Оперативное управление в электроэнергетике-2011-05-блок by Игорь Чуриков

№5 2011

НОВЫЙ ПРОЕКТ ИЗДАТЕЛЬСКОГО ДОМА «ПАНОРАМА» ЖУРНАЛ

ДАЛЬНЕЕ ЗАРУБЕЖЬЕ ДЛЯ РОССИЯН: ИНВЕСТИЦИИ, НЕДВИЖИМОСТЬ, КАПИТАЛ, ГРАЖДАНСТВО, УЧЕБА, ЛЕЧЕНИЕ, ОТДЫХ

w w w.ВМНД .РФ; w w w.ВесьМир-НашДом.РФ; w w w.VMND.ru

Под ро бне е на с тр . 65

Скидка на годовую подписку – 20 %!

На правах рекламы

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

№ 5/2011 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, канд. 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) 664–27–96, 760–16–54 e-mail: agt@panor.ru Все статьи настоящего номера отражают личную точку зрения авторов, которая может не совпадать с мнением редакции. Подписано в печать 10.08.2011 г. Тираж 5000 экз. Цена свободная

СОДЕРЖАНИЕ ХРОНИКА

ОФИЦИАЛЬНЫЕ И НОРМАТИВНОТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ – ПРАВИЛА ПЕРЕХОДА НА РАБОТУ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ В КОНТРОЛИРУЕМЫХ СЕЧЕНИЯХ ДИСПЕТЧЕРСКОГО ЦЕНТРА ФИЛИАЛА ОАО «СО ЕЭС» ............................................. 7 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ПРЕВЫШЕНИЯ ПЕРЕТОКОМ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В КОНТРОЛИРУЕМОМ СЕЧЕНИИ МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОГО ЗНАЧЕНИЯ .......................... 13 ТИПОВАЯ ФОРМА ЗАПРОСА О СОГЛАСОВАНИИ РАБОТЫ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ ..................................... 14 ТИПОВАЯ ФОРМА РЕШЕНИЯ О РАБОТЕ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ .................................. 15

УСТОЙЧИВОСТЬ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СИНХРОННЫХ ВЕКТОРНЫХ ВЕЛИЧИН: ОПЫТ НЕМЕЦКИХ СПЕЦИАЛИСТОВ ..................... 17

Блэкауты в странах Европы и Северной Америки показали, что передающие сети должны быть усовершенствованы в отношении как пропускной способности, так и устойчивости. Меры по увеличению устойчивости существующих сетей представляют большой интерес. Одним из хорошо зарекомендовавших себя методов увеличения наблюдаемости энергосистемы является использование данных измерения параметров векторных величин в распределенных точках сетей энергосистем. Обработанная соответствующим программным обеспечением информация, поступающая с устройств измерения векторных величин (PMU), дает возможность инженерам АСУ ТП понимать степень стабильности во всей сети.

ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ С УЧЕТОМ ПОГОДОЗАВИСЯЩИХ И ПОГОДОНЕЗАВИСЯЩИХ СОСТАВЛЯЮЩИХ ......................................................................................26

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. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО АЛГОРИТМА АЛАР И ЧДА ДВУХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.....................................................29

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. ФОРМИРОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПРИ АНАЛИЗЕ РЕЖИМНОЙ НАДЕЖНОСТИ ПО КРИТЕРИЮ N- I .....................................................36

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.

АВТОМАТИЗИРОВАННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА БЛОКОВ «ГЕНЕРАТОР-ТРАНСФОРМАТОР С СЕКЦИОНИРОВАННОЙ ОБМОТКОЙ» ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ...........40

В настоящей статье показано, как проектируется схема дифференциальной защиты блока с применением цифровых интеллектуальных электронных устройств последнего поколения. В программном обеспечении реле используется адаптивная схема с возможностью переключения токов CT7. СОЗДАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕННЫХ СИСТЕМ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО И АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ.............49

Названы новые условия, требующие развития глобальных и локальных систем автоматического и автоматизированного управления в электроэнергетике. Разработано ПО, предназначенное для создания локальных и глобальных (распределенных) АСУ и САУ, которое обладает рядом функций и свойств, ориентированных на надежную и эффективную работу глобальных САУ, даже в случае отказа каналов связи или отдельных узлов САУ.

НОВЫЙ ПРОЕКТ ИЗДАТЕЛЬСКОГО ДОМА «ПАНОРАМА» «ВЕСЬ МИР – НАШ ДОМ!» ДАЛЬНЕЕ ЗАРУБЕЖЬЕ ДЛЯ РОССИЯН: ИНВЕСТИЦИИ, КАПИТАЛ, НЕДВИЖИМОСТЬ, ГРАЖДАНСТВО, УЧЕБА, ЛЕЧЕНИЕ, ОТДЫХ..........................................................................................65

СОNTENTS CHRONICLE OFFICIAL AND REGULATORY TECHNICAL DOCUMENTS

RULES OF TRANSITION TO WORK IN FORCED REGIME IN CONTROLLED SECTION OF DISPATCHING CENTER OF JSC «UES» BRANCH ................................................................................7 METHODOLOGY OF ASSESSMENT OF EXCEEDANCE BY ACTIVE-POWER FLOW IN CONTROLLED SECTION OF THE MAXIMUM ALLOWED VALUE..............................................13 STANDARD FORM OF REQUEST ABOUT AGREEMENT OF WORK IN FORCED REGIME ....................14 STANDARD FORM OF SOLUTION ABOUT WORK IN FORCED REGIME ...................................................15

STABILITY OF SYSTEMS MEASURING OF PARAMETERS OF SYNCHRONOUS VECTOR VALUES – EXPERIENCE OF GERMAN SPECIALISTS .................................................................................................17

Blackouts in Europe and North America have shown that transmission network must be improved both in terms of capacity and stability. Measures to increase stability of existing networks are of great interest. One of the proven methods to increase the observability of power systems is usage of measurement data of parameters of vector values in distributed points of networks of power systems. Processed by appropriate software, information coming from measuring devices of vector values, allows engineers to understand degree of stability throughout the network.

CONTROL TASKS FORECAST OF GRAPH OF ELECTRICAL LOAD TAKING INTO ACCOUNT WEATHER DEPENDING AND NOT WEATHER DEPENDING CONSTITUENTS .................................................................................26

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. Usage of more accurate methods of calculating electrical loads allows to use the elements of electrical networks more rationally. DEVELOPMENT OF INTEGRATED ALGORITHM OF AUTOMATICS FOR ELIMINATION OF ASYNCHRONOUS OPERATION AND FREQUENCY SEPARATION AUTOMATICS OF TWO ELECTRICALLY CONNECTED POWER STATIONS .....................................................................29

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 ............................................................................................36

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.

AUTOMATED MANAGEMENT DIFFERENTIAL PROTECTION OF BLOCKS «GENERATOR-TRANSFORMER WITH TAPPED WINDING» OF PUMPED STORAGE PLANTS .............40

Present article shows how the scheme of differential protection of block using digital intelligent electronic devices of last generation is designed. Relay software uses adaptive scheme with the possibility of currents switching ST7. CREATION OF DISTRIBUTED SYSTEMS OF AUTOMATED AND AUTOMATIC CONTROL OF NEW GENERATION IN POWER-ENGINEERING .......................49

New conditions, requiring development of global and local systems of automatic and automated control in power-engineering were named. Software designed for creation of local and global (distributed) automated control systems and automatic control systems which has a number of functions and features focusing on reliable and effective work of global automatic control systems, even in case of failure of communication channels or separate nodes of automatic control systems was developed. NEW PROJECT OF PUBLISHING HOUSE «PANORAMA» «WHOLE WORLD – OUR HOME» FAR ABROAD FOR RUSSIAN: INVESTMENTS, CAPITAL, REAL ESTATE, CITIZENSHIP, STUDY, MEDICAL TREATMENT, VACATION ..............................................................................................65

Хроника Повышение энергоэффективности Вопросы развития российской энергетики и повышения энергоэффективности экономики в целом, а также укрепления международного сотрудничества обсуждались на сессии «Энергоэффективность: от новых технологий к новой экономической идеологии», которая прошла в рамках форума «ТЭК-2011» в СанктПетербурге. Модераторами сессии выступили генеральный директор Российского энергетического агентства, заместитель председателя Наблюдательного совета НП «ИНВЭЛ» Тимур Иванов и директор департамента государственной энергетической политики и энергоэффективности Минэнерго РФ Игорь Лешуков. К участию в сессии были привлечены руководители зарубежных компаний, которые делились своим опытом решения вопросов энергоэффективности и модернизации энергетики: генеральный директор Российско-германского энергетического агентства Томас Хендель, генеральный директор ЗАО «Шнейдер Электрик» Жан-Луи Стази, генеральный директор ОАО «Лафарж Цемент» Алекс де Валухофф, глава представительства «Электрисите Де Франс» Люк Шаррейр и другие. По мнению генерального директора НП «ИНВЭЛ» Эдуарда Наумова, государство, решая задачу повышения энергоэффективности российской экономики, должно доформировать рамочные условия для этого процесса: «В системе нормативно-технического регулирования деятельности компаний на уровне национальных стандартов необходимо установить предельно допустимые значения энергоемкости продукции и постановлением правительства или отдельным законом определить предельные сроки их достижения. В этом случае у предприятий будет два сценария: либо обновления и соответствия жестким стандартам энергоэффективности, либо закрытия производства. Это станет стимулом для многих компаний и организаций перейти к реальным действиям по повышению энергоэффективности, в особенности это относится к предОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

приятиям коммунальной сферы. По мере развития индустрии и снижения энергоемкости продукции акценты в регулировании должны смещаться от жесткого государственного регулирования к саморегулированию».

Рабочая встреча Состоялась встреча генерального директора Российского энергетического агентства, заместителя председателя Наблюдательного совета НП «ИНВЭЛ» Тимура Иванова, генерального директора НП «ИНВЭЛ» Эдуарда Наумова и национального координатора по взаимодействию в области Smart Grid Национального института стандартов и технологий США NIST Джорджа Арнольда (George W. Arnold). Руководители обсудили перспективы сотрудничества в сфере стандартизации в энергетике. Генеральный директор РЭА Тимур Иванов подчеркнул: «Взаимодействие с NIST создаст условия для активного обмена экспертным опытом и информацией, что, в свою очередь, будет способствовать реформированию энергетической системы России и развитию технологий Smart Grid, позволяющих учитывать интересы потребителей и основанных на принципах максимальной надежности, гибкости и эффективности». С целью формирования нормативнотехнического фундамента отрасли НП «ИНВЭЛ» ведет активную работу в части мониторинга и подборки международных стандартов, в том числе в области Smart Grid. Как отметил Эдуард Наумов: «НП "ИНВЭЛ" на условиях членства уже участвует в международных организациях по стандартизации, в том числе в созданной NIST панели взаимодействия по Smart Grid – Smart Grid Interoperability Panel (SGIP). Эта организация обеспечивает координацию заинтересованных сторон в разработке и унификации стандартов Smart Grid, а партнерство на правах участника имеет доступ к базам данных стандартов и нормативно-технических документов». Стороны договорились о проработке возможности заключения в ближайшее время соглашения в области стандартизации.

Хроника Совместная корпорация 16 июня 2011 г. ФГБУ «Российское энергетическое агентство», ОАО «Интер РАО ЕЭС», Национальная биоэнергетическая компания Китая (NBE) подписали в Москве в рамках государственного визита Председателя КНР Ху Цзиньтао в Россию рамочное соглашение о создании до конца 2011 г. на территории РФ совместного российскокитайского предприятия Green Energy Corporation. Деятельность Green Energy Corp. охватит следующие направления: сооружение электростанций, работающих на различных видах биомассы для производства тепловой и электрической энергии, биогаза; проведение реконструкции угольных и мазутных электростанций с низкими показателями энергетической и ресурсоэффективности для интеграции энергосберегающих технологий и технологий топливных смесей, использующих биомассу; создание заводов по производству брикетных пеллет из торфа, древесных отходов и иной биомассы; привлечение инвестиций для реализации приоритетных проектов. Предусматривается создание совместного исследовательского центра для проведения исследований и НИОКР в области чистых энергетических технологий. На площадке РЭА планируется организация и проведение конференций, семинаров и обучающих программ в сфере энергоэффективности, инноваций и развития возобновляемых источников энергии.

Министерство энергетики РФ создает межведомственную рабочую группу для повышения эффективности механизма контроля государства В обязанности рабочей группы планируется включить обследование объекта, экспертную оценку состояния и условий эксплуатации объекта, а при необходимости – ремонт, занесение в базу данных, извещение Минэнерго России и Ростехнадзора.

28 июня 2011 г. директор Департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Министерства энергетики РФ А. Ю. Степанов провел совещание рабочей группы по мониторингу подготовки и прохождения субъектами электроэнергетики осеннезимнего периода (ОЗП) 2010–2011 гг. На совещании присутствовали начальник отдела оперативной деятельности Департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Минэнерго России С. А. Маштаков, руководитель ФГАУ «Ситуационно-аналитический центр Минэнерго России» А. В. Новиков, представители Ростехнадзора, крупнейших электроэнергетических компаний, руководители НП «Российское теплоснабжение» и НП «Совет производителей электроэнергии и стратегических инвесторов электроэнергетики». С. А. Маштаков проинформировал о подготовке проекта Типового регламента организации и применения временного электроснабжения потребителей в условиях массовых нарушений электроснабжения потребителей. Проект разрабатывается во исполнение решения Правительственной комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности (протокол от 6 апреля 2011 г. № 2). Представитель Минэнерго России также сообщил о том, как идет процесс формирования списка регионов, относящихся к регионам с высоким риском нарушения электроснабжения в отопительный сезон 2011–2012 гг. В перечень регионов с высокими рисками прохождения максимумов энергетических нагрузок в осенне-зимний период 2011–2012 гг. включены следующие энергосистемы: Кубанская (в частности, Сочинский энергорайон); Дагестанская; Приморская; Сахалинская; Тюменская (в частности, Северный, Ноябрьский, Когалымский, Нефтеюганский энергорайоны); Иркутская. Данное решение принято на основании анализа ожидаемых режимов работы энергосистем в ОЗП 2011–2012 гг., подготовленного ОАО «СО ЕЭС», и в соответствии с критериями, утвержденными Правительственной комиссией по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб). 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Хроника В своем докладе С. А. Маштаков также подробно осветил вопрос разработки и организации мероприятий по снижению рисков нарушения электроснабжения в регионах высоких рисков в отопительный сезон 2011–2012 гг., а также на ближайшую перспективу. Представитель Департамента угольной и торфяной промышленности Минэнерго России А. И. Гофштейн сообщил о создании рабочей группы при Министерстве энергетики РФ для разработки предложений по повышению эффективности механизма контроля государства за безопасностью эксплуатации объектов энергетики. В обязанности рабочей группы планируется включить обследование объекта, экспертную оценку состояния и условий эксплуатации объекта, а при необходимости – ремонт, занесение

в базу данных, извещение Минэнерго России и Ростехнадзора. Кроме того, в сферу деятельности группы должны войти вопросы объективной инвентаризации объектов энергетики, а также согласование вопросов по проблемам определения собственников. При этом не предусматривается подмена или дублирование функций существующих надзорных и экспертных органов. Структура рабочей группы организована в формате секций: по гидроэнергетике – с привлечением представителей Минэнерго России, Ростехнадзора, Минрегиона России, ОАО «РусГидро»; по атомной энергетике – с привлечением представителей Минэнерго России, Ростехнадзора, Минпромторга России, Росатома; по тепловой энергетике – с привлечением представителей Минэнерго России, Ростехнадзора, ОАО «Газпром», ОАО «СУЭК».

