Аннотации на отчеты по научно-исследовательским работам, выполненным в ОАО «НИИПТ» в 2006 году.

I.	Развитие энергосистем, управление режимами, обеспечение устойчивости, надежности и живучести Единой энергетической системы (ЕЭС) России
1.1.	Вопросы совместной работы с зарубежными энергосистемами
1.2.	Исследования надежности работы и устойчивости режимов ЕЭС, ОЭС и энергообъектов
1.3.	Исследования и испытания устройств регулирования, автоматики и защиты
II.	Электропередачи и вставки постоянного тока, преобразовательная техника
2.1.	ППТ и ВПТ – общие вопросы
2.2.	ПС Выборгская
2.3.	Устройства преобразовательной техники различного назначения
III.	Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) подстанций, сетевых районов

Копии отчетов могут быть получены по договорной цене.

Запросы на приобретение отчетов направлять по адресу:

194223, Санкт - Петербург, ул. Курчатова, 1 ОАО «НИИПТ» (НТО).

Телефон: (812) 297-54-10, 292-94-23; факс (812) 552-62-23.

E-mail: nto@niipt.ru, niipt@niipt.ru

I. Развитие энергосистем, управление режимами, обеспечение устойчивости, надежности и живучести Единой энергетической системы (ЕЭС) России.

1.1. Вопросы совместной Работы с зарубежными энергосистемами.

1.1.1. Основные принципы организации ПА на транзите Север-Юг ЕЭС Казахстана на разных этапах строительства второй цепи 500 кВ.

Исп. Андреюк В.А., Эдлин М.А., Сказываева Н.С. и др.

Арх. № 0-7745, 296 стр.

1.1.2. Основные результаты предварительных исследований несинхронного объединения UCTE-ЕЭС/ОЭС с использованием вставок постоянного тока. Аналитический обзор.

Исп. Шлайфштейн В.А., Ефимова Е.В.

Арх. № 94-кт, 24 стр.

Выполнен аналитический обзор основных результатов предварительных исследований несинхронного объединения UCTE-ЕЭС/ОЭС с использованием вставок постоянного тока.

Рассмотрены варианты формирования объединения ЕЭС России с UCTE, приведены результаты оценки пропускных способностей сечений энергообъединения, ограничивающие возможности загрузки ВПТ, максимальных сбросов мощности на связи Восток-Запад, уровней отношения короткого замыкания на шинах рассматриваемых ВПТ, потерь активной мощности в сетях Украины от передачи транзитной мощности.

1.1.3. Математическая модель, реализующая схемные варианты несинхронного объединения ЕЭС России с UCTE и NORDEL.

Исп. Шлайфштейн В.А., Ефимова Е.В., Коробков А.В. и др.

Арх. № 95-кт, 51 стр.

Подготовлена математическая модель Восточного энергообъединения для проведения расчетов режимов несинхронного объединения ЕЭС с энергообъединениями UCTE и NORDEL на основе программно-вычислительного комплекса «Мустанг».

Рассмотрены схемные варианты организации экспорта электроэнергии из ЕЭС России в UCTE и NORDEL.

Определены уровни допустимых экспортных перетоков мощности через Восточное энергообъединение для полного состава сети и ремонтных схем для условий синхронной работы энергосистемы Украины как с ЕЭС, так и с UCTE.

1.1.4. Результаты выбора и предварительного анализа схем несинхронного объединения ЕЭС с UCTE (через территорию Украины и Белоруссии при различных границах синхронной зоны ЕЭС/ОЭС) и с NORDEL.

Исп. Шлайфштейн В.А., Коробков А.В., Ефимова Е.В.

Арх. № 101-кт, 33 стр.

Выполнена оценка допустимых по условиям устойчивости и отношения короткого замыкания на шинах ВПТ объемов передаваемой мощности через устройства несинхронной связи из ЕЭС России в UCTE в условиях, когда энергосистемы Украины и Молдавии работают параллельно либо с ЕЭС, либо с UCTE.

Определены возможные аварийные сбросы мощности и выполнена оценка потерь для различных вариантов связи энергообъединений.

1.1.5. Использование измерений относительных углов между векторами напряжения для управления режимами в зарубежных энергосистемах.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С., Романов И.Б.

Арх. 105-кт, 29 стр.

Приведен аналитический обзор, содержащий информацию о зарубежном опыте использования системы измерения параметров режима (Wide Area Measurement System, WAMS) для целей режимного и противоаварийного управления энергосистемой.

1.1.6. Обзор и анализ зарубежного опыта по верификации цифровых моделей энергообъединений с использованием информации, получаемой от WAMS.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С., Романов И.Б.

Арх. 106-кт, 30 стр.

Приведен обзор и анализ зарубежного опыта использования информации, получаемой от WAMS, для настройки и верификации расчетных цифровых моделей энергообъединений, включая краткие сведения о программных продуктах, используемых для расчета электромеханических переходных процессов.

1.1.7. Результаты анализа экономических аспектов реализации проектов экспорта электроэнергии на ЕЭС/ОЭС на базе несинхронных связей.

