автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Повышение устойчивости систем внутреннего электроснабжения с собственной генерацией при соизмеримой с нагрузкой мощностью

КУФТИН ДЕНИС СЕРГЕЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ СИСТЕМ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С СОБСТВЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ ПРИ СОИЗМЕРИМОЙ С НАГРУЗКОЙ МОЩНОСТЬЮ

Специальность 05.09.03 - Электротехнические комплексы и системы

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 4 ФЕВ 2013

005049/1°

Москва 2013

005049716

Работа выполнена на кафедре Электроснабжения промышленных предприятий ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский университет «МЭИ»

Научный руководитель: канд. техн. наук, доцент Национального исследовательского университета «МЭИ» Валерий Михайлович Пупин

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Андрей Валентинович Егоров профессор кафедры Теоретической электротехники и электрификации нефтяной и газовой промышленности Российского государственного

университета нефти и газа имени И.М. Губкина, декан факультета

послевузовского образования,

специальность 05.09.03. Кандидат технических наук Михаил Владимирович Лухаиин начальник электротехнического отдела ЗАО «Газпромивест Юг»; специальность 05.09.03.

Ведущее предприятие: ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ»

Защита диссертации состоится «_01_» марта 2013 г. в аудитории М-611 в 16 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.157.02 при ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» по адресу: ул. Красноказарменная, д. 13.

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенных печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый Совет ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО

«НИУ «МЭИ». . ✓

Автореферат разослан « » Су/_2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.157.02,

кандидат технических наук, доцент ^¡^ ЧЫРУК

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

В связи с ростом тарифов на электроэнергию, освоением новых труднодоступных районов нефтедобычи, широкое распространение получили электротехнические системы (ЭТС), в состав которых входит собственная генерация (на базе различных дизель-генераторных установок (ДГУ). Схемы построения таких автономных систем электроснабжения (АСЭС) могут содержать несколько (от двух до двадцати) генераторов собственных нужд (суммарной мощностью до 40 МВт), имеющих связи по сетям среднего (6,10 кВ) и даже низкого (до 1 кВ) напряжения.

Выбор напряжения, расчет статической и динамической устойчивости ЭТС, типов и параметров выключателей, релейной защиты и автоматики в является одной из основных задач проектирования систем электроснабжения с собственной генерацией. Разработка методики обеспечения устойчивости электротехнических комплексов в различных режимах функционирования электрооборудования имеет важное прикладное значение как с технической, так и с экономической точек зрения. '

Собственная генерация для объектов нефтедобычи и нефтепереработки включает в себя от четырех до десятка ДГУ каждый мощностью до 9600 кВт. Для систем электроснабжения с собственной генерацией необходимо обеспечить соответствие параметров качества электрической энергии на шинах секций ГРУ и ЗРУ требованиям ГОСТ 13109-97, а также выполнить расчетные исследований возможных режимов работы с целью обеспечения устойчивости работы потребителей ЭТС и генераторов.

Большой вклад в решение вопросов повышения надежности работы систем промышленного электроснабжения (СПЭ) с СД и АД, преобразовательными агрегатами в цепи питания приводов постоянного тока внесли Абрамович Б.Н., Беляев A.B., Гамазин С.И., Гуревич Ю.Е., Ершов М.С., Егоров A.B., Натай В.И., Овчаренко Н.И., Шабад М.А., Слодарж М.И., Строев В.А., Сыромятников И.А., Lasetter R.H., Kiprakis А., Willis Н. и другие ученые.

Работами по созданию электростанций малой генерации (до 10 МВт) часто выполняются организациями, которые ранее не занимались проектами реконструкции электрических сетей, расчета и анализа режимов работы энергосистемы с учетом проектируемой электростанции, выбора электрооборудования (мощности и отпаек трансформаторов, типов и параметров выключателей и т.д.), релейной защиты и автоматики. Все это приводит к ошибкам и собственная генерация отказывается работать в нужных режимах.

Схемы электроснабжения нефтеперерабатывающих предприятий характеризуются разветвленной структурой промышленной электрической сети, большой долей и мощностью электродвигательной нагрузки. Для вспомгательных механизмов (насосы подачи масла, уплотнения, вентиляторы) используются асинхронные двигатели с короткозамкнутыми

роторами мощностью от 5,5 до 160 кВт. Нагрузка высоковольтных двигателеи нефтехимических предприятий составляет около 50% всей нагрузки предприятия. Для нефтеперерабатывающих предприятий, имеющих свыше десяти распределительных устройств напряжением 6(10) кВ, от которых запитаны асинхронные электродвигатели напряжением 380В и приводы (с включением преобразователей напряжения и частоты), в качестве мероприятия по снижению ущербов от кратковременных нарушений нормального электроснабжения в питающих сетях служат устройства и очереди самозапуска электродвигателей. На предприятиях организованы до 4-х ступеней самозапуска с целью исключения перерывов в технологических процессах.

Целью работы является разработка методики расчета систем электроснабжения с собственной генерацией соизмеримой мощности, обеспечение статической и динамической устойчивости электрооборудования ЭТС с собственной генерацией соизмеримой с нагрузкой мощностью для возможных нормальных, ремонтных и аварийных схем питания. Для достижения цели в работе решаются следующие задачи:

1. Разработка математической модели электротехнического комплекса с собственной генерацией для расчетов установившихся и переходных процессов для возможных нормальных, ремонтных и аварийных схем питания, позволяющие учесть изменения параметров двигателей и генераторов при изменении угловой частоты вращения и повысить точность расчетов токов КЗ.

2. Разработка методики расчетов устойчивости электротехнического комплекса с собственной генерацией соизмеримой мощности с нагрузкой, которая учитывает изменения параметров двигателей и генераторов при изменении угловой частоты вращения, обеспечивает высокую точность расчетов токов КЗ.

3. Экспериментальные исследования режимов работы нефтеперерабатывающего предприятия при раздельной и параллельной работе генерации (одного/двух генераторов) с энергосистемой.

4. Определение статической и динамической устойчивости генераторов и электродвигателей электротехнического комплекса нефтеперерабатывающего предприятия с собственной генерацией при КЗ в сетях 110 и 6 кВ для возможных нормальных, ремонтных и аварийных схем питания.

5. Выбор электрооборудования, автоматики и устройств для повышение надежности и экономичности работы потребителей нефтеперерабатывающего предприятия при кратковременных нарушениях качества электроэнергии в питающих сетях.

Объектом исследования являются электротехнические комплексы нефтеперерабатывающих предприятий и их функционирование для нормальных, ремонтных и аварийных схем питания, в том числе при работе одного трансформатора на ГПП и/или одного генератора собственного источника.

Научная новизна:

1. Получены уравнения для расчета установившегося режима электротехнических систем при наличии собственной генерации соизмеримой мощности, когда один из генераторов представляется как балансирующий узел, а другие генераторы учитываются своей системой уравнений с учетом изменения параметров генераторов при изменении угловой частоты вращения и режима работы сети, что позволяет точнее рассчитывать характеристики узлов ЭТС в возможных схемах электроснабжения.

2. Для электротехнических комплексов с собственной генерацией разработана методика расчета установившихся и переходных режимов с моделированием генераторов и СД системой из пяти дифференциальных уравнений, а АД - системой из трех дифференциальных уравнений, учитывающая изменения параметров электродвигателей при изменении угловой частоты вращения, что позволяет повысить точность расчетов токов КЗ и обеспечить обоснованный выбор электрооборудования и автоматики.

3. Выполнен расчет статической и динамической устойчивости электротехнического комплекса нефтеперерабатывающего предприятия с собственной генерацией при КЗ в сетях 110 и 6 кВ для возможных схем электроснабжения ОНПЗ, на основании которых запрещена схема и режим, соответствующий параллельной работе секций ЗРУ и ГРУ, т.к. характеризуется почти двукратным увеличением токов КЗ при коротких замыканиях во внутренних сетях 6 кВ.

4. Выполнены промышленные экспериментальные исследования для объектов нефтепереработки при различных режимах работы ЗРУ-6 кВ и ГРУ-6,3 кВ, результаты которых подтверждают достоверность предложенной методики расчета вероятных режимов работы электротехнических систем.