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, до-

цент 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 Российской экономической академии им. Г. В. Плеханова. Издается при научной и методической поддержке НИИ труда и социального страхования, Российской экономической академии им. Г. В. Плеханова и РАГС. Входит в Перечень изданий ВАК. Ежемесячное издание. Объем — 80 с. Распространяется по подписке и на отраслевых мероприятиях.

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

• Проблемы производительности • • •

труда Мотивы и стимулы Соцально-трудовые отношения Статистика и труд

индексы

16582

82720

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.

Официальные и нормативно-технические документы ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»

СТО 59012820.27010.003-2011 (обозначение) 18.05.2011 (дата введения)

Стандарт организации ПРАВИЛА ПЕРЕХОДА НА РАБОТУ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ В КОНТРОЛИРУЕМЫХ СЕЧЕНИЯХ ДИСПЕТЧЕРСКОГО ЦЕНТРА ФИЛИАЛА ОАО «СО ЕЭС»

Москва 2011 Источник: ОАО «СО ЕЭС», www.so-ups.ru СВЕДЕНИЯ О СТАНДАРТЕ

1. РАЗРАБОТАН: Открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы». 2. ВНЕСЕН: Открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы». 3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: приказом ОАО «СО ЕЭС» от 18.05.2011 № 130. 4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ. Опубликовано с разрешения Открытого акционерного общества «Системный оператор Единой энергетической системы». 1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящий стандарт устанавливает правила и порядок перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемых сечениях диспетчерских центров филиалов ОАО «СО ЕЭС» объединенных диспетчерских управлений и региональных диспетчерских управлений, в том числе: ♦ процедуру согласования возможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении; ♦ правила оформления работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении. 1.2. Настоящий стандарт распространяется на все диспетчерские центры ОАО «СО ЕЭС».

1.3. Стандарт разработан на основании: ♦ СО 153-34.20.576-2003 «Методические указания по устойчивости энергосистем», утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.06.2003 № 277; ♦ Стандарта организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.240.007-2008 «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем», утвержденного и введенного в действие распоряжением ОАО «СО ЕЭС» от 24.09.2008 № 114р. 2. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ГДЦ – главный диспетчерский центр исполнительного аппарата ОАО «СО ЕЭС». ОДУ – филиал ОАО «СО ЕЭС» объединенное диспетчерское управление. РДУ – филиал ОАО «СО ЕЭС» региональное диспетчерское управление. МДП – максимально допустимый переток активной мощности в контролируемом сечении. АДП – аварийно допустимый переток активной мощности в контролируемом сечении. ОИК – оперативно-информационный комплекс. ПА – противоаварийная автоматика. АЛАР – автоматика ликвидации асинхронного режима. АОПЧ – автоматика ограничения повышения частоты. 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Официальные и нормативно-технические документы АЧР – автоматическая частотная разгрузка. Контролируемое сечение РДУ – контролируемое сечение, регулирование перетоков активной мощности в котором осуществляется диспетчером РДУ. Контролируемое сечение ОДУ – контролируемое сечение, регулирование перетоков активной мощности в котором осуществляется диспетчером ОДУ. 3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3.1. При управлении электроэнергетическим режимом энергосистем перетоки активной мощности в контролируемых сечениях не должны превышать максимально допустимых значений, определенных в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.06.2003 № 277. 3.2. Для каждого контролируемого сечения должны быть определены диспетчерский центр, осуществляющий регулирование перетоков активной мощности в контролируемом сечении, и диспетчерские центры, осуществляющие контроль перетоков активной мощности в контролируемом сечении. Установление двух или более диспетчерских центров, осуществляющих регулирование перетоков активной мощности в контролируемом сечении, не допускается. Допускается установление одного и более диспетчерских центров, осуществляющих контроль перетоков активной мощности в контролируемом сечении. 3.3. МДП должен соответствовать следующим критериям: а) коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,20; б) коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,15; в) коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в послеаварийных ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

режимах при нормативных возмущениях – не менее 0,08; г) коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в послеаварийных режимах при нормативных возмущениях – не менее 0,10; д) отсутствие нарушения динамической устойчивости при нормативных возмущениях; е) токовые нагрузки электросетевого и генерирующего оборудования не превышают длительно допустимых значений в нормальной (ремонтной) схеме и аварийно допустимых (на время 20 минут) значений в послеаварийных режимах при нормативных возмущениях. 3.4. Оценка превышения перетоком активной мощности в контролируемом сечении максимально допустимого значения должна осуществляться в соответствии с Методикой оценки превышения перетоком активной мощности в контролируемом сечении максимально допустимого значения, приведенной в приложении 1. 3.5. Превышение МДП, определенное в соответствии с приложением 1 к настоящему стандарту, или нарушение требований к допустимой длительности послеаварийного режима (20 минут) является переходом к работе в вынужденном режиме в контролируемом сечении. 3.6. При работе в вынужденном режиме в контролируемом сечении переток активной мощности в контролируемом сечении не должен превышать АДП. 3.7. АДП должен соответствовать следующим критериям: а) коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,08; б) коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,10; в) токовые нагрузки электросетевого и генерирующего оборудования не превышают длительно допустимых значений; г) возникновение нормативных аварийных возмущений не приводит к каскадному развитию аварии. 3.8. Порядок перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении определяется:

Официальные и нормативно-технические документы ♦ схемно-режимной ситуацией, при которой требуется переход на работу в вынужденном режиме; ♦ временем, в течение которого требуется работа в вынужденном режиме; ♦ иерархическим уровнем диспетчерского центра, осуществляющего регулирование перетока активной мощности в контролируемом сечении, в котором требуется работа в вынужденном режиме. 3.9. Переход на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении должен быть разрешен и оформлен в соответствии с правилами и порядком, установленными разделами 4–6 настоящего стандарта. 3.10. Не допускается переход на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении, МДП в котором определяется необходимостью обеспечения допустимой токовой нагрузки электросетевого оборудования, в том случае если оперативное или автоматическое (действием имеющихся устройств противоаварийной автоматики) отключение перегружающегося электросетевого оборудования недопустимо. 3.11. Инициатором запроса о возможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении должен являться диспетчерский центр, осуществляющий регулирование перетоков активной мощности в контролируемом сечении. 3.12. После согласования возможности (получения решения о возможности) работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении в соответствии с разделами 4–6 настоящего стандарта (в том числе при принятии решения о возможности работы в вынужденном режиме в контролируемых сечениях, регулирование перетоков активной мощности в которых осуществляется диспетчером ГДЦ) диспетчер диспетчерского центра, осуществляющего регулирование перетоков активной мощности в контролируемом сечении, должен уведомить о наличии согласования (решения) диспетчеров диспетчерских центров, осуществляющих контроль перетоков активной мощности в контролируемом сечении, в котором согласована работа в вынужденном режиме, с указанием:

♦ контролируемого сечения (в том числе его состава), в котором согласован переход на работу в вынужденном режиме; ♦ прогнозируемого перетока активной мощности в контролируемом сечении; ♦ прогнозируемого времени начала и времени окончания работы в вынужденном режиме. 4. ПОРЯДОК ПЕРЕХОДА НА РАБОТУ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ ПРИ АВАРИЙНОМ ИЛИ НЕОТЛОЖНОМ ИЗМЕНЕНИИ СХЕМНО-РЕЖИМНОЙ СИТУАЦИИ НА ВРЕМЯ НЕ БОЛЕЕ 40 МИНУТ

Положения настоящего раздела стандарта применяются при необходимости перехода на работу в вынужденном режиме на время не более 40 минут (дополнительно к разрешенной длительности послеаварийного режима 20 минут). 4.1. Условия инициирования запроса

4.1.1. При превышении перетоком активной мощности в контролируемом сечении максимально допустимого значения, в том числе в результате возникновения аварийных возмущений, диспетчерский персонал должен обеспечить реализацию мероприятий по вводу режима в допустимую область в соответствии с требованиями стандарта организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.240.0072008 «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем». 4.1.2. Инициирование запроса о возможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении допускается только после реализации всех мероприятий, указанных в п. 4.1.1 (при их реализации за время не более 20 минут или в том случае, если время реализации соответствующих диспетчерских команд по не зависящим от диспетчерского центра причинам превысило 20 минут). 4.2. Порядок перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении РДУ

4.2.1. Диспетчер РДУ обращается с запросом о согласовании перехода на работу в вынужденном режиме к диспетчеру соответствующего ОДУ с указанием: 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Официальные и нормативно-технические документы

♦ контролируемого сечения (в том числе его состава), в котором требуется переход на работу в вынужденном режиме; ♦ величин МДП, АДП и прогнозируемой величины перетока активной мощности в контролируемом сечении; ♦ прогнозируемого времени начала и времени окончания работы в вынужденном режиме; ♦ реализуемых (планируемых к реализации) мероприятий по вводу режима в допустимую область; ♦ дополнительных организационных и технических мероприятий, реализуемых (планируемых к реализации) диспетчерским центром РДУ для минимизации рисков нарушения электроснабжения потребителей при работе в вынужденном режиме. 4.2.2. После запроса по п. 4.2.1 диспетчер РДУ информирует (с указанием сведений, предусмотренных п. 4.2.1 настоящего стандарта) первого заместителя директора – главного диспетчера РДУ о необходимости перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении. 4.2.3. Диспетчер ОДУ, получивший от диспетчера РДУ запрос о согласовании перехода на работу в вынужденном режиме, информирует (с указанием сведений, предусмотренных п. 4.2.1 настоящего стандарта) о получении указанного запроса директора по управлению режимами – главного диспетчера ОДУ и согласовывает с ним возможность перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении. 4.2.4. О согласовании (отказе в согласовании) возможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении, полученном от директора по управлению режимами – главного диспетчера ОДУ, диспетчер ОДУ сообщает диспетчеру соответствующего РДУ. 4.2.5. Диспетчер РДУ информирует первого заместителя директора – главного диспетчера РДУ о согласовании (отказе в согласовании) возможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении. 4.2.6. Переход на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении осуществляется диспетчерским персоналом РДУ только после получения от диспетчера ОДУ сообщения о согласовании возможности перехода на рабоОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

ту в вынужденном режиме в контролируемом сечении (в соответствии с п. 4.2.4 настоящего стандарта). 4.2.7. Переход на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении РДУ оформляется записями в оперативных журналах РДУ и ОДУ. 4.3. Порядок перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении ОДУ

4.3.1. Диспетчер ОДУ обращается с запросом о согласовании перехода на работу в вынужденном режиме к диспетчеру ГДЦ с указанием сведений, предусмотренных п. 4.2.1 настоящего стандарта. 4.3.2. После запроса по п. 4.3.1 диспетчер ОДУ информирует (с указанием сведений, предусмотренных п. 4.2.1 настоящего стандарта) директора по управлению режимами – главного диспетчера ОДУ о необходимости перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении. 4.3.3. Диспетчер ГДЦ, получивший от диспетчера ОДУ запрос о согласовании перехода на работу в вынужденном режиме, информирует (с указанием сведений, предусмотренных п. 4.2.1 настоящего стандарта) о получении указанного запроса директора по управлению режимами ЕЭС – главного диспетчера ГДЦ и согласовывает с ним возможность перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении. 4.3.4. О согласовании (отказе в согласовании) возможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении, полученном от директора по управлению режимами ЕЭС – главного диспетчера ГДЦ, диспетчер ГДЦ сообщает диспетчеру соответствующего ОДУ. 4.3.5. Диспетчер ОДУ информирует директора по управлению режимами – главного диспетчера ОДУ о согласовании (отказе в согласовании) возможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении. 4.3.6. Переход на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении осуществляется диспетчерским персоналом ОДУ только после получения от диспетчера ГДЦ сообщения о согла-

Официальные и нормативно-технические документы совании возможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении (в соответствии с п. 4.3.4 настоящего стандарта). 4.3.7. Переход на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении ОДУ оформляется записями в оперативных журналах ОДУ и ГДЦ. 5. ПОРЯДОК СОГЛАСОВАНИЯ РАБОТЫ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ ПРИ ПЛАНИРУЕМОМ ИЛИ ФАКТИЧЕСКОМ ИЗМЕНЕНИИ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ (СОСТАВА ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ) НА ОПРЕДЕЛЕННЫЙ СРОК

Положения настоящего раздела стандарта применяются при необходимости перехода на работу в вынужденном режиме при планируемом или фактическом изменении схемы электрической сети (состава генерирующих мощностей), связанном с выводом в ремонт линий электропередачи, электросетевого и/или генерирующего оборудования, на срок, соответствующий поданной диспетчерской заявке. 5.1. Порядок согласования работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении РДУ

5.1.1. Первый заместитель директора – главный диспетчер РДУ направляет запрос о согласовании возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении в письменной форме на имя заместителя генерального директора соответствующего ОДУ и организует разработку оперативных указаний по действиям диспетчерского персонала при возникновении наиболее тяжелых технологических нарушений и проведение соответствующих инструктажей диспетчерскому персоналу. Типовая форма запроса приведена в приложении 2. 5.1.2. Заместитель генерального директора ОДУ после режимной проработки возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении направляет запрос о согласовании возможности работы в вынужденном режиме в письменной форме на имя первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС». Типовая форма запроса приведена в приложении 2.