Исп. Шлайфштейн В.А., Коробков А.В., Ефимова Е.В.

Арх. № 112-кт, 48 стр.

Подготовлен обзор основных результатов предварительных исследований несинхронного объединения UCTE-UPS/IPS с использованием вставок постоянного тока.

Выполнена оценка возможных проектов осуществления несинхронных связей и подготовлена математическая модель для их последующего исследования.

Выполнены исследования технических характеристик различных вариантов осуществления несинхронной связи.

Выполнен анализ экономических аспектов реализации проектов экспорта электроэнергии из ЕЭС/ОЭС на базе несинхронных связей.

1.2. Исследования надежности работы и устойчивости режимов ЕЭС, ОЭС и энергообъектов.

1.2.1. Обзор и анализ нормативных документов по устойчивости энергосистем.

Исп. Шлайфштейн В.А., Ефимова Е.В.

Арх. № 0-7770, 21 стр.

Выполнен аналитический обзор системных аварий в энергосистемах, произошедших в ЕЭС России и за рубежом в последние годы.

Рассмотрены требования по обеспечению устойчивости и надежности энергосистем, принятые в NORDEL, UCTE и энергообъединении Северной Америки и Канады.

1.2.2. Методические указания по устойчивости энергосистем. Первая редакция.

Исп. Шлайфштейн В.А., Ефимова Е.В.

Арх. № 0-7771, 40 стр.

Приведена первая редакция «Методических указаний по устойчивости энергосистем».

1.2.3. Расчетная схема ЕЭС/ОЭС на период 2008 года в формате ПВК EUROSTAG.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С.

Арх. №82-кт, 36 стр.

Приведено техническое описание расчетной схемы ЕЭС/ОЭС на уровень 2008 года в формате программно-вычислительного комплекса EUROSTAG.

Изложена методика верификации элементов цифровой модели ЕЭС/ОЭС и модели в целом.

Приведены результаты верификации элементов цифровой модели ЕЭС/ОЭС и текущей схемы энергообъединения по данным регистраторов (в том числе WAMS).

1.2.4. Колебательная устойчивость ЕЭС/ОЭС на период 2008 года.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С., Суковицин А.И

Арх. №85-кт, 87 стр.

Подготовлена цифровая модель энергосистемы ЕЭС/ОЭС для анализа низкочастотных колебаний.

Выполнен анализ колебательной устойчивости расчетной схемы ЕЭС/ОЭС на уровень 2008 года для базового электрического режима.

Получен частотный спектр энергосистемы в области электромеханических колебаний.

Определены резонансные частоты энергосистемы.

1.2.5. Результаты расчета колебательной устойчивости объединенной системы ЕЭС/ОЭС и UCTE на период 2008 года.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С.

Арх. 119-кт, 44 стр.

Подготовлена цифровая модель объединенной энергосистемы ЕЭС/ОЭС и UCTE для анализа низкочастотных колебаний. Выполнен сравнительный анализ колебательной устойчивости энергосистемы ЕЭС/ОЭС при ее раздельной и параллельной работе с энергосистемами UCTE.

1.2.6. Концепция противоаварийного управления в ЕЭС.

Исп. Лозинова Н.Г., Эдлин М.А. и др.

Арх. №118-кт, 86 стр.

Определены основные направления развития противоаварийной автоматики ЕЭС России в условиях реформирования хозяйственных отношений с учетом современных технологий в области вычислительной техники, программных и аппаратных средств, средств передачи информации.

1.2.7. Цифровая модель Московской энергосистемы в формате ПВК EUROSTAG, результаты ее тестирования и перечень сценариев противоаварийного управления.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С., Суковицин А.И.

Арх. № 83-кт, 125 стр.

Приведено описание разработанной цифровой модели Московской энергосистемы в формате программно-вычислительного комплекса EUROSTAG, результаты ее верификации, а также сформулированы предложения по альтернативным сценариям управления энергосистемой в процессе аварии 25.05.05.

1.2.8. Анализ аварийных режимов энергосистемы и оценка эффективности устройств регулирования, управления, противоаварийной автоматики и релейной защиты, а также действий оперативного персонала на всех этапах развития аварии. Анализ основных выводов и мероприятий комиссий, расследовавших аварию.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С., Суковицин А.И.

Арх. № 87-кт, 50 стр.

Приведены результаты исследований аварийных режимов Московской энергосистемы, имевших место 25.05.2005 г.

Выполнен поэтапный анализ действий диспетчера Московского РДУ.

Рассмотрены альтернативные сценарии развития аварийного процесса с учетом применения различных устройств противоаварийного и режимного управления.

Выполнен анализ основных выводов комиссий, расследовавших аварию.

1.2.9. Разработка цифровой модели для исследования нормальных режимов энергосистемы Московского региона в формате российского ПВК «РАСТР». Предварительный выбор мест установки и типов устройств FACTS.

Исп. Эдлин М.А.

Арх. № 84-кт, 44 стр.