Практическая ценность результатов работы

Выявлено, что целесообразным нормальным установившимся режимом системы электроснабжения ОНПЗ является режим, соответствующий раздельной работе секций ЗРУ-6 кВ и параллельной работе секций ГРУ-6,3 кВ. Определено, что при автономном электроснабжении от энергоблока мощности генераторов достаточно для обеспечения электрической энергией всех потребителей при существующих нагрузках ОНПЗ.

Реализация результатов работы

Результаты работы использованы на ООО «Лукойл-Энергия и Газ Украина» в целях обеспечения надежной работы насосов, компрессоров и прочих механизмов при проектировании и выборе схем работы ЗРУ-бкВ и ГРУ-6,3 кВ в нормальных, ремонтных и аварийных схемах питающей энергосистемы и энергоблока собственной генерации.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Уравнения для расчета установившегося режима электротехнических систем при наличии собственной генерации соизмеримой мощности, когда один из генераторов представляется как балансирующий узел.

2. Математические модели и методика расчета статической и динамической устойчивости электротехнического комплекса нефтеперерабатывающего предприятия с собственной генерацией при КЗ в сетях 110 и 6 кВ для возможных схем электроснабжения, разработанные с моделированием генераторов, СД и АД своими системами дифференциальных уравнений.

3. Результаты промышленных экспериментальных исследований для ОНПЗ при различных режимах работы ЗРУ-6 кВ и ГРУ-6,3 кВ в сочетании с произведенными расчетными исследованиям, подтверждающими достоверность предложенной методики расчета нормальных и аварийных режимов работы электротехнической системы предприятия.

4. Полученные зависимости числа ступеней самозапуска от длительности работы автоматики в РУ и ТП напряжением 6 и 0,4 кВ, позволяющие при внешних и внутренних КЗ в питающей сети ОНПЗ обеспечить непрерывную работы электродвигательной нагрузки.

Апробация работы

Основные положения работы и ее результаты докладывались на Всероссийском научно-практическом семинаре «Энергоэффективность и энергобезопасность на предприятиях промышленности и жилищно-коммунального хозяйства» (Салават, 24-25 марта 2010 г.); «Новые тенденции в организации энергообеспечения и развития энергетического хозяйства металлургических предприятий» (Москва, 22-24 ноября 2011 г.), на научных семинарах кафедры электроснабжения промышленных предприятий МЭИ, на научных семинарах кафедры электроснабжения промышленных предприятий МЭИ.

Публикации

Содержание работы нашло отражение в 4 опубликованных печатных работах, в которых отражены основные результаты и выводы, полученные в диссертационной работе.

Структура и объем работы

Диссертационная работа содержит введение, 4 главы, заключение, список литературы из 98 наименований и 9 приложений. Общий объем работы составляет 181 страницу текста компьютерной верстки.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель, задачи, научная новизна и практическая ценность работы, кратко изложено содержание материалов, рассмотренных в диссертационной работе.

В первой главе проанализированы нормативные документы к надежности электроснабжения потребителей и системам малой генерации, технологические процессы и основное оборудование нефтеперерабатывающих предприятий. Выявлены достоинства и недостатки существующих схемных решений таких электротехнических комплексов.

Во второй главе приведена разработанная методика расчета режимов работы электротехнических систем с собственной генерацией при наличии

связи между ГРУ и ЗРУ, описан программный комплекс по расчету нормальных, ремонтных и аварийных режимов работы потребителей СПЭ при наличии замкнутых контуров.

Один из генераторов АСЭС представляется как балансирующий узел, мощность и загрузка которого определяется режимом работы подключенной нагрузки и начальный узел такого генератора принят равным единице. Для остальных генераторов АСЭС задается коэффициент загрузки, а режим их работы описывается системой дифференциальных уравнений пятого порядка. Методика расчета ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы АСЭС заключается в следующем:

1. Синхронные генераторы (СГ) автономных систем электроснабжения или систем промышленного электроснабжения с собственной генерацией моделируются системой из пяти дифференциальных уравнений (первого порядка) переходных процессов точно также как синхронные двигатели (СД), но в режиме выдачи мощности (с отрицательным коэффициентом загрузки, не зависящем от частоты вращения ротора).

2. Если в системе промышленного электроснабжения с собственной генерацией есть как синхронные генераторы, так и СД, то сначала (первыми) нумеруются СГ, а далее - С Д.

3. Первый синхронный генератор в таких системах электроснабжения, согласно предложенной методики, является балансирующим (особым) узлом. Узел схемы замещения, к которому он подключен, обозначается номером «1». Узел нагрузки под номером «1» совпадает с узлом «1» схемы замещения. Желательное напряжение в этом узле нагрузки задается в исходных данных параметром ио„ (и1=ио„). Этот узел нагрузки является балансирующим.

4. В установившемся режиме АСЭС схема замещения представляется как схема из «N-1» независимых узлов нагрузки (рис. 1), которые включают двигательную и прочую нагрузки с узловыми токами ^ (1 = 2 ... п).

5. Для автономной СПЭ матрица пути подключения любого элемента АСЭС имеет следующие особенности:

1) путь от 1-го узла нагрузки (1 = 2 ... К) заканчивается в «1-ом» узле схемы замещения;

2) путь от «1-го» узла нагрузки не содержит ветвей;

3) узловой ток от первого узла нагрузки — определяется двигателями и прочей нагрузкой, подключенной в этом узле (за исключение СГ-1).

6. Система уравнений для расчета установившегося режима базируется на уравнениях узловых напряжений, выраженных через матрицу узловых сопротивлений

Цг=Цг,-Ъ-1 ; (1)

где Цп=ион+]-0 . (2)

7. Расчет установившегося режима ЭТС из N-1 уравнений (2.18) осуществляется методом последовательных приближений. За начальное

приближение узловых напряжений принимаем ^У"' -1 + 7-0 @ - 2 ... п) номинальные напряжения узлов с одинаковой фазой напряжения, совпадающей с фазой напряжения балансирующего узла (2).

8. При начальном приближении узловых напряжений £/м(0) определяются начальные приближения узловых токов ¿т.

9. На основании уравнения (1), определяется первое приближение узловых напряжений

ир^-гг-^О. ■ (3>

СГ-1

Рисунок 1. Структурная схема замещения автономной системы электроснабжения

10. По первому приближению узловых напряжений игт определяются первые приближения узловых токов Далее итерационный процесс последовательных напряжений повторяется i раз.

и^-Цп-^-^ ■ (4)

11. Итерационный расчет установившегося режима автономных СПЭ заканчивается при условии

= 0,001. (5)

12. В этом случае за узловые напряжения принимаются = и. Узловой ток балансирующего узла определяется как сумма узловых

токов с противоположным знаком. По узловому току ¿и напряжению ип=ион+ j■Q определяется мощность, поступающая в балансирующий узел

=^+7-2, =игГ11. Поскольку эта мощность выражена в относительных единицах через базисную мощность Бв, а мощность первого генератора

выражается в долях от его полной мощности 8Н0М,сг> то осуществляется пересчет мощности первого генератора в долях от его 8„ом (СГ).

■ (6)

1-2

13. Определяются параметры режима (токи, напряжения для продольной и поперечной составляющих, электродвижущие силы нормального, переходного и сверхпереходного процессов, активная и реактивная мощности) первого СГ, подключенного в балансирующем «1» узле нагрузки:

ип,

и„.

и„ +

и„

, где в = агс^в);

(7)

(8)

(9) (10)

(П)

(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

(17)

(18) (19)

Полученные уравнения (7+19) позволяют полностью определить параметры СГ для режимов работы АСЭС.

При расчете расчетов токов КЗ от генераторов ЭТС будем учитывать изменения параметров СГ (сопротивлений, ЭДС, мощностей) в функции

и„=и„- 8Ш0; и9=иш-С 030;

_-ия+Ев Хч >

' Хч • Еч=ич+1л-Хл-

е" =ич + 1,-х^

» I "I" -Е =^{ЕЛ ?

П-Х,

8 = 6- аг

ит

ит +

ЯгХд

и„„

рСГ1 = кв(иУ1)-1^ >

Л

Осп=Щип)-11

скольжения, а также строить графики изменения ЭДС во времени. При расчете переходных процессов учитывается реальная схема электроснабжения от питающей системы до потребителей напряжением 380 В, параметры СД, СГ, АД (индуктивные сопротивления и постоянные времени) рассчитываются по известным из курса электрических машин уравнениям на основании паспортных данных, токи КЗ рассчитываются с учетом углы сдвига фаз ЭДС генераторов, двигателей.

