эксплуатация содержание и ремонт» № 9/2008 · 2011-11-11 · EnergyLand.info в первом полугодии 2008 года пермский фили-ал

1сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт

научно-практический ипроизводственно-технический журнал

содержание«электрооборудование:эксплуатация и ремонт»

№ 9/2008

ИД «Панорама»

Издательство «Промтрансиздат»

http://promtransizdat.ru

Почтовый адрес редакции:

107031 Москва, а/я 49(ИД «Панорама»)

Редакционный совет:

Гамазин С. И.,д-р техн. наук,

проф. МЭИ;

Быстрицкий Г. Ф.,канд. техн. наук,

проф.;

Цырук С. А.,канд. техн. наук,

проф.;зав. кафедрой МЭИ

Анчарова Т. В.,канд. техн. наук,

доцент

Главный редакториздательства

Шкирмонтов А. П.канд. техн. наук

[email protected]@mail.ru

тел. (495) 945‑32‑28

Главный редактор

Киреева э. А.,канд. техн. наук,

проф[email protected]

Предложения и замечания:

[email protected]

тел. (495) 945‑32‑28

Журнал распространяется по подписке во всех отделениях свя-зи РФ по каталогам:

агентство «Роспечать» – индекс 84817;

Объединенный каталог «Пресса России» индекс 29123;

каталог Российской прессы «Почта России», индекс 12532,а также с помощью подписки

в редакции:

тел. (495) 625‑96‑11, 621‑99‑98

НоВоСТИ эНеРГеТИКИ ..........................3

ПРоБлемы И РеШеНИяБ. Бородин, В. Пупин, М. Егорова

Концепция повышения непрерывности технологических процессов при кз во внешних и внутренних сетях ................ 4

Вскрыты недостатки существующей схемы электроснабжения оэмк, даны практические рекомендации по повышению надежности ее работы при кз во внешних и внутренних сетях

А. Буре, И. Буре, И. Хевсуриани, Д. Нурмеева

Силовые гибридные фильтры для улучшения электромагнитной обстановки в промышленных сетях ..... 18

Рассмотрены способы улучшения электромагнитной обстановки и снижения уровня высших гармоник в электрических сетях за счет применения силовых гибридных фильтров.

РыНоК И ПеРСПеКТИВыTriline‑r – будущее распределительных систем .................... 27

Компания АВВ разработала новую систему распределительных шкафов, которые успешно применяються в россии.

Национальный продукт на рынке стеклянных изоляторов ........................................... 30

Российские энергетики будут применять стеклянные изоляторы ми-рового уровня. Новая линия по производству электротехнического стекла – единственная в России – не только перекроет дефицит изделий, который ранее существовал в энергетике, но и позволит обеспечить отрасль качественным национальным продуктом.

Новый стандарт соотношений: максимальная мощность при минимальном размере ......... 32

ПРИБоРы И элеКТРооБоРуДоВАНИе

С. Яковлев, Е. Александрова

максимальные реле тока без оперативного питания РСТ‑40 В и РСТ‑80 АВ ................ 34

Показаны преимущества реле РСт-40 в и РСт 80 АВ перед стары-ми аналогами Рт 40 и Рт 80. Для питания элементов схемы реле используются трансформаторы тока.

2 сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт

соедржание новости энергетикиэлектрооборудование: эксплуатация и ремонт №9/2008

Э. Киреева

Новые взрывозащищенные светильники ..........................38

Для производственных помещений приводяться технические ха-рактеристики новых взрывозащищенных светильников

эКСПлуАТАЦИя И РемоНТИ. Омельченко

Новые подходы к нормированию труда ремонтного персонала на предприятиях............................42

Предлогается новая методика расчета нормативной численности ремонтного персонала.

А. Пухальский, В. Фролов, В. Воробьев

обслуживание и ремонт электрооборудования нефтедобывающих предприятий по техническому состоянию ..............................................................45

В статье обобщен опыт ОАО «СИБНИИ ЭНг» обследования электрооборудования нефтедобывающих предприятий.

Е. груздева

Рациональная организация технического обслуживания сложного оборудования .............................49

Использование нового оборудования влечет за собой интенси-фикацию производства, экономию ресурсов, а также изменение технологий эксплуатации и сервиса.

ДИАГНоСТИКА И ИСПыТАНИяБ. Абрамович, Ю. Сычев, Ю. гульков

Промышленные испытания активного фильтра в промысловых сетях оАо «оРеНБуРГНеФТь» ТНК‑ВР ........................................53

ЗАО «ЭлЕКтОН» производит активные фильтры, позволяющие значительно улучшить форму кривой тока при наличии нелиней-ной нагрузки в сети.

Э. Киреева

Диагностика силовых трансформаторов ...........................59

тепловизионный контроль силовых трансформаторов позволяет проводить ремонт по их фактическому состоянию. Приведены характеристики современных тепловизионных систем.

КНИжНАя ПолКА ................................65

мАСТеР‑КлАССобозначение электродвигателей .........................................67

КАлеНДАРь ВыСТАВоК ....................72


соедржание новости энергетики

мэс северо-запада реконструируют

подстанцию 330 кв восточная

Магистральные электрические

сети Северо-Запада приступили к

строительству открытого распреде-

лительного устройства (ОРУ) 330

кВ на подстанции 330 кВ Восточная

(Ленинградская область). Это по-

высит надежность электроснабже-

ния крупных промышленных пред-

приятий и жилых кварталов в центре

Санкт-Петербурга, а также во Все-

воложском и Выборгском районах

Ленинградской области.

Стоимость работ превысит 600

млн. рублей. В настоящее время

на Восточной закладываются фун-

даменты для установки основного

оборудования ОРУ 330 кВ. Одно-

временно ведется монтаж порталов

распределительного устройства. В

ближайшее время специалисты МЭС

Северо-Запада приступят к установ-

ке трансформаторов тока и напря-

жения, элегазовых выключателей,

разъединителей и т. д. Завершение

строительства ОРУ 330 кВ заплани-

ровано на осень 2008 года.

Кроме того, в рамках реконструк-

ции подстанции 330 кВ Восточная

специалисты МЭС Северо-Запада

выполнят реконструкцию существу-

ющего на подстанции ОРУ 330 кВ

и построят новое ОРУ 110 кВ. Так-

же предусмотрена замена четырех

автотрансформаторов суммарной

мощностью 800 МВА и перевод двух-

цепной линии электропередачи 220

кВ Восточная – Волхов-Северная на

напряжение 330 кВ. Сумма инвести-

ций ОАО «ФСК ЕЭС» в реконструк-

цию подстанции составит более 6

млрд рублей. Полное завершение

реконструкции Восточной заплани-

ровано на 2011 год.

Подстанцию 330 кВ Восточная

по праву называют ключевым зве-

ном Ленинградской энергосистемы.

Введенный в работу в 1964 году, этот

энергообъект во многом обеспечил

экономическое и социальное разви-

тие Санкт-Петербурга. Уже в середи-

не 1970-х годов Восточная становит-

ся системообразующей подстанцией

– более 20 линий электропередачи

соединяют ее с подстанциями 110,

220, 330 кВ и важнейшими для ре-

гиона генерирующими источниками

– Ленинградской атомной электро-

станцией, Северо-Западной и Право-

бережной теплоэлектроцентралями.

EnergyLand.info

в первом полугодии 2008 года пермский фили-ал «мрск урала» направил на ремонтную программу

почти 200 млн. рублейВ первом полугодии 2008 года

пермский филиал ОАО «МРСК Ура-

ла» направил на реализацию ре-

монтной программы почти 200 млн.

рублей.

За шесть месяцев текущего го-

да отремонтировано 900 км линий

электропередачи 35-110 кВ, 575 км

линий 0,4–10 кВ.

Кроме того, филиал ОАО «МРСК

Урала» – «Пермэнерго» провел ре-

монт 10 подстанций 35-110 кВ, более

330 трансформаторных и распреде-

лительных пунктов.

Напомним, что ремонтная про-

грамма ОАО «МРСК Урала» на-

правлена на поддержание высокого

уровня надежности электросетевого

оборудования, предотвращение сбо-

ев и отказов, обеспечение беспе-

ребойного электроснабжения всех

потребителей.

Информационное агентство «Новый Регион – Пермь»

новая лэп благовещенск-хэйхэ

резко увеличит объем поставок электричества

в кнрИмпорт электроэнергии в Ки-

тай из Благовещенска по итогам

2008 года превысит предыдущий

показатель в 2,7 раза. На конец

мая объем импорта энергии по двум

ЛЭП, действующим сейчас, достиг

1,4 миллиарда киловатт-часов.

Как сообщает агентство «Синь-

хуа», в дополнение к действующим

110- и 220-киловольтной линиям

строится новая ЛЭП-500 мощностью

0,75 мегаватта. С ее помощью воз-

можности поставок вырастут на 4

миллиарда киловатт-часов в год в

дополнение к нынешним трем. Стро-

ительство, которое инвестирует Госу-

дарственная электросетевая компа-

ния Китая, началось два года назад.

ИА «Амур.инфо»

испания: неполадки на аэс

В конце июня в Испании отмеча-

лись технические неполадки сразу

на трех атомных электростанциях.

Об этом сообщил Совет по ядерной

безопасности страны.

На АЭС Ванделлос-2 произошел

разрыв масляного трубо-провода,

обслуживающего один из насосов

станции, из за чего сработала про-

тивопожарная система. Насос был

заменен на резервный, станция не

остановлена и продолжает работать

в обычном режиме.

Еще один инцидент был зафик-

сирован на атомной электростанции

Аско-2, где мощность упала до 30

процентов из за остановки одного из

водяных насосов. Причины аварии

выясняются.

Наконец, на станции Аско-1 из

за технических неисправностей не

удалось запустить АЭС после про-

изводства плановых работ по ее

обслуживанию, начатых еще 10 ию-

ня, когда станция была полностью

остановлена.

При этом на станции Аско-1 в

ноябре 2007 года уже произошел

инцидент с выбросом радиации, ко-

торый руководство АЭС в течение

полугода пыталось скрыть от Совета

по ядерной безопасности Испании.

«Энергетика и промышленность России»

4

проблемы и решения проблемы и решения

сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт

Оскольский электрометаллургический комби-нат (ОЭМК) проектировался как крупнейший в Ев-ропе и первоначально нагрузка была определена в 2500 МВт. В декабре 1975 г. по ОЭМК был подписан протокол, определивший нагрузку на 01.01.83 г. по комбинату 1700 МВт, а в 1976 г. был выполнен рас-чет комплексным методом, определивший нагрузку на комбинате на 1990 г. в 300 МВт и на полное развитие – не свыше 600 МВт. Прогноз 1981 г. под-твердил нагрузку Рmax на 1990 г. в размере 300 МВт при расходе электроэнергии 2300 ГВтч и 280 МВт при Т=8036 ч. Фактически за 1990 г. Рmax=290 МВт, Т=7200 ч, А=2080 ГВтч.

С учетом того, что схема ОЭМК ориентирована на 1700 МВт (а не на 600 МВт, как предполагалось прогнозом) нагрузка в режиме максимальной печ-ной загрузки в 2007 г. составила (при замерах) 567 МВт.

Электроснабжение ОЭМК осуществляется от двух основных питающих подстанций – «Металлур-гическая 750» (ПС 750/500/330/110) и «Старый Оскол 500» (ПС 500/330 и 500/110), являющимися центра-ми питания первого уровня (рис. 1). Основное пита-ние ПС «Металлургическая 750» осуществляется по ВЛ напряжением 750 кВ от Курской АЭС (КАЭС). На подстанции установлено 2х (3х333 МВА) авто-трансформатора 750/330 кВ. Распределительное устройство (РУ) напряжением 330 кВ выполнено по схеме с двумя системами шин и числом выключа-телей на присоединении 3/2. Автотрансформаторы работают параллельно. К РУ-330 кВ подключены две воздушные ЛЭП-330 кВ до ПС «ОЭМК» 330/110 кВ и два автотрансформатора 2х200 МВА с транс-формацией напряжения 330/110 кВ.

К автотрансформаторам со стороны напряжения 110 кВ подключены воздушные ЛЭП напряжением

Б. Бородинзам. гл. энергетика ОЭМК

В. Пупинк.т.н., зам. директора

м. егороваинж., ООО «НПК Промир»

Концепция повышения непрерывности технологичесКих процессов при КЗ во внешних и внутренних сетях

5


сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонтсентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт

110 кВ до распределительной ПС «Голофеевка» на напряжении 110 кВ, являющейся центром питания второго уровня.

К распредустройству ПС «Металлургическая 750» подключены автотрансформаторы напряже-нием 750/500 кВ мощностью Sном=3х333 МВА. Со стороны напряжения 500 кВ к автотрансформа-торам подключена ЛЭП напряжением 500 кВ ПС «Металлургическая 750» – ПС «Старый Оскол 500»

(длиной L=35,5 км, выполненная проводом марки 3АСО-330).

ПС «Старый Оскол 500» (500/330/110 кВ) основ-ное питание получает по ЛЭП-500 кВ от Нововоро-нежской АЭС (НВАЭС). На подстанции установлены два автотрансформатора АТ-1 и АТ-2 мощностью (3х167 МВА) напряжением 500/330 кВ, работающие параллельно. Каждый из четырех вводов по 330 кВ на ГПП 330/110 кВ комбината выполнен проводами

Рис. 1. Структурная схема внешнего электроснабжения ОЭМК.



2хАС-500, позволяющими передавать 2х950А, т. е. около 900 МВт по каждой ЛЭП. Следовательно, по 330 кВ комбинат имеет более чем четырехкратный запас по передаваемой мощности. Но, имея два ввода (500 кВ и 750 кВ), не обеспечивающих надеж-ную работу при плановом или иных отключениях, комбинат работает в зоне риска.

Система электроснабжения ОЭМК постоянно трансформируется и в ней все больше появляется замкнутых сетей (по ВЛ 110-330 кВ), что позво-ляет только при использовании математических моделей системы электроснабжения комбината и методов оптимизации выбрать оптимальный вари-ант модернизации с учетом перспектив развития и обеспечения надежной работы электрообору-дования. Для разработки технических решений по повышению надежности электроснабжения потребителей при кратковременных нарушениях электроснабжения (КНЭ) во внешней и внутренней сети комбината проведен анализ допустимости аварийных режимов и вскрыты недостатки суще-ствующей схемы электроснабжения, выполнены инструментальные исследования режимов работы существующей системы электроснабжения (СЭС) комбината и определена оптимальная конфигура-ция сетей и режимов работы подстанций (ПС) для снижения потерь производства при возникновении провалов напряжения.

Результатом работы стали схемные решения и технические проекты, направленные на сниже-ние влияния аварийных и ненормальных режи-мов, уменьшение (или исключение) длительности и величины провалов напряжения при коротких замыканиях во внутренних или внешних схемах электроснабжения комбината на технологические процессы в цехах.

Колебания мощности, вызванные работой ду-говых сталеплавильных печей электросталепла-вильного цеха (ЭСПЦ), находятся в пределах от 205 до 429 МВА. Для схемы нормального режи- ма – отключение любой из четырех ВЛ-330 кВ не вызывает потери питания потребителей ГПП, кото-рые объединены в две группы:

одна запитана от «неспокойной» системы ½шин 110 кВ, предназначенной для электроснабжения 4-х ДСП ЭСПЦ (трансформаторы мощностью 4х90 МВА) и установок компенсации реактивной мощ-ности (ПС SH-34);

другая от «спокойной» системы шин 110 кВ ½для электроснабжения остальных потребителей про-изводственной площадки комбината, которые имеют глубокие, кабельные вводы напряжением 110 кВ: ПС

11Е (цех окомкования и металлизации (ЦОиМ), ЦКС); 14Е (ЭСПЦ); 91Е (ЭСПЦ,ЭНЦ); 16Е (сортопрокатный цех СПЦ-1); 17Е (СПЦ-2). Часть потребителей под-станции 11Е (один трансформатор ПС 91Е) питается от системы РП «Голофеевка» напряжением 110 кВ.

Каждая система шин 110 кВ ГПП получает пита-ние от двух, работающих в параллельном режиме, автотрансформаторов 330/110 кВ, мощностью 320 МВА каждый, что обеспечивает бесперебойность электроснабжения при отключении одного из ав-тотрансформаторов. Все подстанции имеют по два ввода 110 кВ. ЭСПЦ, СПЦ-1 и СПЦ-2 имеют третий резервный ввод напряжением 10 кВ. В 2006 г. в ходе модернизации ОРУ 110 кВ подстанции «Строитель-ная» 110/10/10 на нее подали два дополнительных ввода 10 кВ от подстанции 17Е (СПЦ-2). Эти два ввода служат резервными источниками питания как для подстанции «Строительная», так и для под-станции 17Е.

Всего на ОАО «ОЭМК» сооружено подстанций 330/110кВ – 1 шт.; подстанций с высшим напряже-нием 110 кВ – 13 шт.; подстанций 110/10/6кВ – 1 шт.; РП напряжением 10 кВ – 8 шт.; подстанций 10/6 кВ – 2 шт.; РП напряжением 6 кВ – 3 шт. В перспективе намечено ввести подстанцию 110 кВ АКОС-3 и одну РП-10 кВ.

Для моделирования различных нормальных, аварийных и послеаварийных режимов работы со-ставлена математическая модель реальной схемы электроснабжения, в которой отражены (рис. 2): элементы (ветви) СЭС в количестве NВ=291; вы-ключатели в количестве NВК=306, задающие кон-фигурацию схемы; секции РУ (узлы нагрузки), от которых питается электродвигательная и прочая (не двигательная) нагрузка, в количестве NC=77; синхронные – NCD=26 и асинхронные двигате-. ли – NАD=137; трансформаторы и автотрансформато-ры – 39; линии электропередачи (воздушные, ка-бельные и токопроводы); реакторы – 4.

За исходный расчетный принят режим, когда включены все высоковольтные электрические дви-гатели с максимальной нагрузкой (за исключением резервных), а прочая нагрузка (собственные нуж-ды) представлена максимальными мощностями. Этот режим может отличаться от реальных нагру-зок, но именно по нему проводят проверку загрузки по отношению к допустимой элементов СЭС.

Результаты расчетов исходного установив-шегося режима максимальных нагрузок показа-ли, что суммарные потери активной мощности ∆Pсум=10.168 МВт (из них в электрической сети ∆Pсети=8.78 МВт); реактивной ∆Qсум=178.05 Мвар



(все в электрической сети). Полученные значе-ния свидетельствуют о значительных возможности энергосбережения и должны быть предметом при-кладных исследований, обеспечивающих эконо-мию электроэнергии 52–75 млн. руб./год.

Проведенный анализ осциллограмм аварийных остановов и расчетно-экспериментальные иссле-дования показывают, что часть остановок обо-рудования вызывается не отключением питания, а является следствием: 1) КЗ и вызываемых ими провалов напряжения во внешних сетях 750-330 кВ и, особенно в сетях 110 кВ; 2) КЗ в сетях 110 кВ ком-бината; 3) КЗ в распределительной сети 6–10 кВ, при которых происходят кратковременные провалы (посадки) напряжения и отключается электрообору-дование цехов (пускатели, контакторы, преобразо-ватели, имеют место сбои в системах автоматики устройств Simatic, вторичных цепях). Это влечет за собой останов технологических процессов, брак и потери производства.

Сбои в работе оборудования прокатных произ-водств происходят при отключении и включении воздушной линии 750 кВ.

КЗ во внешних электрических сетях 750, 500, 330, 110кВ вызывают провалы напряжения в СЭС комбината, которые проходят до потребителей на напряжении 6–10 и 0,4 кВ. После отключения внеш-него КЗ напряжение в центре питания восстанав-ливается, но в СЭС комбината могут возникать

необратимые процессы, связанные со сбоем про-грамм управления технологическими процессами, неуспешным самозапуском СД, срабатыванием за-щит преобразователей напряжения, отключением контакторов и магнитных пускателей.

Для выявления глубины и влияния длитель-ности провалов напряжения, их распространения по системе электроснабжения ОАО «ОЭМК», про-верки влияния КЗ во внешней питающей сети на режимы работы электрооборудования (на ступенях 110/10/6/0.4 кВ СЭС комбината) проведены следую-щие расчетно-экспериментальные исследования (табл. 1 и 2):

КЗ вблизи шин 750 кВ ПС «Металлургическая- ½750» (точка 1);

КЗ вблизи шин РУ 330 кВ ПС «Металлур- ½гическая-750» (точка 3);

КЗ на РУ 110 кВ ПС «Металлургическая-750 ½(точка 6);

КЗ вблизи шин РУ 110 кВ ПС «Голофеевка» ½(точка 7);

КЗ вблизи шин РУ 500 кВ ПС «Старый ½Оскол-500» (точка 8);

КЗ вблизи шин РУ 330 кВ ПС «Старый ½Оскол-500» (точка 9);

КЗ вблизи шин РУ 110 кВ ПС «Старый Оскол- ½500» (точка 13).

При КЗ в точках 1, 3, 8, 9 остаточные напряже-ния (табл. 1) на шинах секций не превышают 0,6–0,7

узлы нагрузки СэС оАо «оэмК»

места точек 3‑х фазного короткого замыкания(узел схемы замещения СэС)

1 3 6 7 8 9 13

1 2 3 4 5 6 7 8

1 Металлург-750 кВ 0 0,343 0,829 0,866 0,400 0,430 0,835

2 Металлург-330кВ 0,137 0 0,734 0,790 0,259 0,192 0,780

3 Металлург-110кВ 0,183 0,072 0 0,238 0,237 0,225 0,667

4 Голофеевка110кВ 0,199 0,101 0,070 0 0,224 0,235 0,607

5 Металлург. 500кВ 0,215 0,364 0,825 0,858 0,143 0,351 0,771

6 СтарыйОскол-500 0,334 0,375 0,822 0,854 0 0,307 0,735

7 Старый Оскол-330 0,223 0,163 0,772 0,817 0,150 0 0,762

8 Старый Оскол-110 0,323 0,343 0,727 0,744 0,037 0,307 0

13 ГПП 110кВ W3-B1 0,227 0,114 0,783 0,834 0,305 0,226 0,816

14 ГПП 110кВ W3-B2 0,227 0,114 0,783 0,834 0,305 0,226 0,816

15 ГПП 110кВ W2 B1 0,163 0,038 0,769 0,825 0,247 0,160 0,805

16 ГПП 110кВ W2 A1 0,163 0,038 0,769 0,825 0,247 0,160 0,805

таблица 1Напряжение на шинах секций узлов нагрузки ОАО «ОЭМК» при трехфазном КЗ

в разных точках системы электроснабжения



Рис. 2. Схе

ма за

мещ

ения вн

ешне

й эн

ергоси

стем

ы О

АО «ОЭМК» с ра

спре

дел

ением

пот

оков

мощ

ностей



1 2 3 4 5 6 7 8

18 WB1 ПС14Е1 10кВ 0,252 0,145 0,784 0,833 0,000 0,251 0,816

19 WB2 ПС14Е1 10кВ 0,252 0,147 0,772 0,820 0,326 0,252 0,803

20 WB3 ПС14Е1 10кВ 0,257 0,152 0,778 0,825 0,325 0,256 0,809

21 WB4 ПС14Е1 10кВ 0,258 0,152 0,783 0,832 0,330 0,257 0,815

23 ТП-10/0,4кВ Т2 0,383 0,300 0,793 0,831 0,387 0,383 0,818

24 ПС 91 Е1 1с 0,562 0,512 0,496 0,462 0,440 0,583 0,775

25 ПС 91 Е1 2с 0,635 0,578 0,919 0,945 0,577 0,635 0,936

26 ПС 95К 1с 10кВ 0,535 0,481 0,463 0,427 0,675 0,558 0,770

27 ПС 95К 2с 10кВ 0,633 0,576 0,923 0,950 0,553 0,634 0,941

28 ПС 95К 1с 6 кВ 0,566 0,517 0,501 0,468 0,674 0,586 0,775

29 ПС 95К 2с 6 кВ 0,648 0,595 0,916 0,942 0,581 0,649 0,933

30 ПС 97К 1с 6 кВ 0,574 0,529 0,514 0,484 0,686 0,594 0,773

31 ПС 97К 2с 6 кВ 0,654 0,603 0,909 0,933 0,590 0,655 0,925

32 ПС 011Е 1-1,2-1 0,213 0,117 0,086 0,021 0,689 0,250 0,613

33 ПС 011Е 1-2,2-2 0,228 0,115 0,783 0,834 0,239 0,226 0,816

34 ПС 12Е1 11с 10кВ 0,330 0,235 0,800 0,843 0,305 0,330 0,828

35 ПС 12Е1 12с 0,309 0,210 0,796 0,841 0,395 0,308 0,825

36 ПС 12Е1 22с 0,327 0,231 0,800 0,844 0,377 0,326 0,828

37 ПС 12Е1 21с 0,309 0,211 0,798 0,843 0,392 0,309 0,827

38 ПС 011Е 1Т 1с 0,403 0,315 0,840 0,880 0,377 0,403 0,866

39 ПС 011Е 2Т 2с 0,400 0,311 0,841 0,881 0,464 0,400 0,867

40 ПС 011Е 1Т 3с 0,300 0,198 0,802 0,848 0,462 0,299 0,832

41 ПС 011Е 2Т 4с 0,349 0,254 0,819 0,862 0,370 0,348 0,847

42 ПС 91К 1с 10кВ 0,405 0,317 0,840 0,880 0,414 0,405 0,866

43 ПС 91К 2с 10кВ 0,421 0,339 0,838 0,877 0,465 0,422 0,864

44 ПС 11.1К 1с 10кВ 0,300 0,199 0,802 0,848 0,479 0,300 0,832

45 ПС 11.1К 2с 0,350 0,255 0,819 0,862 0,370 0,350 0,846

46 ПС 94К 2с 10кВ 0,403 0,316 0,839 0,879 0,415 0,403 0,865

47 ПС 94К 1с 10кВ 0,349 0,254 0,818 0,861 0,464 0,348 0,846

48 ПС 94К 6кВ 0,529 0,465 0,853 0,883 0,414 0,530 0,872

49 ТП-10/0,4кВ Т1 0,325 0,232 0,790 0,832 0,575 0,325 0,817

50 ТП-10/0,4кВ Т2 0,380 0,299 0,785 0,822 0,390 0,380 0,809

51 ПС 17Е 1Т 1с 0,237 0,125 0,786 0,836 0,436 0,235 0,818

52 ПС 17E 1T 2c 0,231 0,119 0,785 0,836 0,313 0,230 0,818

53 ПС 17Е 2Т 3с 0,234 0,122 0,786 0,837 0,308 0,233 0,819

54 ПС 17Е 2Т 4с 0,231 0,118 0,787 0,837 0,311 0,230 0,819

58 ПС 16Е1 1Т 1с 0,249 0,140 0,788 0,837 0,334 0,248 0,820

59 ПС 16Е1 1Т 2с 0,237 0,125 0,785 0,835 0,324 0,235 0,817

60 ПС 16Е1 2Т 1с 0,231 0,119 0,782 0,833 0,313 0,230 0,815

61 ПС 16Е1 2Т 2с 0,230 0,118 0,782 0,832 0,308 0,229 0,815

65 ТП 10/0,4 4с 0,259 0,155 0,777 0,824 0,333 0,258 0,808

66 РУ BN-1 0,256 0,152 0,774 0,821 0,331 0,256 0,805

67 РУ BN-2 0,251 0,147 0,769 0,816 0,328 0,251 0,799

Продолжение таблицы 1



Uном (провалы напряжений глубиной до 40%). Это означает, что при длительности КЗ выше критиче-ской (tкз > Tкр) возможны сбои, сопровождающиеся расстройством технологического процесса.