5.1.3. После режимной проработки возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении в ГДЦ принятое решение о согласовании (отказе в согласовании) возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении доводится до соответствующего ОДУ письмом за подписью первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС». 5.1.4. Принятое первым заместителем Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» решение о согласовании (отказе в согласовании) возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении доводится ОДУ до сведения соответствующего РДУ письмом за подписью заместителя генерального директора ОДУ. 5.1.5. Переход на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении осуществляется диспетчерским персоналом РДУ: ♦ при наличии согласования, полученного в соответствии с п. 5.1.4 настоящего стандарта; ♦ при наличии разработанных оперативных указаний по действиям диспетчерского персонала при возникновении наиболее тяжелых технологических нарушений; ♦ только после обращения диспетчера РДУ с запросом о переходе на работу в вынужденном режиме к диспетчеру ОДУ и получения соответствующего разрешения от диспетчера ОДУ. 5.1.6. Переход на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении РДУ оформляется записями в оперативных журналах РДУ и ОДУ. 5.2. Порядок согласования работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении ОДУ

5.2.1. Заместитель генерального директора ОДУ направляет запрос о согласовании возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении в письменной форме на имя первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» и организует разработку оперативных указаний по действиям диспетчерского персонала при возникновении наиболее тяжелых технологических нарушений и проведение соответствующих инструктажей диспетчерскому персоналу. Типовая форма запроса приведена в приложении 2. 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Официальные и нормативно-технические документы

5.2.2. После режимной проработки возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении в ГДЦ принятое решение о согласовании (отказе в согласовании) возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении доводится до соответствующего ОДУ письмом за подписью первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС». 5.2.3. Переход на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении осуществляется диспетчерским персоналом ОДУ: ♦ при наличии согласования, полученного в соответствии с п. 5.2.2 настоящего стандарта; ♦ при наличии разработанных оперативных указаний по действиям диспетчерского персонала при возникновении наиболее тяжелых технологических нарушений; ♦ только после обращения диспетчера ОДУ с запросом о переходе на работу в вынужденном режиме к диспетчеру ГДЦ и получения соответствующего разрешения от диспетчера ГДЦ. 5.2.4. Переход на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении ОДУ оформляется записями в оперативных журналах ОДУ и ГДЦ. 6. ПОРЯДОК СОГЛАСОВАНИЯ РАБОТЫ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ ПРИ ПРОГНОЗИРУЕМОЙ НА НЕОПРЕДЕЛЕННЫЙ СРОК НЕБЛАГОПРИЯТНОЙ РЕЖИМНОБАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ

Положения настоящего раздела стандарта применяются при необходимости однократного или многократного перехода на работу в вынужденном режиме, связанной с прогнозируемой неблагоприятной режимно-балансовой ситуацией (недостаток генерирующих мощностей, ограничение максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях и др.). 6.1. Порядок согласования работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении РДУ

6.1.1. Первый заместитель директора – главный диспетчер РДУ направляет проект решения ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

о работе в вынужденном режиме в контролируемом сечении (далее – Решение) на согласование заместителю генерального директора соответствующего ОДУ. Типовая форма Решения приведена в приложении 3. 6.1.2. После режимной проработки возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении в ОДУ заместитель генерального директора ОДУ организует, при необходимости, внесение изменений в проект Решения и письмом на имя первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» направляет согласованный проект Решения ему на утверждение. 6.1.3. По указанию первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» директор по управлению режимами ЕЭС – главный диспетчер ГДЦ осуществляет в ГДЦ режимную проработку возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении, организует, при необходимости, внесение изменений в проект Решения и представляет его на утверждение первому заместителю Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС». 6.1.4. После утверждения первым заместителем Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» Решение письмом за подписью первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» направляется заместителю генерального директора соответствующего ОДУ. 6.1.5. ОДУ направляет утвержденное Решение первому заместителю директора – главному диспетчеру РДУ письмом за подписью заместителя генерального директора соответствующего ОДУ. 6.1.6. В каждом диспетчерском центре (РДУ, ОДУ, ГДЦ) ввод в действие Решения оформляется оперативным распоряжением в журнале распоряжений диспетчерского персонала ОДС. 6.2. Порядок согласования работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении ОДУ

6.2.1. Заместитель генерального директора ОДУ обеспечивает подготовку проекта Решения и письмом на имя первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» представляет проект Решения ему на утверждение. Типовая форма Решения приведена в приложении 3.

Официальные и нормативно-технические документы 6.2.2. По указанию первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» директор по управлению режимами ЕЭС – главный диспетчер ГДЦ осуществляет в ГДЦ режимную проработку возможности работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении, организует, при необходимости, внесение изменений в проект Решения и представляет его на утверждение первому заместителю Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС».

6.2.3. После утверждения первым заместителем Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» Решение письмом за подписью первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» направляется заместителю генерального директора соответствующего ОДУ. 6.2.4. В каждом диспетчерском центре (ОДУ, ГДЦ) ввод в действие Решения оформляется оперативным распоряжением в журнале распоряжений диспетчерского персонала ОДС.

СТО 59012820.27010.003-2011 Организация-разработчик – ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» Руководитель организации-разработчика – Председатель Правления Б. И. Аюев Руководитель разработки – первый заместитель Председателя Правления Н. Г. Шульгинов Исполнитель – заместитель главного диспетчера по режимам В. А. Дьячков

Приложение 1 Методика оценки превышения перетоком активной мощности в контролируемом сечении максимально допустимого значения 1. Фиксация превышения перетоком активной мощности в контролируемом сечении МДП (PМДП) и снижения перетока активной мощности в контролируемом сечении ниже МДП должна осуществляться на основании данных ОИК. 2. Превышение перетоком активной мощности в контролируемом сечении МДП фиксируется при: 2.1. Непрерывном превышении перетоком активной мощности в контролируемом сечении величины PМДП в течение 20 минут и более. 2.2. Интегральном превышении перетоком активной мощности в контролируемом сечении величины PМДП в течение 20 минут и более. 3. При периодических превышениях перетоком активной мощности в контролируемом сечении МДП оценка интегрального времени превышения должна осуществляться с учетом следующих критериев: 3.1. При превышении перетоком активной мощности в контролируемом сечении ве-

личины PМДП в течение менее 20 минут с последующей работой с перетоком активной мощности в контролируемом сечении ниже величины PМДП в течение 20 минут и более указанный случай превышения не должен учитываться при расчете интегрального времени превышения. 3.2. При превышении перетоком активной мощности в контролируемом сечении величины PМДП в течение менее 20 минут с последующей работой с перетоком активной мощности в контролируемом сечении ниже PМДП в течение менее 20 минут указанный случай превышения должен учитываться при расчете интегрального времени превышения. 3.3. Интегральное превышение перетоком активной мощности в контролируемом сечении величины PМДП определяется как сумма интервалов времени превышения перетоком активной мощности в контролируемом сечении величины PМДП по п. 3.2 методики. 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Официальные и нормативно-технические документы

Приложение 2 Типовая форма запроса о согласовании работы в вынужденном режиме (оформляется на бланке письма с угловым расположением реквизитов) Уважаемый . В период с ЧЧ:ММ XX.XX.20XX по ЧЧ:ММ XX.XX.20XX (время московское) запланирован вывод в ремонт ВЛ XXX кВ – (с аварийной готовностью X часов) для проведения работ по (указывается перечень планируемых к проведению работ). При проведении ремонта ВЛ XXX кВ – , в случае аварийного отключения ВЛ XXX кВ – в послеаварийном режиме не обеспечиваются требования Методических указаний по устойчивости энергосистем в части (указываются прогнозируемые несоответствия параметров электроэнергетического режима (уровни напряжения в узлах электрической сети, перетоки активной мощности в контролируемых сечениях, токовая загрузка линий электропередачи и электросетевого оборудования) требованиям Методических указаний по устойчивости энергосистем к послеаварийному режиму) в контролируемом сечении, состоящем из следующих элементов электрической сети: ВЛ XXX кВ – ; ВЛ XXX кВ – ; ВЛ XXX кВ – . Максимально допустимый переток по вышеуказанному контролируемому сечению в ремонтной схеме составляет XXX МВт, аварийно допустимый – XXX МВт при прогнозируемом максимальном перетоке XXX МВт. Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима в ремонтной схеме и в послеаварийном режиме требуется ввод графиков аварийного ограничения режима потребления в объеме до XXX МВт. При отключении ВЛ XXX кВ – в схеме ремонта ВЛ XXX кВ – возможно (указываются прогнозируемые последствия аварийного возмущения). Прошу на время ремонта ВЛ XXX кВ – в соответствии с пунктом 3.7 Методических указаний по устойчивости энергосистем согласовать работу с вынужденным перетоком активной мощности в вышеуказанном контролируемом сечении. Приложение: Характеристика энергорайона на 1 л. в 1 экз.

Характеристика

Приложение к письму Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ (РДУ) от № 1 энергорайона

Параметры Ночной максимум потребления Ночной минимум потребления Дневной максимум потребления Дневной минимум потребления Вечерний максимум потребления Генерация Переток в контролируемом сечении в период максимального потребления Максимально допустимый переток в контролируемом сечении Необходимый объем графиков ограничений Примечание: 1 ______________ энергорайон ограничен сечением: ВЛ XXX кВ – ; ВЛ XXX кВ – ; ВЛ XXX кВ – .

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

Величина, МВт

Официальные и нормативно-технические документы

Приложение 3 Типовая форма решения о работе в вынужденном режиме УТВЕРЖДАЮ: Первый заместитель Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» « » 201 г. Решение о работе в вынужденном режиме в контролируемом сечении (название контролируемого сечения) 1. В связи с (указывается причина, вызывающая необходимость перехода на работу с вынужденным перетоком активной мощности), с целью минимизации объема длительного ограничения потребления мощности в (название энергорайонов (энергоузлов)) разрешается работа с вынужденным перетоком активной мощности в контролируемом сечении (название контролируемого сечения): ВЛ XXX кВ – ; ВЛ XXX кВ – ; ВЛ XXX кВ – . В схеме (при необходимости приводятся дополнительные требования к схеме электрической сети) не более XXX МВт (при максимально допустимом перетоке в контролируемом сечении (название контролируемого сечения) XXX МВт). 2. При работе с вынужденным перетоком активной мощности в контролируемом сечении (название контролируемого сечения) при отключении (указывается перечень элементов электрической сети или генерирующего оборудования электрических станций, отключение которых при работе с вынужденным перетоком активной мощности в контролируемом сечении может привести к нарушению устойчивости) допускается нарушение устойчивости в контролируемом сечении (название контролируемого сечения) с последующей работой АЛАР (указываются отключаемые устройствами АЛАР элементы электрической сети), выделением (название энергорайонов (энергоузлов)) на изолированную работу с (указывается режим работы выделившегося на изолированную работу энергорайона (энергоузла) по частоте, информация об ожидаемом действии устройств ПА – АОПЧ, АЧР и др). 3. При работе с вынужденным перетоком запрещается: 3.1. Вывод из работы устройств АЛАР на (указываются элементы электрической сети). 3.2. Вывод основных защит (указываются элементы электрической сети). 3.3. Вывод в ремонт (указываются элементы электрической сети или объекты генерации). 3.4. Указываются дополнительные (при наличии) требования к режиму работы генерирующего оборудования электрических станций. 3.5. Переключения в первичных схемах и вторичных цепях присоединений распределительных устройств (указывается напряжение распределительных устройств и перечень объектов электроэнергетики). 3.6. Снижение объема АЧР в (название энергорайонов (энергоузлов)) ниже задания, установленного Филиалом ОАО «СО ЕЭС» . 3.7. Снижение объема графиков аварийного ограничения режима потребления в (название энергорайонов (энергоузлов)) ниже задания, установленного Филиалом ОАО «СО ЕЭС» . 3.8. Снижение объема управляющих воздействий от (указывается наименование устройства противоаварийной автоматики) ниже задания, установленного Филиалом ОАО «СО ЕЭС» . 3.9. Указываются дополнительные условия, невыполнение которых препятствует переходу на работу с вынужденными перетоками активной мощности. 4. В период действия настоящего Решения переход на работу с вынужденным перетоком активной мощности в контролируемом сечении (название контролируемого сечения) осуществляется диспетчером Филиала ОАО «СО ЕЭС» с разрешения первого заместителя директора – главного диспетчера Филиала ОАО «СО ЕЭС» или лица, его замещающего, по согласованию с директором по управлению режимами – главным диспетчером Филиала ОАО «СО ЕЭС» или лица, его замещающего, с уведомлением диспетчера главного диспетчерского центра ОАО «СО ЕЭС». 5. Срок действия настоящего Решения – до « » 201 г. 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Устойчивость систем

ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СИНХРОННЫХ ВЕКТОРНЫХ ВЕЛИЧИН: ОПЫТ НЕМЕЦКИХ СПЕЦИАЛИСТОВ М. Ваше, К. О. Хайде, Р. Кребс – Siemens AG, Х. Кухн – Transpower, Германия Ключевые слова: устройство измерения параметров векторов (PMU), вектор, синхронные векторные величины, мониторинг сетей крупных регионов, концентратор векторных данных, процессор векторных данных, перегрузка, устойчивость. АННОТАЦИЯ

Устойчивость электрических передающих сетей в последние годы привлекает к себе все больше внимания во всем мире. Последовавшие друг за другом несколько отключений целых энергосистем, так называемых блэкаутов, например в Европе и Северной Америке, показали, что передающие сети должны быть усовершенствованы в отношении как пропускной способности, так и устойчивости. Быстрое строительство новых линий обычно не рассматривается как выход из ситуации, поэтому меры по увеличению устойчивости существующих сетей представляют большой интерес. Одним из хорошо зарекомендовавших себя методов увеличения наблюдаемости энергосистемы является использование данных измерения параметров векторных величин в распределенных точках сетей энергосистем. Обработанная соответствующим программным обеспечением информация, поступающая с устройств измерения векторных величин (PMU), дает возможность инженерам АСУ ТП понимать степень стабильности во всей сети. Это помогает им в принятии правильных решений даже в критических ситуациях. В данной статье обсуждается применение такой системы обработки векторных данных в немецкой национальной распределительной сети (German Transmission System). ВВЕДЕНИЕ

Использование синхронных векторных величин для контроля и повышения стабиль-

ности сетей передачи энергии получает все большее значение во всем мире. Цель состоит в том, чтобы контролировать состояние системы, увеличить степень информированности о ее стабильности и сделать оптимальным использование существующих линий. Таким образом может быть повышена стабильность всей системы и даже улучшены рабочие характеристики передачи энергии. УСТОЙЧИВОСТЬ СЕТИ И ИЗМЕРЕННЫЕ СИНХРОННЫЕ ВЕКТОРНЫЕ ВЕЛИЧИНЫ Влияние на стабильность сети

На стабильность сети могут влиять многие события (рис. 1). В Европейской скоординированной сети (ранее – сеть UCTE) в первую очередь играет роль растущее количество энергии, поступающей от ветряных генераторов. Изменение в зависимости от ветра и нагрузки характеристик производительности передачи энергии между севером и югом делает процесс управления энергосистемой ответственной задачей. А еще причинами качаний мощности могут служить: ♦ отключение линий защитой при повреждениях; ♦ нехватка реактивной мощности; ♦ сильные колебания нагрузки; ♦ слабо затухающие качания, особенно в широких областях. Чтобы поддерживать стабильность сети на максимально возможном уровне, могут быть использованы синхронные векторные величины. Эти мгновенные значения в реальном масштабе времени позволяют лучше выполнить 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Устойчивость систем

Рис. 1. Причины нестабильности в сетях передачи электроэнергии

оценку состояния энергосистемы, что помогает операторам АСУ ТП принять решение о необходимости их вмешательства. Устройство измерения векторных величин

Синхронные векторные величины фиксируются так называемыми устройствами измерения векторных величин (PMU). Это на сегодняшний день наиболее современные устройства. В передающих сетях используются определенные PMU; в распределительных сетях эта функция может быть интегрирована в другие устройства, например в реле защиты. В течение долгого времени измерение и обработка векторных величин использовались, например, в устройствах дистанционной защиты для принятия решения о пуске защиты и выдаче команды отключения. Нововведения состоят в том, что, с одной стороны, векторным величинам присваиваются метки времени с использованием глобальной системы позиционирования GPS, а с другой стороны – что синхронные векторные величины собираются из широко распределенной передающей сети в центральной точке с целью их надлежащей ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

оценки и использования как инструмента контроля. Устройства PMU отсылают измеренные векторные величины на базе стандартизированного IEEE-протокола C37.118. Использование синхронных векторных величин обсуждалось на многочисленных конференциях (см. [1]–[6]). Следующие области являются потенциальными областями их применения: ♦ Проверка моделей сети: Сравнение данных моделирования с измеренными PMU значениями [5]. ♦ Идентификация субсинхронных качаний с анализом соответствующего демпфирования. ♦ Комбинация «медленных» измеренных RTU значений с измеренными синхронными векторными величинами в АСУ ТП сети с целью идентифицировать и проанализировать переходные процессы в энергосистеме. ♦ Усовершенствование процесса оценки сети в АСУ ТП. ♦ Использование полной передающей способности линий. ♦ Оценка показателя стабильности напряжения.

