Оперативное управление в электроэнергетике-2012-02-DVD

№ 2 2012

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. 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.

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

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

УВАЖАЕМЫЕ ЧИТАТЕЛИ! Перед вами уникальный номер журнала «Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации», электронная версия которого войдет в DVD-диск Издательского дома «Панорама», подготовленного для широкого круга читателей. Наши читатели отметили лучшие статьи из выпусков журнала за 2011 год, и они публикуются в этом номере. Кроме того, в нем представлены новые материалы на актуальные темы, интересующие специалистов сферы оперативного управления в электроэнергетике. В номере журнала представлены материалы наших наиболее популярных рубрик, таких как: «Автоматика», «Системный анализ», «Задачи управления», «Надежность систем», «Контроль потребления», «Релейная защита», «Интеллектуальные сети», «Зарубежный опыт», «Устойчивость систем». Традиционно большую часть нашего журнала представляют научно-практические статьи ведущих ученых отраслевых институтов, генерирующих и энергосбытовых предприятий на темы, связанные с диспетчерским управлением, автоматикой, измерениями и надежностью работы энергосетей. Особое внимание уделяется опыту работы ведущих российских предприятий, таких как МОЭСК (Московская объединенная электросетевая компания) холдинга МРСК, научных и учебных институтов, работающих в области энергетики и электроснабжения. Все эти предприятия – активные подписчики нашего журнала, а их ведущие ученые – его авторы. Став подписчиком, вы сможете поделиться опытом работы в области оперативного управления, узнать о новых разработках, научных работах и материалах форумов, выставок и конференций. Статьи в нашем журнале – лучшая реклама ваших предприятий! Авторы, сотрудничающие с нашим журналом, получают приглашения на все российские и международные мероприятия, в которых участвует редакция, участвуют во всех обучающих и консультационных программах. Среди материалов, которые опубликованы в этом номере журнала, хотелось бы отметить статью «Актуальное интервью» с руководителем Центра тренажерной подготовки ОАО «СО ЕЭС» доктором технических наук Валерием Будовским, являющимся научным шеф-редактором нашего журнала, в котором он рассказывает о традициях и особенностях проведения соревнований диспетчеров. Также в этом номере в рубрике «Устойчивость систем» помещен крайне актуальный в наших современных условиях материал «Повышение устойчивости ЭЭС с применением территориально распределенных измерений» группы британских авторов – Х. Канга, М. Базаргана, К. Майкока, ведущих ученых фирмы ALSTOM Grid, в котoром рассматриваются вопросы применения векторных регистраторов PMU для нужд управления режимом ЭЭС, реализации защит и повышения стабильности ЭЭС. Рассматривается подобный программно-аппаратный комплекс, который был создан на базе устройства моделирования ЭЭС в реальном времени для разработки решений и их исследования при различных условиях. Описаны испытательные модели и тип PMU, примененный для анализа проблем устойчивости. Другие, специально отобранные для этого номера статьи, также не оставят читателей равнодушными. Воскресенский Д. В., главный редактор журнала «Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации»

02-12.indd 1

28.02.2012 10:49:15

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

ПРЯМАЯ РЕЧЬ

№ 2/2012

АВТОМАТИКА

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 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.: (495) 664-27-94 e-mail: reklama.panor@gmail.com Все статьи настоящего номера отражают личную точку зрения авторов, которая может не совпадать с мнением редакции. Подписано в печать 13.03.2012 г.

02-12.indd 2

Актуальное интервью ..................................................5 Руководитель Центра тренажерной подготовки ОАО «СО ЕЭС» Валерий Будовский рассказывает о традициях и особенностях проведения соревнований диспетчеров.

Развитие технических комплексов локальной противоаварийной автоматики .............9 Рассмотрены тенденции развития аппаратного обеспечения, программного обеспечения, алгоритмы противоаварийной автоматики, цифрового ввода/вывода данных, процессов пусконаладки.

СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ Развитие методов оценивания состояния ЭЭС на основе новых источников данных, технологий распределенных вычислений и методов искусственного интеллекта .................12 Результаты экспериментальных расчетов показали, что использование измерений комплексных электрических величин (данных PMU) в сочетании с ТИ SCADA позволяет существенно улучшить результаты решения задачи ОС и повысить эффективность алгоритмов декомпозиции задачи ОС.

ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ Прогнозирование графика электрической нагрузки с учетом погодозависящих и погодонезависящих составляющих ....................20 Решение задач повышения эффективности и надежности работы систем электроснабжения тесно связано с вопросами расчета и прогнозирования электрических нагрузок. Применение более точных методов расчета электрических нагрузок позволяет рациональнее использовать элементы электрических сетей.

Анализ схемно-режимных мероприятий при решении задач ведения режимов работы и планирования ремонтов оборудования энергосистем..........................................................23 Мероприятия по ограничению тока в любом элементе схемы электрической сети на примере обобщенной эквивалентной схемы района мегаполиса

Разработка комплексного алгоритма АЛАР и ЧДА двух электрически связанных электростанций............................................................27 Комплексное применение автоматики ЧДА и АЛАР на двух электрически связанных смежных электростанциях со взаимоувязанными уставками по частоте (в ЧДА) и току качания по прямым связям между электростанциями (в АЛАР) способствует обеспечению более надежного электроснабжения потребителей, подключенных к прилегающей сети обеих электростанций через станционно-сетевые ВЛ.

28.02.2012 10:49:20

Формирование оптимальных управляющих воздействий при анализе режимной надежности по критерию N– i..........................................33 В работе рассматривается задача формирования оптимальных управляющих воздействий (УВ) при анализе режимной надежности по критерию N–i. Описывается методика формирования УВ по критерию минимума ущерба, связанного с формируемым УВ.

НАДЕЖНОСТЬ СИСТЕМ Оценка балансовой надежности энергосистемы величиной риска дефицита мощности ................................................................... 37 В статье рассмотрена методика оценки балансовой надежности электроэнергетической системы с использованием понятия «ожидаемый дефицит» мощности.

Анализ и определение направлений оптимизации режимов работы двухцепных воздушных ЛЭП 35–220 кВ с использованием многопроводных схем замещения .......................................................................... 43 Для задач эффективного управления и оптимизации режимов, регулирования напряжения в узлах потребителей, выбора устройств компенсации реактивной мощности, релейной защиты и автоматики, а также для оценки эффективности работы электрической сети необходимым является получение как можно более точных исходных данных.

КОНТРОЛЬ ПОТРЕБЛЕНИЯ Оперативный прогноз потребления электроэнергии в АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера» ................................................................ 50 Субъекты оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) в случае нарушения графика потребления (генерации) электроэнергии, предварительно согласованного с НП АТС, получают достаточно ощутимые штрафные санкции.

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА Тестирование и испытания устройств релейной защиты и автоматики на функциональную совместимость по условиям стандарта МЭК 61850..........54 Стандарт МЭК 61850 определяет информационную модель, из элементов которой может быть образовано формальное описание системы автоматизации подстанции с фиксированной семантикой данных, определяет протоколы передачи данных, а также единый язык конфигурирования подстанции, с помощью которого непосредственно производятся описание системы автоматизации подстанции и настройка отдельных устройств в ее составе.

Комплекс микропроцессорных устройств релейной защиты, автоматики, диагностики установок плавки гололеда постоянным током на ВЛ 220–500 кВ .............................................................................................. 59 Комплекс РЗА-установок плавки гололеда на ВЛ постоянным током показал в процессе длительной эксплуатации (более 35 лет) свою работоспособность, техническое совершенство и надежность.

ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ СЕТИ Централизованная АСТУ для интегрированной электроинформационной сети района мегаполиса...............................................64 Применение рассматриваемой системы для интегрированной электроинформационной сети позволяет соответствовать требованиям инновационного развития электроэнергетики и информационного общества, создавать «умные» электрические сети, интеллектуальную систему РЗА, существенно уменьшать стоимость реконструкции существующих, а также создаваемых систем электроснабжения, выполнять требования надежности электроснабжения потребителей различных категорий, способствующих развитию и становлению современного общества.

Новые статьи журнала во 2-м полугодии 2012 г. .....................................................70

02-12.indd 3

28.02.2012 10:49:20

СОNTENTS RELEVANT INTERVIEW Direct speech .................................................................................................................................................................. 5 Manager of the training center of the «System operator of the unified electric power system» ОАО Valeriy Budovskiy tells about traditions and peculiarities of carrying out of dispatchers’ competitions.

AUTOMATICS Development of technical complexes of local emergency control schemes .......................................................... 9 An article considers tendencies of development of hardware, software, algorithms of emergency control schemes, digital data input/output, commissioning processes.

SYSTEMATIC ANALYSIS Development of methods of estimation of the state of electrical power system on the basis of new data sources, technologies of distributed computing and methods of artificial intellect ............................................................................................................................. 12 Results of experimental calculations showed that usage of measurements of complex electrical values (PMU data) in combination with TI SCADA allow to improve significantly results of solution of task of operational system and increase effectiveness of algorithms of OS task partition.

CONTROL TASKS Forecast of graph of electrical load taking into account weather depending and not weather depending constituents .................................................................................................................. 20 Solution of tasks of improvement of efficiency and reliability of work of power systems is closely connected with problems of analysis and forecasting of electric load.

Analysis of the scheme-mode measures during solution of tasks of operation modes control and planning of equipment repair of power systems ........................................................................................................................... 23 Measures on limitation of current in any segment of the scheme of electrical network by example of generalized equivalent circuit of metropolis district.

Development of integrated algorithm of automatics for elimination of asynchronous operation and frequency separation automatics of two electrically connected power stations .......................................... 27 Integrated application of automatics for elimination of asynchronous operation and frequency separation automatics at two electrically connected adjacent power stations with mutual agreed frequency preset values (in frequency separation automatics) and current of swinging by direct connections between power plants (in automatics for elimination of asynchronous operation) contributes to provision of more reliable power supply of consumers connected to adjacent network of both power stations through station-network overhead transmission lines.

Formation of optimal control actions during analysis of regime reliability by criterion N–I ................................. 33 This article considers the task of formation of optimal control actions during analysis of regime reliability by criterion N–I. Methodology of formation of control actions by criterion of minimum damage connected with formed control action.

RELIABILITY OF SYSTEMS Estimation of adequacy of the power system by the value of power deficit risk .................................................. 37 Methodology of estimation of adequacy of the power system with the usage of definition «expectative deficit» of power Analysis and determination of optimization directions of operation modes of double-circuit open-wire circuits 35–220 kV with the usage of multi-conductor equivalent circuits ......................................... 43 Improvement of calculation methods of modes is of prime importance in networks where lack of telemetry data is observed, because calculation methods are a mean of obtaining of pseudomeasurements.

CONTROL OF CONSUMPTION Operative forecast of energy consumption in automated measuring and information system for electric power fiscal accounting on pc basis «Energosphera»................................ 50 Subjects of wholesale electricity market in case of violation of electricity consumption (generation) schedule, previously agreed with the NP TSA, receive rather tangible penalties.

RELAY PROTECTION Testing of relay protection and automatics devices for functional compatibility under conditions of IEC 61850 standard ..................................................................... 54 Standard IEC 61850 determines information model of which elements formal description of automation system of substation with a fixed semantics of data can be formed, determines data transfer protocols, as well as a common language for configuration of substation, with the help of which description substation automation system is made directly and setting of individual devices in its composition.

Complex of microprocessor devices of relay protection, automatics, diagnostics of melting installations of ice-up on 220–500 kV transmission lines using DC ..................................................... 59 Complex of relay protection and automatic equipment of melting installations of ice-up on transmission lines using DC showed during the process of continuous exploitation (more than 35 years) its working capacity, technical excellence and reliability.

INTELLECTUAL NETWORKS Centralized automated system of technological control for integrated network of metropolis district ............. 64 Usage of considered system for integrated electrical-information network allows to comply with requirement of innovative development of electric power industry and information society, to create «smart» power grids, intellectual relay protection and emergency controls system, significantly reduce the cost of reconstruction of existing and established systems of power supply, perform power supply reliability to meet requirements of various categories of consumers, contributing to development and establishment of a modern society.

02-12.indd 4

28.02.2012 10:49:20

Прямая речь

5

АКТУАЛЬНОЕ ИНТЕРВЬЮ Руководитель Центра тренажерной подготовки ОАО «СО ЕЭС» В. П. Будовский рассказывает о традициях и особенностях проведения соревнований диспетчеров

– Валерий Павлович, соревнования профессионального мастерства – это многолетняя традиция «Системного оператора». С чего она началась?

– Самые первые соревнования профессионального мастерства дежурных диспетчеров в Единой энергосистеме прошли в 1991 г. Это были первые и последние соревнования диспетчеров энергосистем Советского Союза и стран Балтии, хотя справедливости ради надо сказать, что из всей Балтии тогда приехала только Эстония. Следующий конкурс диспетчерского мастерства был проведен в 1998 г., когда в целом завершились все процессы реорганизации энергосистем, связанные с распадом Советского Союза. И так как СССР уже не было, соревнования были снова названы первыми, но на этот раз – Первыми Всероссийскими соревнованиями профессионального мастерства. Были приглашены все союзные республики, но приехали только команды Белоруссии, Украины, Литвы и Латвии. В 2001 г. на Вторых Всероссийских соревнованиях РАО «ЕЭС России» присутствовали уже только российские команды из региональных энергосистем. Из-за рубежа никто не приехал, поскольку общей платформы, на которой базировалось управление энергосистемами, уже не было, требования к работе диспетчеров в разных странах стали существенно различаться, а значит, соревноваться с иностранными диспетчерами было бы довольно затруднительно. Существующая сегодня система соревнований начала складываться с момента образования «Системного оператора» в 2002 г. Мы проводим соревнования профессионального мастерства диспетчеров трех видов: для региональных диспетчерских управлений, для объединенных диспетчерских управлений и международные, в которых принимают участие

представители ближнего зарубежья. Каждые соревнования проходят раз в три года. Первые соревнования диспетчеров РДУ, работавших уже в составе «Системного оператора», прошли в 2004 г. Чтобы придать соревнованиям новое звучание, выделить их из ряда уже прошедших мероприятий, решено было назвать их новомодным словом «тренинг». В 2007 г. проведен второй тренинг диспетчеров РДУ. Нынешнее мероприятие – это уже Третий Всероссийский тренинг диспетчеров РДУ, правда, слово «тренинг» не прижилось и мы снова решили вернуться к названию «соревнования».

– В чем особенность каждого вида соревнований – РДУ, ОДУ, международных?

– Соревнования профессионального мастерства диспетчеров РДУ, подобные прошедшим в этом году в Самаре, проводятся в два этапа. Отборочный этап прошел в операционных зонах Объединенных диспетчерских управлений. В ходе него были отобраны лучшие команды, по одной из каждого ОДУ, которые и принимали участие во всероссийских соревнованиях. Для соревнований ОДУ диспетчеры отбираются по несколько иному принципу. Там тоже есть отборочные соревнования, но без официоза – скорее это такой «конкурс личных достижений». Из диспетчеров, показавших лучшие профессиональные результаты за прошедшие три года, в ОДУ собирают команды, которые соревнуются друг с другом. Отдельная тема – международные соревнования. Они включают в себя довольно сложный организационный процесс, поскольку законодательство и нормативные документы и, следовательно, требования к диспетчерам в разных странах серьезно отличаются друг от друга. Постоянно приходится решать вопрос: по каким принципам сравнивать специалистов из раз02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 5

28.02.2012 10:49:20

Прямая речь

6

ных стран? Поэтому соревнуются, как правило, страны, работающие синхронно с ЕЭС России. Это республики Прибалтики, Украина, Белоруссия, Молдавия, некоторые страны Закавказья и Средней Азии.

– Насколько серьезные изменения претерпели соревнования за свою почти двадцатилетнюю историю?

– Начиная с 1991 г. соревнования диспетчеров РДУ довольно серьезно эволюционировали. Так, к примеру, на первых соревнованиях использовался диспетчерский щит в виде склеенных листов ватмана. Модель энергосистемы называлась «Тренэнерго». Она состояла из трех станций – ТЭЦ, ГЭС и ГРЭС, 15 сетевых объектов и была довольно простой в управлении. Работая с ней, можно было придумать лишь небольшое количество аварийных ситуаций. В 2001 г. она была заменена на модель энергосистемы, названную «Меркурэнерго» – столь же мифическую, но гораздо более сложную. Для отображения информации на этих соревнованиях уже использовался мозаичный светодиодный щит. Аварийный режим моделировался с помощью режимного тренажера «Феникс». Однако время шло, развивались технологии оперативно-диспетчерского управления, начался процесс установки в РДУ новых диспетчерских щитов на основе видеопроекционного оборудования, поэтому и вариант «Меркурэнерго» перестал удовлетворять наши запросы. Ведь обстановка соревнований должна быть максимально приближена к реальным условиям работы, а программа – предусматривать самые сложные ситуации, возможно, даже более сложные, чем те, с которыми приходится сталкиваться в жизни. В 2004 г. диспетчеры соревновались уже на «Морозовской энергосистеме», воспроизведенной на видеопроекционном щите. Она дала возможность разрабатывать большое количество самых разнообразных вариантов аварийных ситуаций.

– Условные энергосистемы, разрабатываемые для соревнований, имеют необыч-

ные названия. Почему они именно так называются? Входят ли туда названия с реальных диспетчерских щитов управления?

– И «Тренэнерго», и «Меркурэнерго» – все это плод фантазии организаторов. Как правило, ничего конкретного за этими названиями не стоит. Как получила свое название «Морозовская энергосистема», которая используется сейчас для тренировок и соревнований, могу только предполагать. Может быть, в честь знаменитых русских морозов… Одно могу сказать точно: все «фантомные» энергосистемы, как мы их иногда называем, и энергетические объекты в них носят отвлеченные названия, чтобы ни в коем случае не перекликаться с названиями реальных объектов в ЕЭС России. Это делается для того, чтобы у участников не возникла нечаянная ассоциация с каким-то определенным знакомым энергоузлом или энергорайоном, что может помешать им в ходе соревнований. По той же причине названия объектов в энергосистеме самые простые и незатейливые, типа ПС Летняя, Верхняя ГЭС, Нижняя ГРЭС.

– Меняются не только условные энергосистемы, но и само содержание соревнований?

– Да. Например, в этом году мы исключили из программы этап «Тушение пожара», так как по мере развития инженерно-технической базы РДУ, перехода к технологии «умных зданий» этот навык отрабатывается в ходе обычных учений персонала и уже не требует проверки в режиме соревнований. Зато появились другие, более актуальные темы для соревнований. В этом году в программу включен подэтап «Техника ведения оперативных переговоров». Это одно из главных умений диспетчера. Важность владения этим навыком в последнее время возрастает по мере усложнения режимных условий вследствие развития энергосистем, роста потребления и прочих факторов. Уже несколько лет мы проверяем этот навык на регулярных противоаварийных тренировках и учениях, поэтому совершенно естественным было включить его в программу всероссийских соревнований.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 6

28.02.2012 10:49:20

Прямая речь – Принимают ли участие в соревнованиях профессионального мастерства диспетчеров женщины?

– Да, но не больше, чем по одному диспетчеруженщине каждый год. Это объясняется тем, что женщин в должности диспетчера в «Системном операторе» в принципе работает очень мало. Это неудивительно, ведь работа диспетчера очень тяжелая, всегда считалось, что это мужская работа. Хотя, как и в любом деле, здесь есть и исключения. Например, диспетчер Пензенского РДУ Ольга Полуэктова второй раз приезжает на соревнования. Причем в прошлый раз ее команда лучше всех сыграла противоаварийную тренировку, а в этом году стала победителем.

– Обычно в соревнованиях участвуют одни и те же диспетчеры или разные? Есть ли лидеры, которые раз за разом показывают выдающиеся результаты?

– В соревнованиях обычно участвуют разные люди. Три года, которые проходят между соревнованиями, – срок немалый. За это время победители могут продвинуться по службе, некоторые – получить руководящую должность, и участвовать в соревнованиях у них уже нет времени. Кроме того, участие в соревнованиях – это напряженный процесс подготовки, изучения документации и т. д. Не все могут поучаствовать в нем дважды за три года. В общем, говорить об участниках, которые побеждают из года в год, не приходится. И это правильно. Соревнования необходимы не только для демонстрации достижений, но и для того, чтобы повысить профессиональный уровень специалистов. Поэтому участие одних и тех же диспетчеров в соревнованиях из года в год – это не очень целесообразно. Возможно, мы даже введем правила, по которым диспетчер сможет только один раз за достаточно длительный промежуток времени принимать участие в соревнованиях. Съездил, поучаствовал,

7

набрался знаний и опыта – хватит, надо следующему дать дорогу.

– Считается, что всероссийские соревнования – это одна из важных составляющих системы профессиональной подготовки диспетчеров ОАО «СО ЕЭС». Однако в них может принять участие лишь небольшая часть диспетчерского персонала, а остальные лишь следят за результатами. Каково значение всероссийских соревнований для компании и какие задачи они решают?

– Как бы интенсивно ни развивались технические средства, ядром диспетчерского управления были и остаются люди. Очевидно, что эффективная работа диспетчеров невозможна без системной работы по повышению квалификации персонала. В «Системном операторе» этому уделяется большое внимание. В развитие системы профессиональной подготовки и повышения квалификации постоянно вкладываются ресурсы – строятся и оборудуются самыми передовыми средствами обучения центры тренажерной подготовки, разрабатываются новые методики профессиональной подготовки и специальное программное обеспечение, регулярно проводятся соревнования и противоаварийные тренировки. Система профессиональной подготовки позволяет не только поддерживать и повышать уровень квалификации для обеспечения текущей деятельности, но также быстро и эффективно организовать переподготовку специалистов при вводе в эксплуатацию новых технологических решений и внедрении новых деловых процессов. И в этом ключе можно уверенно сказать, что всероссийские соревнования диспетчеров – это важная часть системы профессиональной подготовки «Системного оператора». Их результаты подтверждают: наши диспетчеры готовы оперативно и профессионально реагировать на любую внештатную ситуацию и минимизировать ее влияние на режимы работы энергосистемы.

02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 7

28.02.2012 10:49:20

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

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 r ɵʗʧʟʠʝʠʔʚʚ ʚ ʤʗʧʟʚʩʗʣʜʚʗ ʢʗʪʗʟʚʱ r Советы главному механику r М еханообрабатывающее производство r Оборудование и механизмы r Р емонт и модернизация оборудования r Новое компрессорное оборудование r Наука – производству r Выдающиеся механики, конструкторы, ученые r Нормирование, организация и оплата труда r Экологические проблемы в машиностроении

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 r Труд и норма r В помощь нормировщику r Оплата труда: политика и механизм формирования

r Проблемы производительности r r r

труда Мотивы и стимулы Соцально-трудовые отношения Статистика и труд

индексы

16582

82720

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.

02-12.indd 8

28.02.2012 10:49:21

Автоматика

9

РАЗВИТИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ ЛОКАЛЬНОЙ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ О. С. Бородин, Ю. В. Иванов, К. И. Апросин ООО «Прософт-Системы», г. Екатеринбург Аннотация. Рассмотрены тенденции развития аппаратного обеспечения, программного обеспечения, алгоритмы противоаварийной автоматики, цифрового ввода/вывода данных, процессов пусконаладки. Ключевые слова: интеллектуальные электронные устройства, релейная защита, противоаварийная автоматика, ПА, IEC 61850, WAMS, WACS.

Анализ развития комплексов локальной противоаварийной автоматики (ПА) необходимо проводить в контексте развития микропроцессорных устройств, используемых в электроэнергетике в целом. Рассматривая комплексы локальной ПА как подкласс более широкого класса микропроцессорных устройств, используемых в электроэнергетике, можно сделать более детальный анализ различных аспектов развития современных комплексов локальной ПА. В числе рассматриваемых аспектов – аппаратное обеспечение, программное обеспечение, алгоритмы противоаварийной автоматики, цифровой ввод/ вывод данных, процесс пусконаладки. Рассмотрим каждый аспект в отдельности. АППАРАТНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Последние достижения в области элементной базы оказывают непосредственное влияние на развитие микропроцессорных устройств, используемых в энергетике. Благодаря новой элементной базе улучшились базовые характеристики современных комплексов локальной противоаварийной автоматики, такие как надежность, производительность, удобство в эксплуатации. Необходимо отметить и постоянно растущие характеристики ПЛИС. Благодаря этому у комплексов локальной противоаварийной автоматики появляются новые функциональные возможности. В области коммуникационного оборудования наблюдается тенденция разработки и предложе-

ния крупными производителями высоконадежных и высокопроизводительных решений специально для нужд энергетики. Заметим, что все последние достижения в области аппаратного обеспечения активно применяются и используются для нужд локальной противоаварийной автоматики. ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Программное обеспечение современных комплексов локальной противоаварийной автоматики в последнее время претерпело существенную модификацию. Связано это в первую очередь с введением стандарта IEC 61850 [1–3]. Для того чтобы соответствовать стандарту IEC 61850, производители дорабатывают существующее программное обеспечение микропроцессорных устройств. Кроме этого, появляется новое программное обеспечение сторонних производителей, призванное обеспечить соответствие со стандартом IEC 61850 таких процессов, как пусконаладка, инжиниринг, конфигурирование устройств. Таким образом, можно сделать вывод, что программное обеспечение микропроцессорных устройств в последнее время развивалось достаточно быстрыми темпами. АЛГОРИТМЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

Алгоритмы противоаварийной автоматики постоянно дорабатываются и совершенствуются.