При трехфазных КЗ вблизи шин 750 кВ (точка 1) и 330 кВ (точка 3); вблизи шин 500 кВ (точка 8) и 330 кВ (точка 9) остаточные напряжения на шинах подстанций 110 кВ, 10–6 и 0.4 кВ ОЭМК не превы-шает 0,3Uном. При трехфазных КЗ на РУ 110 кВ ПС «Металлургическая-750 (точка 6) и вблизи шин РУ-110 кВ ПС «Голофеевка» (точка 7) (табл. 1) остаточ-ные напряжения на шинах подстанций 110 кВ, 10–6 и 0.4 кВ составляют (0,4÷0,6) Uном.

Критическое время Tкр длительности КЗ (табл. 3)определяется тем, что при отключении КЗ за время,

меньше критического, происходит восстановление нормального режима во всех узлах нагрузки СЭС ОЭМК. После КЗ, длительностью 180 мс (рис. 3), восстановление напряжения проходит неуспешно, так как в течение 1с напряжение некоторых секций не превышает 0,7Uном, а для ПС 91 Е1 2с, 95К 2с 10кВ, 95К 2с 6кВ, 97К 2с 6 кВ, РП 100 10 кВ даже снижается, что приведет к останову технологиче-ских процессов ряда производств ОАО «ОЭМК».

По данным расчетов самые глубокие провалы напряжения возникают на подстанциях 95К 2с 6 кВ, 95К 2с 10кВ, 97К 1с 6 кВ, 95К 1с 6 кВ, 94К 6кВ, 97К 2с 6 кВ, РП 100 10кВ 1с, когда остаточное напряже-ние в начальный момент его восстановления равно (0,39÷0,55)Uном. При таких напряжениях и с учетом

1 2 3 4 5 6 7 8

70 РП 98к 10кВ 1с 0,256 0,151 0,777 0,825 0,348 0,256 0,808

71 РП 98к 10кВ 3с 0,523 0,466 0,447 0,409 0,329 0,546 0,764

72 РП 98к 10кВ 2с 0,251 0,147 0,766 0,814 0,540 0,250 0,797

73 РП 100 10кВ 2с 0,530 0,474 0,455 0,418 0,322 0,553 0,769

74 РП 100 10кВ 1с 0,636 0,579 0,924 0,951 0,547 0,637 0,941

77 ТП-10/0,4кВ 4с 0,278 0,181 0,764 0,808 0,552 0,278 0,793

Окончание таблицы 1

ДатаГлубина провала напряжения, %

Число фаз

Длительность КНэ, сек.

Примечания

ПС 011е, 1 секция 10 кВ

08.05.2007 г. 21:35 10,50% Uа 0,12

08.05.2007 г. 01:22 11,20% Uв 4,20 Пуск мощного ЭД

12.05.2007 г. 02:44 11,30% Uа 4,71 Пуск мощного ЭД



ПС 95К 6 кВ

31.05.2007 г. 21:02 28,10% Uа 0,10



31.05.2007 г. 21:02 20,50% Uв 0,13

31.05.2007 г. 21:02 27,60% Uв 0,09



31.05.2007 г. 21:02 26,30% Uс 0,10

07.06.2007 г. 15:38 11,40% Uс 3,65 Пуск мощного ЭД

07.06.2007 г. 15:49 11,60% Uс 3,64 Пуск мощного ЭД

таблица 2Статистика экспериментальных исследований провалов напряжений,

полученных с помощью анализатора Ресурс UF-2M



1 2 3 4 5

ПС 97К 6 кВ



ПС 17е Т1

10.07.2007 г. 11:48 15,30% Uв 0,11

ПС 17е Т2

10.07.2007 г. 10:47 15,70% Uв 0,10

ПС 16е

21.07.2007 г. 20:38 13,50% Uа 0,09

25.07.2007 г. 20:32 12,40% Uа 0,34

25.07.2007 г. 20:32 12,70% Uв 0,35

25.07.2007 г. 20:32 11,30% Uс 0,13

30.07.2007 г. 14:33 11,20% Uс 0,08

21.07.2007 г. 20:38 15,40% Uса 0,09

25.07.2007 г. 20:32 11,90% Uса 0,31

30.07.2007 г. 14:33 12,00% Uса 0,09


таблица 3Критическое время КНЭ ОАО «ОЭМК», мс

Вид схемы электроснабженияместа 3‑х фазного КЗ (узел схемы замещения СэС)

1 3 6 7 8 9 13

Исходная схема 180 150 180 130 180 150 600

Отключение ВЛ-500 200 200

Отключение ВЛ-500 и ВЛ-110 Голофеевка 120 ∞

Отключение ВЛ-500 и СВ-330 140 ∞

Отключение ВЛ-500, СВ-330, СВ-110 на ГПП 140 ∞

Отключение ВЛ-500 и АТ-2 120 200 150

Отключение ВЛ-500 и АТ-3 150 200

Отключение Е-07 и вкл. Е-09 140 140

длительности переходных процессов 1÷3 с, непре-рывность технологических процессов производств нарушается. Из расчетов получили, что наиболее чувствительны к КНЭ подстанции (табл. 1): 95К и 97К 1с, 2с напряжением 6 кВ; 95К 1с, 2с напряжени-ем 10 кВ; 94К напряжением 6 кВ; РП 100 1с, 2с на-пряжением 10 кВ; РП 98к 3с напряжением 10 кВ; 91К 2с, 1с напряжением 10 кВ; 94К 2с напряжением 10 кВ; 011Е 1Т 1с; 011Е 2Т 2с и ТП, запитанные от ука-занных выше подстанций. Уровень напряжения для всех вышеуказанных секций в аварийных режимах, вызванных КЗ во внешней питающей сети (отме-ченных цветом) не превышает 0,69Uном в начальный

момент восстановления напряжения, что вызовет в конечном счете останов технологии.

Низкий уровень напряжения (U<0,8Uном) в тече-ние времени 0,1÷0,75мс с момента начала процесса восстановления напряжения, способный вызвать отключение отдельных машин и механизмов на-блюдается для секций ПС 12Е1 12с, ПС 12Е1 22с, ПС 12Е1 21с, ПС 011Е 2Т 4с, ПС 011Е 1Т 3с, ПС 11.1К 2с, ПС 94К 1с 10кВ, ТП-10/0,4 BN-1, BN-2 и др. (табл. 1).

Для подстанций и РУ напряжением 330-750 кВ (табл. 1) напряжение не снижается ниже 0,96Uном во время переходного процесса восстановления напряжения системы электроснабжения комбина-



та. С точки зрения влияния места КЗ на низкий уровень остаточных напряжений во время пере-ходного процесса восстановления напряжения, то наибольшее воздействие оказывают КЗ на шинах в точках 3, 1, 8, 9.

Для исходной схемы СЭС комбината трехфаз-ные КЗ во внешней питающей сети в режиме мак-симальных нагрузок приводят к следующему.

1. Минимальное критическое время длитель-ности КЗ (Ткр=0,12с) имеет место при КЗ в точке 7 (табл. 3). При большей длительности внешнего КЗ происходит нарушение устойчивости электродвига-тельной нагрузки подстанций 91Е1 1с, 96К 6 кВ 1с, 97К и выпадение СД из синхронизма.

2. При КЗ в точке 9 критическое время длитель-ности КЗ (Ткр=0,15с), а при большей длительности КЗ происходит нарушение устойчивости электро-двигательной нагрузки ПС 91Е1 1с, 96К 6 кВ 1с, 97К и выпадение СД из синхронизма.

3. При КЗ в электрических сетях 750кВ и в точке 7, а также в сетях 500 кВ ПС «Старый Оскол-500» (Ткр=0,18с), а при большей длительности КЗ проис-ходит нарушение устойчивости электродвигатель-ной нагрузки ПС 91Е1 1с, 96К 6 кВ 1с, 97К и выпа-дение СД из синхронизма.

4. При КЗ в электрических сетях 110кВ ПС «Ста-рый Оскол-500» критическое время длительности КЗ велико и равно (Ткр=0,6 с), т. е. за это время автоматика должна отключить КЗ без последствий для комбината.

5. При КЗ в электрических сетях 330 кВ ПС «Металлургическая-750», «Старый Оскол-500» остаточное напряжение во всех узлах нагрузки комбината находится на уровне Uост=(0.2–0.5)Uном

для начального момента КЗ и затем уменьшается более чем в 2 раза к моменту отключения КЗ, т. е. провалы напряжения доходят до всех потребителей комбината одновременно.

6. Критическое время длительности КЗ часто определяется тем, что двигатели СДКП после вы-падения из синхронизма под нагрузкой не синхро-низируются и отключаются от электрической сети. Поэтому наиболее критичными к КЗ являются РП 95К (6кВ) и РП 97К (6 кВ), питающиеся от ПС 91Е1. Синхронные двигатели СТД после выпадения из синхронизма успешно ресинхронизируются под на-грузкой. Поэтому РП 95К 10 кВ, 11.1К, от которых запитаны эти двигатели менее чувствительны к провалам напряжения при КЗ,

7. После отключения КЗ и восстановления нор-мального электроснабжения за счет самозапуска электродвигателей (при котором протекают боль-шие токи Iкз=(3–5)Uном, напряжение узлов нагрузки еще долгое время находится ниже, чем 0,7Uном. Общая длительность провалов напряжения в узлах нагрузки ∆Uпр≥0,3Uном составляет 0,7÷1 с.

При различных аварийных и эксплуатационных режимах схемы электроснабжения и конфигурации СЭС комбината получили следующие результаты (табл. 3). Отключение воздушной ЛЭП 500 кВ ПС

Рис. 3. Осциллограммы напряжений ПС 95К, 97К, 91Е1 при КЗ в точке 1 (Tкз=0,18с > ткр) и после его отключения.



«Металлургическая-750» – ПС «Старый Оскол-500» влияет на критическую длительность КЗ. При КЗ в электрических сетях 750кВ ПС «Металлургическая-750» и в сетях 500 кВ ПС «Старый Оскол-500» критическое время длительности КЗ составляет 0,2 с (вместо Ткр=0,18с в исходной схеме СЭС комбина-та). При КЗ в электрических сетях др. номинальных напряжений Ткр не меняется.

Отключение ВЛ-500 кВ кВ ПС «Металлургическая-750» – ПС «Старый Оскол-500» и ВЛ-110 кВ ПС «Старый Оскол-500» – РП «Голофеевка» приводит к уменьшению критического времени длительности КЗ до 0,12 с (вместо Ткр=0,13с). При КЗ в электриче-ских сетях 110 кВ ПС «Старый Оскол-500» устойчи-вость нагрузки не нарушается Ткр=∞.

Для режима с отключенными СВ в РУ 330 кВ ПС 102С уменьшается критическое время длитель-ности КЗ до 0,14с (вместо Ткр=0,15с). При КЗ в элек-трических сетях 330 кВ ПС «Старый Оскол-500» устойчивость нагрузки не нарушается Ткр=∞.

В режиме раздельной работы автотрансформа-торов ГПП 330/110 кВ как со стороны напряжения 330 и 110 кВ и раздельной работы секций 110 кВ ПС 011Е уменьшается критическое время длитель-ности КЗ до 0,14с (вместо Ткр=0,15с). При КЗ в элек-трических сетях 330 кВ ПС «Старый Оскол-500» устойчивость нагрузки не нарушается Ткр=∞, тогда как в исходном режиме Ткр=0,15с.

В режиме с отключенным автотрансформатором АТ-2 ГПП 330/110 кВ изменяется критическое время длительности КЗ при коротких замыканиях в элек-трических сетях 330 кВ ПС «Металлургическая-750» Ткр=0,12с (вместо Ткр=0,15с). При отключении авто-трансформатора АТ-3 ГПП 330/110 кВ увеличивается критическое время длительности КЗ при коротких замыканиях в электрических сетях 330 кВ ПС «Ста-рый Оскол-500» Ткр=0,2с (вместо Ткр=0,15с).

В режиме с отключенной ЛЭП 110 кВ РП «Голо-феевка» – ПС 011Е и переводе питания всех секций РУ-110 кВ ПС 011Е от РУ-110 кВ ГПП 330/110 крити-ческое время длительности КЗ при коротких замы-каниях в сетях 330 кВ ПС «Металлургическая-750» и ПС «Старый Оскол-500» составляет 0,14 с (вместо Ткр=0,15с в исходной схеме СЭС комбината).

Для подстанций и РУ 330–750 кВ напряжение не снижается ниже 0,96Uном во время переходно-го процесса восстановления напряжения системы электроснабжения ОАО «ОЭМК». С точки зрения неблагоприятного влияния места КЗ на уровень остаточных напряжений во время переходного про-цесса после восстановления напряжения наиболь-шее воздействие оказывают КЗ в точках 1, 3, 8, 9.

Статистика инструментальных исследований (табл. 2) показывает, что провалы напряжения яв-ляются следствием как аварийных режимов (во внешних и во внутренних сетях предприятия), так и нормальных режимов пуска электрооборудования (высоковольтных двигателей и др. мощной нагруз-ки). Из 21 случая провалов напряжения за период со 2 мая по 31 июля 2007 г.: в двух случаях длитель-ность провала 0,13 с, а глубина больше 19,1%; в одном случае длительность провала 0,12 с, а глу-бина 10,5%; в одном случае длительность провала 0,11 сек., а глубина 15,3%; в шести случаях длитель-ность провала 0,10 с, а глубина от 15,7 до 28,1%; в пяти случаях длительность провала 0,08–0,09 с, а глубина от 11,2 до 27,6%; в оставшихся случаях – глубина провалов напряжения 10,1–11,0%, а дли-тельность 40–70 мс.

Статистика провалов напряжений свидетель-ствует (табл. 2): однофазных провалов напряже-ния было 20 глубиной 9,4÷100% и длительностью 48÷146 мс; двухфазных провалов напряжения было 8 глубиной 8,4÷29,50% и длительностью 72÷184 мс; трехфазных провалов напряжения было 16 глуби-ной 13,3÷77,6% и длительностью 78÷203 мс.

Глубина и длительность провала напряжения по фазам различна для одного и того же аварийного режима. При пуске высоковольтных СД на РП 95К наблюдаются провалы напряжения глубиной до 11,9% и длительностью до 3,8 с; при пуске высо-ковольтных ЭД на РП 97К наблюдаются провалы напряжения глубиной до 10,7% и длительностью до 3,5 с; при пуске электродвигателей, запитанных от ПС 11.1К, наблюдаются провалы напряжения глуби-ной до 12,3% и длительностью до 5,1 с.

Осциллограммы аварий 08.09.2007, когда при однофазном КЗ в фазе «С» в линии WL303 ГПП, питающей трансформатор 110/10/10кВ Т1 подстан-ции 17Е, показали провал 47,2% от Uном по одному вводу и 34% по второму РУ-330 кВ. Провал на-пряжения в РУ-110 кВ на всех четырех секциях со-ставил 91% при длительности провала везде 73 мс. Помимо отключения трансформатора Т1, произо-шло отключение технологического оборудования: роликовые грохота, обжиговая машина, приводы постоянного тока I группы клетей, главные приводы черновой группы, среднего и мелкого сорта, два высоковольтные СД кислородных компрессоров и устройства динамической компенсации. Для по-вышения устойчивости производств СПЦ-1, СПЦ-2, ЭСПЦ и др. предлагаються системные решения путем переключения схемы электроснабжения на ГПП с возможным строительством ВЛ и состоянием



существующих Вл 110 кВ:Вариант 1-Раздельный режим работы авто-

трансформаторов АТ-2 и АТ-6 ГПП как по стороне 330 кВ, так и по стороне 110 кВ. АТ-6 запитан от под-станции «Старый Оскол-500», АТ-2 от подстанции «Металлургическая-750»;

Вариант 2 – Раздельный режим работы авто-трансформаторов АТ-2 и АТ-6 с отключенной ВЛ 110 кВ РП «Голофеевка» – ПС 011Е, включена в работу построенная линия 110 кВ «Старый Оскол-500» – ПС 011Е;

Вариант 3 – раздельный режим работы авто-трансформаторов АТ-6, АТ-2 с отключенными ВЛ – 110 кВ РП «Голофеевка» – ПС 011Е и построенной «Старый Оскол-500» – 011Е;

Вариант 4 – раздельный режим работы авто-трансформаторов АТ-6, АТ-2 с отключенными ВЛ – 110 кВ РП «Голофеевка» – ПС 011Е и ВЛ-500, вклю-

чена в работу построенная линия 110 кВ «Старый Оскол – 500» – ПС 011Е.

Самые высокие уровни остаточных напряжений (табл.4) в начальный момент КЗ и в момент вос-становления электроснабжения достигаются для варианта 4

В связи с невозможностью отключения на дли-тельный период ВЛ ПС «Металлургическая – 750» – ПС «Старый Оскол – 500» считаем оптимальным вариант 2. На рис. 4 приведена концепция повы-шения непрерывности технологических процессов производств комбината.

1. Для повышения устойчивости работы элек-трооборудования основных производств в РУ-330 кВ ПС 102С путем оперативных переключений ком-мутационных аппаратов необходимо осуществить (рис. 5) пересоединение двух ЛЭП-330 кВ от ПС «Металлургическая-750» и ПС «Старый Оскол-

узлы нагрузки СэС Исходный Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4

1 2 3 4 5 6

1 Металлург-750 кВ 0,343 0,397 0,397 0,394 0,335

2 Металлург-330 кВ 0 0 0 0 0

3 Металлург-110 кВ 0,072 0,110 0,100 0,152 0,13

4 Голофеевка110 кВ 0,101 0,155 0,140 0,214 0,182

5 Металлург. 500 кВ 0,364 0,544 0,545 0,536 0,335

6 СтарыйОскол-500 0,375 0,625 0,625 0,613 0,818

7 Старый Оскол330 0,163 0,588 0,588 0,577 0,766

8 Старый Оскол110 0,343 0,569 0,572 0,519 0,744

11 ГПП 330кВ-4 W1-A2 0,037 0,565 0,566 0,555 0,734

12 ГПП 330кВ-1 W1-A1 0,037 0,565 0,566 0,555 0,734

14 ГПП 110кВ-3 W3-B1-A1 0,114 0,628 0,628 0,618 0,786

18 WB1 ПС14Е1 10кВ 0,145 0,636 0,637 0,627 0,788

20 WB3 ПС14Е1 10кВ 0,152 0,633 0,633 0,624 0,782

24 ПС 91 Е1 1с 0,512 0,538 0,772 0,606 0,857

25 ПС 91 Е1 2с 0,578 0,845 0,845 0,840 0,926

26 ПС 95К 1с 10кВ 0,481 0,508 0,764 0,582 0,858

27 ПС 95К 2с 10кВ 0,576 0,846 0,846 0,841 0,929

28 ПС 95К 1с 6 кВ 0,517 0,542 0,772 0,609 0,855

29 ПС 95К 2с 6 кВ 0,595 0,847 0,846 0,841 0,923

30 ПС 97К 1с 6 кВ 0,529 0,551 0,771 0,614 0,850

31 ПС 97К 2с 6 кВ 0,603 0,843 0,843 0,838 0,916

32 ПС 011Е 1-1,2-1 0,117 0,170 0,593 0,293 0,753

34 ПС 12Е1 11с10кВ 0,235 0,670 0,670 0,662 0,804

36 ПС 12Е1 22с 0,231 0,669 0,669 0,661 0,805

таблица 4Напряжение на секциях РУ в начальный момент КЗ в точке 3

для различных режимов работы СЭС ОАО «ОЭМК»



1 2 3 4 5 6

39 ПС 011Е 2Т 2с 0,311 0,720 0,720 0,712 0,846

41 ПС 011Е 2Т 4с 0,254 0,689 0,689 0,681 0,823

43 ПС 91К 2с 10кВ 0,339 0,723 0,723 0,715 0,844

45 ПС 11.1К 2с 0,255 0,689 0,689 0,681 0,823

47 ПС 94К 1с 0,254 0,689 0,689 0,680 0,823

49 ТП-10/0,4кВ Т1 0,232 0,662 0,662 0,653 0,794

50 ТП-10/0,4кВ Т2 0,299 0,674 0,674 0,667 0,790

52 ПС 17E 1T 2c 0,119 0,631 0,631 0,621 0,789

54 ПС 17Е 2Т 4с 0,118 0,632 0,632 0,622 0,790

56 ТП 10/0,4 2с 0,165 0,641 0,641 0,632 0,788

57 ТП 10/0,4 3с 0,156 0,639 0,639 0,630 0,788

59 ПС 16Е1 1Т 2с 0,125 0,632 0,632 0,622 0,788

61 ПС 16Е1 2Т 2с 0,118 0,628 0,628 0,618 0,786

63 ТП 10/0,4 2с 0,162 0,637 0,637 0,628 0,784

65 ТП 10/0,4 4с 0,155 0,633 0,633 0,624 0,781

66 РУ BN-1 0,152 0,630 0,630 0,621 0,778

68 ТП-10/0,4 BN-2 0,187 0,637 0,637 0,628 0,777

70 РП 98к 10кВ 1с 0,151 0,107 0,107 0,107 0,109

71 РП 98к 10кВ 3с 0,466 0,495 0,758 0,572 0,854

73 РП 100 10кВ 2с 0,474 0,502 0,763 0,578 0,858

74 РП 100 10кВ 1с 0,579 0,848 0,848 0,842 0,930

75 ТП-10/0,4кВ 2с 0,186 0,144 0,144 0,144 0,146

76 ТП-10/0,4кВ 3с 0,483 0,510 0,759 0,583 0,849

77 ТП-10/0,4кВ 4с 0,181 0,140 0,397 0,140 0,141


500». Одну из ЛЭП-330 кВ ПС «Старый Оскол-500» подключить к секции 330 кВ автотрансформатора АТ-6, а другую – от ПС «Металлургическая-750» к секции 330 кВ автотрансформатора АТ-3. При этом будет обеспечено электроснабжение «спокойной» и «неспокойной» нагрузки комбината от двух неза-висимых вводов.

В предлагаемых нами вариантах остаточное напряжение при КЗ в точках 3 и 9 напряжение на смежных секциях подстанций существенно выше, чем в исходном режиме. Схему РУ 330 кВ ГПП на период планового отключения со стороны НВАЭС или КАЭС целесообразно вернуть в исходный ре-жим СЭС.

2. После реконструкции РУ-330 кВ ПС 102С це-лесообразным режимом работы автотрансформа-торов АТ-2 и АТ-6 и секций РУВ-110 кВ ПС 011Е явля-ется режим раздельной работы (при выключенных секционных выключателях в нормальном режиме). При этом обеспечивается независимость вводов на ПС 110 кВ по отношению к провалам напряжения от

внешних КЗ (любой провал напряжения отражает-ся только на одном из вводов), а также создаются благоприятные условия для эффективного исполь-зования быстродействующего АВР на РП-6-10 кВ.

3. На проблемных РП-6-10 кВ (в первую очередь 11.1К, 97К, 95К, 91К) необходимо внедрить ком-плекс быстродействующих АВР (БАВР) на вводных и секционных выключателях (с заменой существую-щих на вакуумные типа VM-1T, VD-4, Evolis, ВБЭ, ВВ/TEL). Максимальное время переключения на резервный источник составит: 30÷50 мс с выклю-чателями VM-1T, ВБЭ; 55-90 мс – с Evolis, VD-4. При этом БАВР обеспечит: защиту от любых аварийных режимов на каждом из вводов; снижение чувстви-тельности нагрузок РП – 6 (10) кВ и питающихся от них ТП-6 (10)/0,4 кВ по отношению к провалам напряжения от внешних КЗ, т. к. переключение на резервный ввод за 50 (70) мс не приведет к значи-тельному снижению напряжения

4. Для повышения устойчивости электрообо-рудования СПЦ-1, СПЦ-2, ЭСПЦ и проблемных ПС



предлагаются решения по изменению схемы элек-троснабжения ГПП. При этом достигаются высокие уровни остаточных напряжений в начальный момент КЗ (табл. 4) и в момент восстановления электро-снабжения. Предлагаются варианты: 1. Раздельная работа автотрансформаторов АТ-2 и АТ6 ГПП как по стороне 330кВ, так и по стороне 110кВ. АТ-6 за-питан от подстанции «Старый Оскол-500», АТ-2 от подстанции «Металлургическая-750». 2. Раздельный режим работы автотрансформаторов АТ-6 и АТ-2 с отключенной ВЛ-110кВ РП «Голофеевка» – ПС 011Е, включена в работу построенная линия 110кВ «Ста-рый Оскол-500» – ПС 011Е. 3. Раздельный режим работы автотрансформаторов АТ-6, АТ-2 и включен-ными линиями110кВ существующей РП «Голофеев-ка» – ПС 011Е и построенной «Старый Оскол-500» – 011Е. 4. Раздельный режим работы автотрансфор-маторов АТ-6, АТ-2 с отключенными ВЛ-110 кВ РП «Голофеевка» – ПС 011Е и ВЛ-500, включена в работу построенная линия 110кВ «Старый Оскол-500» – ПС 011Е. Самые высокие уровни остаточных напряжений (табл. 4) в начальный момент КЗ и в

момент восстановления электроснабжения дости-гаются для варианта 4. В связи с невозможностью отключения на длительный период ВЛ 500 кВ ПС «Метал-лургическая-750» – ПС «Старый Оскол-500» считаем оптимальным вариант 2.

5. Для исключения сбоев в работе устройств управления технологическими процессами, вызы-ваемых провалами напряжения на вводах в це-пях питания этих устройств, считаем необходимым установку динамических компенсаторов искажений напряжения (ДКИН) как групповых для основных производств СПЦ-1, СПЦ-2, ЭСПЦ, так и индиви-дуальных. По сравнению с ИБП ДКИН обладает следующими преимуществами: устраняет несим-метрию напряжений по фазам и несинусоидаль-ность в нормальном режиме работе; обеспечивает надежное и непрерывное электроснабжение потре-бителей за счет IGBT-преобразователя напряжения и вольтодобавочных трансформаторов в случае аварийных и ненормальных режимов в питающих электрических сетях. Ориентировочная удельная стоимость ДКИН составляет 10000 руб./кВА.

Рис. 4. Концепция повышения непрерывности технологических процессов при КЗ во внешних и внутренних сетях.



Рис. 5. Пре

длагае

мая

схе

ма за

мещ

ения вн

ешне

й эн

ергоси

стем

ы О

АО «ОЭМК» с ра

спре

дел

ением

пот

оков

мощ

ности в ре

жиме мак

симальн

ой

элек

троп

ечно

й на

груз

ки

18 сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт


В промышленных электрических сетях под-ключение потребителей с нелинейными вольт-амперными характеристиками вызывает искаже-ние синусоидальной формы кривых тока и напря-жения. В этом случае переменный ток (напряже-ние) кроме основной гармоники 50 Гц содержит и гармоники более высоких порядков, кратность ко-торых зависит от вида нелинейной нагрузки. Так, индукционные печи с тиристорными преобразова-телями частоты и электроприводы с вентильными преобразователями вызывают появление гармо-ник 5, 7, 11,13 порядков, дуговые печи – гармоники 2, 3, 4, 5, 7, 9 и более высоких порядков, сварочные установки переменного тока – гармоники 3, 5 и 7 порядков.

Высшие гармоники в питающем напряжении вредно воздействуют на ряд приемников элек-трической энергии. Появляются дополнительные

потери в электрических машинах, сетях и транс-форматорах, пропускная способность которых снижается. Значительно сокращается срок служ-бы изоляции электрических двигателей, кабелей и конденсаторов. Появляется вероятность возник-новения резонансных явлений в сетях с батарея-ми конденсаторов, что часто является причиной выхода последних из строя. Ухудшается работа устройств автоматики, телемеханики и связи, зна-чительно возрастают погрешности измерительных приборов и различного рода датчиков. Высшие гармоники часто являются причиной сбоев в ра-боте вычислительных машин, систем управления вентильными преобразователями и автоматиче-ских регуляторов.

