Оперативное управление в электроэнергетике-2011-05-блок

№5 2011

Скидка на годовую подписку – 20 %!

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

На правах рекламыП од р о б н е е н а с тр . 6 5

w w w. В М Н Д . Р Ф ; w w w. В е с ь М и р - Н а ш Д о м . Р Ф ; w w w. V M N D. r u

НОВЫЙ ПРОЕКТ ИЗДАТЕЛЬСКОГО ДОМА «ПАНОРАМА»ЖУРНАЛ

СОДЕРЖАНИЕЖурнал

«ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ

В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ.

ПОДГОТОВКА ПЕРСОНАЛА

И ПОДДЕРЖАНИЕ

ЕГО КВАЛИФИКАЦИИ»

№ 5/2011

Зарегистрирован

Министерством РФ

по делам печати, телерадиовещания

и средств массовых коммуникаций.

Свидетельство о регистрации

ПИ № ФС 77–24 740 от 22 июня 2006 г.

ИД «ПАНОРАМА»

Издательство «Промиздат»

www.panor.ru

Адрес редакции: Москва, Бумажный

проезд, 14, стр. 2

Для писем: 125040, Москва, а/я 1

Главный редактор издательства

А. П. Шкирмонтов,канд. техн. наук

E-mail: [email protected]

Тел. (495) 664–27–46

Главный редактор журнала

Д. В. Воскресенский

E-mail: [email protected]Научный редактор –

начальник Центра тренажерной подготовки ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»,

В. П. Будовский, канд. техн. наук

Редакционный совет:В. Т. Воронин, канд. техн. наукЮ. Г. Воронин, д-р техн. наукМ. Ш. Мисриханов, д-р техн. наук

УЧРЕДИТЕЛЬ:

Некоммерческое партнерство

Издательский Дом «ПАНОРАМА»,

107045, г. Москва,

Печатников пер., д. 22, стр. 1

Журнал распространяется по подписке

во всех отделениях связи РФ по каталогам:

– «Роспечать» – индекс 18256;

– «Почта России» – индекс 12774;

а также путем прямой редакционной

подписки.

Тел.: (495) 664–27–61, 760–16–54

E-mail: [email protected]

Отдел рекламы:

тел.: (495) 664–27–96, 760–16–54e-mail: [email protected]

Все статьи настоящего номера

отражают личную точку зрения

авторов, которая может не совпадать

с мнением редакции.

Подписано в печать 10.08.2011 г.

Тираж 5000 экз. Цена свободная

ХРОНИКА 4

ОФИЦИАЛЬНЫЕ И НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ – ПРАВИЛА ПЕРЕХОДА НА РАБОТУ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ В КОНТРОЛИРУЕМЫХ СЕЧЕНИЯХ ДИСПЕТЧЕРСКОГО ЦЕНТРА ФИЛИАЛА ОАО «СО ЕЭС» ............................................. 7

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ПРЕВЫШЕНИЯ ПЕРЕТОКОМ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В КОНТРОЛИРУЕМОМ СЕЧЕНИИ МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОГО ЗНАЧЕНИЯ .......................... 13

ТИПОВАЯ ФОРМА ЗАПРОСА О СОГЛАСОВАНИИ РАБОТЫ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ ..................................... 14

ТИПОВАЯ ФОРМА РЕШЕНИЯ О РАБОТЕ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ .................................. 15

УСТОЙЧИВОСТЬ СИСТЕМИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СИНХРОННЫХ ВЕКТОРНЫХ ВЕЛИЧИН: ОПЫТ НЕМЕЦКИХ СПЕЦИАЛИСТОВ ..................... 17

Блэкауты в странах Европы и Северной Америки показали,

что передающие сети должны быть усовершенствованы

в отношении как пропускной способности, так и

устойчивости. Меры по увеличению устойчивости

существующих сетей представляют большой интерес. Одним

из хорошо зарекомендовавших себя методов увеличения

наблюдаемости энергосистемы является использование

данных измерения параметров векторных величин

в распределенных точках сетей энергосистем.

Обработанная соответствующим программным

обеспечением информация, поступающая с устройств

измерения векторных величин (PMU), дает возможность

инженерам АСУ ТП понимать степень стабильности

во всей сети.

05-11.indd 1 07.09.2011 19:06:53

ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ

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

Решение задач повышения эффективности и надежности работы систем электроснабжения

тесно связано с вопросами расчета и прогнозирования электрических нагрузок. Применение

более точных методов расчета электрических нагрузок позволяет рациональнее

использовать элементы электрических сетей.

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

Комплексное применение автоматики ЧДА и АЛАР на двух электрически связанных смежных

электростанциях со взаимоувязанными уставками по частоте (в ЧДА) и току качания

по прямым связям между электростанциями (в АЛАР) способствует обеспечению более

надежного электроснабжения потребителей, подключенных к прилегающей сети обеих

электростанций через станционно-сетевые ВЛ.

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

В работе рассматривается задача формирования оптимальных управляющих воздействий

(УВ) при анализе режимной надежности по критерию N — i. Описывается методика

формирования УВ по критерию минимума ущерба, связанного с формируемым УВ.

АВТОМАТИЗИРОВАННОЕ УПРАВЛЕНИЕ

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

В настоящей статье показано, как проектируется схема дифференциальной защиты блока

с применением цифровых интеллектуальных электронных устройств последнего поколения.

В программном обеспечении реле используется адаптивная схема с возможностью

переключения токов CT7.

СОЗДАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕННЫХ СИСТЕМ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО И АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ.............49

Названы новые условия, требующие развития глобальных и локальных систем

автоматического и автоматизированного управления в электроэнергетике. Разработано

ПО, предназначенное для создания локальных и глобальных (распределенных) АСУ и САУ,

которое обладает рядом функций и свойств, ориентированных на надежную и эффективную

работу глобальных САУ, даже в случае отказа каналов связи или отдельных узлов САУ.

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

05-11.indd 2 07.09.2011 19:06:56

СОNTENTSCHRONICLE 4OFFICIAL AND REGULATORY TECHNICAL DOCUMENTS

RULES OF TRANSITION TO WORK IN FORCED REGIME IN CONTROLLED SECTION OF DISPATCHING CENTER OF JSC «UES» BRANCH ................................................................................7

METHODOLOGY OF ASSESSMENT OF EXCEEDANCE BY ACTIVE-POWER FLOW IN CONTROLLED SECTION OF THE MAXIMUM ALLOWED VALUE..............................................13

STANDARD FORM OF REQUEST ABOUT AGREEMENT OF WORK IN FORCED REGIME ....................14

STANDARD FORM OF SOLUTION ABOUT WORK IN FORCED REGIME ...................................................15

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

Blackouts in Europe and North America have shown that transmission network must be improved both in terms of

capacity and stability. Measures to increase stability of existing networks are of great interest. One of the proven

methods to increase the observability of power systems is usage of measurement data of parameters of vector values

in distributed points of networks of power systems. Processed by appropriate software, information coming from

measuring devices of vector values, allows engineers to understand degree of stability throughout the network.

CONTROL TASKSFORECAST OF GRAPH OF ELECTRICAL LOAD TAKING INTO ACCOUNT WEATHER DEPENDINGAND NOT WEATHER DEPENDING CONSTITUENTS .................................................................................26

Solution of tasks of improvement of efficiency and reliability of work of power systems is closely connected

with problems of analysis and forecasting of electric load. Usage of more accurate methods of calculating

electrical loads allows to use the elements of electrical networks more rationally.

DEVELOPMENT OF INTEGRATED ALGORITHM OF AUTOMATICS FOR ELIMINATION OF ASYNCHRONOUS OPERATION AND FREQUENCY SEPARATION AUTOMATICS OF TWO ELECTRICALLY CONNECTED POWER STATIONS .....................................................................29

Integrated application of automatics for elimination of asynchronous operation and frequency separation automatics

at two electrically connected adjacent power stations with mutual agreed frequency preset values (in frequency

separation automatics) and current of swinging by direct connections between power plants (in automatics for

elimination of asynchronous operation) contributes to provision of more reliable power supply of consumers

connected to adjacent network of both power stations through station-network overhead transmission lines.

FORMATION OF OPTIMAL CONTROL ACTIONS DURING ANALYSIS OF REGIME RELIABILITY BY CRITERION N-I ............................................................................................36

This article considers the task of formation of optimal control actions during analysis of regime reliability by criterion N – I.

Methodology of formation of control actions by criterion of minimum damage connected with formed control action.

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

Present article shows how the scheme of differential protection of block using digital intelligent electronic devices of

last generation is designed. Relay software uses adaptive scheme with the possibility of currents switching ST7.

CREATION OF DISTRIBUTED SYSTEMS OF AUTOMATED AND AUTOMATIC CONTROL OF NEW GENERATION IN POWER-ENGINEERING .......................49

New conditions, requiring development of global and local systems of automatic and automated control in

power-engineering were named. Software designed for creation of local and global (distributed) automated

control systems and automatic control systems which has a number of functions and features focusing on

reliable and effective work of global automatic control systems, even in case of failure of communication

channels or separate nodes of automatic control systems was developed.

NEW PROJECT OF PUBLISHING HOUSE «PANORAMA» «WHOLE WORLD – OUR HOME» FAR ABROAD FOR RUSSIAN: INVESTMENTS, CAPITAL, REAL ESTATE, CITIZENSHIP, STUDY, MEDICAL TREATMENT, VACATION ..............................................................................................65

05-11.indd 3 07.09.2011 19:06:56

4

ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ • 05 • 2011

Хроника

Повышение энергоэффективности

Вопросы развития российской энергетики и повышения энергоэффективности экономи-ки в целом, а также укрепления международ-ного сотрудничества обсуждались на сессии «Энергоэффективность: от новых технологий к новой экономической идеологии», которая прошла в рамках форума «ТЭК-2011» в Санкт-Петербурге.

Модераторами сессии выступили генераль-

ный директор Российского энергетического

агентства, заместитель председателя Наблю-

дательного совета НП «ИНВЭЛ» Тимур Иванов

и директор департамента государственной

энергетической политики и энергоэффектив-

ности Минэнерго РФ Игорь Лешуков. К уча-

стию в сессии были привлечены руководите-

ли зарубежных компаний, которые делились

своим опытом решения вопросов энергоэф-

фективности и модернизации энергетики: ге-

неральный директор Российско-германского

энергетического агентства Томас Хендель,

генеральный директор ЗАО «Шнейдер Элек-

трик» Жан-Луи Стази, генеральный директор

ОАО «Лафарж Цемент» Алекс де Валухофф, гла-

ва представительства «Электрисите Де Франс»

Люк Шаррейр и другие.

По мнению генерального директора НП

«ИНВЭЛ» Эдуарда Наумова, государство, ре-

шая задачу повышения энергоэффективности

российской экономики, должно доформиро-

вать рамочные условия для этого процесса:

«В системе нормативно-технического регули-

рования деятельности компаний на уровне

национальных стандартов необходимо уста-

новить предельно допустимые значения энер-

гоемкости продукции и постановлением пра-

вительства или отдельным законом опреде-

лить предельные сроки их достижения. В этом

случае у предприятий будет два сценария: ли-

бо обновления и соответствия жестким стан-

дартам энергоэффективности, либо закрытия

производства. Это станет стимулом для многих

компаний и организаций перейти к реальным

действиям по повышению энергоэффектив-

ности, в особенности это относится к пред-

приятиям коммунальной сферы. По мере раз-

вития индустрии и снижения энергоемкости

продукции акценты в регулировании должны

смещаться от жесткого государственного ре-

гулирования к саморегулированию».

Рабочая встреча

Состоялась встреча генерального директора Российского энергетического агентства, заме-стителя председателя Наблюдательного совета НП «ИНВЭЛ» Тимура Иванова, генерального дирек-тора НП «ИНВЭЛ» Эдуарда Наумова и националь-ного координатора по взаимодействию в области Smart Grid Национального института стандартов и технологий США NIST Джорджа Арнольда (George W. Arnold).

Руководители обсудили перспективы сотруд-

ничества в сфере стандартизации в энергетике.

Генеральный директор РЭА Тимур Иванов под-

черкнул: «Взаимодействие с NIST создаст условия

для активного обмена экспертным опытом и ин-

формацией, что, в свою очередь, будет способ-

ствовать реформированию энергетической си-

стемы России и развитию технологий Smart Grid,

позволяющих учитывать интересы потребителей

и основанных на принципах максимальной на-

дежности, гибкости и эффективности».

С целью формирования нормативно-

технического фундамента отрасли НП «ИНВЭЛ»

ведет активную работу в части мониторинга и

подборки международных стандартов, в том

числе в области Smart Grid.

Как отметил Эдуард Наумов: «НП "ИНВЭЛ" на

условиях членства уже участвует в междуна-

родных организациях по стандартизации, в том

числе в созданной NIST панели взаимодействия

по Smart Grid – Smart Grid Interoperability Panel

(SGIP). Эта организация обеспечивает коорди-

нацию заинтересованных сторон в разработке

и унификации стандартов Smart Grid, а партнер-

ство на правах участника имеет доступ к базам

данных стандартов и нормативно-технических

документов».

Стороны договорились о проработке воз-

можности заключения в ближайшее время со-

глашения в области стандартизации.

05-11.indd 4 07.09.2011 19:06:56

5

05 • 2011 • ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Хроника

Совместная корпорация

16 июня 2011 г. ФГБУ «Российское энерге-тическое агентство», ОАО «Интер РАО ЕЭС», Национальная биоэнергетическая компа-ния Китая (NBE) подписали в Москве в рам-ках государственного визита Председа-теля КНР Ху Цзиньтао в Россию рамочное соглашение о создании до конца 2011 г. на территории РФ совместного российско-китайского предприятия Green Energy Corporation.

Деятельность Green Energy Corp. охватит

следующие направления: сооружение элек-

тростанций, работающих на различных ви-

дах биомассы для производства тепловой и

электрической энергии, биогаза; проведение

реконструкции угольных и мазутных электро-

станций с низкими показателями энергетиче-

ской и ресурсоэффективности для интеграции

энергосберегающих технологий и технологий

топливных смесей, использующих биомассу;

создание заводов по производству брикет-

ных пеллет из торфа, древесных отходов и

иной биомассы; привлечение инвестиций для

реализации приоритетных проектов.

Предусматривается создание совместно-

го исследовательского центра для проведе-

ния исследований и НИОКР в области чистых

энергетических технологий. На площадке

РЭА планируется организация и проведение

конференций, семинаров и обучающих про-

грамм в сфере энергоэффективности, инно-

ваций и развития возобновляемых источни-

ков энергии.

Министерство энергетики РФ создает межведомственную рабочую группу для повышения эффективности механизма контроля государства

В обязанности рабочей группы планируется включить обследование объекта, экспертную оценку состояния и условий эксплуатации объ-екта, а при необходимости – ремонт, занесение в базу данных, извещение Минэнерго России и Рос-технадзора.

28 июня 2011 г. директор Департамента

оперативного контроля и управления в элек-

троэнергетике Министерства энергетики РФ

А. Ю. Степанов провел совещание рабочей

группы по мониторингу подготовки и прохож-

дения субъектами электроэнергетики осенне-

зимнего периода (ОЗП) 2010–2011 гг.

На совещании присутствовали начальник от-

дела оперативной деятельности Департамента

оперативного контроля и управления в электро-

энергетике Минэнерго России С. А. Маштаков, ру-

ководитель ФГАУ «Ситуационно-аналитический

центр Минэнерго России» А. В. Новиков, пред-

ставители Ростехнадзора, крупнейших электро-

энергетических компаний, руководители НП

«Российское теплоснабжение» и НП «Совет про-

изводителей электроэнергии и стратегических

инвесторов электроэнергетики».

С. А. Маштаков проинформировал о под-

готовке проекта Типового регламента орга-

низации и применения временного электро-

снабжения потребителей в условиях массовых

нарушений электроснабжения потребителей.

Проект разрабатывается во исполнение реше-

ния Правительственной комиссии по предупре-

ждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций

и обеспечению пожарной безопасности (прото-

кол от 6 апреля 2011 г. № 2).

Представитель Минэнерго России также со-

общил о том, как идет процесс формирования

списка регионов, относящихся к регионам с вы-

соким риском нарушения электроснабжения в

отопительный сезон 2011–2012 гг.

В перечень регионов с высокими рисками

прохождения максимумов энергетических на-

грузок в осенне-зимний период 2011–2012 гг.

включены следующие энергосистемы: Кубан-

ская (в частности, Сочинский энергорайон);

Дагестанская; Приморская; Сахалинская; Тю-

менская (в частности, Северный, Ноябрьский,

Когалымский, Нефтеюганский энергорайоны);

Иркутская. Данное решение принято на основа-

нии анализа ожидаемых режимов работы энер-

госистем в ОЗП 2011–2012 гг., подготовленного

ОАО «СО ЕЭС», и в соответствии с критериями,

утвержденными Правительственной комисси-

ей по обеспечению безопасности электроснаб-

жения (Федеральный штаб).

05-11.indd 5 07.09.2011 19:06:57

6 Хроника

В своем докладе С. А. Маштаков также под-

робно осветил вопрос разработки и организа-

ции мероприятий по снижению рисков наруше-

ния электроснабжения в регионах высоких ри-

сков в отопительный сезон 2011–2012 гг., а также

на ближайшую перспективу.

Представитель Департамента угольной и

торфяной промышленности Минэнерго России

А. И. Гофштейн сообщил о создании рабочей

группы при Министерстве энергетики РФ для

разработки предложений по повышению эф-

фективности механизма контроля государства

за безопасностью эксплуатации объектов энер-

гетики.

В обязанности рабочей группы планируется

включить обследование объекта, экспертную

оценку состояния и условий эксплуатации объ-

екта, а при необходимости – ремонт, занесение

в базу данных, извещение Минэнерго России и

Ростехнадзора. Кроме того, в сферу деятельно-

сти группы должны войти вопросы объективной

инвентаризации объектов энергетики, а также

согласование вопросов по проблемам опреде-

ления собственников. При этом не предусматри-

вается подмена или дублирование функций су-

ществующих надзорных и экспертных органов.

Структура рабочей группы организована в

формате секций: по гидроэнергетике – с при-

влечением представителей Минэнерго России,

Ростехнадзора, Минрегиона России, ОАО «Рус-

Гидро»; по атомной энергетике – с привлечени-

ем представителей Минэнерго России, Ростех-

надзора, Минпромторга России, Росатома; по

тепловой энергетике – с привлечением пред-

ставителей Минэнерго России, Ростехнадзора,

ОАО «Газпром», ОАО «СУЭК».

Для оформления подписки через редакцию необходимо получить счет на оплату, прислав заявку

по электронному адресу: [email protected] или по факсу (499) 346-2073, а также позвонив по телефонам:

(495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

ПЕРСОНАЛЬНЫЙ КОНСУЛЬТАНТ ДЛЯ РАБОТНИКОВ ОТИЗ

http://normtrudprom.panor.ru

В каждом номере: материалы по

вопросам разработки, внедрения и

реализации современных технологий

нормирования и оплаты труда; опти-

мальные системы оплаты и мотивации

труда в условиях кризиса; практика

ведущих промышленных компаний по

разработке и применению схем, на-

правленных на комплексную оптимиза-

цию окладных, тарифных, премиальных

и бонусных, а также нематериальных

мотивационных факторов; методики

определения интенсивности труда и

напряженности норм трудовых затрат;

рекомендации по введению, замене

и пересмотру норм; технологические

карты на основные виды работ и норма-

тивы выработки в различных отраслях

промышленности и многое другое.

Наши эксперты и авторы: Н. А. Вол-

гин, заведующий кафедрой труда и со-

циальной политики РАГС, президент

Всероссийской ассоциации работников

отделов по организации, нормирова-

нию и оплате труда предприятий и орга-

низаций, д-р экон. наук, профессор; Л. А.

Чайковская, д-р экон. наук; Г. Г. Руден-

ко, д-р экон. наук, профессор кафедры

управления человеческими ресурсами

РЭА; Т. Ю. Киселева, канд. экон. наук, до-

цент Финансовой академии при Прави-

тельстве РФ и другие ведущие специа-

листы в области нормирования и оплата

труда в промышленности.

Главный редактор — В. Н. Си-

дорова, канд. экон. наук, профессор

Российской экономической академии

им. Г. В. Плеханова.

Издается при научной и методиче-

ской поддержке НИИ труда и социаль-

ного страхования, Российской эконо-

мической академии им. Г. В. Плеханова

и РАГС.

Входит в Перечень изданий ВАК.

Ежемесячное издание. Объем —

80 с. Распространяется по подписке и

на отраслевых мероприятиях.

МНЕНИЕ ЭКСПЕРТА

ОСНОВНЫЕ РУБРИКИОСНОВНЫЕ РУБРИКИ• Труд и норма

• В помощь нормировщику

• Оплата труда: политика

и механизм формирования

• Проблемы производительности

труда

• Мотивы и стимулы

• Соцально-трудовые отношения

• Статистика и труд

индексы

16582 82720

05-11.indd 6 07.09.2011 19:06:57

7


Официальные и нормативно-технические документы

СВЕДЕНИЯ О СТАНДАРТЕ

1. РАЗРАБОТАН: Открытым акционерным об-

ществом «Системный оператор Единой энерге-

тической системы».

