функционирования, утвержденными техническим руководителем объекта электроэнергетики, заданными на основании проектных значений параметров настройки, которые могут быть скорректированы после анализа и уточнения их в процессе наладки или в соответствии с заданием по настройке устройств РЗА в порядке, установленном подп. 4.4.7 настоящего Стандарта. 5.16. Генерирующие компании, сетевые организации и потребители электрической энергии предоставляют в ДЦ (ЦУС) исполнительные схемы устройств РЗА, параметры настройки (уставки) которых задаются ДЦ (ЦУС), после ввода указанных устройств в работу.

КОМПАС В МИРЕ МЕХАНИКИ http://glavmeh.panor.ru

На правах рекламы

индексы

16578

82716

В каждом номере: организация работы цехов и служб главного механика промпредприятия; современные системы оплаты труда ремонтных рабочих; опыт автоматизированного учета и анализа отказов и поломок; создание графиков планово-предупредительных ремонтов; современные способы диагностики, тестирования и ремонта оборудования; управление процессами текущего и планового ремонта; экспертиза, обзоры и технические характеристики нового оборудования; нормирование; оплата и охрана труда ремонтников и др. Структура издания построена в соответствии с должностной инструкцией главного механика. Наши эксперты и авторы: А.А. Дырдин, главный специалист ремонтного производства ОАО «Липецкий металлургический комбинат»; С.В. Аргеткин, главный механик ОАО «Сызранский НПЗ»; В.Я. Седуш, исполнительный директор ассоциации механиков, д-р техн. наук, проф.; В.М. Вакуленко, эксперт Лазерной ассоциации; А.В. Пчелинцев, руководитель Управления технического обслуживания и ремонта завода «Московский подшипник»; Ю.А. Бочаров, заслуженный машиностроитель РФ, проф. МГТУ им. Н.Э. Баумана; В.Н. Калаущенко, директор по развитию ОАО «Электрозавод»; И.Ф. Пустовой, научный советник ОАО «Нанопром»; Д.В. Тренев, генеральный

директор компании «Мир станочника»; К.В. Ершов, начальник сервисного центра ОАО «Казанское моторостроительное объединение», канд. техн. наук, и многие другие ведущие специалисты. Издается в содружестве с Ассоциацией механиков, при информационной поддержке Российской инженерной академии и Союза машиностроителей. Входит в Перечень изданий ВАК. Ежемесячное издание. Объем – 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ • Технологии и технические решения • Советы главному механику • Механообрабатывающее производство • Оборудование и механизмы • Ремонт и модернизация оборудования • Новое компрессорное оборудование • Наука – производству • Выдающиеся механики, конструкторы, ученые • Нормирование, организация и оплата труда • Экологические проблемы в машиностроении

Для оформления подписки • 04через • 2012 редакцию необходимо получить счет на оплату, ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ прислав заявку по электронному адресу podpiska@panor.ru или по факсу (499) 346-2073, а также позвонив по телефонам: (495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

04-12_

.indd 54

06.06.2012 16:28:37

Профессиональные праздники и памятные даты 1 августа

День тыла Вооруженных сил России.

За точку отсчета истории тыла Вооруженных сил принят 1700 г., когда Петр I подписал Указ «О заведовании всех хлебных запасов ратных людей…». Фактическое самоопределение тыла ВС произошло 1 августа 1941 г. В этот день И. В. Сталин подписал соответствующий приказ Народного комиссара обороны СССР. А праздничный статус даты утвержден приказом Министерства обороны РФ от 7 мая 1998 г.

День инкассаторов. В этот день в 1939 г. была создана служба инкассации при Госбанке СССР. Необходимость транспортировки и охраны денег в Киевской Руси возникла одновременно с их появлением в IX веке. Казначеями тогда выступали князь и бояре, которые и обеспечивали охрану торговых караванов силами своих дружин.

2 августа

День Воздушно-десантных войск (День ВДВ). Днем основания российских ВДВ считается 2 августа 1930 г., когда на учениях Московского военного округа под Воронежем впервые было десантировано на парашютах подразделение в составе 12 человек. Этот же день является днем пророка Илии, который считается покровителем десантных войск.

5 августа

День железнодорожника. История возник-

новения праздника связана с именем Николая I, которого по праву называют «основателем железнодорожного дела в России». С 1886 г. было принято решение ежегодно отмечать День железнодорожника 8 июля, в день именин императора. После революции традиция прервалась, но в 1937 г. возобновилась. Тогда, согласно постановлению ЦИК СССР, праздник решено было проводить ежегодно в первое воскресенье августа.

