Электроцех-2011-09-блок

Производственно-технический журнал

№ 9/2011

Элегазовый выключатель или вакуумный. Что выбрать? Автоматизация сетей на базе реклоузеров Средний ремонт трансформаторов

ISSN 2074-9651

G"HIJ 2%" KL MNOPL QRSK"T" O"UP E2PG"%PUPF

F5& 1 G ( H 0'& I $ 260<J 5/( 62'/(1H 2(16 686 "(16 (3 N &54(F60 ' ( /'9'' (2 'F'06 /H 3 '/ 1 8& F2 / 6 Y+' !0 &' 0!.! ( * #- , *! * 0 '.! !/ # 8 ! * *,#'! Z ('! &' V !01 ,Z & 0 ,Z 0 0 * . 0 8 * )! ('! * ) Z ! !0 '&,*!W[+W 0 *+W V ' !/ W &'!)8 ( ) * + 0 * - &' &' !( 01 (*! ! '+# % ) !/ * (, 3) & '( * +' !0! + ) ' ( &' / ! !&(!/ ) / !01 83) ) + 0 * * Z ('! , &' ( ' .+( ( * ,- . 0 ,- X # ) ) ( ', ! ! (+W #- ( 1 ' .

P*( ' ) '+#' ) ES* Z * .0 F ES* 0 F #[!( # # ( - #'! ! * # ! * '! ,- ('! !- N! ! ! +' !0! 5 & 1 *! 0!(1 &'!* 01 ,Z *,# ' 3) (1 0, *' '*, 1. ! & ) ( * ' ,- * Z # + 0 * - & ' ! '!# (, '! * ( # ! ! '+# ( ( #, *, 8 * 'X & ) Z &' 0 0 * * )!W[ ! 3( &+( &' & ( (* # 0 1 0! Z / 0 U +' !0! 5 ( 01) !*!(1 01 , * (, & .!(1 ' ! #0!. & 0+ #+ ('! *!(1 ! * ( ('! 0 ' *!(1 ' *, &+01 , ) 0 !/ ( (* ) * '!01 . 0 * . ('+ 8 (*! 0 ) * 0 (* ! '+# * ! & ' ) * &' 8 /* (! #0 ) - & +-+ 0W Z !X Z # 01X Z % , 5 %

#

+ >>E?B

+ >>E@?

#

+ AC=?>

+ AC=@?

+

!

" #

$%

% & '

( # & '

% & '

* ,. , . & / 0 1

% & ' 2

& & 0

& ' $ 3

# & % 4 0

506 )0 . % - 7

%

&7 3 8 4

& , %

9

% % %

& 3 '

& , %

' % % % :

#* ; &

8

+ # ; ; # %

G! &'!*!- ' )0! ,

! "#$ 5 %! &' ('! ( & & & ) * + !' ,- '.! !/ - !'+# ,- &' (!* ( 01 (*!-

2 0 (3) !( %4

' # !K # , L # #

M , L : % : % % :

) % + ; %<- + % ',

2 % )

% - ; & ,

.

#* #*

* :

. ?D : , >== ! # K * M , %#* ,

3 3 % + , ,

)

%#-

H !( ' !0, +' !0! *! , ! ' !( *8 ,- !)(!- 0 &,( !*( ' ( ( ,- + !8 ' ,- 3) & '( * &0 !( * + ! ( ) * H\O !# , !.0 , &' '! !)(+!01 , ! , 0 &' ( * ' ,- ' X Z ! " # $ ! $ $ % & %' $ $ & $(" *) "' + $ $!

O0 V ' 0 & & ) ' ' !)/ W &' X0 ( ! *)+ & 30 )(' + ! ' + B DC A 0 & V!) + 6<@@7 ;<>8: ?; ! (!) * ( & ( 0 V ! 6<@=7 ?<@8:9>< :998=<9 ?<@8<:?;

«ɗɅȿɄɌɊɈɐȿɏ» ʋ 09/2011 Журнал зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Свидетельство о регистрации ПИ №77-17681 от 09 марта 2004 г.

ISSN 2074-9651 ©ɂȾ «ɉɚɧɨɪɚɦɚ» ɂɡɞɚɬɟɥɶɫɬɜɨ «ɉɪɨɦɢɡɞɚɬ» http://www.panor.ru ɉɨɱɬɨɜɵɣ ɚɞɪɟɫ ɪɟɞɚɤɰɢɢ: 125040, Москва, а/я 1, ИД «Панорама» Ƚɥɚɜɧɵɣ ɪɟɞɚɤɬɨɪ ɢɡɞɚɬɟɥɶɫɬɜɚ Ⱥ.ɉ. ɒɤɢɪɦɨɧɬɨɜ, канд. техн. наук e-mail: aps@panor.ru ɬɟɥ. (495) 664-27-46 ɉɪɟɞɫɟɞɚɬɟɥɶ ɪɟɞɚɤɰɢɨɧɧɨɝɨ ɫɨɜɟɬɚ ɗ.Ⱥ. Ʉɢɪɟɟɜɚ, канд. техн. наук, профессор Института повышения квалификации «Нефтехим» ɉɪɟɞɥɨɠɟɧɢɹ ɢ ɡɚɦɟɱɚɧɢɹ: e-mail: promizdat@panor.ru ɬɟɥ. (495) 664-27-46 ɀɭɪɧɚɥ ɪɚɫɩɪɨɫɬɪɚɧɹɟɬɫɹ ɱɟɪɟɡ ɤɚɬɚɥɨɝɢ ɈȺɈ «Ⱥɝɟɧɬɫɬɜɨ ‘‘Ɋɨɫɩɟɱɚɬɶ’’», «ɉɪɟɫɫɚ Ɋɨɫɫɢɢ» (ɢɧɞɟɤɫ – 84816) ɢ «ɉɨɱɬɚ Ɋɨɫɫɢɢ» (ɢɧɞɟɤɫ – 12531), ɚ ɬɚɤɠɟ ɩɭɬɟɦ ɩɪɹɦɨɣ ɪɟɞɚɤɰɢɨɧɧɨɣ ɩɨɞɩɢɫɤɢ. ɉɨɞɩɢɫɤɚ ɜ ɪɟɞɚɤɰɢɢ: e-mail: podpiska@panor.ru ɬɟɥ. (495) 664-27-61 Ɉɬɞɟɥ ɪɟɤɥɚɦɵ Ɍɟɥ.: (495) 664-27-96, 760-16-54 e-mail: agt@panor.ru Подписано в печать 10.08.2011

СОД Е Р Ж А Н И Е НОВОСТИ КОМПАНИЙ ...................................4 ПРОБЛЕМЫ И РЕШЕНИЯ Оценка рисков при эксплуатации электрооборудования ............................................ 11 Рассмотрены новые подходы к оценке и анализу рисков в электроустановках до 1000 В. Предложен интегральный показатель техногенной опасности электроустановки, учитывающий вероятность возникновения события (электротравмы и пожары) и его последствия (ущербы).

ПРИБОРЫ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ Силовые выключатели Tmax XT – ожидаемая революция эргономики ...................17 Элегазовый выключатель или вакуумный. Что выбрать?..............................19

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ Режимы работы электропривода насосных агрегатов ................................................22 Рассмотрены основные направления повышения энергоэффективности работы электропривода насосных агрегатов. Автоматизация сетей на базе реклоузеров ......25 Средний ремонт трансформаторов ....................31

ДИАГНОСТИКА И ИСПЫТАНИЯ Системный подход к оценке состояния силовых масляных трансформаторов в режимах on- и offline ...........................................42

МАСТЕР-КЛАСС Как выбрать сухой трансформатор? ..................53

НАУЧНЫЕ РАЗРАБОТКИ Повышение остаточных напряжений в сетях 6–10 кВ металлургических предприятий ...........56

НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ Трудоемкость к «Базовым ценам на работы по ремонту энергетического оборудования, адекватным условиям функционирования конкурентного рынка услуг по ремонту и техперевооружению» .........................................62

“ E L E C T R I C S H O P ” #0 9 , 2 0 1 1 CO N T E N T S

COMPANIES’ NEWS .................................................................................................... 4 PROBLEMS AND SOLUTIONS Еstimation of risks during exploitation of electrical equipment .......................................................................................................11 New approaches to estimation and analysis of risk in electrical systems up to 1000 V are described. Integral index of anthropogenic danger of electrical installation, taking into account probability of occurrence of event (electric shock and fire) and its consequences (damages) was suggested.

ELECTRICAL EQUIPMENT AND DEVICES Power circuit-breakers Tmax XT – expected revolution in ergonomics ........................17 Sulphur hexafluoride or vacuum circuit-breaker. What to choose?...............................19

EXPLOITATION AND REPAIR Modes of operation of electrical drive of pumping units ................................................................................................................ 22 Basic directions of improvement of energy efficiency of operation of electrical drive of pumping units.

Automation networks based on reklouzerov................................................................... 25 Midlife repair of transformers ........................................................................................... 31

DIAGNOSTICS AND TESTS Systematic approach to estimation of the state of power oil transformers during on- and off-line modes ......................... 42

MASTER CLASS How to choose dry-type transformer? ............................................................................. 53

SCIENTIFIC DEVELOPMENTS Increase of residual voltage in 6-10 kv networks at metallurgical enterprises............................................................................................... 56

REGULATORY DOCUMENTS The complexity of the «basic prices for the work repair of power equipment, adequate conditions of functioning of a competitive market services to repair and re-equipment» ............................................................................................. 62

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.

4

ÍÎÂÎÑÒÈ ÊÎÌÏÀÍÈÉ РУСГИДРО ВНЕДРЯЕТ НОВУЮ СИСТЕМУ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО МОНИТОРИНГА ОБЪЕКТОВ В настоящее время в Центре мониторинга состояния защищенности и функционирования объектов, созданном РусГидро в прошлом году, внедряется автоматизированная система (АС), повышающая уровень сбора и анализа информации об объектах компании. Об этом рассказал руководитель Центра Игорь Китченко на прошедшей сегодня в Москве конференции «Ситуационные центры: фокус кросс-отраслевых интересов». Внедрение АС в перспективе позволит включить в контур централизованного мониторинга объектовые информационные системы комплексных систем безопасности, автоматизированные системы управления технологическим процессом, а также обеспечит взаимодействие с оперативными службами органов исполнительной власти. Ввод первой очереди АС Центра мониторинга ОАО «РусГидро» планируется в июне 2012 г. В качестве пилотной площадки для эксплуатации объектовой системы выбрана Волжская ГЭС. Также в следующем году Центр намерен принять участие в процессе развития геоинформационной системы ТЭК, провести совместные информационные тренировки с Ситуационно-аналитическим центром (САЦ) Минэнерго России и другими диспетчерскими структурами, информационными центрами. Решение о необходимости создания в организациях ТЭК единых корпоративных мониторинговых центров принято Министерством энергетики России для повышения уровня информационного обмена и акк умулирования наиболее полных данных об объектах. Компания «РусГидро» одной из первых среди организаций топливно-энергетического комплекса России создала Центр мониторинга. Сегодня подобные центры формируются практически во всех крупных компаниях отрасли. Создание Центра мониторинга ОАО «РусГидро» позволило наладить в круглосуточном режиме устойчивый информационный обмен с объектами компании и САЦ Минэ-

нерго России. Центр информирует руководство РусГидро о состоянии антитеррористической защищенности, функционировании и отклонениях от нормального режима работы филиалов и ДЗО компании, событиях чрезвычайного характера. Деятельность Центра позволяет предоставлять результаты мониторинга в форме, обеспечивающей поддержку принятия решений руководством компании как в повседневной обстановке, так и в случаях возникновения чрезвычайных ситуаций. www.rushydro.ru

МЭС ЦЕНТРА ПРИСОЕДИНЯТ К СЕТЯМ ЗАВОД «ФОЛЬКСВАГЕН ГРУПП РУС» В КАЛУЖСКОЙ ОБЛАСТИ Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Магистральные электрические сети (МЭС) Центра – завершил опробование под напряжением двух ячеек 110 кВ на подстанции 220 кВ «Орбита». Работы выполнены в рамках проекта технологического присоединения завода «Фольксваген Групп Рус» в Калужской области к сетям ОАО «ФСК ЕЭС». В результате потребитель получит 63 МВА электрической мощности, необходимой для развития производства. Для обеспечения потребителя электроэнергией в размере 63 МВ·А на подстанции 220 кВ «Орбита» смонтированы две ячейки 110 кВ, оснащенные высоконадежным современным электрооборудованием, не требующим постоянного обслуживания. Две воздушные линии электропередачи 110 кВ протяженностью 26 км подключены к новому оборудованию. По линиям будет обеспечиваться электроснабжение подстанции 110 кВ «Фольксваген», питающей завод. Комплексное опробование ячеек прошло успешно, оборудование готово к вводу в работу. Полностью завершить работы по присоединению потребителя планируется в августе текущего года, после окончания работ на подстанции 110 кВ «Фольксваген» завода «Фольксваген Групп Рус». В ноябре 2007 г. концерн «Фольксваген» открыл в Калуге на территории технопарка «Грабцево» 45-й завод в мире. Завод являетЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÍÎÂÎÑÒÈ ÊÎÌÏÀÍÈÉ ся также первым производством концерна и проектом федерального значения в России. Завод «Фольксваген Групп Рус» собирает в Калуге автомобили Volkswagen Tiguan, Polo Sedan, Touareg и Multivan, а также Skoda Octavia и Skoda Fabia. С 2010 г. на заводе были введены в эксплуатацию кузовной, покрасочный и сборочный цеха. Сейчас на заводе работают 4700 сотрудников, к концу 2011 г. количество сотрудников планируется увеличить до 5500 чел. Подстанция 220 кВ «Орбита» установленной мощностью 250 МВА введена в работу в 1975 г. Она является узловой подстанцией Калужской энергосистемы и основным питающим центром города Калуги. В зону обслуживания МЭС Центра входят 19 субъектов Российской Федерации с населением более 39,6 млн чел. В эксплуатации филиала находятся 188 подстанций 35–750 кВ суммарной мощностью 94,2 тыс. МВА и 29 668,4 км линий электропередачи. ОАО «ФСК ЕЭС»

КЭАЗ ПРЕДСТАВЛЯЕТ НОВУЮ СЕРИЮ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫХ МОДУЛЬНЫХ АВТОМАТИЧЕСКИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ КЭАЗ начал продажи модульных автоматических выключателей ВМ63 с новыми типами защитных характеристик L, Z, K. Эти автоматы разработаны специально для защиты сложного технологического оборудования в промышленности. Они полностью соответствуют требованиям ГОСТ 50030.2. Для выпуска этих автоматических выключателей инженерные службы КЭАЗ кардинально переработали производственный процесс. Были включены дополнительные точки контроля на этапе сборки, ужесточены требования к точности калибровки и выходному контролю. Модульные автоматические выключатели ВМ63 могут быть укомплектованы полным перечнем дополнительных аксессуаров: – модулем свободных контактов; – модулем сигнальных контактов; – одним из 4 видов независимых расцепителей (Н1, Н2, Н3, Н5); 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

– пломбировочными панелями клеммных зажимов для предотвращения несанкционированного доступа к токоведущим частям. КЭАЗ – один из немногих производителей на рынке НВА России и СНГ, который предлагает своим клиентам серию специализированных модульных автоматических выключателей с защитными характеристиками L, Z, K. При этом вас приятно удивят сроки поставки нашей продукции – любое исполнение модульного автоматического выключателя ВМ63 вы сможете забрать со склада компании не позже 20 рабочих дней с момента заказа! www.keaz.ru

МРСК ЮГА: ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ НА СЛУЖБЕ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА ЮГА РОССИИ В филиале ОАО «МРСК Юга» – «Волгоградэнерго» подвели итоги первого этапа опытнопромышленной эксплуатации инновационной разработки – комплекса систем бесперебойного энергоснабжения, применяемого на ВЛ 10 кВ в Камышинском районе Волгоградской области. Основная задача экспериментального комплекса, предназначенного для установки на воздушной линии (ВЛ) электропередачи, – повышение надежности электроснабжения конечных потребителей данной ВЛ. Благодаря использованию системы специальных аппаратов, так называемых реклоузеров, в комплексе с активно-индуктивным реактором и системой телемеханики в случае возникновения технологического нарушения электроснабжение клиентов автоматически переводится на резервную схему. Экспериментальный комплекс также позволяет устранять последствия такого технологического нарушения на ВЛ, как «замыкание на землю», и тем самым предотвращать повреж дения оборудования к лиентов и оборудования питающей подстанции. Новинка является совместной разработкой сотрудников филиала «Волгоградэнерго» и специалистов столичной производственной компании.

5

6

ÍÎÂÎÑÒÈ ÊÎÌÏÀÍÈÉ Комплекс систем бесперебойного энергоснабжения был установлен в Камышинском районе на ВЛ 10 кВ, снабжающей электроэнергией лечебно-исправительное учреждение Управления Федеральной службы исполнения наказаний России по Волгоградской области. С начала 2011 г. из-за сложных погодных условий в Камышинском районе комплекс систем бесперебойного энергоснабжения срабатывал около полутора десятков раз, успешно переключая важный объект на резервную схему электроснабжения, доказав таким образом свою эффективность. Необходимо отметить, что сегодня в электросетевом комплексе филиала «Волгоградэнерго» успешно работает 19 реклоузеров – устройств, позволяющих оперативно выявить ту часть ВЛ, на которой произошло технологическое нарушение. Реклоузеры устанавливаются на тех участках ВЛ, которые находятся в особо удаленной и труднодоступной местности, а также на линиях, снабжающих электроэнергией важные социальные объекты. Разработка, опытная эксплуатация и дальнейшее внедрение современных систем и инновационных технологий, направленных на усиление надежности электроснабжения клиентов, – одно из важнейших направлений деятельности ОАО «МРСК Юга». volgogradenergo.mrsk-yuga.ru

SCHNEIDER ELECTRIC ПРЕДСТАВЛЯЕТ НОВОЕ НАПРАВЛЕНИЕ – СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОПИТАНИЯ Cистемы электропитания для инженерных систем, производственных и технологических процессов – решения, разработанные с учетом требований определенной отрасли либо конкретного применения, для повышения уровня готовности, эффективности и увеличения времени безотказной работы систем. Продуктовое предложение данного подразделения включает широкий спектр решений и услуг, предназначенных для целого ряда отраслей. Кроме того, подразделение будет заниматься разработкой новых технологий и сервисов для удовлетворения меняющихся по-

требностей заказчиков. Secure Power Systems for Industry and Infrastructure – это специализированное направление бизнеса с широким спектром решений, рассчитаных на несколько областей применения. Корпорация Schneider Electric, прочно занимающая лидерские позиции на рынке систем электропитания для ИТ-сектора, планирует распространить свои продукты и услуги на другие отрасли и объекты, не ограничиваясь ЦОДами. В частности, в таких областях, как медицина, производство полупроводников, водопроводные сети, нефтегазовая промышленность и энергетика, где крайне важно бесперебойное электроснабжение ответственных процессов, например систем безопасности и автоматизированных производственных линий. Объем мирового рынка систем электропитания в этих отраслях составляет 2,5 млрд долл. США и продолжает демонстрировать заметный рост. «Наличие массы энергоемких критически важных производственных и технологических процессов способствует тому, что сейчас безопасному, надежному электропитанию придается более важное значение, чем когда-либо, – говорит Л. Вернерей (L. Vernerey), исполнительный вице-президент подразделения IT Business корпорации Schneider Electric. – Руководители инженерных служб зданий и начальники производства отвечают за работу все большего числа сложных процессов, которые зависят от бесперебойного электроснабжения от сети и других источников. Следуя нашим традициям инноваций и качества при создании решений электропитания для разнообразных отраслей и областей применения, мы помогаем нашим заказчикам полностью раскрыть потенциал применяемых ими технологий». Для защиты электропитания производственных и технологических процессов будет применяться продукция таких брендов Schneider Electric, как APC и GUTOR. К областям применения относятся, в частности, непрерывное производство, автоматизация мониторинга и управления, навигационные системы (такие как радиолокатор), измерительные приборы и системы безопасности. В дополнение, подЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÍÎÂÎÑÒÈ ÊÎÌÏÀÍÈÉ разделение также будет предоставлять услуги по обслуживанию уже установленных систем. Компания Schneider Electric

«ЭЛЕКТРОКАБЕЛЬ» КОЛЬЧУГИНСКИЙ ЗАВОД» ВЫПУСКАЕТ НОВЫЙ ВИД КАБЕЛЯ ОАО «Электрокабель» Кольчугинский завод» приступил к выпуску кабелей силовых гибких с резиновой изоляцией марок КГ и КГ-ХЛ на напряжение 380 В. ТУ 3544-078-21059747-2011. Кабели полностью соответствуют ГОСТ 24334–80 «Кабели силовые для нестационарной прокладки. Общие технические требования». Изделия проходят процедуру

обязательной сертификации, ориентировочный срок получения сертификатов – конец июля т. г. Данные кабели предназначены для присоединения переносных и передвижных электроприемников к электрическим сетям на номинальное переменное напряжение до 380 В номинальной частотой до 400 Гц или постоянное напряжение 660 В и не предназначены для работы на подъемно-транспортном оборудовании. Кабели изготавливаются с количеством жил: 1 сечением 2,5–120 мм 2, 2 и 3 сечением 0,75–120 мм2, 4 и 5 сечением 1–95 мм2. Условия эксплуатации кабелей: сечением до 6 мм2 включительно – для переносных кабельных изделий, работающих в легких усло-

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.

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

7

8

ÍÎÂÎÑÒÈ ÊÎÌÏÀÍÈÉ виях (для бытовых электроприборов и токоприемников, где нет механических нагрузок), от 10 мм2 и выше – для переносных кабельных изделий, работающих в средних условиях, и для КПП, прокладываемых стационарно. Для идентификации гибких кабелей на напряжение 380 В в номенклатурном справочнике к марке добавляется обозначение «-380». Пример условного обозначения: КГ 3 х 4 + 1 х 2,5–380.

СКИН-СИСТЕМА ПРОИЗВОДСТВА «ССТ» СЕРТИФИЦИРОВАНА МЕЖДУНАРОДНОЙ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЙ КОМИССИЕЙ ПО СИСТЕМЕ IECEX Система электрообогрева протяженных трубопроводов на основе СКИН-эффек та ИРСН-15000, производимая компанией «ССТ» сертифицирована Международной электротехнической комиссией на соответствие стандарту для взрывоопасных сред IECEx. СКИН-система, или индукционно-резистивная система нагрева (ИРСН), предназначена для поддержания технологической температуры и защиты от замерзания трубопроводов протяженностью от 3 км. Основными объектами, для обогрева которых используются СКИН-системы, являются: водоводы на месторождениях, линии транспортировки сырой нефти и нефтепродуктов, трубопроводы транспорта вязких химических веществ и газообразных продуктов. Принцип работы СКИН-системы основан на применении специальных нагревательных элементов, использующих явление скин-эффекта и эффекта близости в проводниках из ферромагнитных материалов на переменном токе промышленной частоты. В 2011 г. СКИН-система успешно прошла все необходимые испытания на соответствие требованиям меж дународных стандартов на взрывозащищенное элек трооборудо вание IEC 60079– 0:2007, IEC 60079–7:2006, IEC 60079-30 -1-2007- 01, что подтверж дено сертификатом соответствия международной системы сертификации для взрывоопасных сред IECEx CCVE 11.0001X. Система сертифи-

кации IECEx является ведущей международной системой для взрывоопасных сред и признается в большинстве стран мира. Наличие сертификата соответствия системы IECEx позволяет получить национальный сертификат конкретного государства по упрощенной процедуре. Все этапы производства СКИН-систем в ГК «ССТ», от проектирования до сдачи в эксплуатацию, строго регламентированы в соответствии с действующей на предприятии системой менеджмента качества ISO 9001:2008 и директивами для производств взрывозащищенного электрооборудования IECEx OD005–1 и IECEx OD/025. Кроме того, СКИН-системы производятся с учетом требований американского стандарта Института Инженеров по электротехнике и радиоэлектронике IEEE 844–2000. Соответствие этому стандарту подтверждено испытаниями. Группа компаний «Специальные системы и технологии», основанная в 1991 г., является лидером отрасли промышленного электрообогрева и единственным российским производителем СКИН-систем. Первая СКИН-система, спроектированная и произведенная в ГК «ССТ» была запущена в эксплуатацию в 2002 г. В настоящее время эксплуатируется более 370 км трубопроводов, обогреваемых СКИН-системами. СКИН-системы, производимые ГК «ССТ», имеют российский сертификат соответствия, разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, аттестацию Российского морского регистра судоходства. СКИН-системы сертифицированы и аттестованы для использования на объектах ОАО «Газпром», АК «Транснефть». Производственная и научно-исследовательская база ГК «ССТ» позволяют реализовывать высокотехнологичные проекты электрообогрева с применением СКИН-систем под ключ. Проектирование, поставку, монтаж и пусконаладочные работы осуществляет инжиниринговая компания «ССТэнергомонтаж», входящая в ГК «ССТ». Пресс-служба ГК «Специальные системы и технологии»

ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÍÎÂÎÑÒÈ ÊÎÌÏÀÍÈÉ В «ТУЛЭНЕРГО» ПОЯВИЛАСЬ ВЫСОКОВОЛЬТНАЯ ЭЛЕКТРОЛАБОРАТОРИЯ ПО ДИАГНОСТИКЕ КЛ 35–110 КВ SEBA KMT