02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 9

28.02.2012 10:49:21

10

Автоматика

Связано это как со спецификой вопросов, решаемых противоаварийной автоматикой, так и с постоянно повышающимися требованиями к комплексам локальной ПА со стороны заказчиков. Вместе с тем необходимо отметить, что изменения алгоритмов ПА главным образом носят локальный характер и связаны в основном либо с адаптацией алгоритмов под энергообъект, либо с доработкой существующих алгоритмов в целях повышения надежности их работы. Математический аппарат алгоритмов ПА при этом никаких изменений не претерпевает. Алгоритмов ПА, которые использовали бы новый, принципиально иной математический аппарат, в последнее время не появилось. Хотя возможности для этого есть. Такие возможности предоставляются стандартом IEC 61850, постоянно развивающимся аппаратным обеспечением и коммуникационным оборудованием. Немногочисленные публикации на эту тему, такие как [4], дальнейшего обсуждения не получили. ЦИФРОВОЙ ВВОД/ВЫВОД ДАННЫХ

Одна из областей микропроцессорных устройств, которая получила наибольшее развитие за последнее время, – цифровой ввод/ вывод данных. Связано это в первую очередь с введением стандарта IEC 61850. Цифровой ввод/вывод данных использовался в системах РЗ и ПА энергетики и раньше, но связано это было только с передачей данных от устройств в систему АСУ ТП по таким протоколам, как, например, IEC 870-104 или OPC DA. Цифровой же ввод использовался крайне редко и в очень специфических случаях. Стандарт IEC 61850 обеспечивает качественно новый уровень в передаче и обработке цифровых сигналов. Он предоставляет возможность устройствам различных производителей обмениваться цифровой информацией в режиме реального времени. В последнее время накоплен приличный опыт эксплуатации устройств РЗ и ПА, поддерживающих цифровой ввод/вывод данных в соответствии со стандартом IEC 61850. Были выявлены многочисленные трудности при практической реализации стандарта, которые

подробно описаны в различных публикациях, в частности в [5]. Многие трудности, связанные с практическим освоением стандарта IEC 61850, удалось к настоящему времени решить. Очень важным событием в этой области можно считать мероприятие UCA Interoperability Test 61850 (UCA IOP), прошедшее с 28 марта по 1 апреля 2011 г. в Париже, Франция, на базе компании EDF R&D. Цель данного мероприятия – выяснить на практике степень функциональной совместимости устройств различных производителей. Для этого крупнейшие мировые производители, в том числе и из России, привезли свои микропроцессорные устройства РЗ и ПА. Собранные в одном месте устройства различных производителей участвовали в разнообразных испытаниях на функциональную совместимость с использованием протоколов GOOSEсообщений, MMS и Sampled Values. Кроме этого, устройства тестировались на соответствие протоколу синхронизации времени SNTP. По результатам тестирования сделан вывод, что испытания прошли успешно и можно говорить о том, что устройства, принявшие участие в испытаниях, соответствуют стандарту IEC 61850 и обладают высокой степенью взаимной функциональной совместимости. Заметим, что это стало возможным благодаря тому, что производители оборудования РЗ и ПА за последние один-два года устранили недоработки и привели свое оборудование в соответствие со стандартом IEC 61850. Кроме производителей оборудования РЗ и ПА, в испытаниях приняли участие ведущие мировые производители коммуникационного оборудования для нужд энергетики. С помощью их оборудования была построена шина процесса согласно стандарту IEC 61850, которая была испытана в различных топологиях и нештатных ситуациях. Испытание прошли успешно, однако сам процесс построения шины процесса с помощью коммуникационного оборудования различных производителей занял достаточно много времени, и на это было обращено внимание. В целом результаты UCA IOP признаны успешными. Благодаря им можно утверждать, что на данный момент одна из главных трудностей, функциональная совместимость устройств различных производителей, успешно преодолена.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 10

28.02.2012 10:49:22

Автоматика ПУСКОНАЛАДКА

В последнее время основным фактором, определявшим развитие в области пусконаладки устройств РЗ и ПА, является принятие стандарта IEC 61850. В рамках упоминавшегося выше тестирования на функциональную совместимость (UCA IOP) было представлено большое количество как программных, так и программно-аппаратных решений для тестирования устройств в соответствии со стандартом IEC 61840. Представленные программные и программно-аппаратные средства тестирования позволили упростить процесс пусконаладки и участвовали в тестировании на функциональную совместимость наравне с устройствами РЗ и ПА. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итог анализу развития комплексов локальной ПА в последнее время, необходимо отметить, что по всем рассматриваемым аспектам комплексы локальной ПА получили ту или иную степень развития. Кроме этого, необходимо отметить большое влияние стандарта IEC 61850 на развитие устройств РЗ и ПА в целом. В последнее время основным фактором, определяющим развитие комплексов локальной ПА, являлся стандарт IEC 61850. В настоящее время ведутся работы по дальнейшему практическому освоению стандарта IEC 61850, благодаря чему в ближайшей перспективе стандарт IEC 61850 продолжит оказывать влияние на

11

развитие комплексов локальной ПА. Развитие аппаратных средств, коммуникационного оборудования, активная разработка концепции Smart Grid и технологии WAMS\WACS – все это в совокупности окажет большое влияние как на микропроцессорные устройства, используемые в энергетике в целом, так и на комплексы локальной ПА в частности. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. IEC 61850. Part 8-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISO/IEC 8802-3.

2. IEC 61850. Part 9-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point link.

3. IEC 61850. Part 6: Configuration description language for communication in electrical substations related to IEDs. 4. Бородин О. С., Копылов П. А., Иванов Ю. В., Леснов А. Е., Апросин К. И. Противоаварийная автоматика энергосистем, современные технические решения. Стандарт IEC 61850 и его влияние на функции релейной защиты и противоаварийной автоматики. // Энергетик. – 2009. – № 9.

5. Бородин О. С., Иванов Ю. В., Леснов А. Е., Апросин К. И. Практический опыт применения и реализации стандарта МЭК 61850 в устройствах противоаварийной автоматики ООО «Прософт-Системы». Современное состояние и перспективы // Автоматизация и IT в энергетике. – 2009. – № 1.

Канада объявила о выходе из Киотского протокола Министр окружающей среды Канады Питер Кент официально объявил, что его страна выходит из Киотского протокола. Кент заявил, что протокол не отвечает интересам Канады и стране придется выплачивать штрафы в связи с тем, что она не выполнит поставленных в рамках договора целей по сокращению выбросов углекислого газа. «Киотский протокол для Канады – в прошлом», – заявил министр, объявляя о том, что Оттава официально снимает с себя все обязательства, принятые в 1997 г. Канада стала первой страной, вышедшей из всемирного соглашения о борьбе с климатическими изменениями. По словам Питера Кента, если бы страна продолжила придерживаться взятых на себя обязательств – это обошлось бы бюджету в 13,6 млрд долл. США. «Это 1600 долл. США на каждую канадскую семью», – заявил министр, назвав протокол наследием «некомпетентного либерального правительства».

02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 11

28.02.2012 10:49:22

12

Системный анализ

РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ ОЦЕНИВАНИЯ СОСТОЯНИЯ ЭЭС НА ОСНОВЕ НОВЫХ ИСТОЧНИКОВ ДАННЫХ, ТЕХНОЛОГИЙ РАСПРЕДЕЛЕННЫХ ВЫЧИСЛЕНИЙ И МЕТОДОВ ИСКУССТВЕННОГО ИНТЕЛЛЕКТА* А. З. Гамм, И. Н. Колосок, A. M. Глазунова, Ю. А. Гришин, Е. С. Коркина ИСЭМ СО РАН, г. Москва ВВЕДЕНИЕ

Оценивание состояния (ОС) – важнейшая процедура, обеспечивающая управление электроэнергетической системой (ЭЭС) надежной и качественной информацией [1]. Результатом ОС является расчет установившегося режима (текущего состояния) ЭЭС на основе измерений параметров режима и данных о состоянии топологии схемы. При ОС до недавнего времени в качестве измерений использовались в основном телеизмерения (ТИ) и телесигналы (ТС), получаемые от системы SCADA. Процедура ОС включает в себя решение следующих основных задач [1]: ♦ формирование текущей расчетной схемы по данным ТС; ♦ анализ наблюдаемости; ♦ выявление грубых ошибок в ТИ или обнаружение плохих данных (ОПД); ♦ фильтрация случайных погрешностей ТИ, т. е. получение их оценок; ♦ дорасчет неизмеренных параметров режима. Основные проблемы, возникающие при ОС, связаны с недостаточным объемом и низким качеством информации, поступающей от системы SCADA. Кроме того, из-за последовательного сканирования измерений в SCADA-системах невозможна абсолютная синхронизация данных. Это приводит к ошибкам при формиро-

вании расчетной схемы, появлению ненаблюдаемых районов, критических измерений и критических групп [2], в которых невозможно обнаружить плохие данные, и, как следствие, к искажению результатов ОС и низкой точности получаемых оценок. Уровень наблюдаемости и управляемости в ЭЭС существенно повышается внедрением технологии WAMS (Wide-Area Measurement Systems). Ее создание стало возможным с появлением системы GPS (Global Positioning System) в 1980-х гг. Основным измерительным оборудованием систем WAMS, позволяющим контролировать состояние ЭЭС синхронно и с высокой точностью, являются приборы для измерения комплексных электрических величин – PMU (Phasor Measurements Units) [3]. По сравнению со стандартным набором ТИ, получаемым от системы SCADA, PMU, установленные в узлах, могут обеспечить точное (погрешность 0,2–0,5 %) измерение модуля и фазы напряжения в этом узле, а также модулей и фаз токов в смежных с этим узлом ветвях. С 2005 г. в России создается Система мониторинга переходных режимов (СМПР) (российский аналог WAMS), основное измерительное оборудование – регистраторы комплексных электрических величин (SMART-WAMS). Задача ОС включена в основной состав задач СМПР [4].

* Работа выполнена при поддержке ведущей научной школы (грант 4633.2010.8) и РФФИ (грант 09-08-91330 ННИО а).

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 12

28.02.2012 10:49:22

Системный анализ Совместное использование ТИ SCADA и PMU-измерений ведет к необходимости развития существующих методов ОС на основе интеграции данных SCADA и PMU. Второе направление исследований связано с тем, что в современных условиях функционирования ЭЭС и управления ими требуется решение задачи ОС для схем большой размерности (порядка нескольких тысяч узлов), состоящих из параллельно работающих подсистем. В настоящее время в СО-ПДУ ЕЭС России для решения комплекса задач оперативно-диспетчерского управления создана единая расчетная модель, наиболее полно отражающая топологию и режим ЕЭС, которая включает в себя около 7000 узлов и 10 тыс. ветвей. При ОС схем такой размерности возникают проблемы, связанные с неоднородностью и большим объемом обрабатываемой информации. Распределенная обработка информации при декомпозиции задачи ОС и ее реализация на основе мультиагентных технологий является эффективным методом решения этих проблем. Использование синхронизированных измерений комплексных величин высокой точности (измерений от PMU) не только существенно улучшает результаты решения задачи ОС, но и повышает эффективность алгоритмов ее декомпозиции. Развитие методов ОС на основе интеграции данных SCADA и PMU, использование измерений PMU при декомпозиции задачи ОС привело к необходимости разработки методов расстановки PMU при решении задачи ОС ЭЭС. Для реализации методов расстановки PMU разработаны алгоритмы на основе эвристических методов. ЗАДАЧА ОС И МЕТОДЫ ЕЕ РЕШЕНИЯ

Задача оценивания состояния ЭЭС состоит в расчете таких значений (оценок) измеренных переменных, при которых их вычисленные значения максимально приближены к измерениям. При этом в качестве критерия чаще всего используется критерий взвешенных наименьших квадратов. Вектор SCADA-измерений, используемых при традиционной постановке ОС ЭЭС, имеет вид:

13 (1)

где: P i , Q i – активная и реактивная узловые мощности; Рij, Qij – активный и реактивный перетоки мощности в линиях; Ui – модуль напряжения в узле; Ii, Iij – модули токов в узле и линии. При решении задачи оценивания состояния вводится понятие вектора состояния х = (δ, U) размерностью 2n – 1 (где n – число узлов расчетной схемы), включающего модули U и фазовые углы δ напряжений, кроме фиксированной фазы базисного узла. Этот вектор однозначно определяет как измеренные у, так и неизмеренные z параметры режима. В такой постановке задача оценивания состояния сводится к минимизации критерия: (2) т. е. к поиску оценок вектора состояния х. Этот метод подробно представлен в [1]. В ИСЭМ СО РАН для решения задачи ОС разработан метод контрольных уравнений [5]. Контрольные уравнения (КУ) – это уравнения электрических цепей, в которые входят только измеренные переменные режима у: (3) Их можно получить из системы уравнений установившегося режима после исключения неизмеренных переменных. Впервые предложенные для достоверизации ТИ, КУ стали применяться для решения задач, входящих в комплекс ОС в реальном времени. КУ позволяют обнаружить плохие данные перед выполнением процедуры ОС, при этом априори выявляются все идентифицируемые ошибочные измерения без повторения процедуры ОС, но проблемы, связанные с наличием критических измерений и групп и низкой точностью оценок, сохраняются и требуют привлечения специальных методов [6]. Использование измерений комплексных электрических величин, поступающих от PMU, 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 13

28.02.2012 10:49:22

Системный анализ

14

позволяет существенно улучшить результаты решения задачи ОС – снять проблемы, связанные с низкой избыточностью и точностью измерений, и существенно повысить эффективность решения задачи ОС как в классической постановке, так и при использовании КУ. РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ ОС НА ОСНОВЕ ИНТЕГРАЦИИ ДАННЫХ SCADА И PMU

Современная система сбора синхронизированных измерений переменных режима в ЭЭС и основанная на этих измерениях технология управления большими энергообъединениями – Wide Area Measurement & Control System (WAMS/WACS) применяется и в России, где в настоящее время установлено порядка 30 PMU. Система WAMS (в России – СМПР) представляет собой комплекс устройств PMU, распределенных по объектам энергосистемы (подстанции, крупные узлы) и связанных интернет-каналами передачи данных с пунктами сбора информации – Phasor Data Concentrator (PDC) (уровень ЕСО-РДУП или ЕСО-ОДУП), в свою очередь, передающих ее в центр управления данными (ЕСО-ПДУП). Самым важным из приложений WAMS-платформы является мониторинг ЭЭС, открывающий новые возможности управления ЭЭС, в частности в тех областях, которые функционируют под разными SCADA/ EMS-системами внутри взаимодействующих ЭЭС. С помощью SMART-WAMS (российский аналог PMU) производится точная синхронная регистрация фаз и амплитуд токов и напряжений в ЭЭС с периодом 20 мс, присвоение каждому измерению метки времени с дискретностью 1 мс. В таблице представлено сравнение точностей измерений, получаемых от PMU разных производителей.

Приведенные показатели подтверждают, что точность измерений отечественных регистраторов практически не уступает точности зарубежных аналогов. Это позволяет надеяться, что с развитием производства отечественных PMU решение задачи ОС перейдет на новый качественный уровень. Были проанализированы существующие в настоящее время подходы к решению задачи ОС с использованием PMU-измерений. Представляется очень привлекательной идея ОС на основе данных, полученных только от PMU [7]. Это становится возможным, если количество PMU достаточно для обеспечения наблюдаемости. Как показывают исследования, нет необходимости устанавливать PMU во всех узлах схемы, достаточно установить их примерно в 1/3 узлов. Вектор измерений выглядит следующим образом: (4) здесь: Iij – модуль тока в ветви, смежной узлу i; φ – угол между током в этой ветви и напряжением в узле i. В этом случае часть компонент вектора состояния оказывается измеренной, а оставшиеся компоненты можно вычислить через измеренные токи. Задача получения оценок вектора состояния становится линейной и решается за одну итерацию. Помимо простоты вычислений, достоинством такого подхода является повышение точности оценок за счет существенного улучшения точности измерений от PMU по сравнению с обычными ТИ. Кроме того, использование при ОС только данных от PMU не требует дополнительной синхронизации данных PMU и SCADA. Таблица

Точности измерений устройств PMU Измеряемая величина

SMART-WAMS (Россия)

BEN6000 (Бельгия)

SEJ 421 (США)

RES 521 (Швеция)

Atriber (США)

U, кВ

(0,3–0,5) %

0,1 %

0,1 %

0,1 %

0,02 %

Фазовый угол δ Iij, A Угол ϕij между Iij и Ui Частота, Гц Погрешность tсинх от GPS

0,1 0 (0,3–0,5) % 0,1 0 0,001

0,1 0 0,2 % 0,1 0 0,002

0,2 0 0,2 % 0,2 0 0,01

0,1 0 0,1 % 0,1 0 0,002

0,3 0 0,03 % 0,1 0 0,005

20 мкс

50 мкс

5 мкс

5 мкс

1 мкс

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 14

28.02.2012 10:49:22

Системный анализ Очевидным недостатком при этом являются заметное удорожание систем сбора данных, использующих достаточно новое и пока еще дорогое оборудование, а также проблемы, возникающие с управлением большими объемами данных, их передачей и сохранением. Поэтому, по мнению большинства исследователей, в том числе и авторов данной статьи, максимальный эффект от применения PMU при ОС ЭЭС может быть достигнут при совместном использовании данных от PMU и традиционных ТИ системы SCADA. При этом возможны различные способы использования данных, полученных от PMU: 1) непосредственное использование в качестве измерений модулей и фаз напряжений в узлах установки PMU и комплексов токов по отходящим ветвям; 2) использование модулей и фаз напряжений в узлах установки PMU, а также вычисленных по измерениям комплексов токов псевдоизмерений δ и U в смежных узлах, так называемые «расчетные» РМU. Исследования показали [8], что точность измерений «расчетного» PMU практически равна точности измерений физического PMU; 3) в виде псевдоизмерений перетоков мощностей, вычисленных на основе векторных измерений из выражений (5) (6) Измерения PMU имеют высокую точность, но при сбоях в приеме/передаче возможны ошибки в измерениях фаз напряжений δ, связанные со сдвигом синусоиды напряжения относительно синусоиды 50 Гц (точки отсчета). При этом угол сдвига фазы между током и напряжением φij не искажается, следовательно, по сравнению с δ такие измерения можно считать более надежными. Поэтому, если измерения δ достоверны, то в задаче ОС можно применять прямые и «расчетные» PMU-измерения, если нет, то используются ПИ перетоков (способ 3), так как в уравнения для их расчета (5), (6) не входит измерение фазы δ, и, если в нем присутствует грубая ошибка, она не повлияет на значение ПИ.

15

Были выполнены расчеты точности ПИ, полученных по (5), (6), в зависимости от точности измерений PMU различных производителей. Эти расчеты показали, что точность у ПИ, полученных по измерениям PMU, значительно выше, чем у ТИ, полученных от SCADA. Так, для российского устройства SMART-WAMS погрешность ПИij™ составляет 0,37–0,61 %, для Qij ™ – 0,51–0,76 % [8]. Поэтому использование таких данных повысит точность результатов решения задачи ОС. Методика совместного использования данных SCADA и PMU при ОС ЭЭС была реализована и проверена при ОС методом контрольных уравнений [9]. Процедура ОС методом КУ включает в себя: формирование КУ, априорную достоверизацию ТИ, расчет оценок измеренных переменных, выбор базисных измерений и расчет оценок вектора состояния. В рамках развития метода КУ: 1) разработаны топологический и алгебраический методы формирования КУ при совместном использовании данных SCADA и PMU; 2) подтверждена правомочность применения методики достоверизации исходной информации на основе КУ к нелинейным КУ электрических цепей, получаемым при использовании данных PMU; 3) исследованы алгоритмы выбора базисных измерений при ОС, показано, что результаты ОС более устойчивы к погрешностям в исходных данных при наличии измерений фаз напряжений в векторе измерений; 4) модифицирован алгоритм выбора базисного состава измерений для расчета вектора состояния с учетом данных PMU. Модифицированные алгоритмы ОС были проверены при расчете тестовых схем и схем реальных ЭЭС. Результаты свидетельствуют, что данные PMU позволяют существенно повысить эффективность алгоритмов ОПД и точность получаемых оценок при ОС. Но при этом сохраняются проблемы, связанные с: 1) неоднородностью расчетных схем и большим объемом обрабатываемой информации; 2) появлением многочисленных взаимодействующих плохих данных на границах подсистем вследствие неточной синхронизации ТИ; 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 15

28.02.2012 10:49:22

16

Системный анализ

3) высокой нагрузкой на вычислительные ресурсы в центре управления ЭЭС. Эффективным методом решения этих проблем является распределенная обработка данных при декомпозиции задачи оценивания состояния. ДЕКОМПОЗИЦИЯ ЗАДАЧИ ОС

Распределенный подход к ОС использует процедуры декомпозиции и агрегирования и состоит в выполнении следующих этапов: 1. Разбивка расчетной схемы на подсистемы тем или иным методом.

2. Оценивание состояния для каждой подсистемы.

3. Координационная задача (расчет граничных переменных и проверка граничных условий, при невыполнении которых повторяется расчет по подсистемам с новыми значениями граничных переменных).