При оценке устойчивости ЭТС с собственной генерацией анализируется кривая 5(i) генераторов, а также выявляются факты опрокидывания синхронных и асинхронных электродвигателей.

Методика расчета аварийных режимов работы АСЭС включает.

1. Моделирование реальной структуры и конфигурации СПЭ с учетом электрооборудования, подключенного вплоть до шин 0,4 кВ. Модель исследуемой СПЭ должна отражать ее так подробно, чтобы выполненные расчеты дали возможность определять не только напряжения, токи, мощности в интересующих узлах, но и отклонения этих параметров от нормальных установившихся значений. Для этого используется программный комплекс URRSG.

2. Математическую модель расчета переходных процессов при КЗ, основанную на системе дифференциальных уравнений пятого порядка для учета каждого СД, СГ; системе из трех дифференциальных уравнений для учета каждого асинхронного двигателя, учитывающих изменении параметров электродвигателей при изменении угловой частоты вращения.

3. Программный комплекс расчетов переходных электромагнитных и электромеханических процессов в системах электроснабжения промышленных предприятий, модернизированный для СПЭ нефтеперерабатывающих предприятий. Математическая модель энергосистемы и СПЭ предприятия включает все источники питания (задаваемые своими параметрами), линии, трансформаторы, реакторы, нагрузки каждой 11111, РП, ПС, ТП напряжением 110,10,6 и 0,4 кВ, параметры средств защиты и автоматики.

4. Моделирование произвольного места КЗ в схеме замещения СПЭ, любого вида короткого замыкания и сопротивление в месте КЗ. Для этого используются программы TKZ1SG, TKZ2SG, TKZ3SG, TKZ11SG.

5. Моделирование состояния коммутационных аппаратов, работы РЗА, учет топологических изменений в промышленной сети в соответствии с логикой работы РЗА на этапах КЗ, выбега после отключения КЗ (для достоверного определения напряжений, токов на вводе, активной и реактивной мощностей в схеме СПЭ) и при восстановлении нормального электроснабжения.

6. Автоматизация результатов расчетных исследований (путем разработки программных модулей автоматического вывода графиков параметров режима работы (активной и реактивной мощностей, токов, напряжения) секций узлов нагрузки, электродвигателей и генераторов.

При расчете аварийных режимов задаем длительность режима КЗ, рассчитываем параметры режима выбега на короткое замыкание, строим

характеристики кривых напряжений для всех узлов нагрузки, а также кривые параметров режима наиболее важных секций напряжением 10, 6 и 0,4 кВ.

После расчета выбега на КЗ в зависимости от РЗА рассчитываем режим выбега после отключения КЗ или режим восстановления (самозапуска) электрооборудования системы электроснабжения. На основании анализа полученных кривых и параметров режима определяем успешность самозапуска электродвигательной нагрузки СПЭ. В случае успешности самозапуска электродвигательной нагрузки СПЭ, увеличиваем длительность КЗ и вновь повторяем расчеты. Наибольшая длительность КЗ, после которой при восстановлении напряжения имеют место выпадения СГ, СД из синхронизма, опрокидывания АД или значительные провалы напряжения на секциях РУ-0,4 кВ, при которых отпадают пускатели и контакторы и срабатывают технологические защиты, и есть критическая длительность КЗ.

Предлагаемая модель исследования аварийных режимов АСЭС позволяет учитывать их сопротивлением шунта, подключаемого в точке КЗ. При выборе сопротивления шунта полагаем, что дуговое КЗ более вероятно, чем металлическое.

Общая схема замещения потребителей Одесского НПЗ включает: элементы (ветви) СПЭ в количестве ИВ=97; выключатели в количестве №Ж=118, задающие конфигурацию схемы; секции РУ (узлы нагрузки), от которых питается электродвигательная и прочая (не двигательная) нагрузка, в количестве Ж!=42; асинхронные двигатели - ЫАЕ)=54; трансформаторы -29; линии электропередачи (воздушные, кабельные и токопроводы); реакторы - 3 (рис. 2).

В третьей главе выполнены расчеты установившихся режимов работы ЭТС ОНПЗ для возможных расчетных схем (табл. 1). При раздельной работе секций ЗРУ-6 кВ и включенном секционном выключателе генераторного распределительного устройства (ГРУ) 6,3 кВ наблюдается неравномерная загрузка трансформаторов 11111 (ветви 4 и 5 табл. 2-3) при почти нулевом перетоке через первый трансформатор, что связано с неравномерной нагрузкой в нормальном режиме на секциях ГПП.

Таблица 1 - Расчетные схемы возможных режимов работы ОНПЗ

Номер схемы Номера отключенных выключателей в СПЭ ОНПЗ Примечание

1 6 Раздельная работа секций ЗРУ-6 и включенный СВ ГРУ-6,3

2 6,9 Раздельная работа секций ЗРУ-6 и ГРУ-6,3

3 Параллельная работа ЗРУ-6 и ГРУ-6,3

4 3,4,6 Отключение ГПП, работа от ЭБ

5 3,5,8 Отключение 1Т и линии связи 1 -х сек

6 3,7, Ю Отключение 1Т и линии связи 2-х сек

7 3,6 Отключение 1Т и СВ ЗРУ-6

8 4,6 Опопочение 2Т и СВ ЗРУ-6

9 4, 7, 10 Отключение 2Т и линии связи 2-х сек

10 3.7,10 Повторение схемы 6

11 6, 12 Отключение Ген №2 и СВ ЗРУ-6

12 6, 7, 10, 12 Опслючение Ген№2 и линии связи 2-х с

13 6, 7, 10, 11 Отключение Ген№1 и линии связи 2-х с

14 4, 7, 10, 11 Отключение 2Т и Ген №1

15 3, 7, 10, 11 Отключение 1Т и Ген №1

Целесообразным нормальным установившимся режимом системы электроснабжения ОНПЗ является режим, соответствующий первой расчетной схеме (табл. 1), т.е. при раздельной работе секций ЗРУ-6 кВ и параллельной работе секций ГРУ-6,3 кВ. Секции ЗРУ-6 кВ относительно независимы по отношению к КЗ в сетях 6 кВ и при этом осуществляется практически полное внутреннее обеспечение электрической энергией потребителей предприятия.

Таблица 2. - Параметры режима ветвей в установившемся режиме

№ Наименование Ток, кА ин, кВ ик, кВ Рн, МВт Рк, МВт (Зн, МВАр <2*, МВАр

1 ОТЭЦ 110 кВ 0.022 115.500 115.605 1.00 1.00 -4.19 -4.19

2 ВЛ-110 УсаОТЭЦ 0.012 115.605 115.628 -0.05 -0.05 -2.49 -2.49

3 ВЛ-110УсаЗаст 0.010 115.605 115.617 1.05 1.05 -1.61 -1.61

4 1Т 110/бкВ 0.012 115.628 117.353 -0.05 -0.05 -2.45 -2.48

5 2Т 110/6кВ 0.009 115.617 116.723 1.05 1.05 -1.56 -1.59

- - - - - - - -

94 Т-1 ТП-11А 0.051 6.374 6.301 0.48 0.48 0.28 0.27

95 Т-2ТП-11А 0.053 6.322 6.239 0.48 0.48 0.33 0.32

96 Т-2ТП-18 0.044 6.362 6.327 0.48 0.48 0.08 0.08

97 Т-1 ТП-19 0.049 6.388 6.320 0.48 0.48 0.25 0.24

Таблица 3. - Параметры режима ветвей дополнения

№ 1-Узел 2-Узел ин, кВ ик, кВ Ток, кА Рн, МВт Рк, МВт Рн, МВАр <3к, МВАр

1 4 5 6.700 6.686 0.0314 0.25 0.25 0.264 0.263

Расчеты выявили, что установившийся режим существует, параметры секций и АД соответствуют номинальным, суммарные потери активной мощности ДРСУм= 0.376 МВт (в сети ДРСети= 0.143 МВт, АД - ДРАд= 0.139 МВт), суммарные потери реактивной мощности Арсум=1.625 Мвар (в сети Л(2сети=1-623 Мвар). С целью снижения потерь мощности и получения эффекта в размере 2,6 млн. руб. предложено выполнить компенсацию реактивной мощности с помощью устройств УКРМ. Автономная схема электроснабжения

потребителей ОНПЗ отличается тем, что суммарная мощность питающей системы составляет 18 MB А, т.е. это режим с соизмеримой мощностью источника и потребителей ОНПЗ. Результаты проведенных расчетов приведены на рис. 2. Полученные результаты подтверждают возможность существования установившегося режима, который отличается: 1)большей загрузкой второй секции энергоблока SBnu4.8=8,29 + j3,47 MBA; 2)неравномерной загрузкой линий связи ГРУ и ЗРУ 8веПш,9=6,95 + j3,05 MBA; Значительным перетоком мощности через секционный выключатель ГРУ-6,3 кВ SEenM,10=0,51 - j 1,58 MBA.