НПФ «РАКУРС» ПОЛУЧИЛА СЕРТИФИКАТ СООТВЕТСТВИЯ НА СИСТЕМУ МОНИТОРИНГА ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Для повышения эффективности диагностики кабельных линий 35–110 кВ в филиале «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» введена в эксплуатацию электролаборатория SEBA KMT на базе автомобиля «Фольксваген Крафтер». Основной частью этой лаборатории является высоковольтная установка OWTS 150 кВ фирмы SEITZ (Швейцария), предназначенная для диагностики частичных разрядов в изоляции кабеля, высоковольтных испытаний затухающим синусоидальным импульсом и определения тангенса дельта потерь в изоляции. В рамках обучения работе с оборудованием электротехнической лаборатории в присутствии представителя разработчика оборудования Роджера Йохена и представителя поставщика кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ) 110 кВ Игоря Шевченко (ЗАО «Южкабель) были проведены пусконаладочные испытания кабельной линии 110 кВ «Отпайка на ПС Стечкин от ВЛ 110 кВ «Тула-Привокзальная II», в т. ч. испытания оболочки (экрана) кабелей; измерения частичных разрядов на основной изоляции при подаче на кабельную линию высоко вольтных затухающих импульсов; испытание по напряжению; измерение тангенса дельта изоляции СПЭ-кабеля. Новые технологии диагностики кабельных линий (КЛ) высоких классов напряжения, реализованные в OWTS 150 кВ, позволят проводить качественную диагностику КЛ после прокладки до ввода в эксплуатацию и отслеживать его состояние в процессе эксплуатации. Этот вид диагностики оценивает качество поставленного кабеля, качество выполнения электромонтажных работ при монтаже концевых и соединительных муфт, состояние оболочки кабеля после выполнения работ по прокладке КЛ и своевременно выявляет дефектный элемент или развитие дефекта в процессе эксплуатации кабельных линий. www.mrsk-cp.ru

НПФ «Ракурс» получила сертификат соответствия на программно-технический комплекс системы мониторинга, управления и диагностики трансформаторного оборудования (ПТК АСМУ Т). Данный сертификат действует до июня 2014 г. и подтверждает соответствие выпускаемой продукции стандартам ГОСТ Р. Система АСМУТ предназначена для мониторинга, управления и диагностики маслонаполненного силового трансформаторного оборудования (трансформаторы, автотрансформаторы, реакторы) и для решения задач непрерывного измерения, регистрации и отображения основных параметров трансформаторов в нормальных, предаварийных и аварийных режимах; прогнозирования технического состояния трансформаторов с помощью математических моделей; управления и контроля системы охлаждения трансформатора. АСМУ Т является гибкой расширяемой системой, позволяющей наращивать объем функций путем включения необходимого количества программных и аппаратных модулей и устройств. НПФ «РАКУРС»

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

ТЕМПЕРАТУРНЫЙ МОНИТОРИНГ ЛЭП – БУДУЩЕЕ ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ Холдинг МРСК намерен внедрить в своих операционных компаниях систему управления технологическими режимами работы сети с использованием температурного мониторинга линий электропередачи (ЛЭП). Данное комплексное решение поможет оперативно контролировать текущее состояние воздушных линий (ВЛ) и оптимизировать использование их реальной пропускной способности. Об актуальности и ключевых преимуществах температурного мониторинга ЛЭП заместитель генерального директора – техни-

9

10

ÍÎÂÎÑÒÈ ÊÎÌÏÀÍÈÉ

ческий директор ОАО «Холдинг МРСК» Борис Механошин подробно рассказал в своем выступлении на Международной конференции Russia Power 2011. По статистике, более 80 % нарушений в распределительных электросетях связаны с повреждением проводов ВЛ. Во многом это обусловлено старением электросетевой инфраструктуры: в Холдинге МРСК доля воздушных линий 0,4–110 (220) кВ, отработавших более 30 лет, составляет 57 %. При этом большинство аварийных случаев, связанных с проводами, обусловлено не столько состоянием самого провода, сколько измененной геометрией ВЛ: за годы эксплуатации в результате воздействия природных явлений или токов короткого замыкания провода вытягиваются и опускаются все ближе к земле, а нарост культурного слоя (в среднем – на метр в столетие) также приводит к потере габаритов ЛЭП и изменениям в системе провод-земля. Между тем геометрия ВЛ напрямую связана с ее пропускной способностью: при проектировании ЛЭП среди ее технических характеристик закладываются в том числе и предельные уровни положения провода относительно земли. Удлинение проводов приводит к так называемой термической деградации – при тех же метеорологических условиях уровень максимально допустимых токов ВЛ резко снижается, что ведет к росту числа аварийных случаев. Поэтому для энергетиков крайне важно оперативно узнавать о текущем состоянии каждой ЛЭП. «Внедрение новой системы с использованием температурного мониторинга позволит практически в режиме он-лайн отслеживать состояние каждой ЛЭП, в том числе ее реальную пропускную способность, – пояснил Борис Механошин. – Исследования показывают, что, оказывается, по проводам можно пропускать значительно больше тока, не превышая при этом допустимой температуры провода. Таким образом, мы сможем использовать эту «дополнительную» пропускную способность, например, в аварийных и поставарийных режимах». Новая система будет включать в себя набор аппаратных средств, подвешивающихся на

провода: внутрь каждого из них вмонтирован трансформатор тока, устройство беспроводной передачи данных, измеритель температуры и микропроцессор – питание электроники обеспечивается током, протекающим по проводам, а информация о состоянии ЛЭП должна передаваться в автоматику подстанции. Пресс-центр ОАО «Холдинг МРСК»

ЗАВОД «АТОМСТРОЙЭНЕРГО» ПОЛУЧИЛ ЛИЦЕНЗИИ НА ПРАВО ИЗГОТОВЛЕНИЯ И КОНСТРУИРОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ ЗАО «Завод «АтомСтройЭнерго» успешно завершило процедуру лицензирования Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору РФ, по результатам которой предприятию были выданы лицензии на конструирование и производство оборудования для атомных станций сроком на 5 лет. В рамках данной процедуры специалисты Центрального межрегионального территориального управления по надзору за ядерной и радиационной безопасностью Ростехнадзора провели многоуровневую проверку всех технологических и управленческих процессов компании на соответствие жестким требованиям к предприятиям-поставщикам атомной промышленности Российской Федерации. «Получение лицензий на производство оборудования для атомной промышленности однозначно положительно скажется на дальнейшем развитии нашей компании по ряду причин: во-первых, мы подтвердили статус высокотехнологичного предприятия, способного решать любые производственные задачи при высоком уровне качества выпускаемой продукции; во-вторых, мы получили возможность участвовать в комплектации объектов активно развивающейся атомной промышленности России и иностранных партнеров Росатома, что открывает для нас новые рыночные возможности», – заявил генеральный директор ЗАО «Завод «АтомСтройЭнерго» Алексей Еремеев. ЗАО «Завод «АтомСтройЭнерго» ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÏÐÎÁËÅÌÛ È ÐÅØÅÍÈß

11

ОЦЕНКА РИСКОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ О. К. Никольский, д-р техн. наук, АлтГТУ им. И. И. Ползунова, г. Барнаул; Т. В. Еремина, канд. техн. наук, Восточно-Сибирский государственный технологический университет, г. Улан-Удэ Для изучения опасности и негативных последствий на окружающую среду и здоровье человека в последние годы сформировалось новое междисциплинарное направление – анализ риска [1]. Риск при этом рассматривается как некоторая количественная характеристика степени опасности, обусловленная деятельностью человека. Анализируя различные определения рисков, отметим, что они объясняются через ряд других понятий, базовыми из которых являются опасность и связанный с ней ущерб. Риск, являясь наиболее емким интегрирующим понятием, фактически служит своего рода объективной мерой, осознаваемой человеком опасности его жизни и здоровью. С этих позиций опасность, например, электроустановки может рассматриваться как состояние, внутренне ей присущее. Такое состояние может проявляться в виде вредных или поражающих воздействий в форме прямого или

косвенного ущерба для человека и окружающей среды в процессе штатной эксплуатации объекта или его аварии. Целесообразность изучения проблемы оценки риска и управление последним вытекает из признания большинством специалистов, с одной стороны, факта полной неустранимости риска антропогенного происхождения, а с другой – возможности его коррекции. Поскольку риск из современной жизни человека принципиально неустраним, а следовательно, не может быть сведен к нулю, многие страны, формируя политику в области безопасности, опираются на концепцию приемлемого риска [2]. В основе этой концепции содержится количественная оценка технологического риска, устанавливающая предельно допустимые его значения для населения и окружающей среды (табл. 1). Анализ практики управления риском в различных странах свидетельствует Таблица 1

Сравнение нормативных уровней риска, предлагаемых для использования в практической деятельности в различных странах Предельно допустимый уровень индивидуального риска

Пренебрежительно малый уровень индивидуального риска

Нидерланды

1 х 10–6

1 х 10–8

Китай

1 х 10–5

1 х 10–7

Россия

1 х 10–5–1 х 10–4

1 х 10–6

Страна

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

ÏÐÎÁËÅÌÛ È ÐÅØÅÍÈß

12

о том, что для целей нормирования применяются различные количественные показатели риска. Наиболее жесткие нормативные уровни установлены в Нидерландах – в стране с самым низким уровнем травматизма. Приемлемый уровень риска для этой страны законодательно закреплен значением менее 1 х 10–8. В России до настоящего времени законодательно не были закреплены нормативные значения, опираясь на которые, можно было бы осуществлять эффективную политику в области управления риском с применением различных механизмов регулирования и контроля. Вместе с тем расчеты специалистов показывают, что предельный нормативный уровень годового индивидуального риска должен находиться в диапазоне 1 х 10–4…1 х 10–5 [3]. Отметим, что введение норматива на величину приемлемого риска допускает вероятность возникновения травмоопасной ситуации (ТС), осознавая при этом, что появление ее оправданно экономическими и социальными возможностями общества (рис. 1). Для территории России фоновый уровень смертности от неестественных причин близок к значению 1 х 10–4, что на 2 порядка выше приемлемого уровня, установленного в стра-

нах Евросоюза. В то же время верхняя граница уровня гибели населения вследствие техногенных чрезвычайных ситуаций (ЧС) составляет порядка 1 х 10–5 … 5 х 10–6. Такая существенная разница показателей верхнего и нижнего уровня может быть объяснима тем, что в нашей стране уже реализуется государственная политика по борьбе с техногенными катастрофами и пожарами. Достаточно отметить, что в этой сфере принято более 600 нормативных правовых актов федерального уровня и более 2500 актов субъектов Российской Федерации. В частности, с принятием Федерального закона в области пожарной безопасности в качестве приемлемого уровня как для персонала, так и для населения предусмотрено значение 1 х 10–6 [4]. Вместе с тем становится необходимым закрепление на законодательном уровне значения индивидуального приемлемого риска от электротравмы. Как уже отмечалось, для оценки степени опасности человека, связанной с электротравмой, используется не только частота ее появления, но и тяжесть последствий для индивидуума и общества. Таким образом, условимся рассматривать риск R в виде произведения ве-

Ɉɛɥɚɫɬɶ ɡɧɚɱɟɧɢɣ ɱɪɟɡɦɟɪɧɨɝɨ ɪɢɫɤɚ

Ɉɛɥɚɫɬɶ ɡɧɚɱɟɧɢɣ ɩɪɢɟɦɥɟɦɨɝɨ ɪɢɫɤɚ

ɍɜɟɥɢɱɟɧɢɟ ɪɢɫɤɚ

ɍɜɟɥɢɱɟɧɢɟ ɡɚɬɪɚɬ

1 ɯ (10-6 ÷10-5)

Ɉɛɥɚɫɬɶ ɩɪɟɧɟɛɪɟɠɢɦɨ ɦɚɥɵɯ ɡɧɚɱɟɧɢɣ ɪɢɫɤɚ 1 ɯ 10-6

Ɉɛɥɚɫɬɶ ɧɭɥɟɜɨɝɨ ɪɢɫɤɚ

ɉɪɚɤɬɢɱɟɫɤɢ ɧɟɞɨɩɭɫɬɢɦɚɹ

ɉɪɢɟɦɥɟɦɵɣ ɪɢɫɤ Ɂɚɬɪɚɬɵ < ɜɵɝɨɞɵ (ɰɟɥɟɫɨɨɛɪɚɡɧɨɫɬɶ ɨɩɬɢɦɢɡɚɰɢɢ)

ɉɪɢɟɦɥɟɦɵɣ ɪɢɫɤ Ɂɚɬɪɚɬɵ » ɜɵɝɨɞɵ (ɨɩɬɢɦɢɡɚɰɢɹ ɧɟɰɟɥɟɫɨɨɛɪɚɡɧɚ)

ɨɝɪɚɧɢɱɟɧɢɹ

1 ɯ 10-3

Ⱥɛɫɨɥɸɬɧɚɹ ɛɟɡɨɩɚɫɧɨɫɬɶ – ɩɪɚɤɬɢɱɟɫɤɢ ɧɟɜɨɡɦɨɠɧɚɹ

Рис. 1. Области уровней риска ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÏÐÎÁËÅÌÛ È ÐÅØÅÍÈß роятности P электротравмоопасной ситуации и ожидаемого ущерба У в результате этого события, т. е.:

P u Ó ɢɥɢ

R

n

¦py i

i

i

,

(1)

если может иметь место n опасных событий i с различными вероятностями pi и соответствующим им ущербом yi в течение 1 года. В настоящее время используются два подхода [2] для математического описания риска. В основе первого лежит аналитическое описание риска в виде следующего интеграла:

R

³ F (Ó ) p(Ó )d ó,

(2)

где: F(ɍ) – весовая функция потерь, с помощью которой последствия различной природы приводятся к единой (например, стоимостной) оценке ущерба; p(ɍ) – плотность распределения случайных величин ɍ (ущерба). В такой формулировке риск, являющийся количественной мерой опасности, фактически определяется как математическое ожидание ущерба или потерь. Однако, учитывая, что математическое ожидание случайной величины – величина не случайная, а детерминированная, выражение (2) может иметь существенную погрешность для определения риска отдельных последствий. Второй подход, реализующий выражение (1), носит вероятностно-детерминистичекий характер. В этом случае процедура определения риска сводится к выполнению двух последовательных этапов: определения вероятности электротравматических ситуаций pi и расчет ущерба yi при соответствующих событиях. Тогда определение годового риска R(t) можно рассматривать в виде суммы: R(t) = ɍɦ(t) + ɍɱɟɥ(t),

(3)

где: ɍɦ(t) – суммарный ежегодный материальный ущерб (руб.), вызванный авариями электроустановок, перерывами электроснабжения, недоотпуском товарной продукции и т. д.; 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

13

ɍɱɟɥ(t) – суммарный ежегодный ущерб (руб.), обусловленный потерей здоровья или гибелью человека в результате электротравмы при возникновении аварии электроустановки или в результате штатного ее функционирования. Известно, что электротравма человека возникает или при непосредственном прикосновении токоведущих элементов, находящихся под напряжением, или в результате пробоя изоляции электрооборудования, или заноса электрического потенциала по сети зануления с других объектов. Применительно к отдельным электроустановкам величина ɍɦ(t) достаточно мала. Тогда, пренебрегая ɍɱɟɥ(t), получим:

Ó÷åë

n,m

¦

N ij (t )Óij (t ),

(4)

i 1, j 1

где: Nij(t) – вероятность (частота) возникновения j-го вида поражения человека от i-го поражающего фактора (1/год); ɍij – величина ущербов, обусловленных j-м видом поражения человека от i-го фактора (руб.). Отметим, что пренебрежение величины ɍɦ(t) в (3) оправданно, т. к. согласно [5] более 90 % общего ущерба в промышленности, оцениваемого в экономических показателях, относится к производственному травматизму людей. Поэтому при обосновании экономических показателей эффективности системы электробезопасности будем принимать во внимание только экономическую оценку риска жизни человека как риска, связанного с аварийным состоянием электроустановки или обусловленного ошибочным действием оператора, например вызванного случайным попаданием под напряжение. Пусть показатель ɍɱɟɥ отражает материальный ущерб при попадании человека в цепь электрического тока. Этот показатель в зависимости от поставленной задачи может быть выражен в относительных единицах или денежном эквиваленте.

14

ÏÐÎÁËÅÌÛ È ÐÅØÅÍÈß

Рассмотрим три основных последствия возникновения травмоопасной ситуации (ТС)1: а) легкая степень электротравмы, вызвавшая временную потерю трудоспособности (ɍIII); б) средняя степень электротравмы – полная потеря трудоспособности – инвалидизация (ɍII); в) тяжелая степень электротравмы – летальный исход (ɍI). Рассмотрим показатели вероятности Р и ущербов ɍ в виде некоторых векторов P и Ó и возьмем их векторное произведение, которое согласно (1) представляет показатель риска R, т. е. R ª¬ PxÓ º¼ . Учитывая, что P и Ó представляются безразмерными величинами, вектор R также будет величиной безразмерной, имеющей модуль {|P||ɍ|sin(P, ɍ)}, направленный перпендикулярно плоскости, в которой расположены векторы P и Ó (рис. 2). Вектор P изменяется в пределах от 0 до 1,0. Вектор Ó изменяется дискретно и принимает три значения материальных ущербов, вызванных легкой, средней и тяжелой степенью электротравмы. В соответствии с апостериорной оценкой, приняв общее количество регистрируемых электротравм в течение 1 года за единицу, можно оценить долю каждого вида электротравмы: легкая степень ≈ 0,56, средняя ≈ 0,28, тяжелая ≈ 0,16. Тогда на оси у модуль У соответствует числу несчастных случаев с летальным исходом, а модули |ɍ''| и |ɍ'''| – будут количество электротравм соответственно средней и легкой степени тяжести. Таким образом, ось у отражает материальные ущербы, вызванные электротравматизмом людей за 1 год. Примем ущерб У со знаком минус, а затраты на создание системы электробезопасности со знаком плюс. Тогда линия затрат З может быть представлена в виде продолжения оси у в противоположном от начала координат направлении. ¹ Здесь не рассматривается электрический удар (патофизиологический эффект в результате прохождения электрического тока через тело человека) из-за отсутствия его регистрации и каких-либо последствий, связанных с ухудшением здоровья.

Рис. 2. Графическая интерпретация интегральной оценки риска

Материальный ущерб, обусловленный тяжестью электротравмы, и затраты на создание системы обеспечения безопасности можно проиллюстрировать с помощью векторной матрицы, изображенной на рис. 3. На данном рисунке в координатах x, y и z приведены соответственно векторы P , Ó и R , а также первоначальное значение индивидуального риска R0, полученного до использования затрат на внедрение системы обеспечения электробезопасности ɁɋɗȻ. При введении показателя ɁɋɗȻ можно получить Rост – остаточное значение риска, обусловленное неустраненной долей электротравматизма. При определенных сочетаниях величин ɍ, P и ɁɋɗȻ в процессе оптимизации можно получить остаточное значение риска Rɨɫɬ, рассматриваемое как приемлемый индивидуальный риск. Изложенный подход для определения области значений приемлемых рисков может быть положен в основу моделирования и оптимизации системы обеспечения электробезопасности. Оценка и прогнозирование индивидуального риска электротравмы связана с решением таких задач, как: – выявление «слабых мест», т. е. наиболее значимых в формировании недопустимого риска, вызванного дефектами конструкции и эксплуатации электроустановки, ошибки оператора и т. д.; – выбор предположительных (по критерию «затраты-выгоды») вариантов снижения ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÏÐÎÁËÅÌÛ È ÐÅØÅÍÈß индивидуального риска путем проведения оптимизации системы электробезопасности; – оценка соответствия объекта в целом требованиям электрической, пожарной и экологической безопасности, охраны труда; – принятие решения о необходимости дополнительных мер по обеспечению безопасности эксплуатации электроустановок. Предполагается, что решение каждой такой задачи можно осуществить путем: – идентификации источников и признаков проявления техногенного риска, определения параметров предпосылок к происшествиям, сценариев их развития и проявления с помощью построения диаграммы причинно-следственных связей (дерева событий и исходов) и достоверных статистических данных относительно аварийности и травматизма на исследуемом и аналогичных объектах; – оценки достаточности мероприятий, используемых и предлагаемых, для снижения техногенного риска методами системного анализа. Рассмотренная концепция позволяет разработать обобщенную методику оценки индивидуального риска. Однако одним из проблемных вопросов остается недостаточность статистических данных. В этом случае расчет показателей, характеризующих вероятность собы-

15

тия и меру последствий этого события, можно проверить методом экспертных оценок [6] с использованием универсальных шкал базовых балльных, описательных и численных оценок. В табл. 2 приведена предложенная модификация шкалы в упрощенном варианте. В случае возникновения летального исхода при электротравме возникает вопрос о стоимости причиненного ущерба. Причем этот ущерб опосредованно связан с материальной оценкой жизни человека, которая на протяжении многих лет вызывала и вызывает острые дискуссии. В настоящее время в качестве количественной оценки материального ущерба от потери жизни используется термин «цена риска» [7], являющийся денежным эквивалентом стоимости единицы риска α. В отличие от натурального показателя риска (например, частоты смертности людей) показатель α относится к категории монетарных, характеризующихся экономическими единицами измерения. Поэтому его более удобно использовать при проведении экономической оптимизации. Цену риска α нельзя отождествлять с ценой жизни человека (стоимость среднестатистической жизни) или ущербом, связанным со смертью конкретного человека. Экономический смысл показателя α отражает готовность общества платить за то, чтобы избежать этого риска либо его компенсировать в случае добровольного согласия людей воспринимать Таблица 2

Упрощенная шкала базовых оценок параметров индивидуального риска Наименование параметра и его лингвистическая оценка

Балл

Численная характеристика

Вероятность события

Последствия (мера тяжести)

Совершенно невозможно

Очень низкая

Практически невозможно

Низкая

Допустимо, но маловероятно

Средняя

4

0,4

Неопределенно возможно

Выше среднего

3

0,6

Практически возможно

Высокая

Абсолютно достоверно

Очень высокая

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

5

2

0,0 0,2

0,8 1,0

16

ÏÐÎÁËÅÌÛ È ÐÅØÅÍÈß

опасность. Социально-экономический ущерб от преждевременной смерти людей в регионе или отрасли может быть определен как произведение ожидаемого количества погибших на среднестатистическую оценку стоимости статистической жизни (ССЖ). Наиболее объективные оценки ССЖ, полученные на основе социально-экономических исследований и анализа рынка труда для развитых стран, находятся в диапазоне от 3 до 7 млн долл. США [8]. Проблема установления нормативных рисков для нашей страны сегодня представляется весьма важной. Иллюстрируется эта проблема на примере опасности гибели при пожаре, индивидуальный риск гибели которого составляет 130 х 10–6, что является неприемлемым по международным нормативам (1 х 10–6). Отметим при этом, что индивидуальный риск электротравмы с летальным исходом, по нашим оценкам, например, для сельскохозяйственной отрасли составляет порядка 30…50 х 10–6, что также значительно превышает международную норму. Снижение данного риска даже на порядок требует огромных затрат. Если принять для предотвращения смертельного случая при пожаре минимальную экспертную оценку в 50 тыс. долл. США, то снижение индивидуального риска на порядок означает, что число погибших должно уменьшиться с 7500 до 750 чел. в год. Следовательно, затраты на снижение риска¹ до значения 7 х 10–4 (неприемлемого) составят 337,5 млн долл. США, что в настоящее время является также невозможным и по экономическим соображениям. Согласно экспертным оценкам ПДУ индивидуального риска для России с учетом ее социально-экономического развития должен находиться в диапазоне 1х (10–5 ÷ 10–6) в год. Что касается экономического анализа для решения задач оптимизации, необходимо установить конкретные значения цены риска. Учитывая более низкие среднедушевые доходы населения России по сравнению с экономически благополучными странами, для проведения оценок социально-экономического ущерба от электротравмы с летальным исходом представляется

целесообразным рекомендовать к внедрению следующий диапазон значений цены риска: α = 50–150 тыс. долл. США с точечной оценкой порядка α = 100 тыс. долл. США. Отметим, что рекомендуемые к использованию среднее и граничные значения цены риска нужно рассматривать в рамках сложившихся в настоящее время экономических условий в стране. По мере стабилизации экономического положения в России цена риска может быть пересмотрена в сторону увеличения, что необходимо для того, чтобы экономические механизмы управления риском работали более эффективно. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Бурков В. Н., Сергеев Г. К. Управление риском: экономические аспекты обеспечения производственной безопасности // Проблемы безопасности при чрезвычайных ситуациях. – 1993. – № 12. – С. 18–31.

2. Блинкин В. Л. Концепция приемлемого риска и ее экономические и социальные последствия // Социально-экономические и экологические аспекты анализа риска / Сиб. энерг. ин-т. – Иркутск, 1993. – С. 17–19.

3. Акимов В. А. Оценка и прогноз стратегических рисков России: теория и практика // Право и безопасность. – 2004. – № 1. – С. 19–26.

4. Федеральный закон Российской Федерации от 10.10.2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности (статьи 82, 142 и 143).

5. Потехин Г. С., Прохоров Н. С. и др. Управление риском в химической промышленности // Журнал ВХО им. Менделеева. – 1990. – Т. 35. – № 4. – С. 421–424.

6. Гвишиани Д. М. Прогностка. – М.: Знание, 1986. – 91 с.

7. Быков А. А., Кудрявцев Г. И. Управление риском: оценка натурального и экономического ущерба для здоровья от техногенных воздействий // Проблемы региональной экологии. – 1997. – № 4. – С. 17–29.

8. Methods for the Determination of Possible Damage to Hazardoks Materials. CPR IGE, TNO GREEN BOOK. Hague Voorbung, Dec. 1989.

ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÏÐÈÁÎÐÛ È ÝËÅÊÒÐÎÎÁÎÐÓÄÎÂÀÍÈÅ

17

СИЛОВЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ TMAX XT – ОЖИДАЕМАЯ РЕВОЛЮЦИЯ ЭРГОНОМИКИ Концерн АВВ, мировой лидер в области производства силового оборудования высокого, среднего и низкого напряжения и систем автоматизации, представляет новую серию силовых автоматических выключателей в литом корпусе SACE Tmax XT с номинальными токами до 250 А – результат долгих исследований и инновационных разработок компании в области первичного распределения электроэнергии. Новая серия создана для удовлетворения требований любых электроустановок, как стандартных, так и технически сложных: от главного распределительного щита промышленного объекта до менее масштабных щитов потребителя, используемых в жилых помещениях. На территории России Tmax XT доступны уже с июля 2011 г. через сеть официальных дистрибьюторов. Инновации, энергоэффективность и непрерывное технологическое совершенствование – главные принципы, реализуемые АВВ при создании новых решений в сегменте низковольтной электротехники: многофункциональные автоматические выключатели в литом корпусе Tmax XT с номинальными токами до 250 А – прямое доказательство этому поступательному развитию. Среди основных преимуществ, отличающих Tmax XT от выключателей предыдущего поколения: – компактные габаритные размеры; – наибольшая отключающая способность при компактных размерах; – уникальные решения для комплексной защиты двигателя; – новые возможности измерения электрических параметров сети; – широкий набор аксессуаров; – простота установки и ввода в эксплуатацию.

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

Номенклатура SACE Tmax XT включает новые трехполюсные и четырехполюсные автоматические выключатели стационарного, втычного и выкатного исполнения, оснащенные термомагнитными и электронными расцепителями самого последнего поколения с возможностью установки дополнительных опций. Кроме того, устройства демонстрируют высокий уровень характеристик по ограничению удельной энергии, позволяя снизить сечение защищаемых кабелей и размеры отходящих аппаратов защиты. Серия SACE Tmax XT на начальном этапе представлена 4 типоразмерами (XT1 до 160А, XT2 до 160А, XT3 до 250 А, Х4 до 250 А), которые могут быть использованы для различных целей: выполнять функцию комплексного решения для распределения энергии до 250 А или выключателя-разъединителя, использоваться для защиты двигателя, генератора, перегруженной нейтрали или измерения параметров сети. Таким образом, SACE Tmax XT устанавливают новый стандарт технологий и открывают широкие возможности в проектировании и построении установок с наилучшими характери-

Автоматические выключатели SACE Tmax XT

18

ÏÐÈÁÎÐÛ È ÝËÅÊÒÐÎÎÁÎÐÓÄÎÂÀÍÈÅ

стиками – остается только выбрать, какой типоразмер максимально эффективно подходит для решения поставленных задач. Так, XT1 и XT3 – разработаны специально для построения электроустановок со стандартными характеристиками, XT2 и XT4 – для технологически сложных установок, где предъявляются более высокие требования к уровню исполнения выключателей. «Новая серия силовых автоматических выключателей Tmax XT была создана не только на основании многолетнего инженерного опыта АВВ в применении электротехнического оборудования, но и с отдельным вниманием к пользователю, осуществляющему выбор, настройку и эксплуатацию низковольтных систем.

В течение последних пяти лет устойчиво формировался подход к промышленному дизайну оборудования АВВ, что теперь позволяет удачно сочетать в одной электротехнической системе аппараты различных групп и применений. Серия Tmax XT воплощает новую ступень в эволюции современной электротехники, сочетая уже знакомый пользователю непревзойденный уровень качества исполнения аппаратуры АВВ с новым словом в эргономике оборудования, что призвано обеспечить безусловное лидерство Tmax на рынке РФ», – комментирует ситуацию Александр Прудников, руководитель отдела маркетинга подразделения «Низковольтное оборудование».

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.

ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÏÐÈÁÎÐÛ È ÝËÅÊÒÐÎÎÁÎÐÓÄÎÂÀÍÈÅ

19

ЭЛЕГАЗОВЫЙ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ИЛИ ВАКУУМНЫЙ. ЧТО ВЫБРАТЬ? Элегаз, или гексофторид серы, давно и широко используется в энергетике. Как и многие другие решения, применение элегаза в качестве изоляционного и дугогосящего материала было предложено в Советском Союзе, а реализовано на практике на Западе. И уже оттуда вернулось к нам. Правда, с большим опозданием. Как и вокруг любой другой концепции, вокруг применения элегаза в энергетике развернулась ожесточенная полемика, стимулированная – в первую очередь – производителями различных типов оборудования. И хотя элегаз в России активно применяется уже больше 30 лет, некоторые мифы живут и процветают. Попробуем в них разобраться. ЭЛЕГАЗ ОПАСЕН ДЛЯ ПЕРСОНАЛА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ Ну да, при воздействии на элегаз электрической дуги возникает приличное количество всякой дряни – низших фторидов и соединений серы, а если внутри присутствует хотя бы малое количество влаги, то возникают агрессивные соединения фторводородов, плавиковая кислота и прочие. Когда вскрывается полюс выключателя после коммутации, в воздухе ощутимо пахнет тухлыми яйцами и это не радует находящихся рядом. Правда, не стоит забывать, что современные элегазовые коммутационные аппараты и КРУЭ – это герметичные устройства, сброс газа из которых – достаточно редкий случай. Установленные в них фильтры-адсорберы эффективно и быстро поглощают влагу и большое количество газообразных продуктов разложения, а твердые продукты разложения оседают на дне коммутационных аппаратов и – при грамотном конструировании – никак не сказываются на его дальнейшей работе.

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

Опасность может возникнуть при ремонте или утилизации, когда герметичный и сухой объем элегазового аппарата или моноблока вскрывается и продукты разложения начинают реагировать с влагой воздуха. Но проводить такие операции должны специально обученные люди – с применением специально разработанных технологий и оборудования. Ну а сказки о страшном вреде атмосфере и озоновому слою при разгерметизации аппарата или отсека КРУЭ даже не смешны. Количество элегаза настолько мало, что ваша машина, проработавшая на морозе минут десять, принесет в атмосферу гадости гораздо больше. ЭЛЕГАЗ СТРАШНО ТЕКУЧ, И ГОВОРИТЬ О НЕОБСЛУЖИВАЕМОСТИ АППАРАТОВ НЕ ПРИХОДИТСЯ Элегаз текуч. Он просачивается не только через разъемные уплотнения, но даже сквозь толщу металла оболочки. Это так. Но даже в высоковольтных КРУЭ, работающих под давлением 5–7 атм, годовая утечка не превышает 0,5–1 %. Это по нормативам. А на практике и того меньше. При этом коммутационные аппараты специально испытывают на способность отключения при пониженном давлении. А номинальные рабочие токи они способны коммутировать и при нулевом избыточном давлении. То же и с электрической прочностью внутри объема аппарата или КРУЭ. Ее испытывают в том числе и при нулевом избыточном давлении. Современные уплотнения не деформируются и не теряют эластичности со временем, а также устойчивы к вредному воздействию продуктов разложения элегаза. В элегазовом моноблоке среднего напряжения такая проблема вообще не стоит. Там разъемных соединений почти нет – пайка да сварка.

20

ÏÐÈÁÎÐÛ È ÝËÅÊÒÐÎÎÁÎÐÓÄÎÂÀÍÈÅ

ЭЛЕГАЗ БОИТСЯ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУР И НЕПРИМЕНИМ В НАШИХ УСЛОВИЯХ Да, при снижении температуры часть элегаза переходит в жидкое состояние, что приводит к снижению давления внутри аппарата. Как мы помним, для электрической прочности это не очень страшно, т. к. аппараты и КРУЭ выдерживают даже испытательные напряжения при нулевом избыточном давлении. А вот для дугогасящей способности может быть критично. Поэтому элегазовые аппараты, работающие в условиях ХЛ1, либо греют, либо применяют смесь элегаза с азотом или другими газами. Для КРУЭ как высокого, так и среднего напряжения эта проблема не особо актуальна, т. к. подразумевается их установка в отапливаемых помещениях. ЭЛЕГАЗ «МЯГКО» ГАСИТ ДУГУ Это любят утверждать производители элегазовых коммутационных аппаратов, имея в виду уесть производителей вакуумников. Те отбиваются по принципу: «сам дурак», забывая, что у вакуумных выключателей есть свои непревзойденные преимущества. Ну, что правда то правда. В целом процесс дугогашения в элегазе несколько более продолжительный и плавный. Дутье в дугогасящей камере элегазового аппарата обеспечивает эффективный теплоотвод от ствола дуги и быстрое удаление ионизированных частиц из межконтактного промежутка при переходе тока через ноль. При этом уровень перенапряжений, как правило, несколько меньше, чем у вакуумных или маломасляных выключателей. Но и у современных элегазовых аппаратов есть свои слабые места. Так, последние 10–15 лет в основном применяется комбинированная схема дугогашения: при гашении малых токов работает автодутье из-под поршня, а при гашении токов больших – применяется автокомпрессия. Ну и где-то в районе 0,62–0,68 Iном. кз, может возникнуть режим, когда автокомпрессия еще не эффективна, а автодутье – уже не эффективно. Этот режим опасен отказом выключателя. И производителей

относительно недавно обязали отлавливать такие режимы и проверять свои аппараты на устойчивую работу в них. ЭЛЕГАЗОВЫЕ АППАРАТЫ ДОРОЖЕ И СЛОЖНЕЕ ВАКУУМНЫХ На среднем напряжении – конечно. Но при напряжении 110 кВ и выше зависимость обратная. А для напряжения 330 и более кВ альтернативы элегазу сейчас нет. Но элегаз дает массу преимуществ и на среднем напряжении. Его прекрасные изоляционные свойства позволяют создавать комплектные распредустройства, которые в разы меньше по габаритам, чем использующие только воздушную или воздушную и твердую изоляцию. ЭЛЕГАЗОВЫЕ АППАРАТЫ ВЗРЫВООПАСНЫ Да, многие аппараты с большим объемом элегаза имеют такую неприятную особенность. При возникновении внутреннего короткого замыкания на корпус может возникнуть устойчивая дуга, которая приводит к резкому росту давления внутри объема. На заре развития элегазовой техники это приводило к серьезным неприятностям. К счастью, за более чем 50-летнюю практику разработки и производства этого оборудования аппаратостроители научились успешно предотвращать их. Одним из механизмов – но не единственным – стало оснащение аппаратов и КРУЭ клапанами сброса избыточного давления. В общем, со взрывоопасностью дело обстоит так же, как и со скороваркой на вашей кухне. Теоретически возможно, но надо очень постараться. И следует признать, что последствия менее печальны, чем при взрывном разрушении масляного или воздушного аппарата. КРУЭ – СЛОЖНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОЧЕНЬ ДОРОГИ В эксплуатации-то нет, вот при монтаже и вводе в эксплуатацию есть где помучиться. Ну и если понадобится ремонт. Технология проработана, но требует квалификации, навыка ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÏÐÈÁÎÐÛ È ÝËÅÊÒÐÎÎÁÎÐÓÄÎÂÀÍÈÅ и специальных инструментов. К счастью, потребность в нем возникает не часто. А эксплуатировать – одно удовольствие. Только давление контролируй да работу приводов при регламентном обслуживании. Некоторое замешательство поначалу вызывают элегазовые моноблоки – больно там органы управления непривычные. Но народ обучается очень быстро, т. к. в энергетике дураков не держат. А, как говорила героиня одного хорошего советского фильма: в «принципе, можно и зайца научить курить. Нет ничего невозможного для человека с интеллектом». Что касается цены… Сложный и противоречивый вопрос. Особенно если сравнивать КРУЭ класса напряжения 110 кВ и выше с аналогичным ОРУ. Но появление на рынке китайских производителей и в эту область вносит

свои коррективы. В общем, сейчас уже невозможно утверждать так категорично. Надо долго и вдумчиво считать. И иногда очень удивляться своим расчетам. Пожалуй, пока достаточно. Ну и чтобы поставить точку, ответим на вопрос: что же выбрать? Элегазовый выключатель или вакуумный, КРУЭ или КРУ с воздушной изоляцией? Ответ простой: по обстоятельствам. Любое оборудование обладает своими особенностями и преимуществами, в одних условиях определяющими, а в других – бесполезными. Принимайте решение, но при этом опирайтесь на знания, а не на красивые сказки. По материалам компании «Электроинжиниринг»

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.

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

21

22

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОПРИВОДА НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ О. А. Кузнецова, канд. техн. наук, Тульский государственный университет В настоящее время разработан ряд методик, позволяющих выбрать энергоэффективное оборудование при реконструкции существующих объектов жилищно-коммунального хозяйства и промышленности и при модернизации уже имеющегося оборудования подобрать оптимальные с точки зрения энергосбережения режимы его работы. Существенная экономия электроэнергии (10–30 %) может быть достигнута за счет внедрения частотно-регулируемого электропривода на насосных установках объектов ЖКХ, что в сочетании с современными средствами автоматизации, кроме экономии, в зависимости от условий эксплуатации позволяет увеличить срок службы насосных агрегатов и подводящих сетей, уменьшает утечки и обеспечивает качество подачи воды потребителям. Существует несколько путей решения задачи энергоэффективности: использование энергетически эффективного оборудования или реализация оптимального закона управления технологическим процессом посредством управления регулируемым электроприводом. Электропривод насосных агрегатов является массовым и энергоемким классом технических систем, для которого можно выделить следующие характерные подходы к решению рассматриваемой проблемы.

– совершенствование конструкции преобразователей энергии; – рациональная оптимизация работы; – использование принципов автоматического управления; – разработка законов энергосберегающего управления.

Регулирование подачи насосных агрегатов применяют в следующих случаях: – при необходимости регулирования количества жидкости, подаваемой насосом, по требованиям технологического процесса или в связи со случайным изменением потребности в жидкости; – если не требуется во время работы регулирование подачи жидкости насосом, но обеспечение требуемой подачи связано с первоначальной подрегулировкой насоса. Экономия энергии определяется законом (алгоритмом) автоматического управления, который фактически представляет определенную аналитическую зависимость между значениями переменных состояния и управляющими воздействиями. В такой постановке закон управления целесообразно определять как «энергосберегающий», если, помимо обеспечения выполнения системой своих основных функций, он отвечает общепринятым энергетическим критериям. Законы энергосберегающего управления должны сводить к минимуму потери энергии в силовых элементах при реализации конкретной технологической задачи. Апробированные универсальные регуляторы в виде типовых законов управления (П, ПИ, ПИД) в рассматриваемом случае являются малоэффективными, так как не учитывают реальной динамики системы, которая описывается существенно нелинейными моделями. Кроме того, энергосбережение возможно только при векторном (многоканальном) ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ управлении, что является серьезным препятствием для аналитического решения задачи. Таким образом, поиск законов энергоресурсосбережения при управлении требует мобилизации новых подходов к современной теории управления. В статье рассмотрена возможность оптимизации режимов работы системы водоснабжения с емкостями на примере водозаборной станции «Петровское» г. Алексина Тульской области. В этом случае рассматривается возможность модернизации оборудования водозабора с наименьшими затратами за счет разработки оптимального алгоритма работы насосных агрегатов и возможности управления ими от одного частотного преобразователя. На рис. 1 приведена гидравлическая схема 1-го и 2-го подъема водозаборной станции (ВЗС) «Петровское». Подача воды в емкость Е-4 (300 м3) осуществляется из трех скважин,

оборудованных погружными центробежными насосами Е-1, Е-2, Е-3 (все три насоса марки ЭЦВ12-160-100), при этом в произвольный момент времени оказываются задействованными две скважины, а одна скважина находится в резерве. Жидкость из емкости Е-4 поступает на три насосных агрегата станции 2-го подъема Е-5, Е-6, Е-7 (центробежные насосы НЦС 150–98), при этом в произвольный момент времени оказываются задействованными только два насосных агрегата, а один находится в резерве. Насосные агрегаты 2-го подъема подают воду в аккумулирующую емкость Е-8 (1000 м3), расположенную на станции 3-го подъема, по трубопроводу диаметром 300 мм и протяженностью 2100 м. Перепад высот между станцией 2-го подъема и емкостью Е-8 составляет 66 м. Привод насосных агрегатов 2-го подъема и насосного агрегата, установленного на 1-й

Рис. 1. Схема 1-го и 2-го подъема ВЗС «Петровское» 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

23

24

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

скважине, получает питание 0,4 кВ от подстанции, установленной в задании станции 2-го подъема. Насосные агрегаты 2-й и 3-й скважин получают питание 0,4 кВ от самостоятельных понижающих подстанций. Мощность каждого привода 1-го подъема – 65 кВт. Мощность каждого привода 2-го подъема – 55 кВт. Для измерения расходов воды в ветвях гидравлической сети 1-го и 2-го подъема ВЗС «Петровское» использовался ультразвуковой расходомер модели PDFM–IV серии А со стандартным датчиком. Замеры параметров режима пуска электродвигателей привода насосных агрегатов производились путем использования анализатора АР5-1М, позволяющего производить замеры динамики изменения следующих электрических величин: – мгновенные и средние фазные напряжения, В; – мгновенные и средние фазные токи, А; – мгновенные и средние фазные активные мощности, кВт; – мгновенные и средние фазные индуктивные реактивные мощности, кВАр; – мгновенные и средние фазные емкостные реактивные мощности, кВАр; – мгновенный и средний коэффициент мощности; – мгновенная частота тока, Гц; – мгновенная общая мощность, кВт; – потребляемая активная, индуктивная, емкостная и общая мощность, кВт·ч. Результаты замеров электрической части привода насосных агрегатов 1-го и 2-го подъема были использованы при разработке конструктивных и технических решений по автоматизации ВЗС «Петровское». Анализ эффективности предлагаемого алгоритма автоматического управления насосными агрегатами 1-го и 2-го подъема проводился путем сравнения затрат электроэнергии на функционирование системы с другими

вариантами управления, по которым были выполнены замеры. Результаты вычислительных экспериментов и обоснование эффективности предлагаемой системы автоматического управления подтвердили, что применение предлагаемой системы автоматического управления насосными агрегатами 1-го и 2-го подъема ВЗС «Петровское» дает эффект по сравнению с применяемой на ВЗС системы ручного управления до 3500 кВт·ч/сутки (до 1400 тыс. руб. в год), что позволяет окупить затраты на переоборудование ВЗС «Петровское» в течение 1 года. Режимы работы насосных агрегатов, а следовательно, и каждого двигателя, определены на основе выполненной оптимизации в зависимости от необходимого расхода. Общее управление осуществляется микропроцессором. Режим работы насосного агрегата предусматривал автоматический пуск по предложенному алгоритму для напряжения и угловой скорости до выхода на заданный режим работы. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Браславский И. Я. Энергосберегающий асинхронный электропривод: учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений / И. Я. Браславский, З. Ш. Ишматов, В. Н. Поляков. Под ред. И. Я. Браславского. – М.: Издательский центр «Академия», 2004. – 256 с.

2. Ильинский Н. Ф. Электропривод: энерго- и ресурсосбережение: учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений / Н. Ф. Ильинский, В. В. Москаленко. – М.: Издательский центр «Академия», 2008. – 208 с.

3. Кузнецова О. А. Многокритериальная оптимизация асинхронного электропривода: Монография / Под ред. В. А. Сушкина. – Тула: Изд-во ТулГУ, 2009. – 104 с.

4. Лезнов Б. С. Методика оценки эффективности применения регулируемого электропривода в водопроводных и канализационных насосных установках: – М.: Машиностроение, 2011. – 88 с.

ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

25

АВТОМАТИЗАЦИЯ СЕТЕЙ НА БАЗЕ РЕКЛОУЗЕРОВ Е. П. Кваша, начальник отдела распределительных сетей Группы компаний «Таврида Электрик» Слово «реклоузер» еще в начале этого десятилетия было незнакомо нашим энергетикам. Сегодня же оно стало привычным и прочно вошло в лексикон проектировщиков, сетевиков, релейщиков. В поисковых системах Интернета более двадцати тысяч страниц с упоминанием данного термина. Но дело в том, что не каждое устройство, которому присваивают модное и современное название «реклоузер», на самом деле им является. Попробуем разобраться, что же на самом деле есть реклоузер, откуда появилось это название и каким он должен удовлетворять требованиям, чтобы соответствовать своему названию, и как отличить «реклоузер» от «нереклоузера». ПРАВОВАЯ ОСНОВА: СТАНДАРТЫ НА РЕКЛОУЗЕР Начнем с самого простого – с определения. Само понятие возникло за рубежом, поэтому обратимся к первоистокам, т. е. зарубежным стандартам. Стандарт IEEE 37.100– 1992 в переводе с английского дает следующее определение: «Реклоузер – это автономное устройство, использующееся для автоматического отключения и повторного включения цепи переменного тока по предварительно заданной последовательности циклов отключения и повторного включения с последующим возвратом функции АПВ в исходное состояние, сохранением включенного положения или блокировкой в отключенном положении. Реклоузер включает в себя комплекс эле ментов управления, необходимых для обнаружения токов КЗ и управления реклоузером». Первые аппараты под таким названием начали появляться еще в 1940-е гг. в США. Изучение распределительных сетей показало, что в среднем 80–90 % повреждений в сетях по своей природе неустойчивы и «само09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

устраняются» в течение нескольких секунд. Типичными причинами подобных повреждений является схлестывание проводов, касание проводов ветвями деревьев, перекрытие изоляторов в результате воздействий грозы, птиц, животных и т. д. С помощью статистики и наблюдений, было определено, что отключение и последующее автоматическое включение линии при неустойчивом повреждении приводит к устранению причины и, следовательно, исключает длительные перерывы электроснабжения. Обязательное наличие функции «отключения и последующего автоматического включения» и дало название новому продукту для распределительных сетей – recloser, дословно «перевключатель». Первые реклоузеры были совсем непохожи на уже привычные нам, гашение дуги происходило в масле, оборудование часто ломалось и требовало постоянного внимания обслуживающего персонала. Но именно тогда было положено начало новому направлению в аппаратостроении для энергетики.

26

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

В начале 1980-х в стандартах США было дано определение и даже разработан специальный стандарт на реклоузер – ANSI-37.60–1981 (в настоящее время IEEE С37.60–2003). С тех пор и поныне каждый аппарат, носящий название «реклоузер», должен соответствовать данному стандарту, а это значит – отвечать определенным параметрам, успешно проходить целый ряд испытаний. Это как традиционные требования – испытания электрической прочности, коммутационной способности и ресурса, климатические, – так и специфические, продиктованные условиями эксплуатации и особенностями применения. Например, обязательным является тест на частичные разряды, который косвенно отражает качество изоляции: не прошел испытания – есть вероятность выхода из строя как минимум высоковольтных вводов (бушингов, изоляторов) реклоузера. Проводятся испытания на влияние электромагнитных помех, что связано с естественными условиями эксплуатации подобного оборудования – в распределительных сетях влияние могут оказывать проходящие близко линии высокого напряжения, грозы, удары

молнии. В 2005 г. требования стандарта IEEE C37.60 получили статус международных, вышел стандарт IEC 62271–111 (МЭК 62271–111), который является дословным аналогом. В ОСНОВЕ КОНСТРУКЦИИ – ТРЕБОВАНИЯ СЕТЕЙ Однако в современной энергетике требования к реклоузерам не ограничиваются только лишь стандартами, большая часть уже обязательных параметров продиктованы требованиями сетевых компаний. Для этого есть две причины: принятые принципы эффективного применения и особенности эксплуатации воздушных распределительных сетей. Идеология применения реклоузеров развивалась параллельно развитию самих аппаратов и получила название децентрализованной автоматизации (табл. 1). Суть ее в секционировании линии посредством интеллектуальных устройств, каждое из которых анализирует режимы работы элек трической сети и автоматически производит ее реконфигурацию в аварийных режимах, т. е. локализацию места повреждения Таблица 1

Идеология применения реклоузеров Централизованная автоматизация

Децентрализованная автоматизация

Для отключения повреждения требуется головной выключатель на подстанции

Производится установка нескольких реклоузеров, при этом каждый защищает участок до следующего реклоузера

При действии АПВ кратковременные отключения испытывает весь фидер

Кратковременные отключения происходят на участке за реклоузером

При устойчивом повреждении отключается весь фидер

Отключается только участок с повреждением

Скорость поиска и локализации повреждения определяется человеческим фактором

Автономность реклоузера полностью устраняет человеческий фактор

Для правильной работы требуется 100 % надежности каналов связи

Информация о режимах обрабатывается в самом реклоузере, наличие связи вторично

Сопровождается большими затратами на эксплуатационное обслуживание

Сопровождается только затратами на секционирующее оборудование в части первоначальных затрат, в дальнейшем эксплуатационные издержки минимальны ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ и восстановление электроснабжения потребителей неповрежденных участков сети. Такими интеллектуальными аппаратами и стали реклоузеры, а сама идеология получила широкое применение благодаря очевидным преимуществам по сравнению с централизованной системой управления. Функциональность реклоузеров разработана с учетом вышеизложенных принципов децентрализованной автоматизации. Наряду с традиционными функциями, такими как токовая защита от междуфазных КЗ и защита от замыканий на землю, обязательными являются и специальные: – трехкратное автоматическое повторное включение – обеспечивает снижение количества продолжительных отключений за счет «самоустранения» неустойчивых повреждений в бестоковую паузу; – направленные токовые защиты с разными уставками в зависимости от направления мощности – обеспечивает селективное отключение в кольцевых сетях, где токи, протекающие при коротком замыкании через реклоузер в разных направлениях, могут значительно отличаться; – малая ступень селективности – обеспечивает возможность селективной работы большого количества последовательно установленных реклоузеров; – защита минимального напряжения – исключает прохождении мощности (тока) через головной выключатель в направлении из линии к шинам питающей подстанции, что является обязательным требованием применения сетевого АВР; – автоматический ввод резерва с контролем напряжения – обеспечивает питание неповрежденных участ ков в послеаварийном режиме, при этом возможна блокировка включения от маломощного источника; – координация последовательности зон в циклах АПВ – обеспечивает реализацию специальных алгоритмов, основанных на переходе с одной ха рактеристики срабатывания на дру гую в цикле АПВ 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