2. ВНЕСЕН: Открытым акционерным обще-

ством «Системный оператор Единой энергети-

ческой системы».

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: прика-

зом ОАО «СО ЕЭС» от 18.05.2011 № 130.

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ.

Опубликовано с разрешения Открытого ак-

ционерного общества «Системный оператор

Единой энергетической системы».

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящий стандарт устанавливает пра-

вила и порядок перехода на работу в вынуж-

денном режиме в контролируемых сечениях

диспетчерских центров филиалов ОАО «СО

ЕЭС» объединенных диспетчерских управлений

и региональных диспетчерских управлений, в

том числе:

процедуру согласования возможности ♦перехода на работу в вынужденном режиме в

контролируемом сечении;

правила оформления работы в вынуж- ♦денном режиме в контролируемом сечении.

1.2. Настоящий стандарт распространяется

на все диспетчерские центры ОАО «СО ЕЭС».

1.3. Стандарт разработан на основании:

СО 153-34.20.576-2003 «Методические ука- ♦зания по устойчивости энергосистем», утверж-

денные приказом Министерства энергетики

Российской Федерации от 30.06.2003 № 277;

Стандарта организации ОАО «СО ЕЭС» ♦СТО 59012820.29.240.007-2008 «Правила предот-

вращения развития и ликвидации нарушений

нормального режима электрической части

энергосистем», утвержденного и введенного

в действие распоряжением ОАО «СО ЕЭС» от

24.09.2008 № 114р.

2. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ГДЦ – главный диспетчерский центр испол-

нительного аппарата ОАО «СО ЕЭС».

ОДУ – филиал ОАО «СО ЕЭС» объединенное

диспетчерское управление.

РДУ – филиал ОАО «СО ЕЭС» региональное

диспетчерское управление.

МДП – максимально допустимый переток ак-

тивной мощности в контролируемом сечении.

АДП – аварийно допустимый переток актив-

ной мощности в контролируемом сечении.

ОИК – оперативно-информационный комплекс.

ПА – противоаварийная автоматика.

АЛАР – автоматика ликвидации асинхрон-

ного режима.

АОПЧ – автоматика ограничения повыше-

ния частоты.

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО«СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»

СТО 59012820.27010.003-2011(обозначение)

18.05.2011(дата введения)

Стандарт организацииПРАВИЛА ПЕРЕХОДА НА РАБОТУ В ВЫНУЖДЕННОМРЕЖИМЕ В КОНТРОЛИРУЕМЫХ СЕЧЕНИЯХ ДИСПЕТЧЕРСКОГО ЦЕНТРА ФИЛИАЛА ОАО «СО ЕЭС»

Москва2011

Источник: ОАО «СО ЕЭС», www.so-ups.ru

05-11.indd 7 07.09.2011 19:06:57

8



АЧР – автоматическая частотная разгрузка.

Контролируемое сечение РДУ – контро-

лируемое сечение, регулирование перетоков

активной мощности в котором осуществляется

диспетчером РДУ.

Контролируемое сечение ОДУ – контро-

лируемое сечение, регулирование перетоков

активной мощности в котором осуществляется

диспетчером ОДУ.

3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3.1. При управлении электроэнергетиче-

ским режимом энергосистем перетоки актив-

ной мощности в контролируемых сечениях не

должны превышать максимально допустимых

значений, определенных в соответствии с тре-

бованиями Методических указаний по устойчи-

вости энергосистем, утвержденных приказом

Министерства энергетики Российской Федера-

ции от 30.06.2003 № 277.

3.2. Для каждого контролируемого сече-

ния должны быть определены диспетчерский

центр, осуществляющий регулирование пере-

токов активной мощности в контролируемом

сечении, и диспетчерские центры, осуществля-

ющие контроль перетоков активной мощности

в контролируемом сечении.

Установление двух или более диспетчер-

ских центров, осуществляющих регулирование

перетоков активной мощности в контролируе-

мом сечении, не допускается.

Допускается установление одного и более

диспетчерских центров, осуществляющих кон-

троль перетоков активной мощности в контро-

лируемом сечении.

3.3. МДП должен соответствовать следую-

щим критериям:

а) коэффициент запаса статической аперио-

дической устойчивости по активной мощности

в контролируемом сечении в нормальной (ре-

монтной) схеме – не менее 0,20;

б) коэффициент запаса статической устойчи-

вости по напряжению в узлах нагрузки в нор-

мальной (ремонтной) схеме – не менее 0,15;

в) коэффициент запаса статической аперио-


в контролируемом сечении в послеаварийных

режимах при нормативных возмущениях – не

менее 0,08;

г) коэффициент запаса статической устой-

чивости по напряжению в узлах нагрузки в по-

слеаварийных режимах при нормативных воз-

мущениях – не менее 0,10;

д) отсутствие нарушения динамической

устойчивости при нормативных возмущениях;

е) токовые нагрузки электросетевого и ге-

нерирующего оборудования не превышают

длительно допустимых значений в нормальной

(ремонтной) схеме и аварийно допустимых (на

время 20 минут) значений в послеаварийных

режимах при нормативных возмущениях.

3.4. Оценка превышения перетоком активной

мощности в контролируемом сечении макси-

мально допустимого значения должна осущест-

вляться в соответствии с Методикой оценки

превышения перетоком активной мощности в

контролируемом сечении максимально допусти-

мого значения, приведенной в приложении 1.

3.5. Превышение МДП, определенное в соот-

ветствии с приложением 1 к настоящему стан-

дарту, или нарушение требований к допустимой

длительности послеаварийного режима (20 ми-

нут) является переходом к работе в вынужден-

ном режиме в контролируемом сечении.

3.6. При работе в вынужденном режиме в

контролируемом сечении переток активной

мощности в контролируемом сечении не дол-

жен превышать АДП.

3.7. АДП должен соответствовать следующим

критериям:

а) коэффициент запаса статической аперио-


в контролируемом сечении в нормальной (ре-

монтной) схеме – не менее 0,08;

б) коэффициент запаса статической устойчи-

вости по напряжению в узлах нагрузки в нор-

мальной (ремонтной) схеме – не менее 0,10;

в) токовые нагрузки электросетевого и гене-

рирующего оборудования не превышают дли-

тельно допустимых значений;

г) возникновение нормативных аварийных возму-

щений не приводит к каскадному развитию аварии.

3.8. Порядок перехода на работу в вынуж-

денном режиме в контролируемом сечении

определяется:

05-11.indd 8 07.09.2011 19:06:57

9



схемно-режимной ситуацией, при кото- ♦рой требуется переход на работу в вынужден-

ном режиме;

временем, в течение которого требуется ♦работа в вынужденном режиме;

иерархическим уровнем диспетчерского ♦центра, осуществляющего регулирование пе-

ретока активной мощности в контролируемом

сечении, в котором требуется работа в вынуж-

денном режиме.

3.9. Переход на работу в вынужденном ре-

жиме в контролируемом сечении должен быть

разрешен и оформлен в соответствии с прави-

лами и порядком, установленными разделами

4–6 настоящего стандарта.

3.10. Не допускается переход на работу в

вынужденном режиме в контролируемом се-

чении, МДП в котором определяется необхо-

димостью обеспечения допустимой токовой

нагрузки электросетевого оборудования, в том

случае если оперативное или автоматическое

(действием имеющихся устройств противоава-

рийной автоматики) отключение перегружаю-

щегося электросетевого оборудования недо-

пустимо.

3.11. Инициатором запроса о возможности

перехода на работу в вынужденном режиме в

контролируемом сечении должен являться дис-

петчерский центр, осуществляющий регулиро-

вание перетоков активной мощности в контро-

лируемом сечении.

3.12. После согласования возможности (по-

лучения решения о возможности) работы в вы-

нужденном режиме в контролируемом сечении

в соответствии с разделами 4–6 настоящего

стандарта (в том числе при принятии решения

о возможности работы в вынужденном режи-

ме в контролируемых сечениях, регулирова-

ние перетоков активной мощности в которых

осуществляется диспетчером ГДЦ) диспетчер

диспетчерского центра, осуществляющего ре-

гулирование перетоков активной мощности в

контролируемом сечении, должен уведомить

о наличии согласования (решения) диспетче-

ров диспетчерских центров, осуществляющих

контроль перетоков активной мощности в кон-

тролируемом сечении, в котором согласована

работа в вынужденном режиме, с указанием:

контролируемого сечения (в том числе ♦его состава), в котором согласован переход на

работу в вынужденном режиме;

прогнозируемого перетока активной ♦мощности в контролируемом сечении;

прогнозируемого времени начала и време- ♦ни окончания работы в вынужденном режиме.

4. ПОРЯДОК ПЕРЕХОДА НА РАБОТУ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ ПРИ АВАРИЙНОМ ИЛИ НЕОТЛОЖНОМ ИЗМЕНЕНИИ СХЕМНО-РЕЖИМНОЙ СИТУАЦИИ НА ВРЕМЯ НЕ БОЛЕЕ 40 МИНУТ

Положения настоящего раздела стандарта

применяются при необходимости перехода на

работу в вынужденном режиме на время не бо-

лее 40 минут (дополнительно к разрешенной дли-

тельности послеаварийного режима 20 минут).

4.1. Условия инициирования запроса

4.1.1. При превышении перетоком активной

мощности в контролируемом сечении максималь-

но допустимого значения, в том числе в результате

возникновения аварийных возмущений, диспет-

черский персонал должен обеспечить реализацию

мероприятий по вводу режима в допустимую об-

ласть в соответствии с требованиями стандарта ор-

ганизации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.240.007-

2008 «Правила предотвращения развития и ликви-

дации нарушений нормального режима электри-

ческой части энергосистем».

4.1.2. Инициирование запроса о возмож-

ности перехода на работу в вынужденном ре-

жиме в контролируемом сечении допускается

только после реализации всех мероприятий,

указанных в п. 4.1.1 (при их реализации за время

не более 20 минут или в том случае, если время

реализации соответствующих диспетчерских

команд по не зависящим от диспетчерского

центра причинам превысило 20 минут).

4.2. Порядок переходана работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении РДУ

4.2.1. Диспетчер РДУ обращается с запросом

о согласовании перехода на работу в вынуж-

денном режиме к диспетчеру соответствующе-

го ОДУ с указанием:

05-11.indd 9 07.09.2011 19:06:57

10



контролируемого сечения (в том числе ♦его состава), в котором требуется переход на

работу в вынужденном режиме;

величин МДП, АДП и прогнозируемой ве- ♦личины перетока активной мощности в контро-

лируемом сечении;

прогнозируемого времени начала и време- ♦ни окончания работы в вынужденном режиме;

реализуемых (планируемых к реализа- ♦ции) мероприятий по вводу режима в допусти-

мую область;

дополнительных организационных и тех- ♦нических мероприятий, реализуемых (плани-

руемых к реализации) диспетчерским центром

РДУ для минимизации рисков нарушения элек-

троснабжения потребителей при работе в вы-

нужденном режиме.

4.2.2. После запроса по п. 4.2.1 диспетчер РДУ

информирует (с указанием сведений, предусмо-

тренных п. 4.2.1 настоящего стандарта) первого

заместителя директора – главного диспетчера

РДУ о необходимости перехода на работу в вы-

нужденном режиме в контролируемом сечении.

4.2.3. Диспетчер ОДУ, получивший от диспет-

чера РДУ запрос о согласовании перехода на

работу в вынужденном режиме, информирует (с

указанием сведений, предусмотренных п. 4.2.1

настоящего стандарта) о получении указанного

запроса директора по управлению режимами –

главного диспетчера ОДУ и согласовывает с

ним возможность перехода на работу в вынуж-

денном режиме в контролируемом сечении.

4.2.4. О согласовании (отказе в согласовании)

возможности перехода на работу в вынужден-

ном режиме в контролируемом сечении, полу-

ченном от директора по управлению режима-

ми – главного диспетчера ОДУ, диспетчер ОДУ

сообщает диспетчеру соответствующего РДУ.

4.2.5. Диспетчер РДУ информирует первого

заместителя директора – главного диспетчера

РДУ о согласовании (отказе в согласовании) воз-

можности перехода на работу в вынужденном

режиме в контролируемом сечении.

4.2.6. Переход на работу в вынужденном ре-

жиме в контролируемом сечении осуществля-

ется диспетчерским персоналом РДУ только по-

сле получения от диспетчера ОДУ сообщения о

согласовании возможности перехода на рабо-

ту в вынужденном режиме в контролируемом

сечении (в соответствии с п. 4.2.4 настоящего

стандарта).


жиме в контролируемом сечении РДУ оформля-

ется записями в оперативных журналах РДУ и

ОДУ.

4.3. Порядок перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении ОДУ

4.3.1. Диспетчер ОДУ обращается с запросом

о согласовании перехода на работу в вынуж-

денном режиме к диспетчеру ГДЦ с указанием

сведений, предусмотренных п. 4.2.1 настоящего

стандарта.

4.3.2. После запроса по п. 4.3.1 диспетчер

ОДУ информирует (с указанием сведений, пред-

усмотренных п. 4.2.1 настоящего стандарта) ди-

ректора по управлению режимами – главного

диспетчера ОДУ о необходимости перехода на

работу в вынужденном режиме в контролируе-

мом сечении.

4.3.3. Диспетчер ГДЦ, получивший от дис-

петчера ОДУ запрос о согласовании перехода

на работу в вынужденном режиме, информи-

рует (с указанием сведений, предусмотренных

п. 4.2.1 настоящего стандарта) о получении

указанного запроса директора по управлению

режимами ЕЭС – главного диспетчера ГДЦ и со-

гласовывает с ним возможность перехода на

работу в вынужденном режиме в контролируе-

мом сечении.

4.3.4. О согласовании (отказе в согласовании)

возможности перехода на работу в вынужден-

ном режиме в контролируемом сечении, полу-

ченном от директора по управлению режимами

ЕЭС – главного диспетчера ГДЦ, диспетчер ГДЦ

сообщает диспетчеру соответствующего ОДУ.

4.3.5. Диспетчер ОДУ информирует директо-

ра по управлению режимами – главного диспет-

чера ОДУ о согласовании (отказе в согласова-

нии) возможности перехода на работу в вынуж-

денном режиме в контролируемом сечении.


жиме в контролируемом сечении осуществляет-

ся диспетчерским персоналом ОДУ только после

получения от диспетчера ГДЦ сообщения о согла-

05-11.indd 10 07.09.2011 19:06:57

11



совании возможности перехода на работу в вы-

нужденном режиме в контролируемом сечении

(в соответствии с п. 4.3.4 настоящего стандарта).


жиме в контролируемом сечении ОДУ оформ-

ляется записями в оперативных журналах ОДУ

и ГДЦ.

5. ПОРЯДОК СОГЛАСОВАНИЯ РАБОТЫ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ ПРИ ПЛАНИРУЕМОМ ИЛИ ФАКТИЧЕСКОМ ИЗМЕНЕНИИ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ (СОСТАВА ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ) НА ОПРЕДЕЛЕННЫЙ СРОК


применяются при необходимости перехода на

работу в вынужденном режиме при планируе-

мом или фактическом изменении схемы элек-

трической сети (состава генерирующих мощ-

ностей), связанном с выводом в ремонт линий

электропередачи, электросетевого и/или ге-

нерирующего оборудования, на срок, соответ-

ствующий поданной диспетчерской заявке.

5.1. Порядок согласования работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении РДУ

5.1.1. Первый заместитель директора – глав-

ный диспетчер РДУ направляет запрос о согла-

совании возможности работы в вынужденном

режиме в контролируемом сечении в письмен-

ной форме на имя заместителя генерального

директора соответствующего ОДУ и организует

разработку оперативных указаний по действиям

диспетчерского персонала при возникновении

наиболее тяжелых технологических нарушений

и проведение соответствующих инструктажей

диспетчерскому персоналу. Типовая форма за-

проса приведена в приложении 2.

5.1.2. Заместитель генерального директора

ОДУ после режимной проработки возможно-

сти работы в вынужденном режиме в контро-

лируемом сечении направляет запрос о согла-

совании возможности работы в вынужденном

режиме в письменной форме на имя первого

заместителя Председателя Правления ОАО «СО

ЕЭС». Типовая форма запроса приведена в при-

ложении 2.

5.1.3. После режимной проработки возмож-

ности работы в вынужденном режиме в кон-

тролируемом сечении в ГДЦ принятое решение

о согласовании (отказе в согласовании) возмож-


тролируемом сечении доводится до соответ-

ствующего ОДУ письмом за подписью первого


ЕЭС».

5.1.4. Принятое первым заместителем Пред-

седателя Правления ОАО «СО ЕЭС» решение о

согласовании (отказе в согласовании) возмож-

ности работы в вынужденном режиме в контро-

лируемом сечении доводится ОДУ до сведения

соответствующего РДУ письмом за подписью

заместителя генерального директора ОДУ.



ется диспетчерским персоналом РДУ:

при наличии согласования, полученного ♦в соответствии с п. 5.1.4 настоящего стандарта;

при наличии разработанных оператив- ♦ных указаний по действиям диспетчерского

персонала при возникновении наиболее тяже-

лых технологических нарушений;

только после обращения диспетчера РДУ с ♦запросом о переходе на работу в вынужденном

режиме к диспетчеру ОДУ и получения соответ-

ствующего разрешения от диспетчера ОДУ.

5.1.6. Переход на работу в вынужденном режи-

ме в контролируемом сечении РДУ оформляется

записями в оперативных журналах РДУ и ОДУ.

5.2. Порядок согласования работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении ОДУ


ОДУ направляет запрос о согласовании возмож-


лируемом сечении в письменной форме на имя

первого заместителя Председателя Правления

ОАО «СО ЕЭС» и организует разработку опера-

тивных указаний по действиям диспетчерского


лых технологических нарушений и проведение

соответствующих инструктажей диспетчерско-

му персоналу. Типовая форма запроса приведе-

на в приложении 2.

05-11.indd 11 07.09.2011 19:06:58

12





тролируемом сечении в ГДЦ принятое решение

о согласовании (отказе в согласовании) возмож-


тролируемом сечении доводится до соответ-

ствующего ОДУ письмом за подписью первого


ЕЭС».



ется диспетчерским персоналом ОДУ:

при наличии согласования, полученного ♦в соответствии с п. 5.2.2 настоящего стандарта;

при наличии разработанных оператив- ♦ных указаний по действиям диспетчерского


лых технологических нарушений;

только после обращения диспетчера ОДУ с ♦запросом о переходе на работу в вынужденном

режиме к диспетчеру ГДЦ и получения соответ-

ствующего разрешения от диспетчера ГДЦ.


жиме в контролируемом сечении ОДУ оформ-

ляется записями в оперативных журналах ОДУ

и ГДЦ.

6. ПОРЯДОК СОГЛАСОВАНИЯ РАБОТЫ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ ПРИ ПРОГНОЗИРУЕМОЙ НА НЕОПРЕДЕЛЕННЫЙ СРОК НЕБЛАГОПРИЯТНОЙ РЕЖИМНО-БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ


применяются при необходимости однократно-

го или многократного перехода на работу в вы-

нужденном режиме, связанной с прогнозируе-

мой неблагоприятной режимно-балансовой

ситуацией (недостаток генерирующих мощно-

стей, ограничение максимально допустимых

перетоков активной мощности в контролируе-

мых сечениях и др.).

6.1. Порядок согласования работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении РДУ

6.1.1. Первый заместитель директора – глав-

ный диспетчер РДУ направляет проект решения

о работе в вынужденном режиме в контролиру-

емом сечении (далее – Решение) на согласова-

ние заместителю генерального директора со-

ответствующего ОДУ. Типовая форма Решения

приведена в приложении 3.



лируемом сечении в ОДУ заместитель генераль-

ного директора ОДУ организует, при необходи-

мости, внесение изменений в проект Решения и

письмом на имя первого заместителя Председа-

теля Правления ОАО «СО ЕЭС» направляет согла-

сованный проект Решения ему на утверждение.

6.1.3. По указанию первого заместителя

Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» дирек-

тор по управлению режимами ЕЭС – главный

диспетчер ГДЦ осуществляет в ГДЦ режимную

проработку возможности работы в вынужден-

ном режиме в контролируемом сечении, орга-

низует, при необходимости, внесение измене-

ний в проект Решения и представляет его на

утверждение первому заместителю Председа-

теля Правления ОАО «СО ЕЭС».

6.1.4. После утверждения первым замести-

телем Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС»

Решение письмом за подписью первого за-

местителя Председателя Правления ОАО «СО

ЕЭС» направляется заместителю генерального

директора соответствующего ОДУ.

6.1.5. ОДУ направляет утвержденное Реше-

ние первому заместителю директора – главно-

му диспетчеру РДУ письмом за подписью заме-

стителя генерального директора соответствую-

щего ОДУ.

6.1.6. В каждом диспетчерском центре (РДУ,

ОДУ, ГДЦ) ввод в действие Решения оформля-

ется оперативным распоряжением в журнале

распоряжений диспетчерского персонала ОДС.

6.2. Порядок согласования работы в вынужденном режиме в контролируемом сечении ОДУ


ОДУ обеспечивает подготовку проекта Решения

и письмом на имя первого заместителя Предсе-

дателя Правления ОАО «СО ЕЭС» представляет

проект Решения ему на утверждение. Типовая

форма Решения приведена в приложении 3.