Устойчивость систем Хотя в обсуждениях специалисты склоняются к использованию метода в передающих сетях, растет интерес к нему и среди специалистов по распределительным сетям. На рис. 2 показано распределение устройств PMU в качестве приборов измерения мгновенных значений в реальном масштабе времени с централизованной оценкой для больших областей сети. В этом варианте они расположены между устройствами защиты (мгновенные измеренные значения, но возможна только локальная оценка) и АСУ ТП сети (контроль больших областей сети, но с медленными измеренными величинами). Чтобы синхронные векторные величины фактически могли сравниваться друг с другом, их измерение должно производиться с присвоением очень точной метки времени. Только в этом случае центральная система контроля (концентратор векторных данных (PDC)) может отображать корректные векторные величины вместе, таким образом давая возможность оценить динамическое состояние сети. При частоте сети, равной 50 Гц, погрешность метки времени в 1 миллисекунду уже приведет к погрешности уг-

ла фазы в 18 град. Точность PMU выражается при помощи показателя полной векторной погрешности (TVE) – комбинации отклонения точности измерения устройства PMU и точности его синхронизации по времени. Чтобы соответствовать стандартному протоколу IEEE C37.118, PMU должен показать TVE = 1 % или лучше. Скорость передачи данных измеренных PMU величин высокой точности в сетях с частотой 50 Гц составляет обычно 10 или 50 Гц. Поэтому можно контролировать не только медленные, квазиустановившиеся явления, но также и быстрые переходные качания мощности. Контролируемая область может представлять собой единичный коридор передачи с одной или более линиями или же передающую сеть с широкой областью охвата, такую как система UCTE. В экспериментальном проекте передачи энергии, описанном здесь, контролируется вся передающая сеть 400 кВ. Ее область охвата простирается от Северного моря до Альп, через всю Германию. Система обработки векторных данных

Данная статья представляет систему обработки векторных данных SIGUARD®-PDP. Эта

Рис. 2. Система контроля большой области сети в сравнении с контролем и защитой энергосистемы 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Устойчивость систем

система является программным пакетом контроля, который помогает оператору сети в получении информации о состоянии и стабильности энергосистемы. Система SIGUARD®-PDP, представленная на рис. 3, устанавливается в центральной точке и соединяется с устройствами измерения векторных величин PMU через быстродействующую линию обмена данными (например, 2 Мбит/с). Являясь центральным компонентом системы, концентратор векторных данных получает через каналы обмена данными оперативные измеренные величины подключенных устройств

PMU. Это векторные величины тока и напряжения, а также частоты, изменения частоты и т. д. Такие измеренные величины постоянно заносятся в архив и передаются на графический пользовательский интерфейс (ЧМИ – интерфейс «человек-машина»). В системе обработки векторных данных реализован контроль линий обмена данными, качества данных от PMU и внутренних функций системы. Через ЧМИ пользователь может выбрать между непосредственным наблюдением данных в режиме онлайн и анализом архивных данных в режиме офлайн. По желанию можно переходить из одного ре-

Рис. 3. Конфигурация системы обработки векторных данных с пятью подключенными устройствами PMU ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

Устойчивость систем

Рис. 4. Структура ЧМИ SIGUARD®-PSA

жима в другой, быстро и просто «бросая взгляд назад в прошлое». Далее рассмотрим более подробно ЧМИ пакета SIGUARD®-PDP и описание самого пакета. Интерфейс «человек-машина» должен поддерживать оператора сети в процессе идентификации и анализа критических состояний сети и предоставлять помощь в исследовании их причин. Данный интерфейс должен быть несложным и позволять выполнять операции интуитивно. Он предоставлять возможность выполнения следующих задач: ♦ Общее отображение состояния сети (исправное / критическое). ♦ Свободный выбор измеряемых величин, которые будут контролироваться во время работы, с возможностью выбора между векторной или временной диаграммой. ♦ Установка предельных значений для их контроля.

♦ Простота перехода из режима онлайн в режим офлайн и обратно для быстрого анализа критических ситуаций. ♦ Географическое представление энергосистемы с точками подключения устройств измерения векторных величин PMU для быстрого выявления областей сети с проблемами стабильности. ♦ Экспорт данных для дальнейшего анализа с помощью независимых инструментов и для составления отчетов. На приведенных ниже рисунках показана реализация этих требований в системе обработки векторных данных SIGUARD®-PDP. Все скриншоты – это примеры с моделируемым данными процессов. На рис. 4 показана структура главного окна SIGUARD в четырех частях: ♦ Состояние энергосистемы. Данная диаграмма показывает совокупный показатель 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Устойчивость систем

Рис. 5. Пример визуализации в области измеряемых величин

полного состояния контролируемой сети. Все измеренные устройствами PMU значения подвергаются вычислениям с целью проконтролировать предельные величины. Чем ближе кривая подходит к пунктирной линии предельной величины, тем более критическим считается состояние сети. Когда по крайней мере одна измеряемая величина нарушает предел, цвет кривой состояния энергосистемы изменяется с черного на красный, что позволяет быстро и легко распознать такую ситуацию. ♦ Географическое представление. Это окно отображает географическое расположение контролируемой передающей сети с линиями и подстанциями. Благодаря цветовой кодировке элементов сети оператор может немедленно распознать область, где имеются проблемы, например с перегрузкой в случае выбора цветового кодирования по току / мощности. Если выбирается цветовая кодировка по ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

углам напряжения, то может контролироваться стабильность установившегося режима. В приведенном примере цвет квадратов, представляющих подстанции, указывает состояние напряжения (синий = исправное, желтый = нарушено предельное значение 1, красный = нарушено предельное значение 2). Таким же образом цвет линий электропередачи указывает соответствие предельным величинам для тока. Если обмен данными с PMU будет нарушен, цвет элементов сети изменится на серый, что указывает на недействительность измеренных величин. ♦ Область отображения измеренных величин. Эта центральная область отображает временную характеристику выбранных векторных величин или других измеренных или расчетных величин. Выбор может осуществляться неоднократно при продолжающейся работе и гибко приспосабливаться к эксплуатационным требованиям. Выбор осуществля-

Устойчивость систем ется из списка всех измеряемых величин в области конфигурации. ♦ Область конфигурации. Здесь перечисляются все доступные измеряемые величины подключенных устройств PMU. Различные критерии просмотра (по имени, типу или устройству) позволяют быстро осуществлять просмотр. Имеется два типа измеряемых величин: векторные (могут также быть выведены в виде временной характеристики, например ток, напряжение) и аналоговые (могут быть выведены только в виде временной характеристики, например частота, активная мощность). Если необходимо, могут быть рассчитаны и выведены так называемая «кривая мощность–напряжение» или «пиковая кривая». Легкий переход из режима онлайн в режим офлайн и обратно осуществляется с помощью кнопки выбора (вверху справа). Пользователь легко может перемещаться между режимом контроля онлайн и режимом оценки архивных данных. На рис. 5 и 6 показаны различные типичные приложения для представления в поле измеренных величин: векторные на рис. 5 и «пиковая кривая» на рис. 6. На векторной диаграмме угол фазы и амплитуду выбранных токов и напряжений можно сравнивать друг с другом непосредственно. Если векторные данные устройств PMU, которые расположены далеко друг от друга по всей сети, объединить в одном представлении, становится возможным проникнуть в суть состояния нагрузок сети, баланса реактивной мощности и стабильности. «Пиковая кривая» является представлением напряжения по активной мощности для одной линии передачи. Для вычисления и отображения необходимо наличие PMU в обоих концах линии. При выполнении измерений на обоих концах линии «пиковая кривая» может динамически обновляться, то есть изменения параметров линии в результате колебаний температуры или нагрузки будут автоматически распознаваться. Таким образом, сравнивая фактическую точку функционирования (фактическое напряжение против фактической активной мощности) с точкой неустойчивости, становится возможным точно измерить, какое количество дополнительной

мощности может присутствовать на линии без потери устойчивого состояния стабильности. С помощью редактора предельных величин может быть определено до шести пределов для каждой измеряемой величины. Процессор векторных данных контролирует все выбранные измеренные величины относительно соблюдения пределов. При работе в режиме офлайн могут быть проанализированы все архивные данные. Оператор может выбрать диапазон на оси времени кривой состояния энергосистемы и затем воспроизвести события в этом диапазоне времени, чтобы проанализировать критические ситуации так часто, как ему это нужно. Выбор измеряемых величин в «области измеряемой величины» может также быть изменен с целью найти причины возмущений в сети. В таком режиме «воспроизведения» цвета символов системы в географическом представлении обновляются в соответствии с воспроизводимыми характеристиками измеряемой величины. При работе в режиме офлайн все зарегистрированные данные архива за выбранный промежуток времени могут быть экспортированы в формате файла *.CSV. Это позволяет выполнять оценку и документирование с помощью других инструментов, например выполнять табличное вычисление для того, чтобы быстро и легко составить отчеты. ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Система контроля большой области сети SIGUARD®-PDP использовалась в компании по транспортировке электроэнергии Stromubertragungs-GmbH (бывшая E.on Netz), одном из четырех немецких системных операторов, в течение приблизительно полугода. В это время никаких возмущений в сети не происходило, состояние функционирования всегда было абсолютно лишено критических ситуаций. Возникала необходимость анализа небольшого количества нештатных ситуаций, таких как отключение АЭС в Крюммеле 4 июля 2009 г., когда векторные данные послужили чрезвычайно хорошей основой. Исследования были сильно упрощены с помощью данных от устройств PMU. 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Устойчивость систем

Рис. 6. Пример «пиковой кривой»

В будущем планируется расширить работу с данными PMU и их анализом и использовать систему контроля большой области сети SIGUARD®-PDP дополнительно для обучения операторов в условиях динамического изменения параметров энергосистемы. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Являясь инструментом централизованной оценки динамики и стабильности сети, система контроля векторных данных вызывает интерес во всем мире. Тендеры по таким системам были проведены во множестве стран. Прогрессивное развитие рассматривается в следующих терминах: ♦ Интерфейсы с системами АСУ ТП (общий архив, экспорт измеренных величин, список аварийных сообщений). ♦ Интерфейс с другими операторами энергосистем для обмена измеренными устройствами PMU величинами. ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

♦ Объединение управляемых элементов сети (регулировка угла фазы, статический варкомпенсатор, передача по линиям электропередачи высокого напряжения на постоянном токе (HVDC)) в качестве предварительной стадии автоматизированного управления энергосистемой. Для взаимосвязанных сетей, например Европейской сети UCTE, передача синхронных векторных величин между операторами передающих систем имеет смысл. Благодаря знанию измеренных величин PMU с критических точек во всей сети, которые могут быть показаны в таких программах отображения, как SIGUARD®-PDP, на «всеевропейском мониторе» для каждого системного оператора, обзор сети может быть еще более улучшен. Если бы такая система была доступна 4 ноября 2006 г., когда произошло большое возмущение в системе UCTE, системный оператор смог бы очень быстро определить, что сеть UCTE распалась на зоны различной частоты.

Устойчивость систем На основании использования устройств PMU становится возможным контроль коридоров передачи между различными системными операторами. Необходимые каналы обмена данными для передачи синхронных векторных величин уже широко существуют в виде так называемого «электронного шоссе» между системами АСУ ТП. При использовании, например, 50 распределенных по всей Европе устройств PMU может быть реализован превосходный обзор состояния сети UCTE. Сделать это реальностью было бы относительно несложно, независимо от других интерфейсов центра систем АСУ ТП. Практический опыт выполнения экспериментальных проектов помогает производителям продолжать разработку их продуктов в верном направлении. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Gomes P., Krost G. and Pestana R. System Operation and Control CIGRE Session 2008, Special Report for Group C2.

2. Sezi T., Warichet J., Genet B. and Maun J.-C. Bringing New Vizualization Tools for the Detection and Mitigation of Dynamic Phenomena in the Transmission System CIGRE Session 2008 Paper C2-112. 3. Phadke A. G. and ThorpJ. S. Synchronized Phasor Measurements and their Applications Springer Verlag 2008. 4. Rehtanz C., Sengbusch K. V., Sezi T. and Simon R. Schutz and Uberwachungskonzepte auf Basis zeitsynchroner Messungen ETG/BDEWTutorial‚ Schutz und Leittechnik, Fulda, 11–12. Nov. 2008. 5. Ayuev B., Erokhine P. and Kulikov Y. PMU Application for IPS/UPS Dynamic Performance Monitoring and Study CIGRE Session 2008 Paper C2-101. 6. Styczynski Z., Prof. Sauvain, Buchholz B. and Wache M. PMU and Wide Area Measurements in Distribution Systems CIRED 2009, 20th International Conference on Electricity Distribution Prague 8–11 June 2009, Round Table 3b.

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 каче-

Т, С 15,00 10,00 5,00 0,00 -5,00 0

100

150

200

250

300

t, x

Рис. 1. График температуры окружающей среды на исследуемом промежутке времени ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

Задачи управления стве 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); 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 Ld(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 предыдущих значений температуры. Для моделирования зависимости нагрузки от погодных условий предложено использовать квадратичный полином вида Lw(t) = C1T2 (t – 1) + C2T(t – 1) + C3 ,

(3)

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:

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

100

150

200

250

300

t, x

Рис. 2. Графики экспериментальной и аппроксимирующей функций на временной базе для определения коэффициентов модели 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Задачи управления (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 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

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 прогнозировании ГЭН систем электроснабжения мегаполисов. 3. Разработано соответствующее алгоритмическое и программное обеспечение для реализации метода. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

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.

Проверки на месте Председатель Правления ОАО «ФСК ЕЭС» Олег Бударгин проверил ход работ по строительству объектов, которые будут обеспечивать энергообеспечение важнейших инфраструктурных проектов государственного масштаба – зимней Олимпиады в Сочи 2014 г. и саммита стран Азиатско-Тихоокеанского экономического сообщества (АТЭС) в 2012 г. Накануне начала отсчета 1000 дней до церемонии открытия зимней Олимпиады-2014 Олег Михайлович во главе делегации ФСК посетил Сочинский регион, где проинспектировал «олимпийские» подстанции 110 кВ Лаура, 220 кВ Псоу и Поселковая и провел совещание, посвященное ходу строительства, эксплуатации и охране энергообъектов, предназначенных для энергоснабжения Игр. Побывала делегация ФСК во главе с Олегом Бударгиным и на острове Русском во Владивостоке, где проверила, как идут работы по строительству магистральных сетевых объектов, которые обеспечат электроснабжение саммита АТЭС. В частности, председатель правления посетил подстанцию 220 кВ Русская, где завершаются строительно-монтажные работы. Напомним, в Приморье к началу саммита АТЭС ФСК будет построено восемь крупных магистральных электросетевых объектов: четыре подстанции 220 кВ общей мощностью около 430 МВА и четыре ЛЭП 220 кВ общей протяженностью 150 км.