6 августа

День Железнодорожных войск. 6 августа

1851 г. вышло «высочайшее утверждение» императором Николаем I «Положения о составе управления Санкт-Петербурго-Московской железной дороги». Согласно документу были сформированы 14 первых отдельных военно-рабочих подразделений. День Железнодорожных войск Российской Федерации официально закреплен Указом Президента РФ от 19 июля 1996 г.

04-12_

.indd 55

Международный день «Врачи мира за мир». Этот международный день был предложен организацией «Врачи мира за предотвращение ядерной угрозы». Он отмечается в годовщину дня бомбардировки японского города Хиросима 6 августа 1945 г. Дата служит напоминанием об этой трагедии, о роли врачей в борьбе за мир и в предотвращении войны.

9 августа

День Воинской славы России (первая в истории победа русского флота). 9 августа

1714 г. солдаты, матросы и офицеры под командованием Петра I одержали победу над численно превосходящей эскадрой шведского флота у мыса Гангут в Балтийском море. Это событие Великой Северной войны стало первым крупным успехом русского регулярного флота.

Международный день коренных народов мира. Дата установлена 23 декабря 1994 г. Генеральной Ассамблеей ООН. В этот день в 1992 г. состоялось первое заседание Рабочей группы по коренным народам. Цель мероприятий, ежегодно проводимых ООН,— подчеркнуть богатство культур коренных народов и привлечь внимание к их основным проблемам — бедности, дискриминации и отказе в правах человека.

11 августа

День физкультурника. Праздник получил ши-

рокое распространение в первые десятилетия советской власти, когда активно поддерживался лозунг «В здоровом теле — здоровый дух». Впервые дата официально отмечалась 18 июля 1939 г. А после Указа Президиума Верховного Совета СССР от 1 октября 1980 г. день получил нынешнюю прописку — вторую субботу августа. Праздник физкультурника отмечают спортсмены, тренеры, преподаватели физической культуры, любители и ветераны спорта.

12 августа

День Военно-воздушных сил (День ВВС). В этот день 1912 г. по Военному ведомству

России был издан приказ, согласно которому вводился в действие Штат воздухоплавательной части ГУ Генерального штаба. Эту дату и принято считать началом создания отечественной военной авиации. Официально День ВВС России утвержден Указом Президента РФ от 29 августа 1997 г.

06.06.2012 16:28:37

Поздравим друзей и нужных людей! 12 августа

Международный день молодежи. Дата

установлена Генеральной Ассамблеей ООН по предложению Всемирной конференции министров по делам молодежи, состоявшейся в Лиссабоне 8–12 августа 1998 г. Информационнопропагандистские мероприятия призваны обратить внимание на проблемы молодых людей всего мира.

День строителя. Этот профессиональный праздник был установлен на основании Указа Президиума Верховного Совета СССР от 6 сентября 1955 г. День было решено отмечать ежегодно во второе воскресенье августа. Данную полувековую традицию чествования отечественных строителей продолжают соблюдать в России, Белоруссии, Украине, Армении и Киргизии.

13 августа

Всемирный день левшей. Международный день леворуких (International Lefthanders Day) впервые отметили 13 августа 1992 г. по инициативе созданного двумя годами ранее британского Клуба левшей. По данным статистиков, около 10 % населения — левши. В этот день левши всего мира стремятся привлечь внимание к проблеме адаптации своего круга людей в обществе, устраивают разнообразные мероприятия и соревнования.

15 августа

День археолога. Традиция этого праздника родилась неформально, более полувека назад, по инициативе советских археологов. Специалисты, изучающие по вещественным источникам историческое прошлое человечества, 15 августа устраивают новичкам «посвящение в археологи». В России наука стала развиваться с середины XIX века.

19 августа

День Воздушного флота России. 12 авгу-

ста 1912 г. царь Николай II повелел сформировать при Главном управлении Генштаба первую в стране часть Военно-воздушных сил. В свою очередь, И. В. Сталин поручил отмечать день советских авиаторов ежегодно, начиная с 18 августа 1933 г. А в 1992 г. Президиум Верховного Совета РФ утвердил нынешний формат праздника — каждое третье воскресенье августа.

04-12_

.indd 56

22 августа

День государственного флага Российской Федерации. Впервые бело-сине-красный

флаг был поднят на первом русском военном корабле «Орел» в середине XVII века. Законным же «отцом» государственного триколора признан Петр I, который 20 января 1705 г. издал специальный Указ. В 1918 г. советская власть сменила стяг на красный, но вердикт коммунистов был отменен 22 августа 1991 г. новыми российскими парламентариями. Три года спустя эта дата, согласно Указу Президента РФ, получила праздничный статус.

23 августа

День Воинской славы России (День разгрома немецко-фашистских войск в Курской битве). Курская битва явилась

решающей в обеспечении коренного перелома в ходе Великой Отечественной войны. К 23 августа 1943 г. советские войска отбросили противника на запад на 140–150 километров, освободили Орел, Белгород и Харьков. Вермахт потерял в Курской битве 30 отборных дивизий, в том числе семь танковых, свыше 500 тысяч солдат и офицеров.