Нелинейные нагрузки потребляют из сети зна-чительную реактивную мощность. Дефицит реак-тивной мощности и генерация в сеть высших гар-

А. Буре,канд. тех. наук

И. Буре,канд. тех. наук

И. Хевсуриани,канд. тех. наукД. Нурмеева,

студ. МЭИ (ТУ)

силовые гиБриДные ФилЬтры Для улучшения ЭлеКтроМАгнитноЙ оБстАновКи в проМышленных сетях

19сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонтсентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт


моник приводят к ухудшению таких показателей качества электрической энергии, как отклонения напряжения и несинусоидальность напряжения.

Для улучшения электромагнитной обстановки и снижения уровня высших гармоник в электри-ческих сетях существуют два основных метода: улучшение формы кривой тока, потребляемого нелинейной нагрузкой из питающей сети, и рацио-нальное построение сети.

Первый метод реализуется за счет исполь-зования специальных законов управления и со-вершенствования схем преобразователей, при-менения эквивалентных многофазных режимов работы группы преобразователей, использования специальных режимов работы трансформаторов с компенсацией высших гармоник магнитного по-тока или наложениям токов высших гармоник на токи обмоток трансформатора и др.

Второй метод может быть реализован рядом способов, наиболее распространенными из ко-торых являются: питание трансформаторов пре-образователей на повышенном напряжении 110– 220 кВ, питание нелинейных потребителей от от-дельных трансформаторов или отдельных обмоток трехобмоточных трансформаторов, подключение нелинейной нагрузки в точку с наибольшой мощ-ностью короткого замыкания, использование си-ловых фильтров.

Силовые фильтры являются многофункциональ-ными устройствами, поскольку наряду с фильтра-цией высших гармоник могут генерировать в сеть реактивную мощность, их удобно использовать в работающих сетях, когда остальные способы сни-жения высших гармоник уже реализованы. Поэтому они нашли широкое применение в распределитель-ных и цеховых сетях промышленных предприятий при повышенных уровнях коэффициента искаже-ния синусоидальности напряжения, при заведомо высоких уровнях гармоник, генерируемых рабо-тающими или вновь устанавливаемым оборудова-нием. Силовые фильтры переменного тока можно разделить на две большие группы по принципу действия: шунтирование токов высших гармоник и генерация фильтром сигнала гармоник (одной или нескольких) тока или напряжения в противофазах с соответствующими гармониками в сети.

К первой группе относятся пассивные LC − фильтры, совмещающие, как правило, функции фильтрации высших гармоник и компенсации ре-активной мощности.

Вторая группа является классом новых сило-вых фильтров – активных и гибридных, имеющих

дополнительный источник энергии для получения компенсирующего сигнала в виде тока или на-пряжения.

У активных фильтров компенсирующий сигнал может подаваться как в последовательнрую, так и в параллельную цепь относительно источника по-мехи. Последовательный активный фильтр явля-ется источником дополнительной ЭДС, выходное напряжение которого направлено встречно с на-пряжением источника высших гармоник.

При подключении активного фильтра к узлам питающей сети параллельно нелинейной нагрузке он является источником тока, которой подается в сеть противофазе с током высших гармоник, про-текающим в цепи «сеть – нелинейная нагрузка».

Одновременно происходит компенсация мощ-ности искажений, вызываемой высшими гармони-ками от нелинейной нагрузки.

Для реализации схем силовых активных филь-тров применяют силовые преобразовательные устройства, нагрузкой которых является накопи-тель электромагнитной энергии (реактор, батарея конденсаторов, аккумулятор), а для управления ключевыми элементами используются принципы высокочастотной импульсной модуляции.

Кроме чисто активных фильтров для компен-сации токов высших гармоник используют гибрид-ные фильтры, объединяющие активные и пассив-ные элементы в одно устройство.

Схемы соединения активной части и пассивных элементов могут быть весьма разнообразны. В большинстве схем пассивной частью гибридно-го фильтра является один или два резонансных контура, настроенных на 5-ю или 5-ю и 7-ую гар-моники.

Активная часть, работая как генератор тока или генератор напряжения, позволяет иметь пас-сивную часть с некритически настроенным конту-ром и с малой его добротностью. Активная часть обычно состоит из управляемого усилителя с ШИМ и осуществляет и компенсацию потерь в пассив-ных элементах и поддержание их в состоянии резонанса.

Структурно гибридные фильтры могут быть выполнены различным образом: с включением активной части последовательно в питающую сеть (рис. 1, а), с параллельным включением активных и пассивных элементов (рис. 1, б) с последователь-ным включением пассивного и активного элемен-тов (рис. 1, в), с включением типового активного фильтра через емкостной делитель (рис. 1.5, г) или параллельно реактору резонансного LC − контура



(рис. 1, д). Кроме того, возможен синтез схем рис. 1,а и б, или схем рис. 1,а и в.

Для сравнения на рис. 1,е дана структурная схе-ма типового активного фильтра, мощность которо-го должна быть рассчитана на подавление полного сигнала помехи, то есть всего спектра высших гармоник тока (или напряжения), в то время как в гибридных фильтрах (рис. 1, а, б и в) основные гармоники (5-ая 7-ая) подавляются в LC − контурах пассивного элемента и активная часть может быть рассчитана на подавление неканонических гармо-ник и гармоник более высоких порядков и, соот-ветственно, на меньшую мощность. Что касается схемы рис. 1, г, то благодаря резонансу в цепи LС2, активный фильтр оказывается подключенным на напряжение значительно ниже сетевого, поэтому его мощность может быть снижена на ¼ по сравне-нию с мощностью типового фильтра.

Фильтр по схеме рис. 1, д имеет свойства ши-рокополосного с высокой добротностью и мощно-стью на порядок меньшей, чем в схемах рис. 1 а, б и в.

В целом, последовательное подключение ак-тивного элемента менее предпочтительно, чем параллельное, главным образом, по надежности и стоимостным показателям.

В качестве примера на рис. 2−5 приведены функциональные схемы гибридных фильтров, со-ставленные по публикациям /1, 2/.

На рис. 2 представлена схема трехфазного ги-бридного фильтра, где параллельно нагрузке под-ключен трехфазный LC − фильтр, настроенный на 5; 7 или большие гармоники. LC – фильтры фаз ZF1, ZF2, ZF3 соединены между собой в звезду. Активная часть представляет собой управляемый инвертор, который подключен параллельно нагрузке через первичные обмотки трансформаторов (датчиков тока − D), роль источника напряжения выполняет конденсатор С. На выходе инвертора установлены дополнительные LC − фильтры малой мощности, предназначенные для уменьшения скачков напря-жения на выходе инвертора. Вторичные обмотки трансформаторов (D) включены последовательно с источником питания. Отношение числа витков первичной и вторичной обмоток датчика тока за-висит как от напряжения питания, так и от полного сопротивления короткому замыканию сети, сопро-тивления ZL, напряжения UC на конденсаторе C, а также от амплитуд высших гармоник тока потре-бителя − iо.

В схеме гибридного фильтра на рис. 3 активная часть также выполнена по схеме инвертора на- Рис. 1.

пряжения, а входные трансформаторы (датчики напряжения D) включены последовательно с LC − фильтрами пассивной части. Степень фильтрации высших гармонических составляющих зависит от отклонения напряжения питания UL и не зависит от отклонения тока потребителя iо.

На рис. 4 показана схема гибридного фильтра аналогичного фильтру на рис. 3, но с возможно-стью не только устранять высшие гармоники, но и компенсировать реактивную мощность. В отличие от двух предыдущих схем активной частью явля-ются инвертор тока, а управляющим сигналом − ток IF (D).

Приведенный на рис. 5 гибридный фильтр имеет аналогичную топологию вышеописанному фильтру, с тем отличием, что пассивная часть со-стоит из LC-цепочки, настроенной на одну высшую гармонику, как правило, самую мощную, 5-ую. Вместо дополнительного фильтра установлен RC − ограничитель пере-напряжений, которые могут появиться, поскольку активная часть является источником тока. Достоинством данной схемы яв-ляется возможность точной настройки пассивной части на одну из высших гармоник. Основной не-достаток – невозможность одновременной филь-трации и компенсации реактивной мощности.

На рис. 6 дан график сравнения содержания высших гармоник в питающей сети при приме-нении рассмотренных типов схем фильтров. Из рисунка видно, что лучшими с точки зрения сниже-



Рис. 2.

ния уровня высших гармоник в питающей сети яв-ляются системы с дополнительными источниками тока, особенно система изображенная на рис. 4. Системы с дополнительным источником напряже-ния (рис. 2 и 3) также имеют похожие фильтрую-щие свойства, однако хуже систем с дополнитель-ным источником тока (рис. 4 и 5). Одновременно с этим, схемы гибридных фильтров по рисункам 4 и 5 лучше, чем пассивные LC – фильтры.

С точки зрения влияния на переходные процес-сы, лучшие свойства имеют схемы с дополнитель-ными источниками напряжения (рис. 3 и 4). Это связано с ограничивающим действием резистора Rh в пассивной части этих систем, а также их лучшими характеристиками при изменениях на-пряжения.

Все рассмотренные гибридные фильтры имеют тот недостаток, что выходной ток (или напряже-ние), выдаваемый в противофазе составляющей сетевого тока (напряжения), не совпадает с ней

по форме (в силу специфики работы инвертора), в результате чего в спектре сетевого тока (напряже-ния) появляются дополнительные гармонические составляющие.

Кроме того, активная часть отличается повы-шенной сложностью алгоритмов управления и большими аппаратурными затратами, необходи-мыми для ее реализации. Указанных недостат-ков удалось избежать в фильтре, разработанном на кафедре Электроснабжения промышленных предприятий Московского энерге-тического ин-ститута /3/, принципиальная схема которого по-казана на рис. 7. Этот фильтр по структуре близок к фильтрам рис. 1,в, но представляет собой ком-бинацию фильтрокомпенсирующего устройства (ФКУ) широко используемого в промышленных сетях и состоящего из n − резонансных контуров, с после-довательно включенным каналом актив-ной фильтрации, такой фильтр назван комбини-рованным (КФ).



Рис. 3.

Рис. 4.


проблемы и решения проблемы и решенията

блица 1

Сра

внен

ие ра

злич

ных ви

дов

фил

ьтро

в

Па

ра

ме

тры

с

ети

и

на

груз

ки

Ви

д

фи

льт

ра

Па

ра

ме

тры

LC

‑ко

нту

ра

па

сс

ив

но

го

эл

ем

ен

та ф

ил

ьтр

а и

е

го д

об

ро

тно

сть

Па

ра

ме

тры

а

кти

вн

ого

э

ле

ме

нта

отн

ос

ите

льн

ая

(в %

) м

ощ

но

сть

ак

тив

‑н

ого

эл

ем

ен

та

SА

э/S

гар

м

Стр

ук

тур

на

я и

ли

пр

ин

ци

пи

ал

ьна

я сх

ем

аП

ри

ме

ча

ни

е

12

34

56

7

UC

= 4

40 B

f =

60

ГцS

H =

220

кВ

А

Акт

ивн

ый

пара

лл

ельн

ый

—U

АЭ

= 2

54

ВI 5

= 1

00

АS

АФ

= 2

5,4

кВА

100%

Ри

с. 1

, е

UC

= 4

40 B

f =

60

ГцS

H =

220

кВ

А

Гибр

ид

ный

с по

след

оват

ель-

ным

сое

д.

ПЭ

и А

Э

C5

= 5

25 м

кФL 5

= 1

3,48

мГн

UА

Ф =

111

ВI 5

= 1

00

АS

АФ =

11,

2 кВ

А4

4%Р

ис.

1,

в

UC =

20

0 B

f =

50

ГцS

H =

20

кВА

Гибр

ид

ный

с по

след

оват

ель-

ным

АЭ

C5

= 3

40 м

кФL 5

= 1

,2 м

ГнC

7 =

170

мкФ

L 7 =

1,2

мГн

Q =

14

SП

Э =

10

кВА

SА

Ф=

0,4

5 кВ

А2,

3% (

*)Р

ис.

1,

аC

В =

30

0 м

кФL B

= 0

,26

мГн

RB =

3 О

м

UC =

380

Bf

= 5

0 Гц

SH =

15

кВА

Гибр

ид

ный

с по

след

оват

ель-

ным

сое

д.

ПЭ

и А

Э

C5

= 3

7,5

мкФ

L 5 =

10,

8 м

ГнC

7 =

37,

5 м

кФL 7

= 5

,5 м

ГнQ

= 1

0

UА

Ф =

40

ВI 5

= 2

5 А

SА

Ф =

1,0

кВ

А19

%Р

ис.

1,

вL К

= 1

0 м

Гн

UC

= 4

40 B

f =

60

ГцS

H =

220

кВ

АГи

бри

дны

йC

ф =

525

мкФ

L ф =

0,5

4 м

ГнQ

= 8

0

UА

Э =

107

ВI А

Э =

10

АS

АФ =

1,0

7 кВ

А4,

2%Р

ис.

1,

д

UC

= 1

10 B

f =

50

ГцS

H =

4,5

кВ

АГи

бри

дны

йC

ф =

270

мкФ

L ф =

1,6

мГн

Q =

35

SА

Э =

0,2

4 кВ

А5,

3%Р

ис.

1,

дC

B =

20

мкФ

L K =

0,5

мГн

RB =

3 O

м

UC =

220

Bf

= 5

0 Гц

SH =

52

кВА

Гибр

ид

ный

Cф =

810

мкФ

L ф =

0,5

мГн

Q =

7S

ПЭ =

37

кВА

SА

Э =

6,0

кВ

А11

,5%

Ри

с. 1

, д

CB =

120

мкФ

L K =

0,5

мГн

RB =

0,5

Oм

UC =

20

0 B

f =

50

ГцS

H =

20

кВА

Гибр

ид

ный

с по

сле-

дов

ател

ьны

м с

оед

. П

Э и

АЭ

C5

= 3

40 м

кФL5

= 1

,2 м

ГнC

7 =

170

мкФ

L7 =

1,2

мГн

SА

Э =

0,5

кВ

А1,

5% (

*)Р

ис.

1,

вC

B =

0,1

мкФ

L K =

10

мГн



12

34

56

7

UC

= 1

0 B

f =

40

ГцS

H =

30

кВА

Гибр

ид

ный

Cф =

95

4 м

кФL ф

= 0

,432

мГн

Q =

27

SА

Э =

16

0 кВ

А11

,5%

Ри

с. 1

, д

CB =

20

мкФ

L K =

2 м

ГнR

B =

83

Oм

UC =

380

Bf

= 5

40 Г

цР

рег

= 5

94 к

ВА

Ком

бини

ров

анны

й ф

ил

ьтр

C5

= 9

92 м

кФС

7 =

53

0 м

кФC

11 =

20

4 м

кФС

13 =

146

мкФ

L 5 =

L7

= L

11 =

L13

=

= 0

,13

5 м

Гн

SА

Э =

54

кВА

11%

Ри

с. 7

* – со

отно

шен

ие мощ

ностей

ука

зано

в источ

нике

, ос

тальн

ые ра

ссчи

таны

из ус

лов

ия ко

мпе

нсац

ии мощ

ности 5-ой ил

и 5-ой и 7-ой

гар

мон

ик.

UC – нап

ряж-ени

е се

ти,

SH – м

ощно

сть на

груз

ки,

UА

Э,

I АЭ,

SА

Э – нап

ряжен

ие, ток

и м

ощно

сть ак

тивн

ого эл

емен

та,

Sга

рм – м

ощно

сть вы

сших

гар

мон

ик, ген

ериру

емых на

груз

кой, Q

– добр

отно

сть па

ссивн

ого эл

емен

та.

Око

нчан

ие та

блицы 1 Принцип компенсации комбинированного фильтра за-

ключается в следующем. При прохождении тока v-ой гар-моники (v = 1, 2,3,… n) iv по элементам контура на активной сопротивлении rv контура появляется падение напряжения равное

Uv = ivrv. (1)

Активный элемент, выполняя роль «отрицательного со-противления» создает в последовательной с контуром цепи напряжение равное по величине и направленное встречно напряжению uv, т. е. «положительное» падение напряжения на контуре пассивного элемента от тока v-ой гармоники компенсируется «отрицательным» выходным напряжением UАЭ активного элемента. При этом весь ток v-ой гармоники проходит через комбинированный фильтр.

Для уменьшения мощности канала активной фильтра-ции в КФ все активные элементы резонансных контуров объединены в один общий активный элемент, включенный в общий нулевой провод каждой фазы. В этом случае для трехфазного ФКУ требуется три активных элемента, вме-сто 12-ти. Однако, при этом должно выполняться условие равенства резонансных сопротивлений контуров пассив-ной части комбинированного фильтра

Z1рез = Z2рез = Zvрез. (2)

Таким образом, комбинированный фильтр отличается от гибридных фильтров включением в нулевой провод одного общего активного элемента последовательно со всеми контурами пассивной части фильтра при необходимом вы-полнении условия (2). При этом источник питания активных элементов для всех трех фаз может быть один.

Слаботочная часть канала активной фильтрации, как цепь управления активным элементом, потенциально не связана с силовой частью. Разделительными элементами служат трансформаторы тока ДТ и напряжения Трвых специ-альной конструкции. Трансформатор тока является вход-ным элементом, а трансформатор напряжения выходным элементом канала активной фильтрации, дающим выход-ное напряжение UАЭ. Связь обоих трансформаторов на вто-ричной стороне осуществляется через усилитель, который формирует свой выходной сигнал U/

АФ пропорциональным току в общем проводе iф:

U/АФ = Ку iф, (3)

где Ку – коэффициент усиления усилителя. Благодаря равенству сопротивлений контуров, коэффициент усиления усилителя может быть постоянной величиной. Ток в общем проводе равен сумме токов всех резонансных контуров фазы.



Наиболее распространенными источниками высших гармоник в промышленных сетях явля-ются мостовые шестифазные выпрямители и ти-ристорные регуляторы напряжения. Общими для обоих типов являются гармоники v = 5, 7, 11, 13, 17, 19, 23, 25-ая и т. д. Наибольшие значения имеют первые четыре, поэтому пассивная часть комбини-рованного фильтра может содержать до четырех резонансных контуров, L5C5, L7C7, L11C11, L13C13, настроенных соответственно на частоты 250, 350, 550 и 650 Гц.

Параметры контуров выбираются из двух усло-вий:

обеспечения резонанса напряжений на со- ½ответствующих частотах

выдачи необходимой реактивной мощности. ½Первичные обмотки датчика тока и выходно-

го трансформатора соединены последовательно и включены в нулевой провод. В усилителе входной сигнал с датчика тока усиливается и меняет фазу на 180 эл. град. Таким образом, ток в первичной обмот-ке ДТ – iф и напряжение выходной обмотки Трвых – UАЭ будут в противофазе. Источник питания должен быть рассчитан на мощность усилителя с учетом потерь в элементах активной части фильтра. Рис. 6.

Рис. 5.

26 сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт

проблемы и решения рынок и перспективы

Основными показателями работы гибридных фильтров являются уровень коэффициента ис-кажения синусоидальности напряжения Кнс в пи-тающей сети и установленная мощность активной части. Коэффициент Кнс зависит в основном от полного сопротивления сети и точности настройки резонансного контура (или контуров) фильтра, а следовательно от точности работы системы управ-ления активной части. Мощность активной части зависит от двух основных факторов – суммарной составляющей уровня высших гармоник в питаю-щей сети и уровня основной гармоники 50 Гц, про-ходящей через фильтр.

В табл. 1 по данным отечественной и зарубеж-ной печати /4–7/ приведено сравнение гибридных фильтров и комбинированного фильтра. Сравне-ние показывает, что мощность активного элемента SАЭ отнесенная к полной мощности подавляемых гармоник, во-первых, зависит от добротности Q резонансных контуров (чем больше Q, тем меньше SАЭ/Sгарм), во-вторых, для средних значений Q (по-рядка 40) SАЭ/Sгарм составляет от 11 до 19 %.

Основным недостатком гибридных и активных фильтров является генерация преобразователеми фильтра гармоник более высоких порядков, чем подавляемые, для их фильтрации устанавливают-ся RВ CВ – фильтры и сглаживающие реакторы Lк

(параметры их указаны в графе При-мечание табл. 1). Свободен от этого недостатка комбинированный фильтр, кроме того, мощность активного эле-мента этого фильтра минимальна.

Что касается эффективности рабо-ты гибридных фильтров, то по сравне-нию с пассивными LC − фильтрами они обеспечивают снижение уровней токов высших гармоник в питающей сети в 10–20 раз (в зависимости от схемы фильтра). Комбинированный фильтр позволяет снизить коэффициент иска-жения синусоидальности напряжения в 4 раза по сравнению с ФКУ.

Таким образом, применение нового класса силовых фильтров-гибридных, позволит существенно улучшить элек-тромагнитную обстановку в промыш-ленных электрических сетях.

лИТеРАТуРА1. R. Strzelecki, H. Supronowicz,

Wspottczennik mocy w systemach zasilania pradu przemiennego l metody

jego poprawy, Warszawa 2000, – 452 p2. Hafner J., Aredes M., Heumann K. Utilization of Smoll

– Rated Shjll – Rated Shunt Active Power Filter Combined With a conventional Passive Filter for Large Power System. PEMC 94 – Warsaw, Poland, 1994, pp. 190–195.

3. Буре И.г., Мосичева И.А., Буре А.Б., гапеен-ков А.В. Фильтрокомпенсирующее устройство с улучшенными технико-эконромическими характе-ристиками.// Вестн. Моск. энерг. ин-та. – 1997. – № 2. – С. 21–27.

4. Hafner J., Aredes M., Heumann K. Shunt Active Power Filter Applied to High Voltage Distribution Lines. ШЕ/КтН Stockholm Tech. Conf Stockholm, Sweden, 1995, pp. 231-236.

5. Fujita H., Yamasaki T., Akagi H. A hybrid active filter for damping of harmonic resoctronicе in industrial systems // IEEE transactions on power electronics/ – 2000. – vol. 15. – № 2. – Р. 215-222.

6. Detjen D., Jacobs J., Doncker R. W., Mall H. -G. A new hybrid filter to dampen resonances and factor correction equipment // IEEE Transactions on power electronics. – 2001. – vol. 16. – № 6 – P. 821-827.

7. Le Roux A. D., Mouton Hd. T., Akagi H. Digital control of an integrated series active filter and diode rectifier with voltage regulation // IEEE Transactions on industry applications. – 2003. – vol. 39. – № 6. – P. 1814–1820.

Рис. 7.

27сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт

проблемы и решения рынок и перспективы

Компания АББ – один из мировых лидеров современного электротехнического рынка – в качестве своей основной задачи видит посто-янную разработку новаторской продукции и успешное внедрение иновационных концепций. Учитывая пожелания клиентов и состояние рын-ка, следуя международным стандартам, компа-ния АББ разработала новую систему распреде-лительных шкафов – TriLine-R, которая вот уже на протяжении четырех лет успешно поставля-ется в Россию.

Шкафы серии TriLine-R являются действительно уникальным предложением на рынке электротехни-ческой продукции. Они сочетают в себе простоту сборки и проектирования, отличное немецкое ка-чество и высокий уровень безопасности. Использо-вание этой серии шкафов предоставляет возмож-ность эффективного решения задач распределения электроэнергии на базе низковольтной аппаратуры и автоматизации технологических процессов.

оДНА СИСТемА – мНожеСТВо РеШеНИйКомпания АББ использует модульную систе-

му для всех шкафов – от небольших бытовых

TriLine-r – БуДущее рАспреДелителЬных систеМ

щитков до напольных вводно-распределительных шкафов. Это позволяет заказчику спланировать электрооборудование на всем объекте – от плав-ного распределительного щита до дополнительных, используя единую систему. По функциональному предназначению системы TriLine-R можно выделить следующие ее конфигурации:

вводные и секционные панели; ½распределительные панели с защитой от- ½

ходящих линий плавкими предохранителями;распределительные панели с защитой от- ½

ходящих линий силовыми автоматами;шкафы кабельных и шинных присоедине- ½

ний;шкафы с монтажной платой для систем ½

автоматики;шкафы с поворотной или фиксированной ½

19`` рамой.Возможность свободной планировки в шкафах

TriLine-R позволяет учитывать индивидуальные по-требности заказчиков. В данных шкафах могут быть смонтированы конденсаторные установки, частотные приводы, контрольно-измерительные приборы и другое оборудование любого произво-дителя.

28

новости производителей

сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт

рынок и перспективы рынок и перспективы

РАБоТА В оПТИмАльНом РежИмеРазличные варианты конструкции щитов обеспечивают оптималь-

ный доступ во время проведения работ по эксплуатации, расширению или проверке:

открываемые стандартные задние стенки обеспечивают сво- ½бодный доступ с задней стороны: угол открывания передних дверей до 180 градусов;

для легкого ввода кабелей – различные верхние и нижние ½панели шкафа;

устройствами можно управлять, не открывая двери; ½удобные зоны для подсоединения кабелей обеспечивают лег- ½

кое подключение входящих и исходящих кабелей.

моНТАж – СИСТемА С мНожеСТВом лИЦСистема TriLine-R позволяет производить различную компонов-

ку оборудования. Независимо от структуры вашего пространства TriLine-R можно приспособить практически к каждой отдельной ситуа-ции. Можно расположить в форме буквы U, буквы L, а также «спина к спине».

Благодаря расположению «спина к спине» и системе с общей ши-ной требуется меньше меди, что снижает общую стоимость.

СТАБИльНоСТьОптимизированный профиль TriLine-R, изготовленный из оцин-

кованной нержавеющей стали, представляет собой 36-гранный про-филь и в совокупности с недавно разработанными угловыми элемен-тами обеспечивает высокую стабильность и прочность на кручение. Для достижения этих результатов были использованы многочислен-ные компьютерные имитации, расчеты и практические эксперименты. Благодаря устойчивой форме профиля шкафы легко транспортируют-ся. Возможна безопасная транспортировка до 3-х шкафов (1200 кг).

БеЗоПАСНоСТьСоздавая TriLine-R специалисты АББ исходили из требований

максимальной надежности, долговечности и безопасности всей элек-трической установки. Для компании АББ безопасность начинается с комплексных типовых испытаний отдельных компонентов и систем в целом в соответствии с определенными нормами и предписания-ми. Большинство решений, реализуемых в шкафах TriLine-R, были предварительно протестированы в берлинской лаборатории IPH и подтверждены в соответствии со стандартами МЭК 60439–1 и ГОСТ Р 51321.1–2000 («Требования к устройствам, испытанным полностью или частично»).

Максимальная безопасность достигается за счет:4-точечной штырьковой системы закрывания дверей; ½секционных и разделяющих перегородок, обеспечивающих ½

защиту персонала;системы панелей из огнеупорного пластика, обеспечивающего ½

защиту от случайного прикосновения, позволяющей проектировать и собирать коммутационное оборудование, соответствующее не только классу защиты I, но и классу защиты II (ГОСТ-Р 1732–2001 п. 2.18 и п. 2.19);

«севкабель-холдинг» в 2008 году инвестирует

в развитие завода «донбасскабель» 9 млн долларов

«Севкабель-Холдинг» в 2008 го-

ду инвестирует в реконструкцию

и модернизацию завода «Донбас-

скабель» (Украина /Донецк/, вхо-

дит в состав группы компаний

«Севкабель-Холдинг») порядка 9

млн. долларов.

По словам президента ОАО

«Севкабель-Холдинг» Геннадия Ма-

карова, средства будут направлены

на реконструкцию и модернизацию

производства кабелей в резиновой

изоляции, шахтных и экскаваторных

кабелей.

На первом этапе реализации про-

екта будет произведена замена на-

клонных линий непрерывной вулка-

низации. На втором этапе – обновлен

парк волочильного оборудования.

Планируемый срок окончания проек-

та – конец I полугодия 2010 года.