27

(самый простой пример – ускорение или замедление после АПВ); – режим «работа на линии» – обеспечивает защиту персонала при проведении работ на линии, блокируя все рабочие уставки и отключая короткое замыкание без выдержки времени. Большое влияние на конструк тив и функциональность реклоузеров оказали особенности условий эксплуатации сетей – значительные протяженности воздушных линий электропередачи, географические, климатические факторы и прочее. На их основании были сформулированы следующие требования: – необслуживаемость (maintenance-free) – одно из наиболее важных требований, так как в условиях удаленности и зачастую труднодоступности точек установки реклоузеров обеспечивает значительное снижение финансовых и трудозатрат на обслуживание оборудования в течение срока службы; – надежная работа в трудных климатических и погодных условиях – конструкция аппарата должна быть стойкой к воздействию дождя, снега, солнца, экстремально высоких и низких температур, загрязняющих выбросов в окружающую среду; – автономность – необходимость надежной работы при отсутствие каких-либо дополнительных источ ников питания, кроме самой линии электропередачи; – универсальность системы измере ния токов и напряжений – продикто вано возможностью реконфигурации и расширения сети и как следствие, изменения рабочих токов и токов КЗ; необходимостью реализации на реклоузерах специальных алгоритмов работы; – «столбовое» исполнение – обеспечивает возможность монтажа на существующие опоры ЛЭП, исключает необходимость затрат на фундамент; – малогабаритность – обеспечивает легкость доставки к месту установки (следовательно, и низкие затраты), монтажа

28

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

на опоры ЛЭП, простоту де монтажа и переноса в другую точку сети; – сбор информации и дистанционная передача данных – своевременная и полноценная информация позволяет быстро реагировать на возникающие аварийные ситуации, проводить их последующий анализ, производить реконфигурацию сети без выезда на объекты и т. д., что повышает надежность электроснабжения потребителей и снижает издержки электроснабжающей организации. Все эти требования чаще всего отражаются в отраслевых стандартах сетевых предприятий. Примером может служить компания Eskom, которая является лидером на рынке Африки: производит 95 % всей электроэнергии Южной Африки и 45 % африканского континента. В Eskom посчитали, что европейские и американские стандарты не в полной мере подходят для условий эксплуатации в Африке, поэтому разработали свои, еще более жесткие технические требования с учетом особенностей климатических воздействий (более высокая грозовая активность, аграрная зона, океанские бризы) и традиций эксплуатации. Также разработана методика специальных легализационных испытаний, без успешного прохождения которых оборудование не может быть установлено в сетях Eskom. ОСТЕРЕГАЙТЕСЬ ПОДДЕЛОК! Если обратиться к российской энергетике, то идеология секционирования, которая является базовой при внедрении реклоузеров, уже давно применяется в распределительных сетях. Но в несколько искаженном виде. Для деления линии на отрезки чаще всего применяются ручные разъединители, в редких случаях – комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН). Но на базе подобных устройств невозможна реализация автоматического секционирования, не говоря уже о децентрализованной автоматизации. В последние годы и у нас стало востребованным направление «реклоузеризации» сетей, на данный момент установлено уже не-

сколько тысяч подобных аппаратов, все отраслевые предприятия считают опыт успешным. На волне популярности появляются все новые и новые производители, которые переименовали свои пункты секционирования и комплектные распределительные устройства наружной установки в реклоузеры. Функциональность и конструкция подобных продуктов зачастую не отвечает тем требованиям, которые предъявляются к реклоузерам, сертифицируются они на единственно возможный в данном случае ГОСТ на КРУ. Связано такое «беззаконие» с тем, что ни в одном русскоязычном официальном документе не сказано, что такое реклоузер, такого понятия, а также описания требований к нему ни в ГОСТ, ни в ПУЭ до сих пор нет. А технические условия, подобные написанным Eskom, пока только разрабатываются, и тут, пожалуй, неплохо было бы принять во внимание опыт зарубежных коллег в области автоматизации распределительных сетей. РЕКЛОУЗЕР РВА/TEL: СДЕЛАНО В РОССИИ Следует отметить, что реклоузер РВА/TEL на данный момент является единственным полноценным реклоузером, разработанным и производимым на территории Российской Федерации, который отвечает всем описанным в данной статье требованиям и стандартам. Надежность и необслуживаемость конструкции – высоковольтный модуль реклоузера сочетает в себе твердую и воздушную изоляцию, внутри нет ни одной открытой токоведущей части. Это позволяет исключить возможность внутреннего перекрытия, при этом сократить габаритные размеры при сохранении функциональности – модуль вмещает в себя вакуумный выключатель и полноценную систему измерения токов и напряжений, ни то ни дру гое не требует текущих и средних ремонтов, специальных мер по обслуживанию. Внешняя изоляция высоковольтных вводов реклоузера выполнена из современной кремнеорганической резины, обладающей высокими адгезионными и гидрофобными ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

а)

29

б)

Рис. 1. Иллюстрации свойств кремнеорганической резины: а) – растекание воды по загрязненному керамическому изолятору, что может привести к его перекрытию; б) – изоляция вводов РВА/TEL даже в состоянии сильного загрязнения сохраняет гидрофобность, что не позволяет произойти перекрытию при увлажнении

свойствами – изоляторы не требуют протирки, при этом сохраняют изоляционные свойства даже при их загрязнении. Как для коммутационного модуля, так и для шкафа управления обеспечена степень защиты корпуса IP65. Работа в сложных климатический условиях – успешные испытания в отечественных и зарубежных испытательных лабораториях подтверждают возможность работы РВА/TEL как при отрицательных температурах Севера России, а это до –60 °С, так и при экстремально положительных африканского континента и Австралии. Универсальность системы измерения – в РВА/TEL используется встроенная система токов и напряжений, в каждом из вводов располагается комбинированный датчик тока и напряжения, которые позволяют использовать аппарат в кольцевых сетях, обеспечивать работу соответствующих функций РЗиА без установки дополнительных трансформаторов. Датчик тока – пояс Роговского, обладающая, благодаря отсутствию насыщения, высокой точностью и возможностью работы 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

при различных номинальных токах. Датчик напряжения – емкостный делитель, в отличие от традиционных трансформаторов напряжения имеет гораздо меньшие массогабаритные показатели и отвечающую требованиям точность измерения. Легкость доставки и монтажа – благодаря уникальной конструкции и применяемым технологиям реклоузер РВА/TEL является самым маленьким и легким реклоузером в мире; специально разработанные монтажные комплекты позволяют быстро смонтировать его на существующие опоры ЛЭП. Широкие функциональные возможности – предусмотрены все необходимые для надежной и эффек тивной автоматизации распределительных сетей функции: направленные защиты с независимыми уставками в разных направлениях мощности, защита минимального напряжения, АПВ и АВР с контролем напряжения, переход с одной харак теристики на другую в циклах АПВ, отстройка от бросков тока намагничивания, режим «работа на линии» и т. д. Благодаря высокой скорости ра-

30

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

боты коммутационного модуля и низким погрешностям системы измерения и микропроцессорного устройства защиты и автоматики обеспечивается уникальное время ступени селективности – 0,1 с. Автономность – для надежного питания реклоузера в конструкции применяется модуль бесперебойного питания, который в нормальном режиме обеспечивает питание от установленных на тех же опорах ЛЭП трансформаторов собственных нужд (например, серии ОЛ, производства СЗТТ), а в случае пропадания напряжения на линии автоматически переключается на резервный источник – малогабаритную необслуживаемую аккумуляторную батарею. Также автоматически осуществляется возврат к основному источнику оперативного тока и подзаряд аккумуляторной батареи. Дистанционное управление и передача информации – в реклоузере предусмотрено все необходимое для организации дистанционной связи – стандартные телекоммуникационные интерфейсы RS-232, RS-485 и протоколы передачи данных Modbus, DNP3, МЭК, источник питания и место для установки передающего

устройства, обеспечена возможность работы по радиоканалу, оптоволокну, GSM-связи, проводной линии. Все это обеспечивает необходимые функции – удаленное управление аппаратом, ввод-вывод уставок защит или отдельных функций, получение сигналов о срабатывании или неисправности, данных об измеряемых реклоузером параметрах линии. Все вышеперечисленные возможности позволили реклоузеру РВА/TEL за короткий срок стать одним из лидеров на рынке оборудования для автоматизации распределительных сетей, завоевать доверие электроэнергетических компаний как в странах СНГ, так и за рубежом. На данный момент по всему миру уже установлено более 12 тыс. подобных аппаратов. В заключение хотелось бы дать уже не теоретическое, а прак тическое определение: реклоузер – это автономное интеллектуальное устройство, не требующее обслуживания, обладающее специальной функциональностью и конструктив ными особенностями, на базе кото рого возможно создание надежных и эффективных распределительных сетей.

ǰdzȀǾǼǽǮǾǸ ǽǼȍǰǶȀǿȍ ǰ DZdzǹdzǻDzǴǶǸdz В 2011 г. в Геленджике начинатся строительство ветроэнергетического комплекса мощностью 98,9 МВт. В состав станции войдут 43 ветроагрегата. Годовая выработка установки составит около 367 млн кВт·ч. Проектом, вышедшим из подполья, назвал данную станцию председатель комитета по проблемам использования ВИЭ РосСНИО, академик РИА, д-р техн. наук Павел Безруков. Подрядчиком проекта объявлена ООО «Ветроэн-Юг».

– Мы занимаемся этим проектом пять лет и сейчас готовы представить первые результаты разработок, – отметил Евгений Пащенко, представляющий ООО «Ветроэн-Юг». – Определена территория будущего ветропарка, на земельные участки оформлены документы по аренде на 49 лет. Кроме того, подписано соглашение о намерениях с Кубанским энергосбытом и Кубаньэнерго по сбыту электроэнергии. Стоимость проекта составит порядка 160 млн евро. Финансирование, разделенное на шесть этапов, осуществит один из крупнейших зарубежных банков. Окупаемость ВЭС предположительно оценивается сроком в 5–7 лет. www.eprussia.ru

ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

31

СРЕДНИЙ РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРОВ Средний ремонт трансформаторов включает организационные и технические мероприятия, вскрытие трансформатора, осмотр и мелкий ремонт активной части, деталей и сборочных единиц трансформатора. В сравнении с текущим этот вид ремонта отличается объемом и сложностью работ. Согласно действующим нормам капитальный ремонт трансформаторов напряжением 110 кВ производится в первый раз в большинстве случаев после 12 лет эксплуатации. Применяя более совершенные способы диагностики, сроки проведения первого капитального ремонта можно пересматривать в сторону увеличения сверх 12 лет. В каждом конкретном случае изменение сроков капитального ремонта принимается после рассмотрения состояния трансформатора и необходимого обоснования Капитальный ремонт трансформатора производится, как правило, со вскрытием активной части, но без ее разборки. Необходимость подпрессовки обмоток является основной причиной периодического вскрытия активной части. Объясняется это тем, что в качестве основной твердой изоляции в конструкции трансформатора используется электрокартон с большой усадкой (около 10 %). При отсутствии автоматической подпрессовки в процессе эксплуатации обмотки трансформатора распрессовываются и, следовательно, теряют или снижают свою электродинамическую стойкость. Поэтому для предупреждения деформаций обмоток под воздействием токов КЗ обмотки хотя бы 1 раз в течение срока службы трансформатора подвергаются подпрессовке. Кроме того, необходимость вскрытия может быть вызвана некоторыми дефектами активной части, которые появляются с течением времени. К таким дефектам следует отнести следующие: старение масла и зашламление 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

активной части, увлажнение изоляции, ослабление прессовки магнитопровода, ухудшение изоляции между элементами магнитопровода (шпильками, ярмовыми балками и др.), ослабление крепления изоляционных барьеров обмоток и междуфазной изоляции, ослабление крепления отводов, излом изоляции отводов, износ механических деталей РПН; старение уплотняющих маториалов, течи масла, разрушение покрытия внутренних поверхностей бака, разрушение опорной изоляции, (пята-кольцо) прессующих винтов прессующего устройства обмоток, ослабление разъемных контактных соединений, корродирование поверхности, разрушение узла установки ввода и дефекты вводов напряжением до 500 кВ и выше, требующих их замены со сливом масла из бака трансформатора, повреждение схемы заземления магнитопровода и элементов прессующего устройства обмоток Вскрытие активной части трансформатора налагает требования в отношении увлажнения изоляции: чтобы уложиться в сроки проведения ремонта (разные у трансформаторов разного класса изоляции), проводится прогрев трансформаторов. Капитальный ремонт без разборки активной части включает в себя перечень операций, выполняемых на узлах (элементах) трансформаторов в определенной технологической последовательности. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРА В подготовку к ремонту трансформатора входят работы по проверке и комплектованию технической документации, инструмента, приспособлений, оборудования, материалов и ремонтных площадок. В зависимости от вида ремонта, его сложности и особенностей, условий и места проведения определяется объем подготовительных работ и обеспече-

32

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

ние ремонта необходимой технической документацией: эксплуатационной, заводской и ремонтной, разрабатываемой ремонтной организацией (проект организации работ, проект реконструкции или модернизации, ППР). Приемка в ремонт трансформатора оформляется актом. Трансформатор сдают в ремонт полностью в рабочем состоянии со всей технической, ремонтной и эксплуатационной документацией, а также с комплектом необходимых для ремонта запасных частей, деталей, материалов, инвентарной оснастки и оборудования для выполнения ремонта. Выдача трансформатора из ремонта оформляется актом с передачей заказчику отчетной технической документации, протоколов испытаний и измерений. УСЛОВИЯ ПРЕБЫВАНИЯ АКТИВНОЙ ЧАСТИ ТРАНСФОРМАТОРА НА ВОЗДУХЕ Началом осмотра активной части считается: – для трансформаторов, транспортируемых с маслом, начало слива масла; – для трансформаторов, транспортируемых без масла, вскрытие крышки или любой заглушки. Осмотр активной части или капитальный ремонт считается законченным с момента герметизации бака или начала вакуумирования перед заливкой маслом. Кратковременное вскрытие какой-либо заглушки и установка термометра для измерения температуры при прогреве не учитываются при определении продолжительности пребывания активной части на воздухе. Вводимые в эксплуатацию трансформаторы до 35 кВ включительно осматриваются в соответствии с действующими заводскими инструкциями. Трансформаторы 35 кВ, проходящие капитальный ремонт, и все трансформаторы 110–750 кВ при монтаже и капитальном ремонте осматриваются в соответствии с указаниями, приведенными ниже. Температура активной части в процессе всего периода разгерметизации должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха (на ремонтной площадке) не менее

чем на 5 °С и во всех случаях должна быть не ниже 10 °С. Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают этого требования, то трансформатор перед осмотром следует нагреть. Температура активной части в процессе осмотра определяется любым термометром (кроме ртутного), устанавливаемым на верхнем ярме. Вскрытие предварительно прогретой активной части трансформатора должно производиться при устойчивой ясной погоде без осадков. Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией бака, не должна превышать значений, приведенных в табл. 1. Если время осмотра превышает указанное в таблице, но не более чем в 2 раза, должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора. При относительной влажности окружающего воздуха более 85 % трансформатор допускается осматривать только в закрытом помещении или во временном сооружении (тепляке), где можно создать необходимые условия для осмотра. При осмотре активной части трансформатора с продувкой сухим воздухом от установок типа «Суховей» общая продолжительность работ не должна превышать 100 ч и определяется специальной инструкцией завода-изготовителя. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ СРЕДНЕГО РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРОВ При среднем ремонте трансформаторов основные типовые технологические операции выполняют в следующей последовательности: 1) отсоединяют шины и спуски от вводов, силовые и контрольные кабели от двигателей и приборов, заземления трансформатора. Кабели маркируют; 2) проводят тщательный внешний осмотр трансформатора и составляют опись дефектов, подлежащих устранению при ремонте; 3) проверяют изоляционные характеристики трансформатора для последующего сравнения их с показателями после ремонта; ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

24

12 12

До 6,3

10 и более До 80

80 и более

До 400

100 и более

До 35 включительно

110–220

110–500

110–330

110–750

5

Менее 100

—

— —

Применение обязательно

— —

Рекомендуется

— —

То же На 10 °С выше температуры окружающего воздуха 60–80

—

Применение установки «Суховей»

На 10 °С выше температуры окружающего воздуха

Прогрев активной части до температуры, °C

Примечание: Ta,ч –температура активной части; Tt,p – температура точки росы.

-

10 5

12 20

16 32

5

– 5

—

20

8 8

16

до 85

Ta, ч > Tt, PНА °С

32

до 75

Относительная влажность воздуха, %

Мощность трансформатора, MBA

Напряжение трансформатора, кВ

Полный

»» Частичный

—

То же —

Полный

Слив масла

—

— —

—

8 8

12

При температуре воздуха ниже 0 °C

Допустимая продолжительность, не более, ч, при температуре воздуха выше 0 °С

Продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе

—

При монтаже То же

То же

– При ремонте

—

Примечание

Таблица 1

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

33

34

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

4) сливают из расширителя масло, проверяют при этом работу маслоуказателя и газового реле, перекрывают кран между расширителем и баком; 5) снимают вводы и навесные охладители, сливают масло из бака трансформатора на 150–200 мм ниже уровня крышки. Перекрывают краны и задвижки между охладителями и баком трансформатора, сливают из охладителей масло, снимают их и вводы с трансформатора, устанавливают заглушки на плоских кранах, задвижках и фланцах трансформатора. При невозможности доставки трансформатора на место ремонта в собранном виде производят демонтаж охладителей и вводов. Заполняют охладители маслом и устанавливают заглушки; 6) наносят разметку на всех рельсах и катках в местах их сопряжения, приподнимают трансформатор домкратами, убирают подкладки и опускают трансформатор на рельсы. Заряжают тросом полиспаст и закрепляют его за якорь и трансформатор, проверяют стыки на крестовинах рельсовых путей. Доставляют трансформатор на ремонтную площадку со скоростью, не превышающей 8 м/мин, и устанавливают по уровню, выверяя горизонтальность рамы бака; 7) испытывают трансформатор на ремонтной площадке; 8) устанавливают по габаритному чертежу трансформатора схемы строповки элементов арматуры, вводов, бака и других составных частей трансформатора; 9) сливают частично масло до уровня 150– 200 мм от верха крышки (верхней части бака); 10) демонтируют газоотводные трубы, краны, задвижки, расширитель, выхлопную трубу, клапаны; 11) устанавливают заглушки; 12) определяют условия вскрытия и допустимую продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе при осмотре в зависимости от условий окружающей среды; 13) прогревают трансформатор методом постоянного тока или другим методом до температуры верхних слоев масла 60–80 °С;

14) сливают масло из бака с подсосом воздуха через воздухоосушитель, установленный ранее при частичном сливе масла; 15) снимают высоковольтные маслонаполненные вводы. Герметичные вводы ГБМТ с баками давления снимают вместе с баками, предохраняя соединительную трубку от повреждений и резких изгибов (радиус изгиба должен быть не менее 90 мм); 16) снимают трансформаторы тока с бакелитовыми цилиндрами и устанавливают их нижней частью в емкость с маслом; 17) снимают вводы НН, отсоединив гибкие соединения через специальные люки или разболтав контактную часть, демонтируют фарфоровые покрышки у разборных вводов (у трансформаторов, активная часть которых связана с крышкой, вводы ВН и НН до вскрытия трансформатора не снимают); 18) ввертывают до упора домкратные винты для фиксации переключающего устройства погружного типа, отсоединяют крепление переключающего устройства от бака трансформатора; 19) производят маркировку отводов, отсоединяют их от переключателей напряжения и закрепляют за активную часть, отсоединяют распорные болты, валы переключающих устройств, предварительно нанеся риски на муфты сцепления; 20) разболчивают крышку трансформатора или верхнюю часть бака, отпуская равномерно болты, начиная с середины боковых сторон; 21) снимают крышку, поднимают активную часть или снимают верхнюю часть бака. Подъем производят в строгом соответствии с указаниями габаритного чертежа, при этом следят за образованием по всему периметру зазора между баком и активной частью; подъем с перекосом запрещается; 22) устанавливают активную часть на деревянных подкладках, выложенных горизонтально по уровню; запрещается производить работы, если активная или верхняя часть бака находится «на весу»; 23) устанавливают временные стеллажи, обеспечивающие удобные и безопасные усЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ ловия при ревизии активной части и при проведении работ на съемной части бака; 24) измеряют отношение емкости dС/С прибором ЕВ-3 или ПКВ-7; 25) проверяют затяжку доступных стяжных шпилек ярм, креплений отводов, барьеров, переключателей и других элементов активной части. Замеченные ослабления устраняют подтяжкой гаек; 26) проверяют затяжку винтов и домкратов осевой прессовки обмоток; на время затяжки домкратов внутренних обмоток в случае необходимости разрешается вывернуть мешающие затяжке прессующие винты наружных обмоток. Эти винты затягивают при прессовке наружных обмоток. Подтягивание винтов и домкратов производят равномерно по всей окружности, затягивают контргайки; 27) проверяют затяжку, подтягивают разъемные соединения отводов, затягивают контргайки; 28) проверяют состояние прессовки остова и при необходимости проводят подпрессовку ярма. Выявляют места перегрева, забоин и шлакообразования. Заменяют дефектную изоляцию стяжных шпилек (полубандажей), восстанавливают в доступных местах разрушенную межлистовую изоляцию пластин активной стали конденсаторной бумагой или бакелитовым лаком. Выправляют забоины и удаляют шлакообразования; 29) осматривают изоляцию доступных частей обмоток, отводов, переключателей, цилиндров, вводов и других изоляционных элементов. Устанавливают наличие следов электрических разрядов, проверяют цвет и механическую прочность изоляции и принимают решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора. Замеченные повреждения устраняют; 30) осматривают состояние доступных контактных поверхностей переключателей; 31) удаляют подагры с контактных поверхностей или заменяют контакты; 32) проверяют схему заземления активной части в соответствии с чертежом и производят измерения: сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей и полубандажей 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

35

ярм относительно активной стали и ярмовых балок; сопротивления изоляции прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок; сопротивления изоляции ярмовых балок относительно активной стали; сопротивления изоляции электростатических экранов относительно обмоток и активной стали (если предусмотрены конструкцией). Проверяют исправность цепи между заземляющими шинами экранов, устанавливают на место и закрепляют заземление экранов; 33) измеряют отношение dС/С в конце ревизии перед опусканием активной части или установкой верхней части бака; приращения dС/С, измеренные в конце и начале ревизии (приведенные к одинаковой температуре), не должны превышать значений, указанных в табл. 2; 35) промывают активную часть струей горячего трансформаторного масла, которое должно соответствовать предъявляемым требованиям; 36) удаляют остатки масла со дна бака; 37) промывают и очищают доступные внутренние части бака; 38) параллельно с работами на активной части ремонтируют основные наружные составные части трансформатора: крышку, бак, расширитель, предохранительные устройства, вводы, систему охлаждения; 39) опускают активную часть в бак, устанавливают крышку или ставят на место верхнюю часть бака; 40) восстанавливают заземление активной части на бак (если предусмотрено конструкцией), восстанавливают схему отводов; 41) герметизируют разъемы крышки или верхней части бака. Резиновые прокладки уплотнений рекомендуется предварительно приклеивать резиновым клеем к раме разъема. При разделке стыков прокладок концы на длине 60–70 мм полностью срезают. Середину стыка располагают против одного из болтов. При уплотнении разъемов подтягивают или отпускают болты одновременно по всему периметру, даже если неплотность по разъему разная. Затяжку считают нормальной, когда прокладка зажата на 2/3 первоначальной толщины;

36

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ Таблица 2 Наибольшие допустимые значения dС/С изоляции обмоток трансформаторов 110 кВ и выше без масла Значения dС/С, в %, при температуре обмотки, °С

Показатель

10

20

30

40

50

dС/С приращение отношений

8

12

18

29

44

dС/С измеренных в начале и в конце ремонта и приведенных к одной температуре

3

4

5

8,5

13

Примечание. Значения dС/С относятся ко всем обмоткам трансформатора.