26 августа

День шахтера. В ночь с 30 на 31 августа 1935 г. шахтер Алексей Стаханов добыл за смену 102 т угля и установил рекорд, послуживший началу стахановского движения. Исходя из этой даты 10 сентября 1947 г. Министерство угольной промышленности утвердило праздник шахтеров, который с 1948 г. отмечается в последнее воскресенье августа. Для некоторых городов России и Украины День шахтера является главным праздником и отмечается концертами под открытым небом и народными гуляньями.

27 августа

День российского кино. Премьера первого российского фильма — «Понизовая вольница» режиссера Владимира Ромашкова состоялась 15 октября 1908 г. А 27 августа 1919 г. Совет народных комиссаров СССР принял Декрет о национализации кинодела. Согласно Указу Президиума Верховного Совета от 1 октября 1980 г., эта дата стала официально именоваться Днем российского кино.

06.06.2012 16:28:37

ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛЫ ИД «ПАНОРАМА» Издательский Дом «ПАНОРАМА» – крупнейшее в России издательство деловых журналов. Одиннадцать издательств, входящих в ИД «ПАНОРАМА», выпускают 90 журналов (включая приложения).

Свидетельством высокого авторитета и признания изданий ИД «Панорама» является то, что 27 журналов включены в Перечень ведущих рецензируемых журналов и изданий, утвержденный ВАК, в которых публикуются основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук. Среди главных редакторов наших журналов, председателей и членов редсоветов и редколлегий – около 300 академиков, членов-корреспондентов академий наук, профессоров и столько же широко известных своими профессиональными достижениями хозяйственных руководителей и специалистов-практиков.

Индексы по каталогу «Роспечать» «Почта и «Пресса России» России»

НАИМЕНОВАНИЕ

АФИНА

Стоимость подписки по каталогам без учета стоимости доставки

Стоимость подписки через редакцию с учетом стоимости доставки

www.бухучет.рф, www.afina-press.ru 36776 20285 80753 82767 82773 82723 32907

Автономные учреждения: 99481 экономика – налогообложение – бухгалтерский учет Бухгалтерский учет 61866 и налогообложение в бюджетных организациях в здравоохранении 99654 Бухучет Входит в Перечень изданий ВАК в сельском хозяйстве 16609 Бухучет Входит в Перечень изданий ВАК Бухучет 16615 в строительных организациях Входит в Перечень изданий ВАК Лизинг 16585 Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие 12559 Налоги и налоговое планирование

4830

4590

Индексы по каталогу «Роспечать» «Почта и «Пресса России» России»

11825 Весь мир – наш дом!

1 890

1794

84832

12450 Гостиничное дело

8538

8112

1413

1341

2514

2388

04-12_

.indd 57

Дипломатическая служба 61874 Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие Лизинг 16585 Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие

4614

4386

4614

4386

82723

4614

4386

84826

экономика 12383 Международная Входит в Перечень изданий ВАК

3672

3486

4614

4386

84866

12322 Общепит: бизнес и искусство

3534

3360

2514

2388

79272

99651 Современная торговля

8538

8112

19 932

18 936

84867

12323 Современный ресторан

6378

6060

82737

регулирование. 16599 Таможенное Таможенный контроль Товаровед 12320 продовольственных товаров Входит в Перечень изданий ВАК

13 116

12 462

4110

3906

www.внешторгиздат.рф, www.vnestorg.ru регулирование. 16600 Валютное Валютный контроль

Стоимость подписки через редакцию с учетом стоимости доставки

46021

20236

ВНЕШТОРГИЗДАТ

82738

НАИМЕНОВАНИЕ

Стоимость подписки по каталогам без учета стоимости доставки

13 116

12 462

85181

06.06.2012 16:28:38

ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛЫ ИД «ПАНОРАМА» Индексы по каталогу

НАИМЕНОВАНИЕ

«Роспечать» «Почта и «Пресса России» России»

МЕДИЗДАТ

Стоимость подписки по каталогам без учета стоимости доставки

Стоимость подписки через редакцию с учетом стоимости доставки

Индексы по каталогу

НАИМЕНОВАНИЕ

«Роспечать» «Почта и «Пресса России» России»

Стоимость подписки по каталогам без учета стоимости доставки

Стоимость подписки через редакцию с учетом стоимости доставки

ПОЛИТЭКОНОМИЗДАТ

www.медиздат.рф, www.medizdat.com

www.политэкономиздат.рф, www.politeconom.ru

в здравоохранении 99654 Бухучет Входит в Перечень изданий ВАК Вестник неврологии, и нейрохирургии 79525 психиатрии Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие скорой помощи 24216 Врач Входит в Перечень изданий ВАК