Выполнив расчет работы АСЭС от одного СГ энергоблока, установили, что установившийся режим возможен, параметры АД, узлов и ветвей (табл. 4) ОНПЗ соответствуют номинальному режиму. Параметры режимов работы ТП близки к нормальному установившемуся режиму (смотри ветви 11-14, 19-22, 4142,51-53, 65-65, 80-83,88-93).

Таблица 4. Параметры режима элементов СПЭ __при работе одного СГ _^_

№ Наименование Ток, кА Uh, кВ Uk, кВ Рн, МВт Рк, МВт Qh, МВАр Qk, МВАр

1 СГ-1 б кВ 1.483 7.247 6.297 14.68 14.39 11.44 7.37

2 КЛ-6С 1-ГРУ6,3 0.668 6.135 6.126 6.63 6.62 2.55 2.54

3 КЛ-6 С 2-ГРУ6,3 0.653 5.952 5.948 6.35 6.34 2.24 2.24

4 Реактор1с ГРУ-6 0.668 6.297 6.135 6.64 6.63 3.01 2.55

- - - - - - - - -

15 КЛ ТП-7 ТП-6вв1 0.018 5.936 5.935 0.18 0.18 0.00 0.00

16 КЛ ТП-7 ТП- 6вв2 0.022 6.112 6.110 0.24 0.23 0.03 0.03

- - - - - - - - -

91 Т-2 ТП-11А 0.055 5.922 5.839 0.47 0.47 0.30 0.29

92 Т-2ТП-18 0.047 5.944 5.906 0.47 0.47 0.09 0.08

93 Т-1 ТП-19 0.050 6.112 6.043 0.48 0.47 0.24 0.23

23 0 - ветвь; ® - узел схемы замещения; А - узел нагрузки (секции РУ) □ - выключатель включен

Вывод: при автономном электроснабжении мощности двух генераторов достаточно для обеспечения электрической энергией всех потребителей ОНПЗ для существующих нагрузок. Параметры режима (напряжения на секциях РУ и загрузка элементов СПЭ) находятся в допустимых пределах. Однако рекомендовать этот режим как постоянный недопустимо, т.к. уменьшается надежность электроснабжения ввиду возможного отключения второго независимого источника - электрической системы.

Расчеты установившихся режимов при изменениях нагрузки в допустимых пределах свидетельствуют о статической устойчивости СГ.

Для проверки правильности выбора электрооборудования были проведены расчеты параметров ЭТС при коротких замыканиях в точках 10 и 11 (на шинах ЗРУ-6 кВ), которые сведены в табл. 5 и даны на рис. 3.

Динамическая устойчивость генераторов энергоблоков когенерационной установки при авариях в сетях 110 кВ, ликвидируемых основными защитами, обеспечивается без применения средств противоаварийной автоматики при КЗ для всех расчётных режимов, т.к.

максимальное значение угла ЭДС к концу КЗ не превышает §=45°.

21,00

19,00

17,00

^ 15,00 й

К 13,00

11,00

9,00

7,00

0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,0В 0,1 0,11 0,12 0,13 0,14 0,1( Длительность^

Рисунок 3. Ток короткого замыкания при КЗ в сетях 6кВ ОНПЗ

При затянутых коротких замыканиях, вызванных отказом выключателя в кабельной линии 6,3 кВ и ликвидацией повреждения от УРОВ, возможно нарушение динамической устойчивости генераторов к моменту времени 1=1,0 с при времени действия УРОВ, превышающем 1= 0,4с.

Ввиду значительных токов отключающая способность выключателей (РТП-16, ТП-7(6), ТП-8(9), РТП-1, ТП-20(10), Синтез-Ойл, и особо вводного на секцию 2 ЗРУ-6) должна соответствовать токам КЗ, т. е. потребуется их замена на выключатели с токами отключения не менее 20 (31,5) кА.

Выполненные расчеты КНЭ в питающих сетях 110 и 6 кВ показывают, что при критических длительностях КНЭ характер переходных процессов самозапуска электродвигательной нагрузки ОНПЗ резко меняется. Происходит ресинхронизация СГ энергоблока и напряжения на шинах РУ, ТП снижаются настолько, что происходит срабатывание технологических защит.

и \ | —Ток_КЗ(10) —Ток_КЗ(11) • Ток_КЗ(12)--Ток_КЗ(14) | | | I —*— Ток_КЭ(203) —*— Ток_КЗ(БОЗ) —— Ток_КЗ(Б04) I I I - 44-14- гЧ'.- к-н:+Ч1 - -1-1- ЧЧ - м- -1-м 7+-Н -1 -

N V! . 1 ¡11.1 I И 1 Г-1 I 1 1.1 1 1 И Г !.! 1

\Г "ГЧ 1 1 ■ч.," . г , "г, , V, г", г", ,-,,.,,, 1 ,!>!<! II 1 1 1 .1 М 1. Г 1 1 1..1М'1 ( 1 . м.' 11 .(Тгч^и т.! 1 ! I г 1 /, I'

'. 1 1; • '1. !|_ т I II I :! 1:' 1 |"ГГ-+-1Д.1 ,1 1

Как следует из расчетов, ток, активная реактивная мощности СГ носят незатухающий колебательный характер, вследствие чего генератор отключится через некоторое время одной из своих защит. Для генератора имеет место нарушение динамической устойчивости, вызванное значительным изменением режима работы как самого СГ, так и АД приводов технологических механизмов основных производств ОНПЗ (рис. 4). Самозапуск некоторых АД при этом может быть даже успешным.

В момент восстановления электроснабжения напряжения на шинах секций РУ и ТП хотя и возрастают, но не достигают установившихся значений.

Критические времена нарушения устойчивости технологических процессов (Ткр) определяются тем, что при исчезновении КНЭ (в частном случае КЗ) за время, меньше критического, происходит восстановление нормального режима во всех узлах нагрузки СПЭ ОНПЗ.

ш

тт

0,6 0,4

0,2

0

0,0 1,0 3,0 3,0 4,0

Рисунок 4. Параметры СГ при трехфазном КЗ в точке 14 длительностью 550мс

Результаты выполненных расчетов критических длительностей нарушений электроснабжения сведены в табл. 5. При длительности КЗ выше критической (1:Кз>ТКр) возможны сбои в работе систем управления, срабатывание защит преобразователей напряжения, отключение магнитных пускателей и контакторов в цепи питания маслонасосов, что вызовет

I

Л

К

Ш

н

Й,

^осст|анов|псние наг|ряже|ну

нарушение устойчивости ЭД и расстройство технологического процесса.