05-11.indd 12 07.09.2011 19:06:58

13



6.2.2. По указанию первого заместителя

Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» дирек-

тор по управлению режимами ЕЭС – главный

диспетчер ГДЦ осуществляет в ГДЦ режимную

проработку возможности работы в вынужден-

ном режиме в контролируемом сечении, орга-

низует, при необходимости, внесение измене-

ний в проект Решения и представляет его на

утверждение первому заместителю Председа-

теля Правления ОАО «СО ЕЭС».

6.2.3. После утверждения первым замести-

телем Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС»

Решение письмом за подписью первого за-

местителя Председателя Правления ОАО «СО

ЕЭС» направляется заместителю генерального

директора соответствующего ОДУ.

6.2.4. В каждом диспетчерском центре (ОДУ,

ГДЦ) ввод в действие Решения оформляется

оперативным распоряжением в журнале рас-

поряжений диспетчерского персонала ОДС.

СТО 59012820.27010.003-2011Организация-разработчик –

ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы»Руководитель организации-разработчика –

Председатель Правления Б. И. АюевРуководитель разработки –

первый заместитель Председателя Правления Н. Г. ШульгиновИсполнитель –

заместитель главного диспетчера по режимам В. А. Дьячков

Приложение 1Методика оценки превышения перетоком активной мощности

в контролируемом сечении максимально допустимого значения

1. Фиксация превышения перетоком актив-

ной мощности в контролируемом сечении МДП

(PМДП

) и снижения перетока активной мощности

в контролируемом сечении ниже МДП должна

осуществляться на основании данных ОИК.

2. Превышение перетоком активной мощно-

сти в контролируемом сечении МДП фиксиру-

ется при:

2.1. Непрерывном превышении перетоком

активной мощности в контролируемом сече-

нии величины PМДП

в течение 20 минут и более.

2.2. Интегральном превышении перетоком



в течение 20 минут и более.

3. При периодических превышениях пере-

током активной мощности в контролируемом

сечении МДП оценка интегрального времени

превышения должна осуществляться с учетом

следующих критериев:

3.1. При превышении перетоком активной

мощности в контролируемом сечении ве-

личины PМДП

в течение менее 20 минут с по-

следующей работой с перетоком активной

мощности в контролируемом сечении ниже

величины PМДП

в течение 20 минут и более

указанный случай превышения не должен

учитываться при расчете интегрального вре-

мени превышения.

3.2. При превышении перетоком активной

мощности в контролируемом сечении величи-

ны PМДП

в течение менее 20 минут с последую-

щей работой с перетоком активной мощности в

контролируемом сечении ниже PМДП

в течение

менее 20 минут указанный случай превышения

должен учитываться при расчете интегрально-

го времени превышения.

3.3. Интегральное превышение перетоком



определяется как сумма ин-

тервалов времени превышения перетоком ак-

тивной мощности в контролируемом сечении

величины PМДП

по п. 3.2 методики.

05-11.indd 13 07.09.2011 19:06:58

14



Приложение 2Типовая форма запроса о согласовании работы в вынужденном режиме

(оформляется на бланке письма с угловым расположением реквизитов)

Уважаемый .

В период с ЧЧ:ММ XX.XX.20XX по ЧЧ:ММ XX.XX.20XX (время московское) запланирован вывод

в ремонт ВЛ XXX кВ – (с аварийной готовностью X часов) для про-

ведения работ по (указывается перечень планируемых к проведению работ).

При проведении ремонта ВЛ XXX кВ – , в случае аварийного

отключения ВЛ XXX кВ – в послеаварийном режиме не обеспечи-

ваются требования Методических указаний по устойчивости энергосистем в части (указываются

прогнозируемые несоответствия параметров электроэнергетического режима (уровни напря-

жения в узлах электрической сети, перетоки активной мощности в контролируемых сечениях,

токовая загрузка линий электропередачи и электросетевого оборудования) требованиям Мето-

дических указаний по устойчивости энергосистем к послеаварийному режиму) в контролируемом

сечении, состоящем из следующих элементов электрической сети:

ВЛ XXX кВ – ;

ВЛ XXX кВ – ;

ВЛ XXX кВ – .

Максимально допустимый переток по вышеуказанному контролируемому сечению в ремонт-

ной схеме составляет XXX МВт, аварийно допустимый – XXX МВт при прогнозируемом макси-

мальном перетоке XXX МВт. Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического

режима в ремонтной схеме и в послеаварийном режиме требуется ввод графиков аварийного

ограничения режима потребления в объеме до XXX МВт.

При отключении ВЛ XXX кВ – в схеме ремонта ВЛ XXX кВ

– возможно (указываются прогнозируемые последствия аварий-

ного возмущения).

Прошу на время ремонта ВЛ XXX кВ – в соответствии с пунктом

3.7 Методических указаний по устойчивости энергосистем согласовать работу с вынужденным

перетоком активной мощности в вышеуказанном контролируемом сечении.

Приложение: Характеристика энергорайона на 1 л. в 1 экз.

Приложение к письмуФилиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ (РДУ)

от №Характеристика энергорайона1

Примечание:1 ______________ энергорайон ограничен сечением:

ВЛ XXX кВ – ;

ВЛ XXX кВ – ;ВЛ XXX кВ – .

Параметры Величина, МВт

Ночной максимум потребления

Ночной минимум потребления

Дневной максимум потребления

Дневной минимум потребления

Вечерний максимум потребления

Генерация

Переток в контролируемом сечении в период максимального потребления

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении

Необходимый объем графиков ограничений

05-11.indd 14 07.09.2011 19:06:58

15



Приложение 3Типовая форма решения о работе в вынужденном режиме

УТВЕРЖДАЮ:Первый заместитель Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС»

« » 201 г.Решение о работе в вынужденном режиме

в контролируемом сечении (название контролируемого сечения)1. В связи с (указывается причина, вызывающая необходимость перехода на работу с вынужден-

ным перетоком активной мощности), с целью минимизации объема длительного ограничения по-требления мощности в (название энергорайонов (энергоузлов)) разрешается работа с вынужденным перетоком активной мощности в контролируемом сечении (название контролируемого сечения):

ВЛ XXX кВ – ;ВЛ XXX кВ – ;ВЛ XXX кВ – .

В схеме (при необходимости приводятся дополнительные требования к схеме электрической сети) не более XXX МВт (при максимально допустимом перетоке в контролируе-мом сечении (название контролируемого сечения) XXX МВт).

2. При работе с вынужденным перетоком активной мощности в контролируемом сечении (на-звание контролируемого сечения) при отключении (указывается перечень элементов электрической сети или генерирующего оборудования электрических станций, отключение которых при работе с вынужденным перетоком активной мощности в контролируемом сечении может привести к нару-шению устойчивости) допускается нарушение устойчивости в контролируемом сечении (название контролируемого сечения) с последующей работой АЛАР (указываются отключаемые устройствами АЛАР элементы электрической сети), выделением (название энергорайонов (энергоузлов)) на изолиро-ванную работу с (указывается режим работы выделившегося на изолированную работу энергорайона (энергоузла) по частоте, информация об ожидаемом действии устройств ПА – АОПЧ, АЧР и др).

3. При работе с вынужденным перетоком запрещается:3.1. Вывод из работы устройств АЛАР на (указываются элементы электрической сети).3.2. Вывод основных защит (указываются элементы электрической сети).3.3. Вывод в ремонт (указываются элементы электрической сети или объекты генерации).3.4. Указываются дополнительные (при наличии) требования к режиму работы генерирующего

оборудования электрических станций.3.5. Переключения в первичных схемах и вторичных цепях присоединений распределитель-

ных устройств (указывается напряжение распределительных устройств и перечень объектов электроэнергетики).

3.6. Снижение объема АЧР в (название энергорайонов (энергоузлов)) ниже задания, установлен-ного Филиалом ОАО «СО ЕЭС» .

3.7. Снижение объема графиков аварийного ограничения режима потребления в (название энер-горайонов (энергоузлов)) ниже задания, установленного Филиалом ОАО «СО ЕЭС» .

3.8. Снижение объема управляющих воздействий от (указывается наименование устройства противоаварийной автоматики) ниже задания, установленного Филиалом ОАО «СО ЕЭС» .

3.9. Указываются дополнительные условия, невыполнение которых препятствует переходу на работу с вынужденными перетоками активной мощности.

4. В период действия настоящего Решения переход на работу с вынужденным перетоком активной мощности в контролируемом сечении (название контролируемого сечения) осуществляется диспетче-ром Филиала ОАО «СО ЕЭС» с разрешения первого заместителя директора – главного дис-петчера Филиала ОАО «СО ЕЭС» или лица, его замещающего, по согласованию с директором по управлению режимами – главным диспетчером Филиала ОАО «СО ЕЭС» или лица, его замещающего, с уведомлением диспетчера главного диспетчерского центра ОАО «СО ЕЭС».

5. Срок действия настоящего Решения – до « » 201 г.

05-11.indd 15 07.09.2011 19:06:58



(495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

05-11.indd 16 07.09.2011 19:06:58

17


Устойчивость систем

АННОТАЦИЯ

Устойчивость электрических передающих

сетей в последние годы привлекает к себе все

больше внимания во всем мире. Последовав-

шие друг за другом несколько отключений це-

лых энергосистем, так называемых блэкаутов,

например в Европе и Северной Америке, по-

казали, что передающие сети должны быть усо-

вершенствованы в отношении как пропускной

способности, так и устойчивости.

Быстрое строительство новых линий обыч-

но не рассматривается как выход из ситуации,

поэтому меры по увеличению устойчивости

существующих сетей представляют большой

интерес. Одним из хорошо зарекомендовав-

ших себя методов увеличения наблюдаемости

энергосистемы является использование дан-

ных измерения параметров векторных величин

в распределенных точках сетей энергосистем.

Обработанная соответствующим программным

обеспечением информация, поступающая с

устройств измерения векторных величин (PMU),

дает возможность инженерам АСУ ТП понимать

степень стабильности во всей сети. Это помога-

ет им в принятии правильных решений даже в

критических ситуациях. В данной статье обсуж-

дается применение такой системы обработки

векторных данных в немецкой национальной

распределительной сети (German Transmission

System).

ВВЕДЕНИЕ

Использование синхронных векторных ве-

личин для контроля и повышения стабиль-

ности сетей передачи энергии получает все

большее значение во всем мире. Цель состоит в

том, чтобы контролировать состояние системы,

увеличить степень информированности о ее

стабильности и сделать оптимальным исполь-

зование существующих линий. Таким образом

может быть повышена стабильность всей си-

стемы и даже улучшены рабочие характеристи-

ки передачи энергии.

УСТОЙЧИВОСТЬ СЕТИ И ИЗМЕРЕННЫЕ СИНХРОННЫЕ ВЕКТОРНЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

Влияние на стабильность сети

На стабильность сети могут влиять многие

события (рис. 1). В Европейской скоординиро-

ванной сети (ранее – сеть UCTE) в первую оче-

редь играет роль растущее количество энер-

гии, поступающей от ветряных генераторов.

Изменение в зависимости от ветра и нагрузки

характеристик производительности передачи

энергии между севером и югом делает процесс

управления энергосистемой ответственной за-

дачей. А еще причинами качаний мощности мо-

гут служить:

отключение линий защитой при повреж- ♦дениях;

нехватка реактивной мощности; ♦сильные колебания нагрузки; ♦слабо затухающие качания, особенно в ♦

широких областях.

Чтобы поддерживать стабильность сети на

максимально возможном уровне, могут быть

использованы синхронные векторные величи-

ны. Эти мгновенные значения в реальном мас-

штабе времени позволяют лучше выполнить

ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СИНХРОННЫХ ВЕКТОРНЫХ ВЕЛИЧИН: ОПЫТ НЕМЕЦКИХ СПЕЦИАЛИСТОВ

М. Ваше, К. О. Хайде, Р. Кребс – Siemens AG, Х. Кухн – Transpower, Германия

Ключевые слова: устройство измерения параметров векторов (PMU), вектор, синхронные

векторные величины, мониторинг сетей крупных регионов, концентратор векторных дан-

ных, процессор векторных данных, перегрузка, устойчивость.

05-11.indd 17 07.09.2011 19:06:59

18



оценку состояния энергосистемы, что помогает

операторам АСУ ТП принять решение о необхо-

димости их вмешательства.

Устройство измерения векторных величин

Синхронные векторные величины фиксиру-

ются так называемыми устройствами измерения

векторных величин (PMU). Это на сегодняшний

день наиболее современные устройства. В пере-

дающих сетях используются определенные PMU;

в распределительных сетях эта функция может

быть интегрирована в другие устройства, на-

пример в реле защиты. В течение долгого вре-

мени измерение и обработка векторных вели-

чин использовались, например, в устройствах

дистанционной защиты для принятия решения

о пуске защиты и выдаче команды отключения.

Нововведения состоят в том, что, с одной сторо-

ны, векторным величинам присваиваются метки

времени с использованием глобальной системы

позиционирования GPS, а с другой стороны –

что синхронные векторные величины собирают-

ся из широко распределенной передающей се-

ти в центральной точке с целью их надлежащей

оценки и использования как инструмента кон-

троля. Устройства PMU отсылают измеренные

векторные величины на базе стандартизирован-

ного IEEE-протокола C37.118.

Использование синхронных векторных вели-

чин обсуждалось на многочисленных конферен-

циях (см. [1]–[6]). Следующие области являются

потенциальными областями их применения:

Проверка моделей сети: Сравнение дан- ♦ных моделирования с измеренными PMU зна-

чениями [5].

Идентификация субсинхронных качаний ♦с анализом соответствующего демпфирования.

Комбинация «медленных» измеренных ♦RTU значений с измеренными синхронными

векторными величинами в АСУ ТП сети с целью

идентифицировать и проанализировать пере-

ходные процессы в энергосистеме.

Усовершенствование процесса оценки ♦сети в АСУ ТП.

Использование полной передающей спо- ♦собности линий.

Оценка показателя стабильности напря- ♦жения.

Рис. 1. Причины нестабильности в сетях передачи электроэнергии

05-11.indd 18 07.09.2011 19:06:59

19



Хотя в обсуждениях специалисты склоня-

ются к использованию метода в передающих

сетях, растет интерес к нему и среди специали-

стов по распределительным сетям.

На рис. 2 показано распределение устройств

PMU в качестве приборов измерения мгновен-

ных значений в реальном масштабе времени с

централизованной оценкой для больших об-

ластей сети. В этом варианте они расположены

между устройствами защиты (мгновенные из-

меренные значения, но возможна только ло-

кальная оценка) и АСУ ТП сети (контроль боль-

ших областей сети, но с медленными измерен-

ными величинами).

Чтобы синхронные векторные величины фак-

тически могли сравниваться друг с другом, их

измерение должно производиться с присвоени-

ем очень точной метки времени. Только в этом

случае центральная система контроля (концен-

тратор векторных данных (PDC)) может отобра-

жать корректные векторные величины вместе,

таким образом давая возможность оценить

динамическое состояние сети. При частоте се-

ти, равной 50 Гц, погрешность метки времени в

1 миллисекунду уже приведет к погрешности уг-

ла фазы в 18 град. Точность PMU выражается при

помощи показателя полной векторной погреш-

ности (TVE) – комбинации отклонения точности

измерения устройства PMU и точности его син-

хронизации по времени. Чтобы соответствовать

стандартному протоколу IEEE C37.118, PMU дол-

жен показать TVE = 1 % или лучше.

Скорость передачи данных измеренных PMU

величин высокой точности в сетях с частотой

50 Гц составляет обычно 10 или 50 Гц. Поэтому

можно контролировать не только медленные,

квазиустановившиеся явления, но также и бы-

стрые переходные качания мощности. Контро-

лируемая область может представлять собой

единичный коридор передачи с одной или более

линиями или же передающую сеть с широкой об-

ластью охвата, такую как система UCTE. В экспери-

ментальном проекте передачи энергии, описан-

ном здесь, контролируется вся передающая сеть

400 кВ. Ее область охвата простирается от Север-

ного моря до Альп, через всю Германию.

Система обработки векторных данных

Данная статья представляет систему обра-

ботки векторных данных SIGUARD®-PDP. Эта

Рис. 2. Система контроля большой области сети в сравнении с контролем и защитой энергосистемы

05-11.indd 19 07.09.2011 19:06:59

20



система является программным пакетом кон-

троля, который помогает оператору сети в по-

лучении информации о состоянии и стабиль-

ности энергосистемы. Система SIGUARD®-PDP,

представленная на рис. 3, устанавливается в

центральной точке и соединяется с устройства-

ми измерения векторных величин PMU через

быстродействующую линию обмена данными

(например, 2 Мбит/с).

Являясь центральным компонентом систе-

мы, концентратор векторных данных получает

через каналы обмена данными оперативные из-

меренные величины подключенных устройств

PMU. Это векторные величины тока и напря-

жения, а также частоты, изменения частоты и

т. д. Такие измеренные величины постоянно за-

носятся в архив и передаются на графический

пользовательский интерфейс (ЧМИ – интер-

фейс «человек-машина»). В системе обработки

векторных данных реализован контроль линий

обмена данными, качества данных от PMU и

внутренних функций системы. Через ЧМИ поль-

зователь может выбрать между непосредствен-

ным наблюдением данных в режиме онлайн и

анализом архивных данных в режиме офлайн.

По желанию можно переходить из одного ре-

Рис. 3. Конфигурация системы обработки векторных данных с пятью подключенными устройствами PMU

05-11.indd 20 07.09.2011 19:06:59

21



жима в другой, быстро и просто «бросая взгляд

назад в прошлое».

Далее рассмотрим более подробно ЧМИ па-

кета SIGUARD®-PDP и описание самого пакета.

Интерфейс «человек-машина» должен поддер-

живать оператора сети в процессе идентифи-

кации и анализа критических состояний сети

и предоставлять помощь в исследовании их

причин. Данный интерфейс должен быть не-

сложным и позволять выполнять операции ин-

туитивно. Он предоставлять возможность вы-

полнения следующих задач:

Общее отображение состояния сети (ис- ♦правное / критическое).

Свободный выбор измеряемых величин, ♦которые будут контролироваться во время ра-

боты, с возможностью выбора между вектор-

ной или временной диаграммой.

Установка предельных значений для их ♦контроля.

Простота перехода из режима онлайн в ♦режим офлайн и обратно для быстрого анализа

критических ситуаций.

Географическое представление энерго- ♦системы с точками подключения устройств из-

мерения векторных величин PMU для быстрого

выявления областей сети с проблемами ста-

бильности.

Экспорт данных для дальнейшего анали- ♦за с помощью независимых инструментов и для

составления отчетов.

На приведенных ниже рисунках показана ре-

ализация этих требований в системе обработки

векторных данных SIGUARD®-PDP. Все скриншо-

ты – это примеры с моделируемым данными

процессов.

На рис. 4 показана структура главного окна

SIGUARD в четырех частях:

Состояние энергосистемы. ♦ Данная диа-

грамма показывает совокупный показатель

Рис. 4. Структура ЧМИ SIGUARD®-PSA

05-11.indd 21 07.09.2011 19:07:00

22



Рис. 5. Пример визуализации в области измеряемых величин

полного состояния контролируемой сети. Все

измеренные устройствами PMU значения под-

вергаются вычислениям с целью проконтроли-

ровать предельные величины. Чем ближе кри-

вая подходит к пунктирной линии предельной

величины, тем более критическим считается

состояние сети. Когда по крайней мере одна

измеряемая величина нарушает предел, цвет

кривой состояния энергосистемы изменяется

с черного на красный, что позволяет быстро и

легко распознать такую ситуацию.

Географическое представление. ♦ Это

окно отображает географическое расположе-

ние контролируемой передающей сети с ли-

ниями и подстанциями. Благодаря цветовой

кодировке элементов сети оператор может

немедленно распознать область, где имеются

проблемы, например с перегрузкой в случае

выбора цветового кодирования по току / мощ-

ности. Если выбирается цветовая кодировка по

углам напряжения, то может контролироваться

стабильность установившегося режима.

В приведенном примере цвет квадратов, пред-

ставляющих подстанции, указывает состояние на-

пряжения (синий = исправное, желтый = наруше-

но предельное значение 1, красный = нарушено

предельное значение 2). Таким же образом цвет

линий электропередачи указывает соответствие

предельным величинам для тока. Если обмен дан-

ными с PMU будет нарушен, цвет элементов сети

изменится на серый, что указывает на недействи-

тельность измеренных величин.

Область отображения измеренных ♦величин. Эта центральная область отобража-

ет временную характеристику выбранных век-

торных величин или других измеренных или

расчетных величин. Выбор может осущест-

вляться неоднократно при продолжающейся

работе и гибко приспосабливаться к эксплуа-

тационным требованиям. Выбор осуществля-

05-11.indd 22 07.09.2011 19:07:00

23



ется из списка всех измеряемых величин в об-

ласти конфигурации.