4614

4386

20285

Бухгалтерский учет 61866 и налогообложение в бюджетных организациях

4614

4386

2040

1938

84787

12310 Глава местной администрации

3534

3360

4212

4002

84790

12307 ЗАГС

3276

3114

80755

99650 Главврач

4542

4314

84791

4110

3906

82723

Лизинг 16585 Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие

Землеустройство, кадастр 12306 и мониторинг земель Входит в Перечень изданий ВАК

2514

2388

84789

12308 Служба занятости

3390

3222

46105

44028 Медсестра

3534

3360

20283

2349

2232

1944

1848

Социальная политика социальное партнерство 61864 иВходит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие

80753 47492 46543

23140 82789 46312

15022 16631 24209

Охрана труда и техника безопасности в учреждениях здравоохранения Выходит 3 раза в полугодие Санитарный врач Входит в Перечень изданий ВАК Справочник врача общей практики Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие Терапевт Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие Физиотерапевт Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие Хирург Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие

46106

12366

84881

12524

84811

12371

36273

99369 Экономист лечебного учреждения

ПРОМИЗДАТ

www.промиздат.рф, www.promizdat.com 4212

4002 84822

1800

1710 82714

12537 Водоочистка Входит в Перечень изданий ВАК Генеральный директор. 16576 Управление промышленным предприятием инженер. Управление 16577 Главный промышленным производством

3786

3594

9300

8838

5520

5244

1983

1884

82715

2055

1953

82716

механик 16578 Главный Входит в Перечень изданий ВАК

4686

4452

2055

1953

82717

энергетик 16579 Главный Входит в Перечень изданий ВАК

4686

4452

3894

3702

84815

по маркетингу 12530 Директор и сбыту

8982

8532

36390

12424 Инновационный менеджмент

8418

7998

84818

и автоматика: 12533 КИП обслуживание и ремонт Лизинг 16585 Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие Нормирование и оплата труда 16582 в промышленности Входит в Перечень изданий ВАК Оперативное управление в электроэнергетике. 12774 Подготовка персонала и поддержание его квалификации Выходит 3 раза в полугодие Охрана труда 16583 и техника безопасности на промышленных предприятиях

4614

4386

2514

2388

4542

4314

2094

1989

4110

3906

82718

16580 Управление качеством

4146

3936

84817

Электрооборудование: обслуживание 12532 эксплуатация, и ремонт Входит в Перечень изданий ВАК

4614

4386

84816

12531 Электроцех

3960

3762

НАУКА и КУЛЬТУРА

www.наука-и-культура.рф, www.n-cult.ru 20285 46310

Бухгалтерский учет 61866 и налогообложение в бюджетных организациях культурологии 24192 Вопросы Входит в Перечень изданий ВАК

4614

4386

2490

2364

82723

20238

61868 Дом культуры

3276

3114

84794

12303 Музей

3534

3360

46313

24217 Ректор вуза

5622

5340

47392

галерея – ХХI век 45144 Русская Выходит 3 раза в полугодие

1371

1302

46311

24218 Ученый совет

4980

4734

71294

79901 Хороший секретарь

2232

2118

46030

Гимназия. Лицей: 11830 Школа. наши новые горизонты

2334

2220

46103

вуза 12298 Юрист Входит в Перечень изданий ВАК

3786

3594

82720

18256

04-12_

.indd 58

82721

06.06.2012 16:28:38

ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛЫ ИД «ПАНОРАМА» Индексы по каталогу

«Роспечать» «Почта и «Пресса России» России»

НАИМЕНОВАНИЕ

СЕЛЬХОЗИЗДАТ

Стоимость подписки по каталогам без учета стоимости доставки

Стоимость подписки через редакцию с учетом стоимости доставки

www.сельхозиздат.рф, www.selhozizdat.ru

Индексы по каталогу

«Роспечать» «Почта и «Пресса России» России»

НАИМЕНОВАНИЕ

Лизинг 16585 Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие и оплата труда 16624 Нормирование на автомобильном транспорте Охрана труда и техника безопасности 16623 на автотранспортных предприятиях и в транспортных цехах машины и механизмы 12479 Самоходные Выходит 3 раза в полугодие

82723

82767

в сельском хозяйстве 16609 Бухучет Входит в Перечень изданий ВАК

4614

4386

84834

сельскохозяйственных 12396 Ветеринария животных

3786

3594

82763

16605 Главный агроном

3354

3186

82764

зоотехник 16606 Главный Входит в Перечень изданий ВАК Землеустройство, кадастр 12306 и мониторинг земель Входит в Перечень изданий ВАК Кормление сельскохозяйственных 61870 животных и кормопроизводство Входит в Перечень изданий ВАК Лизинг 16585 Входит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие и оплата труда 16608 Нормирование в сельском хозяйстве Охрана труда 16607 и техника безопасности в сельском хозяйстве и рыбное хозяйство 22307 Рыбоводство Выходит 3 раза в полугодие