По словам директора ОАО «Дон-

басскабель» Андрея Позднякова,

«спрос на продукцию завода посто-

янно растет, идет активное освоение

новых рынков сбыта. Реконструкция

и модернизация производства по-

зволит компании увеличить объемы

выпуска кабельно-проводниковой

продукции и расширить номенкла-

туру кабелей в резиновой изоляции,

а также шахтных и экскаваторных

кабелей».

Донецкий кабельный завод «Дон-

басскабель» входит в состав «Сев-

кабель-Холдинга» с марта 2007 го-

да. Предприятие было образовано

в 1962 году. На сегодняшний день

«Донбасскабель» – один из круп-

нейших заводов по производству

кабельно-проводниковой продукции

на территории Украины. Предпри-

ятие производит более 100 видов

кабельно-проводниковой продукции –

номенклатура насчитывает свыше

2 000 маркоразмеров.

>>29

29


сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт


расположения рабочей системы шин, защищающей от случай- ½ного прикосновения (в задней части шкафа);

более низкой температуры системы шин (благодаря плоскому ½расположению медных шин одна над другой обеспечивается более продолжительное время эксплуатации);

качества, проверенного комплексными типовыми испыта- ½ниями.

эКоНомИЧНые РеШеНИя – мАКСИмум ВоЗможНоСТей ПРИ мИНИмуме КомПоНеНТоВСистема TriLine-R проста в использовании. Она позволяет произ-

водить быстрое планирование и сборку, обеспечивает безопасную и простую эксплуатацию.

Имеется широкий выбор медных плоских сборных шин, отсутствует необходимость изготовления шин по заказу клиента. Не требующие об-служивания шинные соединения уменьшают эксплуатационные расходы.

Отпадает необходимость в дополнительных вентиляторах для про-ветривания шкафов в пределах проверенных решений.

Благодаря небольшому количеству деталей и продуманной кон-струкции снижается время сборки.

Комплексное применение многих деталей системы снижает коли-чество хранимых материалов.

Конструкция профиля с сеткой отверстий обеспечивает быструю сборку.

Снижение используемого в проекте количества панелей приводит к снижению стоимости проекта.

Множество возможностей использования (более длительные меж-сервисные интервалы).

Односекционный шкаф от 0–4000 А.Предельная нагрузка по току автоматических выключателей АББ

соответствует указанному номинальному постоянному току отдель-ных компонентов (коэффициент разновременности – 1,0).

Электромагнитная индукция снижена благодаря угловым элемен-там из сплава алюминия и цинка.

ПРоГРАммНое оБеСПеЧеНИе Для ПРоеКТИРоВАНИя НКуКомпания АББ имеет испытанное и проверенное программное

обеспечение для планирования и расчета систем электрических распределительных щитов. При помощи этого средства вы можете подготовить подробную документацию для создания вашей системы коммутационного оборудования. Технические условия, схемы элек-трических соединений, схемы расположения и спецификации – мы обеспечим вас всей необходимой информацией.

АББ ДумАеТ ГлоБАльНо, ДейСТВуеТ лоКАльНоКомпания АББ чувствует себя, как дома, в любой точке мира. Наша

российская группа рядом с вами и к вашим услугам всегда, когда необходим компетентный партнер. Широкая сеть официальных дис-трибьютеров позволяет получать оборудование непосредственно в вашем регионе.

По материалам журнала Электро-Info

ОАО «Донбасскабель» яв-

ляется поставщиком кабельно-

проводниковой продукции на многие

предприятия Министерства транс-

порта, угольной, энергетической,

нефтехимической отрасли и горно-

металлургического комплекса. Пред-

приятие аккредитовано как корпора-

тивный поставщик ГП НАЭК «Энер-

гоатом».МЭС Сибири начал строи-

тельство линии электропередачи от

Богучанской ГЭС.

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Маги-

стральные электрические сети (МЭС)

Сибири – в начале июня приступил к

строительству линии электропере-

дачи 220 кВ Богучанская ГЭС – Раз-

долинск протяженностью 307 км в

Красноярском крае. Для повышения

надежности электроснабжения ли-

ния будет двухцепной, состоящей из

двух параллельных высоковольтных

линий, смонтированных на отдельно

стоящих опорах. Она призвана обе-

спечить выдачу мощности Богучан-

ской ГЭС в энергодефицитные Богу-

чанский и Мотыгинский районы края,

создать возможность комплексного

освоения зоны Нижнего Приангарья.

Между Богучанской ГЭС и подстан-

цией 220 кВ Раздолинская будет по-

строена подстанция 220 кВ Приан-

гарская, которая разделит линию на

два участка: Богучанская ГЭС – При-

ангарская протяженностью 132 км и

Приангарская – Раздолинск протя-

женностью 175 км. Инвестиции Феде-

ральной сетевой компании в строи-

тельство энергообъектов превысят

10 млрд рублей. Завершить работы

планируется в декабре 2010 года.

Сейчас в Богучанском районе

ведется подготовка к расчистке про-

секи трассы будущей линии электро-

передачи на площади более 400 га,

а также создается необходимая для

строительства инфраструктура: про-

кладываются автомобильные доро-

ги, возводятся временные поселки

для строителей в селах Богучаны и

Невонка, к ним подводятся электро-

<<28

>>36



Российские энергетики будут применять сте-клянные изоляторы мирового уровня. Новая линия по производству электротехнического стекла – единственная в России – не только перекроет дефицит изделий, который ранее существовал в энергетике, но и позволит обе-спечить отрасль качественным национальным продуктом.

Оборудование «WALTEC» установлено на Юж-ноуральском арматурно-изоляторном заводе, кото-рый находится под управлением компании «Глобал Инсулэйтор Групп». Запуск машинолинии обеспечит растущий спрос на продукцию среди компаний ФСК, МРСК, РЖД, строительно-монтажных предприятий и компаний нефтегазового сектора – потребителей, чья деятельность напрямую или косвенно связана со строительством и эксплуатацией высоковольт-ных линий электропередачи 35 кВ – 750 кВ.

Размер инвестиций в проект составил около 100 млн.рублей, и аналога подобному оборудованию по характеристикам в России нет и в ближайшее время не предвилится.

По словам генерального директора предприятия Валерия Розова, мощность новой линии как мини-мум на 50% больше, чем это обеспечивали возмож-

ности ЛВИ-5, установленной на ЮАИЗ в 1979 году. Кроме того, около года назад на ЮАИЗ была ре-конструирована стекловаренная печь. И если ранее отгрузка продукции осуществлялась практически с конвейеров, то сегодня рыночный спрос будет удо-влетворен в полной мере.

Потребители рынка стеклянных изоляторов по-лучат возможность выбора из двух десятков видов изделий. Треть из этого ассортимента будет абсо-лютно новой, ранее не выпускавшейся в стране, в частности, это стеклянные изоляторы для вы-соковольтных линий постоянного тока. Исходя из потребностей рынка, возможен выпуск тяжелых изоляторов ПС 400, ПС 530 кН, трех видов аэро-динамических, шести крупногабаритных подвесных изоляторов, штыревого изолятора на 10 кВ из зака-ленного стекла. Ранее штыревой изолятор произ-водился только во Львове из отожженного стекла. Электронное управление линии сведет человече-ский фактор к минимуму, обеспечив стабильность технологии, повысит качество продукции. Для рос-сийской компании это новые возможности по конку-рентоспособности среди мировых производителей.

Модернизация уже внесла ряд изменений в кадровую политику: новые объемы производства повлекут за собой увеличение линий сборки, дру-

нАционАлЬныЙ проДуКт нА рынКе стеКлянных иЗоляторов



гих производств, и как следствие, потребуют новых рабочих мест.

СПРАВКА о КомПАНИяХООО Глобал Инсулэйтор Групп (Global Insulator

Group) – участник международного энергетического рынка, специализирующийся на производстве и по-ставке изоляторов. Является управляющей компа-нией двух производителей – ОАО «Южноуральский арматурно-изоляторный завод» и ООО «Львовская изоляторная компания». Продукция заводов экс-плуатируется в РФ и странах СНГ, в энергетических системах 39 стран Европы, Ближнего Востока, Азиатско-Тихоокеанского региона и Африки.

оАо «ЮжНоуРАльСКИй АРмАТуРНо‑ИЗоляТоРНый ЗАВоД» (ЮАИЗ)Южноуральский арматурно-изоляторный за-

вод – крупнейший производитель стеклянных и фар-форовых изоляторов, линейной арматуры для ЛЭП и подстанций. Основные производства: фарфоро-вое, стекольное, литейное, кузнечно-прессовое.

ооо «льВоВСКАя ИЗоляТоРНАя КомПАНИя» (лИК)Львовская изоляторная компания – производи-

тель стеклянных и фарфоровых изоляторов, линей-ной арматуры для ЛЭП и подстанций.

подстанция «уча»: идет первый этап реконструкцииРаботы по замене устаревшего оборудования начаты в п2007 году, 1-я очередь реконструкции уже подходит к

завершению. Энергетики Северных электросетей осуществляют установку современных элегазовых выключате-

лей и элегазового оборудования 220 и 110 кВ. На втором этапе, работы по которому начнутся в будущем году, про-

изведут замену двух автотрансформаторов мощностью 125 МВА на 2х250 МВА. Об этом сообщили ИА «INFOLine»

(www.ADVIS.ru).

Общая стоимость работ по реконструкции подстанции составит 750 млн рублей.

– Подстанция «Уча» – крайне важный питающий центр для Мытищинского района. Она предназначена для обе-

спечения электроэнергией Северной водопроводной станции – стратегически важного объекта, – говорит Сергей

Алексеев, начальник службы подстанций Северных электрических сетей. – Еще одна задача, стоящая перед нами,

– частичный выпуск мощности с Северной ТЭЦ, где готовится к пуску новый газогенератор. Все работы ведутся в

соответствии с графиком.

Помимо реконструкции подстанции, персонал Северных электрических сетей строит линии электропередачи

220 кВ «Уча» – «Мамонтовская» и «Роса» – «Уча», по которым с узловой подстанции «Уча» пойдет электроэнергия

на подстанции «Мамонтовская» и «Роса». Также в будущем году начнется строительство линии «Уча» – «Жостово»

– «Абакумово», проектирование которой завершится в 2008 году.

ООО «Инфолайн»



Компания «ИЭК» приступила к серийному производству в Японии и поставке на элек-тротехнический рынок России выключателей серии ВА07 под торговой маркой IEK на номи-нальные токи от 800 до 4000 А.

Автоматические выключатели ВА07 (рис. 1) – серия многофункциональных аппаратов защиты от сверхтоков, разработанная на основе тщательного анализа рынка и требований проектировщиков, производителей щитового оборудования и конеч-ных пользователей. Область применения ВА07 – электроустановки промышленного и гражданского назначения, электроснабжение высокотехнологич-ных производств, электростанций, судов морского базирования.

Максимальная мощность в минимальном объе-ме – главная конструктивная особенность выклю-чателей серии ВА07. При глубине 290 мм для ста-ционарного исполнения и 345 мм для выдвижного исполнения, ВА07 IEK является одним из самых

компактных в мире. ВА07 служит надежной защи-той электроустановок от перегрузок, токов КЗ, по-вреждения изоляции и обеспечивает бесперебой-ное электроснабжение, безопасность, увеличение срока службы путем ограничения тепловых и элек-тродинамических воздействий. На технические решения по автоматическим выключателям ВА07 получено более 20 патентов. Прямое соединение главных контактов исключает применение допол-нительных проводников и, соответственно, умень-шает размеры аппарата и площадь, занимаемую в распределительной ячейке. Отсутствие винтовых соединений и гибких проводников позволяет су-щественно увеличить надежность работы главных контактов и надежность коммутации.

Автоматический выключатель ВА07, помимо своих уникальных характеристик, имеет и другие преимущества.

Конструкция ВА07 разработана так, что вну-тренняя энергия полностью рассеивается в авто-мате, позволяя свести расстояние между автома-

новыЙ стАнДАрт соотношениЙ: МАКсиМАлЬнАя МощностЬ при МиниМАлЬноМ рАЗМере



том и любой заземленной металлической частью к нулю.

Впервые в мире в автоматическом выключате-ле ВА07 применен принцип двойного разрыва кон-тактов в каждом полюсе. Благодаря уникальной запотентованной системе дугогашения «DOUBLE BREAK», свойства контактной системы и меха-низмов ВА07 не изменяются после отключения в режиме предельного тока КЗ, и аппарат полностью восстанавливает свою работоспособность. Выклю-чатели ВА07 обладают повышенной стойкостью к электродинамическим воздействиям вследствие равенства токов Ics = Icu = Icw по максимальной ве-личине тока КЗ.

Конструкция контактной системы ВА07 полно-стью изолирует цепи управления и контакты глав-ной цепи, что исключает перекрытие этих узлов при КЗ и дает возможность оперативного обслу-живания. Симметричная внутренняя система кон-тактов главной цепи позволяет изменять положе-ние подключения сети и нагрузки без ухудшения характеристик в условиях сверхтоков.

Электронный расцепитель ВА07 способен фор-мировать все необходимые характеристики типа LSI:

защита от перегрузок с регулировкой ½времени срабатывания типа L (с длительной за-держкой);

защита от короткого замыкания с регули- ½ровкой времени срабатывания типа S (с кратковре-менной задержкой);

защита от короткого замыкания без вы- ½держки времени типа I (мгновенная защита).

Кроме того, вследствие своей многофункцио-нальности, электронный расцепитель ВА07 по-зволяет реализовать ряд других защитных харак-теристик:

защита от реверса электроэнергии; ½защита генератора; ½защита N-проводника; ½защита от утечек на землю; ½контроль температуры контактов; ½протокол удаленной связи и др. ½

Уникальная конструкция главных контактов ВА07 позволяет обеспечить кратковременный вы-держиваемый ток (Icw) равным предельной от-ключающей способности (Ics). Полная селектив-ность гарантирует определение любых поврежде-ний системы электроснабжения. Режим настройки характеристик LSI дает возможность подобрать более 5 млн. комбинаций настроек, что позволит обеспечить селективность работы защиты с дру-

гими аппаратами защиты и различными типами нагрузок. При том, что ВА07 является новейшей разработкой, каждый подвижный и неподвижный главный контакт выключателя может быть заме-нен всего за 15 минут.

Исполнение главных контактов для аппаратов на токи до 3200 А горизонтальное, на токи от 4000 А – вертикальное. Возможно фронтальное и ком-бинированное присоединение.

При этом нет необходимости вызывать специа-листов сторонних служб, и не требуется специаль-ной инструмент. Благодаря взаимозаменяемости контактов и использованию блока контроля за тем-пературой контактов, значительно снижается время, затрачиваемое на техническое обслуживание аппа-рата и продлевается ресурс его работоспособности.

Свободный доступ со стороны передней панели создает дополнительное удобство при монтаже, эксплуатации и техническом обслуживании вы-ключателей. Двойная изоляция конструкции обе-спечивает безопасную и удобную установку боль-шинства дополнительных устройств.

Комплектация ВА07 в стандартном исполнении стационарного или выдвижного типа:

независимый расцепитель РН07 или рас- ½цепитель минимального напряжения РМ07;

электропривод ЭП07 с катушкой включения ½КВ07;

катушка механизма отключения КМ07; ½блок вспомогательных контактов; ½счетчик циклов ВКЛ/ОТКЛ; ½защитные шторки главных контактов в цепи ½

управления.Сертификат соответствия № POCC.JP.ME01.

BO4663 на выключатели автоматические ВА07 на номинальные токи от 800 А до 4000 А торговой марки IEK.

По материалам журнала Электро-Info


приборы и электрооборудование приборы и электрооборудование

Реле серий РСТ-40 В и РСТ-80 АВ предна-значены для применения в системах релейной защиты и противоаварийной автоматики в качес-тве органа, реагирующего на повышение тока в контролируемой цепи и срабатывающего с вы-держкой времени.

Реле серии РСТ-40 В – электронное реле тока с регулируемой и независящей от входного сигнала выдержкой времени, являются функцио-нальными аналогами используемых совместно электромехани ческих реле РТ-40 и реле времени серий ЭВ, РВМ, а также электронных реле тока серии РСТ (например, РСТ11, РСТ13, РСТ40), и различных реле времени (например, реле РВ-01).

В одном реле РСТ-40 В два функциональных элемента – измерительный орган тока и орган вы держки времени, что позволяет выполнить на осно ве реле полноценную двухфазную мак-симальную токовую защиту (МТЗ). Стоимость реле сравнима со стоимостью двух заменяемых электромеханических и меньше стоимости двух электронных аналогов.

В реле РСТ-40 В устранены все основные недо статки реле РТ-40: значительная погреш-ность по току срабатывания, относительно малый коэффи циент возврата, плохая коммутационная

способность контактов. Кроме того, встроенный орган выдержки времени, запуск и сброс кото-рого осуществляются бесконтактным способом внутри схемы, не создает, естественно, в цепях оперативного тока мощные «ду говые» помехи, что присуще электромеханическим реле времени, катушка которых коммутируется внешним контак-том в цепи оперативного тока. Указанное поло-жительным образом сказывается на показателях электромагнитной совместимости аппарату ры релейной защиты.

С. яковлев,начальник КБ,

е. Александрова,нач. отдела продаж

ООО «ТД «Реон-Техно»

МАКсиМАлЬные реле тоКА БеЗ оперАтивного питАния рст-40 в и рст-80 Ав



Стабилизированное напряжение для питания элементов схемы реле формируется блоком пи-тания U1 из тока вторичной обмотки трансфор-матора ТА1, выпрямленного диодным мостом VI. Стабильное пи тание устанавливается при значе-нии входного тока, равного 30-40% относительно минимальной уставки диапазона регулирования уставок по току.

На балластном резисторе R1 выделяется напря жение, пропорциональное току первичной обмотки трансформатора, т. е. входному току. Электронный преобразователь U2 преобразует напряжение, вы деляемое на резисторе R1, в сигнал, смещенный из области недопустимых синфазных, в область рабо чих сигналов реагиру-ющего органа U3. Последний запускает элемент выдержки времени U4, если вход ной ток превы-

шает уставку срабатывания. Элемент выдержки времени обеспечивает формирование не зави-сящей от входного тока задержки на включение выходного сигнала U5.

В схеме предусмотрен светодиод, сигнали-зирующий о начале процесса отсчета выдержки времени, что облегчает настройку реле 3.

Реле серии РСТ-80 АВ – электронные реле тока с зависимыми характеристиками срабатывания яв-ляются функциональными аналогами электромеха-нических реле тока РТ-80. Стоимость реле сравни-ма со стоимостью электромеханических аналогов.

Известно, что реле РТ-80 присущи такие не-достатки, как значительная погрешность по току срабатывания и органа зависимой выдержки вре-мени, и органа отсечки, невысокий коэффициент и большое время возврата, весьма значительная

Рис. 2. Функциональная схема реле РСт-80 АВ: U1-блок питания, U2 – электронный преобразователь, U3 – орган формирования зависимой выдержки времени, U4 – элемент отсечки, U5 – выходной орган.

Рис. 1. Функциональная схема реле РСт-40 В: U1 – блок питания, U2 – электронный преобразователь, U3 – реагирующий орган, U4 – элемент выдержки времени, U5 – выходной орган.

36




потребляемая мощность, низкая устойчивость к вибрационным и ударным нагрузкам, плохие массогабаритные показатели, не-технологичность. К тому же несоответствие характеристики сра-батывания органа зависимой выдержки времени стандартным типам, применяе мым в современных системах релейной защиты, от рицательным образом сказывается на возможностях согласован-ного действия токовых защит различных присоединений.

Функциональная схема реле РСТ-80 АВ (рис. 2) во многом ана-логична схеме реле РСТ-40 В.

Реле РСТ-80АВ имеет меньшую погрешность по току как орга-на формирования зависимой выдержки времени, так и элемента отсечки; коэффициент возврата не менее 0,9; время возврата по-рядка 0,05–0,07 с; значительно меньшую потребляемую мощность; до статочно высокую устойчивость к вибрационным и ударным на-грузкам. Возможности применения зави симых характеристик сраба-тывания двух стандартных типов позволяют оптимально согласовать защитные характеристики устройств, реализованных на основе реле РСТ-80 АВ как с характеристиками защищае мых объектов, так и с защитными характеристиками микропроцессорных терминалов, уста-навливаемых на последующих или предыдущих присоединениях.

Электронный преобразователь U2 преобразует уровень напря-жения, выделяемого на резисторе R1, в рабочий сигнал, во-первых, необходимый для фор мирования зависимой выдержки времени элемен том U3, и, во-вторых, требуемый для срабатывания без выдержки времени элемента отсечки U4. Орган формирования зависимой выдержки времени U3 является основным элементом схемы и служит для получения выдержки времени срабатывания реле, зависящей от кратности входного тока относительно уставки срабатывания. Элемент отсечки U4 служит для обеспечения сра-батывания реле без выдержки времени при больших кратностях входного тока относительно уставки срабатывания.

Принцип преобразования аналоговых сигналов, используемый в реле, позволяет получить времятоковые характеристики типов А и В, предусмотренные ГОСТ 3698. Двоичный счетчик обеспечивает получе ние семейства этих характеристик с широким диапа зоном по времени (рис. 3 и 4).

В схеме помимо светодиода, сигнализирующего о процессе от-счета выдержки времени, имеется второй светодиод, который за-горается при срабаты вании элемента отсечки.

Время срабатывания tСР реле примерно опреде ляется по фор-муле:

t maxCP a

ICP

kt( I ) 1

где: kt max – временной коэффициент;I – входной ток;IСР – ток срабатывания;a – коэффициент, определяющий кривизну ха рактеристики сра-

батывания;b – коэффициент регулирования уставки по вы держке времени.Мощность, потребляемая реле РСТ 80 АВ при токе минимальной

уставки, – не более 1,5 ВА, при номинальном токе – 3,5 ВА.

сети. Строительство объектов напря-

жением 220 кВ будет вестись с при-

менением самых современных рос-

сийских и зарубежных технологий.

Опоры линии электропередачи будут

изготовлены из легированной стали.

Подстанцию 220 кВ Приангарская

планируется полностью автоматизи-

ровать, оснастить новейшими прибо-

рами противоаварийной автоматики

и релейной защиты, новыми элега-

зовыми выключателями. До конца

2010 года в Красноярском крае пла-

нируется построить и модернизиро-

вать еще ряд энергообъектов, пред-

назначенных для выдачи мощности

Богучанской ГЭС. Подстанция 500 кВ

Ангара и две линии электропередачи

500 кВ Богучанская ГЭС – Ангара

будут выполнять задачу обеспече-

ния электроэнергией Богучанского

алюминиевого завода. Также будет

произведено расширение подстан-

ции 500 кВ Камала и строительство

линии Ангара – Камала, которая обе-

спечит выдачу остальной мощности

Богучанской ГЭС в объединенную

энергосистему Сибири. Общая про-

тяженность воздушных линий до-

стигнет 1,5 тыс. км.

www.advis.ru

«ожогино» станет един-ственной подстанцией

в тюмени в классе напряжения 220 кв

Реконструкцию и масштаб мо-

дернизации тюменской подстанции

«Ожогино» оценили представители

энергосервисных предприятий реги-

она – из Тюмени, Ханты-Мансийского

и Ямало-Ненецкого автономных

округов.

Как сообщили интернет-изданию

«NewsProm.Ru» в пресс-службе ком-

пании «Тюменьэнерго», проект по

реконструкции подстанции осущест-

вляется с переводом объекта в более

высокий класс напряжения и значи-

тельным увеличением трансформа-

торной мощности.

<<29

>>43



Мощность, потребляемая реле РСТ 40 В при токе минимальной уставки, не более 2 ВА.

Реле выполнены на микроэлектронной базе, поэтому не требуют сложной настройки и ре-гулировки при производстве и в процессе экс-плуатации, допускают работу в любом положении, значительно повышается их устойчивость к воз-действиям электромагнитных помех.

Диапазон рабочих температур -40+55°С.Допустимые механические воздействия:

вибрационные нагрузки с максимальным ½ускорением до 3g в диапазоне частот от 5 до 15 Гц и 1g в диапазоне частот от 16 до 100 Гц;

многократные удары с длительностью ½удара от 2 до 20 мс и ускорением до 3g.

Контакты выходного реле обеспечивают комму-тацию электрических нагрузок при токе не более 5 А и напряжении от 24 до 250 В:

мощностью 300 ВА в цепях переменного ½тока при коэффициенте мощности цепи – не ме-нее 0,5;

мощностью 20 Вт в цепях постоянного тока ½при постоянной времени цепи не более 0,005 с.

Минимальный ток контактов 0,005 А при напря-жении не ниже 60 В или 0,0125 А при напряжении не ниже 24 В; длительно допустимый ток кон-тактов 5 А. Механическая износостойкость реле равна 100000 циклов.

Коммутационная износостойкость реле равна 12500 циклов.

обозначениетипа

Диапазонизмерения

уставок по току, А

Соединение обмоток

последовательное параллельное

ток сраб., А ном. ток, А ток сраб., А ном. ток, А

РСТ40 (В) – 02-(ХХ) 0,5–2 0,5–1 1 1–2 2

РСТ40 (В) – 06-(ХХ) 1,5–6 1,5–3 3 3–6 6

РСТ40 (В) – 10-(ХХ) 2,5–10 2,5–5 5 5–10 10

РСТ40 (В) – 20-(ХХ) 5–20 5–10 8 10–20 16

РСТ40 (В) – 60-(ХХ) 15–60 15–30 8 30–60 16

РСТ40 (В) – 100-(ХХ) 25–100 25–50 8 50-100 16

Исполнение реле РСт-40 В по диапазонам уставок по току

обозначение типаДиапазон измененияуставок по времени, с

Дискретность измененияуставок по времени, с

РСТ40В-ХХ-03 0,5– 0,5–1

РСТ40В-ХХ-06 1,5–6 1,5–3

РСТ40В-ХХ-12 2,5–10 2,5–5

Исполнение реле РСт-40 В по диапазонам уставок по времени

Исполнение реле РСт-80 В по диапазонам уставок по току

обозначение типа

Диапазон измерения уставок по

току, А

Соединение обмоток

последовательное последовательное

токсраб., А

ток сраб. отсеч., А

ном.ток, А

токсраб., А

ток сраб. отсеч., А

ном.ток, А

РСТ80АВ-02 0,5–2,24 0,5–1,12 1–8,75 1 1–2,24 2–17,5 2

РСТ80АВ-06 1,5–6,72 1,5–3,36 3–26,25 3 3–6,72 6–52,5 6

РСТ80АВ-10 2,5–11,2 2,5–5,6 5–43,75 5 5–11,2 10–87,5 10

РСТ80АВ-20 5–22,4 5–11,2 10–87,5 10 10–22,4 20-175 16



В тех случаях, когда имеют место взрывоопас-ные зоны, применяют специальные взрывозащи-щенные светильники. Сюда относятся нефтепере-рабатывающие и нефтехимические предприятия, автозаправочные станции (АЗС), склады горючес-мазочных материалов (ГСМ) и др.

ООО фирма «Индустрия» (г. Гагарин) выпускает следующие взрывозащищенные светильники.

а) Мощные взрывозащищенные пылевлагоне-проницаемые светильники, предназначенные для общего освещения производственных помещений и открытых площадок во взрывоопасных зонах классов 1 и 2 согласно ГОСТ Р 51330.9–99, ГОСТ Р 51330.13–99 и другим нормативно-техническим документам, регламентирующим применяемость электрооборудования во взрывоопасных зонах. Эти светильники имеют маркировку по взрывоза-щите 1ExdellCT4.

Конструктивные особенности – корпусные де-тали выполнены из алюминия (кокильное литье), светопропускающий элемент из термостойкого

ударопрочного боросиликатного стекла, гермети-зация осуществляется при помощи специального герметика.

По требованию заказчика светильники могут комплектоваться защитной решеткой и отражате-лем.

