CC BY
6
Использованные источники:
1. Герасименко В. В. // Ценообразование: Учеб.пособие. - М.:ИНФРА-М,2008.-Х, 422 с. - (Учебники экономического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова)
2. Крючкова О.Н., Попов Е.В., Классификация методов ценообразования // Научный журнал «Маркетинг в России и за рубежном» // 2002. №4. URL: http://dis.m/Hbrary/detaiLphp?ID=21985 (дата обращения: 27.11.2016)
3. Липцин И. В. / Ценообразование: учебник. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : Магистр, 2009. - 527 с.
4. Паршин В. И. Особенности ценообразования в условиях рыночной экономики // МИР (Модернизация. Инновации. Развитие). 2011. №7. URL: http://cyberleninka.ru/article/n/osobennosti-tsenoobrazovaniya-v-usloviyah-rynochnoy-ekonomiki (дата обращения: 06.12.2016)
УДК 621.316
Багаутдинов И.З.
младший научный сотрудник НИЛ госбюджетных НИР
ФГБОУВО «КГЭУ» Россия, г. Казань СРЕДСТВА ТЕЛЕМЕХАНИКИ И ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАЙОНОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ В статье рассматриваются вопросы автоматизации диспетчерского управления и автоматизации управления технологическими процессами на подстанциях и в электрических сетях районов электрических сетей.
Ключевые слова: районные электрические сети, устройства телемеханики, система управления.
Bagautdinov I.Z.
MEANS OF TELEMECHANICS AND INFORMATION SUPPORT OF REGIONS OF POWER NETWORKS
In article questions of automation of dispatching management and automation of management of technology processes on substations and in power networks of regions of power networks are considered.
Keywords: regional power networks, telemechanics devices, control system.
Учитывая существующий низкий уровень оснащения средствами связи и телемеханики распределительных электрических сетей должно быть предусмотрено их поэтапное оснащение новыми устройствами телемеханики, связи и контроллерами, которые в конечном итоге позволят создать интегрированную систему управления, отвечающую современным требованиям.
К объектам телемеханизации распределительных электрических сетей 6-10 кВ относятся: пункты секционирования 10 кВ; пункты автоматического ввода резерва; распределительные пункты 10 кВ; закрытые
трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ; узловые закрытые трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ, в перспективе и потребительские трансформаторные подстанции.
Выбор объемов телеинформации для оперативно-диспетчерского контроля и управления на диспетчерских пунктах районов электрических сетей (ДП РЭС) производится с учетом перспективы развития электрических сетей и внедрения прогрессивных форм оперативно-технического обслуживания энергообъектов.
Подстанции напряжением 35-110 кВ, оперативно обслуживаемые персоналом предприятий электрических сетей (ПЭС) или РЭС, телемеханизируются с учетом вида оперативного обслуживания: постоянное дежурство или централизованное обслуживание оперативно-выездными бригадами ПЭС (РЭС).
В оптимальный объем телемеханизации для оперативно-диспетчерского контроля и управления понижающей подстанцией 35 (110) кВ без постоянного оперативного персонала должны входить [1]:
а) телеуправление коммутационным оборудованием подстанции;
б) телесигнализация положения коммутационного оборудования подстанции;
в) аварийно-предупредительная телесигнализация (АПТС) в объеме до 24 сигналов (состав сигналов уточняется при проектировании):
- работа защит - один общий сигнал;
- работа автоматического повторного включения и автоматического ввода резерва - один общий сигнал;
- работа автоматической частотной разгрузки - один сигнал;
- авария трансформатора (работа газовой и дифференциальной защит на отключение) - один общий сигнал для всех трансформаторов;
- неисправность трансформатора (перегрузка, перегрев, понижение уровня масла) - один общий сигнал с каждого трансформатора:
- "земля" на шинах 6-10 кВ - один сигнал с каждой секции шин;
- "земля" на шинах 35 кВ - один сигнал с каждой секции шин;
- аварийное отключение выключателей - один общий сигнал:
- неисправность на подстанции (повреждения во вторичных цепях, исчезновение напряжения на подстанции, выход из строя источника электропитания) - один общий сигнал;
- охранная сигнализация - один сигнал;
- потеря напряжения на шинах 6-10 кВ - один сигнал с каждой секции: пожар на подстанции (при наличии устройств пожарной сигнализации);
г) телеизмерения (циклические или по вызову): ток нагрузки или активная мощность на трех сторонах обмотки трехобмоточного трансформатора и одной стороны двухобмоточнсго трансформатора; ток нагрузки или активная мощность отходящих воздушных линий (ВЛ) напряжением 35 (110) кВ; напряжение на шинах 35 (110) кВ и 10 кВ; показания фиксирующих приборов (при наличии ЗИПов).