Таблица 5. Критическое время КНЭ ОНПЗ, с

Вид схемы электроснабжения Места 3-х фазного короткого замыкания (узел схемы замещения СПЭ)

2 4 10 11 12 14 203 503 504

Схема 01 (раздельная работа секций ЗРУ-6 и включенный СВ ГРУ-6,3) 0,40 0,52 2,95 2,88 0,60 0,55 3,40 со □О

Схема 02 (Раздельная работа секций ЗРУ-6 и ГРУ-6,3) 1,00 1,00 1,00 0,86 1,00 1,00 1,20 1,90 1.9

Схема 03 (параллельная работа ЗРУ-бкВ и ГРУ-б,ЗкВ) 0,42 0,80 0,30 0,30 0,30 0,30 0,76 3,30 3,3

Схема 04 (Отключение ГПП, работа от энергоблока) - - 0,50 0,50 0,36 0,28 СО 1,80 1,8

Схема 05 (Отключение 1Т и линии связи 1-х секций) 0,40 0,40 - 0,32 0,32 0,36 1,30 1,40 1,4

Схема 06 (Отключение 1Т и линии связи 2-х секций) 0,40 0,40 0,32 - 0,32 0,36 1,30 1,4 0 1,4

Схема 07 (Отключение 1Т и секционного выключателя на ЗРУ-6) 0,68 0,70 2,85 1,10 1,15 1,15 3,20 2,8 2,8

Схема 08 (Отключение 2Т и секционного выключателя ЗРУ-6) 0,78 0,88 3,20 1,52 1,63 1,60 3,40 3,0 3,0

Схема 09 (Отключение 2Т и линии связи 2-х секций) 0,45 0,90 - 0,32 0,32 0,38 1,34 1,5 0 1,5

Схема 11 (Отключение СГ2 и СВ ЗРУ-6) 0,39 0,39 1,60 1,62 0,32 -

Схема 12 (Отключение генератора №2 и линии связи 2-х секций) 0,40 0,40 1,65 1,65 - 0,38

Схема 13 (Отключение СГ1 и линии связи 2-х секций) 0,39 0,40 1,46 1,46 - 0,38

Схема 14 (Отключение 2Т и СГ1) 0,39 0,40 0,29 - 0,29 0,29

Схема 15 (Отключение 1Т и СГ1) 0,39 0,40 - 0,29 0,32 0,32

Сравнение точности разработанных математических моделей исследования устойчивости потребителей ОНПЗ при КЗ в сетях б кВ и проектных данных режимов работы генератора энергоблока приведено для угла ротора генератора при КЗ в точке 12(шинах ГРУ-6,3 кВ рис. 5). Из сравнения полученных данных следует, что точность в определении угла выбега ротора составляет при выбеге на КЗ 10,4%. Погрешность при выбеге на КЗ обусловлена тем, что в проекте генераторы КГУ учитывались по модели Е' =const (постоянство ЭДС), приложенной по продольной составляющей сопротивления генератора Xd', а в работе учитывали изменения сопротивлений X'd и X"d и соответствующих ЭДС генератора при изменении скольжения машины и работе АВР. Кроме того, в предложенной модели учитывается изменение момента сопротивления генератора при выбеге. Вопросы пуска ЦК-1 при автономной работе генераторов энергоблока представляют еще большой интерес в связи с оценкой допустимости данного режима для системы электроснабжения ОНПЗ. Из расчетов пуска следует, что начальный пусковой ток АД44 меньше, чем в схеме 01 (1п=5,5<6,0 o.e.). Пуск АД длится 8,7 с, а снижение тока ниже уровня 1=2,0 o.e. наблюдается для момента t=8,5 с. Высокие значения реактивной мощности АД (Qafl>2,5 o.e.) в течение 5,6 с пуска двигателя

вызывают снижения напряжения на шинах РУ и ТП, электрически связанных с пускаемым двигателем (рис. 6).

0^2 0А 0,6 0,8 1 1,2М Г6 Г

2212 2.4 2.« 51 3 3|2 ЗЯ 3,8 3,8

Длительность, с.

Рисунок 5. Угол выбега ротора СГ при трехфазном КЗ в сети 6 кВ (точке 12)

— Р'а —Са -Т0К44 -~РА44 — V/ Т

■-Ч -1+ Ь ЧЧ-ТЧ- Г+Ч-1'Ч 4 Ч-1-Н -I

шттаотп:

Длительность, с.

Рисунок 6. Параметры режима пуска ЦК-1 мощностью 3000 кВт для схем 01 и 04

В четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований качества электроэнергии на шинах ЗРУ и ГРУ ОНПЗ при работе генераторов. Анализ данных по мониторингу выявил, что за время исследований имели место нарушения требований ГОСТ 13109-97 по установившемуся отклонению напряжения в течение всего времени эксперимента (с 28.12.2011 по 13.01.2012), что приводит к дополнительным потерям активной мощности в размере 5-13% в месяц. Наибольшее отклонения напряжения величиной 7,3% имели место для фаз А и В. В результате экспериментальных исследований установлено, что за два месяца наблюдений (с 15.09 по 15.11.2011 г.), двадцать раз установившееся отклонение напряжения превышало нормально допустимое по ГОСТ 1310997 значение (от 5,2 до 60% от времени суток). Во время экспериментальных исследований были зафиксированы провалы напряжения

405615

Таблица 6. Сводные данные по провалам напряжения

Дата, время Величина провала напряжения при КНЭ, % Вид КНЭ Ввод ГРУ

02.02.2012 7:29:42 5и„-11,7 Д^=0,02 5ивс=12,0 Дгп=0,02 8иса=12,3 Д^=0,06 Удаленное 3-х фазное КЗ 1

- - - - _

06.02.2012 2:03:14 5иа=26,5 А1п=0,14 8ис=32,4 Д1п=0,19 Близкое 2-х фазное КЗ 2

08.02.2012 8:00:37 81^=1,13 2 Д1п=35,36 8U.pl,12 5 Д^=19,17 бия=1,12 5 Д1п=19,23 Перенапряжен ие 3-х фазное 2

08.02.2012 8:00:37 8иА=1,13 0 Д^=30,53 8ив=1,13 1 Д1п=30,53 8ис=1,12 1 Д1п=19,14 Перенапряжен ие 3-х фазное 2

На основании статистики нарушений КЭЭ определено, что в 50% имели место несимметричные короткие замыкания в питающих сетях, для защиты от которых предлагается использовать устройства быстродействующего ввода резерва, с полным временем переключения за 2634 мс и динамические компенсаторы искажений напряжения напряжением до 1 кВ, защищающие нагрузку от провалов напряжения глубиной до 40% и перенапряжений величиной до 30%.

Основные выводы

1. Получены уравнения для расчета установившегося режима электротехнических систем при наличии собственной генерации соизмеримой мощности, когда один из генераторов представляется как балансирующий узел, а другие генераторы учитываются своей системой уравнений с учетом изменения параметров генераторов при изменении угловой частоты вращения и режима работы сети, что позволяет точнее рассчитывать характеристики узлов ЭТС в возможных схемах электроснабжения.

2. Разработана методика расчета устойчивости электротехнических комплексов с собственной генерацией, в которой каждый СГ и СД моделируется системой из пяти дифференциальных уравнений, а АД -системой из трех дифференциальных уравнений, учитывающая изменения параметров двигателей и генераторов при изменении угловой частоты вращения, что позволяет повыситьточность расчетов токов КЗ и обеспечить обоснованный выбор электрооборудования и автоматики.

3. Выявлено, что целесообразным нормальным установившимся режимом системы электроснабжения ОНПЗ является режим при раздельной работе секций ЗРУ-6 кВ и параллельной работе секций ГРУ-6,3 кВ, при котором после присоединения энергоблока произойдет минимальное увеличение токов КЗ.

4. Определено, что при автономном электроснабжении (схема 04) мощности генераторов достаточно для обеспечения электрической энергией

всех потребителей ОНПЗ для существующих нагрузок. Параметры режима (напряжения в РУ и загрузка элементов СПЭ) находятся в допустимых пределах.

5. Расчетами установлено, что динамическая устойчивость генераторов при авариях в сетях 110 кВ, обеспечивается без применения средств противоаварийной автоматики при КЗ для всех расчётных режимов, т.к. максимальное значение угла ЭДС к концу КЗ не превышает 5=45°.

6. Согласно предложенной методике и расчетов токов КЗ в сетях 110 и 6 кВ СЭС ОНПЗ определено, что следует повысить отключающую способность выключателей (РТП-16, ТП-7(6), ТП-8(9), РТП-1, ТП-20(10), Синтез-Ойл, и особенно вводного на секцию 2 ЗРУ-6) до 25 кА, а не 31,5 кА (как было предложено проектной организацией (по заключенному договору)).

7. Выявлено, что для схемы автономного электроснабжения ОНПЗ от 2х генераторов энергоблока прямой пуск компрессора мощностью 3МВт хоть и успешен, но напряжение на секциях РУ, ТП снижается до величины U=0,63hom, что приведет к отключению вспомогательных приводов напряжением 380В, отпаданию пускателей, контакторов, сбоям систем управления и отключениям технологических установок.