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

Задачи управления

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)

05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

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 • 05 • 2011

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.

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 неисправ05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

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 • 05 • 2011

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).

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) 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

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 ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

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

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.

Задачи управления

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 лиОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

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 сверхпото-

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)

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 прямоугольной, 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; Y-1 – обратная матрица проводимостей.

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 программиро05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Задачи управления

Реальная зависимость

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): (14)

(8)

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

(10)

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

(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

Задачи управления (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. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

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.

Автоматизированное управление

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА БЛОКОВ «ГЕНЕРАТОР-ТРАНСФОРМАТОР С СЕКЦИОНИРОВАННОЙ ОБМОТКОЙ» ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ З. Гаич, Й. Менезес – ABB SA Products, Швеция; Т. Мьос – E-CO Vannkraft AS, Норвегия; А. Волден, Л. Элзет, А. Графтас – ABB AS, Норвегия

Ключевые слова: дифференциальная защита блока, защита генератора, гидроаккумулирующая электростанция. ВСТУПЛЕНИЕ

Каждая гидроаккумулирующая электростанция имеет по меньшей мере три режима работы, которые могут создавать проблемы при проектировании схемы защиты: режим генератора, режим насоса и пуск машины в режиме насоса. Основная разница между режимами генератора и насоса заключается в различии направлений вращения синхронной машины и направления (т. е. знака) потока активной мощности. Такое изменение направления вращения достигается при помощи так называемых реверсивных фазных разъединителей. Эти разъединители изменяют чередование двух фаз в насосном режиме с целью изменения направления вращения магнитного поля статора в синхронной машине на обратное. Однако физическое расположение реверсивных фазных разъединителей может быть очень важным для правильного проектирования некоторых функций защиты (например, дифференциальной защиты) блока «генератор/двигатель-трансформатор». Для данной установки реверсивные фазные разъединители 89G и 89P размещаются между низковольтными вводами блочного трансформатора и синхронной машины в соответствии с рис. 1, т. е. в пределах зоны защиты дифференциального реле. ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

Пуск синхронной машины в насосном режиме специфичен для каждой гидроаккумулирующей электростанции. На данной конкретной станции машина запускается как асинхронный двигатель при пониженном уровне напряжения. Снижение уровня напряжения достигается посредством применения специальной конструкции блочного трансформатора с секционированной вторичной обмоткой, соединенной в треугольник в соответствии с рис. 2. Работа дифференциальной защиты блока на любой электростанции должна основываться на балансе ампер-витков блочного трансформатора. То есть в принципе можно говорить о том, что она является разновидностью стандартной дифференциальной защиты трансформатора. При проектировании необходимой схемы дифференциальной защиты блока на электростанции с использованием трансформаторов тока CT1, CT7 и CT8 в соответствии с рис. 1 должны учитываться все вышеперечисленные факторы. Одна из проблем – как поступить с токами от трансформатора тока CT7 (т. е. точки соединения в звезду), которые могут заводиться на блочный трансформатор тремя разными способами в зависимости от режима работы машины. Вторая проблема – как выбрать и задать номинальные параметры блочного трансформатора (например, мощность, напряжение и группу соединения обмоток) для дифференциальной

Автоматизированное управление защиты блока в связи с особой конструкцией блочного трансформатора. В настоящей статье показано, как проектируется схема дифференциальной защиты блока с применением цифровых интеллектуальных электронных устройств последнего поколения. В программном обеспечении реле использует-

ся адаптивная схема с возможностью переключения токов CT7. НАСТРОЙКА ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

На рис. 1 показана схема одного блока «генератор/двигатель-трансформатор» с соответствующими защитными трансформаторами тока и напряжения, их коэффициентами трансформации и обозначениями фаз обмоток машины и блочного трансформатора. Показано расположение реверсивных пофазных разъединителей. В настоящей статье не представлена полная схема защиты для такой гидроаккумулирующей электростанции – ее можно найти в статье [3]. Вместо этого описываются проблемы, с которыми разработчики столкнулись при проектировании дифференциальной защиты блока для этой электростанции. Конструкция блочного трансформатора

Блочный трансформатор представляет собой двухобмоточный трансформатор с группой соединения обмоток YNd11. От средних точек каждой фазы обмотки НН, соединенной в треугольник, выведены три дополнительных отвода d, e и f в соответствии с рис. 2. Такая конструкция трансформатора позволяет создать «третью кажущуюся обмотку» с номинальным напряжением 7,75 кВ и группой соединения обмоток Yd9. Номинальные данные для «третьей кажущейся обмотки» приведены в круглых скобках на рис. 1 и 2. «Третья обмотка» используется только при пуске машины в насосном режиме (см. описание в следующем разделе). Для дифференциальной защиты такой трансформатор должен рассматриваться как трехобмоточный силовой трансформатор с группой соединения обмоток YNd11d9 [4]. Пуск электрической машины в режиме насоса

Рис. 1. Однолинейная схема электростанции с обозначениями фаз обмоток машины и блочного трансформатора

На каждой гидроаккумулирующей электростанции пуск электрической машины в режиме насоса создает проблему для проектировщиков. На различных электростанциях используются различные схемные решения. В нашей конкретной установке насос запускается как 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Автоматизированное управление

асинхронный двигатель методом прямого пуска в сеть при пониженном уровне напряжения. Снижение уровня напряжения достигается посредством специальной конструкции блочного трансформатора, как было сказано выше. Пуск насоса включает в себя следующие этапы: ♦ режим останова машины; ♦ подается напряжение на блочный трансформатор из высоковольтной системы (выключатель CB1 включен, CB2 и CB3 отключены в соответствии с рис. 1); ♦ вода вытесняется из камеры турбины при помощи компрессора; ♦ замыкается реверсивный пофазный разъединитель 89P; ♦ включается дополнительный пусковой резистор в цепь обмотки ротора для уменьшения тока;

♦ включается выключатель CB3, и машина запускается как асинхронный двигатель при напряжении 50 % номинального значения. Действующее значение пускового тока машины составляет около 200 % номинального значения. Необходимо учесть, что такой пусковой ток в высоковольтной сети будет расценен как номинальный ток (т. е. 100 %) вследствие изменения коэффициента трансформации блочного трансформатора при пуске; ♦ пусковой резистор отключается после разгона машины до скорости, близкой к синхронной, и в обмотку ротора подается ток возбуждения; ♦ двигатель втягивается в синхронный режим при напряжении 50 % номинального значения;

Рис. 2. Принципиальная схема, векторные диаграммы, номинальные данные и обозначения фаз блочного трансформатора ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

Автоматизированное управление ♦ отключается выключатель CB3, и машина оказывается временно отключенной от сети; ♦ включается форсировка возбуждения в течение следующей 1 с для повышения напряжения на зажимах машины с 50 до 100 % номинального значения; ♦ замыкается выключатель CB2 после односекундной форсировки возбуждения, и машина вновь синхронизируется с сетью при напряжении 100 % номинального значения; ♦ открывается поворотный затвор, и насос нагружается. Более подробно о последовательности пуска см. в [5]. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА БЛОКА

Необходимо учесть, что к схеме рис. 1 теоретически должен быть подключен трансформатор тока 50/1, находящийся в цепи возбуждения, но на практике его можно не учитывать, поскольку протекающий в этой точке ток очень мал. Трансформаторы тока CT1 и CT8 находятся в зоне срабатывания дифференциальной защиты блока. Однако трансформатор тока CT7 (т. е. ток в нейтрали обмотки машины) может подключаться к блочному трансформатору тремя различными способами в зависимости от режима работы блока (т. е. фактических положений CB2, CB3, 89G и 89P). Возможные варианты подключения трансформатора тока CT7 показаны в табл. 1. Для большинства цифровых дифференциальных реле необходимо ввести номинальные данные силового трансформатора, чтобы сба-

лансировать дифференциальную защиту трансформатора. Какие данные необходимо вводить и как должны заводиться на реле токи ТТ для данного применения? Известно, что номинальные данные любого силового трансформатора (показанные, например, на рис. 2) приводятся в соответствии с маркировкой выводов обмоток. Если токи дифференциальной защиты блока заводятся на дифференциальное реле в том же порядке (т. е. последовательности), что и маркировка выводов, номинальные данные блочного трансформатора можно использовать непосредственно для балансировки цифрового дифференциального реле. Таким образом, в процессе наладки дифференциального реле необходимо сделать следующее: ♦ фазные токи реле L1, L2, L3 для обмотки 420 кВ должны всегда подключаться как IA, IB, IC; ♦ фазные токи реле L1, L2, L3 для обмотки 15,5 кВ должны всегда подключаться как Ia, Ib, Ic; ♦ фазные токи реле L1, L2, L3 для обмотки 7,75 кВ должны всегда подключаться как Id, Ie, If. Используемое цифровое реле дифференциальной защиты блока [1] – адаптивное и может быть спроектировано на коммутацию токов CT7 в направлении функции дифференциальной защиты блока в зависимости от режима работы блока. Необходимо учесть, что вторичная обмотка трансформатора тока CT7 жестко соединена с аппаратной частью реле. Все необходимые переключения токов CT7 выполняются при помощи программного обеспечения реле. Однако следует учесть, что все программные коммутации токов CT7 будут выполняться только в

Таблица 1 Варианты подключения нейтрали обмотки статора к блочному трансформатору

Обозначение

05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Автоматизированное управление

то время, когда в первичном токе отсутствуют токи обмоток статора. Информация о режиме работы машины (генератор или насос) подается в реле через два дискретных входа с АСУ электростанции. Информация о режиме пуска насоса выводится в самом реле путем измерения напряжения на выводах машины с использованием трансформатора напряжения VT2 в насосном режиме работы. Если уровень напряжения ниже 75 %, прогнозируется пуск насоса, и в программном обеспечении выполняются соответствующие подключения CT7. Если измеренное напряжение оказывается больше 75 %, предполагается насосный режим работы, и токи CT7 соответствующим образом переключаются в программном обеспечении. В табл. 2 обобщены подключения ТТ к схеме дифференциальной защиты блока. Если токи ТТ всегда заведены на дифференциальное реле в соответствии с маркировками выводов трансформатора, номинальные токи

трансформатора должны вводиться в реле с целью балансировки дифференциальной функции (см. [1] и [2]). Необходимые данные для такого случая показаны в табл. 3. Поскольку коммутация токов ТТ дифференциальной защиты блока зависит от напряжения, эта функция блокируется сигналом УРОВ VT2 в насосном режиме работы. ОСЦИЛЛОГРАММЫ

Схема дифференциальной защиты первого блока была введена в эксплуатацию в июне 2010 г., второго блока – в ноябре 2010 г. С тех пор опыт эксплуатации – только положительный. На рис. 3 и 4 приведены осциллограммы, записанные на этой установке. Необходимо учесть, что буквы B, H и R используются для обозначения отдельных фаз трехфазной системы вместо более употребительных L1, L2 и L3 (МЭК) или A, B, C (ANSI). Такие обозна-

Подключения ТТ к схеме дифференциальной защиты блока

Таблица 2

Тип

Таблица 3 Значения базисных величин, необходимые для настройки дифференциальной защиты блока

Положение

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

Автоматизированное управление чения фаз используются конечным пользователем. На рис. 3 показаны записанные в процессе пуска машины при напряжении 7,75 кВ (например, 50 % номинального напряжения) осциллограммы следующих величин: a) напряжения трехфазного замыкания на землю на выводах машины (в первичных кВ); b) трехфазных токов на стороне 420 кВ блочного трансформатора (в первичных амперах); c) трехфазных токов на стороне нейтрали обмотки машины (в первичных кА). Во время пуска насоса дифференциальная защита блока была полностью устойчивой. На рис. 4 показаны зафиксированные при переключении напряжения питания с 7,75 кВ на 15,5 кВ во время пуска насоса (например, с 50 на 100 % номинального напряжения) осциллограммы следующих величин: a) действующих значений напряжения трехфазного замыкания на землю на выводах машины (в первичных кВ); b) трехфазных токов на стороне 420 кВ блочного трансформатора (в первичных амперах);

c) трехфазных токов на стороне нейтрали обмотки машины (в первичных кА). Касательно рис. 4 необходимо учесть следующее: ♦ цифра 1 на рис. 4a соответствует моменту времени, когда был отключен выключатель CB3, и машина оказалась отключенной от высоковольтной системы. При этом пропал ток на обеих сторонах блочного трансформатора; ♦ цифра 2 на рис. 4a соответствует периоду времени, равному 1 с., во время которого при увеличении тока возбуждения напряжение на зажимах машины увеличивается с 50 до 100 % номинального значения. При этом скорость вращения слегка уменьшается; ♦ цифра 3 на рис. 4a соответствует моменту времени, когда был включен выключатель CB2, и машина повторно синхронизируется с высоковольтной системой. При этом на мгновение на обеих сторонах блочного трансформатора вновь появляются токи. В течение 1-секундной форсировки возбуждения подключения токов ТТ к дифференци-

Рис. 3. Осциллограммы напряжений и токов во время пуска машины при пониженном напряжении 7,75 кВ (например, 50 % номинального напряжения) 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Автоматизированное управление

Рис. 4. Осциллограммы напряжений и токов во время переключения напряжения питания с 7,75 кВ на 15,5 кВ при пуске насоса

альной защите блока автоматически переключились (см. табл. 2, строка 4), на подключения (табл. 2, строка 3). Как показано на рис. 4, дифференциальная защита блока была устойчивой при пуске насоса. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящей статье показана схема дифференциальной защиты блока гидроаккумулирующей электростанции с достаточно сложным первичным оборудованием. Это решение было реализовано с помощью современного цифрового реле защиты генератора, которое успешно эксплуатируется уже около года. Чтобы правильно спроектировать схему дифференциальной защиты для подобных применений, необходимо решить следующие задачи: ♦ определить номинальные данные силового трансформатора; ♦ определить маркировки выводов силового трансформатора и соответствующие зависимости отдельных токов ТТ. Для гидроаккумуОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

лирующей электростанции обычно требуется трехфазная схема подключения, включая маркировки выводов блочного трансформатора и машины; ♦ необходимо убедиться в том, что на всех сторонах силового трансформатора и во всех режимах работы токи к реле дифференциальной защиты заведены в одной и той же последовательности, соответствующей маркировкам выводов; ♦ только после этого можно использовать номинальные данные силового трансформатора для балансировки дифференциальной защиты в соответствии с рекомендациями производителя. Необходимо учесть, что вышеприведенные утверждения касаются всех реле дифференциальной защиты трансформатора независимо от типа и производителя. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. ABB. «Интеллектуальное электронное устройство REG670. Техническое справочное руководство», 1MRK502013-UEN. 2007.