б) Взрывозащищенные пылевлагонепроница-емые светильники автомобильного базирования ННП 01/24–100, предназначенные для общего осве-щения производственных помещений и наружных установок, для ремонта и обслуживания скважин во взрывоопасных зонах классов 1 и 2 согласно ГОСТ Р 51330.9–99, ГОСТ-Р 51330.13–99 и другим нормативно-техническим документам, регламен-тирующим применяемость электрооборудования во взрывоопасных зонах. Эти светильники имеют маркировку по взрывозащите 1ExdellCT5 согласно ГОСТ Р 51330.1–99, ГОСТ Р 51330.7–99.

Конструктивные особенности – корпусные дета-ли выполнены из алюминия, светопропускающий элемент из термостойкого боросиликатного стекла,

новые вЗрывоЗАщищенные светилЬниКи Для проиЗвоДственных поМещениЙ

э. Киреева



герметизация силиконовым клеем – герметиком, поворотный узел из оцинкованной стали. По тре-бованию заказчика светильники могут комплекто-ваться защитной решеткой.

в) Взрывозащищенные пылевлагонепроница-емые светильники, предназначенные для обще-го освещения на АЗС, АГЗС, эстакадах, в на-ливных терминалах, в складах ГСМ, в производ-ственных помещениях и наружных установках

во взрывоопасных зонах классов 1 и 2 согласно ГОСТ Р 51330.9–99, ГОСТ Р 51330.13–99 и другим нормативно-техническим документам, регламен-тирующим применяемость электрооборудования во взрывоопасных зонах. Эти светильники имеют маркировку по взрывозащите 1ExdellCT6.

Конструктивные особенности – корпусные де-тали выполнены из алюминия, светопропускаю-щий элемент из термостойкого боросиликатного

Номинальное напряжение, В 220

Номинальная частота, Гц 50

Степень защиты от внешних воздействий IP65

Климатическое исполнение УХЛ1

Класс защиты от поражения электрическим током по ГОСТ Р МЭК 60598-1-99 I

Группа условий эксплуатации М2

Типы и мощности применяемых ламп:

ДРИ, Вт 250, 400

ДНаТ, Вт 250, 400

ДРЛ, Вт 250,400

технические характеристики светильников

Cos ϕ 0,85

Габариты, мм 382 × 638

Масса светильника не более, кг 30

Срок службы, лет, не менее 10

Мощность светильников, Вт 100

Напряжение, В 24



Диапазон рабочих температур, °С – 60… +40

Тип кривой силы света К



Срок службы, кроме уплотняющих элементов, лет, не менее 10

Габариты, мм

– диаметр, не более 265

– высота, не более 300

Масса, кг, не более 10








ДРИ, ДНаТ, Вт 70

ДРЛ, Вт 125



Диапазон рабочих температур, °С -40… +40




Габариты, мм

- диаметр, не более 260

- высота, не более 300

Масса, кг, не более 10

Тип светильникамощность лампы, Вт

Тип лампымаркировка

по взрывозащите

ЖВП 70-ПРАЦ 001 70 ДНаТ 1ExdellCT6

ГВП 70-ПРАЦ 001 70 ДРИ 1ExdellCT6

РВП 125-ПРАЦ 001 125 ДРЛ 1ExdellCT6

таблица 1

Параметры пающей сети, В (Гц) 220 (50)


– накаливания, Вт 60–150

– ДРЛ, Вт 50, 80

– ДНаТ, Вт 70

– КЛЛ, Вт 7, 9 (2 шт.)

Маркировка по взрывозащите 1Exds IIB T4

Вариант установки Потолочный, настенный



Класс защиты от поражения электрическим током I


Масса светильника, не более, кг 15

Габариты, мм, не более 400×400×150

Срок службы светильника не менее, лет 10




стекла, герметизация силиконовым клеем – гер-метиком. Светильники укомплектованы электро-магнитным пускорегулирующим аппаратом, им-пульсным зажигающим устройством и компен-сатором cos ϕ ≥ 0,85. По требованию заказчика светильники могут комплектоваться защитной решеткой.

г) Малогабаритные потолочные взрывозащи-щенные светильники, предназначенные для осве-щения невысоких помещений и открытых площа-док во взрывоопасных зонах классов I и II.

ОАО «Гагаринский светотехнический завод» выпускает взрывозащитные люминесцентные светильники серии ЛСП 66.

Светильники предназначены для общего и местного освещения в производственных поме-щениях во взрывоопасных зонах классов 1 и 2 согласно ГОСТ Р 51330.9–99, ГОСТ-Р 51330.13–99 и другим нормативно-техническим документам, регламентирующим применяемость электрообо-рудования во взрывоопасных зонах. Эти све-тильники имеют маркировку по взрывозащите 1ExdellCT5 (СТ6), согласно ГОСТ Р 51330.1–99, ГОСТ Р 51330.7–99. Конструктивные особенности – корпусные детали выполнены из алюминиевого

профиля, рассеиватель из поликарбоната, герме-тизация силиконовым клеем – герметиком. Све-тильники комплектуются электромагнитным или электронным (при наличии буквы «Э» в маркиров-ке светильника после обозначения его мощности) пускорегулирующим аппаратом.



Мощность ламп, Вт 2 × 20

2 × 40

2 × 65


Вариант установки2×80 (ЭПРА) потолочный

настенный

Степень защиты от внешних воздействий IР65

Диапазон рабочих температур, °С -10 … +40




Масса, кг, не более 14 (2 × 80 с ЭПРА)

мощность ламп, Вт Размер L, мм (длина)

2×80, 2×65 1665

2×40 1365

2×20 765


эксплуатация и ремонт эксплуатация и ремонт

новые поДхоДы К норМировАниЮ труДА реМонтного персонАлА нА преДприятиях

И. омельченко

Одним из наиболее важных вопросов, стоящих сегодня перед предприятиями, является нормиро-вание и планирование численности ремонтного персонала. Многие предприятия не ведут важной статистической отчетности по единицам ремонт-ной сложности и, как правило, затрудняются в расчетах нормативной численности ремонтного персонала. А ведь это очень значительное число работников: слесари-ремонтники, электромонте-ры, электрики, электрогазосварщики, слесари аварийно-восстановительных работ, монтажники и пр.

Для определения и планирования их числен-ности необходимо огромное количество трудоза-трат, т. к. имеющиеся методики давно устарели и не отвечают требованиям, существующим на предприятиях.

В зависимости от особенностей изучаемых трудовых процессов и целей исследования могут быть использованы различные источники инфор-мации о трудовом процессе, а также различные методы анализа, технические средства получе-ния и обработки исходных данных.

Как известно, источниками информации слу-жат данные системного учета труда на предприя-тиях, результаты изучения трудовых процессов, а также результаты анкетного опроса работников. Общее представление о разделении труда и расстановке рабочих по рабочим местам можно получить, изучая группировку рабочих по цехам, отделениям, участкам.

Методы нормирования труда отличаются пре-имущественно характером используемых исхо-дных данных.

Наиболее распространенным является анали-тически расчетный метод нормирования.

методы разработки нормативов численности:1. Аналитически-исследовательский метод,

основанный на определении норм времени и норм выработки. Инструменты: хронометраж, фотогра-фия рабочего дня, моментные наблюдения. Все эти виды замеров проводятся нормировщиками (экспертами). Этот метод применяется при отсут-ствии базовых нормативов, или если они не могут

43


сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонтсентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт


быть использованы из-за несоответствия конкретным условиям. Достоинства: достаточная точность в расчетах; обоснованность.

Недостатки: высокие финансовые затраты; длительный период времени, необходимый для проведения исследований и произ-ведения расчетов; демонстрируемая работниками интенсивность труда в процессе исследования нормировщиком затрат рабочего времени.

2. Аналитически-расчетный метод, основанный на установлении затрат времени по заранее разработанным базовым нормативам различной степени укрупнения межотраслевого, отраслевого и местного уровней. Инструменты: изучение нормативных докумен-тов; использование действующих нормативов.

Достоинства: сокращается время на изучение затрат рабочего времени; возможность легко разработать новые нормативные ма-териалы.

Недостатки: необъективность ранее разработанных норм и нор-мативов отраслевого и межотраслевого уровней, т. к. в них заложен резерв времени на выполнение операций в 10 – 15%, что недопу-стимо в современных рыночных условиях; увеличивается время на поиск и подбор нормативных материалов.

3. Суммарно-аналитический метод, основанный на статистиче-ском учете фактических затрат труда (по времени или численности работников) и разработке математических моделей, позволяющих определить зависимость численности от факторов по вероятност-ной оценке. Инструменты: разработка математических моделей, основанных на использовании статистических данных и сложив-шейся организации труда.

Достоинства: легки в применении, т. к. нормативы представлены в табличной форме, т. е. есть возможность выбирать при тех или иных фактических показателях необходимую численность; опера-тивность в проведении работ (не требуют больших трудозатрат); низкие финансовые затраты; объективность, т. к. расчеты произво-дятся по факту (и по количеству работ и по численности), что дает возможность определения резерва по численности, основываясь на фактических данных.

Недостатки: укрупненный расчет, позволяющий определить численность работников в общем по цеху (без детализации – од-нако мы все-таки детализировали: технологический персонал, ремонтный персонал, ИТР и другие профессии); невозможность установления нормируемых заданий (только определение числен-ности работников).

Выбор того или иного метода зависит от цели проводимых меро-приятий по нормированию труда.

Первые два метода применяются преимущественно при не-обходимости определения численности на вновь создаваемых производствах, где не существует нормативная база, а также при существенном изменении организационно-технических условий на предприятии.

Во всех остальных случаях на предприятиях использовать эти методы нецелесообразно из-за дороговизны проводимых иссле-дований и их большой трудоемкости, что влечет за собой допол-нительные расходы, связанные с привлечением нормировщиков

Сегодня подстанция занима-

ет ответственное место в сетевом

комплексе Тюмени и юга области,

являясь важнейшим элементом

энергосистемы. После выполнения

комплексного техперевооружения

«Ожогино» станет единственной

подстанцией в Тюмени в классе на-

пряжения 220кВ и сможет обеспе-

чить прирост нагрузки. Кроме того,

данный объект является питающим

центром жилого района «Комаро-

во», возводимого в рамках реа-

лизации нацпроекта «Доступное и

комфортное жилье».

Отметим, специалисты уже

смонтировали основное оборудо-

вание, в том числе силовое – авто-

трансформаторы по 125 МВА. Как

отметил директор филиала «Тюме-

ньэнерго» Валерий Коржень, основ-

ной объем работ по реконструкции

ПС «Ожогино» будет выполнен в

текущем году.

Модернизация и капитальное

строительство сетевой инфра-

структуры осуществляется компа-

нией в части программы развития

энергокомплекса. В настоящее

время развитие отрасли в регионе

идет стремительными темпами. В

рамках своей инвестиционной про-

граммы «Тюменьэнерго» строит и

реконструирует свыше 60 объек-

тов в Тюменской области, Ханты-

Мансийском и Ямало-Ненецком

округах. Только на юге области в

2008 году на основные мероприятия

по модернизации комплекса ком-

панией будет направлено около 1

миллиарда рублей.

Интернет-издание NewsProm.Ru

в оренбурге началось строительство лэп «пле-

шаново – каликино»В рамках реализации инвести-

ционной программы филиала ОАО

«МРСК Волги» – «Оренбургэнерго»

началось строительство воздушной

<<36

>>47


и необходимостью постоянного пересмотра и обновления норм.

Третий метод, который мы предлагаем, очень широко используется на практике для опреде-ления, обоснования и оптимизации численности работников предприятий (в частности, методи-ка А. П. Павленко). Разница заключается в том, что Павленко А. П. рассчитывает численность по корреляционно-регрессионной модели, а мы – по вероятностной. Такая модель дает возможность при различных условиях (занятость работника в течение рабочей смены, количества обслуживае-мого оборудования, среднего времени на единицу ремонта) определить необходимую (оптималь-ную) численность, не производя расчетов, а вы-брав позицию в таблице.

Итак, переходим непосредственно к методи-ке.

Методика расчета нормативов, основанная на установлении зависимости численности от част-ных факторов с использованием метода веро-ятностной оценки трудоемкости работ по цехам, сводится к тому, чтобы путем статистической об-работки собранных сведений о значениях основ-ных факторов и численности найти нормативную формулу зависимости между численностью и факторами.

Нормативная формула будет иметь вид:

Ч = (N1 – N2) (Р • Т0)/ Фрв

где Ч – нормативная численность ремонтного персонала цеха, рассчитанная по выведенной формуле;

N1 – количество оборудования, обслуживае-мое ремонтными рабочими цеха (участка);

N2 – количество неисправного оборудования, од новременно находящегося в ремонте, в целом по це ху (участку) в год;

Р – среднее количество ремонтов, приходя-щихся на единицу оборудования в год;

Т0 – среднее время, потраченное на один ре-монт;

Фрв – полезный фонд рабочего времени 1 ра-ботника.

меТоДИКА РАСЧеТАПредположим, что один рабочий обслуживает

n единиц оборудования. Каждая единица обору-дования может в любой момент выйти из строя и потребовать обслуживания со стороны рабочего.

Обозначим через Р – среднее количество ремон-тов, приходящихся на единицу оборудования в год. Если в момент остановки оборудования рабо-чий свободен, то он берется за его наладку. Сред-нее количество неисправностей, устраняемых рабочим за единицу времени, равно Q/T0, где Q – вероятностная характеристика, оценивающая за-нятость рабочего ремонтом оборудования. Иными словами, вероятность того, что рабочий не занят, равняется 1-Q.

Среднее число одновременно неисправного оборудования вычисляется по формуле:

N2 = n-Q\R0, где R0 = (Р • Т0)/Фрв,

R0 – средняя занятость 1-го рабочего в ремон-те единицы оборудования (аппаратуры и пр.);

Т0 – среднее время, потраченное на один ре-монт, включает в себя:

ежедневное (ежесменное)ТО (осмотр); ½КР; ½ТР; ½ремонт запорной арматуры; ½промывку, смазку и пр. дополнительные ½

работы, связанные с бесперебойной работой обо-рудования;

время на уборку рабочего места (помеще- ½ния, территории, узла и пр.), доставку оборудования (или груза), его перенос и пр.;

Ф ½ рв – полезный фонд рабочего времени 1 ра-ботника, рассчитанный исходя из сменного графика работы с учетом условий труда в цехе (вредность) и различным периодом отпусков рабочих.

В более общем виде бригада из m ремонтных рабочих обслуживает n единиц оборудования (m<n). Вероятностная характеристика, выражаю-щая Ч (число занятых рабочих), позволяет оценить среднее количество оборудования, обслуживае-мого бригадой ремонтников за единицу времени, то есть Ч/То. N2 – среднее число неисправного оборудования, одновременно находящегося в ре-монте, в целом по цеху (участку) в год:

N2 = n-Ч/R0

Вышеприведенная методика положена в осно-ву программы, разработанной специалистами Института труда и экономического анализа, и ис-пользуется некоторыми предприятиями (т. к. она совсем новая) при расчете нормативной числен-ности ремонтного персонала.



Для поддержания оборудования в состоя нии полной работоспособности, предупрежде ния его преждевременного износа и выхода из строя в про-цессе эксплуатации требуется выполнение электро-техническим персоналом различных мероприятий. Определение объема, содержания и периодичности работ по под держанию оборудования в состоя-нии готовно сти в течение всего срока его службы являет ся важной технико-экономической задачей. Своевременные и целесообразные по объему и со-держанию профилактические работы по зволяют не только поддерживать оборудование в работоспо-собном состоянии в течение дли тельного времени, но и сократить эксплуата ционные расходы.

Система технического обслуживания и ре монта электрооборудования – это совокуп ность взаи-мосвязанных средств и методов, не обходимых для поддержания и восстановления его работоспособ-ности.

Процесс определения технического состоя ния электрооборудования с помощью средств поиска дефекта, оценки работоспособности и прогнози-рования изменения параметров, харак теризующих это состояние, называется диа гностированием.

На нефтедобывающих предприятиях диа-гностированию подлежат:

воздушные линии (ВЛ) электропередачи; ½кабельные линии электропередачи; ½понижающие подстанции и силовые транс- ½

форматоры;ячейки, выключатели и разъединители; ½измерительные трансформаторы тока и ½

на пряжения;распределительные устройства; ½разрядники; ½статические конденсаторы; ½токоограничивающие реакторы; ½синхронные и асинхронные двигатели сис- ½

тем поддержания пластового давления, пере качки и подготовки нефти, станков-качалок, установок погружных центробежных насосов;

станции управления электродвигателями; ½заземляющие устройства; ½насосы систем поддержания пластового ½

давления, перекачки и подготовки, а также добычи нефти;

блочные фундаменты насосных станций, ½станков-качалок;

А. Пухальский,канд. техн. наук ОАО «Тюменская нефтяная компания»В. Фролов,канд. техн. наук,В. Воробьев,инж. ОАО «СибНИИЭНГ», Тюмень

Обслуживание и ремОнт электрООбОрудОвания нефтедОбывающих предприятий пО техническОму сОстОянию



соединений, а также с ослаблени ем изоляции. Для поддержания сети в норма льном состоянии необхо-димо регулярно осу ществлять диагностику путем определения проводимости (сопротивления) линий и эле ментов. При диагностировании электрических сетей целесообразно использовать аналитиче ский подход – формирование аналитических выражений для определения искомых сопро тивлений (про-водимостей) линий или элемен тов сети в явной форме, удобной для иссле дований и многократных расчетов [1]. Такой подход может быть применен как при «руч ных» расчетах, так и в автоматизиро-ванных системах проектирования и эксплуатации элек трических сетей.

Трансформаторы можно диагностировать в двух режимах – без отключения и с отключе нием от сети. Диагностическими параметрами при периодиче-ском режиме без отключения от сети являются: кон-центрация растворенных в масле газов (результаты хроматографического анализа), уровень частичных разрядов, темпе ратурные данные, токи КЗ, перена-пряжения, уровень масла в расширителе, степень вибра ции, показатели физико-химического анали-за газа. При диагностировании трансформаторов с отключением от сети измеряются диэлектри ческие характеристики изоляции, коэффициент трансфор-мации, потери холостого хода и КЗ, сопротивление обмоток постоянному току.

Основным видом диагностики трансформа торов, выявляющим большинство дефектов, в настоящее время считается хроматографический контроль га-зов, растворенных в масле (ГХА). Обычно анали-зируется концентрация следующих растворенных в масле газов: водо рода Н2, метана СН4, этана С2Н6, этилена С2Н4, ацетилена С2Н2, оксида угле-рода СО, диоксида углерода СО2. С помощью ГХА вы являются такие постепенно развивающиеся де-фекты, как замыкания параллельных про водников в обмотке, дефекты потенциальных соединений экранирующих колец и других де талей, обуслов-ливающие «плавающий» потен циал и искрение, частичные разряды между дисками или проводни-ками из-за загрязнения масла, дефекты болтовых соединений, скользя щих и подвижных контактов, образование замкнутых контуров тока через стяж-ные бол ты с двойным заземлением сердечника, де фекты контактов избирателя РПН, дефекты меж-листовой изоляции сердечника, последст вия усад-ки обмотки.

Недопустимый уровень частичных разрядов в трансформаторе может быть вызван следую щими причинами:

прочее вспомогательное оборудование. ½Для оценки технического состояния ВЛ не- ½

обходимо проводить:профилактические испытания изоляции с ½

помощью специального оборудования;проверку мест соединения проводов (зажи- ½

мов, скруток);контроль состояния вязок; ½диагностирование электрооборудования ½

(раз рядников, разъединителей, секционных аппара-тов напряжением 6, 35 и 110кВ).

Для обнаружения повреждений и дефектов ВЛ используется аппаратура, регистрирующая ин-фракрасные и электромагнитные излучения. Она позволяет выявить соответственно: лока льные нагревы в контактных соединениях проводов и шлейфов; локальные увеличения напряженности электрического поля, точнее, источники корон-ных разрядов и поверхност ных частичных разря-дов повышенной интен сивности на оборудовании, появление или усиление интенсивности которых обусловлено конструктивными нарушениями, за-водскими дефектами, повреждениями в процессе эксплуатации.

Для регистрации инфракрасного спектра пуче-ния ВЛ применяются пирометры и тепловизоры (пе-реносные и стационарные пирометры серии С; пор-тативный тепловизор «Ир-с-200» фирмы «ТЕХНО-АС», г.Коломна; пирометры THERMOPOINT и тепло-визоры TERMOVISION фирмы «AGEMA», Швеция). Эти приборы целесообразно использовать в случае нагрузки ВЛ более 75 % максимальной, при этом повреждения должны быть достаточно серьезны-ми, чтобы началось выделение тепла в месте по-вреждения.

Приборы обнаружения повреждений и дефектов ВЛ, регистрирующие электромагнитные излучения (прибор Ultraprobe™ 2000 фирмы UE SYSTEMS inc.», США; электронно-оптический дефектоскоп Ф-6 фирмы «ДИА-ТЮСТ», Москва), устойчиво рабо-тают при нагрузке ВЛ примерно 20% максимальной, но становятся ненадежными при сильном гололе де или снегопаде.

Для оперативной оценки технического со-стояния, диагностики дефектов и определения остаточной несущей способности железобетон ных опор ВЛ, а также дефектов опорной и натяжной изоляции служит система диагнос тики «Аякс+» фирмы «Вибро-Центр» (Пермь).

В процессе эксплуатации электрических се тей постоянно растут потери энергии в связи с увели-чением переходных сопротивлений контактов и


47



возникновением перенапряжений при рабо те трансформатора, ½если они превышают уро вень испытательных напряжений;

недостаточной газостойкостью масла; ½попаданием в трансформатор примесей и газовых включений, ½

ослабляющих электриче скую прочность изоляции (например, появле-ние механических примесей из системы ох лаждения при повреждении маслонасосов, имеющих низкий ресурс);

применением некачественного обмоточного провода; ½деформацией обмоток при воздействии то ков КЗ. ½

При деформации происходит сдвиг элементов конструкции об-моток и главной изоляции, приводящий к появлению недопус тимых местных напряженностей электрическо го поля, эквивалентных тем, которые возника ют при недопустимых перенапряжениях.

Важной проблемой эксплуатации является контроль теплового состояния трансформато ров в работе. Для его осуществления приме-няются как косвенные методы (например, из мерение температуры верхних слоев масла), так и методы прямого измерения температуры наиболее нагретых точек внутри трансформа тора. Они позволяют оценить перегрузочную способность трансформаторов в динамике. Контроль нагрева внешней поверхности транс форматора дает воз-можность выявить дефекты внешних контактных соединений, повы-шенный нагрев отдельных участков поверхности бака и перегревы в баках контакторов и избирате лей РПН. С помощью тепловизионной аппара туры успешно выявляются места перегрева внутри высоко-вольтных вводов.

Измерение электрических характеристик от ключенного трансфор-матора позволяет опреде лить наличие неоднородностей в изоляции, что в свою очередь указывает на наличие де фектов или общего ста-рения.

В последние годы получили распространение методы контроля со-стояния прессовки обмоток и магнитопровода, основанные на анали-зе виб рационных характеристик трансформатора во время его рабо-ты и в отключенном состоянии. В российских энергосистемах начато внедрение системы вибродиагностики с измерением виб рации бака на работающем трансформаторе (разработка системы и анализирую-щей про граммы «Веста» выполнена в фирме «Вибро-Центр»), а также системы с измерением виб роударных характеристик на отключенном трансформаторе (разработка ОАО «Свердлов-энерго»).

При оценке технического состояния элек тронасосного оборудо-вания используют техно логические, температурные и вибрационные диагностические параметры. С помощью ста ционарных контрольно-измерительных прибо ров у синхронных и асинхронных двигателей из-меряют следующие технологические пара метры: потребляемый ток и ток возбуждения; температуру сердечника статора и подшипни ковых узлов; температуру воздуха на выходе из статора; давление масла в подшипниковых узлах. У центробежных насосных агрегатов дополни-тельно измеряются давление перекачи ваемой жидкости на входе и выходе насоса и ее расход.

Наиболее информативным методом при диа гностировании элек-тронасосного оборудования, позволяющим выявить значительную часть дефектов, является виброакустический метод. Основной диа-гностический параметр – сред неквадратичное значение виброскоро-


линии 110 киловольт «Плешаново –

Каликино». Линия пройдет по Крас-

ногвардейскому и Александровско-

му административным районам и

свяжет западную зону Оренбург-

ской области с центральной и се-

верной.

Общая протяженность новой ли-

нии электропередачи – более 47 ки-

лометров. ЛЭП пересечет 11 водных

преград и 10 автомобильных дорог.

Строительство линии «Плешано-

во – Каликино» позволит снизить

значительный дефицит мощности и

повысить надежность электроснаб-

жения потребителей в западных рай-

онах Оренбуржья.

EnergyLand.info

медные шины компании ERICO пользуются популярностью

на украинеУниверсальные гибкие шины

типа ERIFLEX FLEXIBAR производ-

ства французской компании ERICO

появились на украинском рынке

еще три года назад. На состояв-

шейся недавно пресс-конференции

украинской компании Вектор-ВС,

распространяющей эти изделия,

было отмечено, что шины ERICO

пользуются колоссальным спро-

сом на Украине. Они успешно экс-

плуатируются на ряде промышлен-

ных объектов в качестве хорошей

альтернативы кабелям большого

и малого сечения, альтернативы

подключения с помощью жесткой

оцинковки, подключения главной

силовой шины к распределитель-

ному оборудованию, для выполне-

ния соединений между выводом

трансформатора и шинопроводом,

соединений между шинопроводом

и распределительным шкафом или

в качестве температурного ком-

пенсатора. При использовании шин

ERIFLEX FLEXIBAR устраняется не-

обходимость установки клеммных

зажимов и, следовательно, исклю-

>>51

<<47



сти в ра бочей полосе частот 10–1000 Гц. Уровень вибрации измеряется согласно ГОСТ 12.034-81 [2], а техническое состояние агрегата оценива ется по полученным данным в соответствии с заданными нормируемыми уровнями ее допус тимых значений [1, 3]. Для идентификации дефектов оборудования, вызывающих повышенную вибрацию, на основе полученной информации об объекте диагностиро-вания выполняется анализ:

трендов диагностических параметров; ½частотных составляющих сигнала вибра- ½

ции;временных форм сигнала вибрации; контур- ½

ных характеристик вибрации оборудования;зависимости показателей вибрации от тех- ½

нологических параметров;изменения показателей вибрации при изме- ½

нении частоты вращения ротора.Одной из наиболее распространенных не-

исправностей электродвигателей, обнаруживае-мых методом вибродиагностики, является не-уравновешенность роторов. Она может быть устра-нена на месте эксплуатации путем дина мической балансировки электродвигателей в собственных подшипниках. Методика динамической баланси-ровки синхронных двигателей типа СТД в собствен-ных подшипниках осно вана на измерении амплитуд и фаз вибрации подшипниковых узлов при работе с отключен ной нагрузкой. Для проведения балан-сировки применяют переносные балансировочно-измерительные приборы: анализатор и сборщик данных модели 2120–1 фирмы CSI (США), балан-сировочный виброизмерительный комп лект БК-1 АО «ЮГМЕРА» (Краснодар), уни версальный прибор ВТБ-2М фирмы «ГРА-; HAT» (Санкт-Петербург) или аналогичные.

Для измерения диагностических парамет ров используют широко представленные фир мами-изготовителями портативные измерители и ана-лизаторы вибрации, тепловизионную технику, теплотехнические приборы, средства неразру-

шающего контроля и др. Хорошо зарекомендо-вали себя портативный расходомеры жидкости Povtaflow 300 фирмы «Micronicsl Ttd» (Германия), анализатор параметров электросетей AR.5. фир-мы «CIRCUTOR GRUP»] (Испания), инфракрасный бесконтактный термометр Raynger ST фирмы «RAYTEK» (США).

Основные точки измерения вибрации по казаны на рисунке.