Область конфигурации. ♦ Здесь перечис-

ляются все доступные измеряемые величины

подключенных устройств PMU. Различные кри-

терии просмотра (по имени, типу или устрой-

ству) позволяют быстро осуществлять про-

смотр. Имеется два типа измеряемых величин:

векторные (могут также быть выведены в виде

временной характеристики, например ток, на-

пряжение) и аналоговые (могут быть выведены

только в виде временной характеристики, на-

пример частота, активная мощность). Если необ-

ходимо, могут быть рассчитаны и выведены так

называемая «кривая мощность–напряжение»

или «пиковая кривая».

Легкий переход из режима онлайн в режим

офлайн и обратно осуществляется с помощью

кнопки выбора (вверху справа). Пользователь лег-

ко может перемещаться между режимом контро-

ля онлайн и режимом оценки архивных данных.

На рис. 5 и 6 показаны различные типичные

приложения для представления в поле изме-

ренных величин: векторные на рис. 5 и «пико-

вая кривая» на рис. 6.

На векторной диаграмме угол фазы и ампли-

туду выбранных токов и напряжений можно

сравнивать друг с другом непосредственно. Ес-

ли векторные данные устройств PMU, которые

расположены далеко друг от друга по всей се-

ти, объединить в одном представлении, стано-

вится возможным проникнуть в суть состояния

нагрузок сети, баланса реактивной мощности и

стабильности.

«Пиковая кривая» является представлением

напряжения по активной мощности для одной

линии передачи. Для вычисления и отображения

необходимо наличие PMU в обоих концах линии.

При выполнении измерений на обоих концах

линии «пиковая кривая» может динамически

обновляться, то есть изменения параметров ли-

нии в результате колебаний температуры или

нагрузки будут автоматически распознаваться.

Таким образом, сравнивая фактическую точку

функционирования (фактическое напряжение

против фактической активной мощности) с точ-

кой неустойчивости, становится возможным точ-

но измерить, какое количество дополнительной

мощности может присутствовать на линии без

потери устойчивого состояния стабильности.

С помощью редактора предельных величин

может быть определено до шести пределов для

каждой измеряемой величины. Процессор век-

торных данных контролирует все выбранные

измеренные величины относительно соблюде-

ния пределов.

При работе в режиме офлайн могут быть

проанализированы все архивные данные. Опе-

ратор может выбрать диапазон на оси времени

кривой состояния энергосистемы и затем вос-

произвести события в этом диапазоне времени,

чтобы проанализировать критические ситуа-

ции так часто, как ему это нужно. Выбор изме-

ряемых величин в «области измеряемой вели-

чины» может также быть изменен с целью найти

причины возмущений в сети. В таком режиме

«воспроизведения» цвета символов системы в

географическом представлении обновляются в

соответствии с воспроизводимыми характери-

стиками измеряемой величины.

При работе в режиме офлайн все зарегистри-

рованные данные архива за выбранный проме-

жуток времени могут быть экспортированы в

формате файла *.CSV. Это позволяет выполнять

оценку и документирование с помощью других

инструментов, например выполнять табличное

вычисление для того, чтобы быстро и легко со-

ставить отчеты.

ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Система контроля большой области се-

ти SIGUARD®-PDP использовалась в компа-

нии по транспортировке электроэнергии

Stromubertragungs-GmbH (бывшая E.on Netz),

одном из четырех немецких системных операто-

ров, в течение приблизительно полугода. В это

время никаких возмущений в сети не происходи-

ло, состояние функционирования всегда было

абсолютно лишено критических ситуаций. Возни-

кала необходимость анализа небольшого количе-

ства нештатных ситуаций, таких как отключение

АЭС в Крюммеле 4 июля 2009 г., когда векторные

данные послужили чрезвычайно хорошей осно-

вой. Исследования были сильно упрощены с по-

мощью данных от устройств PMU.

05-11.indd 23 07.09.2011 19:07:00

24



Рис. 6. Пример «пиковой кривой»

В будущем планируется расширить рабо-

ту с данными PMU и их анализом и использо-

вать систему контроля большой области сети

SIGUARD®-PDP дополнительно для обучения

операторов в условиях динамического измене-

ния параметров энергосистемы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Являясь инструментом централизованной

оценки динамики и стабильности сети, система

контроля векторных данных вызывает интерес во

всем мире. Тендеры по таким системам были про-

ведены во множестве стран. Прогрессивное раз-

витие рассматривается в следующих терминах:

Интерфейсы с системами АСУ ТП (общий ♦архив, экспорт измеренных величин, список

аварийных сообщений).

Интерфейс с другими операторами энер- ♦госистем для обмена измеренными устройства-

ми PMU величинами.

Объединение управляемых элементов ♦сети (регулировка угла фазы, статический вар-

компенсатор, передача по линиям электропере-

дачи высокого напряжения на постоянном токе

(HVDC)) в качестве предварительной стадии авто-

матизированного управления энергосистемой.

Для взаимосвязанных сетей, например Евро-

пейской сети UCTE, передача синхронных век-

торных величин между операторами передаю-

щих систем имеет смысл. Благодаря знанию из-

меренных величин PMU с критических точек во

всей сети, которые могут быть показаны в таких

программах отображения, как SIGUARD®-PDP,

на «всеевропейском мониторе» для каждого

системного оператора, обзор сети может быть

еще более улучшен. Если бы такая система бы-

ла доступна 4 ноября 2006 г., когда произошло

большое возмущение в системе UCTE, систем-

ный оператор смог бы очень быстро опреде-

лить, что сеть UCTE распалась на зоны различ-

ной частоты.

05-11.indd 24 07.09.2011 19:07:00

25Устойчивость систем

На основании использования устройств PMU ста-

новится возможным контроль коридоров передачи

между различными системными операторами.

Необходимые каналы обмена данными для

передачи синхронных векторных величин уже

широко существуют в виде так называемого

«электронного шоссе» между системами АСУ

ТП. При использовании, например, 50 распре-

деленных по всей Европе устройств PMU может

быть реализован превосходный обзор состоя-

ния сети UCTE. Сделать это реальностью было

бы относительно несложно, независимо от дру-

гих интерфейсов центра систем АСУ ТП.

Практический опыт выполнения экспери-

ментальных проектов помогает производите-

лям продолжать разработку их продуктов в

верном направлении.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Gomes P., Krost G. and Pestana R. System

Operation and Control CIGRE Session 2008, Special

Report for Group C2.

2. Sezi T., Warichet J., Genet B. and Maun

J.-C. Bringing New Vizualization Tools for the

Detection and Mitigation of Dynamic Phenomena

in the Transmission System CIGRE Session 2008

Paper C2-112.

3. Phadke A. G. and ThorpJ. S. Synchronized

Phasor Measurements and their Applications

Springer Verlag 2008.

4. Rehtanz C., Sengbusch K. V., Sezi T. and

Simon R. Schutz and Uberwachungskonzepte

auf Basis zeitsynchroner Messungen ETG/BDEW-

Tutorial‚ Schutz und Leittechnik, Fulda, 11–12. Nov.

2008.

5. Ayuev B., Erokhine P. and Kulikov Y. PMU

Application for IPS/UPS Dynamic Performance

Monitoring and Study CIGRE Session 2008 Paper

C2-101.

6. Styczynski Z., Prof. Sauvain, Buch-

holz B. and Wache M. PMU and Wide Area

Measurements in Distribution Systems CIRED

2009, 20th International Conference on

Electricity Distribution Prague 8–11 June 2009,

Round Table 3b.



(495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

05-11.indd 25 07.09.2011 19:07:00

26


Задачи управления

Специальные статистические исследования

подтвердили, что имеется статистически значи-

мая зависимость изменения графиков электри-

ческой нагрузки (ГЭН) систем электроснабжения

от происходящих с некоторым опережением

изменений на территории энергосистемы ком-

понентов погоды: температуры, влажности воз-

духа, облачности, скорости ветра, осадков [3, 4].

Типичный фрагмент графика температуры

окружающей среды, используемый в работе,

изображен на рис. 1.

В качестве объекта исследования рассма-

тривается ГЭН системы электроснабжения

крупного мегаполиса, построенный на основе

экспериментальных данных автоматизирован-

ной системы учета электроэнергии. Фрагмент

этого ГЭН представлен сплошной линией на

рис. 2. По оси ординат отложена электрическая

нагрузка Р, по оси абсцисс – время t. Временной

базой служат первые две недели апреля 2007 г.

Прогнозирование ГЭН в данной работе осу-

ществляется на последующие три дня. В каче-

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ С УЧЕТОМ ПОГОДОЗАВИСЯЩИХ И ПОГОДОНЕЗАВИСЯЩИХ СОСТАВЛЯЮЩИХЕ. А. Кротков, А. Ю. Алексеев, Самарский государственный технологический университет

Решение задач повышения эффективности и надежности работы систем электроснабжения

тесно связано с вопросами расчета и прогнозирования электрических нагрузок. Применение

более точных методов расчета электрических нагрузок позволяет рациональнее использо-

вать элементы электрических сетей [1, 2].

Рис. 1. График температуры окружающей среды на исследуемом промежутке времени

Т, С

15,00

10,00

5,00

0,00

-5,000 50 100 150 200 250 300 t, x

05-11.indd 26 07.09.2011 19:07:00

27



стве модели краткосрочного прогнозирования

группового ГЭН предлагается модель вида:

L(t) = Ld(t) + Li(t) + Lw(t) + Lr(t), (1)

где: Ld(t) – заранее известные (определенные)

компоненты нагрузки;

Li(t) – погодонезависимые компоненты (в дан-

ной работе моделируются рядами Фурье);

Lw

(t) – погодозависимые компоненты (в не-

линейной форме учитывается температу-

ра);

Lr(t) – случайная составляющая.

Случайная составляющая, представляющая

собой погрешность при вычислении погодо-

независимых и погодозависимых компонент,

может моделироваться после исследования

остатков.

Компоненты нагрузки Ld(t), представляющие

собой плановые изменения в работе оборудо-

вания, энергоснабжающей организации обыч-

но заранее известны и поэтому не требуют

моделирования. Будем считать, что заранее из-

вестные компоненты нагрузки равны нулю.

Погодонезависимые компоненты зависят от

социальных и географических факторов и мо-

делируются рядами Фурье:

(2)

где: Aj и B

j – параметры модели;

ωj, – частота, определяемая при помощи

спектрального анализа.

Приведенные в [3, 4] результаты исследова-

ний позволяют сделать вывод, что изменение

нагрузки в момент времени t зависит от преды-

дущих значений температуры. Для моделиро-

вания зависимости нагрузки от погодных усло-

вий предложено использовать квадратичный

полином вида

Lw(t) = C1T2 (t – 1) + C2T(t – 1) + C3 , (3)

где: Ci (i = 1, 2, 3) – коэффициенты модели;

T(t – 1) – температура в момент времени (t – 1).

После того как определены частотные ха-

рактеристики ωj, параметры A

j и B

j модели (2)

и коэффициенты Cl, С

2 и С

3 можно определить

методом наименьших квадратов, то есть путем

минимизации ошибки целевой функции

(4)

где: Р – измеренная нагрузка.

Относительная погрешность построенной

аппроксимирующей функции рассчитывалась

по формуле:

0 50 100 150 200 250 300 t, x

Р, М вт

3000,00

2900,00

2800,00

2700,00

2600,00

2500,00

2400,00

2300,00

2200,00

2100,00

Рис. 2. Графики экспериментальной и аппроксимирующей функций на временной базе для определения коэффициентов модели

05-11.indd 27 07.09.2011 19:07:01

28



(5)

где: yi= y(t

j) – экспериментальные значения наг-

рузки в дискретные значения времени ti;

yi= y(t

j) – значения аппроксимирующей

функции.

При аппроксимации экспериментальных

значений, представленных на рис. 2, моделью

(2) и (3) получаем погрешность в 0,07 %. График

аппроксимирующей функции ГЭН представлен

на рис. 2 пунктирной линией.

Используя экспериментальные данные,

изображенные на рис. 1 и 2, как времен-

ную базу для идентификации параметров

Aj, B

j (j = 1, N),

C

1, C

2 и С

3модели (2), (3), выполнял-

ся прогноз электрической нагрузки на после-

дующие три дня (72 часа). Полученная погреш-

ность, вычисленная по формуле (5) для N = 72,

составила величину менее 2 %.

ВЫВОДЫ

1. Предложена и реализована математиче-

ская модель, описывающая электрические на-

грузки с учетом погодозависящих и погодоне-

зависящих составляющих, и разработана мето-

дика идентификации ее параметров на основе

методов спектрального анализа.

2. Реализация разработанной математиче-

ской модели применительно к реальным экс-

периментальным данным позволяет осущест-

влять прогноз расчетных данных на временную

базу 72 часа (при базе идентификации параме-

тров 336 часов) с погрешностью менее 2 %, что

свидетельствует о возможности ее практиче-

ского использования в краткосрочном прогно-

зировании ГЭН систем электроснабжения мега-

полисов.

3. Разработано соответствующее алгоритми-

ческое и программное обеспечение для реали-

зации метода.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Жежеленко И. В., Кротков Е. А., Степанов

В. П. Методы вероятностного моделирования в

расчетах характеристик электрических нагрузок

потребителей. – М.: Энергоатомиздат, 2007.

2. Макоклюев Б. И. Анализ и планирование

электропотребления. – М.: Энергоатомиздат,

2008.

3. Михайлов В. М., Тарнижевский М. В.,

Тимченко В. Ф. Режимы коммунально-бытового

электропотребления. – М.: Энергоатомиздат,

1993.

4. Pardo A., Vicente M., Enric V. Temperature

and seasonality infl uences on Spanish electricity

load // Energy Economics 24, 2002.

Проверки на месте

Председатель Правления ОАО «ФСК ЕЭС» Олег Бударгин проверил ход работ по строительству объ-ектов, которые будут обеспечивать энергообеспечение важнейших инфраструктурных проектов госу-дарственного масштаба – зимней Олимпиады в Сочи 2014 г. и саммита стран Азиатско-Тихоокеанского экономического сообщества (АТЭС) в 2012 г.

Накануне начала отсчета 1000 дней до церемонии открытия зимней Олимпиады-2014 Олег Михай-лович во главе делегации ФСК посетил Сочинский регион, где проинспектировал «олимпийские» под-станции 110 кВ Лаура, 220 кВ Псоу и Поселковая и провел совещание, посвященное ходу строительства, эксплуатации и охране энергообъектов, предназначенных для энергоснабжения Игр.

Побывала делегация ФСК во главе с Олегом Бударгиным и на острове Русском во Владивосто-ке, где проверила, как идут работы по строительству магистральных сетевых объектов, которые обе-спечат электроснабжение саммита АТЭС. В частности, председатель правления посетил подстанцию 220 кВ Русская, где завершаются строительно-монтажные работы. Напомним, в Приморье к началу саммита АТЭС ФСК будет построено восемь крупных магистральных электросетевых объектов: четыре подстанции 220 кВ общей мощностью около 430 МВА и четыре ЛЭП 220 кВ общей протяженностью 150 км.

05-11.indd 28 07.09.2011 19:07:01

29



Благодаря системам технологического регу-

лирования АРС данные электромеханические ко-

лебания постепенно затухают. Однако по прямым

связям ВЛ между станциями эти колебания могут

распространяться на ближайшую сеть и векторы

ЭДС генераторов, а также векторы напряжений на

шинах этих электростанций могут «провернуть-

ся». При этом провороте по ВЛ между станциями

возникает практически двойной ток КЗ, от кото-

рого до 2–4 проворотов должна быть отстроена

работа автоматики ликвидации асинхронного ре-

жима (АЛАР) между станциями (ТЭЦ1 и ТЭЦ2).

Предварительно рассчитывается ток ка-

чания между станциями на базе статической

модели электрической сети энергосистемы в

программной среде АРМ РЗА для последующей

разработки АЛАР, которая может действовать

как перед работой, так и при работе частотной

делительной автоматики (ЧДА) ТЭЦ1 и ТЭЦ2 в

случае понижения частоты в объединенной

энергосистеме Урала (ОЭС Урала) до величины

47,5–48 Гц, когда требуется выделение данных

электростанций на автономную работу.

Очередность работы автоматик АЛАР и ЧДА

в каждом конкретном случае зависит от того,

какой из режимных параметров (критериев)

работы – частота (f) или ток качания (Iкач) – на-

ступит раньше: превышение уставок по Iкач или

выход из диапазона допустимых значений по f.

Следует отметить, что рассчитанный в среде

АРМ РЗА ток качания проверяется и подтверж-

дается расчетами по программе расчета и ана-

лиза динамической устойчивости «Мустанг»

по соответствующей методике динамического

утяжеления электроэнергетического режима в

прилегающей к ТЭЦ1 и ТЭЦ2 электрической се-

ти путем отключения части генераторов на ТЭЦ

и некоторых станционно-сетевых ВЛ.

Определяются эквивалентные активные

и реактивные сопротивления прямых связей

между ТЭЦ (рис. 1).

Для случая двух прямых параллельных свя-

зей из ВЛ с промежуточными потребительски-

ми или сетевыми подстанциями ПСЗ и ПС4 на

каждой параллельной связи общее активное

сопротивление первой параллельной связи

между ТЭЦ1 и ТЭЦ2 равно:

R'1-2 = R1-3 + R2-3, (1)

где: R1-3

– активное сопротивление 1-го участка

первой линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом;

R2-3


первой линии ТЭЦ2–ТЭЦ1, Ом.

Общее активное сопротивление второй па-

раллельной связи между ТЭЦ1 и ТЭЦ2:

R"1-2 = R1-4 + R2-4, (2)

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО АЛГОРИТМА АЛАР И ЧДА ДВУХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙТ. М. Абдушукуров, Филиал ОАО «СО ЕЭС» Курганское РДУ,

Н. П. Серов, Филиал ОАО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ

В реальных условиях работы двух электростанций (рис. 1), находящихся недалеко (20–50 км)

друг от друга, которые обеспечивают электроснабжение энергоемких и среднеемких потре-

бителей агропромышленного комплекса через прилегающую сеть по станционно-сетевым

ВЛ, могут возникать значительные возмущения в прилегающей электрической сети, а также

резкие отключения генерируемой или потребляемой нагрузки, иначе говоря, нарушения элек-

трического баланса мощностей. Они вызывают электромеханические переходные процессы,

связанные с кратковременным небалансом крутящих механических моментов на валу турбин

и тормозящих электромагнитных моментов на валу генераторов электростанций.

05-11.indd 29 07.09.2011 19:07:01

30



где: R1-4


второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом;

R2-4


второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом.

Общее реактивное сопротивление первой

параллельной связи между ТЭЦ1 и ТЭЦ2:

X'1-2 = X1-3 +X2-3, (3)

где: Х1-3

– реактивное сопротивление 1-го участка

первой линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом;

Х2-3

– реактивное сопротивление 2-го участ-

ка первой линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом.

Общее реактивное сопротивление второй

параллельной связи между ТЭЦ1 и ТЭЦ2:

X"1-2 = X1-4 + X2-4, (4)

где: X1-4

– реактивное сопротивление 1-го участка

второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом;

Х2-4

– реактивное сопротивление 2-го

участка второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом.

Полное (комплексное) сопротивление пер-

вой параллельной линии прямой связи ТЭЦ1–

ТЭЦ2:

(5)

Полное (комплексное) сопротивление вто-

рой параллельной линии прямой связи ТЭЦ1–

ТЭЦ2:

(6)

Общее полное (комплексное) сопротивле-

ние прямых связей между ТЭЦ без учета соб-

ственных эквивалентных сопротивлений ТЭЦ1

и ТЭЦ2 относительно энергосистемы при от-

ключенной прямой связи равно:

(7)

Общее полное (комплексное) сопротивле-

ние эквивалентной связи между электростан-

циями с учетом собственных эквивалентных

комплексных сопротивлений ТЭЦ1 и ТЭЦ2 от-

носительно всей энергосистемы при отключен-

ной обобщенной прямой связи (ВЛ 1–2) между

ТЭЦ, рассчитанных в программной среде АРМ

РЗА и предоставленных службой СЭР РДУ рас-

сматриваемой энергосистемы:

(8)

где: Zэкв.ТЭЦ1

, Zэкв.ТЭЦ2

– эквивалентное сопротив-

ление рассматриваемой энергосистемы

относительно СШ 110 кВ ТЭЦ1 и ТЭЦ2 соот-

ветственно при отключенной прямой свя-

зи (ВЛ 1–2) между ТЭЦ, Ом.

Определяется ток качания для настроечной

наладки АЛАР между электростанциями:

(9)

где: EТЭЦ1

, EТЭЦ2

– эквивалентные ЭДС ТЭЦ1 и

ТЭЦ2 соответственно, рассчитанные в сре-

де АРМ РЗА, кВ.

Рис. 1. Эквивалентная схема замещения электрической сети, прилегающей к ТЭЦ1 и ТЭЦ2

05-11.indd 30 07.09.2011 19:07:01

31



АЛАР внедряется для исключения неблаго-

приятных режимов, связанных с возникнове-

нием асинхронного хода и качаний между от-

дельными частями энергосистемы или между

отдельными электростанциями (изменений в

виде колебаний частот на шинах ТЭЦ1 и ТЭЦ2,

их напряжений, собственных и взаимных углов

напряжений) и приводящих к колебаниям (по-

вышению и понижению до нуля) напряжений на

шинах потребительских и сетевых ПС 110/6–10 кВ

и шинах токоприемников 0,4–6–10 кВ. Эти ко-

лебания нарушают технологические производ-

ственные процессы у потребителей агропро-

мышленного комплекса и вызывают диском-

форт у населения.