Автоматизированное управление 2. Gajic Z. Differential protection methodology for arbitrary three-phase power transformers, Конференция DPSP 2008, Глазго, Великобритания, 2008. 3. Gajic Z., Menezes J., Trisic D. , Citakovic M. Integrated Protection Scheme for Pump-Storage Hydroelectric Power Plant, 3-я Международная конференция «Вопросы релейной защиты и

автоматизации подстанций современных энергосистем сверхвысокого напряжения», СанктПетербург, Россия, 2011. 4. Силовые трансформаторы – Международный стандарт МЭК 60076, редакция 2.1. 5. Westgaard E., Nordrik E., Sonstad J. Aurland III: Storste pumpe i landet; Elektro, nr 11, 29 mai 1981 (на норвежском языке).

05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Автоматизированное управление

СОЗДАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕННЫХ СИСТЕМ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО И АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ А. Б. Осак, Е. Я. Бузина, Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук ВВЕДЕНИЕ

В связи с резкими изменениями внешних и внутренних условий существующие в российской электроэнергетике системы управления, в том числе системы автоматизированного управления (АСУ) и системы автоматического управления (САУ), теряют свою эффективность. В качестве изменившихся условий можно рассматривать факторы, указанные в статье «Анализ эффективности автоматических и автоматизированных систем управления в электроэнергетике» (авторы Осак А. Б., Бузина Е. Я.). Можно отметить как несоответствие существующих принципов управления новым условиям, так и отставание внедрения современных информационных технологий (ИТ) в системы управления в электроэнергетике. Выполняя анализ данных проблем, можно увидеть их взаимосвязь. Одной из современных тенденций является глобализация экономики и жизни общества, когда стираются существующие административные границы. Схожие тенденции наблюдаются и в электроэнергетике, что требует развития не только локальных, но и глобальных систем управления. Другим важным фактором является изменение как состава потребителей электрической энергии, так и их статических и динамических характеристик. Это приводит к изменению условий и требований к электроснабжению, включая качество электроэнергии. Без этого

невозможно эффективно осуществлять объявленную руководством РФ приоритетной программу энергосбережения в ее части, связанной с электроэнергетикой. Учитывая свойства современных ЭЭС, можно отметить, что эффективное управление невозможно только локальными САУ. Без глобальных систем управления невозможно обеспечить надежную работу электроэнергетических систем (ЭЭС) и их объединений. А для развития глобальных САУ требуется развитие применяемых в них ИТ. В целом можно отметить революционное развитие ИТ за последние десятилетия. Но наиболее значимые достижения касаются главным образом информационных задач, в том числе применяемых в электроэнергетике. Но для применения современных ИТ в глобальных САУ в электроэнергетике требуется адаптация этих ИТ. Выделим основные требования к САУ ЭЭС и их объединений: ♦ в связи с возможностью развития быстрых аварийных процессов в ЭЭС необходимо обеспечить гарантированную реакцию САУ (включая глобальные САУ) в течение от нескольких десятков до нескольких сотен миллисекунд, в зависимости от вида аварийного возмущения; ♦ в связи с огромной важностью электроэнергетики, как инфраструктуры для функционирования экономики и жизни общества, требуется очень высокая надежность и адекватность САУ. Также следует отметить необходимость обеспечения работоспособности и живучести электроэнергетических систем и их объедине05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Автоматизированное управление

ний в случае отказа или ложной работы отдельных алгоритмов САУ; ♦ в связи с повышенными требованиями к качеству электроэнергии современных электроприемников (особенно энергосберегающих) необходимо непрерывно обеспечивать адекватное управление режимом ЭЭС вне зависимости от состояния каналов связи и другой инфраструктуры САУ; ♦ современная электроэнергетика представлена большим числом субъектов (независимых друг от друга компаний). Это предъявляет особые требования к конфиденциальности и безопасности передачи информации внутри распределенной глобальной САУ и защите ее от несанкционированного доступа. Традиционный подход к администрированию, когда централизованные администраторы имеют доступ ко всей информации, непригоден. Соответственно структура САУ должна быть адаптирована к новым условиям. Новые функции АСУ и САУ нужны для повышения надежности и живучести работы ЕЭС России, а также являются необходимым условием эффективного внедрения энергосберегающих технологий и современных систем противоаварийного управления. ПРИКЛАДНОЕ ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДЛЯ СОЗДАНИЯ АСУ И САУ

ППО «ПЛАТФОРМА-АПК» – разработанная авторами информационная платформа для создания глобальных и локальных распределенных систем автоматического и автоматизированного управления в электроэнергетике. Основные функции ППО «ПЛАТФОРМА-АПК»: ♦ обеспечение жесткого реального времени в распределенных на тысячи километров САУ; ♦ многократно резервируемая подсистема передачи данных в распределенной САУ; ♦ самодиагностика САУ и АСУ в целом и отдельных подсистем и блоков; ♦ взаимодействия с внешними (сторонними) информационными и управляющими системами и конечным электроэнергетическим оборудованием; ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

♦ взаимодействие с системным программным обеспечением и аппаратными средствами САУ; ♦ защита распределенной САУ от несанкционированного доступа; ♦ база данных реального времени и подсистема долговременного хранения информации; ♦ обеспечение функционирования адаптивных алгоритмов управления, сохраняющих работоспособность при отказе части САУ. Основные отличия и преимущества ППО «ПЛАТФОРМА-АПК»: ♦ разрабатываемое ППО адаптировано к задачам и условиям электроэнергетики (необходимость распределения АСУ и САУ на тысячи километров); ♦ разрабатываемое ППО ориентировано на обеспечение требуемого уровня надежности и живучести применяемых информационных платформ при создании глобальных систем управления в широком функциональном диапазоне, особенно для глобальной системы противоаварийного управления, требующей гарантированного управления за короткий интервал времени. В качестве прототипа ППО «ПЛАТФОРМА-АПК» выбран разработанный авторами ранее программный комплекс «SCADA-АНАРЭС», предназначенный для создания локальных информационных и управляющих систем в электроэнергетике, внедренный на ряде электроэнергетических объектов Иркутской и Амурской областей [1, 2]. Используя опыт создания, внедрения и эксплуатации программного комплекса «SCADAАНАРЭС», авторы начали разработку информационной платформы для создания глобальных и локальных распределенных систем автоматического и автоматизированного управления в электроэнергетике. В начале работ по разработке ППО «ПЛАТФОРМА-АПК» был выполнен анализ существующих систем, включая «SCADAАНАРЭС», их преимуществ и недостатков, сформулированы основные нерешенные задачи. Доработаны отдельные программные блоки комплекса «SCADA-АНАРЭС», разработаны новые программные блоки. Основные нововведения: ♦ введение понятия «каналы» и «маршруты» как одного из видов конфигурационной

Автоматизированное управление информации распределенной системы управления. Автоматическое нахождение основных и резервных маршрутов с определением их надежности, пропускной способности и величины задержек передачи данных; ♦ описание взаимосвязи сигналов (первичных и обработанных). Автоматическое определение пропадающего функционала САУ при отказе первичного датчика (сигнала), устройства или канала связи; эта функция в автоматическом режиме должна выполняться на всех распределенных узлах САУ; ♦ привязка диагностической информации о работоспособности программных блоков, о работоспособности и задержках каналов связи к состоянию достоверности сигналов; ♦ организация пакетной передачи информации. Применение резервируемых слотов данных для обеспечения жесткого реального времени в распределенной САУ. Это необходимо в связи с появлением дополнительной информации, связанной с диагностикой каналов и распределенных узлов САУ, передаваемой по каналам связи во время эксплуатации системы. Расширены возможности и функции самодиагностики для упрощения и повышения качества пуско-наладочных работ: ♦ автоматическое сохранение действий пользователя при его работе с элементами пользовательского интерфейса, возможность повторения действий; ♦ автоматическая регистрация начала и завершения основных функций системы для анализа корректности работы системы в целом; ♦ сохранение в сервере каналов изменений от программных блоков (серверов данных) для возможности эмуляции (имитации) работы отдельных блоков. Приведенные нововведения, а также само ППО «ПЛАТФОРМА-АПК» будут опробованы в аппаратно-программном комплексе управления нормальными и аварийными режимами большого энергообъединения, который создается в рамках международного проекта «Интеллектная координация оперативного и противоаварийного управления энергообъединениями Европейского союза и России» (английская аббревиатура ICOEUR) [3].

БАЗА ДАННЫХ АСУ И САУ ДЛЯ ДОЛГОВРЕМЕННОГО ХРАНЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ

Важной составляющей любой АСУ и САУ является база данных, описывающая объекты контроля и управления. Для решения электроэнергетических задач в широкой постановке по управлению режимами требуется подробное описание параметров схемы замещения элементов электрической сети, нагрузки и генерации. В совокупности необходим большой объем информации, требующий трудозатрат по первоначальной подготовке и вводу его в базу данных АСУ или САУ. Кроме того, требуется большая работа по актуализации и верификации данных на этапе пуска-наладки, а также проведение подобной работы в период эксплуатации, так как постоянно происходят изменения как состава оборудования (ремонты, замена, ввод новых объектов), так и параметров режима (значений нагрузок и генераций). Если мы имеем достаточно сложную задачу управления, такую как координированное автоматическое управление локальными регуляторами и устройствами противоаварийной автоматики, то задача поддержания актуальных данных является очень сложной, требующей больших трудовых ресурсов, причем основная их составляющая необходима на этапе верификации. При этом возникает проблема – как эксплуатировать АСУ и САУ в период, когда предыдущие данные уже неактуальны, а новые еще не выверены. Для решения данной проблемы предлагается создать иерархическую модель данных по энергообъектам, контролируемым и управляемым АСУ или САУ. Рассмотрим возможную иерархию на примере энергообъединения ОЭС/ЕЭС. На первом уровне можно данное энергообъединение представить в виде нескольких узлов, где каждое государство будет представлено одним узлом. На втором уровне иерархии, к примеру, узел, соответствующий РФ, может быть представлен в виде семи узлов, соответствующих ОЭС (ОЭС Центра, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги, ОЭС Урала, ОЭС Сибири, ОЭС Востока). 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Автоматизированное управление

На третьем уровне иерархии узел каждой ОЭС будет представлен несколькими узлами, соответствующими ЭЭС, которые входят в конкретную ОЭС. Фактически предлагается иерархию данных выполнить в соответствии со структурой оперативно-диспетчерского управления энергообъединением. В связи с проведенной реформой электроэнергетики в РФ появились энергопредприятия, работающие в нескольких ЭЭС, к таким предприятиям относятся ФСК, МРСК, ОГК, ТКГ. Было бы правильно предложить несколько вариантов иерархии. Одну, как было описано выше, в соответствии с территориальной структурой оперативно-диспетчерского управления. Другую – в соответствии со структурой предприятий – собственников энергообъектов, где в качестве иерархии можно задавать структуру филиалов и дочерних организаций этих предприятий. Возможно применение и других структур иерархии. Еще одна важная проблема заключается в том, что невозможно раз и навсегда создать абсолютно точную и полную модель энергообъединения. На практике модели отдельных элементов периодически уточняются, видоизменяются и корректируются. Соответственно изменяется состав необходимых исходных данных. Если каждый раз менять структуру базы данных, то потребуются огромные трудозатраты на пуск-наладку АСУ или САУ после изменения структуры базы данных. Поэтому предлагается гибкая структура базы данных, где можно вводить любую имеющуюся информацию по энергообъектам, их элементам, параметрам режима и др., касающуюся функционирования энергосистем и энергообъединений. Рассмотрим основные функции такой гибкой базы данных: 1. Необходимо иметь возможность задавать и модифицировать структуру иерархии данных. Важная возможность – это задание процессов изменения структуры во времени в соответствии с реальными событиями (реформирование, объединение, разделение и т. п.). 2. Возможность привязки данных (или файла с данными) к различным уровням и вариантам иерархии данных. ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

3. Отдельные параметры (наборы данных) необходимо систематизировать и классифицировать в соответствии со словарем параметров и их типовыми значениями [4]. Такой словарь должен быть в составе базы данных вместе с функцией по его корректировке. Подобная систематизация применена в международных открытых стандартах описания информационных моделей систем – Common Information Model (CIM) [5]. 4. Описание взаимодействия одних объектов с другими [6]. В качестве прототипа можно использовать гиперссылки, широко применяемые в Интернете. 5. И, наконец, должны быть функции самой базы данных, позволяющие формировать на основе информации, хранящейся в ней, различные математические модели ЭЭС и их объединений (например, для расчета потокораспределения, переходных процессов и др.). Здесь же должна быть функция сравнения новых и предыдущих вариантов (версий) моделей для упрощения процедуры верификации и пусканаладки. Соответственно подобные функции должны быть представлены в виде отдельных программных блоков, работающих как с самой базой данных, так и с ее словарем и описателем структуры иерархии данных. Набор таких программных блоков должен быть описан в словаре, и их состав может изменяться во время эксплуатации по мере развития расчетных блоков, блоков визуализации и функций управления. Важным свойством разрабатываемой базы данных является возможность использования документов-первоисточников в качестве исходных данных, поскольку многие параметры конкретного электрооборудования приведены в каких-то документах, например в паспортах, протоколах испытаний и других. Обычно при вводе информации в базу данных необходимо в какие-то таблицы ввести значения из документа-первоисточника, в результате чего теряется его связь с базой данных. Предлагается при наличии текстового варианта документа, используя специальные теги и словарь параметров, помечать в тексте параметры и в дальнейшем использовать это как файл исходных данных. При этом сам текстовый до-

Автоматизированное управление кумент может храниться в различных видах, например как документ MS Word, в форматах RTF, XML или просто как текстовый файл без форматирования. Ссылка на файл сохраняется в базе данных и при выполнении функции актуализации данных из первоисточника будет в автоматическом режиме заполнять соответствующие таблицы и формы в базе данных. Для возможности вывода на печать документов первоисточников имеется функция формирования специальной редакции документа с удаленными тегами. Важное свойство базы данных, которое необходимо обеспечить, – это чтобы в любой момент времени информация в ней была целостной и структурированной, даже в моменты, когда происходит корректировка структуры иерархии или словаря параметров. Этого можно достичь в том случае, если любые изменения будут заключаться не в удалении данных или замене текущих значений на новые, а в добавлении новых записей с одновременной пометкой старых данных как устаревших [5]. Подобный подход реализован в различных системах управления разработкой программного обеспечения и контроля версий исходного текста программ, например в системе Subversion. ВЫВОДЫ