4. Формирование общего решения для всей схемы на основе решений, полученных для отдельных подсистем, и решения координационной задачи. В нашем институте разработан подход для решения задачи ОС крупных объединенных ЭЭС, включающий структурную и функциональную декомпозицию задачи [10]. Структурная декомпозиция выполняется путем разбивки расчетной схемы на подсистемы, границами которых являются узлы или межсистемные связи. Функциональная декомпозиция выполняется в соответствии с задачами, решаемыми в комплексе ОС: обнаружение плохих данных, ОС на основе квадратичного и робастного критериев [5]. Основные алгоритмы структурной декомпозиции задачи ОС предполагают разбивку расчетной схемы на подсистемы, границами которых могут быть узлы или ветви [11]. Граничные условия при декомпозиции с граничными узлами: равенство комплексов напряжений граничных узлов и балансовые соотношения в них по Pi, Qi. Граничные условия при декомпозиции с граничными ветвями: балансы Pi, Qi по концам граничных ветвей (с учетом потерь), а также уравнения, связывающие Ui и δi по концам этих ветвей. Разработан двухуровневый алгоритм разбивки расчетной схемы на подсистемы. На первом

этапе схема делится на крупные подсистемы. На втором этапе декомпозиции расчетная схема каждой подсистемы делится на области, соответствующие уровням узловых напряжений, что позволяет существенно понизить неоднородность расчетной схемы. Двухуровневый алгоритм структурной декомпозиции задачи ОС позволяет: выполнять параллельную обработку данных для локальных подсистем существенно меньшей размерности; понизить негативное влияние неоднородности расчетной схемы и телеметрической информации при расчете подсистем одного класса напряжения; существенно упростить решение координационной задачи, которая в данном случае не требует итерационных расчетов по подсистемам; сократить время решения задачи ОС для полной схемы. Функциональная декомпозиция задачи ОС ЭЭС дает возможность повысить эффективность методов ОПД и точность оценок; организовать гибкий выбор метода решения той или иной задачи ОС для каждой подсистемы, ускорить процесс обработки ТИ и, соответственно, уменьшить время оценивания состояния полной схемы. Для реализации разработанного декомпозиционного алгоритма ОС предлагается использовать мультиагентный подход [10]. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДАННЫХ PMU ПРИ ДЕКОМПОЗИЦИИ ЗАДАЧИ ОС

Распределенная обработка данных решает ряд проблем, возникающих при ОС больших объединенных ЭЭС. Однако сохраняются проблемы, связанные с необходимостью выполнения итерационных расчетов между подсистемами при решении координационной задачи, необходимостью повторного расчета для полной схемы после выполнения расчетов по подсистемам, появлением многочисленных взаимодействующих плохих данных на границах подсистем вследствие неточной синхронизации измерений. В ряде случаев эти проблемы сводят на нет преимущества от использования декомпозиционных алгоритмов. Использование измерений от PMU решает многие из этих проблем.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 16

28.02.2012 10:49:22

Системный анализ Установка PMU в граничных узлах позволяет зафиксировать граничные переменные вектора состояния х = {U, δ} на измеренных с высокой точностью значениях. При разбивке с граничными узлами и при возможности установки PMU во всех граничных узлах граничные условия выполняются автоматически, а координационная задача состоит в расчете узловых инъекций в граничных узлах с использованием оценки перетоков мощности в линиях, полученных при расчете отдельных подсистем. При этом режимы отдельных подсистем могут рассчитываться независимо друг от друга, выполнение итерационных расчетов по подсистемам не требуется. При разбивке на подсистемы с граничными ветвями PMU устанавливается в одном из узлов граничной ветви, тогда на другом конце ветви может быть получено «расчетное» PMU (значения U и δ, вычисленные через измерения установленного в смежном узле физического PMU). Размещение PMU в одном из узлов граничной ветви в сочетании с измерениями от «расчетного» PMU в соседнем узле обеспечивает выполнение граничных условий в граничной ветви. В этом случае режимы отдельных подсистем также могут рассчитываться независимо друг от друга, выполнение итерационных расчетов по подсистемам не требуется. Для синхронизации (координации) фазовых углов напряжений, получаемых при декомпозиции ОС, используются измерения фазовых углов от PMU, их достаточно по одному в каждой подсистеме. Эти узлы принимаются за базисные узлы подсистем. Измерения PMU координируют результаты ОС отдельных подсистем. В качестве узлов для установки PMU при разбивке схемы на подсистемы с граничными узлами целесообразно использовать общие граничные узлы. Такая расстановка PMU одновременно с координацией фазовых углов напряжений по подсистемам упрощает решение координационной задачи. При разбивке на подсистемы с граничными ветвями в качестве базисного узла каждой подсистемы можно выбрать узел граничной ветви, в котором установлено PMU. Несмотря на то что во втором узле граничной ветви может быть получено «расчетное» PMU, использовать такой узел в качестве базисного узла второй подсисте-

17

мы нежелательно из-за возможности появления грубой ошибки в измерении фазового угла, которая в данном случае исказит значение фазового угла в базисных узлах сразу двух подсистем. Обнаружение грубых ошибок (плохих данных) в ТИ, или достоверизация, является одной из наиболее важных задач при ОС ЭЭС. Из-за неточной синхронизации ТИ по подсистемам при расчете параллельно работающих подсистем в их граничных областях могут возникнуть взаимодействующие, а часто и согласованные плохие данные, что заметно усложняет процедуру их обработки и может повлиять на сходимость ОС. Точно синхронизированные измерения от PMU, установленных в граничных узлах, позволяют существенно повысить эффективность ОПД в граничных областях и точность получаемых оценок. РАССТАНОВКА PMU ПРИ РЕШЕНИИ ЗАДАЧИ ОС

Расстановка PMU на схеме ЭЭС – это комбинаторная задача по размещению К датчиков на N узлах схемы. Результат определяется критериями расстановки, в качестве которых были использованы ключевые факторы, влияющие на качество решения задачи ОС и быстродействие используемых алгоритмов [8]: 1) обеспечение наблюдаемости расчетной схемы; 2) идентификация всех плохих данных; 3) безытерационное решение координационной задачи при декомпозиции задачи оценивания состояния; 4) точность получаемого решения. Расстановка PMU, оптимальная с точки зрения предложенных критериев, была выполнена с учетом имеющихся SCADA-измерений. Для обеспечения идентификации всех плохих данных необходимо, чтобы среди измерений не было критических измерений и критических групп, которые появляются при низкой избыточности измерений. Грубые ошибки в критических измерениях и критических группах не могут быть обнаружены обычными методами анализа плохих данных и приводят к искажению расчетного режима, следовательно, надежные системы сбора данных не должны содержать критических из02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 17

28.02.2012 10:49:22

18

Системный анализ

мерений и критических групп. Поэтому первым из предложенных стал критерий обеспечения наблюдаемости расчетной схемы и ликвидации критических измерений и критических групп. Для реализации предложенных критериев был использован ГА, функция полезности которого позволяет обеспечить наблюдаемость схемы, ликвидировать критические измерения и группы критических измерений, используя минимальное количество измерительных приборов SCADA и PMU. РАССТАНОВКА PMU В ГРАНИЧНЫХ УЗЛАХ ПОДСИСТЕМ

При декомпозиции задачи ОС в граничных узлах подсистем необходимо выдерживать точные измерения модулей и фаз напряжений для безытерационного решения координационной задачи при формировании оценок полной расчетной схемы. Для этого в граничных узлах устанавливаются PMU. Для минимизации числа PMU анализируется не только список граничных узлов, но и перечень линий, которые эти узлы ограничивают. Может оказаться, что граничные узлы, принадлежащие одной подсистеме, находятся на концах одной линии. Тогда достаточно на одном конце линии установить PMU, а на другом – получить «расчетное» РМU. При этом следует придерживаться критерия Максимальное число подсистем, охваченных PMU. При оптимальном сочетании физических и «расчетных» PMU во всех граничных узлах подсистем могут быть определены U и δ, необходимые для координации решений отдельных подсистем. Как показывают расчеты, количество устанавливаемых PMU существенно меньше количества граничных узлов. Для реализации этого критерия был разработан алгоритм расстановки PMU с использованием метода имитации отжига, относящегося к эвристическим методам. Эти методы позволяют использовать при решении задачи расстановки PMU сочетания различных критериев. ВЫВОДЫ

1. Свойства решения задачи ОС могут быть существенно улучшены при использовании данных PMU. Максимальный эффект от применения

PMU при оценивании состояния ЭЭС может быть достигнут при совместном использовании данных от PMU и традиционных ТИ системы SCADA. 2. Алгоритмы декомпозиции задачи ОС позволяют решить ряд проблем, возникающих при решении задачи ОС для схем большой размерности, состоящих из параллельно работающих подсистем: 1) снижают нагрузку на вычислительные ресурсы в центре управления объединенной ЭЭС; 2) минимизируют объемы информации, передаваемой между центрами управления параллельно работающих подсистем и центром координации; 3) сокращают время ОС для полной схемы.

3. Использование синхронизированных измерений комплексных электрических величин высокой точности, поступающих от PMU, позволяет решить ряд проблем, возникающих при декомпозиции задачи ОС: 1) установка PMU в граничных узлах подсистем максимально упрощает решение координационной задачи и не требует выполнения итерационных расчетов по подсистемам; 2) задание узлов с PMU в качестве базисных узлов подсистем обеспечивает координацию фазовых углов напряжений при расчете по подсистемам; 3) измерения от PMU, установленных вблизи граничных узлов, существенно повышают эффективность обнаружения плохих данных в граничных областях и точность получаемых оценок.

4. Результаты экспериментальных расчетов показали, что использование измерений комплексных электрических величин (данных PMU) в сочетании с ТИ SCADA позволяет существенно улучшить результаты решения задачи ОС и повысить эффективность алгоритмов декомпозиции задачи ОС. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Оценивание состояния в электроэнергетике / А. З. Гамм, Л. Н. Герасимов, И. И. Голуб и др. – М.: Наука, 1983. – 302 с.

2. Гамм А. З., Голуб И. И. Наблюдаемость электроэнергетических систем. – М.: Наука, 1990. – 200 с.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 18

28.02.2012 10:49:22

Системный анализ 3. Phadke A. G. Synchronized Phasor Measurements. A Historical Overview. – IEEE/PES Transmission and Distribution Conference, 2002, vol. 1, P. 476–479.

4. Аюев Б. И., Куликов Ю. А. Перспективные направления использования системы мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС // Proceedings of the International Conference – Relay Protection and Substation Automation of Modern Power Systems», http://www.energoinfo.ru/images/pdf/Rele/Session_4/S4-2.pdf 5. Обнаружение грубых ошибок телеизмерений в электроэнергетических системах / А. З. Гамм, И. Н. Колосок. – Новосибирск: Наука, 2000. – 152 с.

6. Глазунова A. M., Колосок И. Н. Достоверизация критических измерений и критических групп на основе контрольных уравнений при оценивании состояния ЭЭС // Труды Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке: развитие, функционирование, управление». – Иркутск, 2006. – С. 696–704.

19

7. Jian Chen and Ali Abur. Placement of PMUs to enable bad data detection in state estimation // IEEE Trans. on Power Systems. – November 2006.

Vol. 21, № 4, pp. 1608–1615.

8. Коркина E. C. Автореферат канд. дисс. «Развитие методов ОС ЭЭС на основе интеграции данных SCADA и PMUD», 2009.

9. Гамм А. З., Глазунова A. M., Гришин Ю. А., Колосок И. Н., Коркина Е. С. Развитие алгоритмов оценивания состояния электроэнергетической системы // Электричество. – 2009. – № 6. – С. 2–9.

10. Колосок И. Н., Пальцев А. С. Двухуровневый иерархический алгоритм оценивания состояния ЭЭС и его реализация на основе мультиагентного подхода // Сб. докладов III Международной научно-практической конференции «ЭНЕРГОСИСТЕМА: управление, конкуренция, образование». – Т. 1. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2008. – С. 354–359.

11. Гамм А. З. Алгоритмы декомпозиции для решения проблемы оценивания состояния ЭЭС // Электронное моделирование. – 1983. – № 3. – С. 63–68.

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

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 r Управление производством r Антикризисный менеджмент r Реконструкция и модернизация производства

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

Для оформления подписки через редакцию необходимо счет на оплату, 02 • 2012 •получить 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.

02-12.indd 19

28.02.2012 10:49:23

20

Задачи управления

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ С УЧЕТОМ ПОГОДОЗАВИСЯЩИХ И ПОГОДОНЕЗАВИСЯЩИХ СОСТАВЛЯЮЩИХ Е. А. Кротков, А. Ю. Алексеев, Самарский государственный технологический университет Решение задач повышения эффективности и надежности работы систем электроснабжения тесно связано с вопросами расчета и прогнозирования электрических нагрузок. Применение более точных методов расчета электрических нагрузок позволяет рациональнее использовать элементы электрических сетей [1, 2].

Специальные статистические исследования подтвердили, что имеется статистически значимая зависимость изменения графиков электрической нагрузки (ГЭН) систем электроснабжения от происходящих с некоторым опережением изменений на территории энергосистемы компонентов погоды: температуры, влажности воздуха, облачности, скорости ветра, осадков [3, 4]. Типичный фрагмент графика температуры окружающей среды, используемый в работе, изображен на рис. 1. В качестве объекта исследования рассматривается ГЭН системы электроснабжения крупного мегаполиса, построенный на основе

экспериментальных данных автоматизированной системы учета электроэнергии. Фрагмент этого ГЭН представлен сплошной линией на рис. 2. По оси ординат отложена электрическая нагрузка Р, по оси абсцисс – время t. Временной базой служат первые две недели апреля 2007 г. Прогнозирование ГЭН в данной работе осуществляется на последующие три дня. В качестве модели краткосрочного прогнозирования группового ГЭН предлагается модель вида: L(t) = Ld(t) + Li(t) + Lw(t) + Lr(t), (1) где: Ld(t) – заранее известные (определенные) компоненты нагрузки; Li(t) – погодонезависимые компоненты (в данной работе моделируются рядами Фурье);

Т, С

15,00

10,00

5,00

0,00

-5,00 0

50

100

150

200

250

300

t, x

Рис. 1. График температуры окружающей среды на исследуемом промежутке времени ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 20

28.02.2012 10:49:23

Задачи управления Lw(t) – погодозависимые компоненты (в нелинейной форме учитывается температура); Lr(t) – случайная составляющая. Случайная составляющая, представляющая собой погрешность при вычислении погодонезависимых и погодозависимых компонент, может моделироваться после исследования остатков. Компоненты нагрузки Lr(t), представляющие собой плановые изменения в работе оборудования, энергоснабжающей организации обычно заранее известны и поэтому не требуют моделирования. Будем считать, что заранее известные компоненты нагрузки равны нулю. Погодонезависимые компоненты зависят от социальных и географических факторов и моделируются рядами Фурье: (2) где: Aj и Bj – параметры модели; ωj, – частота, определяемая при помощи спектрального анализа. Приведенные в [3, 4] результаты исследований позволяют сделать вывод, что изменение нагрузки в момент времени t зависит от преды-дущих значений температуры. Для моделирования зависимости нагрузки от погодных условий предложено использовать квадратичный полином вида Lw(t) = C1T2 (t – 1) + C2T(t – 1) + C3 ,

(3)

21

где: Ci (i = 1, 2, 3) – коэффициенты модели; T(t – 1) – температура в момент времени (t – 1). После того как определены частотные характеристики ωj, параметры Aj и Bj модели (2) и коэффициенты Cl, С2 и С3 можно определить методом наименьших квадратов, то есть путем минимизации ошибки целевой функции (4) где: Р – измеренная нагрузка. Относительная погрешность построенной аппроксимирующей функции рассчитывалась по формуле: (5) где: yi= y(tj) – экспериментальные значения нагрузки в дискретные значения времени ti; yi= y(tj) – значения аппроксимирующей функции. При аппроксимации экспериментальных значений, представленных на рис. 2, моделью (2) и (3) получаем погрешность в 0,07 %. График аппроксимирующей функции ГЭН представлен на рис. 2 пунктирной линией. Используя экспериментальные данные, изображенные на рис. 1 и 2, как временную базу для идентификации параметров

Р, МВт 3000,00 2900,00 2800,00 2700,00 2600,00 2500,00 2400,00 2300,00 2200,00 2100,00 0

50

100

150

200

250

300

t, x

Рис. 2. Графики экспериментальной и аппроксимирующей функций на временной базе для определения коэффициентов модели 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 21

28.02.2012 10:49:23

22

Задачи управления

Aj, Bj (j = 1, N), C1, C2 и С3модели (2), (3), выполнялся прогноз электрической нагрузки на последующие три дня (72 часа). Полученная погрешность, вычисленная по формуле (5) для N = 72, составила величину менее 2 %. ВЫВОДЫ

зировании ГЭН систем электроснабжения мегаполисов.

3. Разработано соответствующее алгоритмическое и программное обеспечение для реализации метода. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Предложена и реализована математическая модель, описывающая электрические нагрузки с учетом погодозависящих и погодонезависящих составляющих, и разработана методика идентификации ее параметров на основе методов спектрального анализа.

2. Реализация разработанной математической модели применительно к реальным экспериментальным данным позволяет осуществлять прогноз расчетных данных на временную базу 72 часа (при базе идентификации параметров 336 часов) с погрешностью менее 2 %, что свидетельствует о возможности ее практического использования в краткосрочном прогно-

1. Жежеленко И. В., Кротков Е. А., Степанов В. П. Методы вероятностного моделирования в расчетах характеристик электрических нагрузок потребителей. – М.: Энергоатомиздат, 2007.

2. Макоклюев Б. И. Анализ и планирование электропотребления. – М.: Энергоатомиздат, 2008.

3. Михайлов В. М., Тарнижевский М. В., Тимченко В. Ф. Режимы коммунально-бытового электропотребления. – М.: Энергоатомиздат, 1993.

4. Pardo A., Vicente M., Enric V. Temperature and seasonality influences on Spanish electricity load // Energy Economics 24, 2002.

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 r Рынок аппаратуры r Измерительные технологии и оборудование

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

индексы

12533

84818

оформления подписки через редакцию необходимо получить счет на оплату, • 02 • 2012 ОПЕРАТИВНОЕДля 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.

02-12.indd 22

28.02.2012 10:49:23

Задачи управления

23

АНАЛИЗ СХЕМНО-РЕЖИМНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПРИ РЕШЕНИИ ЗАДАЧ ВЕДЕНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ И ПЛАНИРОВАНИЯ РЕМОНТОВ ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ И. В. Кравченко, С. В. Леонов, А. С. Карпов, Д. А. Дмитриев Филиал ОАО «ЕСО ЕЭС» Ленинградское РДУ

Задачи ведения режимов работы и планирования ремонтов оборудования электроэнергетических систем являются важнейшими составляющими обеспечения надежной работы энергосистемы в целом. В условиях крупных городов наличие сетей различного класса напряжений и, соответственно, значительное количество электросетевого и энергетического оборудования, внедрение комплексного программного обеспечения позволят существенно сократить время рассмотрения и согласования графиков ремонтов и повысить качество проводимого анализа совместимости ремонтных режимов и режимов, отвечающих критерию надежности «N–1» [1]. Задача оценки совместимости ремонтных режимов сводится к сопоставлению запланированных субъектами электроэнергетики ремонтов с существующей базой данных недопустимых по условиям надежности режимов и к последующей коррек-

тировке сроков вывода в ремонт оборудования. Задача обеспечения режима в соответствии с критерием надежности «N–1» является более трудоемкой. На примере обобщенной эквивалентной схемы района мегаполиса, представленной на рис. 1, рассмотрим мероприятия по ограничению тока в любом элементе схемы электрической сети. На представленной схеме: Uc – напряжение шин бесконечной мощности; Хвн – внешнее сопротивление связи с системой бесконечной мощности; Хэлем – сопротивление исследуемого элемента схемы района; Хш – шунтирующее эквивалентное сопротивление прочих элементов сети района; Eпрод – продольная составляющая э.д.с. генераторов электростанции в цепи рассматриваемого элемента; Eпопер – поперечная составляющая э.д.с. трансформатора связи или устройств FACTS; E – эквивалентная э.д.с. прочих генераторов электростанций; R1 R2 .... – со-

Рис. 1. Эквивалентная схема энергосистемы района 02 • 2011 03 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 23

28.02.2012 10:49:24

24

Задачи управления

противления, моделирующие нагрузку района и отключение потребителей вводом графиков аварийного ограничения потребителей, действием АОПО, АОСН и П при потере связи с системой АЧР. Применительно к схеме рис. 1 рассмотрим схемно-режимные мероприятия для ликвидации перегрузки оборудования в ремонтных и аварийных режимах при практически неизменной мощности района (Р ≈ const), т. е. в условиях надежного электроснабжения.

I. Снижение генерации (Eпрод) электростанций (при их наличии) в цепи рассматриваемого элемента. На рис. 2 проиллюстрированы процессы при устранении перегрузки ВЛ 110 кВ в

часы ночного минимума нагрузки в одном из районов сети, имеющем несколько источников питания на напряжении 110–220 кВ. Возникшая перегрузка должна быть немедленно устранена действиями оперативно-диспетчерского персонала либо средствами противоаварийной автоматики во избежание превышения допустимого тока воздушной линии. В данном случае перегрузка по линии была связана с повышенным потоком активной мощности, и его ограничение было реализовано снижением генерации активной мощности на близлежащей ТЭЦ.

II. Повышение генерации (E) прочих электростанций района. Аналогичная аварийная ситуация при перегрузке линии по активной мощности

Рис. 2. Процессы при перегрузке ВЛ 110 кВ (перегрузка активным током) и последующем ограничении мощности электростанции

Рис. 3. Процессы при перегрузке ВЛ 110 кВ (перегрузка активным током) и последующем регулировании мощности электростанции ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 24

28.02.2012 10:49:24

Задачи управления

25

Рис. 4. Оперативная ликвидация перегрузки по линии с помощью регулирования уровней напряжения по ее концам генерацией реактивной мощности ТЭЦ

проиллюстрирована на рис. 3. В данном случае введение режимных параметров ВЛ в допустимую область осуществляется загрузкой по активной мощности прочих электростанций района. Выбор мероприятий по ограничению длительно допустимого тока линии по варианту I или варианту II определяется располагаемым диапазоном регулирования станций по активной мощности, а также, в условиях рыночных отношений, экономическими соображениями при планировании режима работы на сутки вперед или штрафными санкциями при оперативном изменении генерации.

III. Регулирование реактивной мощности генераторами (Е, Eпрод) и трансформаторами для минимизации ее потока по перегружаемому элементу. Ликвидация перегрузки по элементу схемы, связанной с повышенным потоком реактивной мощности, осуществляется регулированием уровней напряжений на перегружаемом элементе. Для исключения перегрузки элемента схемы реактивным током предусматривается соответствующий график напряжений, разрабатываемый в случае

необходимости на сутки вперед. Разгрузка линии по реактивной мощности с помощью регулирования напряжения представлена на рис. 4.

IV. Уменьшение сопротивления Хш за счет ввода/вывода элементов схемы сети. Существующая, как правило, в условиях мегаполиса структурная избыточность элементов схемы «ввод/вывод элемента» позволяет в ряде случаев обеспечить требуемый по условиям надежности критерий «N–1». Из представленного на рис. 5 графика тока по линии Л-4 видно, что перегрузка легко устраняется отключением междушинного выключателя (МШВ 110 кВ) на подстанции, в которую направлена активная мощность по Л-4. Отключение МШВ 110 кВ, по сути, является изменением шунтирующего сопротивления Хш (см. рис. 1).

V. Регулирование активной мощности за счет использования поперечного регулирования (Eпопер) автотрансформаторов или устройств FACTS. В условиях рыночных отношений оперативное изменение генерации электростанций в аварийных режимах, равно как и отключение элементов сети, существенно снижающих на 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 25

28.02.2012 10:49:24

26

Задачи управления

Рис. 5. Ликвидация перегрузки на ВЛ 110 кВ отключением МШВ 110 кВ

Рис. 6. Изменение величины тока в контролируемом сечении при поперечном регулировании AT 750/ЗЗ0 кВ на АЭС (1) и на АТ-1,2 330/110 кВ на ПС «Счастливая» (2)

дежность при перегрузке оборудования, не могут рассматриваться как оптимальные. Наиболее эффективными являются мероприятия по регулированию активной/реактивной мощности как традиционными средствами, так и фазоповоротными устройствами. В качестве иллюстрации на рис. 6 представлены графики изменения тока в контролируемом сечении при изменении поперечного коэффициента трансформации вольтодобавочным трансформатором (ВДТ), который установлен в нейтрали трансформаторов связи.

VI. Отключение перегружаемого элемента сети при структурной избыточности сети района. Так же как и для варианта IV, в случае структурной избыточности схемы, с учетом выполнения критерия

надежности «N–1», перегружаемый элемент просто может быть отключен. Опыт эксплуатации энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области показал, что в зависимости от энергорайона применение того или иного мероприятия, рассмотренного в статье, позволит расширить область допустимых ремонтных режимов при выполнении критерия надежности «N–1» на 10–30 % в зависимости от генерации и потребления района. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Особенности управления электроэнергетическими режимами работы энергосистем мегаполисов / Н. Г. Шульгинов // Энергетик. – 2007. – № 6.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 26

28.02.2012 10:49:24

Задачи управления

27

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО АЛГОРИТМА АЛАР И ЧДА ДВУХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Т. М. Абдушукуров, Филиал ОАО «СО ЕЭС» Курганское РДУ Н. П. Серов, Филиал ОАО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ В реальных условиях работы двух электростанций (рис. 1), находящихся недалеко (20–50 км) друг от друга, которые обеспечивают электроснабжение энергоемких и среднеемких потребителей агропромышленного комплекса через прилегающую сеть по станционно-сетевым ВЛ, могут возникать значительные возмущения в прилегающей электрической сети, а также резкие отключения генерируемой или потребляемой нагрузки, иначе говоря, нарушения электрического баланса мощностей. Они вызывают электромеханические переходные процессы, связанные с кратковременным небалансом крутящих механических моментов на валу турбин и тормозящих электромагнитных моментов на валу генераторов электростанций.

Благодаря системам технологического регулирования АРС данные электромеханические колебания постепенно затухают. Однако по прямым связям ВЛ между станциями эти колебания могут распространяться на ближайшую сеть и векторы ЭДС генераторов, а также векторы напряжений на шинах этих электростанций могут «провернуться». При этом провороте по ВЛ между станциями возникает практически двойной ток КЗ, от которого до 2–4 проворотов должна быть отстроена работа автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР) между станциями (ТЭЦ1 и ТЭЦ2). Предварительно рассчитывается ток качания между станциями на базе статической модели электрической сети энергосистемы в программной среде АРМ РЗА для последующей разработки АЛАР, которая может действовать как перед работой, так и при работе частотной делительной автоматики (ЧДА) ТЭЦ1 и ТЭЦ2 в случае понижения частоты в объединенной энергосистеме Урала (ОЭС Урала) до величины 47,5–48 Гц, когда требуется выделение данных электростанций на автономную работу. Очередность работы автоматик АЛАР и ЧДА в каждом конкретном случае зависит от того, какой из режимных параметров (критериев) работы – частота (f) или ток качания (Iкач) – наступит раньше: превышение уставок по Iкач или выход из диапазона допустимых значений по f.