Разработана цифровая модель энергосистемы Московского региона (зимний максимум 2007 – 2008 г.г.) в формате ПВК «РАСТР».

Определены энергорайоны Московской энергосистемы, нуждающиеся в использовании устройств FACTS.

Проведено исследование режимов для двух энергорайонов, как для полного, так и для послеаварийного состава сети. Для каждого из рассмотренных энергорайонов определен тип рекомендуемых устройств FACTS, показана эффективность их применения и даны предложения по основным техническим характеристикам рекомендуемых устройств FACTS.

1.2.10. Обзор и анализ современных отечественных и зарубежных средств исследования динамической устойчивости.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С., Виноградов А.Ю.

Арх. № 92-кт., 60стр.

Приведено описание возможностей наиболее распространенных зарубежных программно-вычислительных комплексов для расчетов установившихся режимов и электромеханических переходных процессов.

Приведено описание возможностей отечественных программ МUSTANG и АНАРЭС, а также дается сравнительная оценка отечественных и зарубежных программных комплексов.

1.2.11. Колебательная и динамическая устойчивость ОЭС Востока на этапе реконструкции систем возбуждения Зейской ГЭС и завершения строительства Бурейской ГЭС.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С., Суковицин А.И.

Арх. № 93-кт, 133 стр.

Разработана и создана цифровая модель энергосистемы Востока в ПВК EUROSTAG.

Выполнен анализ характерных режимов, колебательной и динамической устойчивости энергосистемы Востока на этапе реконструкции систем возбуждения Зейской ГЭС и завершения строительства Бурейской ГЭС.

Выполнена экспертиза эффективности настройки системных стабилизаторов генераторов станций ОЭС Востока в новых схемно-режимных условиях и разработаны рекомендации по совершенствованию регулирования возбуждения.

Выполнена экспертиза динамической устойчивости энергосистемы при расчетных возмущениях с учетом действующих настроек комплексов локальной и противоаварийной автоматики и разработаны рекомендации по обеспечению динамической устойчивости.

1.2.12. Колебательная и динамическая устойчивость ОЭС Сибири на этапе ввода второй очереди Саянского алюминиевого завода, 3 блока 800 Мвт Березовской ГРЭС и 3 блока Харанорской ГРЭС.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С., Суковицин А.И.

Арх. №100-кт, 115 стр.

Разработана и создана цифровая модель энергосистемы Сибири в ПВК EUROSTAG.

Выполнен анализ характерных режимов, колебательной и динамической устойчивости энергосистемы Сибири на этапе ввода третьего блока 800 МВт Березовской ГРЭС, третьего блока 220 МВт Харанорской ГРЭС и второй очереди Саянского алюминиевого завода.

Выполнена экспертиза эффективности настройки системных стабилизаторов генераторов станций ОЭС Сибири в новых схемно-режимных условиях и разработаны рекомендации по совершенствованию регулирования возбуждения.

Определены уровни динамической устойчивости энергосистемы в районе Итатского и Саянского энергоузлов, а также Харанорской ГРЭС при расчетных возмущениях в энергосистеме в нормальных и ремонтных схемах с учетом действия комплексов противоаварийной автоматики.

1.2.13. Исследование режимов в нормальных и ремонтных схемах ОЭС Востока и Сибири, выявление наиболее тяжелых режимов по величине перетоков мощности и уровням напряжения и определение законов управления мощностью генераторов электростанций и УМС в данных режимах.

Исп. Андреюк В.А., Сказываева Н.С., Виноградов А.Ю.

Арх. № 107-кт, 60 стр.

Выполнены расчеты предельных и максимально допустимых режимов межсистемной связи (м.с.с.) ОЭС Сибири – ОЭС Востока в нормальных и ремонтных схемах в режимах зимнего максимума и летнего минимума нагрузок на этапах развития 2010, 2015 и 2020 г.г., определены потребности м.с.с. в реактивной мощности.

1.2.14. Динамическая и колебательная устойчивость параллельной работы Богучанской ГЭС с ОЭС Сибири.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С., Суковицин А.И.

Арх. № 113-кт, 103 стр.

Выполнен сравнительный анализ колебательной и динамической устойчивости трех альтернативных вариантов нормальной схемы Богучанской ГЭС на уровне 2012 года развития энергосистемы Сибири при выдаче полной мощности ГЭС.

1.2.15. Технические требования к отечественному ПО для исследования динамической устойчивости.

Исп. Зеккель А.С.

Арх. № 99-кт, 60стр.

1.2.16. Техническое задание на разработку программного обеспечения для исследования динамической устойчивости.

Исп. Зеккель А.С., Есипович А.Х., Герасимов А.С.

Арх. № 103-кт, 62 стр.

Приведено техническое задание на создание программно-вычислительного комплекса для расчета устойчивости и электромеханических переходных процессов сложных энергосистем.