42) устанавливают и уплотняют карманы вводов высокого напряжения; 43) устанавливают на бак и закрепляют трансформаторы тока; 44) устанавливают и закрепляют вводы ВН, подсоединяют отводы к вводам так, чтобы конус изоляции отвода вошел в экран вводной траверсы и стропов различной длины. При установке вводов необходимо предусмотреть меры против их опрокидывания; 45) устанавливают коробки вводов НН и вводы НН, подсоединяют к ним отводы. Установку вводов НН и подсоединение к ним отводов производят после заливки трансформатора маслом до уровня верхних ярмовых балок; 46) устанавливают пофазно изоляционные валы с приводом переключателей в соответствии с маркировкой. Закрепляют привод переключателя и выполняют его герметизацию. Проверяют по таблице, приведенной в чертеже отводов. Особое внимание обращают на согласование положения привода и переключателя; 47) устанавливают на люки и крышки постоянные заглушки и уплотняют их; 48) подготавливают трансформатор к вакуумированию. Устанавливают на бак задвижки и краны, временный маслоуказатель, подсоединяют трубопроводы временной масловакуумной системы; 49) проверяют бак трансформатора на натекание, для чего включают вакуумный насос, открывают вентиль вакуум-провода на

крышке бака трансформатора и равномерно ступенями по 0,013 МПа через каждые 15 мин. устанавливают в баке вакуум с остаточным давлением 0,001 МПа. Закрывают вентиль вакуум-провода на крышке трансформатора. Трансформатор считается герметичным, если абсолютное давление внутри бака не превышает 0,003 МПа; 50) вакуумируют и заливают маслом (табл. 3). Вакуумирование бака разрешается выполнять при установленных вводах или усиленных заглушках на патрубках, карманах, коробках вводов и т. д. Трансформаторы до 35 кВ включительно и трансформаторы 110 кВ, баки которых не рассчитаны на полный вакуум, заполняют без вакуумирования при атмосферном давлении с помощью центрифуги, фильтр-пресса или цеолитовой установки маслом с температурой не ниже 10 °С до уровня несколько выше верхнего ярма; 51) устанавливают расширитель, выхлопную трубу и газоотводящую систему, собирают и подсоединяют навесные охладители, термосифонные фильтры, присоединяют к расширителю воздухоосушитель и трубопровод для доливки масла; 52) устанавливают приборы газовой защиты и сигнализации. Собирают и подсоединяют систему масляной защиты к расширителю; 53) доливают трансформаторы и заполняют маслом системы охлаждения через расширитель со скоростью не более 4 т/ч до уровня максимальной отметки маслоуказателя расширителя; ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ 54) испытывают бак трансформатора на маслоплотность избыточным давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расширителе в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С. При доливке и испытании избыточным давлением трансформаторов с азотной или пленочной защитой руководствуются указаниями технической документации; 55) испытывают трансформатор; при необходимости подсушивают; перекатывают трансформатор и устанавливают на фунда-

37

мент так, чтобы крышка имела подъем 1–1,5 % по направлению к газовому реле, если в сопроводительной документации нет специальных указаний и уклон не предусмотрен конструкцией бака; 56) присоединяют выносную систему охлаждения к трансформатору; 57) доливают масло в трансформатор и в систему охлаждения через расширитель со скоростью не более 4 т/ч с последующим отстоем в течение 12 ч, при этом руководствуются инструкциями завода-изготовителя; Таблица 3

Вакуумирование и заполнение маслом трансформаторов Класс напря- Остаточное Технологическая Продолжитель- Температура жения трансфор- давление операция ность операции, ч масла, °С матора, кВ в баке, МПа

Примечание

Вакуумирование трансформатора перед заполнением маслом

110–150 220–750

0,001 0,001

2 20

—

Для баков трансформаторов, не рассчитанных на полный вакуум, допустимое значение остаточного давления приводится в сопроводительной технической документации, а при ее отсутствии устанавливается 0,054 МПа для трансформаторов 110–220 кВ

Заполнение трансформатора маслом

110–150 220–750

0,001 0,001

Скорость заполнения не более 3 т/ч

Более 10 45–60

Температуру и скорость поступления масла в бак контролировать в процессе всей заливки

Выдерживание трансформатора под вакуумом и пропитка изоляции

110–150 220–750

—

6 10

Снижается

Температура активной части трансформатора, залитого маслом, изменяется в зависимости от температуры окружающей среды

Снятие вакуума и пропитка изоляции при атмосферном давлении

110–150 220–750

0,001 0,001

3 5

То же

Снимать вакуум необходимо с подачей воздуха в бак трансформатора через силикагелевый осушитель

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

38

следует также учитывать влияние качества масла на характеристики изоляции. При включении трансформаторов после капитального ремонта без контрольной подсушки или сушки должны соблюдаться следующие условия: – для трансформаторов до 35 кВ включительно мощностью до 1000 кВ·А сопротивление изоляции за время ремонта не должно снижаться более чем на 40 % или быть не ниже данных, указанных в табл.

4, пробивное напряжение масла должно соответствовать требованиям, указанным в табл. 5; – для трансформаторов 35 кВ мощностью выше 1000 до 10000 кВ·А включительно сопротивление изоляции за время ремонта не должно снижаться более чем на 40 % или быть не ниже данных, указанных в табл. 4, отношение R60’’/R15’’ при температуре 10–30 °С не должно быть менее 1,3, а характеристики масла должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 5; – для трансформаторов 35 кВ мощностью более 10000 кВ·А сопротивление изоляции после ремонта не должно быть ниже значений, указанных в табл. 4, tg G, отношение R60’’/R15’’ при температуре 10–30 °С должно быть не менее 1,3, а характеристики масла должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 5; – для трансформаторов 110 кВ и выше приращения dС/С не должны превышать

58) выпускают воздух из трансформатора, вводов и охладителей, включают масляные насосы системы охлаждения, проверяют правильность вращения роторов маслонасосов по манометрам. При закрытой заслонке давление по манометру должно быть не менее 0,13 МПа; 59) проверяют направление вращения крыльчаток вентиляторов, при этом поток воздуха, создаваемый крыльчаткой, должен быть направлен в сторону пучка охлаждающих трубок охладителя; 60) проверяют работу фильтров системы охлаждения. Разница избыточного давления на выходе и входе масла в фильтрах должна быть не более 0,2 МПа; 61) включают циркуляцию масла в трансформаторе не менее чем на 8 ч, затем отключают и дают маслу отстояться в течение 12 ч; 62) оформляют документацию на ремонт. Определение необходимости контрольной подсушки или сушки трансформаторов после капитального ремонта. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе в соответствии с требованиями табл. 1, а также при соответствии изоляционных характеристик масла и обмоток установленным требованиям. При сравнении характеристик изоляции до и после капитального ремонта

Таблица 4 Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60 обмоток трансформатора в масле

Номинальное напряжение обмотки ВН, кВ

Значения R60, МОм, при температуре обмотки, °С 10

20

30

40

50

60

70

До 35

450

300

200

130

90

60

40

110

900

600

400

260

180

120

80

Выше 110

Не нормируется

Примечание. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам трансформатора. ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ ГОСТ 982–68 (ТКП)

до 500 кВ ТУ-38-101281-75

Отсутствуют

Отсутствуют

Содержание механических примесей

0,2 2 — 0,02

tg G при напряжении электрического поля 1 кВ, %, не более: при 20 °С при 70 °С при 90 °С Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более

Содержание водорастворимых кислот и щелочей, мг КОН

30 35 45 — —

2

0,3 2,5 — 0,02

25 30 40 — —

3

0,2 1,5 2,6 0,02

30 35 45 55 —

4

0,3 2 — 0,02

25 30 40 50 —

5

— — 1 0,03

30 35 45 55 —

6

— — 1,5 0,03

25 30 40 50 —

7

до залив- после за- до за- после до за- после ки ливки ливки заливки ливки заливки

ГОСТ10121-76

Минимальное пробивное напряжение в стандартном маслопробойнике, кВ, для трансформаторов на напряжение: до 15 кВ от 15 до 35 кВ от 60 до 220 кВ от 330 до 500 кВ 750 кВ

1

Показатели качества масла

до 220 кВ

Область применения

— 0,3 0,5 0,01

— — — 55 65

8

до заливки

— 0,5 0,7 0,01

— — — 50 60

9

после заливки

ГОСТ 982–68 (Т-750)

до 750 кВ

Область применения и предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла

0,014*2

— 7*1 — 0,25

20 25 35 45 55

10

Масло всех марок в процессе эксплуатации

Таблица 5

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

39

0,1

0,1

0,001

1 0,0025

1 0,002

0,1

0,001

1 0,0025

0,1

0,1

0,001

—

0,2

0,001

—

0,02

— —

—

–50

—

7 135

6 135

135

5

0,1

0,001

0,03 0,002

Отсутствует

55

—

135

8

0,1

0,001

1 0,0025

—

—

—

135

9

10

1*3

0,002

—

—

Не нормируется —

—

Снижение не более чем на 5 °С по сравнению с предыдущим значением

Примечание. При использовании новых типов масел необходимо руководствоваться требованиями соответствующих ТУ. *1. Для трансформаторов до 220 кВ и для трансформаторов 330–500 кВ tg d эксплуатационного масла должно быть не более 5 %, для трансформаторов 750 кВ – не более 2 %. *2. Для трансформаторов мощностью более 630 кВ А и маслонаполненных вводов. Для трансформаторов мощностью менее 630 кВ А содержание водорастворимых кислот и щелочей в эксплуатационном масле должно быть не более 0,03 мг КОН. *3. Для трансформаторов, оборудованных пленочной защитой масла.

0,1

Газосодержание, %, для трансформаторов, оборудованных азотной и пленочной защитами

0,001

0,1 0,002

1 0,0025

0,1 0,002

0,001

0,01

—

Отсутствует

Для трансформаторов, оборудованных азотной и пленочной защитами

45

Отсутствует

45

—

—

—

Температура застывания, °С, не выше (проверяют для трансформаторов, работающих в районах с холодным климатом) Общая стабильность против окисления (ГОСТ 981–75*): Количество осадка после окисления, %, не более кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более Натровая проба, баллы, не более Влагосодержание, %: для трансформаторов, оборудованных воздухоосушителем

135

4

150

3

150

2

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С, не ниже

1

Оконч. табл. 5

40 ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ

ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÝÊÑÏËÓÀÒÀÖÈß È ÐÅÌÎÍÒ значений, приведенных в табл. 2. Сопротивление изоляции за время ремонта не должно снизиться более чем на 30 %, а его значение должно быть не ниже указанных в табл. 4, tg G или С2/С50 не должны увеличиться соответственно более чем на 30 % и 20 %, отношение R60’’/R15’’ при температуре 10–30 °С должно быть не менее 1,3, а характеристики масла должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 5. При рассмотрении условий включения трансформаторов без контрольной подсушки или сушки необходимо, чтобы характеристики масел, заливаемых в трансформаторы, соответствовали требованиям. При заливке после ремонта трансформаторов маслом с другими, чем у слитого масла, характеристиками может наблюдаться изменение значений сопротивления изоляции и tg G, что должно учитываться при комплексной оценке состояния изоляции трансформатора введением поправок на изменение tg G масла. Характеристики изоляции R60’’, tg G, С2/С50 должны измеряться при одной и той же тем-

пературе или приводиться к одной базовой температуре. Контрольную подсушку обмоток трансформатора проводят в следующих случаях: 1) при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или измерениями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт; 2) при продолжительности пребывания на воздухе активной части трансформатора больше времени, указанного в табл. 1.

3) при несоответствии нормам характеристик изоляции, измеренных при капитальном ремонте трансформатора. Сушку обмоток трансформатора производят в следующих случаях: 1) если контрольной подсушкой характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями; 2) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте более чем вдвое превышает время, указанное в табл. 1. По материалам портала transform.ru

ǰ «ǰǼǹǼDZDzǮȋǻdzǾDZǼ» ȁȀǰdzǾǴDzdzǻǮ ǽǾǼDZǾǮǺǺǮ ǺǼDzdzǾǻǶǵǮȄǶǶ ǿǶǿȀdzǺȉ ǿǯǼǾǮ Ƕ ǽdzǾdzDzǮȅǶ ǶǻȂǼǾǺǮȄǶǶ ǻǮ ǽǼDzǿȀǮǻȄǶȍȃ В филиале ОАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» утверждена программа модернизации и расширения системы сбора и передачи информации (ССПИ) на подстанциях энергокомпании. Согласно программе до конца 2016 г. на 67 подстанциях «Вологдаэнерго» классом напряжения 110 кВ планируется внедрить новое оборудование для организации каналов диспетчерской связи и передачи телемеханической информации. В перечень объектов электросетевого хозяйства, подлежащих комплексной реконструкции, вошло 15 подстанций 110 кВ, которые включены в инвестиционную программу сетевой компании на 2011–2016 гг. В документе также четко обозначены сроки проведения модернизации оборудования, организации каналов диспетчерской связи и передачи телеметрической информации в Вологодское РДУ с подстанций филиала «Вологдаэнерго». Кроме того, в программе прописаны основные организационно-технические мероприятия, которые необходимо выполнить для модернизации и расширения ССПИ подстанций. Часть этих мероприятий сетевая компания уже провела начиная с 2003 г. Документ согласован генеральным директором МРСК Северо-Запада Александром Кухмаем и руководителями филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Центра и Вологодского РДУ. Резолюцию на грифе утверждения поставил директор филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» Александр Климанов. ОАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

41

42

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß

СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ОЦЕНКЕ СОСТОЯНИЯ СИЛОВЫХ МАСЛЯНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ В РЕЖИМАХ ON- И OFFLINE Е. Б. Игнатьев, канд. техн. наук, Г. В. Попов, д-р техн. наук, А. И. Тихонов, д-р техн. наук, Центр по проектированию и повышению надежности электрооборудования, Ивановский государственный энергетический университет, г. Иваново Системы диагностики (СД) и системы мониторинга (СМ) предназначены для повышения надежности эксплуатации электротехнического оборудования. В этом они похожи. Различие этих систем проявляется в возможностях, которые они обеспечивают. СМ позволяют оптимизировать режимы эксплуатации, повышать коэффициент использования установленной мощности оборудования. СД дают возможность наглядно представлять жизненный цикл объекта, проводить одно- или многокритериальное ранжирование объектов в рамках конкретного множества, реализовывать эффективную стратегию по ремонтам, модернизации и замене оборудования. На рынке РФ представлены как отечественные, так и зарубежные СМ и СД. Среди первых можно выделить СМ АВВ T-monitor, MAISTR, TDM, МБ 2000, СУМТО. Среди СД определенный интерес представляют две системы: «Диагностика+» и «Альбатрос». При анализе этих систем каких-либо попыток объединения их возможностей выявлено не было. Обзор систем мониторинга и систем диагностики показывает, что системы мониторинга не используют данные обследований, а системы диагностики оценивают состояние оборудования без учета данных мониторинга. Диагноз ставится оборудованию зачастую даже без учета его нагрузки.

Для повышения точности и достоверности оценки технического состояния оборудования требуются интегрированные СД, которые могли бы использовать как данные мониторинга, так и данные, полученные при всех измерениях на протяжении жизненного цикла объекта: под нагрузкой, на отключенном оборудовании, при комплексных обследованиях, в процессе ТОиР и т. д. В Центре по проектированию и повышению надежности электрооборудования (ЦППНЭ) ИГЭУ сделана попытка объединения таких систем в единый прогрммно-технический комплекс оценки технического состояния трансформаторного оборудования. Разработана система мониторинга силовых трансформаторов, которая, как и система «Диагностика+», может работать автономно, но в комплексе эти две системы дополняют друг друга и обеспечивают переход на более высокий уровень (рис. 1). Система мониторинга оперативно реагирует на недопустимые изменения значений контролируемых параметров, но, получая дополнительные сведения от системы «Диагностика+», сервер мониторинга может более точно вычислять граничные и предельно допустимые значения, а также при необходимости оперативно проводить углубленный анализ состояния объекта и квалифицированЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß но выдавать рекомендации по действиям оперативного персонала. И наоборот, при работе системы «Диагностика+» для более точной оценки технического состояния трансформаторного оборудования из БД мониторинга берется: график нагрузки, количество коротких замыканий и значения токов короткого замыкания (по фазам), сведения о перенапряжениях, число переключений РПН, графики температуры воздуха и верхних слоев масла. Для планирования регламентных работ важным параметром будет фактическая наработка двигателей обдува и маслонасосов. В качестве сервера БД обе системы используют СУБД FireBird (клон известной СУБД Interbase). Это позволяет системам беспрепятственно использовать данные друг друга. Так как выборка из БД мониторинга всей необходимой для «Диагностики+» информации собрана в отдельных правилах ЭС, то при

работе системы «Диагностика+» с другими системами мониторинга только эти правила должны быть изменены. ЭС изначально строилась для работы с неполными данными, поэтому если часть используемых в системе «Диагностика+» данных системой мониторинга не предоставляется, то никаких сбоев в работе системы не происходит, но может быть только понижен коэффициент доверия к результатам анализа. Часто на предприятии система мониторинга работает в отдельной «технологической» сети, поэтому между сетями необходим шлюзовой компьютер. МОДЕЛЬ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ Модель диагностирования описывает в общем виде процессы активизации системы диагностики, определения технического состояния, имеющихся дефектов и остаточного ресурса оборудования.

Рис. 1. Связь системы «Диагностика+» с системой мониторинга 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

43

44

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß

Рис. 2. Диаграмма потоков данных

На рис. 2 представлены все основные потоки данных модели диагностирования, а на рис. 3 – модель процесса диагностирования. Производится постоянный анализ текущих данных мониторинга. В случае неудовлетворительных результатов температурного контроля масла бака, контроля газосодержания, влагосодержания масла, состояния высоковольтных вводов или состояния РПН выполняется обращение к экспертной системе диагностики. Система диагностики считывает все доступные ей актуальные данные для данного объекта, в том числе и предварительные результаты анализа из системы мониторинга. Производятся необходимые вычисления, выбирается требуемая нормативная информация из БД СД, производится сравнение с граничными и предельно допустимыми значениями. В случае нарушения граничных значений параметров по известным методикам опре-

деляются диагностические признаки, определяется степень нарушения допустимых значений параметров, фиксируется место дефекта и формируются сообщения об этих нарушениях для протокола. В первую очередь для определения какого-либо диагностического признака выбираются данные СМ, если для данного объекта нет нужных данных, то берутся данные обследований оборудования под рабочим напряжением и данные обследований на отключенном оборудовании, в том числе и данные, полученные при комплексном обследовании. При этом выбираются те данные, для которых период актуальности не закончился. Если необходимые данные отсутствуют, то выдаются рекомендации о проведении диагностических обследований. При этом по возможности минимизируется отношение стоимость/информативность ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß для рекомендуемого набора измерений и обследований. По диагностическим признакам определяются тип, место и степень достоверности для каждого вероятного дефекта. Отсеиваются все дефекты, у которых степень доверия меньше установленного уровня. Уточняются возможные дефекты. Выявляются наиболее вероятные дефекты. Оцениваются скорости их развития. В случае необходимости (и при соответствующей настройке параметров запуска СД) производится интерактивное уточнение диагностических признаков у пользователя. Определяются индексы состояния узлов оборудования. По выявленным дефектам определяются рекомендации по дальнейшей эксплуатации оборудования, необходимости проведения восстановительных работ и дополнительных обследований. По значениям индексов состояния узлов рассчитывается индекс состояния оборудования в целом и определяется его класс состояния. Генерируется протокол с заключением и рекомендациями. В БД записываются результаты анализа (класс состояния, обнаруженные дефекты, перечень необходимых работ по ТО и Р). Формируются фрагменты протокола с учетом определенных диагностических признаков, дефектов и рекомендаций.

45

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ Для классификации состояния оборудования сначала определяются индексы состояния его узлов, показанных в табл. 1: Индексы состояния узлов оборудования зависят от вида обнаруженного дефекта, его интенсивности и опасности, а также от значений некоторых диагностических признаков [1]. Индекс технического состояния (I) каждого узла рассчитывается как ранжированная сумма значений критериев данного узла, умноженных на их весовые коэффициенты: ⎡ mi ⎤ ⎢ ∑ ( K ij ⋅ Vij ) ⎥ ⋅10 ⎥ , I i = ⎢ mij =1 ⎢ ⎥ ⎢ ∑ (Vij ⋅ M ij ) ⎥ ⎣ j =1 ⎦ где: Ii – значение индекса состояния i-го узла; значение округляется до ближайшего целого; Kij – значение j-го критерия состояния i-го узла; Vij – весовой коэффициент j-го критерия i-го узла; весовые коэффициенты должны быть целыми; Mij – максимальное значение индекса j-го критерия i-го узла; mi – число означенных критериев i-го узла. Таблица 1

Узлы оборудования и их весовые коэффициенты Узел

Весовой коэффициент

1. Обмоточная система

10

2. Магнитная система

5

3. РПН

5

4. Бак

1

5. Масло

5

6. Система охлаждения

1

7. Высоковольтные вводы

5

8. Вспомогательные узлы

1

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

46

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß

Рис. 3. Процесс диагностирования

В качестве критериев используются ДП и дефекты со своими весовыми коэффициентами. Значение критериев оценки состояния узла оборудования лежит в диапазоне от 1 до 10.

В общем случае применяются следующие значения критерия: 1 – очень хороший; 3 – хороший; 6 – удовлетворительный; 8 – ниже удовлетворительного; 10 – плохой. ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß Критерий состояния узла, значение которого не определено, не учитывается ни в числителе, ни в знаменателе формулы. На пятом этапе по индексам состояния узлов рассчитывается индекс состояния оборудования и определяется его класс состояния. Индекс технического состояния (Io) оборудования рассчитывается как ранжированная сумма значений индексов состояния узлов данной единицы оборудования, умноженных на их весовые коэффициенты (табл. 1): ⎡ n ⎤ ⎢ ∑ ( I i ⋅ Vi ) ⎥ Io = ⎢ ni =1 ⋅100 ⎥ , ⎢ (V ⋅ M ) ⎥ i i ⎢⎣ ∑ ⎥⎦ i =1

где: Io – значение индекса состояния оборудования; значение округляется до ближайшего целого; Ii – значение индекса состояния i-го узла; Vi – весовой коэффициент i-го узла; весовые коэффициенты должны быть целыми; коэффициенты (табл. 1) рассчитаны на основе накопленной статистики отказов узлов трансформаторного оборудования; Mi – максимальное значение индекса i-го узла; n – число узлов с рассчитанным значением индекса состояния. Индекс состояния узла, значение которого не определено, не учитывается ни в числителе, ни в знаменателе формулы.

47

Рассчитанные индексы технического состояния оборудования сопоставимы с индексами состояния, рассчитанными по Методике экспертной оценки технического состояния оборудования (ОАО «ФСК ЕЭС») [1]. После того как определен индекс состояния оборудования, определяется класс состояния оборудования по табл. 2. КЛАССИФИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ЕГО СОСТОЯНИЮ В результате анализа данных, проводимого ЭС, для трансформатора вычисляется индекс технического состояния, который характеризует степень риска эксплуатации оборудования, то есть вероятность возникновения отказа. По значению индекса состояния оборудование относится к одному из четырех классов технического состояния. Характеристика классов состояния объектов приведена в табл. 3. Класс «Под контролем» соответствует первой (низшей) степени риска. Класс «Зона риска» – второй степени риска. Класс «Непригодно» – третьей (высшей) степени риска. ВАРИАНТЫ ИНТЕГРАЦИИ СИСТЕМ В основе интеграции компьютерных систем на энергетическом предприятии в единый комплекс лежит идея использования общей информационной модели (CIM–Common Information Model) и единой системы классификации и кодирования в электроэнергетике (ЕСККЭ). Таблица 2

Определение класса состояния оборудования Название класса

Значение индекса технического состояния

1. Пригодно

1 < Iо < 10

2. Под контролем

10 < Iо < 40

3. Зона риска

40 < Iо < 80

4. Непригодно

80 < Iо < 100

5. В ремонте

Определяется оперативным персоналом

6. Списано

Определяется оперативным персоналом

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

48

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß Таблица 3 Характеристика классов состояния объектов Название класса

Характеристика

1. Пригодно

Оборудование находится в исправном и работоспособном состоянии. Контролируемые параметры не выходят за границы допустимых значений. Отсутствуют любые повреждения. ЭС СД рекомендует продолжать эксплуатацию оборудования в том же режиме

2. Под контролем

Оборудование находится в работоспособном состоянии. Нарушены граничные значения одного или нескольких контролируемых параметров, что подтверждено результатами повторных измерений. Дефекты зачастую обусловлены естественным процессом старения. Возникшие повреждения не мешают оборудованию выполнять основные функции. ЭС СД фиксирует факт дефекта и взятие его на контроль, рекомендует продолжать эксплуатацию объекта и определяет сроки для контроля значений соответствующих параметров (если необходимая информация недоступна от СМ)

3. Зона риска

Оборудование находится в работоспособном состоянии. Нарушены предельно допустимые значения одного или нескольких контролируемых параметров. Имеющиеся повреждения пока не мешают оборудованию выполнять свои основные функции. ЭС СД указывает на особый контроль значений тех параметров оборудования, которые могут свидетельствовать о степени развития предполагаемого дефекта (дефектов). При этом (в случае отсутствия информации от СМ) жестко регламентируются сроки проведения повторных измерений. Как правило, рекомендуется перевод объекта в щадящий режим работы. Даются также другие рекомендации, направленные на выяснение степени опасности и продолжительности развития дефекта. Персонал должен находиться в состоянии готовности для разгрузки объекта и его останова

4. Непригодно

а) Степень развития дефекта (дефектов) достигла предельного уровня. Дальнейшая эксплуатация объекта представляет опасность для функционирования. Большая вероятность наступления отказа. ЭС СД рекомендует вывод объекта в восстановительный ремонт, определяет характер, объем и примерную стоимость ремонта. б) Степень износа объекта достигла предельного уровня из-за полной выработки ресурса, или объект морально устарел. Дальнейшая его эксплуатация экономически неэффективна, а в ряде случаев опасна. ЭС СД рекомендует списание оборудования

5. В ремонте

Неработоспособное состояние оборудования. Оно выведено из эксплуатации и находится в ремонте. ЭС СД должна «знать» о выводе оборудования в ремонт. Вся информация о проведенных ремонтных работах должна быть доступна ЭС СД

6. Списано

Оборудование полностью выработало свой ресурс или перешло в неработоспособное состояние в результате неустранимого дефекта или аварии. Соответствующей комиссией предприятия оно было списано. В БД ЭС необходимо занести данные о списании объекта ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß Задачей CIM-модели является единое унифицированное представление структур данных независимо от источника их происхождения и целей использования. Эта идея была развита в документах Международной электротехнической комиссии (IEC – МЭК). Издается единая информационная модель физического объекта, и все приложения обмениваются данными, используя их единое описание. Информационная модель должна: – быть устойчивой к изменениям объекта управления (изменения внутри объекта управления не должны сказываться на интерфейсах обмена и доступа к данным и их реализации); – быть открытой (модификация модели не должна влиять на существующие элементы программного обеспечения); – обеспечивать возможность интеграции как существующих, так и вновь устанавливаемых приложений независимо от типа их программной технологии и вычислительной платформы; – состоять из компонентов (такими компонентами являются объекты информационной модели: подстанции, линии, станции, потребители); – представлять собой единое информационное пространство данных, включая измерения. В процессе эксплуатации необходимо постоянно поддерживать адекватность модели текущему состоянию системы. В системе «Диагностика+» используется механизм объектного отображения предметной области, что наиболее соответствует CIMмоделям, рекомендованным рабочей группой WG14 технического комитета TC57 международной электротехнической комиссии IEC. Используется не только декларативная информационная модель, применяемая для представления предметной области, но и полностью объектная, включающая в себя событийный механизм и механизм объектных методов. Поскольку комплекс «Диагностика+» не охватывает многих областей деятельности 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

49

энергетических предприятий, а является специализированной экспертной системой диагностики электрооборудования, то его интеграция в общую информационную структуру предприятия на основе моделей и стандартов ЕСККЭ позволит не только повысить эффективность диагностических процедур, так как обеспечит оперативную доставку информации о измерениях и аппаратном мониторинге от специализированных систем, но и избавит систему от выполнения несвойственных ей функций. При создании единой информационной среды объектов электроэнергетики система «Диагностика+» может стать одним из кирпичиков в данной структуре. «Диагностика+» – комплекс программ, который уже обладает рядом свойств, необходимых для создания такой глобальной системы. В системе реализован механизм учета и классификации оборудования, работ и испытаний как внутри отдельного предприятия, так и в энергосистеме, состоящей из множества предприятий и подразделений этих предприятий, имеющих иерархическую организационную связь. При настройке системы возможно первоначальное создание классификационных единиц филиалов, подразделений, оборудования, испытаний, работ и т. п. в виде информационных классов с необходимым набором свойств для каждого вида. После чего осуществляется переход к классификации видов, установка связей между видами информационных классов в отношении старший класс – подчиненный класс. Непосредственно классификация уже заложена в обобщенном виде, а также производится при настройке системы и может быть легко изменена под нужды любого предприятия или энергосистемы. В системе есть справочники и механизм, позволяющий использовать, создавать, редактировать и синхронизировать справочные данные в системе. Элементы справочников, добавленные на одном узле, распространяются на все узлы. При этом производится синхронизация («утверждение») этих данных на старших узлах – удаление дубликатов, исправление занесенной информации и отправка со-

50

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß

ответствующих действий на нижележащие узлы системы. Внедрен механизм уникальной идентификации объектов внутри отдельной энергосистемы. Каждый объект при создании получает уникальный идентификатор, который может быть использован при работе с объектом на любом узле системы. Наличие полноценной объектной модели, включая язык высокого уровня, дает возможность делать отображение внутренних объектов системы «Диагностика+» на объекты CIMмоделей при условии совместимости справочной информации. При работе над новыми возможностями системы «Диагностика+» будет учитываться возможность интеграции комплекса в общий информационный ресурс предприятий электроэнергетики. Для этого необходимо выполнить следующие шаги: 1. Произвести настройку классов, их свойств и областей допустимых значений этих свойств, а также обеспечить установление связей между информационными объектами разных классов в соответствии со стандартной моделью.