Следует отметить, что рассчитанный в среде АРМ РЗА ток качания проверяется и подтверждается расчетами по программе расчета и анализа динамической устойчивости «Мустанг» по соответствующей методике динамического утяжеления электроэнергетического режима в прилегающей к ТЭЦ1 и ТЭЦ2 электрической сети путем отключения части генераторов на ТЭЦ и некоторых станционно-сетевых ВЛ. Определяются эквивалентные активные и реактивные сопротивления прямых связей между ТЭЦ (рис. 1). Для случая двух прямых параллельных связей из ВЛ с промежуточными потребительскими или сетевыми подстанциями ПСЗ и ПС4 на каждой параллельной связи общее активное сопротивление первой параллельной связи между ТЭЦ1 и ТЭЦ2 равно: R'1-2 = R1-3 + R 2-3 ,

(1)

где: R1-3 – активное сопротивление 1-го участка первой линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом; R2-3 – активное сопротивление 2-го участка первой линии ТЭЦ2–ТЭЦ1, Ом. Общее активное сопротивление второй параллельной связи между ТЭЦ1 и ТЭЦ2: R"1-2 = R1-4 + R 2-4 ,

(2)

02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 27

28.02.2012 10:49:25

28

Задачи управления

где: R1-4 – активное сопротивление 1-го участка второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом; R2-4 – активное сопротивление 2-го участка второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом. Общее реактивное сопротивление первой параллельной связи между ТЭЦ1 и ТЭЦ2:

Общее полное (комплексное) сопротивление прямых связей между ТЭЦ без учета собственных эквивалентных сопротивлений ТЭЦ1 и ТЭЦ2 относительно энергосистемы при отключенной прямой связи равно: (7)

X'1-2 = X1-3 +X 2-3,

(3)

где: Х1-3 – реактивное сопротивление 1-го участка первой линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом; Х2-3 – реактивное сопротивление 2-го участка первой линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом. Общее реактивное сопротивление второй параллельной связи между ТЭЦ1 и ТЭЦ2: X"1-2 = X1-4 + X 2-4 ,

(4)

где: X1-4 – реактивное сопротивление 1-го участка второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом; Х2-4 – реактивное сопротивление 2-го участка второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом. Полное (комплексное) сопротивление первой параллельной линии прямой связи ТЭЦ1– ТЭЦ2: (5)

Общее полное (комплексное) сопротивление эквивалентной связи между электростанциями с учетом собственных эквивалентных комплексных сопротивлений ТЭЦ1 и ТЭЦ2 относительно всей энергосистемы при отключенной обобщенной прямой связи (ВЛ 1–2) между ТЭЦ, рассчитанных в программной среде АРМ РЗА и предоставленных службой СЭР РДУ рассматриваемой энергосистемы: (8) где: Zэкв.ТЭЦ1, Zэкв.ТЭЦ2 – эквивалентное сопротивление рассматриваемой энергосистемы относительно СШ 110 кВ ТЭЦ1 и ТЭЦ2 соответственно при отключенной прямой связи (ВЛ 1–2) между ТЭЦ, Ом. Определяется ток качания для настроечной наладки АЛАР между электростанциями:

Полное (комплексное) сопротивление второй параллельной линии прямой связи ТЭЦ1– ТЭЦ2: (6)

(9)

где: EТЭЦ1, EТЭЦ2 – эквивалентные ЭДС ТЭЦ1 и ТЭЦ2 соответственно, рассчитанные в среде АРМ РЗА, кВ.

Рис. 1. Эквивалентная схема замещения электрической сети, прилегающей к ТЭЦ1 и ТЭЦ2 ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 28

28.02.2012 10:49:25

Задачи управления АЛАР внедряется для исключения неблагоприятных режимов, связанных с возникновением асинхронного хода и качаний между отдельными частями энергосистемы или между отдельными электростанциями (изменений в виде колебаний частот на шинах ТЭЦ1 и ТЭЦ2, их напряжений, собственных и взаимных углов напряжений) и приводящих к колебаниям (повышению и понижению до нуля) напряжений на шинах потребительских и сетевых ПС 110/6–10 кВ и шинах токоприемников 0,4–6–10 кВ. Эти колебания нарушают технологические производственные процессы у потребителей агропромышленного комплекса и вызывают дискомфорт у населения. АЛАР – одна из наиболее важных и часто используемых функций противоаварийной автоматики (ПА) энергосистем. Она предназначена для выявления асинхронного режима (АР) в пределах объекта сети (линии, блока) и выработки соответствующих управляющих воздействий с учетом знака скольжения для локальной и системной ПА. Общие требования к алгоритму работы АЛАР: 1) селективность: АЛАР должна срабатывать при нахождении электрического центра качаний (ЭЦК) в пределах защищаемого объекта, ее действие должно быть отстроено от режимов нагрузки, синхронных качаний (СК), КЗ, а также от АР в других сечениях; 2) чувствительность к асинхронному режиму в пределах защищаемого объекта; 3) быстродействие: время действия АЛАР (tcp) на деление энергосистемы на несинхронно работающие части должно быть меньше времени возможного перехода двухчастотного АР в многочастотный (tпepex. в многочас.АР), но больше времени существования режима синхронных качаний (ТСК) или времени отключения КЗ с АПВ (Тоткл+АПВ). Время tпepex. в многочас.АР изменяется в пределах от 15 до 30 с, большее значение – для энергосистем с преобладанием ГЭС; 4) фиксация знака скольжения sign(s): ♦ при sign(s) > 0 АЛАР должна действовать на отключение избыточной генераторной мощности Рr; ♦ при sign(s) < 0 АЛАР должна действовать на отключение избыточной мощности нагрузки РH.

29

Требования к ступеням АЛАР: 1) I ступень должна выявлять АР на первом цикле; 2) II и III ступени АЛАР (резервные) должны: ♦ иметь счетчики циклов АР с уставкой N = 2–4; ♦ контролировать длительность цикла: при превышении допустимой длительности цикла Тц счетчики циклов должны сбрасываться, а ступени не должны срабатывать, чтобы не препятствовать возможной ресинхронизации (восстановлению синхронного режима) энергосистемы; ♦ контролировать общую длительность АР: при превышении допустимой длительности ТАР ступени должны срабатывать; 3) III ступень должна срабатывать через время не более 20 с после срабатывания II ступени. АЛАР может действовать: ♦ на ресинхронизацию без деления (отключение РН или РГ); ♦ на деление по сечению с ЭЦК на несинхронно работающие части; ♦ на деление по части сечения с ЭЦК с последующей ресинхронизацией. На энергоблоках во избежание выделения районов со значительным избытком генерирующей мощности рекомендуется установка АЛАР, имеющих опережающую настройку по отношению к другим устройствам, производящим деление энергосистемы. В соответствии с рис. 2 АЛАР линии входит в состав шкафа защит и автоматики блока типа ШЭ2607 103. Структурная схема АЛАР линии содержит ряд программных блоков: ♦ блоки логики I, II и III ступени (Bl, B2, ВЗ соответственно); ♦ блок разрешения и запрета избыточных и дефицитных каналов при превышении допустимого времени АР и допустимого времени цикла соответственно (В4); ♦ блок блокировки при КЗ и неисправностях в цепях напряжения (В5); ♦ блок определения знака скольжения (В6); ♦ блок логики пуска и сброса счетчиков циклов АР (В7). На блокировку АЛАР действуют сигналы от защит линии, реле положения «отключено» (РПО) выключателя, блокировки при неисправ02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 29

28.02.2012 10:49:25

30

Задачи управления

ностях в цепях напряжения (БНН) и сигналы, которые формируются при КЗ от следующих измерительных органов (ИО): ♦ РТ БКЗ – реле тока, реагирующего на скачкообразные изменения тока прямой и обратной последовательности; ♦ РТ I2 – реле тока обратной последовательности; ♦ РНМИН – реле минимального напряжения, состоящего из трехфазных реле напряжения, включенных на выходе по схеме «И». Измерительными органами АЛАР являются три реле сопротивления Z1 и Zc, реле направления активной мощности М и реле тока прямой последовательности РТ. С помощью Zc выполняется сигнальная ступень АЛАР. С помощью Z1, М и М выделяются три зоны, в каждой из которых предусмотрена одна рабочая ступень действия АЛАР. По аналогии с дистанционной защитой эти зоны рассматриваются далее как рабочие ступени АЛАР.

Для отстройки от срабатывания при однофазных КЗ каждый измерительный орган сопротивления состоит из трех междуфазных реле сопротивления (АВ, ВС, СА), включенных по схеме «И». Реле М состоит из трехфазных реле активной мощности, включенных по схеме «ИЛИ». Характеристика реле Z1 имеет форму прямоугольника, симметричного относительно оси jX, верхняя сторона которого проходит по оси R, нижняя – через точку (0, Х1уст), а боковые стороны – через точки (R1уст, 0 ) и (–R1уст, 0). Угол максимальной чувствительности φ1мч реле Z1 равен 270 град. Характеристика реле Zc сигнальной ступени имеет форму линзы (с вертикальной осью, направленной по оси X), которая составлена из дуг двух окружностей. Каждая дуга опирается на сумму сопротивлений Х1уст + Х2уст и соответствует углу между векторами ЭДС генератора и системы. Реле М используется для отстройки от режима нагрузки, фиксации знака скольжения, а также для счета циклов АР.

Рис. 2. Схема привязки защит и АЛАР блока ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 30

28.02.2012 10:49:25

Задачи управления Алгоритм работы АЛАР линии разрабатывался применительно к схеме, которая состоит из системы 1 с ЭДС Е1 и внутренним сопротивлением ХС1 и системы 2 с ЭДС Е2 и внутренним сопротивлением ХС2, между которыми включена линия с сопротивлением Хл (4,61 Ом). Устройство АЛАР установлено на обеих электростанциях. На рис. 3 сопротивления ХС1, Хл и ХС2 показаны на комплексной плоскости Z. Место установки АЛАР соответствует началу координат. Точки, соответствующие начальному (нагрузочному) режиму (1 или 2) и асинхронному режиму (3–6), показаны в предположении, что ЭДС Е1 и Е2 равны по модулю. При этом точки 1–6 лежат на горизонтальной прямой 1 (годографе Z), проходящей через середину суммарного сопротивления моделируемой энергосистемы (ХС1 + Хл+ ХС2). Точка 1 (Zнач) соответствует режиму, при котором ток протекает от шин электростанции 1 в линию, и ЭДС Е1 опережает Е2, то есть система 1 является избыточной. Угол между ЭДС Е1 и Е2 равен углу между прямыми, проведенными из точки годографа Z к концам суммарного сопротивления системы. При условии, что угол отсчитывается от Е2, начальный угол δнач1 в режиме 1 меньше 90 град. (по условиям устойчивости нагрузочного режима).

31

В точке 2, напротив, ток протекает от линии к шинам, Е2 опережает Е1, угол δнач2 больше 270 град. Переход угла δнач через 180 град. при АР эквивалентен изменению направления активной мощности. АЛАР линии (структурная схема приведена на рис. 3, б) имеет одну зону работы, охватывающую линию, и реагирует на прохождение ЭЦК через сопротивление линии Хл (в соответствии с рис. 3, б, точка 5). АЛАР линии содержит три ступени. АЛАР линии, в соответствии с рис. 3, являются реле Z1 и Zc, реле М и реле РТ I1. Реле Z1 и Zc состоят из трех междуфазных реле (АВ, ВС и СА), включенных по логической схеме «И» для отстройки от несимметричных КЗ на землю. Реле Z1 имеет характеристику в форме прямоугольника, которая с заданным запасом охватывает реактивное сопротивление линии. Реле Z1 используется во II и III ступенях АЛАР для ограничения зоны срабатывания АЛАР защищаемой линии и для определения момента действия ступени при выходе годографа входного сопротивления Z из области срабатывания реле Z1. Характеристика реле Zc состоит из двух дуг. Каждая дуга является геометрическим местом точек, в которых угол δнач одинаков (вписанный угол δнач опирается на дугу окружности 2δ) и ра-

Рис. 3. Схема системы (а) и характеристики измерительных органов АЛАР линии (б) 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 31

28.02.2012 10:49:26

32

Задачи управления

вен критическому углу δкр, при котором в данном нагрузочном режиме может наступить потеря устойчивости передачи мощности по линии.

I ступень АЛАР может использоваться как сигнальная или как быстродействующая (на первом цикле) рабочая ступень и не имеет счетчика циклов. Все ступени АЛАР линии имеют по два выхода – «избыточный» и «дефицитный», которые действуют на выходные реле. Избыточный выход соответствует положительному скольжению, когда система 1 ускоряется по отношению к системе 2, а дефицитный выход соответствует отрицательному скольжению. Структурная схема АЛАР линии содержит программные блоки ступеней В1–ВЗ и вспомогательные программные блоки В4–В7, подобные применяемым в АЛАР блока. Существующие алгоритмы построения ЧДА на каждой электростанции базируются на применении реле частоты как исполнительного органа, реагирующего на изменения частоты от допустимой уставки или отклонения частоты от допустимого диапазона. На электростанциях ТЭЦ1 и ТЭЦ2 на каждой СШ-110 и 220 кВ, а также на прилегающих потребительских и системных ПС 110/35/10–6 кВ 1-го и даже 2-го окаймляющего пояса ТЭЦ устанавливаются реле частоты типа ЦД2100 (производство «Точэлектроприбор», г. Омск), имеющее 5 уставок по времени и частоте, и 7 дискретных управляющих воздействий, реле РЧМ-МЭ и т. п. Установка реле частоты на ПС второго окаймляющего пояса производится в случае необходимости (если не хватает активной нагрузки на ПС первого пояса) оперативной (в реальном времени) «подгонки» начального баланса активных нагрузок потребительских и сетевых ПС с нагрузками генераторов обеих ТЭЦ вместе и по отдельности. На СШ-110 кВ ТЭЦ автоматика ЧДА действует через реле частоты ЦД2100 на отключение «лишней» части генераторов при аварийном снижении частоты в ОЭС Урала до 47,5–48 Гц. Через реле ЦД2100, установленные на примыкающих ПС, ЧДА подобно АЧР (при тех же уставках по частоте и времени, что и на ТЭЦ) действует на отключение линий, которые обращены от ПС 110 кВ в сторону рассматриваемой энергосистемы. Таким образом, происходит начальное

выделение генерации электростанций ТЭЦ1 и ТЭЦ2 на автономную нагрузку. Баланс активных нагрузок – потребляемой и генерируемой – достигается двумя технологическими способами: 1) «грубым» логически-аналитическим путем сравнения в логическом устройстве ЧДА типа МКПА-2, установленных на ТЭЦ1 и ТЭЦ2, суммарной телеизмеряемой нагрузки на ПС 1-го и 2-го поясов, переданной в МКПА-2 ТЭЦ1 и ТЭЦ-2, с измеряемой в «главном» МПКА-2 суммарной генерирующей мощностью обеих ТЭЦ с последующим выбором и отключением «лишних» генераторов на одной из ТЭЦ; 2) «точным», более гибким регулированием баланса с помощью «доводки» генерации ТЭЦ до выделенной нагрузки, благодаря работе АРС, действующей на прикрытие или открытие соплового аппарата турбины. Такое выделение двух электрически связанных электростанций на автономную работу с помощью ЧДА, как правило, предшествует работе АЛАР. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Комплексное применение автоматики ЧДА и АЛАР на двух электрически связанных смежных электростанциях со взаимоувязанными уставками по частоте (в ЧДА) и току качания по прямым связям между электростанциями (в АЛАР) способствует обеспечению более надежного электроснабжения потребителей, подключенных к прилегающей сети обеих электростанций через станционно-сетевые ВЛ. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Переходные процессы электрических систем в примерах и иллюстрациях / Под. ред. В. А. Веникова. – М. – Л.: Энергия, 1967.

2. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. – М.: Высшая школа, 1970.

3. Жданов П. С. Вопросы устойчивости электрических систем / под. ред. Л. А. Жукова. – М.: Энергия, 1979.

4. Лопухов В., Иванов С., Малый А., Шурупов А. Автоматика ликвидации асинхронного режима // Новости электротехники. – 2009. – № 6.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 32

28.02.2012 10:49:26

Задачи управления

33

ФОРМИРОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПРИ АНАЛИЗЕ РЕЖИМНОЙ НАДЕЖНОСТИ ПО КРИТЕРИЮ N–I Д. М. Максименко, филиал ОАО «НИИПТ» «СУЭ» ВВЕДЕНИЕ

В работе рассматривается задача формирования оптимальных управляющих воздействий (УВ) при анализе режимной надежности по критерию N – i. Описывается методика формирования УВ по критерию минимума ущерба, связанного с формируемым УВ. Анализ режимной надежности по критерию N – i предполагает поочередное отключение элементов с последующим расчетом режима. Часто в таких случаях возникают ситуации, когда переток мощности в линии превышает пропускную способность (ПС) линии (величина превышения называется сверхпотоком), и его необходимо снижать за счет УВ, под которыми понимается регулирование генерации и ограничение нагрузки в узлах.

1. ОБЩАЯ ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

В общем случае, чтобы ликвидировать сверхпоток в линии, необходимо снижать генерацию в тех узлах, которые влияют на линию с отрицательным знаком, и снижать нагрузку (увеличивать генерацию) в тех узлах, которые влияют на линию с положительным знаком. Влияние на линию с отрицательным знаком могут оказывать как нагрузочные узлы, так и генерирующие. В рассматриваемой задаче увеличение нагрузки как УВ считается невозможным. Следовательно, для выбора УВ множество нагрузочных узлов с отрицательным коэффициентом влияния, то есть тех узлов, увеличение нагрузки в которых приводит к снижению перетока мощности в линии, можно сразу отбросить. Увеличение генерации в генерирующих узлах может привести к снижению перетока мощности в ли-

ниях, но генераторы ограничены максимумом выдаваемой мощности Рmах, поэтому регулирование перетока мощности в линиях за счет генерирующих узлов должно осуществляться в пределах, определяемых Pmin и Рmах. Регулирование за счет нагрузочных узлов тоже ограничено максимумом нагрузки, но регулирование подобным образом возможно только в одном направлении, а именно в сторону отключения части нагрузки, в то время как регулирование за счет генерирующих узлов возможно в обе стороны – как в сторону увеличения генерации, так и в сторону ее снижения. Здесь также необходимо отметить, что у всех генераторов существуют расходные характеристики, которые в общем случае должны учитываться при выборе УВ, формируемого по критерию минимума ущерба. Но перераспределение генерации приводит к новому значению потребления топлива, обычно отличающемуся от оптимального, что также нужно рассматривать как некие дополнительные затраты, ущерб. Однако для упрощения задачи в представленной методике эти характеристики не учитываются. Согласно принятому допущению можно рассматривать ущерб У как некую функцию отключаемой мощности ΔР, У = Уо • f(ΔР). В такой трактовке функции ущерба изменение генерации не приводит к увеличению ущерба. Поэтому первичное регулирование сверхпотока в линии должно осуществляться за счет влияющих на нее генерирующих узлов с учетом ограничения по максимуму и минимуму выдаваемой мощности. После регулирования при помощи генераторов (подразумевается, что все генерирующие узлы, влияющие на переток в линии, вышли на ограничения) дальнейшее снижение сверхпото02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 33

28.02.2012 10:49:26

34

Задачи управления

ка возможно только путем отключения мощности в нагрузочных узлах. Таким образом, задача сводится к минимизации функции ущерба.

2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Ущерб для одного узла формируется как некая функция от ΔР: У = Уо • ΔР,

(1)

где: Уо – удельный ущерб в узле; ΔР – отключение нагрузки в узле. В качестве минимизируемой функции выступает функция ущерба

(2)

Ограничения для минимизируемой функции формируются в форме равенства и неравенства из следующих условий: 1. Для активного ограничения (переток мощности по ЛЭП больше предельно допустимого) необходимо выполнение условия – суммарное отключение нагрузки в узлах полностью ликвидирует сверхпоток в рассматриваемой линии,

(3)

Y-1 – обратная матрица проводимостей. Матрица инциденций служит для обобщенного аналитического представления схемы соединений узлов и ветвей в схеме электрической сети. Элемент матрицы инцидентности Мij равен: (+1), если узел i является начальной вершиной ветви j; (–1), если узел i является конечной вершиной ветви j; (0), если ветвь j не связана с узлом i. В матрице инциденций строки соответствуют номерам узлов, а столбцы – номерам ветвей. Таким образом, матрица дает полное представление обо всех соединениях ветвей с узлами схемы. Эта матрица является прямо-угольной, число ее строк равно числу узлов, а число столбцов – числу ветвей. Каждая строка матрицы инциденций М показывает, какими концами и к каким узлам схемы присоединяются ветви; каждый столбец – какие узлы являются началом и концом данной ветви. Очевидно, что в каждом столбце матрицы М может быть только одна положительная и одна отрицательная единицы; остальными элементами являются нули [1]. Вообще в энергетике стараются избежать методов, связанных с обращением матриц, так как это довольно затратные операции с точки зрения как вычислительных, так и временных ресурсов. Существуют и другие методы получения матрицы коэффициентов потокораспределения А, использовать можно любые.

2. Величина отключения в узле не может превышать его нагрузки.

(5)

где: ΔPS – сверхпоток в рассматриваемой линии; Ali – коэффициент влияния i-го узла на рассматриваемую линию l. Матрицу коэффициентов влияния А или, другими словами, матрицу потокораспределения можно получить из выражения А = diagYB . Mt . Y -1,

(4)

где: diagYB – диагональная матрица проводимостей ветвей; Мt – транспонированная матрица инциденций;

Ключевым моментом в данном случае становится вид функции удельного ущерба. В [2] приводится зависимость функции удельного ущерба от коэффициента ограничения нагрузки у потребителя (отношение нагрузки, вынужденно отключаемой в данном режиме, к суммарной нагрузке нормального режима). Зависимость представлена на рис. 1.

(6) Минимизация целевой функции – это классическая задача нелинейного программиро-

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 34

28.02.2012 10:49:26

Задачи управления

Реальная зависимость

35

Упрощенный вид

Рис. 1. Линейная зависимость удельного ущерба от коэффициента ограничения нагрузки у потребителей

вания. Здесь стоит напомнить, что удельный ущерб рассматривается как функция от доли отключения мощности, а сам ущерб есть произведение удельного ущерба на объем отключаемой мощности, таким образом, минимизируемая функция ущерба становится нелинейной. Для начала предлагается упростить задачу для вывода общего критерия оптимальности отключения, отбросив ограничения по нагрузке. Тогда становится возможным использование метода Лагранжа для минимизации функции ущерба с учетом ограничения по полной ликвидации сверхпотока.

Дифференцируя функцию Лагранжа по всем независимым переменным, включая множитель Лагранжа, (11) получим

(12)

(13) (7) (13) → (12): (8)

(14)

(14) → (13): (9) . Учитывая выражение (6), функцию Лагранжа можно представить в следующем виде:

(10)

(15)

Если учесть, что ущерб от недоотпуска электроэнергии в каждом узле зависит не только от доли отключения мощности, но и от некоего индивидуального коэффициента стоимости Ki, то функция удельного ущерба Уо принимает вид 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 35

28.02.2012 10:49:27

Задачи управления

36

(16)

Тогда выражение (15) для расчета доли отключения в каждом узле преобразуется в .

(17)

Выражение (17) позволяет рассчитать требуемую величину отключения нагрузки при возникновении такой необходимости. Ранее было отмечено, что при выполнении минимизации целевой функции ограничение (5) было отброшено. При его нарушении, очевидно, придется полностью отключать нагрузку в этом узле, однако вследствие того, что функция ущерба квадратично зависит от величины отключаемой мощности в узлах, на-

рушение данного ограничения является маловероятным. Обычно при расчете аварийных режимов нарушается сразу несколько ограничений по ПС. В предложенной методике устраняется один сверхпоток, затем режим пересчитывается, и, если есть новые ограничения по перетокам, снова происходит исключение. Учитывая тот факт, что при исключении одного сверхпотока остальные сверхпотоки (при их наличии), вероятнее всего, тоже уменьшатся или исчезнут, то в целях сокращения итерационных расчетов следует начинать исключение с наибольшего сверхпотока. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Веников В. А. Электрические системы. Том 1. – М.: Высшая школа, 1970. – С. 67–71.

2. Шапиро И. М., Рокотян С. С. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

С ПОЛОЖИТЕЛЬНЫМ ЗАРЯДОМ Ветераны и неработающие пенсионеры-энергетики провели отчетно-выборное собрание, на котором рассказали о проделанной за год работе, выбрали председателя и актив ветеранской организации. Единогласным решением председателем Совета ветеранов был выбран Владимир Александрович Шевчук, который руководит ветеранской организацией последние три года. Неизменным остался и актив Совета. Помимо основной работы в планах председателя и актива на 2012 г. создание клуба народной песни. Совет ветеранов в филиале «МРСК Сибири» – «Красноярскэнерго» действует уже более 20-ти лет. У организации множество целей и задач: реализация социальной политики в отношении старшего поколения, оказание помощи и поддержки ветеранам и бывшим сотрудникам компании, привлечение пожилых энергетиков к различным общественным и культурным мероприятиям. В настоящее время в «Красноярскэнерго» 1728 пенсионеров, из них 18 ветеранов Великой Отечественной войны и 106 тружеников тыла. В компании действует программа социальной поддержки ветеранов, по которой предусматриваются единовременные денежные выплаты к памятным и юбилейным датам, обеспечение твердым топливом тех, кто проживает в частных домах, организация праздничных и досуговых мероприятий. ИНФОРМАЦИЯ О КОМПАНИИ «Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири» (ОАО «МРСК Сибири»), дочернее общество ОАО «Холдинг МРСК», осуществляет передачу и распределение электроэнергии на территориях республик Алтай, Бурятия, Тыва и Хакасия, Алтайского, Забайкальского, Красноярского краев, Кемеровской и Омской областей. Территория обслуживания – 1,856 млн квадратных километров. Общая протяженность линий электропередачи 250,968 тыс. км, трансформаторных подстанций 6-10-35/0,4 кВ – 51 360, подстанций 35–110 кВ – 1777. В «МРСК Сибири» действует единый call-центр: 8-800-1000-380 (звонок бесплатный).