1.2.17. Разработка цифровой модели ОЭС Востока и Забайкальской части ОЭС Сибири в унифицированном формате ЦДУ ЕЭС. Перевод расчетной схемы энергообъединения в формат ПВК EUROSTAG . Подготовка цифровой модели ЗБПК на ПС Могоча в формате ПВК EUROSTAG . Выставление базовых режимов, выполнение тестовых расчетов.

Исп. Андреюк В.А., Сказываева Н.С., Виноградов А.Ю. и др.

Арх. №98-кт, 131 стр.

Разработаны цифровые модели ОЭС Востока и Забайкальской части ОЭС Сибири в унифицированном формате ЦДУ ЕЭС.

Выполнен перевод расчетной схемы энергообъединения в формат ПВК EUROSTAG.

Подготовлена цифровая модель Забайкальского преобразовательного комплекса на ПС Могоча в формате ПВК EUROSTAG.

Выставлены базовые режимы, выполнены расчеты тестовых примеров.

1.2.18. Уточнение технических требований к системам противоаварийного управления Новгородской энергосистемы и повышение уровня надежности электроснабжения нагрузки Боровичского района.

Исп. Кирьенко Т.В., Андилевко В.В.

Арх. №109-кт, 61 стр.

Рассмотрены ремонтные и послеаварийные режимы и определены послеаварийные режимы, в которых требуется применение противоаварийных мероприятий.

Проведен анализ работы САОН и даны рекомендации по повышению эффективности ее работы.

Даны рекомендации по минимизации перетоков реактивной мощности от Новгородской ТЭЦ.

Рассмотрены режимы в полной и ремонтных схемах Боровичского узла и даны рекомендации по повышению уровня напряжения на ПС.

1.2.19. Рекомендации по перспективам использования ППТ для организации межсистемных перетоков внутри ЕЭС и с зарубежными энергосистемами, выдачи мощности от крупных ГЭС.

Исп. Мазуров М.И., Дайновский Р.А., Крайчик Ю.С. и др.

Арх. №110-кт, 98 стр.

Рассмотрено существующее состояние в области применения передач и вставок постоянного тока в России и в других странах.

Приведены сопоставительные технико-экономические характеристики передач постоянного и переменного токов.

Определены критические длины ВЛ передач постоянного тока в стоимостных показателях оборудования на 2005 г.

Дана качественная характеристика системных аспектов ППТ.

Рассмотрено возможное применение ППТ при развитии ЕНЭС России.

Предложен перечень перспективных ППТ для связи с зарубежными энергосистемами.

1.2.20. Использование информации о векторах напряжения, получаемой от СМПР для управления режимами в энергообъединении ЕЭС/ОЭС.

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С., Гущина Т.А.

Арх. №116-кт, 34 стр.

Приведены результаты исследований возможности и эффективности режимного управления с использованием векторов напряжения в различных схемно-режимных условиях.

Приведены результаты расчетов предельных режимов и указаны характерные места возможной установки цифровых регистраторов для оценки тяжести режима по относительным фазовым углам.

1.2.21. Разработка методики верификации расчетной модели динамики ОЭС/ЕЭС, на основе данных, полученных от системы мониторинга переходных режимов (СМПР).

Исп. Есипович А.Х., Герасимов А.С.

Арх. №117-кт, 35 стр.

Изложена методика верификации динамической модели энергообъединения ЕЭС/ОЭС на основе данных, получаемых от системы мониторинга переходных режимов.

Приведены первые результаты верификации фрагментов цифровой модели и сформулированы требования к объему и составу исходных данных, необходимых для проведения верификации.

1.2.22. Алгоритмы и программа на языке Матлаб. Определения опасного сечения по условиям нарушения статической апериодической устойчивости.

Исп. Эдлин М.А.

Арх. № 115-кт, 35 стр.

Приведено описание математической модели энергосистемы для решения ряда задач противоаварийного управления: определения опасных сечений и пределов передаваемой мощности в них в процессах, характеризующихся слабой динамикой; выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения нормативных требований к послеаварийному режиму и устойчивости простого перехода к нему.

Разработан алгоритм, в основе которого лежит классический подход: рассмотрение двух фаз переходного процесса – динамического перехода к квазиустановивщемуся режиму с учетом действия регуляторов возбуждения и медленного, статического перехода от последнего к послеаварийному режиму с дополнительным учетом действия регуляторов скорости.

В разработанной тестовой схеме выполнены расчеты, иллюстрирующие работоспособность предложенного алгоритма.

1.2.23. Результаты рассмотрения на электродинамической модели преобразовательного комплекса на ПС Могоча для варианта ВПТ традиционного типа в сочетании с СТК. Пояснительная записка. Том 2.1.

Исп. Мазуров М.И., Шлайфштейн В.А., Гущина Т.А. и др.

Арх. № 80-кт, 60 стр.

Рассмотрены условия работы в качестве элемента несинхронной связи между ОЭС Сибири и ОЭС Востока вставки постоянного тока на базе преобразователей тока (ВПТ) в сочетании со статическими тиристорными компенсаторами (СТК).