АЛАР – одна из наиболее важных и часто ис-

пользуемых функций противоаварийной авто-

матики (ПА) энергосистем. Она предназначена

для выявления асинхронного режима (АР) в

пределах объекта сети (линии, блока) и выра-

ботки соответствующих управляющих воздей-

ствий с учетом знака скольжения для локаль-

ной и системной ПА.

Общие требования к алгоритму работы

АЛАР:

1) селективность: АЛАР должна срабатывать

при нахождении электрического центра кача-

ний (ЭЦК) в пределах защищаемого объекта, ее

действие должно быть отстроено от режимов

нагрузки, синхронных качаний (СК), КЗ, а также

от АР в других сечениях;

2) чувствительность к асинхронному режиму

в пределах защищаемого объекта;

3) быстродействие: время действия АЛАР

(tcp

) на деление энергосистемы на несинхронно

работающие части должно быть меньше вре-

мени возможного перехода двухчастотного АР

в многочастотный (tпepex. в многочас.АР

), но больше

времени существования режима синхронных

качаний (ТСК

) или времени отключения КЗ с АПВ

(Тоткл+АПВ

). Время tпepex. в многочас.АР

изменяется в

пределах от 15 до 30 с, большее значение – для

энергосистем с преобладанием ГЭС;

4) фиксация знака скольжения sign(s):

при sign ♦ (s) > 0 АЛАР должна действовать на от-

ключение избыточной генераторной мощности Рr;

при sign ♦ (s) < 0 АЛАР должна действовать на

отключение избыточной мощности нагрузки РH

.

Требования к ступеням АЛАР:

1) I ступень должна выявлять АР на первом

цикле;

2) II и III ступени АЛАР (резервные) должны:

иметь счетчики циклов АР с уставкой ♦ N = 2–4;

контролировать длительность цикла: при ♦превышении допустимой длительности цикла Т

ц

счетчики циклов должны сбрасываться, а ступе-

ни не должны срабатывать, чтобы не препятство-

вать возможной ресинхронизации (восстановле-

нию синхронного режима) энергосистемы;

контролировать общую длительность АР: ♦при превышении допустимой длительности Т

АР

ступени должны срабатывать;

3) III ступень должна срабатывать через вре-

мя не более 20 с после срабатывания II ступени.

АЛАР может действовать:

на ресинхронизацию без деления (отклю- ♦чение Р

Н или Р

Г);

на деление по сечению с ЭЦК на несин- ♦хронно работающие части;

на деление по части сечения с ЭЦК с по- ♦следующей ресинхронизацией.

На энергоблоках во избежание выделения

районов со значительным избытком генери-

рующей мощности рекомендуется установка

АЛАР, имеющих опережающую настройку по

отношению к другим устройствам, производя-

щим деление энергосистемы.

В соответствии с рис. 2 АЛАР линии входит

в состав шкафа защит и автоматики блока типа

ШЭ2607 103.

Структурная схема АЛАР линии содержит

ряд программных блоков:

блоки логики I, II и III ступени (Bl, B2, ВЗ со- ♦ответственно);

блок разрешения и запрета избыточных и ♦дефицитных каналов при превышении допусти-

мого времени АР и допустимого времени цикла

соответственно (В4);

блок блокировки при КЗ и неисправно- ♦стях в цепях напряжения (В5);

блок определения знака скольжения (В6); ♦блок логики пуска и сброса счетчиков ци- ♦

клов АР (В7).

На блокировку АЛАР действуют сигналы от

защит линии, реле положения «отключено»

(РПО) выключателя, блокировки при неисправ-

05-11.indd 31 07.09.2011 19:07:01

32



ностях в цепях напряжения (БНН) и сигналы,

которые формируются при КЗ от следующих

измерительных органов (ИО):

РТ БКЗ – реле тока, реагирующего на скач- ♦кообразные изменения тока прямой и обратной

последовательности;

РТ ♦ I2 – реле тока обратной последователь-

ности;

РН ♦МИН

– реле минимального напряжения,

состоящего из трехфазных реле напряжения,

включенных на выходе по схеме «И».

Измерительными органами АЛАР являются

три реле сопротивления Z1 и Z

c, реле направле-

ния активной мощности М и реле тока прямой

последовательности РТ. С помощью Zc выполня-

ется сигнальная ступень АЛАР. С помощью Z1, М

и М выделяются три зоны, в каждой из которых

предусмотрена одна рабочая ступень действия

АЛАР. По аналогии с дистанционной защитой

эти зоны рассматриваются далее как рабочие

ступени АЛАР.

Для отстройки от срабатывания при однофаз-

ных КЗ каждый измерительный орган сопротив-

ления состоит из трех междуфазных реле сопро-

тивления (АВ, ВС, СА), включенных по схеме «И».

Реле М состоит из трехфазных реле активной

мощности, включенных по схеме «ИЛИ».

Характеристика реле Z1 имеет форму прямоу-

гольника, симметричного относительно оси jX,

верхняя сторона которого проходит по оси R, ниж-

няя – через точку (0, Х1уст

), а боковые стороны –

через точки (R1уст

, 0 ) и (–R1уст

, 0). Угол максималь-

ной чувствительности φ1мч

реле Z1 равен 270 град.

Характеристика реле Zc

сигнальной ступени

имеет форму линзы (с вертикальной осью, направ-

ленной по оси X), которая составлена из дуг двух

окружностей. Каждая дуга опирается на сумму

сопротивлений Х1уст

+ Х2уст

и соответствует углу

между векторами ЭДС генератора и системы.

Реле М используется для отстройки от режи-

ма нагрузки, фиксации знака скольжения, а так-

же для счета циклов АР.

Рис. 2. Схема привязки защит и АЛАР блока

05-11.indd 32 07.09.2011 19:07:01

33



Алгоритм работы АЛАР линии разрабатывал-

ся применительно к схеме, которая состоит из

системы 1 с ЭДС Е1

и внутренним сопротивлени-

ем ХС1

и системы 2 с ЭДС Е2 и внутренним сопро-

тивлением ХС2

, между которыми включена ли-

ния с сопротивлением Хл (4,61 Ом). Устройство

АЛАР установлено на обеих электростанциях.

На рис. 3 сопротивления ХС1

, Хл и Х

С2 показаны

на комплексной плоскости Z. Место установки

АЛАР соответствует началу координат. Точки,

соответствующие начальному (нагрузочному)

режиму (1 или 2) и асинхронному режиму (3–6),

показаны в предположении, что ЭДС Е1 и Е

2 рав-

ны по модулю. При этом точки 1–6 лежат на гори-

зонтальной прямой 1 (годографе Z), проходящей

через середину суммарного сопротивления мо-

делируемой энергосистемы (ХС1

+ Хл+ Х

С2).

Точка 1 (Zнач

) соответствует режиму, при кото-

ром ток протекает от шин электростанции 1 в ли-

нию, и ЭДС Е1 опережает Е

2, то есть система 1 яв-

ляется избыточной. Угол между ЭДС Е1 и Е

2 равен

углу между прямыми, проведенными из точки го-

дографа Z к концам суммарного сопротивления

системы. При условии, что угол отсчитывается от

Е2, начальный угол δ

нач1 в режиме 1 меньше 90 град.

(по условиям устойчивости нагрузочного режима).

В точке 2, напротив, ток протекает от линии к ши-

нам, Е2 опережает Е

1, угол δ

нач2 больше 270 град. Пе-

реход угла δнач

через 180 град. при АР эквивален-

тен изменению направления активной мощности.

АЛАР линии (структурная схема приведена на

рис. 3, б) имеет одну зону работы, охватывающую

линию, и реагирует на прохождение ЭЦК через

сопротивление линии Хл (в соответствии с рис. 3,

б, точка 5). АЛАР линии содержит три ступени.

АЛАР линии, в соответствии с рис. 3, явля-

ются реле Z1 и Z

c, реле М и реле РТ I

1. Реле Z

1 и

Zc состоят из трех междуфазных реле (АВ, ВС и

СА), включенных по логической схеме «И» для

отстройки от несимметричных КЗ на землю.

Реле Z1 имеет характеристику в форме прямо-

угольника, которая с заданным запасом охваты-

вает реактивное сопротивление линии. Реле Z1

используется во II и III ступенях АЛАР для огра-

ничения зоны срабатывания АЛАР защищаемой

линии и для определения момента действия

ступени при выходе годографа входного сопро-

тивления Z из области срабатывания реле Z1.

Характеристика реле Zc состоит из двух дуг.

Каждая дуга является геометрическим местом

точек, в которых угол δнач

одинаков (вписанный

угол δнач

опирается на дугу окружности 2δ) и ра-

Рис. 3. Схема системы (а) и характеристики измерительных органов АЛАР линии (б)

05-11.indd 33 07.09.2011 19:07:01

34



вен критическому углу δкр

, при котором в данном

нагрузочном режиме может наступить потеря

устойчивости передачи мощности по линии.

I ступень АЛАР может использоваться как

сигнальная или как быстродействующая (на

первом цикле) рабочая ступень и не имеет

счетчика циклов. Все ступени АЛАР линии име-

ют по два выхода – «избыточный» и «дефицит-

ный», которые действуют на выходные реле.

Избыточный выход соответствует положитель-

ному скольжению, когда система 1 ускоряется

по отношению к системе 2, а дефицитный выход

соответствует отрицательному скольжению.

Структурная схема АЛАР линии содержит

программные блоки ступеней В1–ВЗ и вспомо-

гательные программные блоки В4–В7, подоб-

ные применяемым в АЛАР блока.

Существующие алгоритмы построения ЧДА

на каждой электростанции базируются на при-

менении реле частоты как исполнительного

органа, реагирующего на изменения частоты от

допустимой уставки или отклонения частоты от

допустимого диапазона.

На электростанциях ТЭЦ1 и ТЭЦ2 на каждой

СШ-110 и 220 кВ, а также на прилегающих потре-

бительских и системных ПС 110/35/10–6 кВ 1-го

и даже 2-го окаймляющего пояса ТЭЦ устанав-

ливаются реле частоты типа ЦД2100 (производ-

ство «Точэлектроприбор», г. Омск), имеющее 5

уставок по времени и частоте, и 7 дискретных

управляющих воздействий, реле РЧМ-МЭ и т. п.

Установка реле частоты на ПС второго окайм-

ляющего пояса производится в случае необходи-

мости (если не хватает активной нагрузки на ПС

первого пояса) оперативной (в реальном времени)

«подгонки» начального баланса активных нагрузок

потребительских и сетевых ПС с нагрузками гене-

раторов обеих ТЭЦ вместе и по отдельности.

На СШ-110 кВ ТЭЦ автоматика ЧДА действу-

ет через реле частоты ЦД2100 на отключение

«лишней» части генераторов при аварийном

снижении частоты в ОЭС Урала до 47,5–48 Гц. Че-

рез реле ЦД2100, установленные на примыкаю-

щих ПС, ЧДА подобно АЧР (при тех же уставках

по частоте и времени, что и на ТЭЦ) действует

на отключение линий, которые обращены от ПС

110 кВ в сторону рассматриваемой энергоси-

стемы. Таким образом, происходит начальное

выделение генерации электростанций ТЭЦ1 и

ТЭЦ2 на автономную нагрузку.

Баланс активных нагрузок – потребляемой и

генерируемой – достигается двумя технологи-

ческими способами:

1) «грубым» логически-аналитическим путем срав-

нения в логическом устройстве ЧДА типа МКПА-2,

установленных на ТЭЦ1 и ТЭЦ2, суммарной телеиз-

меряемой нагрузки на ПС 1-го и 2-го поясов, пере-

данной в МКПА-2 ТЭЦ1 и ТЭЦ-2, с измеряемой в «глав-

ном» МПКА-2 суммарной генерирующей мощностью

обеих ТЭЦ с последующим выбором и отключением

«лишних» генераторов на одной из ТЭЦ;

2) «точным», более гибким регулированием

баланса с помощью «доводки» генерации ТЭЦ

до выделенной нагрузки, благодаря работе

АРС, действующей на прикрытие или открытие

соплового аппарата турбины.

Такое выделение двух электрически связанных

электростанций на автономную работу с помощью

ЧДА, как правило, предшествует работе АЛАР.


Комплексное применение автоматики ЧДА и

АЛАР на двух электрически связанных смежных

электростанциях со взаимоувязанными уставка-

ми по частоте (в ЧДА) и току качания по прямым

связям между электростанциями (в АЛАР) спо-

собствует обеспечению более надежного элек-

троснабжения потребителей, подключенных к

прилегающей сети обеих электростанций через

станционно-сетевые ВЛ.


1. Переходные процессы электрических

систем в примерах и иллюстрациях / Под. ред.

В. А. Веникова. – М. – Л.: Энергия, 1967.

2. Веников В. А. Переходные электромеха-

нические процессы в электрических системах. –

М.: Высшая школа, 1970.

3. Жданов П. С. Вопросы устойчивости элек-

трических систем / Под. ред. Л. А. Жукова. – М.:

Энергия, 1979.

4. Лопухов В., Иванов С., Малый А., Шуру-

пов А. Автоматика ликвидации асинхронного ре-

жима // Новости электротехники. – 2009. – № 6.

05-11.indd 34 07.09.2011 19:07:02



(495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

05-11.indd 35 07.09.2011 19:07:02

36



ВВЕДЕНИЕ

В работе рассматривается задача формиро-

вания оптимальных управляющих воздействий

(УВ) при анализе режимной надежности по кри-

терию N – i. Описывается методика формиро-

вания УВ по критерию минимума ущерба, свя-

занного с формируемым УВ. Анализ режимной

надежности по критерию N – i предполагает по-

очередное отключение элементов с последую-

щим расчетом режима. Часто в таких случаях

возникают ситуации, когда переток мощности

в линии превышает пропускную способность

(ПС) линии (величина превышения называется

сверхпотоком), и его необходимо снижать за

счет УВ, под которыми понимается регулирова-

ние генерации и ограничение нагрузки в узлах.

1. ОБЩАЯ ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

В общем случае, чтобы ликвидировать сверх-

поток в линии, необходимо снижать генерацию

в тех узлах, которые влияют на линию с отрица-

тельным знаком, и снижать нагрузку (увеличи-

вать генерацию) в тех узлах, которые влияют на

линию с положительным знаком. Влияние на ли-

нию с отрицательным знаком могут оказывать

как нагрузочные узлы, так и генерирующие.

В рассматриваемой задаче увеличение нагруз-

ки как УВ считается невозможным. Следова-

тельно, для выбора УВ множество нагрузочных

узлов с отрицательным коэффициентом влия-

ния, то есть тех узлов, увеличение нагрузки в

которых приводит к снижению перетока мощ-

ности в линии, можно сразу отбросить. Увели-

чение генерации в генерирующих узлах может

привести к снижению перетока мощности в ли-

ниях, но генераторы ограничены максимумом

выдаваемой мощности Рmах

, поэтому регули-

рование перетока мощности в линиях за счет

генерирующих узлов должно осуществляться в

пределах, определяемых Pmin

и Рmах

. Регулиро-

вание за счет нагрузочных узлов тоже ограни-

чено максимумом нагрузки, но регулирование

подобным образом возможно только в одном

направлении, а именно в сторону отключения

части нагрузки, в то время как регулирование

за счет генерирующих узлов возможно в обе

стороны – как в сторону увеличения генера-

ции, так и в сторону ее снижения. Здесь также

необходимо отметить, что у всех генераторов

существуют расходные характеристики, кото-

рые в общем случае должны учитываться при

выборе УВ, формируемого по критерию мини-

мума ущерба. Но перераспределение генера-

ции приводит к новому значению потребления

топлива, обычно отличающемуся от оптималь-

ного, что также нужно рассматривать как некие

дополнительные затраты, ущерб. Однако для

упрощения задачи в представленной методике

эти характеристики не учитываются.

Согласно принятому допущению можно рас-

сматривать ущерб У как некую функцию отклю-

чаемой мощности ΔР, У = Уо • f(ΔР). В такой трак-

товке функции ущерба изменение генерации

не приводит к увеличению ущерба. Поэтому

первичное регулирование сверхпотока в линии

должно осуществляться за счет влияющих на

нее генерирующих узлов с учетом ограничения

по максимуму и минимуму выдаваемой мощно-

сти. После регулирования при помощи генера-

торов (подразумевается, что все генерирующие

узлы, влияющие на переток в линии, вышли на

ограничения) дальнейшее снижение сверхпото-

ФОРМИРОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПРИ АНАЛИЗЕ РЕЖИМНОЙ НАДЕЖНОСТИПО КРИТЕРИЮ N – IД. М. Максименко, филиал ОАО «НИИПТ» «СУЭ»

05-11.indd 36 07.09.2011 19:07:03

37



ка возможно только путем отключения мощно-

сти в нагрузочных узлах. Таким образом, задача

сводится к минимизации функции ущерба.

2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Ущерб для одного узла формируется как не-

кая функция от ΔР:

У = Уо • ΔР, (1)

где: Уо – удельный ущерб в узле;

ΔР – отключение нагрузки в узле.

В качестве минимизируемой функции высту-

пает функция ущерба

(2)

Ограничения для минимизируемой функ-

ции формируются в форме равенства и не-

равенства из следующих условий:

1. Для активного ограничения (переток мощ-

ности по ЛЭП больше предельно допустимого)

необходимо выполнение условия – суммарное

отключение нагрузки в узлах полностью ликви-

дирует сверхпоток в рассматриваемой линии,

(3)

где: ΔPS – сверхпоток в рассматриваемой линии;

Ali

– коэффициент влияния i-го узла на рас-

сматриваемую линию l.

Матрицу коэффициентов влияния А или,

другими словами, матрицу потокораспределе-

ния можно получить из выражения

А = diagYB . Mt . Y -1, (4)

где: diagYB – диагональная матрица проводимос-

тей ветвей;

Мt – транспонированная матрица инци-

денций;

Y-1 – обратная матрица проводимостей.

Матрица инциденций служит для обобщен-

ного аналитического представления схемы

соединений узлов и ветвей в схеме электриче-

ской сети.

Элемент матрицы инцидентности Мij равен:

(+1), если узел i является начальной верши-

ной ветви j; (–1), если узел i является конечной

вершиной ветви j; (0), если ветвь j не связана

с узлом i. В матрице инциденций строки соот-

ветствуют номерам узлов, а столбцы – номерам

ветвей. Таким образом, матрица дает полное

представление обо всех соединениях ветвей

с узлами схемы. Эта матрица является прямо-

угольной, число ее строк равно числу узлов, а

число столбцов – числу ветвей. Каждая строка

матрицы инциденций М показывает, какими

концами и к каким узлам схемы присоединяют-

ся ветви; каждый столбец – какие узлы являют-

ся началом и концом данной ветви. Очевидно,

что в каждом столбце матрицы М может быть

только одна положительная и одна отрицатель-

ная единицы; остальными элементами являют-

ся нули [1].

Вообще в энергетике стараются избежать

методов, связанных с обращением матриц, так

как это довольно затратные операции с точки

зрения как вычислительных, так и временных

ресурсов. Существуют и другие методы получе-

ния матрицы коэффициентов потокораспреде-

ления А, использовать можно любые.

2. Величина отключения в узле не может пре-

вышать его нагрузки.

(5)

Ключевым моментом в данном случае стано-

вится вид функции удельного ущерба. В [2] при-

водится зависимость функции удельного ущер-

ба от коэффициента ограничения нагрузки у по-

требителя (отношение нагрузки, вынужденно

отключаемой в данном режиме, к суммарной

нагрузке нормального режима). Зависимость

представлена на рис. 1.

(6)

Минимизация целевой функции – это клас-

сическая задача нелинейного программиро-

05-11.indd 37 07.09.2011 19:07:03

38



вания. Здесь стоит напомнить, что удельный

ущерб рассматривается как функция от доли

отключения мощности, а сам ущерб есть произ-

ведение удельного ущерба на объем отключае-

мой мощности, таким образом, минимизируе-

мая функция ущерба становится нелинейной.

Для начала предлагается упростить задачу для

вывода общего критерия оптимальности от-

ключения, отбросив ограничения по нагрузке.

Тогда становится возможным использование

метода Лагранжа для минимизации функции

ущерба с учетом ограничения по полной лик-

видации сверхпотока.