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 36

28.02.2012 10:49:27

Надежность систем

37

ОЦЕНКА БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ВЕЛИЧИНОЙ РИСКА ДЕФИЦИТА МОЩНОСТИ В. П. Будовский, д-р техн. наук, ОАО «СО ЕЭС» Аннотация. В статье рассмотрена методика оценки балансовой надежности электроэнергетической системы с использованием понятия «ожидаемый дефицит» мощности. Ключевые слова: риск, дефицит мощности, балансовая надежность.

Общесистемный критерий надежности, представляющий наибольший интерес для «Системного оператора» – это показатель статистической или балансовой надежности. На основании использования критерия надежности в виде минимума целевой функции, в которую входят затраты на повышение надежности энергосистемы и ущерб потребителей из-за перерывов электроснабжения, был предложен более 40 лет назад Энергетическим институтом им. Г. М. Кржижановского (ЭНИН) норматив балансовой надежности [1, 2] в качестве нормируемого параметра величины интегральной вероятности любых дефицитов мощности в энергосистеме, определяемого по формуле: ,

(1)

где: σ – приведенные затраты за расчетный период времени T на создание и содержание резерва активной мощности в энергосистеме; α – удельный коэффициент ущерба потребителей из-за перерывов электроснабжения. Чаще всего указанный норматив надежности представляется в виде вероятности бездефицитной работы энергосистемы .

(2)

Значение H еще в период существования СССР было принято равным 0,996 и до сих пор не изменялось. За рубежом используется аналогичный нормативный показатель статистиче-

ской надежности LOLP (Loss of load probability), характеризующий вероятность потери нагрузки (появления дефицита мощности в энергосистеме). Значение этого показателя надежности в США, Канаде и ряде других стран часто принимается равным 1 сут. в 10 лет. Любые действия «Системного оператора» и иных субъектов оперативно-диспетчерского управления основаны на выборе наиболее экономически эффективного решения, которое обеспечит безопасное и безаварийное функционирование технологической инфраструктуры электроэнергетики и качество электрической энергии, соответствующие требованиям технических регламентов и других нормативных актов. Вместе с тем большие резервы мощности, обеспечивающие указанные нормативы, обусловливают снижение экономической эффективности, однако и недостаток резервов во время технологического нарушения может привести к значительным экономическим потерям. Рациональный объем резервной мощности должен определяться не только на основании вероятности возникновения дефицита, но и с учетом его значения. При выборе альтернативных решений используют такие понятия, как «критерий выбора» и «мера риска», которая представляет собой некоторую числовую функцию на множестве случайных величин или их функций распределения. Указанные понятия позволяют судить о величине или значимости риска, т. е. как бы дают возмож02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 37

28.02.2012 10:49:28

38

Надежность систем

ность измерять риск. В экономике мера риска зачастую представляется в денежном выражении, тогда она определяется как сумма, которую нужно зарезервировать под определенный риск для покрытия возможного убытка. В электроэнергетике мерой риска может служить необходимый резерв мощности, который понадобится для компенсации возможного небаланса в случае неблагоприятного развития событий при выборе определенного решения [3]. Согласно классическому определению [4], ситуации, связанные с риском, характеризуются известными вероятностями событий. В такой трактовке термин «риск» означает любые непредсказуемые, но описываемые известными вероятностями изменения положения (благоприятные и неблагоприятные) субъекта, несущего риск. Если удается тем или иным способом оценить вероятность возможных событий (физически, субъективно или в виде субъективных весов), а также результат, то схема выбора в условиях риска – это частный случай выбора при неопределенности. Данная схема возникает, когда выбирается модель случайного появления сценариев. Оценка выбранного решения может быть выполнена с использованием понятия «ожидаемой полезности» [5] результата по формуле: ,

(3)

где: ƒi – риск выбора некоторого решения ƒi; q(Sj) – вероятность реализации некоторого состояния энергосистемы (Sj); U(χij) – величина дефицита мощности при выборе решения ƒi и реализации состояния энергосистемы (Sj). Таким образом, для получения оценки по формуле (3) необходимо иметь возможность определить вероятность q(Sj) и функции полезности (дефицита мощности) U(χij) для пространства результатов χij. Поскольку рассматривается состояние энергосистемы с однократными независимыми отказами (критерий n-1), вероятность каждого состояния q(Sj) можно вычислить как вероятность отказа соответствующего элемента энергоси-

стемы за время выполнения некоторого диспетчерского решения ƒi. Для этого следует воспользоваться вероятностными моделями оценки надежности оборудования, приведенными в технической литературе [6, 7]. В качестве функции полезности, как и в описанных ранее случаях, можно использовать резерв активной мощности, необходимый для компенсации дефицита, образовавшегося из-за реализации того или иного сценария развития событий. Этот резерв определяется как методом экспертных оценок, так и расчетным путем. В данной трактовке метод «ожидаемой полезности», выраженный формулой (3), следует называть методом «ожидаемого дефицита». Применение последнего позволяет оценивать надежность различных состояний энергосистемы с учетом всего разнообразия составляющих. В качестве базового значения риска дефицита мощности энергосистемы рационально использовать риск, рассчитанный с помощью модели неоднородной концентрированной энергосистемы. Данная модель позволяет оценить риск дефицита, обусловленный надежностью только конкретного набора генерирующего оборудования. При расчете вероятностей состояний неоднородной концентрированной энергосистемы предполагается, что n разных генераторов имеют коэффициент готовности ħi, номинальную мощность Pi, а состояние генераторов описывается переменной ri с двумя значениями: 0 (неработоспособное) и 1 (работоспособное). Суммарная мощность такой энергосистемы определяется по выражению: .

(4)

Множество состояний j генераторов соответствует различному числу сочетаний переменных {rj1, rj2, ... rji, ... rjn}, что в свою очередь обусловливает снижение располагаемой мощности энергосистемы согласно формуле: .

(5)

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 38

28.02.2012 10:49:28

Надежность систем Далее рассчитывается вероятность состояния генерирующего оборудования со сниженной мощностью: ,

(6)

где: k – набор состояний генерирующего оборудования с одинаковой сниженной мощностью. Определив по выражениям (4) – (6) функцию распределения дефицита для концентрированной модели, можно вычислить риск «ожидаемого дефицита» для данного набора оборудования («генерирующий риск»): ,

(7)

где: qк.э – вероятность возникновения дефицита; Рдеф в концентрированной энергосистеме. Переход от концентрированной к распределенной неоднородной энергосистеме приводит к необходимости учета топологии сети и возможности образования дефицита мощности при отказе не только генерирующего оборудования, но и линий электропередачи. Для данного случая представлена функция распределения дефицита: .

(8)

Здесь qр.э – вероятность возникновения дефицита в распределенной неоднородной энергосистеме. Тогда риск, обусловленный наличием сети распределения электроэнергии («топологический риск») от генерирующих источников к потребителям, может быть оценен по формуле: .

(9)

Влияние режима электрической сети и допустимых перетоков по линиям электропередачи на риск возникновения дефицита определяется расчетом функции распределения дефицита с учетом режима сети. Рассмотрим обобщенную модель распределенной энергосистемы, имеющей n концентрированных узлов, каждый из которых включает в себя набор генераторов с показателями надежности .

39

Кроме того, нагрузка узла в рассматриваемый момент времени составляет , балансовый переток мощности между узлами i и j – Pij, показатели надежности линий связи представлены в виде вероятностей их отказов qij и предела передаваемой мощности . В исходном состоянии все узлы сбалансированы по мощности, т. е. суммарная мощность электростанций, сосредоточенных в одном узле, вместе с поступающим балансовым потоком из других узлов равна нагрузке узла в рассматриваемый момент времени. Каждый узел i рассматривается как самостоятельная концентрированная энергосистема, генерируемая мощность которой складывается из двух мощностей: собственных генераторов и балансовых перетоков

,

поступающих из смежных узлов. Потоки мощности из соседних энергосистем представим в виде узлов без нагрузки и с генераторами бесконечной мощности. Чтобы построить функцию распределения дефицита мощности, потребуется серия расчетов режима электрической сети энергосистемы по модели постоянного тока. Последняя удобна для оценочного расчета установившегося режима электрической сети и сравнения вариантов этой сети при отключении линий электропередачи и энергоблоков [8]. Для определения дефицита мощности в неоднородной распределенной энергосистеме используется следующая математическая модель: (10)

(11) (12) (13) где: bij – элементы матрицы узловых проводимостей; 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 39

28.02.2012 10:49:28

40

Надежность систем Таблица Изменение величины рисков

&'( # $ "

&'( # $ )

"

"

"

&'( " $ &'( $$

&'( % $

&'( $$

)

&'( " $ "

&'( % $

&'( %$$

)

&'( " $ "

&'( % $

&'( %$$

)

&'( " $ "

&'( % $

&'( %$$

"

&'( $$

! "

"

&'( %$$ "

&'( $$

#$

"

&'( %$$ "

&'( $$

%

"

&'( %$$

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 40

28.02.2012 10:49:29

Надежность систем δi – угол вектора напряжения в узле i. Эта задача решается в рамках линейного программирования. Данная математическая модель позволяет получать значения дефицита мощности при различных сочетаниях отключенного генерирующего оборудования и линий, а вероятность данного режима определяется по выражению (6). В результате получаем риск дефицита мощности с учетом режима электрической сети энергосистемы: (14) Здесь qрэр – вероятность возникновения дефицита в распределенной неоднородной энергосистеме с учетом режима. При этом режимная составляющая риска («режимный риск») определяется по выражению: .

(15)

В целом риск, обусловленный наличием сети распределения электрической энергии, рассчитывается как: .

(16)

Для примера рассмотрим эволюцию рисков при изменении конфигурации электрической сети энергосистемы, имеющей три энергоблока мощностью по 50 МВт каждый и один – 500 МВт. Вероятность отказа указанных энергоблоков имеет одно значение q = 0,007. Для распределенной энергосистемы, которая включает в себя узлы и линию электропередачи, соединяющую эти узлы, вероятность отказа линии q = 0,01. При учете режима сети в трехузловой схеме воспользуемся приведенной ранее математической моделью с параметрами b12 = 80, b13 = 80, b23 = 200 и ограничениями перетоков мощности Р12 ≤ 100 МВт, Р13 ≤ 100 МВт, Р23 ≤ 200 МВт. Изменение значения риска при различной конфигурации простейшей энергосистемы можно проследить по таблице (см. предыдущую страницу). Анализ таблицы показывает, что переход от концентрированной модели к двухузловой

41

схеме сети обусловливает увеличение риска на 20 %, при переходе к трехузловой схеме с двумя линиями риск возрастает практически в 2 раза, т. е. «топологический риск» практически равен базовому «генерирующему риску». При переходе к схеме с тремя линиями электропередачи резко снижается «топологический риск», а учет режима обусловливает возвращение «режимного риска» практически до прежнего значения. Итак, использование значения риска дефицита мощности позволяет выявить влияние топологии и режима электрической сети на оценку балансовой надежности энергосистемы. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Баринов В. А., Волков Г. А., Маневич А. С. Проблемы обеспечения надежности ЕЭС России в условиях развития конкурентных отношений в электроэнергетике // Электрические станции. – 2005. – № 8. – С. 5–16.

2. Надежность и эффективность функционирования больших транснациональных ЭЭС. Методы анализа: Европейское измерение / Ю. Н. Кучеров, О. М. Кучерова, Л. Капойи, Ю. Н. Руденко. – Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма ФАН, 1996. – 443 с.

3. Будовский В. П. Риск дефицита мощности энергосистемы // Электричество. – 2009. – № 8. – С. 12–17.

4. Knight F. Risk, Uncertainty and Profit. Boston: Houghton Mifflin, 1921.

5. Anscombe F. J., Aumann R. J. A Definition of Subjective Probability// Annals of Mathematical Statistics. – 1963. – Vol. 34. – № 1. – P. 199–205.

6. Китушин В. Г. Надежность энергетических систем. – М.: Высшая школа, 1984. – 256 с.

7. Будовский В. П., Шульгинов Н. Г. Надежность линий электропередачи 330 и 500 кВ Объединенной энергосистемы Северного Кавказа // Электрические станции. – 2005. – № 7. – С. 58–64.

8. Липес А. В., Окуловский С. К. Расчеты установившихся режимов электрических систем на ЦВМ. – Свердловск: Изд-во УПИ, 1986.

02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 41

28.02.2012 10:49:29

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

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

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

r Психология управления

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.

02-12.indd 42

28.02.2012 10:49:29

Надежность систем

43

АНАЛИЗ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ДВУХЦЕПНЫХ ВОЗДУШНЫХ ЛЭП 35–220 КВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МНОГОПРОВОДНЫХ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ А. С. Ведерников, В. Г. Гольдштейн, Е. М. Шишков СамГТУ, г. Самара Двухцепные воздушные линии электропередачи (ДВЛ) являются специфическими объектами электрических сетей и систем электроснабжения. Поскольку расстояния между всеми проводами обеих цепей ДВЛ определяются только длинами траверсов опоры [1, 2], взаимная связь между ними оказывает существенное влияние не только в переходных, но и в установившихся режимах (УР), особенно при различии потоков мощностей по цепям, как по величинам, так и по направлениям.

В ДВЛ, как в объекте с распределенными параметрами, единый электромагнитный процесс квазистационарного УР состоит из взаимосвязанных продольного электромагнитного и поперечного электростатического процессов. В расчетной модели они приближенно отображаются в виде общей многопроводной схемы замещения (МСЗ) с сосредоточенными параметрами в виде объединения продольных и поперечных парциальных схем, сформированных раздельно. На рис. 1 представлена продольная часть эквивалентной МСЗ в Z-форме, состоящая из комплексных сопротивлений со взаимными индуктивными связями, показанными для фазы А и грозозащитного троса Т. Поперечная составляющая МСЗ исходно формируется из собственных и взаимных емкостей. Общая эквивалентная схема замещения ДВЛ, изображенная на рис. 2, включает в себя также источник питания и нагрузку, представленную постоянным сопротивлением. При этом модель источника питания (системы) строится по общепринятой схеме в виде ЭДС с напряжением питания и предвключенного сопротивления, которое определяется по мощности питающего трансформатора (автотрансформатора). Обратим внимание на то, что перед началом расчета эти сопротивления, как и сопротивления нагрузки, определяются, если нет более точной информации, по средним номинальным

значениям напряжений. Далее можно произвести уточнения их значений в итерационном процессе, используя напряжения, полученные в процессе предыдущего расчета. Таким образом, решение задачи расчета режима ДВЛ состоит из следующей последовательности действий: ♦ построение эквивалентной МСЗ и определение ее параметров; ♦ составление уравнений электрического состояния для сформированной МСЗ. В настоящее время расчет электрических режимов в сетях всех классов напряжений производится исключительно с использованием однопроводных схем замещения, формирование которых подразумевает пренебрежение

Рис. 1. Продольная часть эквивалентной схемы ДВЛ 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 43

28.02.2012 10:49:29

44

Надежность систем

принципиальной несимметрией воздушной ЛЭП как трехфазной электрической системы [3, 4]. Подобное пренебрежение является источником возникновения неточностей в определении параметров электрического режима, правда, не столь значительных относительно средних номинальных напряжений. Однако указанные неточности в условиях нехватки данных телеизмерений обусловливают появление значительных погрешностей в определении потерь активной и реактивной мощности, а также падения напряжения в фазных проводах ЛЭП. В особенной мере сказанное относится к ДВЛ из-за значительного электромагнитного и электростатического влияния, оказываемого друг на друга проводниками соседних цепей [5]. Далее приведем сравнительную оценку результатов расчета электрических режимов,

проведенных с использованием однопроводных и многопроводных схем замещения, для линий различных классов напряжения. Для ДВЛ класса напряжения 35 кВ протяженностью 35 км, выполненной на опорах марки П35-2, изменялась мощность нагрузки цепи вплоть до 10 МВА при неизменном коэффициенте активной мощности, равном 0,91. Для сравнения результатов расчета по однопроводным и многопроводным схемам замещения использованы такие показатели, как потери активной мощности, потери полной мощности, а также падение фазного напряжения в проводниках ДВЛ. Результаты представлены на рис. 3. Как видно из графиков, при увеличении мощности нагрузки растет абсолютная погрешность в определении потерь. Также определены относительные погрешности результатов, полученных с использова-

Рис. 2. Эквивалентная схема ДВЛ

Рис. 3. Потери полной активной мощности в ДВЛ 35 кВ, определенные с использованием ОСЗ и МСЗ ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 44

28.02.2012 10:49:30

Надежность систем нием однопроводных схем замещения. При этом в качестве истинных значений приняты результаты расчета по МСЗ. Результаты представлены в табл. 1. Нетрудно видеть, что относительные погрешности по активным, реактивным и полным потерям в каждом из рассмотренных режимов приблизительно равны по величине и практически линейно возрастают с увеличением мощности нагрузки. Также были произведены расчеты для ДВЛ классом напряжения 220 кВ. Линия протяженностью 76,83 км выполнена на опорах марки ПМТ-8. Пределы изменения мощности нагрузки в цепи – до 100 МВА при неизменном коэффициенте ак-

45

тивной мощности, равном 0,8. Произведены те же расчеты, что и для ДВЛ 35 кВ. Результаты представлены на рис. 5 и 6. Если в ДВЛ 35 кВ относительная погрешность использования ОСЗ линейно возрастала, то на напряжении 220 кВ наблюдается ее значительное увеличение в зоне малых нагрузок и относительная стабилизация при нагрузках, Таблица 1 Результаты расчета по МСЗ SН, МВА

εΔS, %

εΔP, %

εΔQ, %

2

5,18

5,65

4,75

4

10,73

11,24

10,34

6

16,52

16,99

16,06

8

22,43

22,92

21,97

10

28,47

29,00

28,00

Рис. 4. Относительные погрешности в расчете потерь напряжения по ОСЗ

Рис. 5. Потери активной мощности в ДВЛ 220 кВ 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 45

28.02.2012 10:49:30

46

Надежность систем

превышающих 50 МВА. Такой результат вызван тем, что с увеличением номинального напряжения все большую роль играют электростатические связи между фазными проводами, а также между проводниками соседних цепей. Как видно из рис. 7, погрешности при подсчете падений напряжения также стабилизируются при значительных нагрузках, однако отличаются по знаку и имеют значительные различия по величине. Рассмотрим зависимость погрешностей от длины ДВЛ. Так, для линии 220 кВ зафиксируем мощность нагрузки в цепи 50 МВА при коэффи-

циенте активной мощности 0,8 и будем изменять длину линии вплоть до 100 км. Как видно из рис. 8, погрешность в потерях активной мощности линейно возрастает с увеличением протяженности передачи. Для падений напряжения в каждой из фаз также наблюдается линейное увеличение относительной погрешности при применении однопроводных схем замещения (рис. 9). Расчеты, аналогичные приведенным, для линий номинальным напряжением 100 и 500 кВ подтверждают наличие некоторых общих закономерностей: ♦ использование однопроводных схем замещения в подавляющем большинстве существую-

Рис. 6. Относительная погрешность в определении потерь активной мощности при использовании ОСЗ в ДВЛ 220 кВ

Рис. 7. Относительная погрешность в определении падения напряжения при использовании ОСЗ в ДВЛ 220 кВ ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 46

28.02.2012 10:49:31

Надежность систем

47

Рис. 8. Относительная погрешность в определении потерь активной мощности при использовании ОСЗ в ДВЛ 220 кВ

Рис. 9. Относительная погрешность в определении падения напряжения при использовании ОСЗ в ДВЛ 220 кВ

щих режимов приводит к завышению потерь активной, реактивной и полной мощностей; ♦ с увеличением класса напряжения усиливается электростатическое взаимодействие цепей ДВЛ, что приводит к возникновению погрешностей, особенно значительных в зонах малых нагрузок; ♦ с увеличением мощности нагрузки в цепи усиливается электромагнитное взаимодействие цепей ДВЛ, что приводит к значительным погрешностям при применении ОСЗ.

Необходимо отметить, что во всех представленных выше расчетах результирующие показатели оказывались равны для цепей одной ДВЛ вследствие использования одностоечных двухцепных опор с симметричным расположением траверс и соответствующей фазировкой, а также вследствие равенства нагрузки в каждой из цепей одной ДВЛ. При различных зна чениях потоков мощности в цепях, различном их направлении, а также при расчетах режимов одноцепных линий, расположенных в общем коридоре, значения 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 47

28.02.2012 10:49:31

Надежность систем

48

потерь мощности и падений напряжения будут различными. Совершенствование методов расчета режимов является особенно важным в сетях, где наблюдается нехватка данных телеизмерений, поскольку расчетные методы являются средством получения псевдоизмерений. Для задач эффективного управления и оптимизации режимов, регулирования напряжения в узлах потребителей, выбора устройств компенсации реактивной мощности, релейной защиты и автоматики, а также для оценки эффективности работы электрической сети необходимым является получение как можно более точных исходных данных. ВЫВОДЫ

1. Пренебрежение несимметричностью воздушных ЛЭП приводит к возникновению погрешности в расчетах электрических режимов.

2. Для повышения точности получения псевдоизмерений необходимы модификации методов расчета, основанные на использовании МСЗ.

3. В расчетах режимов ДВЛ высоких классов напряжения (330 кВ и выше) необходим учет электростатических взаимодействий не только между фазными проводниками линии и землей, но и между проводниками соседних цепей и линий, расположенных в общем коридоре.

4. В расчетах режимов ДВЛ, близких к максимальным, учет электромагнитного взаимодействия между цепями, а также между проводниками одной цепи особенно необходим.

5. Учет пофазной несимметрии необходим при расчетах наведенного напряжения на участках цепи ДВЛ, выведенной в ремонт при сохранении в работе соседней цепи. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. – М. – Л.: Энергия, 1964. – 704 с.

2. Демирчян К. С., Нейман Л. Р., Коровкин Н. В., Чечурин В. Л. Теоретические основы электротехники. – 4-е изд., доп. – Т. 2. – СПб.: Питер, 2006. – 575 с.

3. Мисриханов М. Ш., Попов В. А., Якимчук Н. Н., Медов Р. В. Взаимовлияние двухцепных воздушных линий и их воздействие на режим электрических систем // Электрические станции. – 2001. – № 2. – С. 52–58.

4. Гусейнов A. M. Расчет в фазных координатах несимметричных установившихся режимов в сложных системах // Электричество. – 1989. – № 8.

5. Евдокунин Г. А., Чуйков Ю. В., Щербачев О. В. О целесообразном расположении фаз двухцепных воздушных линий для снижения пофазной несимметрии // Электрические станции. – 1980. – № 3.

В 2011 г. ОАО «ФСК ЕЭС» поставило под напряжение 108 энергообъектов общей трансформаторной мощностью 15353 МВА В 2011 г. при участии ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС» были разработаны и утверждены приказом Министерства энергетики РФ схема и программа развития Единой энергетической системы России на период 2011–2017 гг., разработан Регламент взаимодействия ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС» по обеспечению надежности функционирования ЕЭС России и совместного технологического контроля за аварийностью на объектах Единой национальной электрической сети (ЕНЭС). Масштабные работы осуществлены в сфере модернизации и развития магистрального электросетевого хозяйства. Общая протяженность поставленных под напряжение высоковольтных линий составила 2973 км. В дальнейшем приоритетной задачей ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС» станет сохранение высокого уровня взаимодействия для повышения надежности энергоснабжения потребителей и обеспечения развития энергосистемы РФ в соответствии с потребностями экономики.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 48

28.02.2012 10:49:31

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

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 r Оптимизация работы электроцехов

r Приборы и электрообрудование r Диагностика и испытания r Энергосбережение r Обмен опытом r Автоматизация. Системы автоматики и телемеханики

r Эксплуатация и ремонт. r r r r r

Продление срока службы электрообрудования Мастер-класс Нормирование и оплата труда Охрана труда и ТБ Организация труда в электроцехах Повышение квалификации

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

индексы

16583

82721

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.

02-12.indd 49

28.02.2012 10:49:31

50

Контроль потребления

ОПЕРАТИВНЫЙ ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В АИИС КУЭ НА БАЗЕ ПК «ЭНЕРГОСФЕРА» П. А. Крючков, компания «Прософт-Системы», г. Екатеринбург Субъекты оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) в случае нарушения графика потребления (генерации) электроэнергии, предварительно согласованного с НП АТС, получают достаточно ощутимые штрафные санкции. Чтобы избежать финансовых потерь, участники ОРЭ – крупные потребители, генерирующие объекты – организуют диспетчерские службы, призванные контролировать прохождение планового графика нагрузки и при необходимости вносить корректирующие воздействия на собственное потребление (генерацию). В связи с этим АИИС КУЭ субъекта ОРЭ должна предоставлять диспетчеру ряд специальных функций, обеспечивающих оперативный контроль и прогноз текущего потребления электроэнергии.