1.2.24. Модель АЧР с каналами по отклонению и по скорости снижения частоты напряжения в узле установки в формате ПК «EUROSTAG», отражающая алгоритмы работ микропроцессорных реле частоты. Рекомендации по использованию канала скорости снижения частоты в структуре АЧР на основе анализа результатов расчетов переходных процессов.

Исп. Зеккель А.С., Кирьенко Г.В., Смирнов А.Н.

Арх. № 111-кт, 36 стр.

Создана модель энергосистемы в ПВК EUROSTAG для расчета переходных процессов при дефицитах активной мощности.

Сформирована модель АЧР с очередями АЧР1, АЧР2 и АЧР-С.

Дана рекомендация в отношении возможности использования производной частоты в качестве параметра для формирования АЧР.

1.3. Исследования и испытания устройств регулирования, автоматики и защиты.

1.3.1. Физическая модель для комплексных испытаний устройств АЛАР.

Исп. Кирьенко Г.В., Андилевко В.В., Мичурин Н.А.

Арх. № 88-кт, 50 стр.

Сформирована схема энергосистемы, на основании которой на базе ЦАФК НИИПТ создана физическая модель для испытаний устройств АЛАР.

1.3.2. Математические модели устройств АЛАР.

Исп. Эдлин М.А.

Арх. № 114-кт, 30 стр.

Приведены описания программ для моделирования работы цифровых устройств ликвидации асинхронных режимов АЛАР-Ц и АЛАР-М с использованием числовой информации, полученной по результатам расчетов переходных процессов в программных комплексах для расчета электромеханических переходных процессов в электроэнергетических системах («МУСТАНГ», «ЭРА» и др.), использующих однолинейные модели энергосистем для прямой последовательности токов и напряжений.

1.3.3. Анализ результатов испытаний устройств АЛАР и научно-технические рекомендации по их применению в ЕЭС России.

Исп. Кирьенко Г.В., Андилевко В.В., Мичурин Н.А.

Арх. № 91-кт, 80 стр.

Проведены испытания устройств АЛАР-Ц и АЛАР-М при аварийных возмущениях на контролируемой линии и на соседних с ней линиях при изменении состава и положения сечения асинхронного хода и месторасположения электрического центра качания (ЭЦК) на контролируемой линии, а также при каскадном развитии аварийного процесса с перемещением сечения асинхронного хода в процессе развития аварии на контролируемую линию.

Даны анализ работы устройств и рекомендации по их применению в ЕЭС России.

1.3.4. Методика выбора уставок устройств АЛАР.

Исп. Эдлин М.А., Кирьенко Г.В.

Арх. № 96-кт, 43 стр.

Приведены методики выбора уставок для микропроцессорного устройства ликвидации асинхронного режима АЛАР-М, разработки ОАО «Институт Энергосетьпроект» и НПП «Энергоизмеритель» и цифрового устройства автоматики ликвидации асинхронного режима АЛАР-Ц, разработки ОАО «НИИПТ», ОДУ Северо-Запада и ООО «НПП «Модус».

1.3.5. Отчет по испытаниям автоматического регулятора возбуждения UNITROL компании АВВ в составе регулятора напряжения типа ST5В и системного стабилизатора типа PSS2B на цифро-аналого-физическом комплексе ОАО «НИИПТ».

Исп. Есипович А.Х., Кирьенко Г.В., Андилевко В.В. и др.

Арх. № 90-кт, 103 стр.

Приведены результаты испытаний автоматического регулятора возбуждения UNITROL компании АББ на цифро-аналого-физическом комплексе, проводившиеся по утвержденной ОАО РАО «ЕЭС России» «Программе комплексных системных испытаний микропроцессорных регуляторов возбуждения синхронных генераторов».

1.3.6. Программа и результаты исследования совместной настройки АЧР-С и АЧР по отключению частоты на математической модели. Математическая модель для расчета процесса динамического изменения частоты при аварийном дефиците активной мощности с моделированием действия АЧР.

Исп. Кирьенко Г.В., Штефка Й.

Арх. № 97-кт, 44стр.

Сформирована математическая модель по заданным величинам генерации, потребления, нагрузкам системы АЧР и составу блоков АЭС.

Проведены расчеты процессов динамического изменения частоты с учетом срабатывания АЧР при аварийных дефицитах активной мощности различной величины в диапазоне от 10% до 60% от величины потребления.

Рассмотрена работа АЧР, в состав которой входят АЧР1, АЧР2 и АЧР со скоростью снижения частоты.

Проведен выбор уставок АЧР со скоростью снижения частоты при совместном функционировании с АЧР по отклонению частоты.

На основе анализа результатов расчетов дана оценка эффективности использования скорости снижения частоты в АЧР.

1.3.7. Программа и результаты исследования совместной настройки АЧР-С и АЧР по отклонению частоты. Модель энергосистемы в составе ЦАФК для проведения исследований настройки АЧР.

Исп. Кирьенко Г.В., Штефка Й, Андилевко В.В. и др.

Арх. № 102-кт, 72 стр.

Сформирована схема энергосистемы, на основе которой создана и настроена модель энергосистемы на базе ЦАФК НИИПТ.