8. Определено, что для автономной схемы электроснабжения ОНПЗ с одним генератором энергоблока прямой пуск АД газового компрессора мощностью 3МВт не возможен ввиду недостаточности мощности генератора энергоблока, значительной посадки напряжений на шинах РУ, ТП.

9. Для исключения 4х ступеней самозапуска электродвигателей основных производств расчетами определено, что необходимо использовать устройства АВР на РУ-6 кВ и ТП с полным временем переключения не более 55 мс, а также защищать чувствительную к искажениям напряжения нагрузку с помощью компенсаторов провалов напряжения глубиной до 40% и перенапряжений величиной до 30%.

Список публикаций по теме диссертации

1. Пупин В.М., Куфтин Д.С., Сафонов Д.О. Анализ провалов напряжения в питающих сетях предприятий и способы защиты электрооборудования // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт, 2011, № 4. - С. 35-41.

2. Пупин В.М., Куфтин Д.С., Сафонов Д.О., Жуков В.А. Новые технологии защиты электрооборудования от кратковременных нарушений электроснабжения в питающих сетях // Энергетик, 2011, № 12. - С. 16-21.

3. Пупин В.М., Закушов В.А., Куфтин Д.С. Проектирование и расчет систем электроснабжения при наличии собственной генерации // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт, 2012, № 1. - С. 32-39.

4. Пупин В.М., Куфтин Д.С., Фролов A.B., Свиридов Ю.П. Расчет условий возникновения гидравлических ударов в системах водоснабжения и канализации//Электрика, 2011, № 1.-С.21-26.

Подписано в печать^,оl^Oti Зак. Тир.100 П.л.

Полиграфический центр МЭИ Красноказарменная ул.,д,13

Введение.

В. 1. Обзор научно-технической литературы по вопросам обеспечения надежности и повышения устойчивости систем внутреннего электроснабэ/сения с собственной генерацией.

Особенности современных систем автономного электроснабжения и бесперебойного электропитания.

В. 1.1. АСЭС военных полигонов и космодромов.

В. 1.2. АСЭС военной промыиигенности.

В. 1.3. АСЭС медицинских учреждений.

В. 1.4. АСЭС административных зданий.

В. 1.5. АСЭС атомных электростанций.

В.2. Особенности функционирования систем электроснабэ/сения промышленных предприятий с собственной генерацией.

В. 2.1. Применение устройств собственной генерации на промышленных предприятиях.

В.2.2. Требования к надежности и особенности работы схем электроснабэ/сения нефтеперерабатывающих предприятий.

В. 3. Выбор, обоснование темы и общая характеристика диссертационной работы.

Глава 1. Особенности работы электрооборудования нефтеперерабатывающих предприятий при наличии собственной генерации.

1.1. Основное оборудование нефтеперерабатывающих предприятий и особенности его работы.

1.2. Когенерационная установка по производству тепловой и электрической энергии с утилизацией атмосферного остатка висбрекинга.

1.3. Требования нормативных документов к системам малой генерации и надежности электроснабжения потребителей при кратковременных нарушениях питания.

1.4. Постановка задач исследования.

Глава 2. Разработка методики расчета статической и динамической устойчивости систем электроснабжения нефтеперерабатывающих предприятий при наличии собственной генерации.

2.1. Общие допущения при расчете автономных систем электроснабэ/сения при соизмеримой мощности нагрузки и источника.

2.2. Моделирование генераторов электротехнических комплексов с собственной генерацией.

2.3. Система уравнений для расчета переходных процессов электротехнических комплексов с собственной генерацией.

2.4. Методика расчета режимов работы электротехнических комплексов с собственной генерацией.

2.5. Математические модели энергосистемы и системы электроснабже/шя нефтеперерабатывающего предприятия с собственной генерацией.

2.6. Выводы по главе 2.

Глава 3. Расчетные исследования нормальных, ремонтных и аварийных схем работы электротехнических комплексов с собственной генерацией.

3.1. Схемы электроснабэ/сения нефтеперерабатывающих предприятий.

3.2. Определение возможности существования установившихся режимов работы для вероятных схем системы электроснабэ/сения ОНПЗ.

3.3. Расчет токов КЗ в сетях 110 и 6 кВ и проверка правильности выбора коммутационной аппаратуры при выполнении модернизации.

3.4. Расчет динамической устойчивости электрооборудования ОНПЗ для вероятных расчет} 1ых схем электроснабжения.

3.5. Определение устойчивости и критической длительности кратковременных нарушений электроснабэ/сения для электрооборудования 1 и 2 секций ЗРУ-6 кВ ГПП-110/6 кВ и 1 и 2 секций ГРУ-6 кВ энергоблока.

3.6. Оценка возможности пуска циркуляционного компрессора мощностью 3 МВт при работе в автономной схеме.

3.7. Выводы по главе 3.

Глава 4. Экспериментальные и расчетные исследования режимов работы энергоблока Одесского НПЗ и питающей энергосистемы.

4.1. Схема подключения прибора и сведения по экспериментальным исследованиям Одесского НПЗ.

4.2. Экспериментальные исследования электропотребления и качества электроэнергии.

4.3. Определение перечня отключаемых технологических установок ОНПЗ с 1{елыо обеспечения баланса мощности в случае работы энергоблока в автономном режиме после его отделения от энергосистемы.

4.4. Проверка правильности настройки РЗА для электротехнического комплекса ОНПЗ с учетом возмоэ/сной работы в автономном режиме.

4.5. Технические решения по обеспечению непрерывности технологических процессов электротехнического комплекса ОНПЗ в случаях нарушений показателей качества электроэнергии.

4.6. Выводы по главе 4.

В настоящее время вопросам обеспечения надежного электроснабжения потребителей электрической энергии, а также вопросам обеспечения устойчивой работы электрооборудования при наличии собственной генерации, эффективного использования ресурсов уделяется особое внимание в передовых странах.

В связи с ростом тарифов на электроэнергию, освоением новых труднодоступных районов нефтедобычи, широкое распространение получили электротехнические системы (ЭТС), в состав которых входит собственная генерация (на базе различных дизель-генераторных установок (ДГУ)) которую часто называют системой электроснабжения собственных нужд [1011,56,69,72]. Схемы построения таких ЭТС могут содержать несколько (от двух до двадцати) генераторов собственных нужд (суммарной мощностью до 40 МВт), имеющих связи по сетям среднего (6,10 кВ) и даже низкого (до 1 кВ) напряжения.

При разработке нефтяных месторождений на морских шельфах по мере их освоения имеют место [72]: нехватка генерирующих мощностей на одних платформах (распределительных устройствах), избыток - в др. узлах ЭТС; удаленность групп потребителей; повышенная стоимость генерации отдельных узлов; разная мощность и характер нагрузки для центральных технологических пунктов. Освоение новых нефте- и газодобывающих районов на начальном этапе возможно только на основе автономных систем электроснабжения (АСЭС), мощность которых с учетом перспектив развития нефтедобычи постоянно растет и может превышать 40 МВт. При этом наблюдается разброс агрегатов СЭСН по мощности (от 1 до 10 МВт), типу (дизель-электростанция, газо-поршневая электростанция, газотурбинная установка) и производителю, а значит и по техническим характеристикам, которые требуют согласования режимов их работы на этапах проектирования, эксплуатации, реконструкции и модернизации.

Поэтому разработка методики обеспечения устойчивой работы электротехнических комплексов в различных режимах функционирования электрооборудования для промышленных предприятий является весьма актуальным вопросом и имеет важное прикладное значение как с технической, так и с экономической точек зрения.

Актуальность исследований устойчивости совместной работы собственной генерации предприятий с энергосистемой обусловлена следующим: Необходимость освоения новых месторождений нефти и газа в труднодоступных районах, когда нет возможности электроснабжения от энергосистемы.

Развитие шельфовых месторождений нефти и газа.

Упрощенный подход к продаже генераторов десятками поставщиков, когда не осуществляются ни выбор напряжения, расчет статической и динамической устойчивости, выбор электрооборудования (мощности и отпаек трансформаторов, типов и параметров выключателей и т.д.), релейной защиты и автоматики. Необходимость обеспечения соответствия параметров качества электрической энергии на шинах секций РУ при наличии источников генерации разных производителей и мощности с целью обеспечения устойчивой работы потребителей и генераторов в установившихся и переходных процессах и пр.