В данной статье обобщены научно-техни ческая информация и результаты большого практического опыта ОАО «СибНИИЭНГ» при обследовании элек-трооборудования нефтедо бывающих предприятий. В области диагнос тирования энергомеханического и электротех нического оборудования специали-стами ОАО «СибНИИЭНГ» разработано восемь руководя щих документов, а совместно с Управ-лением по эксплуатации электрических сетей и элек трооборудования издано «Положение о систе-ме технического обслуживания и ремонта нефте-промыслового энергомеханического оборудова ния ОАО «Самотлорнефтегаз» по фактическо му со-стоянию» [4].

лИТеРАТуРА:1. Фролов В.П., Воробьев В. В. Диагностика и

энер госбережение в нефтедобыче. – тр. тюменско-го нефтяного научно-технологического центра. Сер. «Энергосбережение и диагностика», 2003, № 1.

2. гОСт 12.034-81. Вибрация. Общие требования к проведению измерений.

3. Фролов В.П., Воробьев В. В. Пособие по эксплуа-тации системы поддержания пластового давления путем закачки воды в продуктивные пласты с це-лью энергосбережения. – тюмень: Издательско-полиграф. предприятие «тюмень», 2002.

4. РД 153-39.1-046-00. Положение о системе техниче ского обслуживания и ремонта нефтепро-мыслового энергомеханического оборудования ОАО «Самотлор нефтегаз» по фактическому со-стоянию. – тюмень: ОАО «СибНИИЭНг», 2000.



Внедрение новейших технологий и оборудо-вания обеспечивает предприятию конкурентные преимущества, поэтому использование современ-ных систем и механизмов становится обычным делом в самых разных отраслях промышленно-сти России. Однако сложность интеллектуальных агрегатов требует и соответственного отношения – квалифицированной эксплуатации и обслужи-вания. Многие ведущие производители высоко-технологичного оборудования при продаже четко оговаривают условия его работы и необходимые регламенты технического обслуживания. Способы реализации такого сервиса могут быть разными. Как правило, организация, эксплуатирующая тех-нику, выбирает наиболее оптимальный для этого метод. Выбор условий обычно оговаривается с фирмой-производителем и является предметом договора. Тем не менее можно выделить ряд суще-ственных аспектов, единых для всех, на которые следует ориентироваться при организации сервис-ного обслуживания сложной техники.

ИПИ‑ТеХНолоГИИВ промышленно-развитых странах получила

распространение система информационных тех-нологий сквозной поддержки сложного изделия на протяжении всего его жизненного цикла, или CALS-технологии. В России эта система получила название ИПИ-технологий (Информационная под-держка жизненного цикла изделия). Они основаны на стандартизованном упорядоченном представ-лении данных об изделии и системе коллективного доступа к данным. Такой подход существенно сни-жает трудозатраты на всех этапах жизненного цик-ла сложного оборудования – от проектирования до утилизации. В России сегодня идет активное вне-дрение подобных систем, что особенно заметно в наукоемких отраслях промышленности. Например, в ФГУП «ЦНИИ Атоминформ» организована отрас-левая лаборатория поддержки жизненного цикла изделий Минатома. Некоторые предприятия, на-пример ГП «Красная звезда», ВНИИ автоматики, ОКБ машиностроения и др., уже приступили к реа-

е. Груздевасотрудник пресс-службыООО «Грундфос»

рАционАлЬнАя оргАниЗАция техничесКого оБслуживАния сложного оБоруДовАния



лизации пилотных проектов по внедрению ИПИ-технологий для сопровождения своей продукции. Поскольку введение в производство сложного оборудования подразумевает достаточно высокую степень его автоматизации и компьютеризации, система сервиса должна стать одной из неот-ъемлемых частей технологического цикла. Ис-пользование ИПИ-технологий обеспечивает есте-ственность этого процесса. В принципе, не столь важно, является сервис частью производства или осуществляется сторонней организацией. Необхо-димым становится лишь постоянный интерактив-ный контроль параметров оборудования.

ВыБоР СПоСоБА оБСлужИВАНИяСпособы обслуживания и ремонта сложной

техники можно условно поделить на три большие группы. Во-первых, это эксплуатация техники соб-ственными силами. При всех очевидных выгодах такого подхода (оперативность взаимодействия, знание нюансов производства и пр.) он доступен далеко не всем. Для того чтобы организовать отдельное структурное подразделение, занимаю-щееся исключительно обслуживанием сложной техники, необходимо сделать значительные перво-начальные вложения, поддерживать штат квали-фицированных специалистов разных специаль-ностей и иметь хорошо организованное склад-ское хозяйство. Для большинства производств такие расходы являются нерациональными. Тем не менее очень крупные предприятия, имеющие на балансе большое количество сложной техники, подобный подход практикуют. Например, ОАО «Стройтрансгаз», являющееся одним из гигантов газовой индустрии, для обслуживания высоко-технологичного импортного оборудования органи-зовало собственные ремонтно-эксплуатационные базы в нескольких регионах: в Тюмени, Кашире и Владимирской области. Используют этот подход и крупные лизинговые фирмы. Например, Централь-ный филиал ЗАО «Лизинг-строймаш» создал спе-циализированные мобильные подразделения для оперативного контроля и обслуживания сложной техники. Для второй группы характерно осущест-вление разовых сервисных работ подрядными организациями. Такие компании имеют постоян-ный штат квалифицированных специалистов и ремонтную базу. Несмотря на то, что это весьма распространенный путь, у него есть очевидные не-достатки. Прежде всего это отсутствие системного подхода и потеря преимуществ ИПИ, поскольку у «разового» специалиста зачастую нет возмож-

ности соотнести текущие проблемы с динамикой процесса. Кроме того, сторонние фирмы, занимаю-щиеся общим обслуживанием сложной техники, не всегда располагают аутентичными (подлинными) запчастями и принадлежностями, что может при-вести к невыполнению взятых обязательств и на-рушению сроков работ. Возможность сэкономить, вызвав специалиста по факту уже возникшей проблемы, с лихвой компенсируется стоимостью работ и оборудования, если эта проблема чревата поломкой и серьезным ремонтом. Третий вариант предполагает фирменное сервисное гарантийное и постгарантийное обслуживание. Как правило, отношения со специализированными сервисами завязываются уже при покупке нового оборудова-ния и эксплуатация начинается в рамках гарантий-ного срока. Фирменный сервис удобен тем, что в нем наиболее ярко выражены преимущества ИПИ-технологий, поскольку агрегат находится под при-стальным вниманием специалистов на всем пути от сборочного конвейера до места работы. До-полнительные преимущества – это возможность оперативной работы с фирмой-производителем, сниженные цены на аутентичные запчасти и при-надлежности, а также высокая квалификация пер-сонала именно в вопросах эксплуатации и ремонта техники данной марки. В качестве примера можно привести сервисную службу российского отделе-ния концерна Grundfos – ведущего производителя насосного оборудования. Она разработала весьма действенную двухуровневую схему, причем второй уровень (авторизованные сервисы) в обязатель-ном порядке должен иметь постоянное подключе-ние к Интернету. В сложных случаях интерактив-ную консультацию дает головной офис сервиса. При этом практически отпадает необходимость в планово-предупредительном ремонте (ППР), а эксплуатация оборудования становится гораздо более удобной.

уПРАВлеНИе НАДежНоСТьЮ оБоРуДоВАНИяОдно из основных требований к современному

сложному оборудованию – его надежность. Это комплексное понятие, включающее ряд необхо-димых условий, таких как долговечность, безот-казность, ремонтопригодность, стойкость к из-менению условий. От сочетания перечисленных свойств во многом будет зависеть стоимость его жизненного цикла. Очевидно, что чем надежнее оборудование, тем меньше затрат необходимо на его обслуживание. Поэтому сервис сложной тех-

51




ники должен включать в себя систему управления надежностью. В частности, сервисная служба в рамках информационного обеспече-ния жизненного цикла изделия производит сбор сведений о надеж-ности агрегатов: отказах, ремонтах, аварийных и чрезвычайных си-туациях, влиянии техобслуживания и ремонта (ТОиР) на надежность. Это облегчает дальнейший анализ и прогноз работы техники. Такой подход позволяет сервисной организации с большой точностью производить ТОиР и корректировать их параметры соответственно показателям системы управления надежностью оборудования. В настоящее время известны несколько унифицированных систем анализа надежности. ВРФ принят ГОСТ 27.301-95 «Анализ видов, последствий и критичности отказов (АВПКО)», позволяющий стан-дартизировать подходы к этой проблеме. АВПКО включает целый комплекс процедур, таких как выявление возможных видов отказов, их причин и вероятных последствий, диагностику с использовани-ем специальных средств, анализ действий персонала и ряд других формализованных операций. Необходимым условием организации систем управления надежностью служат оперативность и достовер-ность информации, которые зависят от степени компьютеризации процесса и оборудования. При использовании ИПИ она достигается непрерывным мониторингом всех систем и узлов и автоматическим ведением журнала работы, доступного специалистам сервиса. Со-временное оборудование дает возможность создать интерактивную систему управления, не требующую специальных диспетчерских подразделений. Подобная высокоавтоматизированная система на-ходится на постоянной связи с инженером-эксплуатационником, позволяя ему отслеживать работу в режиме «он-лайн». Кроме того, при необходимости она сообщает о вероятных сбоях на пейджер или мобильный телефон. Это в значительной степени облегчает обслуживание и контроль систем. Примерами такого подхода мо-жет служить опыт ООО «Теплоперспектива», которая занимается установкой и эксплуатацией сложного инженерного обеспечения в ЖКХ. Современное оборудование, установленное в новом жилом комплексе в подмосковном городе Долгопрудный, позволило све-сти весь комплекс водо- и теплоснабжения в единую управляемую и контролируемую сеть. В его состав вошли насосы Grundfos со шкафами управления, теплообменники фирмы «Альфа-Лаваль», запорная арматура Danfoss. При этом ведение компьютерного жур-нала помогает быстро проанализировать ситуацию и обеспечить тем самым оперативное принятие действенных мер при возникновении проблемы. Постоянная связь с инженером-эксплуатационником осу-ществляется по мобильному телефону.

ТеХНИЧеСКое оБСлужИВАНИе По ФАКТИЧеСКому СоСТояНИЮНа большинстве предприятий в технические регламенты входит

планово-предупредительный ремонт сложного оборудования. Обыч-но это вызвано тем, что стоимость ремонта по факту аварии суще-ственно (иногда до 10 раз) дороже ППР. Принцип плановости пред-полагает профилактическую направленность остановки и ремонта оборудования. Однако в некоторых ситуациях выгоднее проводить не планово-предупредительный ремонт, а ТОиР по фактическому >>52

<<47чаются затраты на них, снижается

объем складских запасов деталей.

Установка облегчается еще благо-

даря тому, что даже шины больших

типоразмеров очень легко сгибать

и придавать им требуемую фор-

му. Шины ERICO можно применять

для всех типов подключений в низ-

ковольтных сетях промышленно-

го назначения для распределения

электрической мощности и под-

ключения управляющих устройств.

Представители компании Вектор-

ВС даже полагают, что можно от-

метить начало эпохи гибких шин

и постепенного окончания эпохи

кабеля в строительстве промыш-

ленных, логистических, торговых и

развлекательных объектов. Шины

ERIFLEX FLEXIBAR превосходят ка-

бель как по техническим, так и по

экономическим параметрам: кон-

струкция гибких шин, в отличие от

кабеля, позволяет проводить боль-

шие номиналы тока по проводнику

меньшего сечения. Это существен-

но уменьшает количество прово-

дников и экономит место для уста-

новки, по сравнению с прокладкой

кабелей и проводов.

www.RusCable.Ru

на богучанской гэс ждут первое крупногаба-

ритное оборудование для монтажа турбин

На Богучанской ГЭС готовят

причал для тяжеловесных грузов.

Специалисты станции ожидают по-

ступление крупногабаритного обо-

рудования двух первых гидротурбин.

Об этом сообщили в Богучанском

энерго-металлургическом объеди-

нении.

Компания «Силовые машины»

(Санкт-Петербург) в соответствии

с условиями заключенного кон-

тракта с инвесторами Богучанского

энерго-металлургического объеди-

нения (БЭМО) начинает поставку

гидротехнического оборудования на

52


сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт

Богучанскую ГЭС. Гидротурбинный

цех Ленинградского металлическо-

го завода изготовил и испытал на-

правляющий аппарат для второго

гидроагрегата станции, который в

конце июня морским путем будет от-

правлен из порта Санкт-Петербурга

в Кежемский район Красноярского

края. В текущем месяце завершится

изготовление и рабочего колеса го-

ловного агрегата Богучанской ГЭС.

Его вместе с уже готовым валом

турбины планируется отправить на

БоГЭС до конца навигации.

Вес одного рабочего колеса для

турбины 175 тонн, диаметр 7,9 ме-

тра, поэтому на станцию тяжелове-

сы будут доставляться судами по

трассам Северного морского пути,

а затем по Енисею и Ангаре круп-

нотоннажными баржами. Всего до

окончания строительства станции,

которое инвесторы ГидроОГК и РУ-

САЛ запланировали на 2012 год,

компания «Силовые машины» от-

грузит для Богучанской ГЭС девять

комплектов турбинного и генера-

торного оборудования.

продолжается процесс обновления карпинского

электромашинострои-тельного завода

В рамках программы развития

электротехнического производства

ОАО «Карпинский электромашино-

строительный завод» (входит в со-

став корпорации «ЭДС-Холдинг»)

продолжает программу реконструк-

ции. Так, в начале мая текущего года

на заводской испытательной станции

закончен монтаж и ведется наладка

автоматизированного нагрузочного

стенда на статических преобразо-

вателях. Автоматизированный ком-

плекс позволит проводить все виды

испытаний тяговых электрических

двигателей на предмет соответствия

нормативно-технической докумен-

тации заказчика. Первым на стенд

будет поставлен тяговый двигатель

состоянию. Это обусловлено тем, что в ряде случаев ремонт с раз-боркой механизма и заменой деталей временно (до приработки деталей) или постоянно снижает надежность агрегата. Исследова-ния показали, что около 70% возникающих после вмешательства дефектов были вызваны ППР. При ТОиР по фактическому состоянию качество обслуживания техники не страдает, одновременно достига-ется существенная экономия средств из-за уменьшения количества простоев. По тем же данным, снижение затрат на обслуживание, количества обслуживаний и числа отказов составляет соответствен-но 75, 50 и 70% за первый год работы оборудования. Сразу следует оговориться, что обслуживание по фактическому состоянию воз-можно лишь на современной, качественной технике, снабженной системами телеметрии. Суть такой системы состоит в том, что на основе постоянного технического диагностирования производится анализ состояния узлов и агрегата в целом и делается прогноз необ-ходимого технического обслуживания и ремонта. Диагностирование можно проводить по разным критериям. Проще всего организовать контроль по изменению допустимого уровня одного или нескольких параметров. Более сложные варианты, помимо этого, включают прогноз уровня надежности узла или агрегата в целом. Вариантом обслуживания по фактическому состоянию может служить планиро-вание объема работ. Оно тоже требует автоматизации оборудования и позволяет учитывать изменения режимов работы, зачастую очень сильно влияющие на состояние техники. Планирование может быть полезным в случае, когда диагностика узлов неразрушающими ме-тодами невозможна. Безусловно, для его эффективности должна су-ществовать хорошая статистическая база по работе агрегата в раз-ных режимах. Основная сложность технического обслуживания по фактическому состоянию заключается именно в организации сбора и обработки данных при эксплуатации техники. Несмотря на наличие у значительной части современного сложного оборудования систем, позволяющих автоматизировать все процессы, не везде это делает-ся и не всякая организация способна организовать такую систему. Впрочем, серьезные производители обычно с большим вниманием относятся к сервисному обслуживанию своей продукции. Поэтому можно с большой долей уверенности утверждать: чем известнее фирма-производитель, тем лучше выстроена работа ее сервисных подразделений и тем больше шансов у организации-покупателя по-лучить профессиональное обслуживание приобретенной техники по фактическому состоянию.

Таким образом, использование нового, наукоемкого оборудова-ния в разных сферах экономики влечет за собой не только очевид-ные выгоды, такие как интенсификация производства и экономии ресурсов, но и изменение привычных технологий эксплуатации и сервиса. Применение ИПИ-технологий позволяет создавать системы сложной архитектуры, которые дают возможность эксплуатировать и обслуживать современную высокотехнологичную технику наибо-лее эффективно, до минимума снижая издержки на обслуживание и ремонт. При этом требуемый уровень обслуживания задается уже на стадии ее производства и монтажа.

По материалам еженедельника «Снабженец»

>>55

эксплуатация и ремонт диагностика и испытания

<<51


эксплуатация и ремонт диагностика и испытания

Одной из проблем в области обеспечения электромагнитной совместимости электротехни-ческих комплексов в сетях промышленных пред-приятий с интенсивным применением различных типов нелинейной нагрузки на базе современных преобразователей частоты является минимизация искажения формы кривых тока и напряжения до уровня, установленного ГОСТ 13109–97, и высо-кий уровень потребления реактивной мощности. Превышение допустимого уровня гармонических искажений приводит к сокращению срока служ-бы трансформаторов и силовых конденсаторов, неправильной работе систем релейной защиты, электросетевой и технологической автоматики, помехам в системах связи, управления и теле-механики, а также к возникновению аварийных ситуаций.

Существующие традиционные технические средства и решения, направленные на коррекцию коэффициента мощности сети и компенсацию высших гармоник тока и напряжения, имеют ряд

Б. Абрамович,Ю. Сычев,Ю. Гульков

проМышленные испытАния АКтивного ФилЬтрА в проМысловых сетях оАо «оренБургнеФтЬ» тнК-вр

существенных недостатков. Пассивные фильтро-компенсирующие устройства способны компен-сировать одну или несколько высших гармоник, порядок которых определяется частотой настрой-ки резонансных цепей. Установка сглаживающих реакторов, как и установка фильтрующих кон-денсаторов приводит к потерям напряжения сети. Ограничение мощности нелинейной нагрузки до уровня 15–20 % от номинальной мощности транс-форматора не всегда технически осуществимо и экономически целесообразно.

Современные активные системы коррекции формы кривых тока и напряжения, выполненные на базе параллельных активных фильтров (ПАФ), лишены вышеперечисленных недостатков и спо-собны эффективно компенсировать реактивную мощность и высшие гармоники тока и напряже-ния сети от 2 до 40 порядка в режиме реального времени с высоким быстродействием.

Многие ведущие зарубежные фирмы за по-следние 10 лет наладили промышленное произ-


диагностика и испытания диагностика и испытания

водство ПАФ. Преодолевая отставание России в этой области, ЗАО «Электон» наладил производ-ство ПАФ серии «Электон ФСА», рассчитанные на номинальные токи от 160 до 1000 А.

Выпускаемые ЗАО «Электон» ПАФ состоят из трех основных частей: силовой части, системы управления и накопительного элемента. Силовая часть включает в себя инвертор на базе IGBT транзисторов и пассивный сглаживающий фильтр (см. рис. 1). В состав системы управления входит первичные датчики тока и напряжения и програм-мируемый контроллер, реализующий алгоритм компенсации высших гармоник тока и напряже-ния ПАФ. В качестве накопительного элемента используется конденсатор, включенный на сторо-не постоянного тока инвертора.

На основании обработки и анализа измери-тельной информации, полученной от первичных

датчиков тока и напряжения, система управ-ления формирует управляющие импульсы для силовых IGBT ключей инвертора, к которому приложено напряжение накопительного конден-сатора. В результате через инвертор в сеть ге-нерируется ток, форма кривой и спектральный состав которого определяется законом управле-ния силовыми IGBT ключами. Пассивный сглажи-вающий фильтр, состоящий из индуктивностей, емкостей и резисторов, служит для повышения эффективности компенсации высших гармоник ПАФ. Включение резисторов позволяет изменить амплитудно-частотную характеристику и расши-рить полосу пропускания пассивного сглаживаю-щего фильтра.

Основным параметром ПАФ является его мощ-ность, которая определяет величину генерируе-мого в сеть компенсационного тока. Выбор номи-

Рис. 1. Структура ПАФ (ic – суммарный ток, А, iнн – искаженный ток нелинейной нагрузки, А, iПАФ – ток, генерируемый ПАФ, А)

55




нальной мощности ПАФ осуществляется исходя из необходимости компенсации реактивной мощности сети и высших гармоник тока и напряжения. При этом величина компенсационного тока ПАФ iПАФ складывается из двух составляющих:

pi i i . ( 1)где iГ – ток (А), спектральный состав и величина которого соот-

ветствует компенсируемым высшим гармоникам тока и напряжения нелинейной нагрузки; iР – ток (А), величина которого определяется компенсируемой реактивной мощностью сети.

При недостаточной номинальной мощности ПАФ некоторые высшие гармоники тока, генерируемые нелинейной нагрузкой, останутся некомпенсированными или будут компенсированы не полностью.

При завышенной номинальной мощности ПАФ, он будет работать в режиме неполной нагрузки, что экономически нецелесообразно, за исключением случаев дополнительного подключения новых не-линейных нагрузок к подстанциям, которые находятся в процессе ввода в эксплуатацию и работают не на полную установленную мощность.

Ширина частотного диапазона, в пределах которого ПАФ спосо-бен осуществлять компенсацию искажений, определяется макси-мальным nmax и минимальным nmin порядком гармоник. Действую-щее значение составляющей iГ связано с шириной компенсируемо-го частотного диапазона следующим выражением:

max

min

n n 2( n )

n ni i , ( 2 )

где Iнагр (n) – действующее значение ток а n-ой гармоники, гене-рируемой нелинейной нагрузкой, А.

Способность ПАФ работать в условиях динамичного изменения генерируемого нелинейной нагрузкой гармонического тока и фор-мировать соответствующий по спектральному составу компенса-ционный ток определяется его быстродействием, которое зависит от аппаратного обеспечения системы управления и заложенного алгоритма компенсации высших гармоник.

Номинальная мощность и ширина частотного диапазона ПАФ являются нерегулируемыми параметрами. Коэффициент искаже-ния синусоидальности тока сети К после пуска ПАФ определяется по следующей формуле:

max

min min

n n n2 2( n ) ( n )

n n n n 1

I( I )

i iK 100,% , ( 3 )

iгде iнагр(n) – основная составляющая тока нелинейной нагрузки,

А. Формула (3) служит для определения соответствия теорети-ческих характеристик ПАФ поставленным практическим целям и условиям, а также требованиям нормативной документации. На практике для сетей большинства промышленных предприятий обычно принимается:

nmin = 2; nmax = 23, и, в соответствии, с (3) имеем:

<<52

>>61

постоянного тока ДПТ-800, устано-

вочная партия которых заказана Эль-

машу ОАО «Российские железные

дороги». В дальнейшем на новом

стенде будут проходить апробацию

другие образцы инновационной про-

дукции КЭМЗ.

Автоматизированный нагрузоч-

ный стенд дает полную техническую

характеристику выпускаемых двига-

телей с распечаткой технической до-

кументации на каждый выпущенный

тяговый двигатель. Система полно-

стью автоматизирована, пульт управ-

ления связан с ЭВМ, поэтому при

проведении испытаний исключаются

все ошибки, в том числе человече-

ский фактор.

В свою очередь, новое оборудо-

вание получает сборочный цех № 1

КЭМЗ, который специализируется на

выпуске электрических двигателей

и машин. Первоочередными в на-

стоящий момент являются задачи

по повышению качества обработки

корпусов изделий. Уже запущено

в эксплуатацию оборудование для

вакуумной пропитки компаундом

Элпласт-180. Применение пропитки

компаундом повысит надёжность ра-

боты электрооборудованию в усло-

виях повышенной влажности, как то

в тропиках или на морских судах,

что существенным образом увели-

чит экспортный потенциал Эльмаша.

Также в цеху модернизируется имею-

щее и поступает новое специализи-

рованное токарное оборудование.

В результате проведённых работ

по модернизации сборочный цех № 1

ОАО «Карпинский электромашино-

строительный завод» уверенно нара-

щивает объемы выпуска электриче-

ских машин и двигателей по заказам

нефтяников и транспортников.

www.edsholding.ru

линия новой жизни амз

Специалисты предприятия «Энер-

гомост» из Башкортостана ускоренны-


n 402

( n )n 24

I( I )

iK 100 , (%). ( 4 )

i

При выборе номинального значения генери-руемого ПАФ компенсационного тока iПАФ должны быть учтены следующие особенности:

амплитуды высших гармоник, генерируемых ½основными типами нелинейных нагрузок, превышают установленные нормативными документами уровни в диапазоне порядков от 3 до 17;

необходимость не полной, а частичной ком- ½пенсации высших гармоник до уровня, определенно-го стандартами (например, для сетей напряжением 0,4 кВ коэффициент искажения синусоидальности напряжения должен быть не более 8 %).

В режиме частичной компенсации высших гармоник ПАФ выбирается с меньшим номиналь-ным генерируемым током. В некоторых случаях,

особенно при модернизации существующих элек-трических сетей, целесообразно параллельное соединение нескольких ПАФ.

ПАФ серии «Электон ФСА» является совре-менным, многофункциональным и перспектив-ным техническим решением, сочетающим в себе активную и пассивную фильтрацию высших гар-моник, применение которого целесообразно в сетях промышленных предприятий с высоким уровнем гармонических искажений формы кри-вых тока и напряжения.

В связи с этим в промышленных условиях про-ведены испытания ПАФ типа «Электон ФСА-400» с номинальным током iпаф= 400 А в сетях нефте-промыслов с высоким содержанием нелинейной нагрузки. Исследования проводились на фиде-ре 0,4 кВ, питающим станцию управления (СУ) погружного электродвигателя (ПЭД) скважины № 1716 в составе Курманаевского месторождения ОАО «Оренбургнефть» ТНК-ВР. СУ «Электон-05»

Рис. 3. Форма кривой фазного напряжения сети uс при включении СУ и ПАФ.

Рис. 2. Форма кривой фазного напряжения сети uс при включенной СУ и отключенном ПАФ.




питается от трансформатора типа ТМГ мощно-стью 250 кВА, который защищен плавкими предо-хранителями на стороне 6 кВ. СУ в свою очередь через повышающий трансформатор питает ПЭД мощностью 140 кВт.

Проведены измерения действующего значе-ния, коэффициента искажения синусоидальности и регистрация формы кривой фазного напряже-ния сети, фазного тока сети до и после включе-ния ПАФ. Измерения проводились с помощью приборов «Fluke 43B» и «Ресурс UF2M», имею-щих программное обеспечение для обработки и анализа экспериментальных данных. «Ресурс UF2M» имеет сертификацию Росстандарта и мо-жет использоваться как для технического, так и коммерческого контроля качества электрической энергии. Результаты измерений приведены на рис. 2 и 3 и в табл. 1 и 2.

Из табл. 2 видно, что действующее значение тока до и после подключения ПАФ практически не изменяется при генерируемом компенсационном токе ПАФ равном 81,5 А. Включение ПАФ меня-

ет характер тока СУ с активно-индуктивного на активно-емкостный, что обусловлено недостаточ-ной нагрузкой для выбранной модификации ПАФ. Ток нагрузки должен в 1,5–2 раза превышать но-минальный генерируемый компенсационный ток ПАФ. В экспериментальных условиях при номи-нальном токе выбранного ПАФ 300 А ток нагрузки СУ должен составлять 350÷600 А.

В соответствии с экспериментальными данны-ми при отключении СУ компенсационный ток ПАФ увеличился до 100 А, что вызвало незначительное усиление 5, 7, 11, 13 гармоник напряжения.

Данные по эффективности применения ПАФ «Электон ФСА-400» приведены в табл. 3. Эф-фективность увеличения величины напряжения uс определялась по отношению к номинально-му напряжению сети, эффективность снижения коэффициента Кu искажения синусоидальности учитывала уровень высших гармоник при отклю-ченных СУ и ПАФ.