Создана цифровая модель АЧР и система управления отключением нагрузки в переходных процессах.

Проведены исследования работы АЧР по отклонению частоты и по скорости снижения частоты в переходных процессах при дефицитах активной мощности 1000-5000МВт.

1.3.8. Проведение испытаний по оценке точности измерения фазовых углов отечественными и зарубежными цифровыми регистраторами различных типов на ЦАФК ОАО «НИИПТ».

Исп. Есипович А.Х., Кирьенко Г.В., Герасимов А.С. и др.

Арх. № 104-кт, 100 стр.

Приведены результаты сравнительных испытаний по оценке точности измерения фазовых углов отечественными и зарубежными цифровыми регистраторами различных типов, проходивших на цифро-аналого-физическом комплексе (ЦАФК) ОАО «НИИПТ» в тестовой схеме сложного энергообъединения, а также Протокол технического совещания по итогам испытаний.

1.3.9. Физическая модель Саяно-Шушенской ГЭС в составе ОЭС Сибири и программа комплексных испытаний подсистемы ГРНРМ.

Исп. Гущина Т.А., Есипович А.Х., Мичурин Н.А

Арх. № 0-7753, 55 стр.

Приведено описание физической модели ОЭС Сибири, подготовленной на цифро-аналого-физическом комплексе (ЦАФК) ОАО «НИИПТ» для испытаний на функционирование группового регулятора реактивной мощности и напряжения (ГРНРМ) гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС.

Разработана и согласована программа комплексных испытаний подсистемы ГРНРМ для Саяно-Шушенской ГЭС.

1.3.10. Испытание подсистемы группового регулирования напряжения и активной мощности генераторов Саяно-Шушенской ГЭС на цифро-аналого-физическом комплексе ОАО «НИИПТ».

Исп. Есипович А.Х., Гущина Т.А.

Арх. № 0-7762, 66 стр.

Приведены результаты испытаний группового регулятора реактивной мощности и напряжения (ГРНРМ) гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС на цифро-аналого-физическом комплексе (ЦАФК) ОАО «НИИПТ», а также Протокол технического совещания по обсуждению результатов испытаний.

II. ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ВСТАВКИ ПОСТОЯННОГО ТОКА, ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНАЯ ТЕХНИКА.

2.1. ППТ и ВПТ – общие вопросы

2.1.1. Исследования и анализ отечественных и зарубежных проектов электропередач постоянного тока, состава, параметров и стоимости оборудования для них за 25 лет.

Исп. Балыбердин Л.Л., Крайчик Ю.С.

Арх. № 120-кт, 210 стр.

Показано, что посредством передач постоянного тока можно в ближайшие 10-30 лет вовлечь в собственный энергетический баланс и в поставки энергии соседним странам энергетические ресурсы Сибирских рек и топливных месторождений.

Показано, что значительная часть технических решений, принятых в проекте ППТ Экибастуз-Центр, может быть эффективно перенесена в проекты будущих ППТ. Вместе с тем выделены те технические решения, которые рекомендуется пересмотреть, и указаны направления и цели такого пересмотра.

Отражены результаты предыдущих проработок многих исследовательских и проектных организаций, а также оригинальные результаты, полученные ОАО «НИИПТ».

2.2. ПС Выборгская.

2.2.1. Анализ аварийных отключений оборудования Выборгской ВИП в 2005 г. и рекомендации по повышению надежности.

Исп. Гусаковский К.Б., Фунтикова С.Ф., Носова Л.М.

Арх. № 89-кт, 50 стр.

Приведены результаты анализа аварийных отключений КВПУ, ВЛ, СК, КБ за 2005 год, выполнена их классификация по причинам отключений в соответствии с требованиями CIGRE, проанализирована работа СУРЗА в процессе аварийных отключений.

Сформулированы некоторые рекомендации.

2.2.2. Акты расследования технологических нарушений. Ч.1. Отчет по технологическим нарушениям на ВИП с 01.12.05 по 01.12.06. Ч.2. Отчет по запросам, поступившим от ВП МЭС в 2006 г.

Исп. Гусаковский К.Б.

Арх. № 0-7772, 20стр.

Приведен отчет по технологическим нарушениям на ВИП с 01.12.2005 по 01.12.2006 г.г.

Приведен отчет по запросам, поступившим от ВП МЭС в 2006 году.

2.3. Устройства преобразовательной техники

различного назначения.

2.3.1. Схемы электрические принципиальные генератора КНЧ-СНЧ диапазона мощностью 200 кВт для геофизических исследований.

Исп. Ерохин А.Н., Лобанов А.В., Черников В.И. и др.

Арх. № 79-кт, 80 стр.

2.3.2. Технические требования к преобразовательным трансформаторам Волжской ГЭС ППТ Волгоград-Донбасс в схеме питания их от ОРУ-220 кВ.

Исп. Мазуров М.И., Дайновский Р.А., Краснова Б.П. и др.

Арх. № 86-кт, 42 стр.