(7)

(8)

(9)

Учитывая выражение (6), функцию Лагранжа

можно представить в следующем виде:

(10)

Дифференцируя функцию Лагранжа по всем

независимым переменным, включая множи-

тель Лагранжа,

(11)

получим

(12)

(13)

(13) → (12):

(14)

(14) → (13):

. (15)

Если учесть, что ущерб от недоотпуска элек-

троэнергии в каждом узле зависит не только от

доли отключения мощности, но и от некоего ин-

дивидуального коэффициента стоимости Ki, то

функция удельного ущерба Уо принимает вид

Реальная зависимость Упрощенный вид

Рис. 1. Линейная зависимость удельного ущерба

от коэффициента ограничения нагрузки у потребителей

05-11.indd 38 07.09.2011 19:07:03

39Задачи управления

(16)

Тогда выражение (15) для расчета доли от-

ключения в каждом узле преобразуется в

. (17)

Выражение (17) позволяет рассчитать требуе-

мую величину отключения нагрузки при возник-

новении такой необходимости. Ранее было отме-

чено, что при выполнении минимизации целевой

функции ограничение (5) было отброшено. При

его нарушении, очевидно, придется полностью от-

ключать нагрузку в этом узле, однако вследствие

того, что функция ущерба квадратично зависит

от величины отключаемой мощности в узлах, на-

рушение данного ограничения является малове-

роятным. Обычно при расчете аварийных режи-

мов нарушается сразу несколько ограничений по

ПС. В предложенной методике устраняется один

сверхпоток, затем режим пересчитывается, и, ес-

ли есть новые ограничения по перетокам, снова

происходит исключение. Учитывая тот факт, что

при исключении одного сверхпотока остальные

сверхпотоки (при их наличии), вероятнее всего,

тоже уменьшатся или исчезнут, то в целях сокра-

щения итерационных расчетов следует начинать

исключение с наибольшего сверхпотока.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Веников В. А. Электрические системы.

Том 1. – М.: Высшая школа, 1970. – С. 67–71.

2. Шапиро И. М., Рокотян С. С. Справочник

по проектированию электроэнергетических

систем. – М.: Энергоатомиздат, 1985.



(495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

05-11.indd 39 07.09.2011 19:07:03

40


Автоматизированное управление

ВСТУПЛЕНИЕ

Каждая гидроаккумулирующая электростан-

ция имеет по меньшей мере три режима ра-

боты, которые могут создавать проблемы при

проектировании схемы защиты: режим генера-

тора, режим насоса и пуск машины в режиме

насоса.

Основная разница между режимами генера-

тора и насоса заключается в различии направ-

лений вращения синхронной машины и направ-

ления (т. е. знака) потока активной мощности.

Такое изменение направления вращения дости-

гается при помощи так называемых реверсив-

ных фазных разъединителей. Эти разъедините-

ли изменяют чередование двух фаз в насосном

режиме с целью изменения направления вра-

щения магнитного поля статора в синхронной

машине на обратное. Однако физическое рас-

положение реверсивных фазных разъедините-

лей может быть очень важным для правильно-

го проектирования некоторых функций защиты

(например, дифференциальной защиты) блока

«генератор/двигатель-трансформатор». Для

данной установки реверсивные фазные разъе-

динители 89G и 89P размещаются между низко-

вольтными вводами блочного трансформатора

и синхронной машины в соответствии с рис. 1,

т. е. в пределах зоны защиты дифференциаль-

ного реле.

Пуск синхронной машины в насосном режи-

ме специфичен для каждой гидроаккумулиру-

ющей электростанции. На данной конкретной

станции машина запускается как асинхронный

двигатель при пониженном уровне напряже-

ния. Снижение уровня напряжения достигается

посредством применения специальной кон-

струкции блочного трансформатора с секцио-

нированной вторичной обмоткой, соединен-

ной в треугольник в соответствии с рис. 2.

Работа дифференциальной защиты блока на

любой электростанции должна основываться на

балансе ампер-витков блочного трансформато-

ра. То есть в принципе можно говорить о том,

что она является разновидностью стандартной

дифференциальной защиты трансформатора.

При проектировании необходимой схемы диф-

ференциальной защиты блока на электростан-

ции с использованием трансформаторов тока

CT1, CT7 и CT8 в соответствии с рис. 1 должны

учитываться все вышеперечисленные факто-

ры. Одна из проблем – как поступить с токами

от трансформатора тока CT7 (т. е. точки соеди-

нения в звезду), которые могут заводиться на

блочный трансформатор тремя разными спосо-

бами в зависимости от режима работы машины.

Вторая проблема – как выбрать и задать номи-

нальные параметры блочного трансформатора

(например, мощность, напряжение и группу

соединения обмоток) для дифференциальной

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА БЛОКОВ «ГЕНЕРАТОР-ТРАНСФОРМАТОР С СЕКЦИОНИРОВАННОЙ ОБМОТКОЙ» ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

З. Гаич, Й. Менезес – ABB SA Products, Швеция; Т. Мьос – E-CO Vannkraft AS, Норвегия; А. Волден, Л. Элзет,

А. Графтас – ABB AS, Норвегия

Ключевые слова: дифференциальная защита блока, защита генератора, гидроаккумулирую-

щая электростанция.

05-11.indd 40 07.09.2011 19:07:04

41



защиты блока в связи с особой конструкцией

блочного трансформатора.

В настоящей статье показано, как проекти-

руется схема дифференциальной защиты блока

с применением цифровых интеллектуальных

электронных устройств последнего поколения.

В программном обеспечении реле использует-

ся адаптивная схема с возможностью переклю-

чения токов CT7.

НАСТРОЙКА ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

На рис. 1 показана схема одного блока «ге-

нератор/двигатель-трансформатор» с соот-

ветствующими защитными трансформаторами

тока и напряжения, их коэффициентами транс-

формации и обозначениями фаз обмоток ма-

шины и блочного трансформатора. Показано

расположение реверсивных пофазных разъе-

динителей. В настоящей статье не представле-

на полная схема защиты для такой гидроакку-

мулирующей электростанции – ее можно найти

в статье [3]. Вместо этого описываются пробле-

мы, с которыми разработчики столкнулись при

проектировании дифференциальной защиты

блока для этой электростанции.

Конструкция блочного трансформатора

Блочный трансформатор представляет со-

бой двухобмоточный трансформатор с группой

соединения обмоток YNd11. От средних точек

каждой фазы обмотки НН, соединенной в тре-

угольник, выведены три дополнительных отвода

d, e и f в соответствии с рис. 2. Такая конструкция

трансформатора позволяет создать «третью ка-

жущуюся обмотку» с номинальным напряжением

7,75 кВ и группой соединения обмоток Yd9. Номи-

нальные данные для «третьей кажущейся обмот-

ки» приведены в круглых скобках на рис. 1 и 2.

«Третья обмотка» используется только при пуске

машины в насосном режиме (см. описание в сле-

дующем разделе). Для дифференциальной защи-

ты такой трансформатор должен рассматривать-

ся как трехобмоточный силовой трансформатор

с группой соединения обмоток YNd11d9 [4].

Пуск электрической машиныв режиме насоса

На каждой гидроаккумулирующей электро-

станции пуск электрической машины в режиме

насоса создает проблему для проектировщи-

ков. На различных электростанциях исполь-

зуются различные схемные решения. В нашей

конкретной установке насос запускается как

Рис. 1. Однолинейная схема электростанции с обозначениями фаз обмоток машины

и блочного трансформатора

05-11.indd 41 07.09.2011 19:07:04

42



асинхронный двигатель методом прямого пу-

ска в сеть при пониженном уровне напряжения.

Снижение уровня напряжения достигается по-

средством специальной конструкции блочного

трансформатора, как было сказано выше. Пуск

насоса включает в себя следующие этапы:

режим останова машины; ♦подается напряжение на блочный транс- ♦

форматор из высоковольтной системы (выклю-

чатель CB1 включен, CB2 и CB3 отключены в со-

ответствии с рис. 1);

вода вытесняется из камеры турбины при ♦помощи компрессора;

замыкается реверсивный пофазный разъ- ♦единитель 89P;

включается дополнительный пусковой ♦резистор в цепь обмотки ротора для уменьше-

ния тока;

включается выключатель CB3, и ма- ♦шина запускается как асинхронный двига-

тель при напряжении 50 % номинального

значения. Действующее значение пусково-

го тока машины составляет около 200 % но-

минального значения. Необходимо учесть,

что такой пусковой ток в высоковольтной

сети будет расценен как номинальный ток

(т. е. 100 %) вследствие изменения коэффициен-

та трансформации блочного трансформатора

при пуске;

пусковой резистор отключается после ♦разгона машины до скорости, близкой к син-

хронной, и в обмотку ротора подается ток воз-

буждения;

двигатель втягивается в синхронный ре- ♦жим при напряжении 50 % номинального зна-

чения;

Рис. 2. Принципиальная схема, векторные диаграммы, номинальные данные и обозначения фаз блочного трансформатора

05-11.indd 42 07.09.2011 19:07:04

43



отключается выключатель CB3, и машина ♦оказывается временно отключенной от сети;

включается форсировка возбуждения в ♦течение следующей 1 с для повышения напря-

жения на зажимах машины с 50 до 100 % номи-

нального значения;

замыкается выключатель CB2 после одно- ♦секундной форсировки возбуждения, и машина

вновь синхронизируется с сетью при напряже-

нии 100 % номинального значения;

открывается поворотный затвор, и насос ♦нагружается.

Более подробно о последовательности пу-

ска см. в [5].

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА БЛОКА

Необходимо учесть, что к схеме рис. 1 тео-

ретически должен быть подключен трансфор-

матор тока 50/1, находящийся в цепи возбуж-

дения, но на практике его можно не учиты-

вать, поскольку протекающий в этой точке ток

очень мал.

Трансформаторы тока CT1 и CT8 находятся в

зоне срабатывания дифференциальной защиты

блока. Однако трансформатор тока CT7 (т. е. ток

в нейтрали обмотки машины) может подключать-

ся к блочному трансформатору тремя различны-

ми способами в зависимости от режима работы

блока (т. е. фактических положений CB2, CB3, 89G

и 89P). Возможные варианты подключения транс-

форматора тока CT7 показаны в табл. 1.

Для большинства цифровых дифференци-

альных реле необходимо ввести номинальные

данные силового трансформатора, чтобы сба-

лансировать дифференциальную защиту транс-

форматора. Какие данные необходимо вводить

и как должны заводиться на реле токи ТТ для

данного применения?

Известно, что номинальные данные любо-

го силового трансформатора (показанные, на-

пример, на рис. 2) приводятся в соответствии

с маркировкой выводов обмоток. Если токи

дифференциальной защиты блока заводятся на

дифференциальное реле в том же порядке (т. е.

последовательности), что и маркировка выво-

дов, номинальные данные блочного трансфор-

матора можно использовать непосредственно

для балансировки цифрового дифференциаль-

ного реле. Таким образом, в процессе наладки

дифференциального реле необходимо сделать

следующее:

фазные токи реле L1, L2, L3 для обмотки ♦420 кВ должны всегда подключаться как IA, IB, IC;

фазные токи реле L1, L2, L3 для обмотки ♦15,5 кВ должны всегда подключаться как Ia, Ib, Ic;

фазные токи реле L1, L2, L3 для обмотки ♦7,75 кВ должны всегда подключаться как Id, Ie, If.

Используемое цифровое реле дифференци-

альной защиты блока [1] – адаптивное и может

быть спроектировано на коммутацию токов CT7

в направлении функции дифференциальной за-

щиты блока в зависимости от режима работы

блока. Необходимо учесть, что вторичная об-

мотка трансформатора тока CT7 жестко соеди-

нена с аппаратной частью реле. Все необходи-

мые переключения токов CT7 выполняются при

помощи программного обеспечения реле. Од-

нако следует учесть, что все программные ком-

мутации токов CT7 будут выполняться только в

Таблица 1Варианты подключения нейтрали обмотки статора к блочному трансформатору

Обозначение

05-11.indd 43 07.09.2011 19:07:04

44



то время, когда в первичном токе отсутствуют

токи обмоток статора.

Информация о режиме работы машины (гене-

ратор или насос) подается в реле через два дис-

кретных входа с АСУ электростанции. Информа-

ция о режиме пуска насоса выводится в самом

реле путем измерения напряжения на выводах

машины с использованием трансформатора на-

пряжения VT2 в насосном режиме работы. Если

уровень напряжения ниже 75 %, прогнозирует-

ся пуск насоса, и в программном обеспечении

выполняются соответствующие подключения

CT7. Если измеренное напряжение оказывается

больше 75 %, предполагается насосный режим

работы, и токи CT7 соответствующим образом

переключаются в программном обеспечении.

В табл. 2 обобщены подключения ТТ к схеме

дифференциальной защиты блока.

Если токи ТТ всегда заведены на дифферен-

циальное реле в соответствии с маркировками

выводов трансформатора, номинальные токи

трансформатора должны вводиться в реле с

целью балансировки дифференциальной функ-

ции (см. [1] и [2]). Необходимые данные для та-

кого случая показаны в табл. 3.

Поскольку коммутация токов ТТ дифферен-

циальной защиты блока зависит от напряжения,

эта функция блокируется сигналом УРОВ VT2 в

насосном режиме работы.

ОСЦИЛЛОГРАММЫ

Схема дифференциальной защиты первого

блока была введена в эксплуатацию в июне 2010 г.,

второго блока – в ноябре 2010 г. С тех пор опыт

эксплуатации – только положительный.

На рис. 3 и 4 приведены осциллограммы,

записанные на этой установке. Необходимо

учесть, что буквы B, H и R используются для

обозначения отдельных фаз трехфазной си-

стемы вместо более употребительных L1, L2

и L3 (МЭК) или A, B, C (ANSI). Такие обозна-

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

Таблица 2Подключения ТТ к схеме дифференциальной защиты блока

Тип

Положение

05-11.indd 44 07.09.2011 19:07:04

45



c) трехфазных токов на стороне нейтрали

обмотки машины (в первичных кА).

Касательно рис. 4 необходимо учесть сле-

дующее:

цифра 1 на рис. 4a соответствует мо- ♦менту времени, когда был отключен выклю-

чатель CB3, и машина оказалась отключен-

ной от высоковольтной системы. При этом

пропал ток на обеих сторонах блочного

трансформатора;

цифра 2 на рис. 4a соответствует периоду ♦времени, равному 1 с., во время которого при

увеличении тока возбуждения напряжение на

зажимах машины увеличивается с 50 до 100 %

номинального значения. При этом скорость

вращения слегка уменьшается;

цифра 3 на рис. 4a соответствует моменту ♦времени, когда был включен выключатель CB2,

и машина повторно синхронизируется с высо-

ковольтной системой. При этом на мгновение

на обеих сторонах блочного трансформатора

вновь появляются токи.

В течение 1-секундной форсировки возбуж-

дения подключения токов ТТ к дифференци-

чения фаз используются конечным пользо-

вателем.

На рис. 3 показаны записанные в процессе

пуска машины при напряжении 7,75 кВ (напри-

мер, 50 % номинального напряжения) осцилло-

граммы следующих величин:

a) напряжения трехфазного замыкания на

землю на выводах машины (в первичных кВ);

b) трехфазных токов на стороне 420 кВ блоч-

ного трансформатора (в первичных амперах);

c) трехфазных токов на стороне нейтрали

обмотки машины (в первичных кА).

Во время пуска насоса дифференциальная

защита блока была полностью устойчивой.

На рис. 4 показаны зафиксированные при

переключении напряжения питания с 7,75 кВ на

15,5 кВ во время пуска насоса (например, с 50

на 100 % номинального напряжения) осцилло-

граммы следующих величин:

a) действующих значений напряжения трех-

фазного замыкания на землю на выводах маши-

ны (в первичных кВ);

b) трехфазных токов на стороне 420 кВ блоч-

ного трансформатора (в первичных амперах);

Рис. 3. Осциллограммы напряжений и токов во время пуска машины при пониженном напряжении 7,75 кВ (например, 50 % номинального напряжения)

05-11.indd 45 07.09.2011 19:07:04

46



альной защите блока автоматически переклю-

чились (см. табл. 2, строка 4), на подключения

(табл. 2, строка 3). Как показано на рис. 4, диф-

ференциальная защита блока была устойчивой

при пуске насоса.


В настоящей статье показана схема диффе-

ренциальной защиты блока гидроаккумулиру-

ющей электростанции с достаточно сложным

первичным оборудованием. Это решение было

реализовано с помощью современного цифро-

вого реле защиты генератора, которое успешно

эксплуатируется уже около года.

Чтобы правильно спроектировать схему диф-

ференциальной защиты для подобных примене-

ний, необходимо решить следующие задачи:

определить номинальные данные сило- ♦вого трансформатора;

определить маркировки выводов сило- ♦вого трансформатора и соответствующие зави-

симости отдельных токов ТТ. Для гидроаккуму-

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

лирующей электростанции обычно требуется

трехфазная схема подключения, включая мар-

кировки выводов блочного трансформатора и

машины;

необходимо убедиться в том, что на всех ♦сторонах силового трансформатора и во всех ре-

жимах работы токи к реле дифференциальной за-

щиты заведены в одной и той же последователь-

ности, соответствующей маркировкам выводов;

только после этого можно использовать ♦номинальные данные силового трансформатора

для балансировки дифференциальной защиты в

соответствии с рекомендациями производителя.

Необходимо учесть, что вышеприведенные

утверждения касаются всех реле дифференци-

альной защиты трансформатора независимо от

типа и производителя.


1. ABB. «Интеллектуальное электронное

устройство REG670. Техническое справочное

руководство», 1MRK502013-UEN. 2007.

05-11.indd 46 07.09.2011 19:07:04

47



2. Gajic Z. Diff erential protection methodology

for arbitrary three-phase power transformers,

Конференция DPSP 2008, Глазго, Великобрита-

ния, 2008.

3. Gajic Z., Menezes J., Trisic D. , Citakovic M.

Integrated Protection Scheme for Pump-Storage

Hydroelectric Power Plant, 3-я Международная

конференция «Вопросы релейной защиты и

автоматизации подстанций современных энер-

госистем сверхвысокого напряжения», Санкт-

Петербург, Россия, 2011.

4. Силовые трансформаторы – Междуна-

родный стандарт МЭК 60076, редакция 2.1.

5. Westgaard E., Nordrik E., Sonstad J.

Aurland III: Storste pumpe i landet; Elektro, nr 11,

29 mai 1981 (на норвежском языке).



(495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

05-11.indd 47 07.09.2011 19:07:04



(495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

05-11.indd 48 07.09.2011 19:07:05

49



ВВЕДЕНИЕ

В связи с резкими изменениями внешних и

внутренних условий существующие в россий-

ской электроэнергетике системы управления,

в том числе системы автоматизированного

управления (АСУ) и системы автоматическо-

го управления (САУ), теряют свою эффектив-

ность. В качестве изменившихся условий

можно рассматривать факторы, указанные в

статье «Анализ эффективности автоматиче-

ских и автоматизированных систем управле-

ния в электроэнергетике» (авторы Осак А. Б.,

Бузина Е. Я.).

Можно отметить как несоответствие суще-

ствующих принципов управления новым усло-

виям, так и отставание внедрения современных

информационных технологий (ИТ) в системы

управления в электроэнергетике. Выполняя

анализ данных проблем, можно увидеть их вза-

имосвязь.

Одной из современных тенденций является

глобализация экономики и жизни общества,

когда стираются существующие администра-

тивные границы. Схожие тенденции наблюда-

ются и в электроэнергетике, что требует раз-

вития не только локальных, но и глобальных

систем управления.

Другим важным фактором является измене-

ние как состава потребителей электрической

энергии, так и их статических и динамических

характеристик. Это приводит к изменению

условий и требований к электроснабжению,

включая качество электроэнергии. Без этого

невозможно эффективно осуществлять объяв-

ленную руководством РФ приоритетной про-

грамму энергосбережения в ее части, связан-

ной с электроэнергетикой.

Учитывая свойства современных ЭЭС, можно

отметить, что эффективное управление невоз-

можно только локальными САУ. Без глобальных

систем управления невозможно обеспечить на-

дежную работу электроэнергетических систем

(ЭЭС) и их объединений. А для развития гло-

бальных САУ требуется развитие применяемых

в них ИТ.

В целом можно отметить революционное раз-

витие ИТ за последние десятилетия. Но наиболее

значимые достижения касаются главным образом

информационных задач, в том числе применяе-

мых в электроэнергетике. Но для применения со-

временных ИТ в глобальных САУ в электроэнер-

гетике требуется адаптация этих ИТ.

Выделим основные требования к САУ ЭЭС и

их объединений:

в связи с возможностью развития быстрых ♦аварийных процессов в ЭЭС необходимо обе-

спечить гарантированную реакцию САУ (вклю-

чая глобальные САУ) в течение от нескольких

десятков до нескольких сотен миллисекунд, в

зависимости от вида аварийного возмущения;

в связи с огромной важностью электро- ♦энергетики, как инфраструктуры для функцио-

нирования экономики и жизни общества, требу-

ется очень высокая надежность и адекватность

САУ. Также следует отметить необходимость

обеспечения работоспособности и живучести

электроэнергетических систем и их объедине-

СОЗДАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕННЫХ СИСТЕМАВТОМАТИЗИРОВАННОГО И АВТОМАТИЧЕСКОГОУПРАВЛЕНИЯ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕА. Б. Осак, Е. Я. Бузина, Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева

Сибирского отделения Российской академии наук

05-11.indd 49 07.09.2011 19:07:06

50



ний в случае отказа или ложной работы отдель-

ных алгоритмов САУ;

в связи с повышенными требованиями к ♦качеству электроэнергии современных элек-

троприемников (особенно энергосберегаю-

щих) необходимо непрерывно обеспечивать

адекватное управление режимом ЭЭС вне зави-

симости от состояния каналов связи и другой

инфраструктуры САУ;

современная электроэнергетика пред- ♦ставлена большим числом субъектов (незави-

симых друг от друга компаний). Это предъявля-

ет особые требования к конфиденциальности

и безопасности передачи информации внутри

распределенной глобальной САУ и защите ее

от несанкционированного доступа. Традицион-

ный подход к администрированию, когда цен-

трализованные администраторы имеют доступ

ко всей информации, непригоден. Соответ-

ственно структура САУ должна быть адаптиро-

вана к новым условиям.