2. Перейти на глобальную идентификацию объектов URI согласно рекомендациям W3C для всех систем, работающих на предприятиях электроэнергетики.

3. Обеспечить импорт и экспорт данных в формате языка обмена данными. Необходим разнообразный обмен данными внутри предприятия, между предприятиями и взаимодействие с общим центром стандартизации. При создании данных средств потребуется также разработать средства синхронизации системных справочников со стандартными справочниками и создать средства выборки данных для экспорта из системной БД. Для формирования единой информационной среды объектов электроэнергетики нужно подготовить соответствующую базу данных, содержащую агрегированные данные по разным предприятиям. Для этого необходимо в систему внедрить выгрузку и загрузку обобщенных данных или части данных, существующих в си-

стеме, которые передаются между разными независимыми предприятиями.

4. Разработать программный интерфейс, для того чтобы внешние ИС могли непосредственно обращаться к данным и методам системы. Потребуется реализовать систему управления доступом внешних ИС к ресурсам системы.

5. Разработать средства защиты информационного обмена. В настоящее время рассматривается альтернативный вариант интеграции системы «Диагностика+» на предприятиях, имеющих свою БД оборудования. Он заключается в гетерогенной репликации. Решение заключается в том, чтобы периодически запускалась процедура обмена данными между БД двух систем. Системы настраиваются таким образом, что те данные, которые копируются из другой системы, в данной системе изменяться вообще не могут. И наоборот. РЕПЛИКАЦИЯ ДАННЫХ В РАСПРЕДЕЛЕННОЙ СИСТЕМЕ С 2006 г. корпоративная версия системы «Диагностика+» позволяет строить корпоративные диагностические системы, охватывающие множество предприятий энергосистемы. Информационная модель такой распределенной системы содержит разделяемую и общую информацию. Паспортные данные оборудования, данные о структуре предприятия и месте установки оборудования, данные с испытаниями и измерениями, данные о ТОиР относятся к разделяемой информации. Эти данные можно разделить между предприятиями по принадлежности оборудования. Деление можно осуществить на уровне объектов. Так, например, данные об оборудовании, установленном на подстанциях какого-либо ПМЭС, хранятся только на сервере этого ПМЭС, на сервере МЭС и на сервере центра (рис. 4). НСИ, словари, база диагностических правил и экспертиз (база знаний) и т. д. – вся эта информация носит общий характер и используется всеми субъектами распределенной системы (общая информация). ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß

Рис. 4. Состав БД по узлам системы

Общая информация на всех предприятиях должна иметь одинаковую структуру и состав. Добиться целостности и непротиворечивости информационной модели можно с помощью механизма иерархической отложенной репликации. Суть ее в том, что для синхронизации БД между узлами распределенной системы передаются только изменения. При иерархической репликации все изменения передаются от сервера к серверу последовательно и постепенно охватывают всю сеть узлов (рис. 5). Обмен изменениями осуществляется только с одним сервером на вышестоящем уровне и подчиненными серверами уровнем ниже.

Передача изменений в вышестоящую структуру может осуществляться каскадно, например по четырехуровневой схеме: ПС – ТЭС – МЭС – Центр (рис. 5). Репликация выполняется пакетами. Изменения накапливаются на подчиненных серверах и передаются на центральный сервер. В свою очередь изменения, выполненные на центральном сервере, посылаются подчиненным серверам. Периодически администратор системы дает команду на создание пакетов репликации для старшего узла и для всех подчиненных узлов. Сервер репликации на основе системного журнала автоматически формирует файлы (пакеты репликаций). Данные файлы отсылаются на соответствующие узлы. Полученный пакет репликации обрабатывается сервером репликаций, и все присланные изменения повторяются в БД данного узла. Если при приеме пакета репликации возникает конфликт, например было обнаружено значительное сходство между элементами словаря, то программа обратится с вопросом к администратору. Он решает, объединить ли эти два элемента в один или нет. Если пакет репликации по каким-то причинам был пропущен, то все изменения придут в следующем пакете. ФОРМАТ ОБМЕНА ДАННЫМИ Для обмена данными между различными диагностическими системами должен исполь-

Рис. 5. Иерархическая репликация 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

51

52

ÄÈÀÃÍÎÑÒÈÊÀ È ÈÑÏÛÒÀÍÈß

зоваться специальный формат файлов обмена данными. Такой формат должен быть разработан на основе информационной модели СД и утвержден, а на его базе разработаны программные средства, обеспечивающие: – выгрузку в файл информации об одном объекте или множестве объектов одного класса, включая или исключая все подчиненные им объекты; – загрузку из файла дополнительной или измененной информации об объекте или множестве объектов; – возможность просмотра и печати информации из таких файлов. ПОДДЕРЖКА Все изменения, направленные на исправления ошибок и развитие системы, автоматически фиксируются. Периодически разработчики формируют пакеты изменений. Эти пакеты представляют программу, которая при ее запуске производит те же самые изменения в системах пользователей. Пакеты обновлений выкладываются для свободного скачивания на портале Центра transform.ru. При первом запуске в локальной системе в БД узлов и заменяет программные файлы. Начиная с 2006 г. было выпущено 10 пакетов обновлений. Полуавтоматический способ формирования пакетов обновлений и их публикация на сайте позволяют эффективно развивать систему даже при большом количестве установленных экемпляров системы. Второй немаловажный фактор в поддержке системы – это бесплатный переход от четвертой версии к принципиально новой пятой версии и помощь в конвертации данных из БД старых версий. То же самое можно сказать о намеченном переходе на новую, 6-ю версию. Конвертер БД будет встроен в очередной пакет обновлений. Для выявления причин отказов системы в нее включена процедура автоматического сбора информации о настройках всех компонен-

тов системы. По результатам ее работы формируется файл, который можно отослать разработчикам. ВЫВОДЫ 1. Реформирование энергетики, возникновение ОГК, ТГК, энергетических концернов и повышение требований к контролю за состоянием оборудования остро ставят вопрос о создании корпоративных информационных систем с единой распределенной БД, в том числе и систем оценки технического состояния электрооборудования станций и подстанций. Использование единой распределенной корпоративной информационной системы обеспечивает объединение всех сведений в базе данных центральной службы компании и согласование баз данных, ведущихся в различных предприятиях компании.

2. Автономные, закрытые информационные системы, не поддерживающие стандарты по обмену информацией, – не имеют будущего. Нужны системы, которые легко могут быть встроены в уже существующий на предприятии комплекс программных систем.

3. Хорошо зарекомендовал себя механизм отложенной двухфазной репликации БД. Для узлов системы, имеющих связь между собой по относительно медленным каналам связи или временно совсем не имеющих связи (например, передвижных лабораторий), – этот способ просто незаменим.

4. Очень облегчили работу по поддержке системы и переходу на новые версии технология публикации на web-сайте пакетов обновления и создание конвертеров для БД старых версий системы.

5. Интеграция с другими информационными системами, связь с системами мониторинга, формализация ремонтных работ позволяют создать и вывести процесс автоматического диагностирования на более высокий уровень. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Система Стратегического планирования ремонтов ОАО «ФСК ЕЭС». Методика экспертной оценки технического состояния оборудования. – ОАО «ФСК ЕЭС». – 2006. – 34 с. ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÌÀÑÒÅÐ-ÊËÀÑÑ

53

КАК ВЫБРАТЬ СУХОЙ ТРАНСФОРМАТОР? Как и во всем распределительном электрическом оборудовании, трансформаторы – ключевая составляющая. Именно поэтому крайне важно оценить ваше решение с разных сторон, прежде чем осуществить выбор. Чтобы помочь вам сузить варианты, давайте взглянем на некоторые из наиболее важных факторов для рассмотрения при определении или приобретении трансформатора сухого типа, которые обычно питают большую индустриальную подстанцию, центр по сбору данных или другие важные объекты.

1. Номинальная мощность – оценка кВА трансформатора.

2. Максимально допустимое напряжение – первичная обмотка и напряжение вторичной обмотки трансформатора.

3. Устройство изоляции – сумма максимальной окружающей температуры, плюс средний обмоточный перегрев, плюс перепад между средним обмоточным перегревом и самой высокой температурой проветривания.

4. Обмотка и соленоиды – намотанные обмотки или сложенные расслоения (медь или алюминиевые провода).

5. Устройство изоляции между обмотками – открыто намотанный, давление вакуумной пропитки, герметично инкапсулированные в вакууме, заключенные в капсулу, и соленоид броска. Большие распределительные трансформаторы сухого типа типично питаются энергосистемами среднего напряжения (6 кВ или 10 кВ) и показывают максимально допустимое напряжение вторичной обмотки 380 В, с 3 фазами. Некоторые из больших общих размеров трансформаторов сухого типа, доступных сегодня, имеют номинальную мощность 500 кВА, 750 кВА, 1000 кВА, 1500 кВА, 2000 кВА, 2500 кВА, 3000 кВА, 3750 кВА, 5000 кВА и 7500 кВА.

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

Как отмечено выше, есть несколько различных методов строительства, используемых в изготовлении трансформаторов сухого типа, приводящих к различным проектам, которые делают возможным монтаж во многом различной окружающей среде. Ключевое отличие этого оборудования заключается в конструкции изоляции обмоток. Сухие трансформаторы могут иметь обмотки, изолированные разными способами. ОТКРЫТАЯ НАМОТКА Стандартный сухой трансформатор изготовляется методом «опустить-в-печь». Это достигается путем нагрева проводника катушки, а затем, при нагревании, опусканием их в лак при повышенной температуре. Катушки «запекаются» до покрытия лаком. ВАКУУМНАЯ ПРОПИТКА (VPI) Этот метод использует покрытие лаком в чередовании циклов давления и вакуума. Процесс VPI использует полиэфирную смолу. Катушки подвергаются обработке в печи. Процесс VPI лучше, чем стандартный сухой трансформатор, поскольку он включает в себя давление в дополнение к вакууму. Этот процесс способствует лучшему проникновению лака в трансформаторные катушки. Эти устройства имеют увеличенное сопротивление коронному разряду. ИНКАПСУЛИРОВАНИЕ В ВАКУУМЕ (VPE) Этот метод, как правило, превосходит процесс VPI. Несколько процессов обработки провода добавлены к процессу производства, чтобы заключить катушки в капсулу, после чего покрытия обрабатываются в печи. Эти трансформаторы показывают лучшую защиту от суровой и влажной окружающей среды, чем трансформаторы типа VPI (рис. 1).

54

ÌÀÑÒÅÐ-ÊËÀÑÑ

ЗАКЛЮЧЕННЫЙ В КАПСУЛУ (ЗАПЕЧАТАННЫЙ) Скрытые трансформаторы – стандартные открыто намотанные трансформаторы распределения, заключенные в кожух из электротехнического кварца и эпоксидной смолы и полностью заключенные в мощный корпус. ФОРМОВАННЫЕ ЭПОКСИДНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ Эти устройства включают соленоиды, заключенные в капсулу из эпоксидной смолы в процессе литья. Катушки трансформатора прочно залиты смолой под вакуумом. Производственный процесс блокирует каналы в эпоксидной смоле, обеспечивая высокую электрическую прочность, защищая трансформатор от неблагоприятных условий окружающей среды. Каждая изоляция между обмотками, отмеченная выше, специально подходит для конкретных условий. Поэтому для вас важно понять, где лучше всего использовать каждый тип. Например, трансформатор VPE или VPI стоит приблизительно на 50 % больше, чем обычный. Поэтому ваш заключительный выбор может оказать существенное влияние на полную стоимость проекта. Когда требуется улучшенное сопротивление коронному разряду (то есть электрические разряды, вызванные напряженностью обмотки возбуждения, превышающей электрическую прочность изоляции) и повышенная механическая прочность обмоток, вы должны использовать трансформатор VPI-типа. Используйте трансформатор с литыми катушками как для дополнительной защиты обмоток в агрессивной окружающей среде химических заводов, при производстве строительных материалов, так и для наружной установки. Эти агрессивные среды включают вещества, которые могут пагубно сказываться на обмотках других сухих трансформаторов, в их числе соль, пыль, едкие газы, влага и металлические частицы. Кроме того, трансформаторы с литыми обмотками имеют лучшую способность противостоять тяжелым электриче-

ским перенапряжениям. Трансформаторы с литыми обмотками обычно имеют одинаковые повышение уровня BIL, как и для маслонаполненных трансформаторов, в то же время обеспечивая достаточную защиту обмоток трансформатора. Трансформаторы с литыми обмотками используются также в некоторых суровых условиях, в которых ранее устанавливали только маслонаполненные трансформаторы. У инженера есть выбор между трансформатором VPI/VPE или трансформатором с литой обмоткой для критической окружающей среды и агрессивной окружающей среды. Литая обмотка принимается как лучший трансформатор в этих типах окружающей среды. Некоторые изготовители, однако, указывают, что герметизирующая смола в трансформаторах с литой изоляцией может быть

Рис. 1. Типичный трансформатор с формованной эпоксидной изоляцией: низковольтная шина (1), стяжные болты (2), шина высокого напряжения (3), низковольтная обмотка (4), ярмо (5), высоковольтные обмотки (6), ответвления (7), выводы (8), основание трансформатора (9), подъемные каналы (10), воздушный канал (11), проводники высоковольтных обмоток (12), проводники низковольтных обмоток (13) ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÌÀÑÒÅÐ-ÊËÀÑÑ вредной для срока эксплуатации трансформатора. Коэффициент расширения эпоксидной смолы меньше, чем у медных обмоток. Циклическое расширение и сжатие при нагревании и охлаждении катушки может в конце концов вызвать трещины в смоле. Эти изготовители указывают, что герметизация эпоксидной смолой в трансформаторе VPI может лучше иметь дело с этим расширением и сокращением; поэтому, если важнее более длительный срок эксплуатации. В конце концов, окончательный выбор за проектировщиком. В дополнение к номинальным мощностям, отмеченным ранее, проектировщик электроустановки может запланировать установку вентиляторов обдува трансформаторов, которые могут добавить существенную мощность к паспортной для трансформатора. Для трансформатора с литой изоляцией установка вентиляторов для охлаждения трансформатор во время тяжелой нагрузки может добавить порядка 50 % нагрузочной способности трансформатора. Для VPE или трансформатора VPI дополнительные 33 % кВА могут быть добавлены к мощности трансформатора. Например, стандартный трансформатор сухого типа с литой изоляцией, имеющий номинальную мощность 3000 кВА, с вентилятором может работать на мощности 4500 кВА (50 %-ное увеличение стандартной мощности). С другой стороны, VPE или трансформатор VPI, оцененный в 2500 кВА, с вентилятором может работать на мощности 3333 кВА (33 %-ное увеличение стандартной мощности).

Помните: использование вентилятора помогает нагрузочной способности трансформатора. Для ответственных потребителей может потребоваться только полагаться на помощь вентилятора – помогают оценке для необычных перегрузок, которые могут возникнуть при определенных операциях, в том числе: 1. Дополнительный ток, требуемый для дозарядки батарей источника бесперебойного питания после его работы во время пропадания сетевого напряжения.

2. Планированная эксплуатационная обходная цепь, которая поместила краткосрочное условие дополнительной нагрузки на определенном трансформаторе.

3. Другие краткосрочные перегрузки электрической распределительной системы. В критических условиях, когда время работы имеет важное значение, система, которая опирается на вентиляторы для нормальной работы может снизить общую надежность системы. Проектировщик электроустановки должен всегда оценивать значения стоимости и надежность устройства, проектируя электрические системы распределения. Этот тип оценки становится еще более важным в критической окружающей среде. Трансформатор – только одна составляющая в сложных электрических системах распределения. Как вы можете заметить, проектировщик должен быть вооружен самой точной информацией, чтобы сделать надлежащий выбор трансформатора.

«ǻǵȋȀǶ» ǽǾǶǿȀȁǽǶǹ Ǹ ǿǼǯǿȀǰdzǻǻǼǺȁ ǽǾǼǶǵǰǼDzǿȀǰȁ Дочернее предприятие ЦК «СЭЛЛ» «Новосибирский Завод Электоротехнических Изделий» приступил к собственному производству низковольтных комплектных устройств (НКУ) типа ОЩВ (1–6, 1–9, 1–12) УОЩВ, ВРУ, ПР. НКУ обеспечивают сбор, обработку информации, предоставление ее эксплуатационному персоналу, выработку сигналов управления для технологических и инженерных систем и оборудования, также устройства предназначены для электроснабжения и освещения различных зданий и сооружений. Основным конкурентным преимуществом продукции, выпускаемой «НЗЭтИ», является возможность сборки и наполнения по запросу клиента. По согласованию строн, при изготовлении НКУ, могут включаться дополнительные технические параметры, содержащие, как уточнения данных условий, так и дополнительные к ним требования. www.ce-sell.ru 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

55

56

ÍÀÓ×ÍÛÅ ÐÀÇÐÀÁÎÒÊÈ

ПОВЫШЕНИЕ ОСТАТОЧНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ В СЕТЯХ 6–10 кВ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ М. С. Егорова, разработка методики расчета и рекомендаций по повышению остаточных напряжений в сетях 6–10 кВ систем электроснабжения металлургических предприятий // Автореф. канд. дисс. ... Специальность 05.09.03 – Электротехнические комплексы и системы. – М.: Московский энергетический институт (технический университет), 2009. – 20 с. АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ За последние 10 лет в связи с увеличением в эксплуатации количества принципиально новых типов электроприемников повышаются требования к бесперебойности их электроснабжения. Эффективное применение таких электроприемников возможно только при соответствующем ужесточении технических требований к качеству электроэнергии (КЭЭ) и надежности питающей сети. Передача электрической энергии от электростанций к потребителям по воздушным ЛЭП-750, 500 и 330 кВ неизбежно связана с кратковременными нарушениями электроснабжения потребителей (в виде провалов и исчезновений напряжения), которые возникают из-за старения основных фондов, коротких замыканий (КЗ) в питающих сетях, грозовых повреждений ЛЭП, КЗ в кабельных линиях напряжением 110 и 10 кВ и т. п. НАУЧНАЯ НОВИЗНА 1. Разработана методика расчета остаточных напряжений в различных точках распределительной сети 110–10–6–0,4 кВ сложно-замкнутой схемы СПЭ металлургических предприятий с несколькими источниками питания.

2. Модернизирован программный комплекс по расчету нормальных, аварийных и послеаварийных режимов работы потребителей СПЭ при наличии замкнутых контуров и

большого числа подстанций с высшим напряжением 110 кВ.

3. Определены критические длительности КЗ для основных производств ОЭМК при внешних и внутренних КЗ в питающей сети комбината с учетом возможного изменения структуры и конфигурации СПЭ, а также режимов работы электродвигательной нагрузки.

4. Предложен системный подход к повышению эффективности работы сетей ОЭМК, обеспечению устойчивости технологического процесса при кратковременных нарушениях в системе электроснабжения. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ Определена область устойчивости электропотребителей основных производств ОЭМК при внешних и внутренних КЗ в питающей сети при изменении коэффициентов загрузки СД, параметров внешней сети, величины и длительности провалов напряжения в энергосистеме. Проведены экспериментальные исследования провалов напряжения, которые подтвердили достоверность разработанного программного обеспечения. Разработаны концепция и мероприятия по повышению непрерывности технологических процессов при КЗ в питающих сетях, которые позволят исключить негативные последствия от КНЭ. В первой главе проанализированы нормативные документы по провалам напряжеЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÍÀÓ×ÍÛÅ ÐÀÇÐÀÁÎÒÊÈ ний, электропотребители и схемные решения электросталеплавильного, сортопрокатных производств, методы и средства обеспечения надежного и качественного электроснабжения потребителей металлургических предприятий. Выявлены достоинства и недостатки существующих схемных решений ГПП напряжением 330–110 кВ. Во второй главе приведена разработанная методика расчета остаточных напряжений в различных точках распределительной сети 110–10–6–0,4 кВ системы электроснабжения металлургических предприятий с несколькими источниками питания и описан программный комплекс по расчету нормальных, аварийных и послеаварийных режимов работы потребителей СПЭ при наличии замкнутых контуров и большого числа подстанций с высшим напряжением 110 кВ. Система дифференциальных уравнений СПЭ металлургических предприятий превышает порядка 500 уравнений, используемых для расчета провалов напряжения в сложнозамкнутых сетях металлургических предприятий. Методика расчета характеристик провала напряжения (ПН) включает: 1. Моделирование реальной структуры и конфигурации СПЭ с учетом фактического режима работы электрооборудования, подключенного вплоть до шин 0,4 кВ. Модель исследуемой СПЭ должна отражать ее так подробно, чтобы выполненные расчеты дали возможность определять не только напряжения, токи, мощности в интересующих узлах, но и отклонения этих параметров от нормальных установившихся значений. Для этого был использован программный комплекс URRZK. 2. Математическую модель расчета переходных процессов при КЗ, основанную на системе дифференциальных уравнений пятого порядка, для учета каждого СД; систему из трех дифференциальных уравнений для учета каждого асинхронного двигателя.

3. Программный комплекс расчетов переходных электромагнитных и электромеханических процессов в системах электро09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

57

снабжения промышленных предприятий, модернизированный для СПЭ металлургических предприятий. Математическая модель энергосистемы и СПЭ предприятия должна включать все источники питания (задаваемые своими параметрами), линии, трансформаторы, реакторы, нагрузки каждой ГПП, РП, ПС напряжением 110, 10, 6 и 0,4 кВ, параметры средств защиты и автоматики.

4. Моделирование произвольного места КЗ в схеме замещения СПЭ, любой вид КЗ и сопротивление в месте КЗ. Для этого использовались программные комплексы TKZ1ZK, TKZ2ZK, TKZ3ZK, TKZ11ZK. 5. Моделирование состояния коммутационных аппаратов, работы средств РЗА, учет топологических изменений в промышленной сети в соответствии с логикой работы РЗА на этапах КЗ, выбега после отключения КЗ и при восстановлении нормального электроснабжения.