Включение ПАФ снижает коэффициенты ис-кажения синусоидальности кривых фазных на-

таблица 1Действующие значения и коэффициенты искажения синусоидальности токов iс

и напряжений uс сети при различных режимах работы СУ и ПАФ

Параметрединица

измерения

Фаза

А В С

Отключенные СУ и ПАФ

uc В 229 232 230

Кu % 5,6 5,4 5,4

Работа СУ без ПАФ

uc В 229 231 230

Кu % 10,1 10,1 10,1

ic А 270 268 264

Ki % 22,9 22,1 22,5

Работа СУ с ПАФ без резисторов в составе пассивного сглаживающего фильтра

uc В 236 238 238

Кu % 7,5 7,7 8,2

ic А 227 237 231

Ki % 14,8 15,4 14,3

Работа СУ с ПАФ с резисторами в составе пассивного сглаживающего фильтра

uc В 236 234 235

Кu % 5,9 5,8 5,8

ic- А 237 240 233

Ki % 9,7 9,2 9,2



пряжений сети Кu, до величин, не превышающих нормально допустимое значение для этих ко-эффициентов по ГОСТ 13109–97 (8% согласно табл. 3).

Согласно табл.3 работа ПАФ с резисторами в составе пассивного сглаживающего фильтра эф-фективнее, чем при их отсутствии, что подтверж-дает возможность пассивного фильтра повышать компенсирующую способность ПАФ.

По результатам проведенных промышленных испытаний сделаны следующие выводы и разра-ботаны следующие практические рекомендации:

включение ПАФ с резисторами в составе ½пассивного сглаживающего фильтра снизило ток нагрузки СУ с 270 до 235 А, а без резисторов с 270 до 227 коэффициент искажения синусоидаль-ности кривых тока уменьшился с 22,5 до 15% при включении ПАФ без резисторов и до 9,5% для ПАФ с резисторами. Фазные и междуфазные на-пряжения сети uc на шинах 0,4 кВ увеличились на 3%. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения Кu уменьшился с 10,1% до 7,7% при включении ПАФ без резисторов и до 5,8% с ре-зисторами, при коэффициенте искажения синусои-дальности кривой напряжения Кu при отключенных СУ и ПАФ равном 5,5%;

номинальный генерируемый ток выбранно- ½го ПАФ должен быть в 1,5–2 раза ниже номинально-го тока компенсируемой нелинейной нагрузки;

установка в составе пассивного сглажи- ½вающего фильтра резисторов позволяет повысить эффективность компенсации высших гармоник ПАФ;

переход тока i ½ су из активно-индуктивного режима в активно-емкостной показывает возмож-ность ПАФ компенсировать реактивную мощность сети. С учетом подбора необходимых параметров ПАФ можно настроить на требуемый уровень ком-пенсации реактивной мощности сети;

ПАФ «Электон ФСА-400» показал эффек- ½тивность коррекции формы кривых тока и напря-жения сети 0,4 кВ нефтепромысла и может исполь-зоваться для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие с нормами ГОСТ 13109–97 и ослабления влияния высших гар-моник на промысловое электрооборудование;

ПАФ серии «Электон» может быть реко- ½мендован к применению на объектах нефтедобычи с целью повышения качества электрической энер-гии и ослабления влияния высших гармоник.

таблица 2Действующие значения и коэффициенты искажения

синусоидальности токов СУ iсу и ПАФ iПАФ

Параметрединица

измеренияФаза

А В

iсу А 235 237 241

Кiсу % 28,9 30,5 29,4

iПАФ А 81,5

КiПАФ % 86,6

Параметротключенные

Су и ПАФРабота Су без ПАФ

Подключение ПАФ без резисторов

в составе выходного пассивного фильтра

Подключение ПАФ с резисторами

в составе выходного пассивного фильтра

Напряжение, В 238 232 238 237

Кu,% 5,5 10,1 7,7 5,8

Фазный ток, А - 270 227 235

Кi,% - 22,5 15 7,5

таблица 3Эффективность работы ПАФ «Электон ФСА-400»



В настоящее время в эксплуатации находится большое количество силовых трансформаторов, отработавших свой срок службы.

В соответствии с ГОСТ 11677–85 «Трансфор-маторы силовые. Общие технические условия» этот срок составляет 25 лет.

По данным РАО ЕЭС России», за 2000 г. доля элек-трооборудования подстанций 110/220 кВ, прослу-жившего более 25 лет, составляет 40%, 15–25 лет – 35%, менее 15 лет – порядка 25% [1]. К настояще-му времени этот процент значительно вырос.

Около 50% блочных силовых трансформато-ров напряжением 110–500 кВ мощностью 63 МВ⋅А и выше, эксплуатируемых на тепловых и гидрав-лических станциях России, также отработали свой срок службы. На российских предприятиях электрических сетей доля таких эксплуатируемых силовых трансформаторов и автотрансформато-ров составляет 32 %. В ближайшие годы пример-но 18% блочных трансформаторов и 20 % транс-форматоров в электрических сетях России будут иметь наработку более 25 лет.

Аналогичная картина износа парка силовых трансформаторов имеет место и во многих энер-госистемах развитых стран Европы и Америки [2]. Так, по данным Института электроэнергетики США, в 1997 г. в эксплуатации находилось около 60% силовых трансформаторов, отработавших более 25 лет.

ДиАгностиКА силовых трАнсФорМАторов

В России в ближайшие годы по экономическим и техническим причинам не ожидается суще-ственного обновления парка силовых трансфор-маторов, отработавших свой нормативный срок. В связи с этим все более актуальной становится проблема продления сроков службы и оценка возможности дальнейшей эксплуатации такого электрооборудования в системах электроснаб-жения промышленных, жилых и общественных зданий.

Опыт эксплуатации силовых трансформато-ров показывает, что и после нормативного срока службы значительная часть трансформаторов сохраняет свою способность при соблюдении до-пустимых нагрузочных режимов, своевременном проведении ремонтов и качественном их выпол-нении.

Решение о целесообразности и возможности продолжения эксплуатации силовых трансфор-маторов и автотрансформаторов, отработавших нормативный срок службы, зависит прежде всего от состояния основных его элементов; сердечника и обмоток при условии, что остальные элементы (вводы, устройства переключения ответвлений и др.), а также масло для масляных трансформато-ров, находятся в нормальном состоянии.

Следует отметить, что величина срока служ-бы, равная 25 годам, указанная в ГОСТ 11677–85 «Трансформаторы силовые. Общие технические

э. Киреева,канд. техн. наукМосковский энергетический институт (ТУ)



условия», установлена на основании того, что за указанный период может произойти тепловой износ витковой изоляции обмоток. При этом наи-более подвержена процессам старения целлю-лозная изоляция обмоток, которая определяет ресурс силового трансформатора. Значительное влияние на указанную выше изоляцию обмоток оказывают величина нагрузки трансформатора, качество масла, тип защиты масла от окисления, наличие термосифонных фильтров, эффектив-ность системы охлаждения трансформатора, осо-бенности конструкции, а также качество самой изоляции.

У блочных трансформаторов, имеющих зна-чительно большие токи нагрузки по сравнению с сетевыми, ресурс изоляции обмоток при дли-тельной работе исчерпывается быстрее, так как увеличение нагрузки ведет к повышению темпе-ратуры изоляции и, следовательно, к ускоренно-му ее старению.

В самой же изоляции обмоток происходят сложные физико-химические процессы, приво-дящие к деградации целлюлозы, поэтому не-возможно точно спрогнозировать степень изно-са изоляции обмоток силового трансформатора. Вследствие увеличения концентрации влаги при дегидратации целлюлозной изоляции резко воз-растает риск повреждения силовых трансфор-маторов из-за возможности витковых замыканий при протекании сквозных токов КЗ. В настоящее время разработана и внедряется в практику ме-тодика оценки фактического ресурса бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов [2]. Основными причинами возникновения внутрен-них КЗ в трансформаторах являются: загрязнение и увлажнение твердой изоляции и масла, газовы-деление из изоляции, повреждение устройства переключения ответвлений под рабочим напря-жением и др.

Согласно рекомендациям СИГРЭ, экономиче-ски нецелесообразно продолжать эксплуатиро-вать электрооборудование, в том числе и сило-вые трансформаторы, если его удельная повреж-даемость, сопровождающаяся возникновением внутренних КЗ, превышает в год 3%. В России удельная повреждаемость блочных трансформа-торов и автотрансформаторов напряжением 110–500 кВ мощностью 63 МВ⋅А и выше, работающих на тепловых и гидравлических электростанциях, составляет 0,66% в год; при тех же параметрах для трансформаторов, работающих в электриче-ских сетях, удельная повреждаемость составляет

0,45% в год, что намного меньше величины регла-ментируемой СИГРЭ.

Известно, что силовые трансформаторы явля-ются важнейшей частью любой энергосистемы, а их суммарная мощность в энергосистемах России на всех уровнях напряжения за счет нескольких ступеней трансформации в 6–6,5 раза превы-шает установленную мощность генераторов [3]. Поэтому понятно, какое влияние оказывает по-вреждаемость силовых трансформаторов на на-дежность работы энергосистемы.

Обследование силовых трансформаторов по-казывает, что наряду со старением изоляции стареет и магнитная система, что проявляется, например, в увеличении потерь холостого хода. В соответствии с РД 34.45–51.300-97 «Объем и нор-мы испытаний электрооборудования» [9] потери холостого хода ∆Рх, трехфазных трансформато-ров измеряют при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.

При вводе их в эксплуатацию и при капиталь-ном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте) более чем на 5%, а у однофазных трансформаторов – не более 10%. Потери холостого хода измеряют в процессе эксплуатации, основываясь на резуль-татах хроматографического анализа растворен-ных в масле газов. Отличие измеренных значений от каталожных не должно превышать 30%.

Опыт холостого хода на номинальном напряже-нии является заключительным при обследовании трансформатора перед вводом его в работу. В качестве примера приводится табл. 1 технических данных силовых трансформаторов, эксплуатирую-щихся на одном из предприятий электрических сетей. Как видно из табл. 1, различие между изме-ренными и каталожными значениями потерь холо-стого хода для некоторых типов трансформаторов составляет более 50%. Это различие необходимо учитывать при расчете потерь электроэнергии в электрических сетях, так как оно влияет на вели-чину коммерческих потерь.

Расчеты показывают, что продление сро-ка службы силовых трансформаторов еще на 10–15 лет дает большую выгоду, чем замена электрооборудования на новое [6]. Для повы-шения надежности при эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших нормативный срок службы и перешедших в разряд изношенно-го электрооборудования, необходимо выполнить следующее [5]:

61




улучшить защиту от перенапряжений и воздействия токов КЗ; ½снижать тепловую нагрузку; ½увеличивать степень секционирования и резервирования; ½совершенствовать защиту от увлажнения; ½обновлять изоляцию (путем сушки, очистки и регенерации с ½

растворением и удалением продуктов старения);использовать пленочную защиту масла; ½применять улучшенные адсорбционные фильтры; ½совершенствовать систему охлаждения; ½устранять потенциальные очаги повышенного нагрева; ½повышать надежность контактных токоведущих соединений ½

и др.Примером продления срока эксплуатации силовых трансформа-

торов, отработавших 25 лет и более, могут служить профилактиче-ские работы, которые проводились муниципальным предприятием «Электросеть» Мытищинского района Московской области [6].

На их балансе находилось 750 силовых трансформаторов, сре-ди которых были трансформаторы, проработавшие больше 50 лет. Проводимая этим предприятием профилактика заключалась в том, что с подстанций снимали самые изношенные трансформаторы, полностью их разбирали, вытаскивали всю «начинку», выливали масло, прогоняли его через центрифугу; затем мыли и красили бак; промывали обмотку и помещали ее в сушильную камеру; меняли все резиновые прокладки и шпильки на новые.

При сборке трансформаторов использовали только медные шайбы собственного изготовления. Все трансформаторы снаб-жались переключающими устройствами, что позволяло реально экономить электроэнергию. Подобная профилактика обеспечивала повышение срока службы трансформаторов на 6–8 лет.

В последние годы в энергетике наметилась тенденция к после-довательному переходу от системы планово-предупредительных ремонтов (ППР) к ремонтам по действительному техническому со-стоянию электрооборудования, как это принято в развитых странах.

Как показал опыт эксплуатации силовых трансформаторов, про-ведение ППР без их предварительного комплексного обследования себя не оправдывает, так как приводит не только к существенным материальным затратам, но и в значительном ряде случаев к ухуд-шению характеристик изоляции.

Диагностика технического состояния электрооборудования, в том числе и силовых трансформаторов позволяет [7]:

своевременно предупредить возникновение аварийных ½ситуаций;

значительно снизить затраты на ремонты; ½оценить действительное состояние электрооборудования и ½

определить запас его работоспособности;подготовить к вводу в работу систем непрерывной диагно- ½

стики и определить остаточный ресурс электрооборудования.Система диагностики опирается на действующие нормативные

документы РАО «ЕЭС России» и обеспечивает не только комплекс-ную оценку состояния силовых трансформаторов, но и принятие правильных решений по их дальнейшей эксплуатации, осуществле-нию технической политики перехода к ремонтам по фактическому

<<55ми темпами продолжают строитель-

ство 60-ти километровой двухцепной

высоковольтной линии электропере-

дач, которая соединит подстанцию

«Уфимская» с подстанцией «Амет» и

обеспечит надежное энергоснабже-

ние будущей электропечи Ашинско-

го металлургического завода (город

Аша Челябинской области).

Как сообщил агентству «Урал-

пресс-информ» пресс-секретарь

ОАО «АМЗ» Лев Селезнев, намечен-

ный на апрель будущего 2009 года

пуск первой в СНГ автоматической

электропечи ЭП-120 с конвейерной

загрузкой металлошихты позволит

вывести из эксплуатации все три

мартеновские печи АМЗ и значи-

тельно улучшить экологическую

ситуацию в Ашинском районе. На

подстанции «Уфимская», где бу-

дет устанавливаться оборудование

фирмы «АВВ», под него уже готовы

фундаменты. В отличие от Челя-

бинской области, где вопросы по

землеотводу до сих пор не решены,

на территории Башкирии они сняты

и начата вырубка леса. Под бу-

дущую трассу предстоит вырубить

150 гектаров леса на территории

Башкортостана и восемь гектаров

на территории Челябинской обла-

сти. Новая ЛЭП должна быть вве-

дена в эксплуатацию к 15 апреля

2009 года.

РИАНА «Урал-пресс-информ»

в первом полугодии 2008 года пермский фили-ал «мрск урала» направил на ремонтную программу

почти 200 млн. рублейВ первом полугодии 2008 года

пермский филиал ОАО «МРСК Ура-

ла» направил на реализацию ре-

монтной программы почти 200 млн.

рублей.

За шесть месяцев текущего го-

да отремонтировано 900 км линий

электропередачи 35-110 кВ, 575 км

линий 0,4–10 кВ.

>>73


состоянию электрооборудования в соответствии с Правилами технической эксплуатации электри-ческих станций и сетей РФ.

Значительными возможностями в области диагностики силовых трансформаторов, направ-ленной, в первую очередь, на определение их технического состояния, предупреждение аварий, повышение эффективности ремонта и снижение числа необоснованных разборок, располагает ОАО «Электрозавод» (Москва). Применяемая ими программа диагностического обследования сило-вых трансформаторов без отключения их от сети позволяет осуществлять [8]:

хроматографический и физико-химический ½анализы масла;

тепловизионное обследование (например, ½для определения локального нагрева элементов конструкции);

акустическое определение уровня ча- ½стичных разрядов (в частности, для определения нагрузочной способности);

вибродиагностику; ½диагностику маслонасосов и системы ½

охлаждения;анализ шумовых характеристик, позволяю- ½

щий выделить составляющие, обусловленные про-цессами в магнитопроводе и других элементах.

Программистами фирмы «Техно-АС» (Россия) реализована уникальная возможность замены те-пловизионного обследования пирометрическим. Она предназначена для планирования, ввода, обработки и хранения данных пирометрического обследования объекта. Программа позволяет ра-ботать с пирометром любой марки, моделировать место исследования, строить термолинии, фор-мировать отчеты.

Таким образом, система диагностики предот-вращая аварийные отказы, прогнозирует возмож-ность дальнейшей безаварийной работы силовых трансформаторов в течение определенного про-межутка времени. Выявленный в ходе диагности-ки дефект оценивают, локализуют и устраняют.

Методы и средства диагностики постоянно со-вершенствуются. Так, например, в [5] приводятся новые методы и средства диагностики, не во-шедшие в перечень [9]: диагностика деформаций обмоток силовых трансформаторов и реакторов, диагностика усилия прессовки обмоток и магни-топровода трансформаторов и др. В [4] предложе-на идея использования нелинейной (нетрадици-онной) виброакустической диагностики, которая позволит диагностировать состояние изоляции

(оценить ее старение) во время эксплуатации си-ловых трансформаторов.

Кроме того, экспериментально установлено, что изменение параметров силовых трансфор-маторов (Zк, ∆Рк, ∆Рх) при различных видах по-вреждения влияют на показатели качества элек-троэнергии.

Для электрооборудования, находящегося под напряжением, наиболее эффективны диагности-ческие тепловизорные системы.

Современные тепловизорные системы (ин-фракрасная термография) обеспечивают:

увеличение ресурса электрооборудования ½за счет выявления дефектов на ранней стадии развития;

уменьшение потерь электроэнергии в бол- ½товых, сварных, прессованных и других контактных соединениях в результате своевременного ремонта контактов;

сокращение затрат на техническое обслу- ½живание вследствие прогнозирования сроков и снижения объема ремонтных работ;

оценку реального уровня эксплуатации ½электрооборудования обслуживающим персона-лом.

При тепловизионном контроле выявляются следующие неисправности силовых трансформа-торов и автотрансформаторов [7]:

нарушения в работе систем охлаждения и ½оценка эффективности последних;

дефекты изоляции маслонаполненных и ½фарфоровых вводов;

ослабление контактных соединений токо- ½ведущих частей;

поля рассеяния. ½В настоящее время документом, регламен-

тирующим перечень испытаний силовых транс-форматоров при вводе их в работу и в процессе эксплуатации, предельно допустимые значения контролируемых параметров и периодичность контроля, является «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (РД 34.45–51.300-97) [9].

В 6-м издании этого документа (2002) для си-ловых трансформаторов существенно расширен перечень контролируемых параметров. Кроме традиционных критериев оценки состояния изоля-ции введены новые, дополнительные показатели: хроматографический анализ газов, растворен-ных в масле, измерение степени полимеризации, контроль содержания фурановых соединений в масле, измерение сопротивления КЗ, тепловизи-онный контроль.



Тип транс‑форматора

Sт.ном,

мВ⋅А∆Рх изм,

кВт∆Рх кат,

кВтUв, КВ Uc, кВ Uн, КВ

Год изго‑товления

ТДН 10 20,2 15 ПО 0 10 1973

ТДНГ 20 86,83 62 ПО 0 6 1959

ТДТН 16 62,51 23 ПО 35 6 1968

ТДН 10 38,62 15 ПО 0 6 1954

ТДТНГ 10 26,06 15 ПО 0 6 1953

ТДТГ 10 49,2 15- ПО 0 6 1953

ТДТНГ 31,5 171,34 125 ПО 0 6 1956

ТДНГ 20 84,06 62 ПО 0 6 1963

ТДГ 20 98,68 60 ПО 0 6 1952

ТДТНГ 31,5 322 125 ПО 0 6 1959

ТДТН 31,5 143,38 95 ПО 0 6 1965

ТДТГ 20 102,48 76 ПО 0 6 1948

ТМ 6,3 15,9 8 35 0 10 1973

ТМ 6,3 20,12 8 35 0 10 1973

ТМН 1 5,09 2,45 35 0 6 1964

ТМН 1 5,32 2,45 35 0 6 1964

ТМН 1 5,7 2,45 35 0 6 1964

ТМН 1 5,44 2,45- 35 0 6 1956

ТМ 3,2 19,86 11,5 35 0 10 1951

ТМ 3,2 20,66 11,5 35 0 10 1951

ТМ 6,3 23,36 8 35 0 10 1970

АТДЦТГ 90 249,36 150 220 0 0 1964

АТДЦТНГ 125 252,24 80 220 0 0 1958

АТДЦТН 200 128 105 220 0 0 1978

ТДНГ 20 91,35 62 ПО 35 6 1962

ТДНГ 20 86,47 62 ПО 35 6 1963

ТДНГ 20 86,47 62 ПО 35 6 1960

ТДГ 20 85,51 60 ПО 0 6 1941

ТДНГУ 20 76,54 62 ПО 0 6 1964

ТДНГ 20 110,35 62 ПО 35 6 1964

ТДН 10 60,81 15 10 0 6 1967

ТДН 10 37,86 15` ПО 0 6 1966

АТДЦНГ 125 206,14 80 220 0 6 1967

ТДН 10 28 15 ПО 0 6 1974

таблица 1



Ниже приведены примеры тепловизионных диагностических систем отечественного произ-водства, используемых в настоящее время для контроля состояния силовых трансформаторов и другого электрооборудования:

IRTIS-2000 – портативный компьютерный тер-мограф, представляющий собой ИК-камеру. Тер-мографическому сканированию подвергаются по-верхность бака трансформаторов, вводы, контакт-ные соединения, элементы системы охлаждения и др. По полученным термограммам идентифици-руют такие дефекты, как наличие застойных зон масла; неправильная или неэффективная работа системы охлаждения; локальные нагревы элемен-тов конструкции; ухудшение состояния контактных соединений; ухудшение изоляции высоковольтных вводов; возникновение КЗ контуров и др.;

Пирометры инфракрасные низкотемператур-ные типов С-110 «Факел» (-20… +200°С), С-210 «Салют» (-20… +600°С), С-300 «Фаворит» (-20… +600°С) – предназначены для бесконтактного измерения температуры поверхности различных объектов по их тепловому излучению. Применя-ются для диагностики контактных соединений, оценки теплового состояния электрических линий трансформаторов, изоляторов, радиаторов; для выявления участков перегрузки кабелей и эле-ментов электропроводки, поиска мест их скрыто-го прохождения. Расстояние до объекта ограни-чивается значением 30 м;

Тепловизионный комплекс «Термограма» (-20…+200°С до +1700°С) – прибор для энергоаудита, представляет собой ИК-систему, используется на предприятиях электроэнергетики и др.;

Комплект для тепловизионных обследований – «Иволга-721» (-20…+150°С до 2000°С) создан на базе тепловизора и цифровой фотокамеры, ис-пользуется в тепло- и электроэнергетических комплексах и др.

Из зарубежных тепловизоров следует отме-тить следующие:

тепловизоры Infra САМ (компания FLIR ½Sistem) являются новой моделью, в которой примене-ны новейшие сенсорные технологии, обеспечиваю-щие создание компактного небольшого, удобного в применении диагностического прибора высокого класса; имеют богатый набор функций, встроенный видоискатель для проведения контроля в полевых условиях, лазерный целеуказатель;

тепловизоры Ti 20, Ti 40, Ti 45 (корпорация ½Fluke) также являются новыми моделями, в которых новая технология позволяет накладывать на види-

мое изображение тепловизионное изображение, что облегчает задачу идентификации и анализа ИК-снимков (например, определять участки, нуж-дающиеся в ремонте в первую очередь);

тепловизионные системы нового (6-го) по- ½коления (матричные тепловизоры серии ТН-9100, ТН-7800 и ТН-7700) японской фирмы NEC являются со-временными системами на основе неохлаждаемого матричного детектора; отличаются портативностью, компактностью (вес 1,7 кг), многообразием функций анализа, высокой чувствительностью и надежно-стью; имеют функцию энергосбережения.

Опыт эксплуатации и возможности совре-менных диагностических технологий позволяет своевременно обнаружить скрытые дефекты в силовых трансформаторах, выявить причины их возникновения и определить необходимость и объем ремонта. Результаты диагностики позволя-ют предупредить аварии трансформаторов, про-гнозировать остаточный ресурс, дать рекоменда-ции по их дальнейшей эксплуатации.

лИТеРАТуРА1. Киреева Э.А. К вопросу о старении силовых

трансформаторов // Промышленная энергетика. 2004. № 2.

2. львов М. Силовые трансформаторы на 110 кВ и выше. Будущее определить диагностика // Новости электротехники. 2003. № 6 (24).

3. Федоров А.А., Попов Ю.П. Эксплуатация электрооборудования промышленных предпроия-тий: Учеб. Пособие для вузов. – М.: Энергоатомиз-дат, 1986.

4. лукьянов М.М., Харисов Э.А. Новые принци-пы виброакустической диагностики изношенно-го силового электрооборудования // Электрика. 2001. № 2.

5. Сазыкин В.г. Совершенствование эксплуа-тации силовых трансформаторов // Электрика. 2003. № 3.

6. Прохоров Е. Капитальный ремонт оборудо-вания обходится на порядок дешевле, чем приоб-ретение нового // Новости электротехники. 2003. № 6 (24).

7. Диагностика электрооборудования // глав-ный энергетик. 2004. № 1.

8. Диагностика трансформаторов и реакторов (программы, методики, оборудование). – М.: ОАО «Электрозавод», 2002.

9. Объем и нормы испытаний электрооборудо-вания / Под общ. ред. Б. А. Алексеева, Ф. л. Кога-на, [с изм. и доп.] – М.: НЦ ЭНАС, 2002.

диагностика и испытания книжная полка


диагностика и испытания книжная полка

приБоры и среДствА ДиАгностиКи ЭлеКтрооБоруДовАния и иЗМерениЙ в систеМАх ЭлеКтроснАБжения.

спрАвочное посоБие. М.: иЗДАтелЬство «Колос», 2006

В настоящее время в энергетике Российской Фе-дерации осуществляется переход от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по действитель-ному техническому состоянию электрооборудования.

Универсальным средством диагностирования элек-трооборудования является инфракрасная томография, которая обеспечивает контроль его состояния без вывода из работы. С помощью термографических средств можно идентифицировать такие дефекты, как локальный нагрев элементов конструкции, ухудшение состояния контактных соединений и т.д.

Значительное место в диагностике состояния электрооборудования занимает определение его вибра-ционных характеристик. Отечественным и зарубежным средствам современной диагностики посвящена первая глава книги.

Для принятия правильных решений необходимо постоянно иметь достаточно полную и достоверную ин-формацию о контролируемом электрооборудовании. Для получения такой информации важно правильно выбирать помимо диагностических средств также методы и средст- ва измерения таких параметров, как сопротивление, ток, напряжение, мощность и др. На смену классическим

аналоговым средствам динамических измерений пришли цифровые измерения, позволяющие осуществлять авто-матизированный сбор и анализ информации.

Кроме традиционных и новых измерительных средств, контролирующих параметры эксплуатируемого электрообо-рудования, появилась необходимость определения условий его работы и в первую очередь качества электроэнергии. Современным отечественным и зарубежным измеритель-ным средствам посвящена вторая глава книги.

Наряду с диагностическими и измерительными средствами в системах электроснабжения применяются новые устройства и системы, повышающие надежность и экономичность работы электрооборудования и систем электроснабжения в целом. К ним относятся устройства плавного пуска, регуляторы температуры, минилоггеры, источники бесперебойного питания и др. Этой тематике посвящена третья глава книги.

В справочном пособии обобщен опыт ведущих органи-заций и предприятий, занимающихся разработкой нового и модернизацией действующего электрооборудования.

тел.: (495) 607-21-25, Адрес в интернете: www.koloc.ru

Среди авторов справочника: Э.А. Киреева, А.Г. Харитон и А.Н. Чохонелидзе – члены редколлегии журнала «Главный энергетик». Справочник состоит из двух разделов.