Новые функции АСУ и САУ нужны для повы-

шения надежности и живучести работы ЕЭС Рос-

сии, а также являются необходимым условием

эффективного внедрения энергосберегающих

технологий и современных систем противоава-

рийного управления.

ПРИКЛАДНОЕ ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДЛЯ СОЗДАНИЯ АСУ И САУ

ППО «ПЛАТФОРМА-АПК» – разработанная ав-

торами информационная платформа для созда-

ния глобальных и локальных распределенных

систем автоматического и автоматизированно-

го управления в электроэнергетике. Основные

функции ППО «ПЛАТФОРМА-АПК»:

обеспечение жесткого реального време- ♦ни в распределенных на тысячи километров

САУ;

многократно резервируемая подсистема ♦передачи данных в распределенной САУ;

самодиагностика САУ и АСУ в целом и от- ♦дельных подсистем и блоков;

взаимодействия с внешними (сторонни- ♦ми) информационными и управляющими систе-

мами и конечным электроэнергетическим обо-

рудованием;

взаимодействие с системным программным ♦обеспечением и аппаратными средствами САУ;

защита распределенной САУ от несанк- ♦ционированного доступа;

база данных реального времени и подси- ♦стема долговременного хранения информации;

обеспечение функционирования адап- ♦тивных алгоритмов управления, сохраняющих

работоспособность при отказе части САУ.

Основные отличия и преимущества ППО

«ПЛАТФОРМА-АПК»:

разрабатываемое ППО адаптировано к ♦задачам и условиям электроэнергетики (необ-

ходимость распределения АСУ и САУ на тысячи

километров);

разрабатываемое ППО ориентировано ♦на обеспечение требуемого уровня надежно-

сти и живучести применяемых информацион-

ных платформ при создании глобальных си-

стем управления в широком функциональном

диапазоне, особенно для глобальной системы

противоаварийного управления, требующей

гарантированного управления за короткий ин-

тервал времени.

В качестве прототипа ППО «ПЛАТФОРМА-АПК»

выбран разработанный авторами ранее про-

граммный комплекс «SCADA-АНАРЭС», предна-

значенный для создания локальных информаци-

онных и управляющих систем в электроэнергети-

ке, внедренный на ряде электроэнергетических

объектов Иркутской и Амурской областей [1, 2].

Используя опыт создания, внедрения и экс-

плуатации программного комплекса «SCADA-

АНАРЭС», авторы начали разработку информа-

ционной платформы для создания глобальных

и локальных распределенных систем автома-

тического и автоматизированного управления

в электроэнергетике. В начале работ по разра-

ботке ППО «ПЛАТФОРМА-АПК» был выполнен

анализ существующих систем, включая «SCADA-

АНАРЭС», их преимуществ и недостатков, сфор-

мулированы основные нерешенные задачи. До-

работаны отдельные программные блоки ком-

плекса «SCADA-АНАРЭС», разработаны новые

программные блоки.

Основные нововведения:

введение понятия «каналы» и «маршру- ♦ты» как одного из видов конфигурационной

05-11.indd 50 07.09.2011 19:07:06

51



информации распределенной системы управ-

ления. Автоматическое нахождение основных

и резервных маршрутов с определением их на-

дежности, пропускной способности и величины

задержек передачи данных;

описание взаимосвязи сигналов (первич- ♦ных и обработанных). Автоматическое опреде-

ление пропадающего функционала САУ при от-

казе первичного датчика (сигнала), устройства

или канала связи; эта функция в автоматиче-

ском режиме должна выполняться на всех рас-

пределенных узлах САУ;

привязка диагностической информации о ♦работоспособности программных блоков, о ра-

ботоспособности и задержках каналов связи к

состоянию достоверности сигналов;

организация пакетной передачи инфор- ♦мации. Применение резервируемых слотов

данных для обеспечения жесткого реального

времени в распределенной САУ. Это необходи-

мо в связи с появлением дополнительной ин-

формации, связанной с диагностикой каналов

и распределенных узлов САУ, передаваемой по

каналам связи во время эксплуатации системы.

Расширены возможности и функции самоди-

агностики для упрощения и повышения каче-

ства пуско-наладочных работ:

автоматическое сохранение действий ♦пользователя при его работе с элементами

пользовательского интерфейса, возможность

повторения действий;

автоматическая регистрация начала и за- ♦вершения основных функций системы для ана-

лиза корректности работы системы в целом;

сохранение в сервере каналов изменений ♦от программных блоков (серверов данных) для

возможности эмуляции (имитации) работы от-

дельных блоков.

Приведенные нововведения, а также само

ППО «ПЛАТФОРМА-АПК» будут опробованы в

аппаратно-программном комплексе управле-

ния нормальными и аварийными режимами

большого энергообъединения, который созда-

ется в рамках международного проекта «Интел-

лектная координация оперативного и противо-

аварийного управления энергообъединениями

Европейского союза и России» (английская аб-

бревиатура ICOEUR) [3].

БАЗА ДАННЫХ АСУ И САУ ДЛЯ ДОЛГОВРЕМЕННОГО ХРАНЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ

Важной составляющей любой АСУ и САУ

является база данных, описывающая объекты

контроля и управления. Для решения электро-

энергетических задач в широкой постановке

по управлению режимами требуется подроб-

ное описание параметров схемы замещения

элементов электрической сети, нагрузки и ге-

нерации. В совокупности необходим большой

объем информации, требующий трудозатрат

по первоначальной подготовке и вводу его в

базу данных АСУ или САУ. Кроме того, требует-

ся большая работа по актуализации и верифи-

кации данных на этапе пуска-наладки, а также

проведение подобной работы в период экс-

плуатации, так как постоянно происходят из-

менения как состава оборудования (ремонты,

замена, ввод новых объектов), так и параме-

тров режима (значений нагрузок и генераций).

Если мы имеем достаточно сложную задачу

управления, такую как координированное ав-

томатическое управление локальными регуля-

торами и устройствами противоаварийной ав-

томатики, то задача поддержания актуальных

данных является очень сложной, требующей

больших трудовых ресурсов, причем основная

их составляющая необходима на этапе вери-

фикации. При этом возникает проблема – как

эксплуатировать АСУ и САУ в период, когда

предыдущие данные уже неактуальны, а но-

вые еще не выверены.

Для решения данной проблемы предлага-

ется создать иерархическую модель данных

по энергообъектам, контролируемым и управ-

ляемым АСУ или САУ. Рассмотрим возможную

иерархию на примере энергообъединения

ОЭС/ЕЭС. На первом уровне можно данное

энергообъединение представить в виде не-

скольких узлов, где каждое государство будет

представлено одним узлом. На втором уров-

не иерархии, к примеру, узел, соответствую-

щий РФ, может быть представлен в виде се-

ми узлов, соответствующих ОЭС (ОЭС Центра,

ОЭС Северо-Запада, ОЭС Юга, ОЭС Средней

Волги, ОЭС Урала, ОЭС Сибири, ОЭС Востока).

05-11.indd 51 07.09.2011 19:07:06

52



На третьем уровне иерархии узел каждой

ОЭС будет представлен несколькими узла-

ми, соответствующими ЭЭС, которые входят

в конкретную ОЭС. Фактически предлагается

иерархию данных выполнить в соответствии

со структурой оперативно-диспетчерского

управления энергообъединением.

В связи с проведенной реформой электроэ-

нергетики в РФ появились энергопредприятия,

работающие в нескольких ЭЭС, к таким пред-

приятиям относятся ФСК, МРСК, ОГК, ТКГ. Было

бы правильно предложить несколько вариан-

тов иерархии. Одну, как было описано выше,

в соответствии с территориальной структу-

рой оперативно-диспетчерского управления.

Другую – в соответствии со структурой пред-

приятий – собственников энергообъектов, где

в качестве иерархии можно задавать струк-

туру филиалов и дочерних организаций этих

предприятий. Возможно применение и других

структур иерархии.

Еще одна важная проблема заключается в

том, что невозможно раз и навсегда создать

абсолютно точную и полную модель энерго-

объединения. На практике модели отдельных

элементов периодически уточняются, видоиз-

меняются и корректируются. Соответственно

изменяется состав необходимых исходных дан-

ных. Если каждый раз менять структуру базы

данных, то потребуются огромные трудозатра-

ты на пуск-наладку АСУ или САУ после измене-

ния структуры базы данных. Поэтому предлага-

ется гибкая структура базы данных, где можно

вводить любую имеющуюся информацию по

энергообъектам, их элементам, параметрам

режима и др., касающуюся функционирования

энергосистем и энергообъединений. Рассмо-

трим основные функции такой гибкой базы

данных:

1. Необходимо иметь возможность задавать

и модифицировать структуру иерархии данных.

Важная возможность – это задание процессов

изменения структуры во времени в соответ-

ствии с реальными событиями (реформирова-

ние, объединение, разделение и т. п.).

2. Возможность привязки данных (или файла

с данными) к различным уровням и вариантам

иерархии данных.

3. Отдельные параметры (наборы дан-

ных) необходимо систематизировать и клас-

сифицировать в соответствии со словарем па-

раметров и их типовыми значениями [4]. Такой

словарь должен быть в составе базы данных

вместе с функцией по его корректировке. По-

добная систематизация применена в между-

народных открытых стандартах описания ин-

формационных моделей систем – Common

Information Model (CIM) [5].

4. Описание взаимодействия одних объек-

тов с другими [6]. В качестве прототипа можно

использовать гиперссылки, широко применяе-

мые в Интернете.

5. И, наконец, должны быть функции самой

базы данных, позволяющие формировать на

основе информации, хранящейся в ней, различ-

ные математические модели ЭЭС и их объеди-

нений (например, для расчета потокораспре-

деления, переходных процессов и др.). Здесь

же должна быть функция сравнения новых и

предыдущих вариантов (версий) моделей для

упрощения процедуры верификации и пуска-

наладки. Соответственно подобные функции

должны быть представлены в виде отдельных

программных блоков, работающих как с самой

базой данных, так и с ее словарем и описателем

структуры иерархии данных. Набор таких про-

граммных блоков должен быть описан в слова-

ре, и их состав может изменяться во время экс-

плуатации по мере развития расчетных блоков,

блоков визуализации и функций управления.

Важным свойством разрабатываемой базы

данных является возможность использования

документов-первоисточников в качестве ис-

ходных данных, поскольку многие параметры

конкретного электрооборудования приведе-

ны в каких-то документах, например в паспор-

тах, протоколах испытаний и других. Обычно

при вводе информации в базу данных необхо-

димо в какие-то таблицы ввести значения из

документа-первоисточника, в результате чего

теряется его связь с базой данных. Предлага-

ется при наличии текстового варианта доку-

мента, используя специальные теги и словарь

параметров, помечать в тексте параметры и

в дальнейшем использовать это как файл ис-

ходных данных. При этом сам текстовый до-

05-11.indd 52 07.09.2011 19:07:06

53



кумент может храниться в различных видах,

например как документ MS Word, в форматах

RTF, XML или просто как текстовый файл без

форматирования. Ссылка на файл сохраняет-

ся в базе данных и при выполнении функции

актуализации данных из первоисточника бу-

дет в автоматическом режиме заполнять соот-

ветствующие таблицы и формы в базе данных.

Для возможности вывода на печать докумен-

тов первоисточников имеется функция фор-

мирования специальной редакции документа

с удаленными тегами.

Важное свойство базы данных, которое не-

обходимо обеспечить, – это чтобы в любой мо-

мент времени информация в ней была целост-

ной и структурированной, даже в моменты,

когда происходит корректировка структуры

иерархии или словаря параметров. Этого мож-

но достичь в том случае, если любые изменения

будут заключаться не в удалении данных или

замене текущих значений на новые, а в добав-

лении новых записей с одновременной помет-

кой старых данных как устаревших [5]. Подоб-

ный подход реализован в различных системах

управления разработкой программного обе-

спечения и контроля версий исходного текста

программ, например в системе Subversion.

ВЫВОДЫ

Названы новые условия, требующие разви-

тия глобальных и локальных систем автомати-

ческого и автоматизированного управления в

электроэнергетике. Быстрое развитие ИТ спо-

собствует появлению глобальных САУ и даль-

нейшему развитию систем.

Разработано ППО «ПЛАТФОРМА-АПК», пред-

назначенное для создания локальных и гло-

бальных (распределенных) АСУ и САУ. Указан-

ное ППО обладает рядом функций и свойств,

ориентированных на надежную и эффективную

работу глобальных САУ, даже в случае отказа

каналов связи или отдельных узлов САУ.

Сформулированы требования к системе дол-

говременного хранения информации для АСУ и

САУ, позволяющие упросить их пуско-наладку и

эксплуатацию, включая этапы их развития и ре-

конструкции.


1. Осак А. Б., Домышев А. В., Сорокин И. В.

Автоматизация систем диспетчерского управ-

ления электроэнергетическими объектами на

основе SCADA-АНАРЭС // Современные про-

граммные средства для расчетов нормальных и

аварийных режимов, надежности, оценивания

состояния, проектирования электроэнергети-

ческих систем: Сб. докл. VI науч.-практ. семина-

ра. – Новосибирск: ИДУЭС, 2006.

2. Осак А. Б., Домышев А. В., Сорокин И. В.

Опыт создания и внедрения современных

устройств противоаварийной автоматики

АПНУ и перспективы их развития // Оператив-

ное управление в электроэнергетике. Подго-

товка персонала и поддержание его квалифи-

кации. – 2009. – № 1. – С. 55–58.

3. Осак А. Б., Домышев А. В., Бузина Е. Л.

Современные подходы к созданию аппаратно-

программного комплекса управления нормаль-

ными и аварийными режимами большого энер-

гообъединения // Современные направления

развития систем релейной защиты и автома-

тики энергосистем: Сб. докл. межд. науч.-техн.

конф. (Москва, 7–10 сентября 2009 г.).

4. Осак А. Б., Домышев А. В., Шепилов О. Н.

Разработка словаря электроэнергетических

терминов как основы взаимодействия раз-

личных программных комплексов // Совре-

менные программные средства для расчетов

и оценивания состояния режимов электро-

энергетических систем: Сб. докл. III межд.

науч.-практ. семинара. – Новосибирск: ИДУ-

ЭС, 2004. – С. 83–87.

5. IEC 61970 Energy Management System

Application Program Interface (EMS-API) – Part

301: Common Information Model (CIM) Base, cd2.0,

April 2009.

6. Осак А. Б., Домышев А. В., Шепилов

О. Н. Система унифицированного хранения и

обмена данными для электроэнергетических

задач и ее применение в ПВК АНАРЭС-2000 //

Современные программные средства для рас-

четов надежности и оценивания состояния ре-

жимов электроэнергетических систем: Сб. докл.

IV межд. науч.-практ. семинара. – Новосибирск:

ИДУЭС, 2004. – С. 99–105.

05-11.indd 53 07.09.2011 19:07:06



(495) 749-2164, 211-5418, 749-4273.

05-11.indd 54 07.09.2011 19:07:06

Профессиональные праздники и памятные даты

День работников уголовного розыска. В октябре 1918 г., согласно Положению Наркомата внутренних дел РСФСР, было организовано Цен-тральное управление уголовного розыска. С тех пор при органах милиции стали действовать специаль-ные подразделения для охраны порядка путем не-гласного расследования преступлений.

6 октябряДень российского страховщика. 6 октября 1921 г. Совнарком РСФСР принял декрет «О государ-ственном имущественном страховании», в резуль-тате которого начал деятельность Госстрах. Эта дата считается днем зарождения отечественной страхо-вой деятельности.

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

10 октябряДень работников сельского хозяйства и перерабатывающей промышленности. Праздник установлен Указом Президента РФ от 31 мая 1999 г. и отмечается каждое второе воскре-сенье октября. В этот день поздравляют всех тех, кто трудится на земле, перерабатывает и поставляет продукты питания.

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

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

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

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

Международный день пожилых людей. Провозглашен Генеральной Ассамблеей ООН 14 де-кабря 1990 г. В России день отмечается на основа-нии 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», зало-живший основы регулярной армии. День отмечает-ся по Указу Президента России от 31 мая 2006 г.

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

4 октябряВсемирный 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, проходив-шем во Флоренции в 1931 г.

День космических войск России. 4 октября 1957 г. в СССР был произведен запуск первого искус-ственного спутника Земли, который открыл космиче-скую эру в истории человечества. Это праздничный день для тех, кто посвятил себя работе над создани-ем космических аппаратов оборонного назначения.

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

5 октябряДень учителя. ЮНЕСКО утвердил этот междуна-родный праздник в 1994 г., а у нас в стране его отме-чают уже 45 лет. Cогласно Указу Президента России от 3 октября 1994 г. День учителя отмечается 5 октября.

05-11.indd 55 07.09.2011 19:07:07

ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛЫ ИД «ПАНОРАМА»

ВНЕШТОРГИЗДАТ

Поздравим друзей и нужных людей!

25 октябряДень таможенника Российской Феде-рации. 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 Го-сударственный таможенный комитет.

28 октябряДень армейской авиации. В этот день в 1948 г. в подмосковном Серпухове была сформи-рована первая авиационная эскадрилья, оснащен-ная вертолетами. Она положила начало армейской авиации как отдельному роду войск. С 2003 г. дан-ные подразделения находятся в ведении Военно-воздушных сил.

29 октябряДень работников службы вневедом-ственной охраны МВД. История праздника ведет отсчет с 29 октября 1952 г., когда Совет Ми-нистров СССР принял постановление, касающееся охраны объектов народного хозяйства. Охрана объ-ектов вне зависимости от их ведомственной принад-лежности — вот определяющий момент в названии службы.

30 октябряДень инженера-механика. Отсчет в данной профессии принято вести с 1854 г., когда на Рос-сийском флоте был образован корпус инженеров-механиков. А начало празднованию положил при-каз Главкома ВМФ от 1996 г. Сегодня данной спе-циальностью овладевают сотни тысяч российских студентов.

День памяти жертв политических ре-прессий. День памяти установлен Постановлени-ем Верховного Совета РСФСР от 18 октября 1991 г. В число восьмисот тысяч пострадавших от политиче-ских репрессий входят и оставшиеся без опеки дети репрессированных.

31 октябряДень автомобилиста. Праздник отмечается на основании Указа Президента России от 7 ноя-бря 1996 г. «Об установлении Дня работников автомобильного транспорта и дорожного хозяй-ства». Позднее дорожникам была выделена своя дата, а автомобилисты получили собственный по-четный день — последнее воскресенье октября.

День работников СИЗО и тюрем. Учреж-ден приказом директора ФСИН и является но-вым праздником для России. Некоторые тюрь-мы в этот день открывают замки и тайны своих учреждений.

17 октябряДень работников пищевой промышлен-ности. Профессиональный праздник берет свое на-чало с 1966 г., с Постановления Президиума Верхов-ного Совета СССР. С тех пор отечественные пищевики отмечают его каждое третье воскресенье октября.

День работников дорожного хозяйства. Это праздник тех, кто строит автомагистрали и мо-сты, обеспечивает надежное автомобильное со-общение. Он появился на основании Указа Прези-дента РФ от 7 ноября 1996 г. и поначалу отмечался в последнее воскресенье октября. Указом от 23 марта 2000 г. праздник получил новую дату — третье вос-кресенье месяца.

20 октябряДень рождения Российского военно-морского флота. 20 октября 1696 г. Боярская Дума по настоянию Петра I приняла решение о соз-дании 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 октябряПраздник Белых Журавлей. День учрежден народным поэтом Дагестана Расулом Гамзатовым как праздник поэзии и как память о павших на полях сра-жений во всех войнах. Литературный праздник спо-собствует укреплению многовековых традиций друж-бы народов и культур многонациональной России.

23 октябряДень работников рекламы. Профессиональ-ный праздник рекламистов (reclamare — выкрики-вать) отмечается в России с 1994 г. 23 октября — это день творческих людей, которые вносят неоценимый вклад в развитие торговли и экономики страны.

24 октябряМеждународный день ООН. В этот день в 1945 г. вступил в силу Устав Организации Объеди-ненных Наций. В 1971 г. на 26-й сессии Генеральная Ассамблея провозгласила этот день международ-ным праздником.

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

05-11.indd 56 07.09.2011 19:07:07

ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛЫ ИД «ПАНОРАМА»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 публи-куются основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук. Среди главных редакторов наших журналов, председателей и членов редсоветов и редколлегий – 200 уче-ных: академиков, членов-корреспондентов академий наук, профессоров и более 500 практиков – опытных хозяйственных руководителей и специалистов.