6. Автоматизация результатов расчетных исследований (путем разработки программных модулей автоматического вывода графиков напряжений всех секций РУ, параметров режима работы (активной и реактивной мощностей, токов, напряжения) задаваемых секций узлов нагрузки). Программный комплекс TKZZK предназначен для исследований переходных процессов в системах промышленного электроснабжения с электродвигательной нагрузкой, содержащих замкнутые контуры (вызванные наличием двух и более источников питания и линий связи между ними) при возникновении кратковременных возмущающих воздействий произвольного характера (короткие замыкания, отключения) и места их приложения (рис.). Комплекс TKZZK состоит из отдельных программ и предназначен для: – моделирования систем электроснабжения предприятия при наличии замкнутых контуров, расчета исходного установившегося режима; – расчета режима двигателей и СПЭ, наступившего в результате однофазных,

58

ÍÀÓ×ÍÛÅ ÐÀÇÐÀÁÎÒÊÈ

двухфазных, двухфазных на землю и трехфазных КЗ в питающих сетях напряжением 110–750 кВ с моделированием произвольного места КЗ (TKZ1ZK, TK Z2ZK , ТK Z1_1, TK Z3ZK). Комплекс состоит из подпрограмм, основное назначение которых (рис.): – ввод данных по параметрам исходного установившегося режима нормальной схемы электроснабжения СПЭ, загрузке двигателей, характеристикам приводимых ими механизмов, состоянию выключателей в режиме КЗ; – ввод данных по месту, сопротивлению и номинальному напряжению в точке КЗ; – расчет матрицы пути и идентификации подключения секций; – расчет узловых сопротивлений от узла КЗ; – определение базисного напряжения ветви для узла КЗ; – определение узловых напряжений и сопротивлений нулевой (обратной) последовательности; – нахождение параметров секций и двигателей для режима выбега на КЗ для заданной длительности аварийного режима; – расчет режима восстановления электроснабжения всех подключенных узлов нагрузки, включая двигатели и потребителей СПЭ. Для автоматизации расчетных исследований разработаны программные модули вывода напряжений всех секций СПЭ в виде графиков, автоматического формирования кривых напряжений для режимов выбега на КЗ, выбега после отключения КЗ и самозапуска электродвигательной нагрузки, а также параметров режимов работы задаваемых узлов нагрузки. Расчетно-экспериментальные исследования выполнены на примере ОЭМК. Электроснабжение ОЭМК осуществляется от двух основных питающих подстанций – «Металлургическая 750» (ПС 750/500/330/110) и «Старый Оскол 500» (ПС 500/330 и 500/110), являющихся центрами питания первого уров-

ня. Основное питание ПС «Металлургическая 750» осуществляется по ВЛ напряжением 750 кВ от Курской АЭС (КАЭС). На подстанции установлено 2 х (3 х 333 МВА) автотрансформатора напряжением 750/330 кВ. Распределительное устройство (РУ) напряжением 330 кВ выполнено по схеме с двумя системами шин и числом выключателей на присоединении 3/2. Автотрансформаторы работают параллельно, а к РУ-330 кВ подключены: две воздушные ЛЭП-330 кВ до ГПП 330/110 кВ и два автотрансформатора 2 х 200 МВА с трансформацией напряжения 330/110 кВ. К автотрансформаторам со стороны напряжения 110 кВ подключены воздушные ЛЭП напряжением 110 кВ до ПС «Голофеевка» на напряжении 110 кВ, являющейся центром питания второго уровня. ПС «Старый Оскол 500» (500/330/110 кВ) основное питание получает по ЛЭП-500 кВ от Нововоронежской АЭС (НВАЭС). На подстанции установлены два автотрансформатора АТ-1 и АТ-2 мощностью (3 х 167 МВА) напряжением 500/330 кВ, работающих параллельно. Каждый из четырех вводов по 330 кВ на ГПП 330/110 кВ комбината выполнен проводами 2 х АС-500, позволяющими передавать 2 х 950 А, т. е. около 900 МВт по каждой ЛЭП. От «спокойной» системы шин 110 кВ осуществляется электроснабжение остальных потребителей ОЭМК, которые имеют глубокие кабельные вводы напряжением 110 кВ: ПС 11Е, называемая также ПС 24.11, или 17Е (СПЦ-2). Часть потребителей подстанции 11Е (один трансформатор ПС 91Е) питается от системы РП «Голофеевка» напряжением 110 кВ. Для моделирования нормальных, аварийных и послеаварийных режимов работы разработана математическая модель системы электроснабжения, в которой отражены (модель внешней сети, рис. 2): элементы СПЭ в количестве 291; выключатели в количестве 306, задающие конфигурацию схемы; секции РУ (узлы нагрузки), от которых питается электродвигательная и прочая (не двигательная) нагрузка, в количестве 77; синхронные 26 и асинхронные 137 двигатели; трансформаторы и автотрансформаторы 39; линии электропеЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÍÀÓ×ÍÛÅ ÐÀÇÐÀÁÎÒÊÈ редачи (воздушные, кабельные и токопроводы); реакторы – 4. За расчетный принят режим, когда включены все высоковольтные электрические двигатели с максимальной нагрузкой (за исключением резервных), а прочая нагрузка представлена максимальными мощностями. Этот режим может отличаться от реальных нагрузок, но именно по нему проводят проверку загрузки по отношению к допустимой элементов СПЭ. Расчеты установившихся режимов нагрузок показали, что суммарные потери активной мощности ¨Pɫɭɦ = 10,168 МВт (в электрической сети ¨Pɫɟɬɢ = 8,78 МВт); реактивной ¨Qɫɭɦ =178,05 МВАр (все в электрической сети). Это свидетельствует о потенциале энергосбережения, обеспечивающем экономию электроэнергии 52–75 млн руб. в год. В третьей главе определены критические длительности КЗ для существующей схемы СПЭ ОЭМК, а также для предлагаемых схемных и технических решений. Приведены результаты расчетных исследований переходных процессов при КЗ во внешней и внутренней питающей сети. В четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований режимов работы системы электроснабжения ОЭМК. За период с августа 2004 г. по настоящее время на ГПП 330/110 кВ ведется регистрация аварийных событий по 4 вводам 330 кВ и с 2007 г. – по 2 вводам 110 кВ. За время проведения экспериментальных исследований зафиксировано свыше 40 автоматических запусков регистратора аварийных событий (за неполный 2004 г. – 8; за 2005 г. – 14; за 2006 г. – 12; за 2007 г. – 10). Статистика инструментальных исследований показывает, что провалы напряжения являются следствием как аварийных режимов (во внешних и внутренних сетях предприятия), так и нормальных режимов при пуске высоковольтных двигателей, прочей мощной нагрузки. Из 21 случая провалов напряжения за период со 2 мая по 31 июля 2007 г.: – в 2 случаях длительность провала составила 0,13 сек., а глубина больше 19,1 %; 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

59

– в одном случае длительность провала составила 0,12 сек., а глубина 10,5 %; – в одном случае длительность провала составила 0,11 сек., а глубина 15,3 %; – в 6 случаях длительность провала составила 0,10 сек., а глубина от 15,7 до 28,1 %; – в 5 случаях длительность провала составила 0,08–0,09 сек., а глубина от 11,2 до 27,6 %; – в оставшихся случаях аварийных режимов глубина провалов напряжения составила 10,1–11,0 %, а длительность 40–70 мс. Статистика провалов напряжений свидетельствует, что было: – 20 (45,45 %) однофазных провалов напряжения глубиной 9,4÷100 % и длительностью 48÷146 мс; – 8 (18,2 %) двухфазных провалов напряжения глубиной 8,4÷29,50 % и длительностью 72÷184 мс; – 16 (36,35 %) трехфазных провалов напряжения глубиной 13,3÷77,6 % и длительностью 78÷203 мс. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ Проведенные в работе теоретические и экспериментальные исследования позволяют сделать следующие основные выводы: 1. Разработана математическая модель и методика расчета остаточных напряжений в различных точках распределительной сети 110–10–6–0,4 кВ сложнозамкнутой схемы системы электроснабжения металлургических предприятий для определения остаточных напряжений в СПЭ. В методике учитывается наличие собственных источников питания и исключается зацикливание при итерационных расчетах.

2. Сравнение расчетных и экспериментальных данных при КЗ показало, что погрешность определения остаточных напряжений при КЗ в различных точках внешней и внутренней питающей сети не превышает 3 %.

3. На основании проведенных свыше 600 расчетов определены критические уровни напряжений для основных производств ОЭМК при внешних и внутренних КЗ в питающей се-

60

ÍÀÓ×ÍÛÅ ÐÀÇÐÀÁÎÒÊÈ TKZ3ZK

ȼɜɨɞ ɞɚɧɧɵɯ ɢɫɯɨɞɧɨɝɨ ɪɟɠɢɦɚ ɋɉɗ,ɧɚɝɪɭɡɨɤ

UR.dat

ȼɜɨɞ HPR,TK, YSTT, YSTS, UCB, TZCB, WSW, TZW, MO, GW, NS, GDD, GDM, JUF, KFOR, MOA, GWA, NR, GDD, GDM, JCBK

ȼɜɨɞ ɞɚɧɧɵɯ ɩɨ ɡɚɝɪɭɡɤɟ ɢ ɪɟɠɢɦɭ ɪɚɛɨɬɵ ɋȾ, ȺȾ, ɫɨɫɬɨɹɧɢɸ ɜɵɤɥɸɱɚɬɟɥɟɣ

ȼɜɨɞ JTKZ, ZKZ, UYNOM

ȼɜɨɞ ɞɚɧɧɵɯ ɩɨ ɦɟɫɬɭ ɄɁ, ɫɨɩɪɨɬɢɜɥɟɧɢɸ ɜ ɦɟɫɬɟ ɄɁ ɢ ɧɨɪɦɚɥɶɧɨɦɭ ɧɚɩɪɹɠɟɧɢɸ ɜ ɬɨɱɤɟ ɄɁ

PYKZ, UBKZ, YZK, POP, PYH, PZH, PHP, KSV

Ɉɩɪɟɞɟɥɟɧɢɟ ɦɚɬɪɢɰɵ ɩɭɬɟɣ, ɢɞɟɧɬɢɮɢɤɚɰɢɹ ɩɨɞɤɥɸɱɟɧɢɹ ɫɟɤɰɢɣ, ɪɚɫɱɟɬɚ ɭɡɥɨɜɵɯ ɫɨɩɪɨɬɢɜɥɟɧɢɣ ɨɬ ɭɡɥɚ ɄɁ, ɨɩɪɟɞɟɥɟɧɢɟ Uȼ ɞɥɹ ɭɡɥɚ ɄɁ Ɋɚɫɱɟɬ ɧɚɱɚɥɶɧɵɯ ɭɫɥɨɜɢɣ ɄɁ, ɩɪɢɛɥɢɠɟɧɢɣ ɭɡɥɨɜɵɯ ɧɚɩɪɹɠɟɧɢɣ, Uɜ,ɚɞ Uɜ,ɫɞ

CALL NUSK

Ɋɚɫɱɟɬ ɭɡɥɨɜɵɯ ɬɨɤɨɜ, ɧɚɩɪɹɠɟɧɢɣ, ɩɪɢɛɥɢɠɟɧɢɣ ɭɡɥɨɜɵɯ ɧɚɩɪɹɠɟɧɢɣ, Uɜ,ɚɞ Uɜ,ɫɞ , Uy

CALL UJZKZ

Ɉɩɪɟɞɟɥɟɧɢɟ ɩɪɢɪɚɳɟɧɢɣ ɧɚɩɪɹɠɟɧɢɣ ɜ ɭɡɥɚɯ ɧɚɩɪɹɠɟɧɢɣ ɜ ɭɡɥɚɯ ɢ ɬɨɤɚ ɄɁ

DU =UY(I) -UYH(I) DIK=JY(NC+1)- JKZ

DU

!H

ɞɚ

ɉɟɪɟɪɚɫɱɟɬ ɩɚɪɚɦɟɬɪɨɜ ɪɟɠɢɦɚ

ɧɟɬ

DIK

!H

UYH(I)=UY(I)

ɞɚ

JKZ=JY(NC+1)

ɧɟɬ

CALL INK, ... RPCT, WUN, WCD, WAD, RPRK, PRFB, VYVIM

Ɋɚɫɱɟɬ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɨɜ ɪɟɠɢɦɚ ɄɁ, ɩɚɪɚɦɟɬɪɨɜ ɪɟɠɢɦɚ ɩɪɹɦɨɣ, ɨɛɪɚɬɧɨɣ ɢ ɧɭɥɟɜɨɣ ɩɨɫɥɟɞɨɜɚɬɟɥɶɧɨɫɬɟɣ ɞɥɹ ɭɡɥɨɜ ɧɚɝɪɭɡɤɢ, ɋȾ, ȺȾ, ɷɥɟɦɟɧɬɨɜ ɷɥɟɤɬɪɢɱɟɫɤɨɣ ɫɟɬɢ

ȼɵɜɨɞ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɨɜ

Рис. Блок-схема расчета режима короткого замыкания в СПЭ ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÍÀÓ×ÍÛÅ ÐÀÇÐÀÁÎÒÊÈ ти с учетом возможного изменения струк туры и конфигурации СПЭ, а также режимов работы электродвигательной нагруки.

4. Для повышения устойчивости работы электрооборудования основных производств в РУ-330 кВ ГПП путем оперативных переключений коммутационных аппаратов необходимо осуществить пересоединение двух ЛЭП-330 кВ от ПС «Металлургическая-750» и ПС «Старый Оскол-500». Одну из ЛЭП-330 кВ ПС «Старый Оскол-500» подключить к секции 330 кВ автотрансформатора АТ-6, а другую – от ПС «Металлургическая-750» к секции 330 кВ автотрансформатора АТ-3. При этом будет обеспечено электроснабжение «спокойной» и «неспокойной» нагрузки комбината от двух независимых вводов. После изменения схемы РУ-330 кВ ГПП основным режимом работы автотрансформаторов АТ-2 и АТ-6 и секций РУ-110 кВ ПС 011Е будет режим раздельной работы. При этом обеспечивается независимость вводов на ПС 110 кВ от провалов напряжения от внешних КЗ, создаются лучшие условия для эффективного использования БАВР на РП-6–10 кВ и уменьшается неравномерность загрузки основных источников питания комбината.

5. Внедрить БАВР на РП-98К, 100К, 95К, 91К, 11.1к, 97К на базе вакуумных выключателей для обеспечения за время до 80 мс переключения на резервный ввод и сохранения высоких остаточных напряжений на шинах 6 (10) кВ и 380 В, что сохранит непрерывность технологических процессов и даст эффект в 22 125 тыс. руб.

6. Для обеспечения непрерывности технологических процессов при кратковремен-

61

ных нарушениях в питающих сетях предложено внедрить ДКИН напряжением 10 кВ для комплексной защиты оборудования СПЦ-1 и СПЦ-2 с целью обеспечения непрерывности технологических процессов.

7. Разработаны математические модели внешней (упрощенной), внутренней, обобщенной системы электроснабжения ОЭМК с учетом замкнутых контуров, нагрузки от питающих центров напряжением 750, 500 и 110 кВ до потребителей напряжением 380 В. По результатам расчетов установившихся режимов выявлена возможность экономии электроэнергии в год по ОЭМК на сумму 52–75 млн руб. за счет оптимизации режимов работы СПЭ, использования регулирования напряжений в узлах нагрузки и компенсации реактивной мощности.

8. Разработаны концепция и рекомендации по повышению непрерывности технологических процессов при КЗ во внешних и внутренних питающих сетях, которые включают системные, мало- и среднезатратные мероприятия на сумму свыше 2,8 млрд руб. и позволяют исключить негативные последствия от КНЭ.

9. Основные результаты работы использованы при модернизации системы электроснабжения ОЭМК в ходе строительства нового завода, разработке технических мероприятий по повышению устойчивости электрооборудования электросталеплавильного, сортопрокатных цехов, цеха металлизации и окомкования, кислородной и компрессорной станций металлургических предприятий в условиях воздействия кратковременных нарушений нормального элек троснабжения.

ǻǮ «ǿǶǯǸǮǯdzǹdz» ǽǼǿȀǮǰǹdzǻ ǻǮ ǽǾǼǶǵǰǼDzǿȀǰǼ ǻǼǰȉǷ ǸǮǯdzǹȊ На «Сибкабеле» поставлен на производство силовой кабель на номинальное напряжение 6 кВ, частоты 50 Гц, ТУ16. К73.099–2010 (взамен кабеля, изготавливаемого по ГОСТ 16442–80). Кабель силовой стационарный на напряжение до 6 кВ с алюминиевыми или медными жилами, с пластмассовой изоляцией, в поливинилхлоридной оболочке, с защитными покровами или без них предназначен для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках на номинальное напряжение 6 кВ номинальной частоты 50 Гц. Кабель эксплуатируется с допустимой температурой нагрева жил до +70 °С. Кабель стойкий к воздействию температуры окружающей среды от +50 °С до –50 °С, относительной влажности воздуха до 98 % при температуре до +35 °С. www.sibkabel.ru 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

62

ÍÎÐÌÀÒÈÂÍÛÅ ÄÎÊÓÌÅÍÒÛ ТРУДОЕМКОСТЬ К «БАЗОВЫМ ЦЕНАМ НА РАБОТЫ ПО РЕМОНТУ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ, АДЕКВАТНЫМ УСЛОВИЯМ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ КОНКУРЕНТНОГО РЫНКА УСЛУГ ПО РЕМОНТУ И ТЕХПЕРЕВООРУЖЕНИЮ» ЧАСТЬ 6 РАБОТЫ ПО РЕМОНТУ ТРАНСФОРМАТОРОВ И РЕАКТОРОВ Продолжение. Начало см. в № 7, 8/2011 г.

010112 Трансформаторы трехфазные трехобмоточные класса напряжения 110 кВ, регулируемые под нагрузкой Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3,9

3,9

3,9

3,9

3,9

01011201

6300

1550,9

358,3

322,5

129,3

193,2

01011202

10000

1708,1

364,0

327,5

131,0

196,5

01011203

15000

1859,8

424,1

381,4

152,7

228,7

01011204

16000

1926,4

447,5

402,9

161,0

241,9

01011205

20000

2030,8

484,2

435,8

174,4

261,4

01011206

25000

2234,1

515,5

463,7

185,6

278,1

01011207

31500

2436,3

553,9

498,8

199,4

299,4

01011208

40000

2633,3

611,4

550,3

220,2

330,1

01011209

40500

2679,6

616,4

554,6

221,6

333,0

4,1

3,9

3,9

3,9

3,9

Средний разряд работ 01011210

60000

2799,9

661,0

594,6

237,6

357,1

01011211

63000

2914,1

712,0

640,9

256,4

384,5

4,2

3,9

3,9

3,9

3,9

Средний разряд работ 01011212

75000

3 186,3

766,6

690,1

276,0

414,1

01011213

80000

3 252,4

819,6

737,5

295,3

442,2

010113 Трансформаторы однофазные двухобмоточные класса напряжения 110 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции 1

Мощность трансформатора, кВА 2

Средний разряд работ 01011301

10500

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3

4

5

6

7

3,9

3,4

3,4

3,4

3,4

853,9

239,1

215,0

85,9

129,1

ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÍÎÐÌÀÒÈÂÍÛÅ ÄÎÊÓÌÅÍÒÛ 1

2

3

4

5

6

7

01011302

20000

1 256,8

351,5

316,4

126,9

189,5

3,9

3,7

3,7

3,7

3,7

1 461,9

394,7

354,9

142,2

212,7

1 723,1

465,2

418,6

167,3

251,3

Средний разряд работ 01011303 01011304

40000 50000

010114 Трансформаторы однофазные трехобмоточные класса напряжения 110 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3,9

3,4

3,4

3,4

3,4

01011401

5000

872,1

243,9

219,6

87,9

131,7

01011402

6667

923,6

258,3

232,5

93,0

139,5

01011403

10500

1 024,7

286,8

256,0

102,3

153,6

01011404

13500

1 115,8

312,1

280,7

112,5

168,3

01011405

20000

1 218,4

340,6

306,5

122,6

184,0

010115 Трансформаторы трехфазные двухобмоточные класса напряжения 150 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3,9

3,4

3,4

3,4

3,4

01011501

10000

1 167,1

367,7

331,0

132,4

198,6

01011502

15000

1 364,6

405,3

364,9

146,1

218,8

01011503

31500

1 722,4

494,5

445,0

177,9

267,1

3,9

3,7

3,7

3,7

3,7

Средний разряд работ 01011504

60000

2 073,5

561,6

505,5

202,2

303,2

01011505

70000

2 277,9

611,3

550,1

220,0

330,1

4,1

3,7

3,7

3,7

3,7

2 664,2

679,6

611,8

244,9

366,9

4,1

3,8

3,8

3,8

3,8

Средний разряд работ 01011506

125000

Средний разряд работ 01011507

250000

3 537,2

826,6

744,1

297,6

446,5

01011508

400000

4 216,1

960,0

864,0

345,4

518,6

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

63

64

ÍÎÐÌÀÒÈÂÍÛÅ ÄÎÊÓÌÅÍÒÛ 010116 Трансформаторы трехфазные двухобмоточные класса напряжения 150 кВ, регулируемые под нагрузкой Средний разряд работ – 3,9 Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

01011601

6300

1 234,4

314,1

256,4

102,6

153,9

01011602

16000

1 632,3

457,7

411,9

164,6

247,4

010117 Трансформаторы трехфазные двухобмоточные класса напряжения 150 кВ с расщепленной обмоткой НН, регулируемые под нагрузкой Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ 01011701

32000

Средний разряд работ 01011702

63000

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3,9

3,9

3,9

3,9

3,9

2 210,7

598,9

538,8

215,6

323,2

4,1

3,9

3,9

3,9

3,9

2 758,4

749,9

674,8

270,0

404,8

010118 Трансформаторы трехфазные трехобмоточные класса напряжения 150 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3,9

3,4

3,4

3,4

3,4

01011801

15000

1 637,3

426,8

384,1

153,6

230,5

01011802

31500

2 066,8

523,6

471,3

188,5

282,8

3,9

3,7

3,7

3,7

3,7

2 488,6

618,2

556,4

222,7

333,7

Средний разряд работ 01011803

60000

ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÍÎÐÌÀÒÈÂÍÛÅ ÄÎÊÓÌÅÍÒÛ 010119 Трансформаторы трехфазные трехобмоточные класса напряжения 150 кВ, регулируемые под нагрузкой Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3,9

3,9

3,9

3,9

3,9

01011901

10000

1 708,1

376,4

338,7

135,5

203,2

01011902

16000

2 069,7

509,3

458,5

183,4

275,0

01011903

25000

2 158,7

601,6

542,9

217,1

333,0

01011904

40000

2 690,8

737,3

663,8

265,5

398,3

4,1

3,9

3,9

3,9

3,9

3 255,7

811,5

730,4

292,2

438,2

Средний разряд работ 01011905

63000

010120 Трансформаторы однофазные двухобмоточные класса напряжения 150 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3,9

3,4

3,4

3,4

3,4

01012001

20000

1 264,4

367,4

330,8

132,2

198,6

01012002

30000

1 448,3

390,9

344,4

141,0

211,0

010121 Трансформаторы трехфазные двухобмоточные класса напряжения 220 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции 1

Мощность трансформатора, кВА 2

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3

4

5

6

7

4,5

4,2

4,2

4,2

4,2

01012101

80000

3 210,7

720,8

684,8

273,9

410,9

01012102

90000

3 316,7

745,0

707,7

283,1

424,6

01012103

120000

3 646,7

853,8

811,2

324,5

486,7

01012104

125000

3 998,0

878,1

819,5

327,7

491,7

4,5

4,3

4,3

4,3

4,3

4 165,5

911,3

843,6

337,3

506,3

Средний разряд работ 01012105 09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

160000

65

66

ÍÎÐÌÀÒÈÂÍÛÅ ÄÎÊÓÌÅÍÒÛ 1

2

3

4

5

6

7

01012106

180000

4 349,3

940,9

893,9

357,6

536,4

01012107

200000

4 421,0

956,4

908,4

363,2

545,2

01012108

240000

4 643,9

1 008,8

958,3

383,3

575,0

01012109

250000

5 009,2

1 041,8

989,6

395,9

593,7

01012110

275000

5 037,5

1 186,7

1 100,2

440,0

660,3

4,6

4,4

4,4

4,4

4,4

Средний разряд работ 01012111

360000

5 312,8

1 216,2

1 155,4

462,2

693,1

01012112

400000

5 586,7

1 279,0

1 179,2

471,8

707,4

01012113

630000

5 685,2

1 334,0

1 200,6

480,3

720,3

¾

4,5

4,5

4,5

4,5

¾

1 421,1

1 350,4

540,1

810,4

Средний разряд работ 01012114

1000000

010122 Трансформаторы трехфазные двухобмоточные класса напряжения 220 кВ, регулируемые под нагрузкой Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ 01012201

32000

Средний разряд работ 01012202

63000

Средний разряд работ 01012203

160000

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

4,8

4,2

4,2

4,2

4,2

3 325,5

628,0

596,9

238,6

358,2

4,8

4,4

4,4

4,4

4,4

3 810,2

795,3

755,5

302,4

453,1

4,8

4,5

4,5

4,5

4,5

5 761,9

1 262,2

1 199,2

479,7

719,5

010123 Трансформаторы трехфазные двухобмоточные класса напряжения 220 кВ с расщепленной обмоткой НН, регулируемые под нагрузкой

№ позиции 1

Мощность трансформатора, кВА 2

Средний разряд работ 01012301

32000

Средний разряд работ

Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3

4

5

6

7

4,8

4,2

4,2

4,2

4,2

3 693,2

697,2

627,5

251,0

376,5

4,8

4,4

4,4

4,4

4,4

01012302

40000

3 961,1

843,4

759,1

303,5

455,6

01012303

63000

4 229,3

882,4

838,3

335,3

503,0 ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÍÎÐÌÀÒÈÂÍÛÅ ÄÎÊÓÌÅÍÒÛ 1

2

3

4

5

6

7

01012304

100000

4 660,8

1 083,2

982,4

393,0

589,4

4,8

4,5

4,5

4,5

4,5

5 868,8

1 388,6

1 319,3

527,6

791,7

Средний разряд работ 01012305

160000

010124 Трансформаторы трехфазные трехобмоточные класса напряжения 220 кВ, регулируемые под нагрузкой Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

4,8

4,2

4,2

4,2

4,2

01012401

20000

2 278,3

618,4

587,5

235,0

352,5

01012402

25000

2 338,0

658,5

625,5

250,1

375,4

4,8

4,4

4,4

4,4

4,4

Средний разряд работ 01012403

40000

3 137,6

732,6

641,3

256,5

384,8

01012404

63000

3 705,4

833,4

791,8

316,6

475,2

010125 Трансформаторы однофазные двухобмоточные класса напряжения 220 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