В первом разделе содержатся общетехнические све-дения и справочные материалы по электрооборудованию напряжением до и выше 1 кВ: силовым трансформато-рам, КТП и КРУ, высоковольтным выключателям, плавким предохранителям, конденсаторным установкам для компен-сации реактивной мощности, счетчикам электроэнергии, автоматическим выключателям, контакторам, магнитным пускателям, вакуумным дугогасительным камерам, кабель-ным и воздушным линиям, электродвигателям. В этот раз-дел включены также сведения по современным диагности-ческим средствам для электрооборудования и освещению производственных помещений. Новый для справочника материал содержится в главе «Шинопроводы в системах электроснабжения предприятий, зданий и сооружений».

Во втором разделе помещены таблицы физических величин, единиц и констант, обозначений электрических схем, необходимые для работы каждому электрику све-дения об электрических материалах и электрических из-мерениях, температурных режимах работы и степенях за-щиты электрооборудования, режимах работы нейтрали. Здесь же приведены примеры расчета сечений проводов и жил кабелей до и выше 1 кВ, рекомендации по выбору плавких предохранителей и автоматических выключате-лей, сечений проводов и жил кабелей. В книге 464 стра-ницы, выпущена она в твердом переплете. Приобрести ее можно по адресу:

107996, г. Москва, ул. Садовая-Спасская, д. 18,Издательство «Колос», тел.: 607-22-95,

тел/факс отдела реализации,тел. 975-55-27, 607-19-45. E-mail: [email protected]

Распределение и потребление электроэнергии как на промышленных предприятиях, предприятиях перера-батывающей промышленности, так и на объектах сель-скохозяйственного назначения должны производиться с высокой экономичностью, безопасностью и требуе-мым качеством электроэнергии. Для выполнения всех этих требований необходимо не только рационально строить систему электроснабжения, но и правильно вы-бирать соответствующее электрическое оборудование. Такие же задачи решаются и при реконструкции систе-мы электроснабжения.

За последние годы отечественной промышленно-стью выпущено большое число различных видов нового электрооборудования с применением автоматики на основе микропроцессорной техники. Заметно выросло количество импортного электрооборудования, в том числе и изготовленного на совместных предприятиях в России. В то же время на промышленных предприятиях и особенно в сельском хозяйстве эксплуатируется зна-чительное количество как морально устаревшего, так и изношенного электрооборудования, отработавшего свой нормативный срок службы.

В связи с этим издание справочной литературы по действующему и новому электрооборудованию яв-ляется актуальной задачей. Настоящая книга в зна-чительной степени учитывает запросы специалистов, занимающихся эксплуатацией электрических сетей промышленных предприятий, сельскохозяйственных объектов, жилых и общественных зданий.

Она представляет собой новое издание выпущен-ной издательством «Колос» в 2004 году «Справочной книги электрика», существенно доработанной и допол-ненной в соответствии с пожеланиями и рекомендация-ми читателей.

спрАвочниК ЭлеКтриКА.М.: иЗДАтелЬство «Колос», 2007. с. 464.


книжная полка мастер-класс

многопроволочная линия концентрической скрутки для экранирования силовых кабелей

Возможно ли выполнять без риска обрыва проволоки концентрическую скрутку из 37 проволок Cu/Al (сечением 240 мм2) при частоте вращения ротора 500 оборотов в минуту? На этот вопрос дает положительный ответ компания Pourtier (Gauder Group), создавшая инновационную линию многопроволочной концентрической скрутки типа «COS 1200–37» для экранирования силовых кабелей.

Машина, предназначенная для производства высококачественных уплотненных жил круглого или секторного сечения из 7, 19, 37 или 61 медных (диаметром 1,50–3,00 мм) или алюминиевых (диаметром 2,00–3,50 мм) проволок, идеально подходит для такого типичного применения: концентрическая конструкция позволяет увеличить частоту вращения ротора до 500 оборотов в минуту (по сравнению с частотой вращения не более 200 оборотов в минуту при традиционной жестко-рамной крутильной линии), при этом длина линии остается достаточно короткой благодаря многопроволочному процессу. Кроме того, каждая бобина снабжена системой контроля натяжения с индивидуальным приводом во избежание обрыва проволоки, для оптимизации конечного участка. 37-проволочная линия состоит из 6 независимых модулей с 2 катушками по три проволоки каждая, имеющих индивидуальные приводы от электродвигателей переменного тока.

Заполнение катушек происходит с отдающих устройств корзиночного типа с индивидуальным тяговым устройством для протягивания кабеля и регулировки натяжения каждой проволоки с целью достижения самого высокого качества изделия. Высокая скорость, небольшое по размеру место для размещения машины, безопасная работа, гибкость, возможность регулировки всех параметров при помощи панели управления с цветным сенсорным экраном – все эти характеристики

позволяют сократить отходы производства и расход меди и повысить эффективность технологического процесса.www.RusCable.Ru

в.А. рощин. схеМы вКлЮчения счетчиКов ЭлеКтричесКоЙ Энергии.

проиЗвоДственно-прАКтичесКое посоБие. 3-е иЗД., перерАБ. и Доп. М.: ЭнАс, 2007. с.112. иЗД. № 0734

В пособии рассмотрены различные схемы включения счетчиков электрической энергии, применяемых на энергообъектах. Показаны примеры негативных последствий от неправильного подключения счетчиков. Приведены результаты экспериментального определения погрешно-стей счетчиков и трансформаторов тока. Даны практические рекомендации по проверке схем подключения счетчиков, по порядку их замены и др.

Для специалистов метрологических служб, энергетических предприятий, энергосбытовых организаций. Может быть рекомендовано специалистам Госстандарта (Ростехрегулирования) России, инспекторам по энергетическому надзору, ответственным за электрохозяйство по-требителей электроэнергии.

отдел реализации: тел. / факс: (495) 913-66-20 (21); 115114, г. Москва, Дербеневская набережная, д. 11; Е-mail: а[email protected]; www.enas.ruСклад‑магазин: 115201, г. Москва, Каширский проезд, д. 9, стр. 1.Метро «Варшавская», тел.: 8(499) 610-09-10.

л.К. осиКА. оперАторы КоММерчесКого учетА нА рынКАх ЭлеКтроЭнергии.

технология и оргАниЗАция ДеятелЬности. проиЗвоДственно-прАКтичесКое посоБие. М.: ЭнАс, 2007. с. 192. иЗД. № 0730

В книге рассмотрены возможности организации бизнеса в сфере коммерческого учета электроэнергии на современном этапе рыночных преобразований в отечественной энергетике.

Проведен анализ законодательной базы и практики регулирования рыночных отно-шений в сфере коммерческого учета. Исследован предмет бизнеса операторов коммер-ческого учета (ОКУ) с точки зрения его эффективности и востребованности рыночным сообществом.

Приведены доступные автору материалы, связанные с деятельностью ОКУ в за-рубежных странах, прежде всего в Великобритании. Даны примеры развития бизнеса российских ОКУ в регионах и в стране в целом.

Для специалистов в области коммерческого учета электроэнергии, менеджеров электросетевых и энергосбытовых компаний, потребителей электроэнергии, ОКУ.

Может быть полезна студентам и аспирантам энергетических и экономических спе-циальностей вузов.

отдел реализации: тел. / факс: (495) 913-66-20 (21); 115114, г. Москва, Дербеневская набережная, д. 11; Е-mail: а[email protected]; www.enas.ruСклад‑магазин: 115201, г. Москва, Каширский проезд, д. 9, стр. 1; метро «Варшавская»; тел.: 8(499) 610-09-10.


В АД серий А, АО, А2, АО2 буква А (асинхрон-ный) означает брызгозащищенное исполнение, АО – закрытое обдуваемое, первая цифра после букв – номер серии. Число после первого дефиса характеризует типоразмер; первая цифра в нем указывает габарит (условный номер наружного диаметра сердечника статора), вторая – услов-ный номер длины. Цифра после второго дефиса соответствует числу полюсов. Например, АО2-42–2-асинхронный трехфазный АД в закрытом обдуваемом исполнении, второй единой серии, четвертого габарита, второй длины, двухполюс-ный. Электродвигатели первого-пятого габаритов во второй серии выпускались только в закрытом обдуваемом исполнении.

Двигатели единых серий А, АО и А2, АО2 основного исполнения имеют короткозамкнутый ротор с литой алюминиевой обмоткой. На их базе был создан ряд модификаций АД. При обозначе-нии модификаций к буквенной части добавляется буква для двигателей: с повышенным пусковым моментом – П, с повышенным скольжением – С, для текстильной промышленности -Т, с фазным ротором -К.

Для АД общего назначения с алюминиевой об-моткой статора в конце обозначения добавляется буква А (например, АО2-42-4А). Буква Л (например, АОЛ2-21-6) означает, что корпус и щиты отлиты из алюминиевого сплава.

Обозначение типоразмера АД серии 4А, напри-мер 4АН200М2УЗ, расшифровывается следующим образом: 4 – по рядковый номер серии, А – вид двигателя (асинхронный), Н – защищенный (от-сутствие данного знака означает закрытое обду-ваемое исполнение), 200 – высота оси вращения (две или три – число полюсов), УЗ – климатическое исполнение (У) и категория размещения (3).

После первой буквы А может стоять вторая (например, 4АА71), которая означает, что станина и щиты выполнены из алюминиевого сплава, или X – станина алюминиевая, щиты чугунные, щиты чугунные или стальные.

В обозначении АД с фазным ротором ставится буква К, на пример 4АНК.

При одних и тех же размерах станины сердеч-ник статора может иметь разные длины. В этом случае в обозначении типоразмера после букв S, M, L и непосредственно после высоты вращения, если эти буквы отсутствуют, ставится знак А (мень-шая длина сердечника) или В (большая длина), например 4A90LA8.

Серия асинхронных двигателей 4А на напряже-ние до 1000 В в зависимости от рабочих свойств и условий работы АД включает в себя основное исполнение и модификации: с повышенным пу-сковым моментом; с повышенным скольжением; многоскоростные; с фазным ротором; со встро-енным электромагнитным среды: тропические,

оБоЗнАчение ЭлеКтроДвигАтелеЙ

книжная полка мастер-класс


химически стойкие, для холодного климата, для сельского хозяйства.

Узкоспециализированные исполнения: для су-довых механизмов; для приводов, моноблочных насосов; для привода вспомогательных механиз-мов магистральных тепловозов; рудничное нор-мальное исполнение; для привода бессальниковых компрессоров; высокой точности по установочным размерам для прецизионных станков, для приво-дов запорной арматуры атомных электростанций и др. [4].

В настоящее время единая серия АИ заменила ранее выпускавшиеся серии А2, 4А. Структура условного обозначения АД серии АИ основного исполнения расшифровывается следующим об-разом:

где А – асинхронный; И – условное обозначение унифицирован ной серии (И – Интерэлектро); 1 – при-вязка мощности к установочно-присоединительным размерам: Р – по РС3031-71 (СТСЭВ 4447-83); С – по CENELEK DOKUMENT 28/64; 2 – высота оси вра-щения (50, 56, 63, 71, 80, 90, 100, 112, 132, 160, 180, 200, 225, 250, 280, 315, 355 – габарит двигателя); 3 – установочный размер по длине станины. Двигатели с высотой оси вращения свыше 80 мм отличаются длиной станины и имеют обозначение S, L, М*; 4 – обозначение длины сердечника статора. Двигатели с высотой оси вращения до 80 мм включительно вы-полняются при одной длине станины и отличаются длиной сердечника статора: А – первая длина, В – вторая длина; 5 – число полюсов (2, 4, 6, 6/4,8/10 и т. д.); 6, 7 – климатическое исполнение (УТ, УХЛ) и категория размещения (2, 3, 4) по ГОСТ 15150-69, ГОСТ 15963-79, ГОСТ 17412-72.

В серии предусмотрено основное исполнение, а также электрические модификации и специализиро-

АИХ X X X X X X

1 2 3 4 5 6 7

Рис. Схема модификаций АД серии АИ.

мастер-класс мастер-класс


Наименование обозначение

общее Конкретное Русское латинское

Номер серииПервая единая серия Ал Не указывается

Вторая единая серия АД 2 2

Серия единая серия АД АИ АI

1 2 3 4

Вариант при-вязки мощности к установочным

размерам

Вариант P Р P

Вариант С С С

Исполнение по виду защиты и охлаждения.

Закрытое с внешним обдувом корпуса со встроенным вентилятором

Не указывается

Закрытое с естественным охлаждением Б В

Защищенное Н N

Открытое Л L

Встраиваемое В V

Закрытое продуваемое П Р

С пристроенным вентилятором от отдельного двигателя Ф F

Электрическая модификация

С повышенным скольжением С С

С повышенным пусковым моментом Р R

С регулируемой частотой вращения X X

С фазным ротором К К

Однофазные с пусковым конденсатором У Y

Однофазные с рабочим конденсатором Е Е

Однофазные с пусковым и рабочим конденсаторами УЕ YЕ

Для кратковременного режима работы КР KR

Высота оси вращения (габарит) 45-355 45-355

Напряжение сети. В

220/380 220/380

230/400 230/400

240/415 240/415

380/660 380/660

220 220

230 230

380 380

400 400

415 415

440 440

550 550

660 660

115/230 115/230

220/440 220/440

230/460 230/460

Частота сети, Гц

50 50

60 60

400 400

таблица 1



1 2 3

Исполнение по способу монтажа; исполнение по концу вала

- IM1081

- IM1082

- IM2081

- IM2082

- IM3041

- IM3042

- IМ2181

- IМ2182

- IM3641

- IМ3642

Исполнение малого фланце-

вого щитаДиаметр расположения отверстий во фланце,мм

85 85

100 100

115 115

130 130

165 165

Установочный размер по длине станины и сер-

дечника статора

Первая длина сердечника - A

Вторая длина сердечника - B

Третья длина сердечника - C

Первая длина станины - S

Вторая длина станины - M

Третья длина станины - L

Первая длина станины с сердечником первой длины - SA

Первая длина станины с сердечником второй длины - SB

Третья длина станины с сердечником первой длины - LA

Третья длина станины с сердечником второй длины - LB

Число полюсов

2 2

4 4

6 6

8 8

10 10

12 12

4/2 4/2

6/4 6/4

8/4 8/4

8/6 8/6

6/4/2 6/4/2

8/6/4 8/6/4

8/4/2 8/4/2

Конструктивная модификация

С температурной защитой Б B

Малошумная Н N

С повышенной точностью установочных размеров П Р

С высокой точностью установочных размеров П2 Р2

Со встроенным электромагнитным тормозом Е Е

Продолжение таблицы 1



1 2 3

Исполнение по условиям окру-жающей среды

Для умеренного климатаУ 2, УЗ

У5N1 N3 N5

Для холодного и умеренного климата

ХЛ1 - ХЛ5

УХЛ1 - УХЛ5

F1 - F5 NF1 – NF5

Для тропического климатаТ1 - Т5

ТВ1-ТВ5 ТС1-ТС5

Т1 -Т5 THI-TH5 TA1-TA5

ванные исполнения по условиям окружающей сре-ды, по точности установочных размеров, с дополни-тельными устройствами, узкоспециализированные.

На рис. 1. показана схема модификаций АД серии АИ.

Расшифровка условных обозначений моди-фикаций и специализированных исполнений АД представляет определенные трудности в связи с тем, что разработчики и заводы-изготовители одной и той же буквой обозначают совершенно разные модификации конструктивное исполнение, назначение и т. д.

Например, К – фазный ротор, компрессорный, с пристроенным фазовращателем, кратковремен-ный режим работы, крановый; П – повышенная точность по установочным размерам, закрытое продуваемое исполнение, погружной и т. д.

Для обозначения АД серии АИ принята струк-тура, в которой можно выделить три вида обозначений: базовое, основное, полное [7]. Базовое обозначение – это сочетание элементов символов, опре-деляющих серию АД, его мощность, частоту вращения (обозначение серии, вариант увязки мощности с установоч-ными размерами, высота оси вращения, установочный размер по дли не станины и длина магнитопровода статора, число полюсов). Например: АИР100М4 (серия АИ, увязка по варианту Р, высота оси вращения 100, длина корпуса по устано-вочным размерам М, число полюсов 4).

Основное обозначение – это соче-тание базового исполнения АД с видом защиты и охлаждения, с электрической и конструктивной модификацией, со специализированным исполнением и исполнением по условиям окружающей среды. Например: АИРБС100М4НПТ2

(АИР100М4 – базовое обозначение, Б -закрытое ис-полнение с естественным охлаждением без обдува, С – с повышенным скольжением, Н – малошумный, П – с повышенной точностью установочных разме-ров, Т – для тропического климата, 2 – категория размещения).

Полное обозначение – это сочетание основного обозначения с дополнительными электрически-ми и конструктивными исполнениями. Например: АИРБС100М4НПТ2 220/380 В, 60 IM2181, КЗ-11-3, F100 (АИРБС100М4НПТ2 – основное обозначение, 220/380 В – напряжение, 60 – частота сети, IM218I – исполнение по способу монтажа и по концу вала, КЗ-11-3 – исполнение выводного устройства и количество штуцеров, F 100 – исполнение фланце-вого щита). Буквы могут быть как русского, так и латинского алфавита. Более подробные обозначе-ния АД приведены в табл. 1.




АТомНАя эНеРГеТИКА И элеКТРоТеХНИКА. эНеРГеТИЧеСКое

мАШИНоСТРоеНИе – 2008

IV международная выставка

Дата проведения: 7–9 октября 2008 г. место проведения: Россия, Москва, Центр

международной торговли, Краснопресненская наб., 12.

официальный сайт выставки: http://www.inconex.ru/np/.

Разделы выставки: оборудование, материа-лы и сервис для атомной энергетики, электротех-ническое оборудование, энергетическое машино-строение, средства диагностики и технического контроля, системы безопасности. В дни работы выставки традиционно состоится деловая про-грамма, в рамках которой специалисты смогут обсудить актуальные проблемы и вопросы раз-вития отрасли.

НеФТь. ГАЗ. эНеРГо. эКолоГИя

VII международная специализированная выставка

Дата проведения: 15–17 октября 2008г. место проведения: Россия (Татарстан), Аль-

метьевск, ул. Белоглазова, строение 60, манеж Alnas.

официальный сайт выставки: http://www.nt-expo.ru/v4.phtml.

Тематика экспозиций выставки

Нефтепромысловая геология и геофизи- ½ка.

Нефтегазовое оборудование. ½Добыча нефти и газа. ½Буровые инструменты. ½Химиндустрия. ½Трубопроводы. ½Эксплуатация нефтяных и газовых место- ½

рождений, строительство скважин. Транспортировка и хранение нефти, не- ½

фтепродуктов и газа. Техника и технология для добычи нефти и ½

газа, нефтепереработки и нефтехимии. Нефть и нефтепродукты. ½Строительство объектов для нефтяной, ½

газовой и нефтеперерабатывающей промышлен-ностей.

Сварка. Контроль. Реновация. ½Насосы. ½Компрессорная техника. ½Пневматика. Пневмоинструменты. ½Арматура. ½Приводы и двигатели. ½Защита оборудования и трубопроводов от ½

коррозии. Новые химические материалы и процессы ½

в нефтегазовой промышленности. Контрольно-измерительные приборы и ½

средства автоматизации. Продукция неорганической химии, сырье ½

горно-химическое и удобрения. Полимеры, пластические массы, химиче- ½

ские волокна и каучуки.Материалы лакокрасочные, полупродукты ½

и товары бытовой химии, санитарно-гигиенические парфюмерные продукты, синтетические моющие и чистящие средства.

календарь выставок календарь выставок

73


сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонтсентябрь 2008электрооборудование: эксплуатация и ремонт сентябрь 2008 электрооборудование: эксплуатация и ремонт

календарь выставок календарь выставок

Продукция органического синтеза, синтетические красители ½и нефтехимическая продукция.

Продукция резинотехническая и асбестовая. ½Реактивы химические и вещества высокочистые. ½Химико-фармацевтическая продукция и продукция меди- ½

цинского назначения. Продукты микробиологического синтеза, биотехнологии. ½Научно-исследовательские и конструкторские разработки. ½Новые экологически безопасные, энергосберегающие тех- ½

нологии для производства химических материалов. Материалы, оборудование, приборы и средства автомати- ½

зации и телеметрии для химической, нефтехимической промышлен-ности.

Диагностика. Лабораторное оборудование, мебель, приборы, ½посуда, инструменты, расходные материалы.

Системы безопасности. ½Охрана окружающей среды. Техника безопасности; ½

cпециальная одежда и средства защиты персонала; химические средства защиты растений и материалов.

Энергетическое оборудование и технологии. ½Гидро-, тепло-, электроэнергетика. ½Промышленная и коммунально-бытовая энергетика. ½Нетрадиционные источники энергии и малая энергетика. ½Целевые программы энергосбережения. ½Ресурсосберегающие и энергоэффективные технологии и ½

оборудование. Энергетика. ½Приборы и системы учета и регулирования потребления ½

энергоресурсов, воды, газа. Системы газоснабжения, котлы, горелки, котельное и др. ½

оборудование. Системы подготовки воды для котельных установок и тепло- ½

вых сетей. Средства передачи электро- и теплоэнергии, управление ½

режимами электротехнических и теплоснабжающих систем. Дизели и дизель-генераторы. Электрические машины, при- ½

боры и аппараты. Электротехническое оборудование и изделия. Экология. ½

уРАлПРИБоРэКСПо. элеКТРоТеХНИКА

межрегиональная специализированная выставкаДата проведения: 21–23 октября 2008г. место проведения: Россия, Екатеринбург, ГРВЦ, ул. Громова,

145. официальный сайт выставки: http://www.expograd.ru.

Тематические разделы выставкиПриборы: ½ контрольно-измерительные, испытательные, лабо-

раторные, диагностические.

<<61

>>74

Кроме того, филиал ОАО «МРСК

Урала» – «Пермэнерго» провел ре-

монт 10 подстанций 35-110 кВ, более

330 трансформаторных и распреде-

лительных пунктов.

Напомним, что ремонтная про-

грамма ОАО «МРСК Урала» на-

правлена на поддержание высокого

уровня надежности электросетевого

оборудования, предотвращение сбо-

ев и отказов, обеспечение беспе-

ребойного электроснабжения всех

потребителей.

Информационное агентство «Новый Регион – Пермь»

ребрендинг линейки коаксиальных кабелейАмериканская компания PCT

International, Inc. сообщает об усо-

вершенствовании и ребрендинге (из-

менении торговой марки) линейки

коаксиальных (Multimedia Over Cable

System) коаксиальных−кабелей. Но-

вая линейка MOCSY кабелей на 75

Ом включает серии 6, 11, 59 и «мини».

Коаксиальный кабель типа (сухая-

MOCSY основан на инновационной

технологии компании PCT Z-Wire

антикоррозионная технология), обе-

спечивающая отсутствие окисления

меди и высокий уровень целостности,

соответствующий современным тре-

бованиям, предъявляемым к сетям

передачи голоса, видео и данных.

Компания PCT приобрела подразде-

ление коаксиальных кабелей на 75

Ом компании Andrew Corporation, в

том числе ее производственное пред-

приятие в Китае в 2007 г., после чего

была завершена отладка и ввод в экс-

плуатацию производственных линий

для выпуска кабелей, предназначен-

ных для сетей «Last Mile Drop Solution»

– абонентский кабель для участка

«последняя миля». Сейчас, как от-

мечает вице-президент г-н Брэндон

Вильсон (Brandon Wilson), ассорти-

мент выпускаемых компанией PCT

коаксиальных кабелей дает основа-

ние считать PCT лидером в области

74



технологии коаксиальных кабелей

для сетей широкополосного доступа.

www. RusCable.Ru

подстанция «уча»: идет первый этап

реконструкцииРаботы по замене устаревшего

оборудования начаты в п2007 году,

1-я очередь реконструкции уже под-

ходит к завершению. Энергетики Се-

верных электросетей осуществляют

установку современных элегазовых

выключателей и элегазового обо-

рудования 220 и 110 кВ. На втором

этапе, работы по которому начнут-

ся в будущем году, произведут за-

мену двух автотрансформаторов

мощностью 125 МВА на 2х250 МВА.

Об этом сообщили ИА «INFOLine»

(www.ADVIS.ru).

Общая стоимость работ по ре-

конструкции подстанции составит

750 млн рублей.

– Подстанция «Уча» – крайне важ-

ный питающий центр для Мытищин-

ского района. Она предназначена

для обеспечения электроэнергией

Северной водопроводной станции

– стратегически важного объекта,

– говорит Сергей Алексеев, началь-

ник службы подстанций Северных

электрических сетей. – Еще одна за-

дача, стоящая перед нами, – частич-

ный выпуск мощности с Северной

ТЭЦ, где готовится к пуску новый

газогенератор. Все работы ведутся

в соответствии с графиком.

Помимо реконструкции подстан-

ции, персонал Северных электриче-

ских сетей строит линии электропе-

редачи 220 кВ «Уча» – «Мамонтов-

ская» и «Роса» – «Уча», по которым

с узловой подстанции «Уча» пойдет

электроэнергия на подстанции «Ма-

монтовская» и «Роса». Также в бу-

дущем году начнется строительство

линии «Уча» – «Жостово» – «Аба-

кумово», проектирование которой

завершится в 2008 году.

ООО «Инфолайн»

Электроника: ½ электронные устройства, элементная база, печатные платы, микросхемы, телекоммуникационные устройства, радиостанции, АСУ, полупроводники.

Электротехника: ½ высоковольтная аппаратура, генераторы, кабельная и проводная продукция, низковольтная аппаратура, транс-форматоры, электродвигатели, электроизоляторы, электростанции, электрощитовое оборудование, источники питания.

Электрооборудование для добывающих отраслей промыш- ½ленности, для железнодорожного транспорта. Материалы для произ-водства электротехнических изделий. Бытовые электротехнические изделия.

Комплексная автоматизация производства. ½Передовые технологии производства. ½Оборудование, компоненты, материалы. ½Датчики, системы идентификации, первичные преобразователи, ½

электроприводы.Метрология. Весоизмерительное оборудование. ½Защита интеллектуальной собственности. ½

В программе выставки: научно-техническая конференция, семинары, презентации, консультации специалистов, конкурс по номинациям среди участников выставки.

VII ВСеРоССИйСКАя ПРомыШлеННАя яРмАРКА – 2008

Дата проведения: 10–13 ноября 2008г. место проведения: Россия, Москва, ВВЦ, павильон 69. официальный сайт выставки: http://www.miif.ru.

элеКТРоТеХНоэКСПо – 2008

VII международная специализированная выставка электро‑технического оборудования, энергосберегающих технологий и иновационных разработок

Дата проведения: 11–14 ноября 2008 г. место проведения: Россия, Москва, ЦВК Экспоцентр, павильон

7. официальный сайт выставки: http://www.ete-expo.ru.

КоммуНТеХ – 2008

VI международная специализированная выставка

Дата проведения: 12–14 ноября 2008г. место проведения: Украина, Киев, Международный выставоч-

ный центр, Броварской проспект 15, ст. м. «Левобережная» официальный сайт выставки: http://tech-expo.com.ua/rus/

commun/2006/home.php.

календарь выставок

<<73

календарь выставок

« »

http//www.panor.ru, e-mail: [email protected]

« »

. « »

, , , /

2- 205 285-

210 295-

35 000 — 3- 30 000 — 4- 40 000 —

24 000 12 000 1/2 102 285/205 142 14 000 7000 1/3 68 285/205 95 9500 4700 1/4 102 142/102 71 7000 3600 1/8 51 142/102 71 3600 1800

1/16 51 71 1700 800 , ( ).

: 2–3 4–6 7–9 10 5% 10% 15% 20%

100%. ,

« ». 15 ,

.

« » : . : 12 ( ).

: « », « ».

: .

,

PR .:8 (495) 250-70-61,

+7(926)564-61-96

Documents

эксплуатация содержание и ремонт» № 9/2008 · 2011-11-11 · EnergyLand.info в первом полугодии 2008 года пермский фили-ал