Дан сравнительный анализ существующей и предлагаемой схем питания преобразователей Волжской подстанции постоянного тока. Проведен расчет установившихся и переходных процессов в ППТ Волгоград-Донбасс в схеме питания преобразовательных трансформаторов от ОРУ-220 кВ. Выполнен гармонический анализ с точки зрения растекания гармоник по элементам сети переменного тока и генераторам Волжской ГЭС.

Составлены технические требования на трехфазный преобразовательный трансформатор с расщепленными обмотками.

2.3.3. Расчетные работы и выбор оборудования для технического проекта устройств электропитания инвертора. Книга 1.

Исп. Шершнев Ю.А

Арх. № 108-кт, 152 стр.

Разработана структурная схема системы питания и структурные схемы основных узлов и блоков этой системы. На основе количественных расчетов и качественного анализа обоснован выбор трансформаторного, коммутационного, основного реакторного и конденсаторного оборудования.

Разработаны основные технические решения по управляемому выпрямителю, системе управления, регулирования, защиты и автоматики, системе контроля и диагностики.

Сформулированы задачи дальнейшей разработки.

2.3.4. Подготовка аналитического обзора «Новые технологии в транспорте и распределении электроэнергии».

Исп. Гречко А.Н., Кутузова Н.Б. и др.

Арх. № 0-7751, 92стр.

Рассмотрены:

– различные приложения устройств FACTS;

– компенсаторы реактивной мощности разных типов, в том числе, на полностью управляемых вентилях;

– перспективы развития линий электропередачи постоянного тока в ЕНЭС России, включая кабельные линии и линии с применением ВТСП-материалов.

Оценены перспективы создания и применения новых приборов для преобразовательных подстанций на основе карбида кремния.

Оценены перспективы использования ЛЭП переменного тока СВН и УВН для дальнейшего формирования ЕНЭС России.

Проанализирован опыт освоения и эксплуатации ВЛ 1150 кВ за 6 первых лет, указаны основные недостатки этих ЛЭП; внесены предложения по их дальнейшему освоению.

Сформулированы некоторые предложения по проектам ВЛ и ПС 220 – 750 кВ нового поколения, которые потребуется построить для развития ЕНЭС в связи с предполагаемым удвоением ее установленной мощности к 2030 г.

Сформулированы предложения по частичной реконструкции и диагностике изоляции высоковольтных аппаратов на ПС 220 – 750 кВ.

2.3.5. Результаты рассмотрения на цифровой модели вставки электромеханического типа на базе низкооборотного электромеханического преобразователя. Пояснительная записка. Том 2.3.

Исп. Шлайфштейн В.А., Гущина Т.А., Виноградов А.Ю. и др.

Арх. № 81-кт, 49 стр.

Рассмотрены условия работы в качестве элемента несинхронной связи между ОЭС Сибири и ОЭС Востока вставки электромеханического типа на базе низкооборотного электромеханического преобразователя VFT в сочетании со статическими тиристорными компенсаторами (СТК).

III. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ (АСУТП) ПОДСТАНЦИЙ, сетевых районов

(ТЗ, руководства по эксплуатации, пояснительные записки, программы и методики испытаний, технические описания, аналитические обзоры)

3.1. Программа и методика испытаний программного обеспечения АСУ ТП ПС 500 кВ «Ключики».

Исп. Горелик Т.Г., Окунев В.Л., Филатов В.Г. и др.

Арх. № 0-7746, 12 стр.

3.2. Программа и методика испытаний программного обеспечения АСУ ТП ПС 500 кВ «Вешкайма».

Исп. Горелик Т.Г., Окунев В.Л., Филатов В.Г. и др.

Арх. № 0-7747, 12стр.

3.3. Разработка рабочей документации к проекту АСУ ТП ПС «Звезда». ТЗ.

Исп. Горелик Т.Г., Окунев В.Л., Шупеня А.Н. и др.

Арх. № 0-7748, 57 стр.

3.4. Разработка рабочей документации к проекту АСУ ТП ПС «Звезда». Пояснительная записка.

Исп. Горелик Т.Г., Окунев В.Л., Шупеня А.Н. и др.

Арх. № 0-7749, 42 стр.

3.5. Испытания и ввод в эксплуатацию программного обеспечения СКАДА-НИИПТ, СКАДА-РЗА и ЦРА второй очереди САУ 220/110 кВ. Программа и методика испытаний.

Исп. Горелик Т.Г., Окунев В.Л., Шупеня А.Н. и др.

Арх. № 0-7750, 12 стр.

3.6. Пояснительная записка к проекту «АСУ ТП ячейки ВЛ 220 кВ Сальск на РП 220кВ Волгодонск».

Исп. Лебедев Д.В., Окунев В.Л. и др.

Арх. № 0-7752/1, 35 стр.

3.7. Альбом электрических схем к проекту «АСУ ТП ячейки ВЛ 220 кВ Сальск на РП 220 кВ Волгодонск». Часть 1.

Исп. Лебедев Д.В., Окунев В.Л.