Индексыпо каталогу

НАИМЕНОВАНИЕСтоимость подписки

покаталогам

Стоимость подписки

черезредакцию

«Роспечать»и «Пресса России»

«Почта России»

АФИНАwww.afina-press.ru, www.бухучет.рф

36776 99481

Автономные учреждения: экономика-налогообложение-бухгалтерский учет

4602 4374

20285 61866

Бухгалтерский учети налогообложениев бюджетных организациях

4392 4170

80753 99654Бухучет в здравоохранении

4392 4170

82767 16609Бухучет в сельском хозяйстве

4392 4170

82773 16615Бухучет в строительных организациях

4392 4170

82723 16585 Лизинг 4698 4464

32907 12559Налоги и налоговое планирование

18 984 18 036








ВНЕШТОРГИЗДАТВНЕШТОРГИЗДАТwww.vnestorg.ru, www.внешторгиздат.рф

82738 16600Валютное регулирование. Валютный контроль

12 492 11 868

46021 11825 Весь мир – наш дом! 1800 1710

84832 12450 Гостиничное дело 8130 7722

20236 61874Дипломатическая служба

2640 2508

84826 12383Международная экономика

3498 3324

84866 12322Общепит: бизнес и искусство

3366 3198

79272 99651 Современная торговля 8130 7722

84867 12323 Современный ресторан 6072 5766

05-11.indd 57 07.09.2011 19:07:08

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

по каталогу НАИМЕНОВАНИЕ







82737 16599Таможенное регулирование. Таможенный контроль

12 492 11 868

85181 12320Товаровед продовольственных товаров

3912 3714

МЕДИЗДАТМЕДИЗДАТwww.medizdat.com, www.медиздат.рф

47492 79525Вестник неврологии, психиатрии и нейрохирургии

3708 3522

22954 10274Вопросы здоровогои диетического питания

1683 1599

46543 24216 Врач скорой помощи 4014 3816

80755 99650 Главврач 4326 4110

46105 44028 Медсестра 3366 3198

23140 15022

Охрана трудаи техника безопасности в учреждениях здравоохранения

3636 3456

36668 25072

Санаторно-курортные организации: менеджмент, маркетинг, экономика, финансы. Проблемы восстановительной медицины

1920 1824

82789 16631 Санитарный врач 4014 3816

46312 24209Справочник врача общей практики

3366 3198

84809 12369 Справочник педиатра 3468 3294

37196 16629

Стоматолог. Вопросы челюстно-лицевой, пластической хирургии, имплантологиии клинической стоматологии

3540 3366

46106 12366 Терапевт 3708 3522

84881 12524 Физиотерапевт 3840 3648

84811 12371 Хирург 3840 3648

36273 99369Экономист лечебного учреждения

3708 3522

НАУКА и КУЛЬТУРАНАУКА и КУЛЬТУРАwww.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








36395 99291 Мир марок 1236 1176

84794 12303 Музей 3366 3198

46313 24217 Ректор вуза 5352 5082

47392 45144Русская галерея –ХХI век

1305 1239

46311 24218 Ученый Совет 4740 4506

71294 79901 Хороший секретарь 2124 2016

46030 11830Школа. Гимназия. Лицей: наши новые горизонты

2220 2112

ПОЛИТЭКОНОМИЗДАТПОЛИТЭКОНОМИЗДАТwww.politeconom.ru, www.политэкономиздат.рф

84787 12310Глава местной администрации

3366 3198

84790 12307 ЗАГС 3120 2964

84786 12382 Коммунальщик 3894 3702

84788 12309Парламентский журнал Народный депутат

4668 4434

84789 12308 Служба занятости 3228 3066

20283 61864Социальная политикаи социальное партнерство

4392 4170

ПРОМИЗДАТПРОМИЗДАТwww.promizdat.com, www.промиздат.рф

84822 12537 Водоочистка 3606 3426

82714 16576

Генеральный директор: Управление промышленным предприятием

8856 8412

82715 16577

Главный инженер. Управление промышленным производством

5256 4992

82716 16578 Главный механик 4464 4242

82717 16579 Главный энергетик 4464 4242

84815 12530Директор по маркетингуи сбыту

8820 8382

36390 12424Инновационный менеджмент

8016 7614

84818 12533КИП и автоматика: обслуживание и ремонт

4392 4170

36684 25415Консервное производство

8784 8346

36391 99296 Конструкторское бюро 4326 4110

37199 23732Молоко и молочные продукты. Производство и реализация

8784 8346

05-11.indd 58 07.09.2011 19:07:08

ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛЫ ИД «ПАНОРАМА»ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛЫ ИД «ПАНОРАМА»

ПОДРОБНАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ:телефоны: (495) 211-5418, 749-2164, 749-4273, факс: (499) 346-2073, (495) 664-2761.

E-mail: [email protected] www.panor.ru








82720 16582Нормированиеи оплата трудав промышленности

4326 4110

18256 12774

Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации

1956 1857

82721 16583

Охрана труда и техника безопасностина промышленных предприятиях

3912 3714

82718 16580 Управление качеством 3948 3750

84859 12399Хлебопекарное производство

8784 8346

84817 12532Электрооборудование: эксплуатация, обслуживание и ремонт

4392 4170

84816 12531 Электроцех 3774 3588

СЕЛЬХОЗИЗДАТСЕЛЬХОЗИЗДАТwww.selhozizdat.ru, www.сельхозиздат.рф

37020 12562Агробизнес: экономика-оборудование-технологии

9504 9030

84834 12396Ветеринария сельскохозяйственных животных

3606 3426

82763 16605 Главный агроном 3192 3030

82764 16606 Главный зоотехник 3192 3030

37065 61870

Кормление сельскохозяйственных животныхи кормопроизводство

3156 3000

82766 16608Нормирование и оплата труда в сельском хозяйстве

3636 3456

37191 12393Овощеводствои тепличное хозяйство

3228 3066

82765 16607Охрана труда и техника безопасности в сельском хозяйстве

3708 3522

37194 22307Рыбоводствои рыбное хозяйство

3228 3066

37195 24215 Свиноферма 1614 1533

84836 12394Сельскохозяйственная техника: обслуживание и ремонт

3228 3066








СТРОЙИЗДАТСТРОЙИЗДАТwww.stroyizdat.com, www.стройиздат.com

82772 16614Нормирование и оплата труда в строительстве

4464 4242

82770 16612Охрана труда и техника безопасностив строительстве

3636 3456

36986 99635Проектные и изыскательские работы в строительстве

4086 3882

41763 44174 Прораб 3774 3588

84782 12378Сметно-договорная работав строительстве

4464 4242

82769 16611Строительство: новые технологии – новое оборудование

3912 3714

ТРАНСИЗДАТТРАНСИЗДАТwww.transizdat.com, www.трансиздат.рф

82776 16618Автотранспорт: эксплуатация, обслуживание, ремонт

4326 4110

79438 99652Грузовое и пассажирское автохозяйство

4740 4506

82782 16624Нормирование и оплата труда на автомобильном транспорте

4392 4170

82781 16623

Охрана труда и техника безопасностина автотранспортных предприятияхи в транспортных цехах

3708 3522

36393 12479Самоходные машины и механизмы

4326 4110

ЮРИЗДАТЮРИЗДАТwww.jurizdat.su, www.юриздат.рф

èçäàòåëüñòâî

ÒÀÄÇÈÐÞ

46308 24191Вопросы трудового права

3432 3258

84791 12306Землеустройство, кадастри мониторинг земель

3912 3714

80757 99656 Кадровик 5148 4890

36394 99295 Участковый 750 714

82771 16613Юрисконсульт в строительстве

5256 4992

46103 12298 Юрист вуза 3606 3426

05-11.indd 59 07.09.2011 19:07:09

МЫ ИЗДАЕМ ЖУРНАЛЫ БОЛЕЕ 20 ЛЕТ. НАС ЧИТАЮТ МИЛЛИОНЫ!ОФОРМИТЕ ГОДОВУЮ ПОДПИСКУ

И ЕЖЕМЕСЯЧНО ПОЛУЧАЙТЕ СВЕЖИЙ НОМЕР ЖУРНАЛА!

ПОДПИСКА2012

ПОДПИСКА1НА ПОЧТЕ

ОФОРМЛЯЕТСЯ В ЛЮБОМ

ПОЧТОВОМ ОТДЕЛЕНИИ РОССИИ

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

ПОДПИСКА2 НА САЙТЕ

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

Счет № 1ЖК2012на подписку

��

� � ��

��

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

ПОДПИСКА3 В РЕДАКЦИИ

Подписаться на журнал можно непосредственно в Изда-тельстве с любого номера и на любой срок, доставка –за счет Издательства. Для оформления подписки не-обходимо получить счет на оплату, прислав заявку по электронному адресу [email protected] или по факсу:(499) 346-2073, (495) 664-2761, а также позвонив по теле-фонам: (495) 211-5418, 749-2164, 749-4273.Внимательно ознакомьтесь с образцом заполнения пла-тежного 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 предпод-писного месяца.

Художник А. Босин

Худо

жн

ик А

. Бо

син

ПОДПИСКА ЧЕРЕЗ4 АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ АГЕНТСТВА

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

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

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

На правах рекламы

Поступ. в банк плат. Списано со сч. плат.

XXXXXXX

ПЛАТЕЖНОЕ ПОРУЧЕНИЕ №Дата Вид платежа

электронно

Суммапрописью

Одна тысяча восемьсот пятьдесят семь рублей 10 копеек

ИНН КПП Сумма 1857-00

Сч. №

БИК

Сч. №

Плательщик

Банк плательщикаБИК 044525225

Сч. № 30101810400000000225

ИНН 7709843589 КПП 770901001 Сч. № 40702810538180002439

Вид оп. 01 Срок плат.

Наз. пл. Очер. плат. 6

Код Рез. поле

Оплата за подписку на журнал Оперативное управление в электроэнергетике.

Подготовка персонала и поддержание его квалификации (3 экз.) на 6 месяцев,

в том числе НДС (0%)______________

Адрес доставки: индекс_________, город__________________________,

ул.______________________, дом_____, корп._____, офис_____, телефон_________________

Назначение платежаПодписи Отметки банка

М.П.

Образец платежного поручения

ОАО «Сбербанк России», г. Москва

ООО Издательство «Кругозор»Московский банк Сбербанка России ОАО, г. Москва

Получатель

Банк получателя

05-11.indd 60 07.09.2011 19:07:09

Выгодное предложение!

Подписка на 1-е полугодие 2012 года по льготной цене – 1857 руб.

(подписка по каталогам – 1956 руб.)

Оплатив этот счет, вы сэкономите на подписке около 20% ваших средств.Почтовый адрес: 125040, Москва, а/я 1

По всем вопросам, связанным с подпиской, обращайтесь по тел.:

(495) 211-5418, 749-2164, 749-4273, тел./факс: (499) 346-2073, (495) 664-2761 или по e-mail: [email protected]

Iполугодие

2012

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:

Оперативное управлениев электроэнергетике.Подготовка персоналаи поддержание его квалификации

Генеральный директор К.А. Москаленко

Главный бухгалтер Л.В. Москаленко

М.П.

�� !

� �� «�� » �� (� ��) � �� .

�� (�� ).�� . ��

�� . � �� , �� 15 ��.

�� . �� .

�� -�� (� . 432 �� ) �� -�� (�. 3 � . 434 � �. 3 � . 438 �� ).

№№п/п

Предмет счета(наименование издания)

Кол-воэкз.

Ценаза 1 экз.

СуммаНДС0%

Всего

1

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

3 619 1857 Не обл. 1857

2

3

ИТОГО:

ВСЕГО К ОПЛАТЕ:

05-11.indd 61 07.09.2011 19:07:09

ОБРАЗЕЦ ЗАПОЛНЕНИЯ ПЛАТЕЖНОГО ПОРУЧЕНИЯ

Поступ. в банк плат.

ИНН КПП Сумма

Сч.№

Плательщик

БИК

Сч.№

Банк Плательщика

ОАО «Сбербанк России», г. Москва БИК 044525225

Сч.№ 30101810400000000225

Банк Получателя

ИНН 7709843589 КПП 770901001 Сч.№ 40702810538180002439

ООО Издательство «Кругозор»

Московский банк Сбербанка России

ОАО, г. Москва Вид оп. Срок плат.

Наз.пл. Очер. плат.

Получатель Код Рез. поле

Оплата за подписку на журнал Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала

и поддержание его квалификации (___ экз.) на 6 месяцев, без НДС (0%).

ФИО получателя____________________________________________________

Адрес доставки: индекс_____________, город____________________________________________________,

ул.________________________________________________________, дом_______, корп._____, офис_______

телефон_________________, e-mail:________________________________

Списано со сч. плат.

Дата Вид платежа

Назначение платежа Подписи Отметки банка

М.П.

ПЛАТЕЖНОЕ ПОРУЧЕНИЕ №

Суммапрописью

При оплате данного счета

в платежном поручении

в графе «Назначение платежа»

обязательно укажите:

� Название издания и номер данного счета

� Точный адрес доставки (с индексом)

� 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: [email protected]! 05-11.indd 62 07.09.2011 19:07:09

��

� �

��

��

��

��

� �

��

�

(��

��

��

� ��

��

�)��

��

��

��!

��

��:

12

34

56

78

910

1112

��"

#

(!�

��

"#

��

��)

(

��$�

�)

�$%

�(%

��

��, �

��&�

��"

)

��

��

��

�

1825

6(�

��

� ��

��

�)

�� 2

0 12

'��

!�

��

&��:

��

'�

��*

+

*$��

�

��

'�

��*

+

*$��

�18

256

(��

��

��

��)

-.

��

��

��$ (�

��

��

��

��

��)

/��

-��

��<

!��!

��

____

____

____

$*=.

___

��!.

��

��

��

��!

��

��!�

$��

$��

��

____

____

____

$*=.

___

��!.

12

34

56

78

910

1112

��"

#

(!

��

�"#

��

��)

(�

�$��

)

�$%

�(%

��

��, �

��&�

��"

)�� 2

0 12

'��

!�

��

&��:

%. /

--1

✁

�&'

*#+/

06$'

�&*

#07'

6/'

0 97

':+*

$96'

*;'+

/:'.

�

$";$

+$0:

# &'

*<$6

#7#

/ &$

""'*

=#6

/' '

;$ :

0#7/

>/:

#?//

.

�&'

*#+/

06$'

�&*

#07'

6/'

0 97

':+*

$96'

*;'+

/:'.

�

$";$

+$0:

# &'

*<$6

#7#

/ &$

""'*

=#6

/' '

;$ :

0#7/

>/:

#?//

.

��

� �

��

��

��

��

� �

��

�

(��

��

��

� ��

��

�)��

��

��

��!

��

��:

12

34

56

78

910

1112

��"

#

(!�

��

"#

��

��)

(

��$�

�)

�$%

�(%

��

��, �

��&�

��"

)

��

��

��

�

1277

4(�

��

� ��

��

�)

�� 2

0 12

'��

!�

��

&��:

��

'�

��*

+

*$��

�

��

'�

��*

+

*$��

�12

774

(��

��

��

��)

-.

��

��

��$ (�

��

��

��

��

��)

/��

-��

��<

!��!

��

____

____

____

$*=.

___

��!.

��

��

��

��!

��

��!�

$��

$��

��

____

____

____

$*=.

___

��!.

12

34

56

78

910

1112

��"

#

(!

��

�"#

��

��)

(�

�$��

)

�$%

�(%

��

��, �

��&�

��"

)�� 2

0 12

'��

!�

��

&��:

%. /

--1

✁

�&'

*#+/

06$'

�&*

#07'

6/'

0 97

':+*

$96'

*;'+

/:'.

�

$";$

+$0:

# &'

*<$6

#7#

/ &$

""'*

=#6

/' '

;$ :

0#7/

>/:

#?//

.

�&'

*#+/

06$'

�&*

#07'

6/'

0 97

':+*

$96'

*;'+

/:'.

�

$";$

+$0:

# &'

*<$6

#7#

/ &$

""'*

=#6

/' '

;$ :

0#7/

>/:

#?//

.

/��

��

< !�

�!��

��

� +

*$��

� *�

��

� �

��

��'�

?@

'��

��

«A�

�!��

��<»

� «

-$�

��

A��

��»

/��

��

< !�

�!��

��

� +

*$��

� *�

��

� �

��

��'�

«-

��

A��

��»

05-11.indd 63 07.09.2011 19:07:10

��

��

��

��

��

��

��

�

��

��

��

��

� �

��

��

��

�!

�# #@$6'%

'6+' "$7='6 @A

+B &*$<+#07'6 $++/<: :#<<$0$C %#D

/6A.

�*/ $>

$*%7'6// &$"&/<:/ (&'*'#"*'<$0:/)

@'E :#<<$0$C %#D

/6A 6# #@$6'%

'6+' &*$<+#07F'+<F $++/<::#7'6"#*6$;$ D

+'%&'7F $+"'7'6/F <0FE/.

� 9+$%

<7�G#' #@$6'%'6+ 0A

"#'+<F &$"&/<G/:� < :0/+#6?/'C$@ $&7#+' <+$/%

$<+/ &$"&/<:/ (&'*'#"*'<$0:/).

�7F $>

$*%7'6/F &$"&/<:/ 6# ;#E'+� /7/ =

�*6#7,# +#:=

' "7F &'*'#"*'<$0#6/F /E"#6/F @7#6: #@$6'%'6+#

< "$<+#0$G6$C :#*+$G:$C E#&$76F'+<F &$"&/<G/:$% G'*6/7#%

/,*#E@$*G/0$, @'E <$:*#H

'6/C, 0 <$$+0'+<+0// < �<7$0/F%/,

/E7$='66A

%/ 0 &$"&/<6A

I :#+#7$;#I.

�#&$76'6/' %'<FG6A

I :7'+$: &*/ &'*'#"*'<$0#6///E"#6/F, # +#:=

' :7'+:/ «��

-��

� �

» &*$/E0$"/+<F*#@$+6/:#%

/ &*'"&*/F+/C <0FE/ / &$"&/<6AI #;'6+<+0.

✁

✁

��

��

��

��

��

��

��

�

��

��

��

��

� �

��

��

��

�!

�# #@$6'%

'6+' "$7='6 @A

+B &*$<+#07'6 $++/<: :#<<$0$C %#D

/6A.

�*/ $>

$*%7'6// &$"&/<:/ (&'*'#"*'<$0:/)

@'E :#<<$0$C %#D

/6A 6# #@$6'%

'6+' &*$<+#07F'+<F $++/<::#7'6"#*6$;$ D

+'%&'7F $+"'7'6/F <0FE/.

� 9+$%

<7�G#' #@$6'%'6+ 0A

"#'+<F &$"&/<G/:� < :0/+#6?/'C$@ $&7#+' <+$/%

$<+/ &$"&/<:/ (&'*'#"*'<$0:/).

�7F $>

$*%7'6/F &$"&/<:/ 6# ;#E'+� /7/ =

�*6#7,# +#:=

' "7F &'*'#"*'<$0#6/F /E"#6/F @7#6: #@$6'%'6+#

< "$<+#0$G6$C :#*+$G:$C E#&$76F'+<F &$"&/<G/:$% G'*6/7#%

/,*#E@$*G/0$, @'E <$:*#H

'6/C, 0 <$$+0'+<+0// < �<7$0/F%/,

/E7$='66A

%/ 0 &$"&/<6A

I :#+#7$;#I.

�#&$76'6/' %'<FG6A

I :7'+$: &*/ &'*'#"*'<$0#6///E"#6/F, # +#:=

' :7'+:/ «��

-��

� �

» &*$/E0$"/+<F*#@$+6/:#%

/ &*'"&*/F+/C <0FE/ / &$"&/<6AI #;'6+<+0.

05-11.indd 64 07.09.2011 19:07:10

На

пр

ав

ах

ре

кл

ам

ы

1658382721

С в и д е -те л ь с т в о м высокого авто-ритета и призна-ния изданий ИД «Па-норама» является то, что каждый четвертый журнал включен в Перечень веду-щих рецензируемых журналов и изданий, утвержденный ВАК,

в которых публикуются основные научные результаты диссертаций на соискание уче-ной степени доктора и кандидата наук. Среди главных редакторов наших журна-лов, председателей и членов редсоветови редколлегий – 168 ученых: академи-ков, членов-корреспондентов акаде-мий наук, профессоров и более 200 практиков – опытных хозяйствен-ных руководителей и специалистов.

Издательский Дом «ПАНОРАМА» – крупнейшее в Россиииздательство деловых журналов. Десять издательств,

входящих в ИД «ПАНОРАМА», выпускают более 100 журналов.

Издательский Дом «ПАНОРАМА» – это:

ВНЕШТОРГИЗДАТ

АФИНА

СЕЛЬХОЗИЗДАТ

МЕДИЗДАТ

НАУКА и КУЛЬТУРА

КАЧЕСТВО И ЦЕНЫ – НЕИЗМЕННЫ!

Каждыйподписчик журнала

ИД «Панорама»получает DVD с полной базой

нормативно-методических документови статей, не вошедших в журнал,

+ архив журнала (все номераза 2008, 2009 и 2010 гг.)!

Объем 4,7 Гб,или 50 тыс. стр.

АНТИКРИЗИСНЫЙ ПОДАРОК!!!

ТРАНСИЗДАТ

www.panor.ruТелефоны для справок:

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

ПОЛИТЭКОНОМИЗДАТ

ЮРИЗДАТ

ПРОМИЗДАТ

СТРОЙИЗДАТ

На правах рекламы

Documents

Оперативное управление в электроэнергетике-2011-05-блок