Важно отметить, что для обеспечения единых нормативных требований к качеству электроэнергии для всех участников процесса производства, передачи и потребления электроэнергии существует набор показателей качества электроэнергии, количественно характеризующих ее потребительские свойства. Перечень данных показателей приведен в ГОСТ 13109-97 "Качество электрической энергии. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения" [22]. Согласно стандарта установлено 8 основных свойств электроэнергии, описывающихся числовыми показателями. Среди них: установившееся отклонение напряжения, колебания напряжения, несиб нусоидальность напряжения, несимметрия напряжения, отклонение частоты, провал напряжения, импульс напряжения?, временное перенапряжение. Приведенный перечень свойств электроэнергии широк, однако не все они хорошо изучены. Некоторые из них были давно и детально исследованы, а некоторые начинают приобретать актуальность только в последнее время в силу кардинально меняющегося характера потребителей электроэнергии.

В.1. Обзор научно-технической литературы по вопросам обеспечения надежности и повышения устойчивости систем внутреннего электроснабжения с собственной генерацией

Современное электрооборудование, применяемое во многих отраслях и сферах человеческой деятельности, очень чувствительно и требовательно к качеству потребляемой электроэнергии. Перебои в энергопитании могут привести к сокращению срока службы и выходу из строя сложного оборудования, к искажению управляющих сигналов в компьютерных и телекоммуникационных сетях, обеспечивающих выполнение технологических процессов. Проблема качественного и надежного энергоснабжения особенно актуальна для предприятий с непрерывным технологическим циклом, на опасных производствах, полигонах, предприятиях военной промышленности, в медицинских учреждениях, административных гражданских зданиях, современных вычислительных центрах (вычислительные центры Росгидромета, Российской Академии Наук, РФЯЦ-ВНИИЭФ, г. Саров), на технологических объектах МЧС России и других объектах, где минимальный простой может принести слишком высокую цену.

Особенности современных систем автономного электроснабжения и бесперебойного электропитания

Ни для кого не секрет, что современная российская электроэнергетика пока еще не может похвастаться качественным бесперебойным электроснабжением. Необходимость применения систем бесперебойного электропитания 7 определяют процессы, для которых важна непрерывность, а также наличие дорогостоящего оборудования, способного выйти из строя по вине некачественного питания. Например, убытки от простоя заводского конвейера могут исчисляться десятками и даже сотнями тысяч долларов в час, а потери банков еще более значительны, поскольку сбой может привести к отзыву лицензии и потере клиентов. Сопоставление этих цифр с расчетом размера инвестиций в оборудование дает экономический эффект от реализации автономных систем электроснабжения.

Дизель-генераторы необходимы в тех случаях, когда питание пропадает на достаточно длительный срок или выключения происходят настолько часто, что батареи ИБП не успевают заряжаться. [90,91,92]. В таких случаях имеет смысл рассматривать вопрос использования дизельного генератора, который, совместно с ИБП, может обеспечивать ответственных потребителей «чистым» питанием на протяжении десятков и сотен часов.

В.1.1. АСЭС военных полигонов и космодромов

Стратегические объекты - военные полигоны, в случае возникновения аварийной ситуации и отключении напряжения, могут оказаться обесточены. Готовность дизельного агрегата к запуску проверяется по маршрутной карте, проверяются давление в воздушных баллонах, уровень масла, проверяется автоматика дистанционного управления. Такая проверка должна проводиться не более 1 минуты. Когда дизель-генератор запущен, он способен работать 500 часов без остановки, его потребление 150 л/ч. Одновременное включение основного и резервного агрегатов способно обеспечивать бесперебойную подачу электроэнергии для двух дальних площадок масштаба Капъярского авиагарнизона.

В части космодромов, на примере космодрома «Байконур» (или «Полигона 5») и «Плесецк», важно отметить, что главные объекты космодромов -это технические позиции, стартовые комплексы и измерительные пункты, каждый из которых представляет собой совокупность сооружений с обще8 техническим, специально-технологическим оборудованием, а также с подъездными путями, обеспечивающими приём, хранение и сборку ракетоносителей (РН) и космических аппаратов (КА), их испытания, заправку КА и стыковку с РН, доставку их, испытание, заправку РН, наведение, пуск и контроль функционирования РН и КА на активном участке средствами измерительного комплекса космодрома. К вспомогательным и обслуживающим объектам и службам космодромов относятся зоны хранения компонентов топлива, заводы для производства жидкого кислорода, азота, системы внутреннего энерго-и водоснабжения, связи, телевидения и др. Все указанные объекты нуждаются в обеспечении электрической энергией постоянно, без перерывов, поскольку являются потребителями первой, а некоторые и особой, группы по надежности электроснабжения.

Основными источниками гарантированного электроснабжения испытательных площадок являются дизель-генераторы. Кабельные и воздушные линии военного ведомства выслужили свой срок, ненадежны, их модернизация идет крайне медленно. Поэтому содержать дизельные агрегаты в готовности - значит, быть уверенными в успешном выполнении боевых задач в любое время года. На военных полигонах в энергохозяйстве дизель-генераторов может быть более пятидесяти. Введенное в строй в 50-60-х годах прошлого века, оборудование распределительных пунктов военных полигонов выслужило уже свой двойной ресурс. Впрочем, перерывов в энергоснабжении на военных объектах и не должно быть - таково законодательное мнение государства и Министерства обороны для энергетиков всех уровней и форм собственности.

По информации пресс-центра ОАО «ФСК ЕЭС» [89], магистральные электрические сети Северо-Запада приступили к строительству двух линейных ячеек 220 кВ на подстанции 220 кВ Плесецк в Архангельской области. Расширение подстанции ведется в рамках договора об осуществлении технологического присоединения между ОАО «ФСК ЕЭС» и Министерством обороны РФ. В результате выполненных работ будет обеспечено надежное энер9 госнабжение космодрома «Плесецк», где предусмотрено строительство стартовой площадки для организации пуска ракетоносителей «Ангара». Общий объем инвестиций проекта по технологическому присоединению составляет более 140 млн. руб. Строящаяся подстанция 220 кВ Новая и подстанция 110 кВ ТП № 5, принадлежащие Министерству обороны РФ, будут присоединены к подстанциям 220 кВ Плесецк и 220 кВ Савино соответственно. В результате присоединения к Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) потребитель получит 73,75 МВт заявленной мощности. При этом энергообеспечение потребителей 1 категории и особой группы рекомендуется обеспечивать установкой на объекте источников собственной генерации с соответствующей нагрузке мощностью. Постановка под напряжение новых ячеек на ПС 220 кВ Плесецк запланирована на IV квартал 2012 года, на ПС 220 кВ Савино - на IV квартал 2013 года. Как видно из приведенной информации, технические и материальные затраты на развитие электроснабжения космодрома значительны.

В.1.2. АСЭС военной промышленности

При возникновении диверсионных действий на объектах военной и оборонной промышленности могут быть повреждены линии связи и электропередачи, при этом ни одна военная база не может обойтись без связи и постоянного электричества, потому как все средства для обеспечения работают от электроэнергии [90,91]. Как правило, на военных базах устанавливаются источники бесперебойного питания и автономные электростанции. Это могут быть различные установки, работающие на разнообразном топливе. Чаще всего применяются военные дизельные электростанции, которые обладают явными преимуществами. В воинских частях часто применяются мощные прожекторы для обнаружения несанкционированного проникновения в ночное время. Такие прожекторы и другое оборудование потребляет большое количество электроэнергии, поэтому зачастую приходится применять весьма мощные дизельные генераторы переменного тока. К автономным электро

10 станциям, которые применяются в военном деле, есть ряд требований, к которым можно отнести пониженный шум при работе, простота и надежность в обслуживании, системы автоматического запуска и отключения, но для этого необходима установка специального электронного управления.

В.1.3. АСЭС медицинских учреждений

В последнее время для медицинских учреждений, как потребителей 1й категории остро стоит вопрос в организации современных автономных систем электроснабжения [93]. Из бюджета выделяются средства на приобретение современного оборудования и технологий. К примеру, «Клиническая больница им. Боткина» осуществила приобретение необходимого оборудования и провела полный цикл работ, включая проектирование и пуско-наладочные работы по созданию Системы Гарантированного Бесперебойного Электроснабжения в новом корпусе больницы, в «НИИ Трансплантологии и искусственных органов им. Чумакова» произведена инсталляция информационной сети, а проектным отделом Компании ОАО «Медицина» выполнен и согласован проект по реконструкции здания и созданию системы бесперебойного электроснабжения объекта здравоохранения.