При создании автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) РЭС необходима также передача: увеличенных объемов аварийно-предупредительной телесигнализации в соответствии с задачами АСДУ; телеизмерений токов нагрузки или активной мощности линий 6-10 кВ; показаний счетчиков энергии линий, питающих крупных потребителей, и счетчиков учета энергии по подстанциям; показаний счетчиков энергии линий 35 кВ [2].
При наличии телемеханики и достаточного объема телеинформации развертывание АСДУ РЭС обычно начинают с оперативно-информационного управляющего комплекса, позволяющего запустить задачи первой очереди на рабочем месте диспетчера. Технически он представляет собой одномашинный или двухмашинный комплекс, обслуживающий рабочее место диспетчера РЭС. При наличии многоканальных устройств телемеханики пункт управления телемеханики является естественным концентратором информации, который передает ее по последовательному или параллельному интерфейсу в компьютер.
По каналам связи телеинформация с подстанций и трансформаторных пунктов поступает на диспетчерский пункт РЭС, а с диспетчерского пункта на подстанции - команды телеуправления. Один из каналов может быть использован для обмена телемеханической информацией между РЭС и ПЭС.
В РЭС создается локальная вычислительная сеть (ЛВС), которая в свою очередь развивается в несколько этапов. Оперативный информационно-управляющий комплекс (ОИУК) связывается по локальной вычислительной сети РЭС с автоматизированными рабочими местами руководства РЭС и технологических подразделений [3].
К локальной вычислительной сети РЭС и ОИУК подключается графический дисплей диспетчера РЭС и комплекс технических средств автоматизированной системы контроля и управления электропотреблением (АСКУЭ) РЭС. Через файл-сервер и модем организуется связь с региональной вычислительной сетью ПЭС и соседними РЭС.
К комплексу технических средств автоматизированной системы управления РЭС по каналам телемеханики подключаются отдельные автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) подстанций РЭС, по модемной связи - удаленные терминалы пользователей участков электрических сетей, расширяются объемы сбора и передачи данных по АСКУЭ, получает дальнейшее развитие ЛВС РЭС.
Создание микропроцессорных АСУТП подстанций является весьма перспективным направлением, способствующим повышению надежности оперативного и автоматического управления. Благодаря программируемости в этих системах могут быть реализованы более сложные алгоритмы работы, легко пересматриваемые при изменении характеристик или условий работы объекта управления (подстанции) [4].
Надежность микропроцессорных АСУТП повышается благодаря возможности автоматического самоконтроля и диагностирования. Кроме
того, из-за высокой степени интеграции микропроцессорные системы имеют меньшие габариты, просты в эксплуатации. Блочная структура АСУТП облегчает их расширение, реконструкцию, проведение ремонтных работ.
Использованные источники:
1. Чичёв С.И., Калинин В.Ф., Глинкин Е.И. Информационно-измерительная система электросетевой компании. - М.: Издательский дом «Спектр», 2011. -156 с.
2. Безукладников И.И. Проектирование и эксплуатация автоматизированных систем диспетчерского управления объектами критической инфраструктуры современного города. - Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2012. - 175 с.
3. Портнягин А.В. Оперативно-диспетчерское управление в энергосистемах.
- Чита: Изд-во ЗабГУ, 2012. - 184 с.
4. Калимуллина Р.М., Калимуллина Д.Д., Гафуров А.М. Исследование показателей надежности оборудования цеховых электрических сетей. // Вестник Казанского государственного энергетического университета. - 2015.
- №4 (28). - С. 18-21.
УДК 621.314
Багаутдинов И.З.
младший научный сотрудник НИЛ госбюджетных НИР
ФГБОУВО «КГЭУ» Россия, г. Казань ИЗМЕРЕНИЕ ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ В ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В статье рассматриваются вопросы измерения частичных разрядов в изоляции трансформаторного оборудования при помощи электромагнитных контактных датчиков.
Ключевые слова: высоковольтные трансформаторы, измерения частичных разрядов.
Bagautdinov I.Z.
MEASUREMENT OF PARTIAL DISCHARGES IN ISOLATION OF THE TRANSFORMER EQUIPMENT
In article questions of measurement ofpartial discharges in isolation of the transformer equipment by means of electromagnetic contact pickups are considered.
Keywords: high-voltage transformers, measurements of partial discharges.
Обязательные правила технической эксплуатации устанавливают периодичность осмотра трансформаторов. При наличии персонала осмотры главных трансформаторов электрических станций, а также подстанций, трансформаторов собственных нужд и реакторов производятся без отключения не реже 1 раза в сутки. Остальные трансформаторы могут