3354

3186

4110

3906

3312

3144

82720

2514

2388

82766

Нормирование и оплата труда 16582 в промышленности Входит в Перечень изданий ВАК и оплата труда 16608 Нормирование в сельском хозяйстве

3816

3624

82772

3894

3702

1728

1641

техника: 12394 Сельскохозяйственная обслуживание и ремонт

3390

84791 37065 82723 82766 82765 37194 84836

СТРОЙИЗДАТ

82773 82723 82772

3816

36986

и изыскательские 99635 Проектные работы в строительстве

4290

4074

41763

44174 Прораб

3960

3762

84782

работа 12378 Сметно-договорная в строительстве Строительство: 16611 новые технологии – новое оборудование 16613 Юрисконсульт в строительстве

82769 82771 Д А

А Н

Т Т Р

82776 79438

36393

4452

4110

3906

5520

5244

4980

4734

4614

4386

3894

3702

2271

2157

3816

3624

и оплата труда 16614 Нормирование в строительстве

4686

4452

82782

и оплата труда 16624 Нормирование на автомобильном транспорте

4614

4386

82765

труда и техника 16607 Охрана безопасности в сельском хозяйстве

3894

3702

82770

труда и техника 16612 Охрана безопасности в строительстве Охрана труда и техника в учреждениях 16612 безопасности здравоохранения Выходит 3 раза в полугодие Охрана труда и техника на автотранспортных 16623 безопасности предприятиях и в транспортных цехах Охрана труда 16583 и техника безопасности на промышленных предприятиях

3816

3624

1944

1848

3894

3702

4110

3906

84789

12308 Служба занятости

3390

3222

20283

Социальная политика социальное партнерство 61864 иВходит в Перечень изданий ВАК Выходит 3 раза в полугодие

2349

2232

82781

82721

äàòåëüñòâî èç

80757

4314

2388

4314

84791

4542

2514

4542

46308

www.трансиздат.рф, www.transizdat.com

Стоимость подписки через редакцию с учетом стоимости доставки

ЧЕЛОВЕК и ТРУД

ÞÐ

4686

Стоимость подписки по каталогам без учета стоимости доставки

www.человек-и-труд.рф, www.peopleandwork.ru

3624

ТРАНСИЗДАТ

эксплуатация, 16618 Автотранспорт: обслуживание, ремонт Грузовое и пассажирское 99652 автохозяйство Входит в Перечень изданий ВАК

82781

82770

труда и техника 16612 Охрана безопасности в строительстве

82770

82782

3222

www.стройпресса.рф, www.stroyizdat.com Бухучет в строительных 16615 организациях 4614 4386 Входит в Перечень изданий ВАК Лизинг 16585 Входит в Перечень изданий ВАК 2514 2388 Выходит 3 раза в полугодие и оплата труда 16614 Нормирование 4686 4452 в строительстве

С И З

ÈÇÄÀÒ

ЮРИЗДАТ

www.юриздат.рф, www.jurizdat.su

24191 Вопросы трудового права Землеустройство, кадастр 12306 и мониторинг земель Входит в Перечень изданий ВАК Кадровик 99656 Входит в Перечень изданий ВАК

3606

3426

4110

3906

5388

5118

36394

99295 Участковый

786

744

82771

16613 Юрисконсульт в строительстве

5520

5244

46103

вуза 12298 Юрист Входит в Перечень изданий ВАК

3786

3594

ПОДРОБНАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ: телефоны: (495) 211-5418, 749-2164, 749-4273, факс: (499) 346-2073, (495) 664-2761. E-mail: podpiska@panor.ru www.panor.ru

04-12_

.indd 59

06.06.2012 16:28:39

2012 ПОДПИСКА

МЫ ИЗДАЕМ ЖУРНАЛЫ БОЛЕЕ 20 ЛЕТ. НАС ЧИТАЮТ МИЛЛИОНЫ! ОФОРМИТЕ ГОДОВУЮ ПОДПИСКУ И ЕЖЕМЕСЯЧНО ПОЛУЧАЙТЕ СВЕЖИЙ НОМЕР ЖУРНАЛА!

ДОРОГИЕ ДРУЗЬЯ! МЫ ПРЕДЛАГАЕМ ВАМ РАЗЛИЧНЫЕ ВАРИАНТЫ ОФОРМЛЕНИЯ ПОДПИСКИ НА ЖУРНАЛЫ ИЗДАТЕЛЬСКОГО ДОМА «ПАНОРАМА»

ПОДПИСКА НА САЙТЕ

ПОДПИСКА В РЕДАКЦИИ

ПОДПИСКА ЧЕРЕЗ АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ АГЕНТСТВА

ПОДПИСКА НА САЙТЕ www.panor.ru На все вопросы, связанные с подпиской, вам с удовольствием ответят по телефонам (495) 211-5418, 749-2164, 749-4273.