АИИС КУЭ на базе ПТК «ЭКОМ» и ПК «Энергосфера». Программно-технический измерительный комплекс (ПТК) «ЭКОМ» разработан в инженерной компании «Прософт-Системы» (г. Екатеринбург) и успешно применяется уже более десяти лет для создания современных автоматизированных систем комплексного учета энергоресурсов, в том числе и для построения автоматизированных информационноизмерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для субъектов ОРЭ. В состав ПТК «ЭКОМ» входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) серии «ЭКОМ– 3000» и программный комплекс (ПК) «Энергосфера». При построении классической трехуровневой АИИС КУЭ УСПД «ЭКОМ» и ПК «Энергосфера» используются для организации среднего и верхнего уровня системы соответственно. В качестве нижнего уровня в системах учета на базе ПТК «ЭКОМ» можно использовать счетчики электрической энергии различных производителей (Нижегородский завод им. М. В. Фрунзе, компания «Эльстер Метроника», ОАО «Инкотекс», ОАО «Концерн Энергомера» и др.). ПК «Энергосфера» обеспечивает решение всех основных задач на верхнем уровне системы: автоматизированный сбор данных измерений с приборов учета, долговременное хранение учетных данных в специализированной базе данных, обработка первичных данных и предоставление необходимой информации

пользователям системы в различных видах – графиках, таблицах, отчетах. Кроме того, ПК «Энергосфера» предоставляет ряд функций для организации диспетчерского контроля потребления электроэнергии: контроль данных на мнемосхеме объекта, сигнализация и генерация событий при нарушении заданных величин, контроль отклонения графика фактического потребления (генерации) электроэнергии от плановых величин, прогноз потребления электроэнергии на текущем часовом (получасовом) интервале и др. Методы оперативного прогноза электропотребления. Оперативный прогноз потребления электроэнергии (нагрузки потребителя) представляет собой расчет ожидаемого потребления на текущем часовом интервале по ближайшим ретроспективным данным. Прогноз строится на предположении, что выявленные тенденции изменения нагрузки (рост или падение нагрузки) остаются неизменными на текущем интервале упреждения. По мере прохождения текущего часового интервала прогноз может уточняться с учетом поступления более «свежих» данных. В зависимости от вида ретроспективных данных можно выделить две группы методов оперативного прогноза: прогноз по «профилю нагрузки» и прогноз по «накопительным итогам». Под профилем нагрузки понимается последовательная запись значений мощности или при-

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 50

28.02.2012 10:49:32

Контроль потребления ращений энергии на некотором интервале времени с заданной дискретностью. Современные счетчики электрической энергии обеспечивают автоматическое формирование архивов профиля нагрузки различной глубины и дискретности. Дискретность и количество архивов профиля нагрузки определяется конфигурацией счетчика и его аппаратными возможностями. Многие счетчики по умолчанию конфигурируются на хранение одного 30-минутного профиля нагрузки. Отдельные типы счетчиков электрической энергии обеспечивают ведение одновременно двух видов архивов, например трехминутного и 30-минутного архивов профиля нагрузки. В некоторых случаях формирование профиля нагрузки может взять на себя УСПД, подключенный к импульсному выходу счетчика. Профили нагрузки большой дискретности – 30 мин., 1 ч – в основном используются для задач коммерческого учета, например для расчета суммарного потребления за отчетный период. Для целей оперативного управления, в том числе и для оперативного прогноза на часовых интервалах, необходим профиль нагрузки с малой дискретностью – 1 минута, 3 минуты. Для оперативного прогноза по профилю нагрузки можно использовать следующие модификации: ♦ «по среднему» – вычисляется среднее значение имеющихся на текущем часовом интервале трехминутных значений профиля нагрузки и умножается на количество трехминутных интервалов в 1 ч; ♦ «по последнему значению» – последнее значение трехминутного профиля нагрузки, полученное внутри текущего часового интервала, используется для оценки потребления электроэнергии на оставшейся части часового интервала. В случае отсутствия профиля нагрузки в системе в качестве исходных данных для прогноза электропотребления могут быть использованы накопительные итоги на текущем или предшествующем часовых интервалах. Накопительный итог – это значение накопленной энергии по измеряемому параметру с момента инициализации счетчика. Предлагаются следующие методы прогноза по накопительным итогам:

51

♦ «по последней паре значений» – прогноз по последней паре значений накопительных итогов; ♦ «по последнему отрезку времени» – прогноз по значениям накопительных итогов от последнего накопительного итога на заданную глубину (отрезок) времени; ♦ «по среднему с начала интервала» – прогноз по значениям накопительных итогов от начала до конца текущего интервала. Прогнозы по накопительным итогам рассчитываются по следующему алгоритму:

где: Wзо(6о) – прогноз расхода электроэнергии на текущем 30(60)-минутном интервале; NIK – прогноз накопительного итога на конец текущего 30(60)-минутного интервала; NIH – расчетное значение накопительного итога на начало текущего 30(60)-минутного интервала; А0, А1 – коэффициенты уравнения прямой, аппроксимирующей значения накопительных итогов на интервале времени [tH, tK] методом минимальных квадратичных отклонений; tK – время конца текущего 30(60)-минутного интервала; tH – время начала текущего 30(60)минутного интервала. Указанные методы прогноза потребления электроэнергии отличаются способом формирования выборки ретроспективных данных и могут применяться в зависимости от условий сбора данных или поведения нагрузки – частый или редкий опрос данных, наличие данных на текущем или прошедшем интервале, резкое изменение нагрузки в текущем интервале. Оперативный прогноз электропотребления в АРМ «Энергосфера». Все представленные выше методы оперативного прогноза реализованы в АРМ «Энергосфера» и могут быть использованы диспетчером АИИС КУЭ для оценки текущего потребления (предприятия в целом, отдельных цехов и т. д.) электрической энергии на контро02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 51

28.02.2012 10:49:32

52

Контроль потребления

Рис. 1. Прогноз по «профилю нагрузки»

Рис. 2. Прогноз по «накопительным итогам» ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 52

28.02.2012 10:49:32

Контроль потребления лируемом объекте. Выбор группы методов прогнозирования определяется типом доступных в системе исходных данных, то есть наличием в системе профиля нагрузки или накопительных итогов. Примеры прогнозов потребления различными методами и организация интерфейса в АРМе «Энергосфера» представлены на рис. 1 и 2. Результаты прогнозов и их сравнение с плановыми значениями отображаются в таблице параметров, расположенной в левой части окна «Прогнозы». При превышении заданного порога отклонения прогноза от плановых значений выполняется подсветка результирующих значений. Детализацию прогноза по выбранному в списке параметру можно выполнить в правой части окна в табличной и графической форме. Оперативный прогноз потребления можно выполнять по параметрам любого узла объекта учета – отдельного счетчика или присоединения, расчетным схемам групп точек учета и т. д.

53

ВЫВОДЫ

1. Применение прогнозной функции в составе программного обеспечения АПИС КУЭ субъекта ОРЭ позволяет диспетчерскому персоналу оперативно оценивать потребление электроэнергии на текущем интервале времени и принимать своевременные решения по управлению нагрузкой контролируемого объекта.

2. ПК «Энергосфера» предоставляет возможность выполнить оперативный прогноз потребления электроэнергии различными методами, используя данные архивов профиля нагрузки или текущие накопительные итоги. С помощью заранее подготовленной структурной схемы объекта учета прогнозы можно рассчитывать как для отдельных составляющих объекта (оборудование, цех, структурное подразделение), так и для объекта в целом.

ВСЕ О ЧИСТОЙ ВОДЕ http://vodooch.panor.ru 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.;

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 r Технологии и оборудование r Водоснабжение r Инновации r Водоподготовка r Водоотведение r Способы водоочистки r Экология водных объектов r Научные разработки r Комментариис пециалистов и нормативные документы

индексы

12537

84822

02 • 2012 •получить ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ Для оформления подписки через редакцию необходимо 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.

02-12.indd 53

28.02.2012 10:49:33

54

Релейная защита

ТЕСТИРОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЯ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ НА ФУНКЦИОНАЛЬНУЮ СОВМЕСТИМОСТЬ ПО УСЛОВИЯМ СТАНДАРТА МЭК 61850 Б. К. Максимов, А. О. Аношин, А. В. Головин МЭИ (ТУ), Кафедра релейной защиты и автоматизации энергосистем Стандарт МЭК 61850 определяет информационную модель, из элементов которой может быть образовано формальное описание системы автоматизации подстанции с фиксированной семантикой данных, определяет протоколы передачи данных, а также единый язык конфигурирования подстанции, с помощью которого непосредственно производятся описание системы автоматизации подстанции и настройка отдельных устройств в ее составе. Стандарт наряду с предлагаемыми протоколами передачи данных дискретных сигналов измерений, а также мгновенных значений электрических величин, описывает новые архитектуры построения систем вторичной коммутации на объекте на базе технологии Ethernet, отличает его от существующих на сегодняшний день стандартов. Такой подход позволяет говорить о функциональной совместимости устройств различных производителей, используемых в рамках одной подстанции.

1. ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СОВМЕСТИМОСТЬ УСТРОЙСТВ ПО УСЛОВИЯМ СТАНДАРТА МЭК 61850

Обеспечение функциональной совместимости интеллектуальных устройств различных производителей – это один из основных принципов, заложенных в стандарт МЭК 61850. Функциональная совместимость мультивендорных систем может быть обеспечена на различных уровнях: ♦ обмен данными между устройствами одного уровня (например, между устройствами РЗА разных присоединений); ♦ обмен данными между устройствами разных уровней (например, между измерительными устройствами и устройствами РЗА); ♦ обеспечение функциональной совместимости различных устройств при интеграции в единую систему АСУ ТП. Следует особенно рассмотреть первый пункт. Часто вопрос применения устройств РЗА различных производителей в рамках одной подстанции (одного распределительного устройства) справедливо вызывает сомнения

у эксплуатирующей организации. Это объясняется сложностью организации эксплуатации устройств различных типов, необходимостью дополнительного повышения квалификации персонала и т. п. Вместе с тем возможность простой и быстрой интеграции устройств другого типа (другого производителя) при реконструкции, расширении является важным преимуществом, так как позволит беспрепятственно интегрировать новые устройства в существующую систему, построенную на базе устройств предыдущих поколений. При условии соблюдения требований стандарта МЭК 61850 в части информационной модели, принципов организации обмена данными и т. п. созданное устройство сможет отвечать принципам функциональной совместимости и сможет работать в системе, построенной на базе устройств других производителей. Однако на раннем этапе разработки устройств в части соответствия требованиям стандарта МЭК 61850, а также в условиях того, что стандарт не содержит в себе всеобъемлющей информации по всем возможным случаям, функциональная совместимость устройств

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 54

28.02.2012 10:49:33

Релейная защита разных производителей может быть недостигнута даже при условии формального соответствия требованиям стандарта и соответствующих заявлений производителя. Для подтверждения совместимости устройств между собой требуется на основе опытов подтвердить совместимость устройств. Такая проверка позволяет не только отработать подходы к интеграции разных устройств в единую систему, но и выявить потенциальные источники проблем при интеграции.

2. ЛАБОРАТОРИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ СОВМЕСТИМОСТИ

На базе кафедры релейной защиты и автоматизации энергосистем (РЗиАЭс) МЭИ (ТУ) создана лаборатория по исследованию функциональной совместимости устройств различных производителей, работающих по стандарту МЭК 61850. Целями организованной лаборатории является исследование функциональной совместимости устройств различных уровней, указанных ранее.

55

В созданной лаборатории в настоящее время организована единая информационная сеть, в которую включено следующее оборудование (см. рис. 1): ♦ три устройства РЗА различных производителей; ♦ испытательная установка с поддержкой протокола GOOSE МЭК 61850; ♦ набор персональных компьютеров; ♦ ethernet-коммутаторы. Особенностью информационной сети является то, что все устройства включены в единую локальную сеть кафедры РЗиАЭс так, что с любого компьютера может быть организован доступ для мониторинга трафика по сети и конфигурирования устройств. Также на ПК могут моделироваться различные условия информационной загрузки сети и т. п.

3. РЕАЛИЗАЦИЯ МОДЕЛИ ПОДСТАНЦИИ

Для проверки функциональной совместимости в лаборатории была сформирована первичная схема, моделирующая реальное распределительное устройство на подстанции.

Рис. 1. Функциональная схема лаборатории функциональной совместимости (устр. 1, устр. 2, устр. 3) 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 55

28.02.2012 10:49:33

56

Релейная защита

Первичная схема, имитация которой производится в рамках лабораторного комплекса, представлена на рис. 2. Устройство 1 устанавливается на питающем присоединении 1 (ввод к системе шин), устройство 2 – на присоединении 2 и устройство 3 на присоединении 3. При использовании устройств РЗА, изготовленных тремя различными производителями персональных компьютеров (ПК), объединенных в единую информационную сеть Ethernet, и соответствующего программного обеспечения (ПО) в рамках лабораторного комплекса реализуются следующие функции и задачи: ♦ Функция максимальной токовой защиты (МТЗ) (в составе каждого отдельного устройства РЗА). ♦ Функция логической защиты сборных шин (ЛЗШ) с передачей логических сигналов между устройствами по сети Ethernet согласно протоколу GOOSE МЭК 61850. ♦ Считывание данных информационных моделей УРЗА по протоколу MMS. Все функции и задачи реализуются для целей исследования функциональной совместимости УРЗА различных производителей.

4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОТОКОЛА GOOSE

Стандарт МЭК 61850 предполагает возможность использования специального сервиса и одновременно протокола передачи данных для передачи дискретных сигналов между устройствами – GOOSE. Передача GOOSEсообщений от устройств осуществляется по сети Ethernet в режиме мультикаст (нескольким адресатам). Модель передачи GOOSE-сообщений, реализуемая в составе устройств РЗА, предоставляет возможность выполнения быстродействующего обмена дискретной информацией между устройствами. Передаваемые в рамках GOOSE-сообщения данные объединяются элементом DATA-SET, представляющим собой структурированный набор атрибутов данных элементов данных логических узлов информационной модели устройства согласно стандарту МЭК 61850. Для реализации схем защиты и автоматики необходимо правильное конфигурирование GOOSE-сообщений как на отправку, так и на прием с использованием ряда параметров (см. табл. 1).

Рис. 2. Первичная схема и распределение УРЗА по вторичным обмоткам ТТ ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 56

28.02.2012 10:49:33

Релейная защита

57

Таблица 1 Параметры GOOSE-сообщения, определяемые пользователем Параметр

Значение Сетевые параметры Multicast Address Мултикастовый адрес, по которому осуществляется передача GOOSE-сообщений Application ID Сетевой идентификатор GOOSE-сообщения Идентификатор виртуальной локальной сети. Данный параметр используется для «фильVLAN Identifier трации» передачи GOOSE-сообщений в управляемых коммутаторах, установленных в сети Тэг приоритета передачи GOOSE-сообщения. Тег приоритета может быть использован VLAN Priority для выделения в информационном потоке по сети GOOSE-сообщений, требующих наиболее быстрой передачи (т. е. обладающих более высоким приоритетом передачи) Параметры данных сообщения GoID Уникальный идентификатор GOOSE-сообщения, определяемый пользователем Ссылка на сформированный набор атрибутов данных (DATA-SET), предназначенных для Dataset Reference передачи

5. РАЗЛИЧИЯ ИНФОРМАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ УСТРОЙСТВ

В ходе рассмотрения информационных моделей удалось выявить, что рассмотренные устройства имели близкие по набору доступных сервисов конфигурации. Устройство 1 отличалось от устройств 2 и 3 тем, что имело лишь одно фиксированное логическое устройство. Устройства 2 и 3 имели по 5 логических устройств, в которых логические узлы сгруппированы по типу выполняемых функций: защита, управление, измерения, системное логическое устройство, записи аварийных событий (оповещения – в устройстве 3). Во всех устройствах присутствовал набор основных логических узлов, описанных в МЭК 61850-7-4. Однако, как удалось установить экспериментально, в устройстве 1 не представляется возможным использовать имеющиеся логические узлы для создания наборов данных DATA-SET. Информационная модель, реализованная в устройстве 1 позволяет использовать лишь общие логические узлы GGIO, из которых может быть составлен DATA-SET. При помощи специального конфигурационного программного обеспечения, поставляемого вместе с устройством, указанному логическому узлу GGIO может быть поставлен в соответствие внутренний логический сигнал в устройстве. Данное утверждение было проверено в ходе лабораторных испытаний, когда была предпри-

нята попытка загрузки CID-файла (Configured IED Description – описание сконфигурированного устройства) со сконфигурированным DATA-SET для отправки GOOSE-сообщений с использованием атрибутов данных логического узла токовой защиты PTOC1. При этом файл CID был успешно загружен в ПО, поставляемое с устройством 1, и успешно прошел процедуру валидации, однако изменения не вступили в силу. Данный факт требует дополнительных исследований. В целом использование логических узлов GGIO не противоречит положениям стандарта и не мешает обеспечить функциональную совместимость устройств защиты. Однако стандарт предполагает использование описанных в 7–4 общих логических узлов для соответствующих стандартных функций. Использование же логических узлов GGIO во всех случаях серьезно усложняет процесс конфигурирования системы из-за наличия большого количества «ручной» работы с использованием программного обеспечения производителя. Также это делает невозможным использование стороннего программного обеспечения для целей конфигурирования систем, построенных на базе стандарта МЭК 61850. Как было упомянуто выше, для обеспечения уникальности передаваемых по сети Ethernet GOOSE-сообщений требуется задание ряда обязательных параметров, перечень которых представлен в таблице.

1. Во всех тестируемых на функциональную совместимость устройствах присутствовали 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 57

28.02.2012 10:49:33

58

Релейная защита

данные параметры, однако в устройстве 1 сетевой идентификатор Application ID (APP ID) по умолчанию в конфигурационном программном обеспечении задавался в десятеричном формате, в то время как в устройстве 2 и 3 его задание осуществлялось в шестнадцатеричном формате. Это один из самых явных примеров того, как между устройствами различных производителей может быть не обеспечена функциональная совместимость. В соответствии со стандартом МЭК 61850-8-1 задание данного параметра должно осуществляться именно в шестнадцатеричном формате. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В лаборатории исследования функциональной совместимости устройств различных производителей выполнен экспериментальный анализ информационных моделей и получены следующие результаты исследования: 1. Информационные модели трех рассмотренных устройств различаются в части содержания блока Server. Устройства 2 и 3 имеют 5 логических устройств в каждом физическом устройстве, а устройство 1 имеет только одно логическое устройство, содержащее в себе все доступные логические узлы.

2. В Устройстве 1 отсутствует возможность использования логических узлов, представленных в файле описания устройства для конфигурирования DATA-SET для GOOSE-сообщений за исключением узлов GGIO. При этом в качестве атрибутов данных логического узла GGIO могут быть назначены любые внутренние сигналы устройства. Однако их назначение может производиться только непосредственно в программе для конфигурирования и никак не отражается в SCL-файлах описания устройства. Следует отметить, что указанные особенности информационной модели, реализованной в устройстве 1 не препятствуют функциональной совместимости устройств между собой. То есть устройства могут успешно обмениваться GOOSE-сообщениями между собой, что было показано в ходе работы в лаборатории. Однако это серьезно осложняет процесс конфигурирования системы и исключает возмож-

ность использования стороннего ПО для конфигурирования коммуникаций по стандарту МЭК 61850.

3. В Устройстве 1 при конфигурировании блоков управления передачей GOOSE-сообщений значение параметра APP ID по умолчанию указывается в десятеричном формате, хотя стандарт регламентирует необходимость его установки в шестнадцатеричном формате. Указанное может препятствовать обеспечению функциональной совместимости в части коммуникаций по протоколу GOOSE. На первоначальной стадии реализации проектов требуется обращаться к дополнительным документам, предоставляемым производителями к каждому отдельному устройству, таким как PICS (Protocol Implementation Conformance Statement – О соответствии реализуемых протоколов требованиям стандарта), MICS (Model Implementation Conformance Statement – О соответствии информационной модели устройства требованиям стандарта) и PIXIT (Protocol Implementation Extra Information for Testing – Дополнительная информация о реализуемых протоколах для целей тестирования устройств). Указанные выше документы говорят о том, какие возможности и каким образом реализованы в том или ином устройстве. Информация, содержащаяся в них, должна быть использована при обязательной процедуре тестирования устройств различных производителей на функциональную совместимость, если таковые используются на объекте. Именно они являются ключом к обеспечению функциональной совместимости. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. IEC 61850-1: 2003 Communication Networks and Systems in Substations; Introduction and Overview.

2. IEC 61850-5: 2003 Communication Networks and Systems in Substations; Communication requirements for functions and device models.

3. IEC 61850-7-3: 2003 Communication Networks and Systems in Substations; Basic communication structure for substation and feeder equipment – Common data classes.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 58

28.02.2012 10:49:33

Релейная защита

59

КОМПЛЕКС МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ, ДИАГНОСТИКИ УСТАНОВОК ПЛАВКИ ГОЛОЛЕДА ПОСТОЯННЫМ ТОКОМ НА ВЛ 220–500 КВ А. А. Аллилуев, Филиал ОАО «ЮИЦЭ» «Южэнергосетьпроект» А. С. Засыпкин, И. И Левченко, Е. И. Сацук, ЮРГТУ (НПИ) ВВЕДЕНИЕ

Обеспечение надежности воздушных линий электропередачи (ВЛ), подверженных гололедноветровым воздействиям, является актуальной задачей для многих регионов России и других стран. Под руководством члена-корреспондента Российской академии наук, доктора технических наук, профессора А. Ф. Дьякова с участием авторов доклада разработан и внедрен в ОЭС Юга «Программно-аппаратный комплекс по предотвращению и ликвидации гололедных аварий в энергосистемах», выдвинутый на соискание премии Правительства Российской Федерации в области науки и техники 2010 года. Одним из элементов этого комплекса являются релейная защита и автоматика установок плавки гололеда постоянным током на ВЛ 220–500 кВ, внедренная на подстанциях 330–500 кВ ОЭС Северного Кавказа (в настоящее время ОЭС Юга) [1]. Длительный опыт эксплуатации позволил сформулировать требования и обосновать состав комплекса релейной защиты, автоматики, диагностики. Начиная с 2008 года филиалом ОАО «ЮИЦЭ» «Южэнергосетьпроек» выпущены проекты с рабочей документацией на комплексы микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики РЗА установок плавки гололеда (УПГ) на следующих ВЛ с подстанций: ♦ ВЛ 500 кВ «Ростовская АЭС – Шахты» с ПС 500 кВ «Шахты»; ♦ ВЛ 500 кВ «Волгодонская АЭС – Невинномысск» с ПС 500 кВ «Невинномысск» и РП 220 кВ «Волгодонск»;

♦ ВЛ 500 кВ и ВЛ 220 кВ (в том числе ВЛ 220 кВ в габаритах 500 кВ) с ПС 500 кВ «Центральная»; ♦ ВЛ 500 кВ «Тихорецкая – Крымская» с ПС 500 кВ «Крымская» и с ПС 500 кВ «Тихорецкая»; ♦ ВЛ 330 кВ с ПС 330 кВ «Машук». Доклад посвящен рассмотрению особенностей объекта защиты и аварийных процессов в нем, основных технических решений новых проектов РЗА, направлениям дальнейшего совершенствования РЗА.

1. ОСОБЕННОСТИ ОБЪЕКТА ЗАЩИТЫ И АВАРИЙНЫХ ПРОЦЕССОВ

Объектом защиты является блок [2], состоящий из установки плавки гололеда (УПГ) и обогреваемой воздушной линии (ВЛ). В состав УПГ входят (рис. 1): ♦ преобразовательный трансформатор с регулированием под нагрузкой типа ТРДЦН – 100000/ 220/10,5–10,5, подключаемый со стороны ВН к шинам 220 кВ подстанции; ♦ токоограничивающие и токовыравнивающие реакторы в каждой фазе каждого из шести выпрямительных мостов ВМ типа В-ТППД-1,6к, 14к, образующие две выпрямительные установки (ВУ); • коммутационная аппаратура – выключатель и разъединители на стороне ВН трансформатора и разъединители на сторонах переменного и постоянного тока ВУ; ♦ выносной заземлитель, не имеющий металлической связи с основным контуром заземления подстанции, выполняющий функции защитного и токоограничивающего устройства; 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 59

28.02.2012 10:49:33

60

Релейная защита

• трансформаторы тока (ТТ) для подключения вторичных устройств (релейной защиты, диагностики, определения места повреждения, измерений), в том числе ТТ с поперечным зазором в магнитопроводе. Фазы ВЛ напряжением 220–500 кВ, отключенной от сети при плавке гололеда, соединяются по схеме «фаза – фаза» или «фаза – две фазы». Для выбора электрооборудования и проектирования вторичных устройств необходимо выполнение расчетов нормальных и аварийных режимов. Основными расчетными аварийными режимами, вызывающими протекание сверхтоков, являются: пробой плеча ВУ (внутреннее КЗ), однофазное замыкание на землю в цепи переменного напряжения выпрямительных установок, имеющих одну точку, заземленную через выносной заземлитель (однофазное КЗ), замыкание на выводах постоянного напряжения УПГ между полюсами ВУ (внешнее КЗ). Расчеты этих режимов связаны с известными трудностями, вызванными необходимостью решения системы нелинейных дифференциальных уравнений, поэтому выполняются на ЭВМ по программе БЛОК-МОСТ [3] или по упрощенной аналитической методике, одна из которых приведена в [4]. Особенностью внутреннего КЗ является наличие больших постоянных составляющих в фазных токах поврежденной ВУ (на стороне НН и ВН трансформатора до его насыщения, рис. 2). Эта особенность повлияла на выбор технических решений по схеме УПГ: отказ от выключателей на стороне НН, применение ТТ с зазором в магнитопроводе, выбор схемы и параметров срабатывания устройств релейной защиты. При однофазном КЗ в цепи между трансформатором и реакторами аварийные токи имеют такой же характер, как при внутреннем КЗ, но превышают их, если выпрямительную установку заземлять на основной контур подстанции. Как показали расчеты, сопротивление любого выносного заземлителя достаточно для того, чтобы токи однофазного КЗ стали меньше токов внутреннего КЗ. Расчет режима внешнего КЗ используется для проверки разъединителей и кабеля на

стороне постоянного тока УПГ на термическую стойкость и для проверки работоспособности устройства релейной защиты от КЗ на землю (РКЗЗ).

2. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ НОВЫХ ПРОЕКТОВ РЗА НА МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ ЭЛЕМЕНТНОЙ БАЗЕ

В соответствии с проектной и конкурсной документацией в новых проектах УПГ использованы комплексы микропроцессорных устройств РЗА производства НПП «ЭКРА» или производства концерна General Electric. Оба комплекса выполняют аналогичные функции основной и резервной защит трансформатора, выпрямительных установок и ВЛ при плавке гололеда. Часть комплекса НПП «ЭКРА» (рис. 1), выполняющая функции защиты трансформатора, состоит из двух шкафов: ШЭ2607 041 и ШЭ2607 041073. Во второй шкаф входят два комплекта: А1, который по своим функциям полностью идентичен шкафу ШЭ2607 041 (дифференциальная токовая защита и дополнительные токовые защиты), и А2 – резервные токовые защиты трансформатора, УРОВ и автоматика управления выключателем. Комплект А1 также обеспечивает: ♦ прием сигналов от сигнальных и отключающих ступеней газовой защиты трансформатора и газовой защиты РПН трансформатора; от отключающих ступеней защит действует на отключение выключателя через 2 группы отключающих реле; ♦ прием сигналов от датчиков повышения температуры масла, понижения и повышения уровня масла, неисправности цепей охлаждения; ♦ осциллографирование и регистрацию событий. Комплект А2 может реализовать: ♦ прием сигналов от газовой защиты трансформатора и газовой защиты РПН; ♦ АПВ трансформаторного выключателя (не используется). В качестве защиты выпрямительных установок используются два терминала типа БЭ2502А0103, реализующие следующие функции:

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 60

28.02.2012 10:49:33

Релейная защита

61

Рис. 2. Аварийные токи при пробое плеча ВУ: а) на стороне НН; б) на стороне ВН трансформатора

Рис.1. Комплекс защит УПГ на оборудовании «Экра»

♦ поперечную дифференциальную токовую защиту нулевой последовательности (ПДНП) – полную парную, позволяющую выявлять поврежденный ВМ; ♦ защиту от коротких замыканий на землю (РКЗЗ), обладающую 100%-ной результирующей защитоспособностью.

Эти терминалы имеют набор дополнительных функций: ♦ возможность записи (осциллографирования) аварийных процессов; ♦ возможность дистанционной связи с ПЭВМ; ♦ предусмотрен непрерывный функциональный контроль работоспособности терми02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 61

28.02.2012 10:49:34

62

Релейная защита

нала с действием на внешнюю сигнализацию при обнаружении неисправности; ♦ имеется система тестового контроля, служащего для проверки работоспособности основных узлов и блоков. Комплекс General Electric, выполняющий функции защиты трансформатора, состоит из двух терминалов Т 60. В качестве основных защит выпрямительных установок используются два терминала типа F 35. Автоматика управления выключателем и резервные защиты на стороне ВН трансформатора реализованы на базе терминала С60. Наборы функций комплексов General Electric и НПП «ЭКРА» аналогичны, но в комплексе General Electric требуется проектировать и реализовывать логические связи терминалов.

3. НАПРАВЛЕНИЯ ДАЛЬНЕЙШЕГО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ РЗА 3.1. Совершенствование защиты преобразовательного трансформатора

«Совершенствование» предполагает повышение показателей функционирования. Одним из основных показателей является селективность. Но в блочной схеме УПГ защиты всех элементов от всех видов повреждений действуют на один выключатель (при наличие УРОВ). Однако требование селективности основных защит трансформатора и выпрямительных установок сохраняется как обеспечивающее выявление места и вида повреждения. Существующие устройства дифференциальной защиты преобразовательного трансформатора не являются абсолютно селективными при внутреннем КЗ выпрямительной установки и при однофазном КЗ после того, как насытятся трансформаторы тока или магнитопровод трансформатора. Можно обеспечить относительную селективность, если время излишнего срабатывания дифференциальной защиты преобразовательного трансформатора будет больше времени срабатывания защиты ВУ и отключения выключателя. Способы достижения этого эффекта описаны с примерами расчета в [4].

Чувствительность дифференциальной защиты любого трансформатора, в том числе преобразовательного, не следует проверять при КЗ между выводами какой-либо обмотки, как это рекомендуется Руководством по эксплуатации шкафа ШЭ2607 041: ЭКРА.656453.031 РЭ от 24.11.2006 и Рекомендациями по выбору уставок, серия реле GE Multilin UR от 05.05.2006. Требуемый ток срабатывания должен определяться значениями токов межкатушечных или полных витковых замыканий в обмотках трансформатора. Повышение быстродействия при внутренних КЗ уменьшает объем разрушений, поэтому отстройку от бросков намагничивающего тока трансформатора, возникающих и при включении УПГ с подключенной ВЛ, следует обеспечивать без применения задержки.

3.2. Совершенствование защиты и диагностики выпрямительной установки

Использование микропроцессорных терминалов должно эффективно заменить полупроводниковые импульсные реле РИ-1 и РИ-2, применявшиеся ранее в защитах ПДНП и РКЗЗ. Полное время срабатывания этих реле и выходного оптотиристорного реле с импульсным управлением не превышает 5 мс. Обеспечение быстродействия защиты ВУ позволяет ступенчато уменьшить сопротивление токоограничивающего реактора, увеличить ток плавки, снизить расход электроэнергии на плавку, т. е. реализовать лозунг Бенджамина Франклина: «Время – деньги». Для проверки характеристик микропроцессорных терминалов необходимо организовать их испытания при импульсных токах, возникающих во вторичных цепях ТТ в аварийных режимах ВУ и при КЗ на землю ВЛ. В простейшей постановке задачи требуется определить первичные токи ТТ с зазором в условиях срабатывания подключенного к нему терминала при синусоидальном токе и при толчке постоянного тока. (При использовании импульсного реле ток срабатывания при толчке постоянного тока равен амплитуде переменного тока срабатывания.) Желательно распознавать полярность импульсов тока, так как этот признак обеспечи-

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 62

28.02.2012 10:49:34

Релейная защита вает углубление распознавания поврежденного элемента, т. е. решение задачи диагностирования. Если завод-изготовитель выпрямительных мостов сможет обеспечить выравнивание токов параллельно включаемых плеч, то параллельная дифференциальная защита может не только отключать поврежденное УПГ, но и сигнализировать о пробое заданного количества вентилей в плече.

3.3. Реализация функции дистанционного определения места повреждения на ВЛ при плавке гололеда постоянным током

Для решения этой задачи могут использоваться следующие способы: ♦ способ двух естественных частот [5]; ♦ способ одностороннего многократного замера [6]; ♦ локационная диагностика [7]. Все эти способы требуют доработки и апробации в условиях эксплуатации.

3.4. О функциях автоматики

В применяющихся схемах РЗА устройство АПВ отсутствует, в микропроцессорных – функция АПВ не используется. Объясняется это устойчивым характером большинства повреждений ВЛ во время плавки гололеда. Однако возможно применение адаптивного АПВ, повторно включающего УПГ, отключенную релейной защитой ВЛ, если выявлять неустойчивость КЗ во время КЗ. С этой же целью можно использовать локацию ВЛ после отключения при КЗ [7]. В схемах автоматики УПГ не применяется автоматическое регулирование напряжения преобразовательного трансформатора с РПН (АРНТ) из-за незначительного изменения напряжения трансформатора в процессе плавки гололеда на ВЛ. Однако поддержание максимально допустимого напряжения выпрямительной установки, что обеспечивает АРНТ со специальной настройкой, позволяет снизить на несколько процентов расход электроэнергии. Поэтому имеет смысл рассматривать целесообразность применения АРНТ в каждом проекте.

63

4. ВЫВОДЫ

♦ Комплекс РЗА установок плавки гололеда на ВЛ постоянным током показал в процессе длительной эксплуатации (более 35 лет) свою работоспособность, техническое совершенство и надежность. ♦ Отработанные принципы повторены в микропроцессорных комплексах РЗА без достаточной экспериментальной проверки. ♦ Указаны направления дальнейшего совершенствования комплекса РЗА. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Релейная защита выпрямительной установки плавки гололеда / Засыпкин А. С., Дьяков А. Ф., Левченко И. И., Тарамалы Б. Д. // Электрические станции. – 1975. – № 11.

2. Засыпкин А. С., Левченко И. И., Лейдман А. Д. Новые установки плавки гололеда постоянным током на воздушных линиях электропередачи / VII Симпозиум «Электротехника 2010», том 1: Сборник докладов // Ассоциация ТРАВЭК, 2003.

3. Свидетельство об официальной регистрации программ для ЭВМ №2005612737, 2005 г. Расчет нормальных и аварийных режимов блочной установки плавки гололеда постоянным током (БЛОКМОСТ) / Левченко И. И., Сацук Е. И., Иванченко П. А.

4. Диагностика, реконструкция и эксплуатация воздушных линий электропередачи в гололедных районах: учеб. пособие / Левченко И. И. , Засыпкин А. С., Аллилуев А. А., Сацук Е. И. . – М.: Издательский дом МЭИ, 2007.

5. Патент РФ №2153179. Способ определения расстояния до места замыкания на землю линии электропередачи / Дьяков А. Ф., Левченко И. И., Засыпкин А. С., Аллилуев А. А., Сацук Е. И. // Бюл. 2000. № 20.

6. Патент РФ №2258233. Способ определения расстояния до места однофазного замыкания на землю электрической сети / Левченко И. И., Засыпкин А. С., Сацук Е. И., Шовкопляс С. С. // Бюл. 2005. № 22.

7. Минуллин Р. Г., Фардиев И. Ш. Локационная диагностика воздушных линий электропередачи. – Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2008.

02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 63

28.02.2012 10:49:34

64

Интеллектуальные сети

ЦЕНТРАЛИЗОВАННАЯ АСТУ ДЛЯ ИНТЕГРИРОВАННОЙ ЭЛЕКТРОИНФОРМАЦИОННОЙ СЕТИ РАЙОНА МЕГАПОЛИСА Я. Л. Арцишевский, С. А. Вострокнутов, А. А. Земцов НИУ Московский энергетический институт На современном этапе развития цивилизации все больше расширяются высокотехнологичные методы развития науки, техники и технологий. Создаются зоны концентрации высокотехнологичных потребителей электроэнергии и информационных услуг. Такими зонами являются университетские городки, районы свободных экономических зон, технопарки, бизнесинкубаторы, районы мегаполисов, коттеджные поселки, территории инновационных предприятий, спортивнозрелищных комплексов и т. д., для России в качестве примера можно привести г. Сочи, п. Сколково (Московская обл.) и др.

Высокотехнологичные потребители предъявляют повышенные требования к надежности функционирования системы электроснабжения, а также нуждаются в удовлетворении все возрастающих потребностей в доступе к информационным ресурсам и средствам связи. Все это связано с объективным процессом усложнения научной и производственно-технической инфраструктуры, систем жизнеобеспечения, безопасности, связи, мониторинга, контроля, защиты и управления с ужесточением требований безопасности при нарушениях электроснабжения. Повышение эффективности предприятий, обеспечение надежного и бесперебойного снабжения потребителей – основная цель текущих реформ российской электроэнергетики. Распределительные сети являются завершающим звеном в системе обеспечения электрической энергией. Соответственно, на этом сегменте системы электроснабжения возросли риски экономической ответственности за качество работы с конкретным потребителем. При текущем состоянии энергетики требуются существенные изменения в технологической деятельности. Предлагаемый проект включает в себя разработку автоматизированной системы технологического управления (АСТУ) для интегриро-

ванной электроинформационной сети района мегаполиса и состоит из двух взаимосвязанных частей, направленных на обеспечение энергоэффективности и надежности электроснабжения. В первой части рассмотрим строительство так называемых собственных источников (СИ)/ (ГТУ-ТЭЦ) различной мощности. Термин СИ имеет технический и юридический аспект. Включение СИ предусматривается в уже существующую систему электроснабжения (СЭС), и поэтому возникают задачи: ♦ обеспечение радикального снижения времени отключения коротких замыканий (КЗ) по условиям динамической устойчивости агрегатов СИ; ♦ обеспечение селективности отключения КЗ в элементах СЭС, перешедших в режим работы с двухсторонним питанием; ♦ обеспечение селективности, чувствительности и резервирования в системах релейной защиты и автоматики (РЗиА) в различных режимах работы СЭС (параллельная работа СИ, изолированная работа СИ и питание от энергосистемы); ♦ реализация принципов противоаварийного управления мощностью СИ, включая отключение генераторов, импульсную разгрузку турбин и т. д.;

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 64

28.02.2012 10:49:34

Интеллектуальные сети ♦ реализация принципов противоаварийного ограничения мощности нагрузки при выделении СИ на изолированную работу со сбалансированной нагрузкой. Исследование и разработка методов моделирования и методов нахождения границ зон устойчивости выделения СИ на изолированную работу, выполненные Ведущей научной школой на кафедре РЗиАЭс МЭИ под руководством чл.-корр. РАН, д. т. н., проф. Дьякова А. Ф. по Госконтрактам с Минобрнауки, показали, что в зависимости от данных предаварийного режима по сочетанию значений активной мощности нагрузки Рнагр и мощности СИ, отпускаемой в СЭС, возможны семь различных сценариев развития переходных процессов, представленных на рис. 1. В общем виде проработаны способы обеспечения устойчивости электроснабжения потребителей при различных сценариях цепочечного развития аварийных ситуаций во всех семи зонах исходного режима. Устойчивость обеспечивается при скоординированном взаимодействии систем регулирования активной и реактивной мощности СИ, распределенной системы автоматической частотной разгрузки с категориями (АЧР-I, АЧР-II и АЧР-III), а также централизованной системы аварийного ограничения нагрузки (САОН) с временем действия 0,1–0,2 сек. Принципиальной особенностью действия очередей АЧР и САОН является обеспечение безопасности потребителей за счет

Рис. 1. Диаграмма областей устойчивости исходных режимов работы системы электроснабжения района мегаполиса с «собственным» источником

65

селективных отключений на уровне 0,4 кВ. Реализация требования действия на уровне 0,4 кВ является новым и весьма важным аспектом решения поставленных задач в условиях высокоответственной нагрузки. Конкурирующими вариантами передачи сигналов-команд на противоаварийное управление нагрузкой являются: ♦ интеграция с иерархической АИИСКУЭ с использованием концентраторов в качестве приемников сигналов-команд нижнего уровня; ♦ использование силовой сети 6-35 и 0,4 кВ с передачей сигналов-команд путем быстродействующей манипуляции рабочим напряжением сети. Наряду с быстродействующим противоаварийным управлением нагрузкой предусматриваются оперативное технологическое управление и контроль за счет интеграции АСТУ с АИИСКУЭ, в частности отключение потребителей электроэнергии – неплательщиков. Обязательным реализуемым условием выполнения команд на отключение потребителей является учет требований безопасности. Это условие выполняется за счет селективности отключения с учетом приоритетности нагрузки – ради сохранения высокоответственной части нагрузки реализуется временное отключение менее ответственной нагрузки. В жилом секторе мегаполисов, например, сохраняется аварийное освещение, электропитание котельных, лифтов, систем допуска, подачи воды, пожаротушение, дымоудаление, по квартирам обеспечивается лимитированное по мощности электроснабжение на уровне аварийной брони. В противном случае, как показывает опыт Московской аварии 25.05.2005 г., при отключениях на уровне 10 кВ, возникают отключения ТП 10 кВ по «домам», по «улицам», отключаются светофорные объекты, останавливается электрифицированный транспорт и т. п. Во второй части рассмотрим сеть 6-35 кВ электроснабжения с централизованной релейной защитой, интегрированной с многофункциональной сетью связи. Интеграция силовой и информационной сетей обеспечивается путем совмещения в пространстве (на распределительных пунктах (РП) и трансформаторных под02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 65

28.02.2012 10:49:34

66

Интеллектуальные сети

станциях (ТП)) узлов обеих сетей. При этом возможно и совпадение трасс прокладки силовых электрических кабелей 6–35 кВ с трассами прокладки оптических (24 жилы) кабелей волоконно-оптических линий связи (ВОЛС), что может существенно упростить землеотвод. На рис. 2 показано подключение информационных узлов – локальных модулей (ЛМ) к устройствам РЗиА, измерительным трансформаторам тока и напряжения, а также коммутационным Рис. 2. Подключение элементов системы РЗиА к элементам защищаемой сети, где: аппаратам (в данном случае – выЦУУ – центральное устройство управления, ЛМ – локальный моключателям). Каждый ЛМ подклюдуль, РЗ – устройство РЗиА, ТА – трансформатор тока, чен к своему информационному ТV – трансформатор напряжения, Q – выключатель, ИК – информационное кольцо кольцу ВОЛС. Выходные команды ЛМ дубли♦ повышение качества электроснабжения руются и подаются на входы устройств РЗиА – каждое устройство РЗиА взаимодействует с за счет отказа от выдержек времени в алгоритдвумя ЛМ. Таким образом достигается требуе- мах работы системы РЗиА. Длительность провамый уровень надежности системы РЗиА и до- ла напряжения – 100–150 мс для параллельных присоединений и 300–500 мс – для потребитестоверности передаваемой информации. При указанном подходе силовая электри- лей поврежденного фидера; ♦ уменьшение габаритов и стоимости расческая сеть теряет свойство распределенности в пространстве, и все ТП и РП 6-35кВ ока- пределительных ТП и РП (компактизация) за зываются «наблюдаемыми» и «управляемыми» счет перехода на выключатели нагрузки и бос центрального устройства управления, на ко- лее компактные силовые ячейки 6–35 кВ; ♦ обеспечение электродинамической тором располагаются программно-технические комплексы (ПТК) централизованной системы устойчивости близлежащих агрегатов электрорелейной защиты и автоматики (ЦРЗА) и ПТК станции (при наличии) за счет снижения длиоперативно-диспетчерского управления и кон- тельности площадки ускорения до 100–150 мс; ♦ повышение взрывопожаробезопасности троля, включая системы АИИСКУЭ. Само понятие централизованной релейной за счет уменьшения длительности воздействия защиты известно давно [1]. Однако только на токов КЗ до 100–150 мс; ♦ снижение требований к оборудованию рубеже второго и третьего тысячелетий системы связи, удовлетворяющие специфическим (кабели, конструкции ТП и РП) в части длительтребованиям РЗиА, стали доступными для мас- ности воздействия токов КЗ до 100–150 мс; ♦ обеспечение информационной наблюсового применения. Технико-экономические свойства интегри- даемости и управляемости сети электроснаброванной энергоинформационной сети прора- жения за счет высоконадежной дублированной сети связи; ботаны в следующих направлениях: ♦ обеспечение объективного учета всех ♦ повышение надежности электроснабжения за счет селективного отключения повреж- оперативных и аварийных событий и явлений в денных участков сети электроснабжения с ав- сети электроснабжения; ♦ непрерывное «прямое» измерение потоматическим переносом точки секционироватерь электроэнергии, выявление хищений ния (РЗ, АВР, УРОВ, АПВ); ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 66

28.02.2012 10:49:35

Интеллектуальные сети и уменьшение коммерческих потерь электроэнергии в каждом узле СЭС; ♦ обеспечение АИИСКУЭ и отключение потребителей-неплательщиков; ♦ обеспечение централизованного управления источниками реактивной мощности и оптимизация режима по качеству напряжения в различных узлах сети электроснабжения и уменьшение технических потерь; ♦ обеспечение непрерывности функционирования многофункциональной автоматизированной системы технологического управления (АСТУ). Основное принципиальное отличие рассматриваемого предложения по созданию интегрированных электроинформационных сетей – реализация принципа двойного назначения за счет диверсификации бизнеса – кроме электроснабжения, обеспечивается информационное обеспечение. Современное общество проявляет свою информационную сущность в форме быстрорастущих потребностей в информационном обеспечении и взаимодействии. В рассматриваемом предложении предусматривается выделение для потребителей в каждом из узлов связи (ТР, РП) до 36 жил ВОЛС в каждом направлении кольцевой сети связи. Подобный ресурс позволит не только удовлетворить типовые информационные потребители (интернет, цифровое телевидение, видеонаблюдение, пожарная и охранная сигнализации, системы безопасности и т. д.), но также позволит развернуть различные корпоративные сети связи высокотехнологических установок и производств. Кроме того, будет предоставлена информационная основа для конкуренции

67

поставщиков информационных услуг, что снизит цены для потребителей при повышении качества оказания услуг. Для обеспечения надежности централизованной РЗиА требуется два двунаправленных кольца связи – всего 4 жилы в каждом направТаблица 1 Параметры исследуемой сети № линии

Длина, км

tмтз, с

lзащ1, о.е.

1 10 1,4 0,6 2 5 1,1 0,4 3 7 0,8 0,7 Примечания: tмтз – время срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ), lзащ1 – защищаемая первой ступенью зона в долях длины соответствующей линии.

Таблица 2 Вероятностные и временные характеристики работы элементов исследуемой системы Параметр Вероятность ЛС, о.е. Вероятность ИС, о.е. Вероятность ОС, о.е. Вероятность КЗ, о.е. Время восстановления, с Ступень селективности, с Время срабатывания Iст, с Длительность опыта, с Время срабатывания ЦЗ, с Время восстановления инф. сети, с Вероятность отказа сети связи, о.е. Ступень селективности РЗиА, с Вероятность отказа ЦУУ, о.е.

Значение 0,2 0,25 0,2 0,39 0,5 0,3 0,1 50 0,1 0,1 0,05682 0,1 0,01

Примечания: ЛС – ложные срабатывания, ИС – излишние срабатывания, ОС – отказы срабатывания, ЦЗ – централизованная защита. Данные, приведенные в табл. 2, основаны на многолетней статистике работы систем РЗиА в РЭС и МЭС Центрального и Южного федеральных округов. Временные характеристики работы устройств РЗиА основаны на данных ведущих мировых производителей [4].

Рис. 3. Исследуемый участок сети 635 кВ, где: С – система, РЗ – устройство РЗиА, Н – нагрузка 02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

02-12.indd 67

28.02.2012 10:49:35

Интеллектуальные сети

68

Таблица 3 Показатели эффективности работы систем РЗиА Показатели Повреждение Длительность SAIFI SAIDI CAIFI CAIFI

1 24 14,37

0,48 0,29

Децентрализованная РЗиА 2 3 Итого 28 30 82 17,27 19,27 50,92 0,5467 1,00 0,3395 1,00 0,56 0,6 0,35 0,39

1 14 3,73

0,28 0,07

Централизованная РЗиА 2 3 14 14 3,73 3,73 0,2800 0,0746 0,28 0,28 0,07 0,07

Итого 42 11,19 0,51 0,22

Примечание: при расчете итоговых значений показателей SAIFI и SAIDI для сравнения двух систем РЗиА за единицу приняты соответствующие показатели для децентрализованной РЗиА.

лении. Для обеспечения надежности АСТУ, валась в соответствии с международными покавключая АИИСКУЭ – столько же. Еще 4 жилы зателями: ВОЛС – резерв.

– SAIFI (System Average Interruption Frequency Как показывают предварительные расчеты – Index – средняя частота появления повреждедостигаемое снижение стоимости электрообо- ний в системе) – характеризует среднее число рудования рассматриваемой «умной» сети по- раз в год, когда потребители теряли электрозволяет покрыть значительную часть расходов снабжение; на создание информационной части интегриро– SAIDI (System Average Interruption Duration ванной энергоинформационной сети; а доходы Index – средняя продолжительность отключеза информационное обеспечение соизмеримы ния) – характеризует в среднем продолжительс доходами за электроснабжение. ность одного отключения в системе в год; Оценка эффективности применения центра– CAIFI (Customer Average Interruption лизованной электрической сети проводилась Frequency Index – средняя частота отключения для секционированной электрической сети одного потребителя) – характеризует в среднем 6–35 кВ, приведенной на рис. 3. количество отключений одного потребителя; В нормальном режиме потребители под– CAIDI (Customer Average Interruption станций 1–3 получают питание от С1, однако в Duration Index – средняя продолжительность случае необходимости сеть может быть реконфигурирована и переведена на раздельное или полное питание от С2, при этом под определение данной модели попадает также и кольцевая схема электроснабжения с питанием от одного источника (С1 и С2 совпадают). Параметры исследуемой сети, а также вероятностные и временные характеристики работы отдельных ее элементов приведены в табл. 1 Время, часы и 2 соответственно. Рис.