Арх. № 0-7752/2, 20 стр.

3.8. Программа и методика испытаний КТС и ПО АСУ ТП ячейки ВЛ 220 кВ Сальск на РП 220 кВ Волгодонск.

Исп. Лебедев Д.В.

Арх. № 0-7752/3, 7 стр.

3.9. АСУ ТП ОРУ 220 кВ ПС «Благовещенская». Описание общесистемных решений. Пояснительная записка.

Исп. Медникова Ю.Б., Окунев В.Л.

Арх. № 0-7754, 92 стр.

3.10. АСУ ТП ОРУ 220 кВ ПС «Благовещенская». ТЗ.

Исп. Медникова Ю.Б., Окунев В.Л., Филатов В.Г. и др.

Арх. № 0-7755, 53 стр.

3.11. Программа и методика испытаний программного обеспечения верхнего уровня АСУ ТП ПС «Ключики».

Исп. Горелик Т.Г.

Арх. № 0-7757, 10 стр.

3.12. Программа и методика испытаний программного обеспечения верхнего уровня АСУ ТП ПС «Вешкайма».

Исп. Горелик Т.Г.

Арх. № 0-7758, 10 стр.

3.13. Программа и методика испытаний КТС и программного обеспечения «АСУ ТП РП-220 кВ Волгодонск – Сальская ячейка».

Исп. Лебедев Д.В.

Арх. № 0-7759, 7 стр.

3.14. Материалы к рабочему проекту. Техническое задание на АСУ ТП ПС 500 кВ «Таврическая».

Исп. Горелик Т.Г., Денисенко А.В., Кох Е.А. и др.

Арх. № 0-7760, 51 стр.

3.15. Материалы к рабочему проекту. Пояснительная записка к АСУ ТП ПС 500 кВ «Таврическая».

Исп. Горелик Т.Г., Денисенко А.В., Кох Е.А. и др.

Арх. № 0-7761, 56 стр.

3.16. Программа и методика испытаний коммуникационного программного обеспечения для передачи данных от ОРС-сервера в СКАДА-НИИПТ АСУ ТП ПС 500 кВ «Чугуевка-2»

Исп. Горелик Т.Г., Денисенко А.В., Окунев В.Л.

Арх. № 0-7763, 19 стр.

3.17. Программа и методика испытаний КТС и ПО АСУ ТП ОРУ 220 кВ ПС «Благовещенская».

Исп. Горелик Т.Г., Медникова Ю.Б.

Арх. № 0-7764, 7 стр.

3.18. Сопровождение, техническое обслуживание и ремонт (То и Р) системы регистрации аварийных нарушений. Стационарная система передачи и просмотра аварийной информации Выборгской преобразовательной подстанции. Руководство по эксплуатации.

Исп. Асанбаев Ю.А., Филатов В.Г., Лобанов В.В.

Арх. № 0-7765, 69 стр.

3.19. Сопровождение системы СКАДА-НИИПТ. Стационарная система передачи аварийной информации в МЭС Центра и ОАО «ФСК ЕЭС». Руководство по эксплуатации.

Исп. Асанбаев Ю.А., Филатов В.Г., Лобанов В.В., Муравьев П.А.

Арх. № 0-7766, 64 стр.

3.20. Программа и методики испытаний программного обеспечения СКАДА-НИИПТ в составе АСУ ТП ПС 220 кВ «Полоцкая» ОАО «Тюменьэнерго».

Исп. Бурчалов А.А.

Арх. № 0-7773, 9 стр.

3.21. Разработка технического задания и технического проекта системы сбора и обработки информации с регистраторов переходных режимов, установленных на объектах ЕЭС. ТЗ на создание СОИ СМПР.

Исп. Горелик Т.Г., Асанбаев Ю.А., Окунев В.Л., Лобанов В.В.

Арх. № 0-7774, 73 стр.

3.22. Разработка технического задания и технического проекта системы сбора и обработки информации с регистраторов переходных режимов, установленных на объектах ЕЭС. Технический проект СОИ СМПР.

Исп. Горелик Т.Г., Асанбаев Ю.А., Окунев В.Л., Лобанов В.В.

Арх. № 0-7775, 33 стр.

3.23. Разработка технического задания и технического проекта системы сбора и обработки информации с регистраторов переходных режимов, установленных на объектах ЕЭС.

Исп. Горелик Т.Г., Асанбаев Ю.А., Окунев В.Л., Лобанов В.В.

Арх. № 0-0-7776, 10 стр.

3.24. Технические материалы к ТЭО ЦСПА ОЭС Востока.

Исп. Змазнов Е.Ю., Николаев А.В., Кумец И.Е. и др.

Арх. № 0-7768, 95 стр.

3.25. Протокол настройки стационарной системы передачи и просмотра аварийной информации, настроенной для передачи информации на АрМ оперативного и технического персонала МЭС Северо-Запада и в ОАО «ФСК ЕЭС».

Исп. Горелик Т.Г., Лобанов В.В.

Арх. № 0-7769, 8 стр.