ПОДПИСКА НА ПОЧТЕ

син А. Бо жник Худо

ОФОРМЛЯЕТСЯ В ЛЮБОМ ПОЧТОВОМ ОТДЕЛЕНИИ РОССИИ

Для этого нужно правильно и внимательно заполнить бланк абонемента (бланк прилагается). Бланки абонементов находятся также в любом почтовом отделении России или на сайте ИД «Панорама» – www.panor.ru. Подписные индексы и цены наших изданий для заполнения абонемента на подписку есть в каталогах: «Газеты и журналы» Агентства «Роспечать», «Почта России» и «Пресса России». Образец платежного поручения

Подписаться на журнал можно непосредственно в Издательстве с любого номера и на любой срок, доставка – за счет Издательства. Для оформления подписки необходимо получить счет на оплату, прислав заявку по электронному адресу podpiska@panor.ru или по факсу: (499) 346-2073, (495) 664-2761, а также позвонив по телефонам: (495) 211-5418, 749-2164, 749-4273. Внимательно ознакомьтесь с образцом заполнения платежного поручения и заполните все необходимые данные (в платежном поручении, в графе «Назначение платежа», обязательно укажите: «За подписку на журнал» (название журнала), период подписки, а также точный почтовый адрес (с индексом), по которому мы должны отправить журнал). Оплата должна быть произведена до 15-го числа предподписного месяца.

Подписаться на журналы Издательского Дома «ПАНОРАМА» можно также с помощью альтернативных подписных агентств, о координатах которых вам сообщат по телефонам: (495) 211-5418, 749-2164, 749-4273.

XXXXXXX

Поступ. в банк плат.

Списано со сч. плат.

ПЛАТЕЖНОЕ ПОРУЧЕНИЕ № Сумма прописью ИНН

электронно Вид платежа

Дата

Одна тысяча девятьсот восемьдесят девять рублей 00 копеек КПП

Сумма 1989-00 Сч. №

Плательщик БИК Сч. № БИК 044525225 Сч. № 30101810400000000225

Банк плательщика ОАО «Сбербанк России», г. Москва Банк получателя ИНН 7729601370 КПП 772901001 ООО «Издательский дом «Панорама» Московский банк Сбербанка России ОАО, г. Москва Получатель

Сч. №

40702810538180000321

Вид оп. 01 Наз. пл. Код

Срок плат. Очер. плат. 6 Рез. поле

Подписи

Отметки банка

Банк получателя: ОАО «Сбербанк России», г. Москва БИК 044525225, к/сч. № 30101810400000000225

н оси А. Б

Назначение платежа

Счет № 1 на под ЖК2012 писку

ник ож Худ

Оплата за подписку на журнал Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации (3 экз.) на 6 месяцев, в том числе НДС (10%)______________ Адрес доставки: индекс_________, город__________________________, ул.______________________, дом_____, корп._____, офис_____, телефон_________________

РЕКВИЗИТЫ ДЛЯ ОПЛАТЫ ПОДПИСКИ Получатель: ООО «Издательский дом «Панорама» Московский банк Сбербанка России ОАО, г. Москва ИНН 7729601370 / КПП 772901001, р/cч. № 40702810538180000321

М.П.

На правах рекламы

04-12_

.indd 60

06.06.2012 16:28:40

Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации

полугодие

2012

Выгодное предложение! Подписка на 2-е полугодие 2012 года по льготной цене – 1989 руб. (подписка по каталогам – 2094 руб.)* Оплатив этот счет, вы сэкономите на подписке около 10% ваших средств.

Почтовый адрес: 125040, Москва, а/я 1 По всем вопросам, связанным с подпиской, обращайтесь по тел.: (495) 211-5418, 749-2164, 749-4273, тел./факс: (499) 346-2073, (495) 664-2761 или по e-mail: podpiska@panor.ru ПОЛУЧАТЕЛЬ:

ООО «Издательский дом «Панорама» ИНН 7729601370 КПП 772901001 р/cч. № 40702810538180000321 Московский банк Сбербанка России ОАО, г. Москва БАНК ПОЛУЧАТЕЛЯ: БИК 044525225

к/сч. № 30101810400000000225

ОАО «Сбербанк России», г. Москва

СЧЕТ № 2ЖК2012 от «____»_____________ 201__ Покупатель: Расчетный счет №: Адрес, тел.: №№ п/п

Предмет счета (наименование издания) Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации (подписка на 2-е полугодие 2012 года)

Единица Периодичность Кол-во заЦена измере- выхода 1 экз. ния в полугодии экз.