4. Продолжительность отключений потребителей подЭффективность работы станций 1, 2 и 3. Сплошными линиями отмечено накопление про«классической» и централидолжительности отключения для децентрализованной РЗиА, зованной систем РЗиА оценипунктирными – для централизованной РЗиА ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 68

28.02.2012 10:49:35

Интеллектуальные сети отключения одного потребителя) – характеризует в среднем время восстановления питания одного потребителя. Проведено исследование из расчета один опыт – это один месяц исследования поведения системы РЗиА, моделирование проводится из расчета 5 лет работы систем РЗиА (итого 300 случаев КЗ). Результаты сравнения приведены в табл. 3 и на рис. 4. Применение рассматриваемой системы для интегрированной электроинформационной сети позволяет соответствовать требованиям инновационного развития электроэнергетики и информационного общества, создавать «умные» электрические сети, интеллектуальную систему РЗиА, существенно уменьшать стоимость реконструкции существующих, а также создаваемых систем электроснабжения, выполнять требования надежности электроснабжения потребителей различных катего-

69

рий, способствующих развитию и становлению современного общества. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Федосеев А. М. Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1984.

2. Инвериччи Анжело. Распределительные системы и распределенная генерация. ELECTRA, № 237, 2008 (председатель научного комитета СИГРЕ C6).

3. Патент РФ 76753 МПИ U1, H02H / Алексеев О. П., Арцишевский Я. Л., Вострокнутов С. А., Хохлов С. Ю., Хохлов М. Ю. Централизованная защита сети электроснабжения (приоритет 27.05.2008).

4. Andersson L., Brand K.-P., Brunner C., Wimmer W. Reliability investigations for SA communication architectures based on IEC 61850 // Paper IEEE_PT05604SA, 2006.

КАК СБЕРЕЧЬ ЭНЕРГИЮ И ДЕНЬГИ http://glavenergo.panor.ru В каждом номере: материалы, отражающие все направления деятельности главного энергетика промышленного предприятия: организация работы служб главного энергетика; внедрение новой техники и энергосберегающих технологий; экспертиза и тестирование нового оборудования; вопросы энергоаудита, а также все необходимые для работы нормативные документы, в том числе пошаговые инструкции по проведению различных работ; технические данные на новые образцы выпускаемого электротехнического и теплового оборудования для промышленного производства; описания, схемы, цены изготовителя; информация о дилерах; рекомендации по охране труда работников службы главного энергетика, средствам обучения, технике безопасности, организации работ в электроцехах и многое другое. Структура издания построена в соответствии с должностной инструкцией главного энергетика. Наши эксперты и авторы: П.Н. Николаев, заместитель технического директора ОАО «Кольчугинский завод «Электрокабель»; Ю.М. Савинцев, генеральный директор корпорации «Русский трансформатор», канд. техн. наук; В.В. Жуков, член-корр. Академии электротехнических наук РФ, директор Института электроэнергетики, проф.; Р.М. Хусаинов, технический директор компании «Сантерно», канд. техн. наук; Г.Ф. Быстрицкий, проф. МЭИ; А.Н. Назин, директор ЗАО «ЦЭВТ», канд. техн. наук; А.В. Самородов, зам. начальника отдела

Управления государственного энергетического надзора; В.А. Янсюкевич, инженер службы энергоснабжения «Севергазпром»; С.А. Федоров, директор компании «Манометр-Терма»; Л.И. Решетов, главный энергетик ОАО «Ижавто»; Б.Н. Бородин, главный энергетик ОАО «Ижавто», и многие другие специалисты. Председатель редсовета – В.В. Жуков, директор Института электроэнергетики, д-р техн. наук, проф. Издается при информационной поддержке Российской инженерной академии и Московского энергетического института. Входит в Перечень изданий ВАК. Ежемесячное издание. Объем – 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИ r ɱʤ ʡʗʢʓʠʔʠ ʝʚʨʑ r Энергосбережение r Электрохозяйство r Теплоснабжение r Воздухо– и газоснабжение r Диагностика и ремонт

индексы

r Обмен опытом

16579

82717

r Новые разработки r Рынок и перспективы r Охрана труда и техника безопасности

02 • 2012 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

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.

02-12.indd 69

28.02.2012 10:49:35

Новые статьи журнала в 2012 г.

70

В ближайших номерах читайте: АЛГОРИТМ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВИДА, МЕСТА ПРИЛОЖЕНИЯ И СТУПЕНЕЙ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ДЛЯ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ СИСТЕМЫ ПА Рассматривается алгоритм выбора вида и места приложения управляющих воздействий, основанный на сопоставлении параметров эквивалентов сети между узлами примыкания аварийно отключаемых связей и узлами управления. Описан порядок выбора ступеней управления относительной наиболее слабой части схемы энергосистемы.

РОЛЬ ИМИТАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ В ЗАДАЧАХ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ SMART GRID Разработка технологий Smart Grid в России – это одна из немногих технологических революций, где Россия имеет шанс идти в ногу с наиболее передовыми разви¬тыми странами.

ЛИТЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА ДО 110 КВ Особенности применения и эксплуатации литых трансформаторов тока до 110 кВ, производства «Свердловского завода трансформаторов тока».

О ВЛИЯНИИ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ Одним из внешних влияющих факторов, влияющих на метрологические характеристики измерительных трансформаторов тока и напряжения является срок эксплуатации. Увеличение погрешностей ИТ в течение длительной эксплуатации может быть связано с увеличением потерь в магнитопроводе и межвитковыми замыканиями в обмотках.

НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ СЕРИИ РЕТОМ ПРОИЗВОДСТВА НПП «ДИНАМИКА» Испытательное оборудование серии РЕТОМ, позволяет проверять всю гамму первичного и вторичного оборудования на объектах от 0,4 кВ до 750 кВ и выше.

ПРОТОКОЛ ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ ДЛЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ: DNP3 (IEEE 1815) ИЛИ MMS (МЭК 61850) В чем отличия протоколов стандарта МЭК 61850? Каковы области применения указанных протоколов в распределительных сетях? Каковы особенности МЭК 61850 по сравнению с DNP3? Как осуществить интеграцию систем по МЭК 61850 и DNP3?

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ СОТРУДНИЧЕСТВО КИТАЯ И РОССИИ Проанализированы состояние спроса и предложения на энергоресурсы в Китае в настоящее время и тенденции на перспективу. Сформулированы основные положения китайской внутренней и внешней энергетической стратегии. Описаны основные достижения китайско-российского сотрудничества в энергетической сфере и возможности его расширения.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 02 • 2012

02-12.indd 70

28.02.2012 10:49:36

Н А Д О Д Е Л АТ Ь Д О Б Р О!

Помоги

беспризорной собаке!

Поддержи собачий приют. Там работают честные, добрые люди!

02-12.indd 71

28.02.2012 10:49:36

Н А Д О Д Е Л АТ Ь Д О Б Р О!

Т

ак уж сложилось, что на протяжении тысячелетий собака, живя рядом с человеком, покоряла сердца людей своей преданностью. Наверное, именно поэтому из всех братьев наших меньших ближе всего нам стали эти верные четвероногие друзья. Тот, у кого есть собака, знает, как дороги её дружба и доверие. И тем больнее видеть сегодня на улицах наших городов не только бродячих, но и брошенных своими хозяевами собак. Мокрые, продрогшие и мучительно голодные, эти несчастные существа не теряют своей жизнерадостности. Немного ласкового солнца, тепла, еды, человеческого внимания и ласки — и в нежных сердцах собак рождается надежда. Они уже играют, они счастливы. Но найдётся и тот, кто швырнёт камнем или ударит бродячую собаку. Беззащитное зверьё порой среди белого дня подвергается массовому отстрелу и травле, причём часто на глазах женщин и детей. И очень немногим беспризорным бедолагам повезёт обрести дом. Изменить ситуацию к лучшему пытаются добровольцы и работники собачьих приютов. В меру своих сил и возможностей они помогают оказавшимся в беде животным. Во многих городах России действуют приюты, в которых опытные, внимательные и, как правило, бескорыстные люди заботятся о мохнатых «постояльцах». Здесь за собаками ухаживают, их кормят, лечат, поды Московский муниципальный приют для бездомных собак в Солнцево г. Москва, мкр-н Солнцево, Проектируемый проезд, 740 Телефоны: 8-917-588-21-72 Даша 8-909-642-40-89 Светлана 8-926-633-04-98 Галина 8-916-451-23-21 Мария E-mail: sundogs2011@gmail.com http://sun-dogs.org

скивают им хозяина-друга. И для работников приютов нет большей радости, чем увидеть то, что их труд не напрасен, когда их подопечные находят любящих хозяев, обретают настоящую семью. Только вот незадача: приюты эти существуют, в основном, на добровольные пожертвования. И больно, когда узнаёшь, что в приютах не хватает медикаментов, корма, мисок, подстилок… Да, собственно, не хватает всего. Здесь рады любой помощи. Творящим добро очень нужны единомышленники, которые чувствуют в себе потребность и желание участвовать в спасении и улучшении условий жизни животных. Есть самые разные способы помочь бездомным собакам. И Вы можете сделать доброе дело. Однако будьте осторожны! Есть ещё мошенники, которые, прикрываясь заботой о животных, преследуют свои корыстные цели. Поэтому всегда следует проверять в приютах и на волонтёрских сайтах информацию о пожертвованиях. Безусловно, помощь страждущим — дело добровольное, Ваш порыв души, Ваша добрая воля. Важно лишь помнить, что цели можно достичь лишь тогда, когда Вы вкладываете в благородное дело частичку своей души!

Приют для бездомных собак на ул. Искры Москва, ул. Искры, 23 (метро «Бабушкинская») Телефон: 995-78-40 Светлана Приют для собак «ВЕРНОСТЬ» г. Пермь, Бродовский тракт, 7 Телефон: 8-963-019-34-87 Алина Владимировна Приют для бездомных животных «Друг» г. Челябинск, ул. Красная, 38 Телефон: 8 (7351) 232-69-02 http://www.priutdrug74.ru

Московский муниципальный приют на ул. Красная Сосна г. Москва, ул. Красная Сосна (метро «ВДНХ») Телефоны волонтёров приюта: 8-926-179-92-35 Ирина 8-909-926-63-29 Алиса 8-916-737-95-73 Светлана 8-903-792-34-32 Татьяна http://priyut-ks.ucoz.ru

Приют собак с нелегкой судьбой «Гав» Телефоны: 8-903-290-58-66, 8-903-291-69-20 Инна E-mail: priut-gav@ya.ry http://priut-gav.narod.ru

Частное учреждение по защите домашних животных «Зоо 37» г. Иваново, ул. Почтовая, 6, оф. 204 Телефоны: 41-16-69, 41-02-03, 41-18-51 E-mail: info@zoo37.ru http://www.zoo37.ru

Приют для потерянных и брошенных животных «Надежда» Нижегородской общественной благотворительной организации «Зоозащита» Телефон: +7-908-235-239-7 http://nadezhda-nnov.narod.ru

02-12.indd 72

С. Омельченко, Издательский Дом «ПАНОРАМА» Астраханская региональная общественная организация защиты животных г. Астрахань, ул. Богдана Хмельницкого, 5, к. 1 Телефон: 36-31-46 Юринова Татьяна Викторовна Благотворительный фонд помощи животным «Зоо Забота» и приют «Ковчег» Ярославская обл., Ярославский р-н, деревня Писцово Меленковского с/с Телефон: (4852) 43-83-48 http://zoozabota.ru Приют «Ржевка» г. Санкт-Петербург, ул. Комсомола, 41 Телефон: 8-921-741-49-01, http://dogs-rzv.spb.ru Приют «Красное Село» г. Санкт-Петербург Телефон: 8-911-912-96-83 Галина E-mail: pomogi@priutkrasnoeselo.com (служба волонтёров), sobaka@priutkrasnoeselo.com (вопросы и предложения по поводу собак, админиcтрация сайта) http://priutkrasnoeselo.com

28.02.2012 10:49:36

Профессиональные праздники и памятные даты 1 мая

Праздник труда (День труда). В этот день

в 1886 г. социалистические организации США и Канады устроили демонстрации, вызвавшие столкновения с полицией и жертвы. В память об этом конгресс II Интернационала объявил 1 мая Днем солидарности рабочих мира. В СССР праздник именовался Днем солидарности трудящихся, а в Российской Федерации — Праздником весны и труда.

3 мая

Всемирный день свободной печати. Провозглашен Генеральной Ассамблеей ООН 20 декабря 1993 г. по инициативе ЮНЕСКО. Тематика праздника связана со свободным доступом к информации, безопасностью и расширением прав журналистов.

День Солнца. Дата зародилась в 1994 г. с подачи Европейского отделения Международного общества солнечной энергии (МОСЭ). День посвящен как небесному светилу, так и экологии в целом.

5 мая

День водолаза. 5 мая 1882 г. указом императора Александра III в Кронштадте была основана первая в мире водолазная школа. В 2002 г. указом Президента РФ В. Путина этот день официально объявлен Днем водолаза. День шифровальщика. 5 мая 1921 г. постановлением Совета народных комиссаров РСФСР была создана служба для защиты информации с помощью шифровальных (криптографических) средств. С тех пор дату отмечают специалисты, использующие системы секретной связи.

Международный день борьбы за права инвалидов. В этот день в 1992 г. люди с ограниченными возможностями из 17 стран провели первые общеевропейские акции в борьбе за равные права. В России сегодня проживают около 13 млн граждан, нуждающихся в особом внимании.

7 мая

День радио. Согласно отечественной версии, 7 мая 1895 г. русский физик Александр Попов сконструировал первый радиоприемник и осуществил сеанс связи. Впервые дата отмечалась в СССР в 1925 г., а спустя 20 лет согласно постановлению Совнаркома приобрела праздничный статус.

День создания Вооруженных Сил РФ.

7 мая 1992 г. Президентом РФ было подписано распоряжение о создании Министерства обороны и Вооруженных Сил Российской Федерации.

02-12.indd 73

8 мая

Международный день Красного Креста и Красного Полумесяца. Дата отмечается в день

рождения швейцарского гуманиста Анри Дюнана. В 1863 г. по его инициативе была созвана конференция, положившая начало международному обществу Красного Креста. Название организации было видоизменено в 1986 г. Задачи МККК — помощь раненым, больным и военнопленным.

9 мая

День Победы. 9 мая в 0:43 по московскому времени представители немецкого командования подписали Акт о безоговорочной капитуляции фашистской Германии. Исторический документ доставил в Москву самолет «Ли-2» экипажа А. И. Семенкова. День Победы Советского Союза в Великой Отечественной войне — один из самых почитаемых праздников во многих странах.

12 мая

Всемирный день медицинской сестры. Дата отмечается с 1965 г. под эгидой Международного совета медсестер (ICN). 12 мая — день рождения Флоренс Найтингейл, основательницы службы сестер милосердия и общественного деятеля Великобритании.

13 мая

День Черноморского флота. В этот день в 1783 г. в Ахтиарскую бухту Черного моря вошли 11 кораблей Азовской флотилии под командованием адмирала Федота Клокачева. Вскоре на берегах бухты началось строительство города Севастополя. В календаре современной России праздник узаконен в 1996 г.

14 мая

День фрилансера. В этот день в 2005 г. была образована одна из первых российских бирж фрилансеров — работников, самостоятельно выбирающих себе заказчиков. День помогает объединиться тем, кто зарабатывает в Интернете.

15 мая

Международный день семьи. Дата учреждена Генеральной Ассамблеей ООН в 1993 г. Цель проводимых мероприятий — защитить права семьи как основного элемента общества и хранительницы человеческих ценностей.

17 мая

Всемирный день информационного сообщества. Профессиональный праздник программистов и IT-специалистов учрежден на Генеральной Ассамблее ООН в 2006 г. Корни бывшего Международного дня электросвязи уходят к 17 мая 1865 г., когда в Париже был основан Международный телеграфный союз.

28.02.2012 10:49:37

Поздравим друзей и нужных людей!

18 мая

День Балтийского флота. В этот день в 1703 г.

флотилия с солдатами Преображенского и Семеновского полков под командованием Петра I одержала первую победу, захватив в устье Невы два шведских военных судна. Сегодня в состав старейшего флота России входят более 100 боевых кораблей.

Международный день музеев. Праздник появился в 1977 г., когда на заседании Международного совета музеев (ICOM) было принято предложение российской организации об учреждении этой даты. Цель праздника — пропаганда научной и образовательно-воспитательной работы музеев мира.

20 мая

Всемирный

день

метролога.

Праздник учрежден Международным комитетом мер и весов в октябре 1999 г. — в ознаменование подписания в 1875 г. знаменитой «Метрической конвенции». Одним из ее разработчиков был выдающийся русский ученый Д. И. Менделеев.

21 мая

День Тихоокеанского флота. 21 мая 1731 г. «для защиты земель, морских торговых путей и промыслов» Сенатом России был учрежден Охотский военный порт. Он стал первой военно-морской единицей страны на Дальнем Востоке. Сегодня Тихоокеанский флот — оплот безопасности страны во всем Азиатско-Тихоокеанском регионе. День военного переводчика. В этот день в 1929 г. заместитель председателя РВС СССР Иосиф Уншлихт подписал приказ «Об установлении звания для начсостава РККА «военный переводчик». Документ узаконил профессию, существовавшую в русской армии на протяжении столетий.

24 мая

День славянской письменности и культуры. В 1863 г. Российский Святейший Синод

определил день празднования тысячелетия Моравской миссии святых Кирилла и Мефодия — 11 мая (24 по новому стилю). В IX веке византиец Константин (Кирилл) создал основы нашей письменности. В богоугодном деле образования славянских народов ему помогал старший брат Мефодий.

День кадровика. В этот день в 1835 г. в царской России вышло постановление «Об отношении между хозяевами фабричных заведений и рабочими людьми, поступающими на оные по найму». Дата отмечается с 2005 г. по инициативе Всероссийского кадрового конгресса.

02-12.indd 74

25 мая

День филолога. Праздник отмечается в России и ряде стран. Это день выпускников филологических факультетов, преподавателей профильных вузов, библиотекарей, учителей русского языка и литературы и всех любителей словесности.

26 мая

День российского предпринимательства.

Новый профессиональный праздник введен в 2007 г. указом Президента РФ В. Путина. Основополагающий Закон «О предприятиях и предпринимательской деятельности» появился в 1991 г. Он закрепил право граждан вести предпринимательскую деятельность как индивидуально, так и с привлечением наемных работников.

27 мая

Всероссийский день библиотек. В этот день в 1795 г. была основана первая в России общедоступная Императорская публичная библиотека. Спустя ровно два века указ Президента РФ Б. Ельцина придал празднику отечественного библиотекаря официальный статус.

День химика. Профессиональный праздник работников химической промышленности отмечается в последнее воскресенье мая. При этом в 1966 г. в МГУ зародилась традиция отмечать каждый День химика под знаком химических элементов Периодической системы.

28 мая

День пограничника. 28 мая 1918 г. Декретом Совнаркома была учреждена Пограничная охрана РСФСР. Правопреемником этой структуры стала Федеральная пограничная служба России, созданная Указом Президента РФ в 1993 г. Праздник защитников границ Отечества в этот день отмечают и в ряде республик бывшего СССР.

29 мая

День военного автомобилиста. 29 мая

1910 г. в Санкт-Петербурге была образована первая учебная автомобильная рота, явившаяся прообразом автомобильной службы Вооруженных Сил. Праздник военных автомобилистов учрежден приказом министра обороны РФ в 2000 г.

31 мая

День российской адвокатуры. 31 мая 2002 г. Президент РФ В. Путин подписал Федеральный закон «Об адвокатской деятельности и адвокатуре в Российской Федерации». Профессиональный праздник учрежден 8 апреля 2005 г. на втором Всероссийском съезде адвокатов.

28.02.2012 10:49:37

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

02-12.indd 75

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

28.02.2012 10:49:38

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

47492 46543

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

Стоимость подписки через редакцию с учетом стоимости доставки

ПОЛИТЭКОНОМИЗДАТ

www.медиздат.рф, www.medizdat.com 80753

НАИМЕНОВАНИЕ

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

Стоимость подписки по каталогам без учета стоимости доставки

www.политэкономиздат.рф, www.politeconom.ru

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

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

2349

2232

1944

1848

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

02-12.indd 76

82721

28.02.2012 10:49:39

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 Нормирование и оплата труда 16608 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

84791 37065 82723 82766 82765 37194

техника: 12394 Сельскохозяйственная обслуживание и ремонт

84836

3390

СТРОЙИЗДАТ

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

С И З

82776 79438

4452

4110

3906

5520

5244

4980

4734

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

4614

4314

84791

4542

2388

4542

46308

www.трансиздат.рф, www.transizdat.com

2514

ЧЕЛОВЕК и ТРУД

ÞÐ

4686

Стоимость подписки через редакцию с учетом 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

36393

82770

труда и техника 16612 Охрана безопасности в строительстве

82770

82781

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

82773

82782

Стоимость подписки по каталогам без учета стоимости доставки

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

02-12.indd 77

28.02.2012 10:49:40

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»

2

ПОДПИСКА НА САЙТЕ

3

ПОДПИСКА В РЕДАКЦИИ

4

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.

1

ПОДПИСКА НА ПОЧТЕ

осин

А. Б 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

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

н

Отметки банка

оси

Подписи

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

02-12.indd 78

28.02.2012 10:49:40

II

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

1

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.

3

3

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).

02-12.indd 79

28.02.2012 10:49:41

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.

!

02-12.indd 80

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

28.02.2012 10:49:41

02-12.indd 81

28.02.2012 10:49:41

Кому

Куда

ф. СП-1

(почтовый индекс)

газету журнал

2

4

5

на 20

место

литер

6

7

8

9

10

11

на

газету журнал

1

3

4

5

на 20

(фамилия, инициалы)

2

(адрес)

6

7

8

12 год по месяцам: 9

10

11

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

(наименование издания)

12

(индекс издания)

18256

ДОСТАВОЧНАЯ КАРТОЧКА

(адрес)

12 год по месяцам:

(фамилия, инициалы)

(почтовый индекс)

3

комплектов:

12

(индекс издания)

18256

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

ПВ

Кому

Куда

1

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)

2

4

5

на 20

место

7

8

12774

на

газету журнал

(адрес)

9

10

11

3

4

5

на 20

(фамилия, инициалы)

2

(адрес)

6

7

8

12 год по месяцам: 9

10

11

12

12774

(индекс издания)

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

1

12

(индекс издания)

ДОСТАВОЧНАЯ КАРТОЧКА

(наименование издания)

литер

6

12 год по месяцам:

(фамилия, инициалы)

(почтовый индекс)

3

комплектов:

газету журнал

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

ПВ

Кому

Куда

1

на

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

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).

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.

28.02.2012 10:49:42

02-12.indd 82

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.

Практические решенияпроблем энергетической отрасли

ВЫСТАВКА И КОНФЕРЕНЦИЯ

5 – 7 марта 2012 Экспоцентр, Москва, Россия Russia Power,успешнопроводимаяужевдесятыйраз, высоко ценитсякакведущаяплатформадлясбораиобменаинформациейо стратегияхитехнологияхвэлектроэнергетическойотрасли. Мероприятие2011 годапривлекловысокоуровневуюаудиториюв 5876 человек,включаяпредставителейроссийскихимеждународных государственныхэнергетическихдепартаментов,ОГКиТГК, производителейоборудования, EPC компанийиконсультантовотрасли. Ввыставке принимаютучастиеглавныеигрокироссийскойи международнойэнергетическойотрасли,представляющиепоследние достижениявсфереуслугитехнологий. Конференцияохватываетключевыевопросыведениябизнесаи технологическихдостиженийвобластигенерацииисекторапередачии распределения.Программапосвященапрактическимрешениямпроблем, скоторымисталкиваетсяэнергетическаяотрасльсейчас,инабудущее. Уникальныеспонсорскиепакеты,повышающиеузнаваемостьбренда, эксклюзивнодоступныдляэкспонентовHydroVision Russia 2012. Спонсорскиепакетыразработанынаосновеконкретныхцелейкомпании ипредставляютсобойэффективныйспособвыделитькомпаниюна общемфонеучастниковвыставки–до,вовремяипослемероприятия. РоссияиСНГ: Наталия Гайсенок T: +7 499 271 93 39 Ф: +7 499 271 93 39 nataliag@pennwell.com

www.russia-power.org

Собственникиустроитель:

Впартнерствес:

Генеральныемедиа-спонсоры:

Совместнос:

Приподдержке:

System Operator of Russia

На правах рекламы