Названы новые условия, требующие развития глобальных и локальных систем автоматического и автоматизированного управления в электроэнергетике. Быстрое развитие ИТ способствует появлению глобальных САУ и дальнейшему развитию систем. Разработано ППО «ПЛАТФОРМА-АПК», предназначенное для создания локальных и глобальных (распределенных) АСУ и САУ. Указанное ППО обладает рядом функций и свойств, ориентированных на надежную и эффективную работу глобальных САУ, даже в случае отказа каналов связи или отдельных узлов САУ. Сформулированы требования к системе долговременного хранения информации для АСУ и САУ, позволяющие упросить их пуско-наладку и эксплуатацию, включая этапы их развития и реконструкции.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Осак А. Б., Домышев А. В., Сорокин И. В. Автоматизация систем диспетчерского управления электроэнергетическими объектами на основе SCADA-АНАРЭС // Современные программные средства для расчетов нормальных и аварийных режимов, надежности, оценивания состояния, проектирования электроэнергетических систем: Сб. докл. VI науч.-практ. семинара. – Новосибирск: ИДУЭС, 2006. 2. Осак А. Б., Домышев А. В., Сорокин И. В. Опыт создания и внедрения современных устройств противоаварийной автоматики АПНУ и перспективы их развития // Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации. – 2009. – № 1. – С. 55–58. 3. Осак А. Б., Домышев А. В., Бузина Е. Л. Современные подходы к созданию аппаратнопрограммного комплекса управления нормальными и аварийными режимами большого энергообъединения // Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем: Сб. докл. межд. науч.-техн. конф. (Москва, 7–10 сентября 2009 г.). 4. Осак А. Б., Домышев А. В., Шепилов О. Н. Разработка словаря электроэнергетических терминов как основы взаимодействия различных программных комплексов // Современные программные средства для расчетов и оценивания состояния режимов электроэнергетических систем: Сб. докл. III межд. науч.-практ. семинара. – Новосибирск: ИДУЭС, 2004. – С. 83–87. 5. IEC 61970 Energy Management System Application Program Interface (EMS-API) – Part 301: Common Information Model (CIM) Base, cd2.0, April 2009. 6. Осак А. Б., Домышев А. В., Шепилов О. Н. Система унифицированного хранения и обмена данными для электроэнергетических задач и ее применение в ПВК АНАРЭС-2000 // Современные программные средства для расчетов надежности и оценивания состояния режимов электроэнергетических систем: Сб. докл. IV межд. науч.-практ. семинара. – Новосибирск: ИДУЭС, 2004. – С. 99–105. 05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Профессиональные праздники и памятные даты 1 октября

Международный день музыки. Праздник учрежден 1 октября 1975 г. по решению ЮНЕСКО. День отмечается ежегодно во всем мире большими концертными программами, с участием лучших артистов и художественных коллективов.

Международный день пожилых людей. Провозглашен Генеральной Ассамблеей ООН 14 декабря 1990 г. В России день отмечается на основании Постановления Президиума Верховного Совета РФ от 1 июня 1992 г. «О проблемах пожилых людей». В центре внимания — интересы пожилых граждан и инвалидов пожилого возраста.

День сухопутных войск РФ. 1 октября 1550 г. царь всея Руси Иван IV (Грозный) издал Приговор «Об испомещении в Московском и окружающих уездах избранной тысячи служилых людей», заложивший основы регулярной армии. День отмечается по Указу Президента России от 31 мая 2006 г.

3 октября

День ОМОНа. Отряды милиции особого назначения органов внутренних дел впервые были созданы в соответствии с Приказом МВД СССР от 3 октября 1988 г. День ОМОНа отмечается в соответствии с Приказом министра внутренних дел РФ Бориса Грызлова от 1 марта 2002 г.

4 октября

Всемирный день животных. 4 октября — день памяти католического святого, покровителя животных Франциска Ассизского. Решение отмечать World Animal Day было принято на Международном конгрессе сторонников защиты природы, проходившем во Флоренции в 1931 г.

День космических войск России. 4 октября 1957 г. в СССР был произведен запуск первого искусственного спутника Земли, который открыл космическую эру в истории человечества. Это праздничный день для тех, кто посвятил себя работе над созданием космических аппаратов оборонного назначения.

День гражданской обороны МЧС России. 4 октября 1932 г. постановлением правительства была создана общесоюзная система местной противовоздушной обороны СССР. Позднее она преобразовалась в гражданскую оборону, а в 1987 г. на ГО были возложены задачи борьбы с природными и техногенными катастрофами.

5 октября

День учителя. ЮНЕСКО утвердил этот международный праздник в 1994 г., а у нас в стране его отмечают уже 45 лет. Cогласно Указу Президента России от 3 октября 1994 г. День учителя отмечается 5 октября.

День работников уголовного розыска. В октябре 1918 г., согласно Положению Наркомата внутренних дел РСФСР, было организовано Центральное управление уголовного розыска. С тех пор при органах милиции стали действовать специальные подразделения для охраны порядка путем негласного расследования преступлений.

6 октября

День российского страховщика. 6 октября 1921 г. Совнарком РСФСР принял декрет «О государственном имущественном страховании», в результате которого начал деятельность Госстрах. Эта дата считается днем зарождения отечественной страховой деятельности.

9 октября

Всемирный день почты. 9 октября 1874 г. в Швейцарии представителями 22 стран, в том числе России, был подписан договор, учредивший Генеральный почтовый союз. Всемирным днем почты эта дата провозглашена в 1969 г., на Конгрессе Всемирного союза почтовиков в Токио.

10 октября

День работников сельского хозяйства и перерабатывающей промышленности.

Праздник установлен Указом Президента РФ от 31 мая 1999 г. и отмечается каждое второе воскресенье октября. В этот день поздравляют всех тех, кто трудится на земле, перерабатывает и поставляет продукты питания.

12 октября

День кадрового работника. В этот день в 1918 г. решением Народного комиссариата юстиции была принята Инструкция «Об организации советской рабоче-крестьянской милиции», предписывающая создание кадровых аппаратов. Традиция отмечать профессиональный праздник кадровиков зародилась именно в органах внутренних дел.

14 октября

Международный день стандартизации.

В этот день в 1946 г. делегации от 25 стран собрались в Лондоне и приняли решение о координации работы национальных комитетов по стандартам. 14 октября 1970 г. по решению Международной организации по стандартизации (ISO) дата получила статус праздника.

16 октября

День Шефа (День Босса). Поддержанный во многих странах праздник зародился в 1958 г. по инициативе американской секретарши Патриции Хароски. В этот день полагается выразить уважение к шефу и вспомнить, что руководитель — это ответственность за каждый шаг и за каждое слово.

Поздравим друзей и нужных людей! 17 октября

День работников пищевой промышленности. Профессиональный праздник берет свое начало с 1966 г., с Постановления Президиума Верховного Совета СССР. С тех пор отечественные пищевики отмечают его каждое третье воскресенье октября.

День работников дорожного хозяйства. Это праздник тех, кто строит автомагистрали и мосты, обеспечивает надежное автомобильное сообщение. Он появился на основании Указа Президента РФ от 7 ноября 1996 г. и поначалу отмечался в последнее воскресенье октября. Указом от 23 марта 2000 г. праздник получил новую дату — третье воскресенье месяца.

20 октября

День рождения Российского военноморского флота. 20 октября 1696 г. Боярская

Дума по настоянию Петра I приняла решение о создании регулярного военно-морского флота России: «Морским судам быть». Этот день и принято считать днем рождения Российского военно-морского флота.

День военного связиста. 20 октября 1919 г. приказом Реввоенсовета Советской Республики было сформировано управление связи. Тем самым была заложена структура современных войск связи.

22 октября

Праздник Белых Журавлей. День учрежден

народным поэтом Дагестана Расулом Гамзатовым как праздник поэзии и как память о павших на полях сражений во всех войнах. Литературный праздник способствует укреплению многовековых традиций дружбы народов и культур многонациональной России.

23 октября

25 октября

День таможенника Российской Федерации. 25 октября 1653 г. согласно повелению

царя Алексея Михайловича в стране появился Единый таможенный устав, регламентирующий взимание таможенной пошлины. А 25 октября 1991 г. Указом Президента РФ был образован Государственный таможенный комитет.

28 октября

День армейской авиации. В этот день в 1948 г. в подмосковном Серпухове была сформирована первая авиационная эскадрилья, оснащенная вертолетами. Она положила начало армейской авиации как отдельному роду войск. С 2003 г. данные подразделения находятся в ведении Военновоздушных сил.

29 октября

День работников службы вневедомственной охраны МВД. История праздника

ведет отсчет с 29 октября 1952 г., когда Совет Министров СССР принял постановление, касающееся охраны объектов народного хозяйства. Охрана объектов вне зависимости от их ведомственной принадлежности — вот определяющий момент в названии службы.

30 октября

День инженера-механика. Отсчет в данной

профессии принято вести с 1854 г., когда на Российском флоте был образован корпус инженеровмехаников. А начало празднованию положил приказ Главкома ВМФ от 1996 г. Сегодня данной специальностью овладевают сотни тысяч российских студентов.

День работников рекламы. Профессиональ-

День памяти жертв политических репрессий. День памяти установлен Постановлени-

ный праздник рекламистов (reclamare — выкрикивать) отмечается в России с 1994 г. 23 октября — это день творческих людей, которые вносят неоценимый вклад в развитие торговли и экономики страны.

ем Верховного Совета РСФСР от 18 октября 1991 г. В число восьмисот тысяч пострадавших от политических репрессий входят и оставшиеся без опеки дети репрессированных.

24 октября

Международный день ООН. В этот день в 1945 г. вступил в силу Устав Организации Объединенных Наций. В 1971 г. на 26-й сессии Генеральная Ассамблея провозгласила этот день международным праздником.

День подразделений специального назначения. История спецназа в России берет начало с создания в 1918 г. частей особого назначения — ЧОН, предназначенных для борьбы с басмачеством. С 1950 г. спецназ призван пресекать террористические действия, ликвидировать преступные группы и проводить другие сложные операции.

31 октября

День автомобилиста. Праздник отмечается на основании Указа Президента России от 7 ноября 1996 г. «Об установлении Дня работников автомобильного транспорта и дорожного хозяйства». Позднее дорожникам была выделена своя дата, а автомобилисты получили собственный почетный день — последнее воскресенье октября. День работников СИЗО и тюрем. Учрежден приказом директора ФСИН и является новым праздником для России. Некоторые тюрьмы в этот день открывают замки и тайны своих учреждений.

ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛЫ ИД «ПАНОРАМА»

Издательский Дом «ПАНОРАМА» – крупнейшее в России издательство деловых журналов. Десять издательств, входящих в ИД «ПАНОРАМА», выпускают более 100 журналов. 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 – 200 ученых: академиков, членов-корреспондентов академий наук, профессоров и более 500 практиков – опытных хозяйственных руководителей и специалистов.

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

НАИМЕНОВАНИЕ

Стоимость Стоимость подписки подписки по через каталогам редакцию

АФИНА

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

www.afina-press.ru, www.бухучет.рф

36776

99481

Автономные учреждения: экономиканалогообложениебухгалтерский учет Бухгалтерский учет и налогообложение в бюджетных организациях Бухучет в здравоохранении Бухучет в сельском хозяйстве Бухучет в строительных организациях

20285

61866

80753

99654

82767

16609

82773

16615

82723

16585 Лизинг

32907

и налоговое 12559 Налоги планирование

4602

НАИМЕНОВАНИЕ

Стоимость Стоимость подписки подписки по через каталогам редакцию

ВНЕШТОРГИЗДАТ

www.vnestorg.ru, www.внешторгиздат.рф

4374

82738

Валютное 16600 регулирование. Валютный контроль

12 492

11 868

46021

11825 Весь мир – наш дом!

1800

1710

84832

12450 Гостиничное дело

8130

7722

2640

2508

3498

3324

3366

3198

4392

4170

4392

4170

20236

4392

4170

84826

4392

4170

84866

61874 Дипломатическая служба 12383 Международная экономика бизнес 12322 Общепит: и искусство

4698

4464

79272

99651 Современная торговля

8130

7722

18 984

18 036

84867

12323 Современный ресторан

6072

5766

ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛЫ ИД «ПАНОРАМА» Индексы по каталогу «Роспечать» «Почта и «Пресса России» России»

82737 85181

НАИМЕНОВАНИЕ

Таможенное 16599 регулирование. Таможенный контроль Товаровед 12320 продовольственных товаров

Стоимость Стоимость подписки подписки по через каталогам редакцию

12 492

11 868

3912

3714

МЕДИЗДАТ

www.medizdat.com, www.медиздат.рф

46543

Вестник неврологии, 79525 психиатрии и нейрохирургии Вопросы здорового 10274 и диетического питания 24216 Врач скорой помощи

80755

99650 Главврач

47492 22954

46105

3366

3198

46313

24217 Ректор вуза

5352

5082

47392

45144

1305

1239

46311

24218 Ученый Совет

4740

4506

2124

2016

2220

2112

Русская галерея – ХХI век

11830

4014

3816

4326

4110

12524 Физиотерапевт

3840

3648

84811

12371 Хирург лечебного 99369 Экономист учреждения

3840

3648

3708

3522

36273

12303 Музей

46030

84881

37196

84794

1599

3522

84809

1176

1683

3708

46312

1236

79901 Хороший секретарь

46106

82789

99291 Мир марок

71294

3636

1920

3198 3456

3816

3366

3198

3468

3294

ПОЛИТЭКОНОМИЗДАТ

84787

местной 12310 Глава администрации

3366

3198

84790

12307 ЗАГС

3120

2964

84786

12382 Коммунальщик

3894

3702

84788

журнал 12309 Парламентский Народный депутат

4668

4434

84789

12308 Служба занятости

3228

3066

20283

Социальная политика 61864 и социальное партнерство

4392

4170

ПРОМИЗДАТ

www.promizdat.com, www.промиздат.рф

84822 82714

3540

3366 82715

НАУКА и КУЛЬТУРА

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

46310

24192 Вопросы культурологии

2370

2250

36365

99281 Главный редактор

1647

1566

20238

61868 Дом культуры

3120

2964

Школа. Гимназия. Лицей: наши новые горизонты

www.politeconom.ru, www.политэкономиздат.рф

1824

4014

Стоимость Стоимость подписки подписки по через каталогам редакцию

36395

3522

3366

36668

НАИМЕНОВАНИЕ

3708

44028 Медсестра Охрана труда техника безопасности 15022 ив учреждениях здравоохранения Санаторно-курортные организации: менеджмент, 25072 маркетинг, экономика, финансы. Проблемы восстановительной медицины 16631 Санитарный врач врача 24209 Справочник общей практики 12369 Справочник педиатра Стоматолог. Вопросы челюстно-лицевой, хирургии, 16629 пластической имплантологии и клинической стоматологии 12366 Терапевт

23140

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

82716 82717 84815 36390 84818 36684 36391 37199

12537 Водоочистка Генеральный Управление 16576 директор: промышленным предприятием Главный инженер. 16577 Управление промышленным производством 16578 Главный механик 16579 Главный энергетик по маркетингу 12530 Директор и сбыту 12424 Инновационный менеджмент и автоматика: 12533 КИП обслуживание и ремонт 25415 Консервное производство 99296 Конструкторское бюро Молоко и молочные 23732 продукты. Производство и реализация