663

Сумма с учетом НДС (10%), руб 1989

2 3 ИТОГО: В ТОМ ЧИСЛЕ НДС (10%) ВСЕГО К ОПЛАТЕ:

Генеральный директор

К.А. Москаленко

Главный бухгалтер

Л.В. Москаленко М.П. ВНИМАНИЮ БУХГАЛТЕРИИ!

* ОПЛАТА ДОСТАВКИ ЖУРНАЛОВ ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ ИЗДАТЕЛЬСТВОМ. ДОСТАВКА ИЗДАНИЙ ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ ПО ПОЧТЕ ЗАКАЗНЫМИ БАНДЕРОЛЯМИ ЗА СЧЕТ РЕДАКЦИИ. В СЛУЧАЕ ВОЗВРАТА ЖУРНАЛОВ ОТПРАВИТЕЛЮ, ПОЛУЧАТЕЛЬ ОПЛАЧИВАЕТ СТОИМОСТЬ ПОЧТОВОЙ УСЛУГИ ПО ВОЗВРАТУ И ДОСЫЛУ ИЗДАНИЙ ПО ИСТЕЧЕНИИ 15 ДНЕЙ. СТОИМОСТЬ ПОДПИСКИ ПО КАТАЛОГАМ УКАЗАНА БЕЗ УЧЕТА СТОИМОСТИ ДОСТАВКИ. В ГРАФЕ «НАЗНАЧЕНИЕ ПЛАТЕЖА» ОБЯЗАТЕЛЬНО УКАЗЫВАТЬ ТОЧНЫЙ АДРЕС ДОСТАВКИ ЛИТЕРАТУРЫ (С ИНДЕКСОМ) И ПЕРЕЧЕНЬ ЗАКАЗЫВАЕМЫХ ЖУРНАЛОВ. ДАННЫЙ СЧЕТ ЯВЛЯЕТСЯ ОСНОВАНИЕМ ДЛЯ ОПЛАТЫ ПОДПИСКИ НА ИЗДАНИЯ ЧЕРЕЗ РЕДАКЦИЮ И ЗАПОЛНЯЕТСЯ ПОДПИСЧИКОМ. СЧЕТ НЕ ОТПРАВЛЯТЬ В АДРЕС ИЗДАТЕЛЬСТВА. ОПЛАТА ДАННОГО СЧЕТА-ОФЕРТЫ (СТ. 432 ГК РФ) СВИДЕТЕЛЬСТВУЕТ О ЗАКЛЮЧЕНИИ СДЕЛКИ КУПЛИ-ПРОДАЖИ В ПИСЬМЕННОЙ ФОРМЕ (П. 3 СТ. 434 И П. 3 СТ. 438 ГК РФ).

04-12_

.indd 61

06.06.2012 16:28:40

ОБРАЗЕЦ ЗАПОЛНЕНИЯ ПЛАТЕЖНОГО ПОРУЧЕНИЯ

Списано со сч. плат.

Поступ. в банк плат.

ПЛАТЕЖНОЕ ПОРУЧЕНИЕ № Дата

Вид платежа

Сумма прописью

ИНН

КПП

Сумма

Сч.№ Плательщик

БИК Сч.№ Банк Плательщика

ОАО «Сбербанк России», г. Москва

БИК Сч.№

044525225 30101810400000000225

Сч.№

40702810538180000321

Банк Получателя

ИНН 7729601370 КПП 772901001 ООО «Издательский дом «Панорама» Московский банк Сбербанка России ОАО, г. Москва Получатель

Вид оп.

Срок плат.

Наз.пл.

Очер. плат.

Код

Рез. поле

Оплата за подписку на журнал Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации (___ экз.) на 6 месяцев, в том числе НДС (10%). ФИО получателя____________________________________________________ Адрес доставки: индекс_____________, город____________________________________________________, ул.________________________________________________________, дом_______, корп._____, офис_______ телефон_________________, e-mail:________________________________ Назначение платежа Подписи

Отметки банка

М.П.

! 04-12_

.indd 62

При оплате данного счета в платежном поручении в графе «Назначение платежа» обязательно укажите: X Название издания и номер данного счета Y Точный адрес доставки (с индексом) Z ФИО получателя [ Телефон (с кодом города)

По всем вопросам, связанным с подпиской, обращайтесь по тел.: (495) 211-5418, 749-2164, 749-4273 тел./факс: (499) 346-2073, (495) 664-2761 или по e-mail: podpiska@panor.ru

06.06.2012 16:28:41

04-12_

.indd 63

06.06.2012 16:28:41

Кому

Куда

ф. СП-1

(почтовый индекс)

газету журнал

на 20

место

литер

на

газету журнал

на 20

(фамилия, инициалы)

(адрес)

12 год по месяцам: 9

подписки __________руб. ___коп. Количество Стоимость переадресовки __________ руб. ___коп. комплектов

(наименование издания)

(индекс издания)

18256

ДОСТАВОЧНАЯ КАРТОЧКА

(адрес)

12 год по месяцам:

(фамилия, инициалы)

(почтовый индекс)

комплектов:

(индекс издания)

18256

Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации.