4,5

4,2

4,2

4,2

4,2

01012501

20000

1 426,2

364,2

346,1

138,6

207,5

01012502

25000

1 540,6

399,0

376,5

150,5

226,0

01012503

40000

1 654,1

444,1

421,9

168,8

253,1

01012504

50000

1 825,5

476,6

452,8

181,2

271,6

4,6

4,4

4,4

4,4

4,4

Средний разряд работ 01012505

60000

1 869,0

481,2

457,1

183,0

274,1

01012506

66667

2 042,5

522,1

496,1

198,6

297,5

01012507

72000

2 079,9

531,7

505,2

202,0

303,3

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

67

68

ÍÎÐÌÀÒÈÂÍÛÅ ÄÎÊÓÌÅÍÒÛ 010126 Трансформаторы однофазные трехобмоточные класса напряжения 220 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

4,5

4,2

4,2

4,2

4,2

01012601

30000

1775,0

472,0

448,4

179,6

268,9

01012602

33333

1979,2

522,4

496,3

198,6

297,7

01012603

40000

2040,7

531,8

505,2

202,0

303,2

01012604

46667

2163,6

558,4

530,4

212,3

318,1

01012605

50000

2222,7

570,5

541,4

216,7

324,8

4,6

4,4

4,4

4,4

4,4

Средний разряд работ 01012606

60000

2242,7

563,6

535,5

214,2

321,3

01012607

82500

2548,9

633,9

602,1

240,9

361,2

010127 Автотрансформаторы трехфазные класса напряжения 220 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

4,6

4,4

4,4

4,4

4,4

01012701

63000

2 485,7

635,9

605,4

242,0

363,4

01012702

90000

2 928,5

762,6

724,5

289,9

434,6

01012703

120000

3 224,7

824,3

783,1

313,3

469,8

4,6

4,5

4,5

4,5

4,5

Средний разряд работ 01012704

180000

3 811,7

1 048,1

927,2

370,8

556,3

01012705

240000

4 437,6

1 060,9

1 007,9

403,1

604,9

010128 Автотрансформаторы трехфазные класса напряжения 220 кВ, регулируемые под нагрузкой Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции 1

Мощность трансформатора, кВА 2

Средний разряд работ 01012801

30000

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3

4

5

6

7

4,5

4,2

4,2

4,2

4,2

2 543,2

694,4

659,6

263,8

395,8

ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

ÍÎÐÌÀÒÈÂÍÛÅ ÄÎÊÓÌÅÍÒÛ 1

2

3

4

5

6

7

01012802

32000

2 559,3

728,3

681,1

272,5

408,6

4,6

4,4

4,4

4,4

4,4

Средний разряд работ 01012803

60000

2 717,1

747,5

709,8

284,1

425,7

01012804

63000

2 747,0

795,6

755,9

302,4

453,6

01012805

125000

4 081,2

1 043,2

991,1

396,3

594,7

4,6

4,5

4,5

4,5

4,5

Средний разряд работ 01012806

200000

5 367,1

1 250,8

1 188,2

475,1

713,1

01012807

250000

5 685,0

1 359,0

1 290,7

516,4

774,3

010129 Автотрансформаторы однофазные класса напряжения 220 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ 01012901

40000

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

4,5

4,2

4,2

4,2

4,2

1 695,1

463,1

439,7

176,1

263,6

4,6

4,4

4,4

4,4

4,4

01012902

60000

2 047,0

512,8

487,2

194,6

292,6

01012903

80000

2 421,8

561,5

533,5

213,3

320,2

01012904

120000

2 687,3

690,0

655,3

262,1

393,2

01012905

133000

2 963,8

725,2

688,9

275,7

413,3

010130 Трансформаторы трехфазные двухобмоточные класса напряжения 330 кВ Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции 1

Мощность трансформатора, кВА 2

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

3

4

5

6

7

4,6

4,5

4,5

4,5

4,5

01013001

125000

4 083,2

1 050,5

998,1

399,1

598,9

01013002

180000

4 685,5

1 117,3

1 061,5

424,8

636,7

01013003

200000

4 771,5

1 137,7

1 080,8

432,5

648,3

01013004

250000

5 002,3

1 157,9

1 099,9

440,0

660,0

01013005

400000

5 639,5

1 468,8

1 395,2

558,1

837,1

01013006

630000

6 725,8

1 623,8

1 542,8

616,9

925,8

09 • 2011 • ЭЛЕКТРОЦЕХ

69

70

ÍÎÐÌÀÒÈÂÍÛÅ ÄÎÊÓÌÅÍÒÛ 1

2

3

4

5

6

7

01013007

1000000

¾

1 948,5

1 851,5

740,5

1 110,9

01013008

1250000

¾

2 338,2

2 221,6

888,7

1 332,9

010131 Автотрансформаторы трехфазные класса напряжения 330 кВ, переключаемые без возбуждения Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ 01013101

60000

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

4,6

4,4

4,4

4,4

4,4

3 497,7

880,2

836,3

334,4

501,9

4,6

4,5

4,5

4,5

4,5

01013102

120000

4 133,8

1 047,9

995,4

398,0

597,4

01013103

240000

5 311,1

1 346,3

1 279,1

511,5

767,5

01013104

250000

6 249,7

1 584,3

1 505,2

602,0

903,2

010132 Автотрансформаторы трехфазные класса напряжения 330 кВ, регулируемые под нагрузкой Трудоемкость в чел.-ч на штуку по группам работ № позиции

Мощность трансформатора, кВА

Средний разряд работ 01013201

63000

Средний разряд работ

I

II

III

IV

V

01

02

03

04

05

4,8

4,4

4,4

4,4

4,4

4 257,1

812,5

772,0

308,8

463,1

4,8

4,5

4,5

4,5

4,5

01013202

125000

5 017,5

1 155,0

1 097,3

438,9

658,4

01013203

200000

6 198,6

1 328,9

1 262,6

505,2

757,4

01013204

240000

6 346,1

1 346,3

1 279,1

511,5

767,5

01013205

250000

6 375,0

1 352,2

1 284,6

513,7

770,8

Продолжение следует

ЭЛЕКТРОЦЕХ • 09 • 2011

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 междуна-

родный 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 на-

чало 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

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

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

СЕЛЬХОЗИЗДАТ

www.selhozizdat.ru, www.сельхозиздат.рф

37020 84834

Агробизнес: экономика12562 оборудованиетехнологии Ветеринария 12396 сельскохозяйственных животных

82782

16606 Главный зоотехник

3192

3030

3156

3000

82766

16608

37191

12393

82765

16607

37194

22307

37195 84836

82776

3426

82764

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

3606

3030

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

79438

3192

61870

82769

9030

16605 Главный агроном

37065

84782

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

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»

2

ПОДПИСКА НА САЙТЕ

3

ПОДПИСКА В РЕДАКЦИИ

4

ПОДПИСКА ЧЕРЕЗ АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ АГЕНТСТВА

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

1

ПОДПИСКА НА ПОЧТЕ

син А. Бо жник Худо

ОФОРМЛЯЕТСЯ В ЛЮБОМ ПОЧТОВОМ ОТДЕЛЕНИИ РОССИИ

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

Поступ. в банк плат.

Списано со сч. плат.

ПЛАТЕЖНОЕ ПОРУЧЕНИЕ № Сумма прописью ИНН

электронно Вид платежа

Дата

Три тысячи пятьсот восемьдесят восемь рублей 00 копеек КПП

Сумма 3588-00 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

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

Счет № 1 на под ЖК2012 писку

ȡ șȠȓȞ ȏȡȣȑȎ șȎȠȓ Ș Ȝȝ ȘȠȜȞ

DzȖȞȓ

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

н оси А. Б

Назначение платежа

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.

ник ож Худ

Оплата за подписку на журнал Электроцех (6 экз.) на 6 месяцев, в том числе НДС (0%)______________ Адрес доставки: индекс_________, город__________________________, ул._______________________________________, дом_____, корп._____, офис_____ телефон_________________

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.

М.П.

На правах рекламы

I

Электроцех

полугодие

2012

Выгодное предложение! Подписка на 1-е полугодие 2012 года по льготной цене – 3588 руб. (подписка по каталогам – 3774 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 1

Предмет счета (наименование издания) Электроцех (подписка на 1-е полугодие 2012 года)

Кол-во Цена экз. за 1 экз.

6

598

Сумма

НДС 0%

Всего

3588

Не обл.

3588

2 3 ИТОГО: ВСЕГО К ОПЛАТЕ:

Генеральный директор

К.А. Москаленко

Главный бухгалтер

Л.В. Москаленко М.П. ȼɇɂɆȺɇɂɘ ȻɍɏȽȺɅɌȿɊɂɂ!

ȼ ȽɊȺɎȿ «ɇȺɁɇȺɑȿɇɂȿ ɉɅȺɌȿɀȺ» ɈȻəɁȺɌȿɅɖɇɈ ɍɄȺɁɕȼȺɌɖ ɌɈɑɇɕɃ ȺȾɊȿɋ ȾɈɋɌȺȼɄɂ ɅɂɌȿɊȺɌɍɊɕ (ɋ ɂɇȾȿɄɋɈɆ) ɂ ɉȿɊȿɑȿɇɖ ɁȺɄȺɁɕȼȺȿɆɕɏ ɀɍɊɇȺɅɈȼ. ɇȾɋ ɇȿ ȼɁɂɆȺȿɌɋə (ɍɉɊɈɓȿɇɇȺə ɋɂɋɌȿɆȺ ɇȺɅɈȽɈɈȻɅɈɀȿɇɂə). ɈɉɅȺɌȺ ȾɈɋɌȺȼɄɂ ɀɍɊɇȺɅɈȼ ɈɋɍɓȿɋɌȼɅəȿɌɋə ɂɁȾȺɌȿɅɖɋɌȼɈɆ. ȾɈɋɌȺȼɄȺ ɂɁȾȺɇɂɃ ɈɋɍɓȿɋɌȼɅəȿɌɋə ɉɈ ɉɈɑɌȿ ɐȿɇɇɕɆɂ ȻȺɇȾȿɊɈɅəɆɂ ɁȺ ɋɑȿɌ ɊȿȾȺɄɐɂɂ. ȼ ɋɅɍɑȺȿ ȼɈɁȼɊȺɌȺ ɀɍɊɇȺɅɈȼ ɈɌɉɊȺȼɂɌȿɅɘ, ɉɈɅɍɑȺɌȿɅɖ ɈɉɅȺɑɂȼȺȿɌ ɋɌɈɂɆɈɋɌɖ ɉɈɑɌɈȼɈɃ ɍɋɅɍȽɂ ɉɈ ȼɈɁȼɊȺɌɍ ɂ ȾɈɋɕɅɍ ɂɁȾȺɇɂɃ ɉɈ ɂɋɌȿɑȿɇɂɂ 15 ȾɇȿɃ. ȾȺɇɇɕɃ ɋɑȿɌ əȼɅəȿɌɋə ɈɋɇɈȼȺɇɂȿɆ ȾɅə ɈɉɅȺɌɕ ɉɈȾɉɂɋɄɂ ɇȺ ɂɁȾȺɇɂə ɑȿɊȿɁ ɊȿȾȺɄɐɂɘ ɂ ɁȺɉɈɅɇəȿɌɋə ɉɈȾɉɂɋɑɂɄɈɆ. ɋɑȿɌ ɇȿ ɈɌɉɊȺȼɅəɌɖ ȼ ȺȾɊȿɋ ɂɁȾȺɌȿɅɖɋɌȼȺ. ɈɉɅȺɌȺ ȾȺɇɇɈȽɈ ɋɑȿɌȺ-ɈɎȿɊɌɕ (ɋɌ. 432 ȽɄ ɊɎ) ɋȼɂȾȿɌȿɅɖɋɌȼɍȿɌ Ɉ ɁȺɄɅɘɑȿɇɂɂ ɋȾȿɅɄɂ ɄɍɉɅɂ-ɉɊɈȾȺɀɂ ȼ ɉɂɋɖɆȿɇɇɈɃ ɎɈɊɆȿ (ɉ. 3 ɋɌ. 434 ɂ ɉ. 3 ɋɌ. 438 ȽɄ ɊɎ).

ОБРАЗЕЦ ЗАПОЛНЕНИЯ ПЛАТЕЖНОГО ПОРУЧЕНИЯ

Списано со сч. плат.

Поступ. в банк плат.

ПЛАТЕЖНОЕ ПОРУЧЕНИЕ № Дата

Вид платежа

Сумма прописью

ИНН

КПП

Сумма

Сч.№ Плательщик

БИК Сч.№ Банк Плательщика

ОАО «Сбербанк России», г. Москва

БИК Сч.№

044525225 30101810400000000225

Сч.№

40702810538180002439

Банк Получателя

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

Вид оп.

Срок плат.

Наз.пл.

Очер. плат.

Код

Рез. поле

Оплата за подписку на журнал Электроцех (___ 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

✁

Ʉɨɦɭ

Ʉɭɞɚ

ɮ. ɋɉ-1

(ɩɨɱɬɨɜɵɣ ɢɧɞɟɤɫ)

2

4

5

ɧɚ 20

ɦɟɫɬɨ

ɥɢɬɟɪ

6

7

8

12 ɝɨɞ ɩɨ ɦɟɫɹɰɚɦ:

(ɚɞɪɟɫ)

9

10

11

1

3

4

5

ɧɚ 20

7

(ɚɞɪɟɫ)

6

8

12 ɝɨɞ ɩɨ ɦɟɫɹɰɚɦ: 9

10

11

12 Ʉɭɞɚ (ɩɨɱɬɨɜɵɣ ɢɧɞɟɤɫ)

ɉȼ

4

5

ɧɚ 20

ɦɟɫɬɨ

ɥɢɬɟɪ

6

7

8

12 ɝɨɞ ɩɨ ɦɟɫɹɰɚɦ:

Ʉɨɦɭ

(ɚɞɪɟɫ)

9

12531

10

11

ɧɚ

ɝɚɡɟɬɭ ɠɭɪɧɚɥ

12531

3

4

5

ɧɚ 20

(ɮɚɦɢɥɢɹ, ɢɧɢɰɢɚɥɵ)

2

7

(ɚɞɪɟɫ)

6

8

12 ɝɨɞ ɩɨ ɦɟɫɹɰɚɦ: 9

10

11

12

(ɢɧɞɟɤɫ ɢɡɞɚɧɢɹ)

ɩɨɞɩɢɫɤɢ ____________ɪɭɛ. ___ɤɨɩ. Ʉɨɥɢɱɟɫɬɜɨ ɋɬɨɢɦɨɫɬɶ ɩɟɪɟɚɞɪɟɫɨɜɤɢ ____________ ɪɭɛ. ___ɤɨɩ. ɤɨɦɩɥɟɤɬɨɜ

1

12

(ɢɧɞɟɤɫ ɢɡɞɚɧɢɹ)

ȾɈɋɌȺȼɈɑɇȺə ɄȺɊɌɈɑɄȺ

(ɮɚɦɢɥɢɹ, ɢɧɢɰɢɚɥɵ)

(ɩɨɱɬɨɜɵɣ ɢɧɞɟɤɫ)

3

Ʉɨɥɢɱɟɫɬɜɨ ɤɨɦɩɥɟɤɬɨɜ:

ɗɥɟɤɬɪɨɰɟɯ

(ɢɧɞɟɤɫ ɢɡɞɚɧɢɹ)

84816

2

ɝɚɡɟɬɭ ɠɭɪɧɚɥ

(ɧɚɢɦɟɧɨɜɚɧɢɟ ɢɡɞɚɧɢɹ)

ɝɚɡɟɬɭ ɠɭɪɧɚɥ

Ʉɨɦɭ

Ʉɭɞɚ

1

ɧɚ

ɗɥɟɤɬɪɨɰɟɯ (ɧɚɢɦɟɧɨɜɚɧɢɟ ɢɡɞɚɧɢɹ)

ȺȻɈɇȿɆȿɇɌ

ɗɥɟɤɬɪɨɰɟɯ

ɧɚ

ɮ. ɋɉ-1

ɋɬɨɢɦɨɫɬɶ ɩɨɞɩɢɫɤɢ ɧɚ ɠɭɪɧɚɥ ɭɤɚɡɚɧɚ ɜ ɤɚɬɚɥɨɝɟ «ɉɨɱɬɚ Ɋɨɫɫɢɢ»

(ɧɚɢɦɟɧɨɜɚɧɢɟ ɢɡɞɚɧɢɹ)

(ɮɚɦɢɥɢɹ, ɢɧɢɰɢɚɥɵ)

2

12

ȾɈɋɌȺȼɈɑɇȺə ɄȺɊɌɈɑɄȺ

(ɮɚɦɢɥɢɹ, ɢɧɢɰɢɚɥɵ)

(ɩɨɱɬɨɜɵɣ ɢɧɞɟɤɫ)

3

Ʉɨɥɢɱɟɫɬɜɨ ɤɨɦɩɥɟɤɬɨɜ:

(ɢɧɞɟɤɫ ɢɡɞɚɧɢɹ)

84816

ɩɨɞɩɢɫɤɢ ____________ɪɭɛ. ___ɤɨɩ. Ʉɨɥɢɱɟɫɬɜɨ ɋɬɨɢɦɨɫɬɶ ɩɟɪɟɚɞɪɟɫɨɜɤɢ ____________ ɪɭɛ. ___ɤɨɩ. ɤɨɦɩɥɟɤɬɨɜ

ɉȼ

Ʉɨɦɭ

Ʉɭɞɚ

1

ɝɚɡɟɬɭ ɠɭɪɧɚɥ

ɗɥɟɤɬɪɨɰɟɯ

(ɧɚɢɦɟɧɨɜɚɧɢɟ ɢɡɞɚɧɢɹ)

ȺȻɈɇȿɆȿɇɌ ɧɚ

ɋɬɨɢɦɨɫɬɶ ɩɨɞɩɢɫɤɢ ɧɚ ɠɭɪɧɚɥ ɭɤɚɡɚɧɚ ɜ ɤɚɬɚɥɨɝɚɯ Ⱥɝɟɧɬɫɬɜɚ «Ɋɨɫɩɟɱɚɬɶ» ɢ «ɉɪɟɫɫɚ Ɋɨɫɫɢɢ»

✁

✁

ɉɊɈȼȿɊɖɌȿ ɉɊȺȼɂɅɖɇɈɋɌɖ ɈɎɈɊɆɅȿɇɂə ȺȻɈɇȿɆȿɇɌȺ! ɇɚ ɚɛɨɧɟɦɟɧɬɟ ɞɨɥɠɟɧ ɛɵɬɶ ɩɪɨɫɬɚɜɥɟɧ ɨɬɬɢɫɤ ɤɚɫɫɨɜɨɣ ɦɚɲɢɧɵ. ɉɪɢ ɨɮɨɪɦɥɟɧɢɢ ɩɨɞɩɢɫɤɢ (ɩɟɪɟɚɞɪɟɫɨɜɤɢ) ɛɟɡ ɤɚɫɫɨɜɨɣ ɦɚɲɢɧɵ ɧɚ ɚɛɨɧɟɦɟɧɬɟ ɩɪɨɫɬɚɜɥɹɟɬɫɹ ɨɬɬɢɫɤ ɤɚɥɟɧɞɚɪɧɨɝɨ ɲɬɟɦɩɟɥɹ ɨɬɞɟɥɟɧɢɹ ɫɜɹɡɢ. ȼ ɷɬɨɦ ɫɥɭɱɚɟ ɚɛɨɧɟɦɟɧɬ ɜɵɞɚɟɬɫɹ ɩɨɞɩɢɫɱɢɤɭ ɫ ɤɜɢɬɚɧɰɢɟɣ ɨɛ ɨɩɥɚɬɟ ɫɬɨɢɦɨɫɬɢ ɩɨɞɩɢɫɤɢ (ɩɟɪɟɚɞɪɟɫɨɜɤɢ).

Ⱦɥɹ ɨɮɨɪɦɥɟɧɢɹ ɩɨɞɩɢɫɤɢ ɧɚ ɝɚɡɟɬɭ ɢɥɢ ɠɭɪɧɚɥ, ɚ ɬɚɤɠɟ ɞɥɹ ɩɟɪɟɚɞɪɟɫɨɜɚɧɢɹ ɢɡɞɚɧɢɹ ɛɥɚɧɤ ɚɛɨɧɟɦɟɧɬɚ ɫ ɞɨɫɬɚɜɨɱɧɨɣ ɤɚɪɬɨɱɤɨɣ ɡɚɩɨɥɧɹɟɬɫɹ ɩɨɞɩɢɫɱɢɤɨɦ ɱɟɪɧɢɥɚɦɢ, ɪɚɡɛɨɪɱɢɜɨ, ɛɟɡ ɫɨɤɪɚɳɟɧɢɣ, ɜ ɫɨɨɬɜɟɬɫɬɜɢɢ ɫ ɭɫɥɨɜɢɹɦɢ, ɢɡɥɨɠɟɧɧɵɦɢ ɜ ɩɨɞɩɢɫɧɵɯ ɤɚɬɚɥɨɝɚɯ. Ɂɚɩɨɥɧɟɧɢɟ ɦɟɫɹɱɧɵɯ ɤɥɟɬɨɤ ɩɪɢ ɩɟɪɟɚɞɪɟɫɨɜɚɧɢɢ ɢɡɞɚɧɢɹ, ɚ ɬɚɤɠɟ ɤɥɟɬɤɢ «ɉȼ-ɆȿɋɌɈ» ɩɪɨɢɡɜɨɞɢɬɫɹ ɪɚɛɨɬɧɢɤɚɦɢ ɩɪɟɞɩɪɢɹɬɢɣ ɫɜɹɡɢ ɢ ɩɨɞɩɢɫɧɵɯ ɚɝɟɧɬɫɬɜ.

✁

ɉɊɈȼȿɊɖɌȿ ɉɊȺȼɂɅɖɇɈɋɌɖ ɈɎɈɊɆɅȿɇɂə ȺȻɈɇȿɆȿɇɌȺ!

ɇɚ ɚɛɨɧɟɦɟɧɬɟ ɞɨɥɠɟɧ ɛɵɬɶ ɩɪɨɫɬɚɜɥɟɧ ɨɬɬɢɫɤ ɤɚɫɫɨɜɨɣ ɦɚɲɢɧɵ. ɉɪɢ ɨɮɨɪɦɥɟɧɢɢ ɩɨɞɩɢɫɤɢ (ɩɟɪɟɚɞɪɟɫɨɜɤɢ) ɛɟɡ ɤɚɫɫɨɜɨɣ ɦɚɲɢɧɵ ɧɚ ɚɛɨɧɟɦɟɧɬɟ ɩɪɨɫɬɚɜɥɹɟɬɫɹ ɨɬɬɢɫɤ ɤɚɥɟɧɞɚɪɧɨɝɨ ɲɬɟɦɩɟɥɹ ɨɬɞɟɥɟɧɢɹ ɫɜɹɡɢ. ȼ ɷɬɨɦ ɫɥɭɱɚɟ ɚɛɨɧɟɦɟɧɬ ɜɵɞɚɟɬɫɹ ɩɨɞɩɢɫɱɢɤɭ ɫ ɤɜɢɬɚɧɰɢɟɣ ɨɛ ɨɩɥɚɬɟ ɫɬɨɢɦɨɫɬɢ ɩɨɞɩɢɫɤɢ (ɩɟɪɟɚɞɪɟɫɨɜɤɢ).

Ⱦɥɹ ɨɮɨɪɦɥɟɧɢɹ ɩɨɞɩɢɫɤɢ ɧɚ ɝɚɡɟɬɭ ɢɥɢ ɠɭɪɧɚɥ, ɚ ɬɚɤɠɟ ɞɥɹ ɩɟɪɟɚɞɪɟɫɨɜɚɧɢɹ ɢɡɞɚɧɢɹ ɛɥɚɧɤ ɚɛɨɧɟɦɟɧɬɚ ɫ ɞɨɫɬɚɜɨɱɧɨɣ ɤɚɪɬɨɱɤɨɣ ɡɚɩɨɥɧɹɟɬɫɹ ɩɨɞɩɢɫɱɢɤɨɦ ɱɟɪɧɢɥɚɦɢ, ɪɚɡɛɨɪɱɢɜɨ, ɛɟɡ ɫɨɤɪɚɳɟɧɢɣ, ɜ ɫɨɨɬɜɟɬɫɬɜɢɢ ɫ ɭɫɥɨɜɢɹɦɢ, ɢɡɥɨɠɟɧɧɵɦɢ ɜ ɩɨɞɩɢɫɧɵɯ ɤɚɬɚɥɨɝɚɯ.

Ɂɚɩɨɥɧɟɧɢɟ ɦɟɫɹɱɧɵɯ ɤɥɟɬɨɤ ɩɪɢ ɩɟɪɟɚɞɪɟɫɨɜɚɧɢɢ ɢɡɞɚɧɢɹ, ɚ ɬɚɤɠɟ ɤɥɟɬɤɢ «ɉȼ-ɆȿɋɌɈ» ɩɪɨɢɡɜɨɞɢɬɫɹ ɪɚɛɨɬɧɢɤɚɦɢ ɩɪɟɞɩɪɢɹɬɢɣ ɫɜɹɡɢ ɢ ɩɨɞɩɢɫɧɵɯ ɚɝɟɧɬɫɬɜ.

На правах рекламы

Издательский Дом «ПАНОРАМА» – крупнейшее в России издательство деловых журналов. Десять издательств, входящих в ИД «ПАНОРАМА», выпускают 95 журналов.

Издательский Дом «ПАНОРАМА» – это: АФИНА 5657(4 #

ВНЕШТОРГИЗДАТ

/(8402&*)'%4 #

МЕДИЗДАТ

('*)'%4 #

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

НАУКА и КУЛЬТУРА

%5,% * ,5-9452% #

ПОЛИТЭКОНОМИЗДАТ

0-*4:,0/0.*)'%4 #

ПРОМИЗДАТ

20.*)'%4 #

СЕЛЬХОЗИЗДАТ

!(-960)*)'%4 #

СТРОЙИЗДАТ

!420+12(33% #

ТРАНСИЗДАТ

"2%/3*)'%4 #

ЮРИЗДАТ

$2*)'%4 #

www.ИДПАНОРАМА.pф, www.panor.ru

На правах рекламы

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