3606

3426

8856

8412

5256

4992

4464

4242

4464

4242

8820

8382

8016

7614

4392

4170

8784

8346

4326

4110

8784

8346

82720

18256

82721

НАИМЕНОВАНИЕ

Стоимость Стоимость подписки подписки по через каталогам редакцию

Нормирование 16582 и оплата труда в промышленности Оперативное управление электроэнергетике. 12774 вПодготовка персонала и поддержание его квалификации Охрана труда и техника 16583 безопасности на промышленных предприятиях

4326

1857

3912

3714 41763

3948

3750

84859

12399 Хлебопекарное производство Электрооборудование: 12532 эксплуатация, обслуживание и ремонт

8784

8346

4392

4170

12531 Электроцех

3774

3588

www.selhozizdat.ru, www.сельхозиздат.рф

84834

Агробизнес: экономика12562 оборудованиетехнологии Ветеринария 12396 сельскохозяйственных животных

3606

3426

82782

3030

82764

16606 Главный зоотехник

3192

3030

3156

3000

37065

82766

61870

16608

37191

12393

82765

16607

37194

22307

37195 84836

82776 79438

3192

4464

4242

3636

3456

4086

3882

44174 Прораб

3774

3588

4464

4242

3912

3714

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

ТРАНСИЗДАТ

9030

16605 Главный агроном

и оплата 16614 Нормирование труда в строительстве Охрана труда и техника 16612 безопасности в строительстве Проектные 99635 и изыскательские работы в строительстве

www.transizdat.com, www.трансиздат.рф

9504

82763

Кормление сельскохозяйственных животных и кормопроизводство Нормирование и оплата труда в сельском хозяйстве Овощеводство и тепличное хозяйство Охрана труда и техника безопасности в сельском хозяйстве Рыбоводство и рыбное хозяйство

84782 82769

СЕЛЬХОЗИЗДАТ

37020

82770 36986

16580 Управление качеством

84816

www.stroyizdat.com, www.стройиздат.com

82772 1956

82781

36393

Автотранспорт: 16618 эксплуатация, обслуживание, ремонт Грузовое и 99652 пассажирское автохозяйство Нормирование и оплата 16624 труда на автомобильном транспорте Охрана труда и техника безопасности 16623 на автотранспортных предприятиях и в транспортных цехах машины 12479 Самоходные и механизмы äàòåëüñòâî èç

3636

ÞÐ

3456 3066

3708

3522

3228

3066

24215 Свиноферма

1614

1533

Сельскохозяйственная 12394 техника: обслуживание и ремонт

3228

3066

ÈÇÄÀÒ

4326

4110

4740

4506

4392

4170

3708

3522

4326

4110

ЮРИЗДАТ

www.jurizdat.su, www.юриздат.рф

трудового 24191 Вопросы права Землеустройство, 12306 кадастр и мониторинг земель

3432

3258

3912

3714

80757

99656 Кадровик

5148

4890

36394

99295 Участковый

750

714

82771

16613 Юрисконсульт в строительстве

5256

4992

46103

12298 Юрист вуза

3606

3426

46308 3228

НАИМЕНОВАНИЕ

Стоимость Стоимость подписки подписки по через каталогам редакцию

СТРОЙИЗДАТ

4110

82718

84817

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

84791

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

2012 ПОДПИСКА

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

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

ПОДПИСКА НА САЙТЕ

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

3 1

ПОДПИСКА НА ПОЧТЕ

син А. Бо жник о д у Х

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

ПОДПИСКА В РЕДАКЦИИ

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.

ПОДПИСКА ЧЕРЕЗ АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ АГЕНТСТВА

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 восемьсот пятьдесят семь рублей 10 копеек КПП

Сумма 1857-00 Сч. №

Плательщик Банк плательщика ОАО «Сбербанк России», г. Москва Банк получателя ИНН 7709843589 КПП 770901001 ООО Издательство «Кругозор» Московский банк Сбербанка России ОАО, г. Москва Получатель

БИК Сч. № БИК 044525225 Сч. № 30101810400000000225 Сч. №

40702810538180002439

Вид оп. 01 Наз. пл. Код

Срок плат. Очер. плат. 6 Рез. поле

Подписи

Отметки банка

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

н оси А. Б

Назначение платежа

Счет № 1 на под ЖК2012 писку

ник ож Худ

Оплата за подписку на журнал Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации (3 экз.) на 6 месяцев, в том числе НДС (0%)______________ Адрес доставки: индекс_________, город__________________________, ул.______________________, дом_____, корп._____, офис_____, телефон_________________

РЕКВИЗИТЫ ДЛЯ ОПЛАТЫ ПОДПИСКИ Получатель: ООО Издательство «Кругозор» Московский банк Сбербанка России ОАО, г. Москва ИНН 7709843589 / КПП 770901001, р/cч. № 40702810538180002439

М.П.

На правах рекламы

Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации

полугодие

2012

Выгодное предложение! Подписка на 1-е полугодие 2012 года по льготной цене – 1857 руб. (подписка по каталогам – 1956 руб.) Оплатив этот счет, вы сэкономите на подписке около 20% 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 Издательство «Кругозор» ИНН 7709843589 КПП 770901001 р/cч. № 40702810538180002439 Московский банк Сбербанка России ОАО, г. Москва БАНК ПОЛУЧАТЕЛЯ: БИК 044525225

к/сч. № 30101810400000000225

ОАО «Сбербанк России», г. Москва

СЧЕТ № 1ЖК2012 от «____»_____________ 201__ Покупатель: Расчетный счет №: Адрес: №№ п/п

Предмет счета (наименование издания)

Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации (подписка на 1-е полугодие 2012 года)

Кол-во Цена экз. за 1 экз. 3

619

Сумма

НДС 0%

Всего

1857

Не обл.

1857

2 3 ИТОГО: ВСЕГО К ОПЛАТЕ:

Генеральный директор

К.А. Москаленко

Главный бухгалтер

Л.В. Москаленко М.П. !

« » ( ) . ( ). . . , 15 . . . - ( . 432 ) - ( . 3 . 434 . 3 . 438 ).

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

ИНН 7709843589 КПП 770901001 ООО Издательство «Кругозор» Московский банк Сбербанка России ОАО, г. Москва

Сч.№

40702810538180002439

Получатель

Банк Получателя

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, без НДС (0%). ФИО получателя____________________________________________________ Адрес доставки: индекс_____________, город____________________________________________________, ул.________________________________________________________, дом_______, корп._____, офис_______ телефон_________________, e-mail:________________________________ Назначение платежа Подписи

Отметки банка

М.П.

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

✁

%. /--1

(! "# )

' * +*$

12 ' ! & :

( $ )

' * +*$

( )

(% , & ")

( $ )

12 ' ! & : 9

( )

18256

(% , & ")

(! "# )

&'*#+/06$' &*#07'6/' 0 97':+*$96'*;'+/:'. $";$+$0:# &'*<$6#7# / &$""'*=#6/' ';$ :0#7/>/:#?//.

! :

( )

18256

! ! ____________$*=. ___ !. / < ! $ $ ____________ $*=. ___ !. !

&'*#+/06$' &*#07'6/' 0 97':+*$96'*;'+/:'. $";$+$0:# &'*<$6#7# / &$""'*=#6/' ';$ :0#7/>/:#?//. ( )

/ < ! ! +*$ * ' ? @' «A ! <» «-$ A »

✁ $%

%. /--1

(! "# )

12774

12 ' ! & :

( $ )

' * +*$

( )

(% , & ")

( $ )

12 ' ! & : 9

12774

( )

(% , & ")

(! "# )

( )

&'*#+/06$' &*#07'6/' 0 97':+*$96'*;'+/:'. $";$+$0:# &'*<$6#7# / &$""'*=#6/' ';$ :0#7/>/:#?//.

! :

' * +*$

! ! ____________$*=. ___ !. / < ! $ $ ____________ $*=. ___ !. !

&'*#+/06$' &*#07'6/' 0 97':+*$96'*;'+/:'. $";$+$0:# &'*<$6#7# / &$""'*=#6/' ';$ :0#7/>/:#?//. ( )

/ < ! ! +*$ * ' «- A »

✁

! # #@$6'%'6+' "$7='6 @A+B &*$<+#07'6 $++/<: :#<<$0$C %#D/6A. */ $>$*%7'6// &$"&/<:/ (&'*'#"*'<$0:/) @'E :#<<$0$C %#D/6A 6# #@$6'%'6+' &*$<+#07F'+<F $++/<: :#7'6"#*6$;$ D+'%&'7F $+"'7'6/F <0FE/. 9+$% <7 G#' #@$6'%'6+ 0A"#'+<F &$"&/<G/: < :0/+#6?/'C $@ $&7#+' <+$/%$<+/ &$"&/<:/ (&'*'#"*'<$0:/).

7F $>$*%7'6/F &$"&/<:/ 6# ;#E'+ /7/ = *6#7, # +#:=' "7F &'*'#"*'<$0#6/F /E"#6/F @7#6: #@$6'%'6+# < "$<+#0$G6$C :#*+$G:$C E#&$76F'+<F &$"&/<G/:$% G'*6/7#%/, *#E@$*G/0$, @'E <$:*#H'6/C, 0 <$$+0'+<+0// < <7$0/F%/, /E7$='66A%/ 0 &$"&/<6AI :#+#7$;#I. #&$76'6/' %'<FG6AI :7'+$: &*/ &'*'#"*'<$0#6// /E"#6/F, # +#:=' :7'+:/ « - » &*$/E0$"/+<F *#@$+6/:#%/ &*'"&*/F+/C <0FE/ / &$"&/<6AI #;'6+<+0.

✁

# #@$6'%'6+' "$7='6 @A+B &*$<+#07'6 $++/<: :#<<$0$C %#D/6A. */ $>$*%7'6// &$"&/<:/ (&'*'#"*'<$0:/) @'E :#<<$0$C %#D/6A 6# #@$6'%'6+' &*$<+#07F'+<F $++/<: :#7'6"#*6$;$ D+'%&'7F $+"'7'6/F <0FE/. 9+$% <7 G#' #@$6'%'6+ 0A"#'+<F &$"&/<G/: < :0/+#6?/'C $@ $&7#+' <+$/%$<+/ &$"&/<:/ (&'*'#"*'<$0:/).

#&$76'6/' %'<FG6AI :7'+$: &*/ &'*'#"*'<$0#6// /E"#6/F, # +#:=' :7'+:/ « - » &*$/E0$"/+<F *#@$+6/:#%/ &*'"&*/F+/C <0FE/ / &$"&/<6AI #;'6+<+0.

+E@0=0 B@C40 8 B5E=8:0 157>?0A=>AB8 =0 ?@><JH;5==JE ?@54?@8LB8LE

16583

82721

& $! ()'! ' *+ &&3. )!*#' ) #+! 0 *#! % )3 (' *&! &!6 +) % +! % ! ()'- '$ &!" $,01!" '+) *$ '" '(3+ ) !$ ! ()!% )3 ) **$ ' &!7 & *0 *+&3. *$,0 ' 3 + .&!0 *#! *) *+ '( *&'*+! #'$$ #+! &'" ! !& ! ! , $4&'" 2!+3 ++ *+ /!7 ) '0!. % *+ (' ,*$' !7% +), ! ' ,0 &! ( )*'& $ )'- **!7 ! ' )' 4 )'! ' *+ && 7 * &!+ )!7 #'&'%! 0 *# 7 5-- #+! &'*+4 +) + & '.) &, +), ! + .&!#, '( *&'*+! ')%!)' &! #,$4+,)3 '( *&' ' +), ') ! #'&+)'$4 )! !0 *#!" () #+!#,% , & 7 ! ) !+) & 7 () #+! # +) *$ 7 *( /!-!# +) .' &! ! &! ')' 47 ! ()'! ' *+ &&3. )!*#' (3+ ), &3. *+) & ' 3 &')% +! &3 #+3 ! #') (') +! &3 '#,% &+3 (' '.) & +), * #'%% & + )!7%! '+' 3 ' ) /3 &,+) && " '#,% &+ /!! $7 ) $!0&3. '+) *$ " ! '()'* '+ + $ &3" ) #+') ')' ' ) * + $4 ) *' + "& ,) ) + .& & ,# ()'- * *') !) #+') )%*#' ' #) ' ' / &+) '.) &3 +), ! &*+!+,+ '( *&'*+! +), ()'! ' *+ ! 0 $' # +*7 ()! !&-')% /!'&&'" (' ) # 5#'&'%!#! ! '.) &3 +),

(65<5ALG=>5 8740=85 +1I5< # AB@ -0A?@>AB@0=L5BAL B>;K:> ?> ?>4?8A:5

*=D>@<0F8L =0 A09B5 """ !

На правах рекламы

-0745;J 8 @C1@8:8 O ,() $ &! '.) &'" +), O + .&!# '( *&'*+! O 5#'&'%!# '.) &3 +), O ()'%31$ && 7 '( *&'*+4 O 5) '&'%!# O + .&!0 *#' ) ,$!)' &! O

O ), '% O ) !'& . O '(3+ () ()!7+!" O *) *+ & $7 &'" !&-')% /!! O #'&*,$4+ /!! *( /! $!*+' O !&*+),#/!! (' '.) & +), O *+) .' &!

)C@=0; @0A?@>AB@0=L5BAL 2> 2A5E >B45;5=8LE A2L78 -/ ?> :0B0;>30< %'35=BAB2> ->A?5G0BK& $ 8=4 %,>GB0 ->AA88& $ 8=4 ,>4?8A:0 2 @540:F88 ! .5;

Издательский Дом «ПАНОРАМА» – крупнейшее в России издательство деловых журналов. Десять издательств, входящих в ИД «ПАНОРАМА», выпускают более 100 журналов.

Издательский Дом «ПАНОРАМА» – это:

НЫ ЗИС Й ПОД И А Каждый КР

К РО

АН ТИ

Свидете л ь с т в о м высокого авторитета и признания изданий ИД «Панорама» является то, что каждый четвертый журнал включен в Перечень ведущих рецензируемых журналов и изданий, утвержденный ВАК,

ВНЕШТОРГИЗДАТ

/(7301&*)'%3 #

МЕДИЗДАТ

('*)'%3 #

!!!

Ч КА

подписчик журнала ИД «Панорама» получает DVD с полной базой нормативно-методических документов и статей, не вошедших в журнал, + архив журнала (все номера за 2008, 2009 и 2010 гг.)! Объем 4,7 Гб, ЕС или 50 тыс. стр. Н ТВ ЕН ОИ М ЦЕНЫ – НЕИЗ

АФИНА

4546(3 #

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 – 168 ученых: академиков, членов-корреспондентов академий наук, профессоров и более 200 практиков – опытных хозяйственных руководителей и специалистов.

НАУКА и КУЛЬТУРА

%4,% * ,4-8341% #

ПОЛИТЭКОНОМИЗДАТ

0-*39,0/0.*)'%3 #

СЕЛЬХОЗИЗДАТ

!(-850)*)'%3 #

ПРОМИЗДАТ

10.*)'%3 #

СТРОЙИЗДАТ

!310+*)'%3 #

ТРАНСИЗДАТ

"1%/2*)'%3 #

ЮРИЗДАТ

$1*)'%3 #

www.panor.ru На правах рекламы

Телефоны для справок: (495) 211-5418, 749-4273, 749-2164 Факс: (499) 346-2073