ПВ

Кому

Куда

на

Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации. (наименование издания) Количество

АБОНЕМЕНТ

Стоимость подписки на журнал указана в каталогах Агентства «Роспечать» и «Пресса России»

Кому

Куда

ф. СП-1

(почтовый индекс)

на 20

место

12774

на

газету журнал

(адрес)

на 20

(фамилия, инициалы)

(адрес)

12 год по месяцам: 9

12774

(индекс издания)

подписки __________руб. ___коп. Количество Стоимость переадресовки __________ руб. ___коп. комплектов

(индекс издания)

ДОСТАВОЧНАЯ КАРТОЧКА

(наименование издания)

литер

12 год по месяцам:

(фамилия, инициалы)

(почтовый индекс)

комплектов:

газету журнал

Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации.

ПВ

Кому

Куда

на

АБОНЕМЕНТ

Стоимость подписки на журнал указана в каталоге «Почта России»

ПРОВЕРЬТЕ ПРАВИЛЬНОСТЬ ОФОРМЛЕНИЯ АБОНЕМЕНТА! На абонементе должен быть проставлен оттиск кассовой машины. При оформлении подписки (переадресовки) без кассовой машины на абонементе проставляется оттиск календарного штемпеля отделения связи. В этом случае абонемент выдается подписчику с квитанцией об оплате стоимости подписки (переадресовки).

ПРОВЕРЬТЕ ПРАВИЛЬНОСТЬ ОФОРМЛЕНИЯ АБОНЕМЕНТА!

На абонементе должен быть проставлен оттиск кассовой машины. При оформлении подписки (переадресовки) без кассовой машины на абонементе проставляется оттиск календарного штемпеля отделения связи. В этом случае абонемент выдается подписчику с квитанцией об оплате стоимости подписки (переадресовки).

Заполнение месячных клеток при переадресовании издания, а также клетки «ПВ-МЕСТО» производится работниками предприятий связи и подписных агентств.

06.06.2012 16:28:41

.indd 64

04-12_

Для оформления подписки на газету или журнал, а также для переадресования издания бланк абонемента с доставочной карточкой заполняется подписчиком чернилами, разборчиво, без сокращений, в соответствии с условиями, изложенными в подписных каталогах. Заполнение месячных клеток при переадресовании издания, а также клетки «ПВ-МЕСТО» производится работниками предприятий связи и подписных агентств.

ПРАЙС-ЛИСТ НА РАЗМЕЩЕНИЕ РЕКЛАМЫ В ИЗДАНИЯХ ИД «ПАНОРАМА»

Формат 1/1 полосы

ОСНОВНОЙ БЛОК Размеры, мм (ширина х высота) 205 х 285 – обрезной 215 х 295 – дообрезной

БУДЕМ РАДЫ ВИДЕТЬ ВАС В ЧИСЛЕ НАШИХ РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ! ПРАЙС-ЛИСТ СМОТРИТЕ, ПОЖАЛУЙСТА, В КОНЦЕ ЖУРНАЛА.

Стоимость, ч/б

62 000

31 000

1/2 полосы

102 х 285 / 205 х 142

38 000

19 000

1/3 полосы

68 х 285 / 205 х 95

31 000

15 000

1/4 полосы

102 х 142 / 205 х 71

25 000

12 000

Статья 1/1 полосы

3500 знаков + фото

32 000

25 000

Формат Первая обложка Вторая обложка Третья обложка Четвертая обложка Представительская полоса

Стоимость, цвет

Первый разворот

Стоимость 120 000 105 000 98 000 107 000 98 000 129 000

СКИДКИ Подписчикам ИД «ПАНОРАМА»

10 %

При размещении в 3 номерах

При размещении в 4–7 номерах

10 %

При размещении в 8 номерах

15 %

При совершении предоплаты за 4–8 номера

10 % Все цены указаны в рублях (включая НДС)

Телефон (495) 664-2794

E-mail: promo@panor.ru, reklama.panor@mail.ru www.панор.рф, www.идпанорама.pф, www.panor.ru На правах рекламы

Телефон (495) 664-2794

E-mail: promo@panor.ru, reklama.panor@mail.ru www.панор.рф, www.идпанорама.pф, www.panor.ru На правах рекламы

№ 4 2012