В.1.4. АСЭС административных зданий

Автономные системы электроснабжения получили широкое распространение в качестве источника обеспечения бесперебойного питания административных зданий и резиденций государственных органов и ведомств [94]. В последнее время этому вопросу уделяется особое внимание, и привлекаются отвечающие современным требованиям специализированные организации. Специализированные энергетические организации занимаются проектированием, демонтажем старого оборудования, поставками нового оборудования, строительно-монтажными и пуско-наладочными работами, прокладками кабельных трасс, монтажем генераторного и электрощитового оборудования, систем жизнеобеспечения, кондиционирования и вентиляции. Такие автономные сис

11 темы рассчитаны на относительно не большие величины мощности, а именно -60,100, 140, 200, 400 кВА и др. Ниже перечислены некоторые объекты, в которых были организованы современные системы бесперебойного питания:

Объект Мощность, кВА Год ввода Структура построенной системы

Здание Представитель- ЗхбО 2005- Комплекс с резервированием и времества Президента РФ (180кВА) 2006гг нем автономной работы 9 мин при г. Ростов на Дону) полной нагрузке

Деловой центр Vaviloff 2x100 2005- Комплекс с резервированием, время

Tower (г. Москва) (200кВА) 2006гг автономной работы 20 минут

Административное зда- 3x100 2005- Комплекс с резервированием и времение ОАО «Газпром- (ЗООкВА) 2006гг нем автономной работы 20 мин. Ребанк» зервный источник электроснабжения г. Новый Уренгой) ДГУ 200 кВА. Полностью автономная система с мониторингом ИБП и ДГУ, с дистанционным контролем основных параметров электропитания

Реконструкция системы 2x400 2002- Система с параллельным комплексом электроснабжения (800кВА) н.в. 2x400 кВА и расчетным временем ав

ИТАР ТАСС 2x60 тономной работы 2 часа на базовом г. Москва) (120кВА) 3x30 (90кВА) уровне; резервный источник электроснабжения ДГУ; 2 независимых ввода. Полностью автономная система электропитания с резервированием и возможностью дистанционного мониторинга

Создание системы элек- 3x100 2001 - Два независимых комплекса, в каждом троснабжения админи- (ЗООкВА) н.в. 3 ИБП с временем автономной работы стративного здания 20 минут, резервный источник элекс комплексом сооруже- троснабжения ДГУ, 2 независимых ний ООО «ЯмбургГаз- ввода от разных фидеров. Полностью

Добыча» автономная система, мониторинг ИБП г. Новый Уренгой) и диспетчеризация ВРУ позволяют управлять важнейшими параметрами комплекса дистанционно.

Реконструкция системы 2x60 2003- Параллельная система. Полностью авэлектропитания узла (120кВА) н.в. тономная с возможностью дистанципередачи данных онного управления и телематических служб

ОАО «РТКомм.Ру»

Создание системы бес- 3x200 2002- Построенная по иерархическому принперебойного электро- (бООкВА) 2003гг ципу, система состоит снабжения офисного из параллельного комплекса 3 х200 центра НК ЮКОС (г. кВА на базовом уровне и дополнена

Москва) менее мощными ИБП для защиты критичной нагрузки. Все ИБП объединены системой мониторинга, интегрированной с системой управления резервным ДГУ и программным комплексом управления зданием (фирма Honeywell)

Создание системы бес- 3x60 2002- Система 3x60 кВА, время автономной перебойного электро- (180кВА) н.в. работы 30 минут, резервный дизельснабжения УралПром- ный генератор мощностью 250 кВА

СтройБанка в контейнере. Полностью автономная г. Екатеринбург) система с возможностью мониторинга и управления

Система гарантирован- 3x250 2004- ДГУ 200 кВА и 140 кВА, система конного бесперебойного (750кВА) 2005гг троля показателей качества электроэлектроснабжения стар- 3x100 энергии тового комплекса (ЗООкВА) на космодроме Байко- нур для МКК

КОСМОТРАС»

В.1.5. АСЭС атомных электростанций

Атомные электрические станции также имеют в своем составе автономные системы электроснабжения, используемые в качестве системы безопасности и обеспечения так называемой аварийной и технологической брони электроснабжения [93-97].

Система аварийного электроснабжения (САЭ) должна обеспечивать электроснабжение потребителей систем безопасности АЭС во всех режимах работы, в том числе при потере рабочих и резервных источников питания от энергосистемы. САЭ имеет в своем составе автономные источники электропитания, распределительные и коммутационные устройства. Необходимость САЭ в системе собственных нужд определяется только безопасностью АЭС. Системы безопасности АЭС используют четырёхканальную структуру, используемую в строящихся и действующих проектах в России и за рубежом. При этом конструкция систем безопасности предусматривает специальные технические средства, предназначенные для управления запроектными авариями: пассивная система отвода тепла от защитной оболочки, система удаления водорода, ловушка расплава, система защиты первого контура от превышения давления. Системы автономного электроснабжения АЭС позволяют более 72 часов поддерживать работу систем охлаждения реакторов при полном обесточивании внешнего электропитания. Такие системы обязаны своим действием завершить сложный непрерывный технологический процесс, позволить безопасно эвакуировать персонал в случае аварийной ситуации. Для этих целей применяются ДГУ, предназначенные для автономного аварийного электроснабжения потребителей систем безопасности АЭС в режиме обесточивания секций надежного питания энергоблока или автономного аварийного электроснабжения вспомогательного оборудования АЭС в режиме обесточивания секций собственных нужд АЭС.

По имеющейся информации, одной из причин, приведших к более тяжким последствиям катастрофы в 2011 году на АЭС Фукусима-1, явилась некорректная работа аварийных систем электроснабжения атомной электростанции, в результате которой резервные ДГУ были отключены. Аварийной системе не удалось безопасно завершить технологический цикл для оборудования и персонала электростанции, в результате чего появились более тяжкие последствия, разрушения и жертвы среди персонала и населения страны.

14

Тем не менее, с учетом всех положительных сторон используемых в настоящее время АСЭС, перечисленные особенности их функционирования имеют свои недостатки в части обеспечения бесперебойного и надежного электроснабжения, а именно: Дизель-генераторы военных полигонов и космодромов не гарантируют необходимого качества питания (не дают чистую синусоиду) и не способны обеспечить непрерывности питания, так как на его запуск требуется 3—5 минут. Поэтому, даже при наличии ДГУ, источник бесперебойного питания оказывается совсем не лишним. С практической точки зрения применение ИБП наиболее целесообразно в тех случаях, когда время автономной работы не превышает 30-60 минут. При организации более длительной работы от батарей мы сталкиваемся сразу с несколькими ограничениями: резкий рост стоимости решения, габариты и вес батарейного массива в разы превышающие ИБП, а также рост времени, требующийся на заряд батарей. Энергосистемы военных предприятий устарели и морально, и физически. Но денег в необходимых количествах на ее замену нет, хватает лишь на безотлагательный ремонт, имеет место перехлест проводов - бич старых воздушных линий. Если современные электросети с этой проблемой справляются дистанционно, то в полигоны приходится высылать аварийные расчеты для поиска причины выхода из строя ВЛ, и затем включать оборудование вручную. Устаревшая автоматика не отвечает современным требованиям, поэтому не обеспечивает требуемой защиты оборудования. В процессе эксплуатации АЭС требуется осуществлять расхолаживание реакторов и при необходимости - локализацию последствий аварий с разуплотнением контуров циркуляции теплоносителя. С этой целыо требуется изучать такие специфические для АЭС режимы, как - самозапуск электродвигателей механизмов с.н., ступенчатый иди частотный пуск асинхронной нагрузки от автономных источников питания, режим совместного выбега турбогенераторов с электродвигателями механизмов с.н. Для этих режимов необходим анализ путей их возникновения и возможных последствий, основывающийся на расчетах параметров режима в переходном процессе.

Включение в работу дизель-генераторов на объектах медицины и в административных зданиях занимает время (от нескольких минут до часа).

На наш взгляд, обеспечить действительное бесперебойное электроснабжение указанных выше объектов можно путем включения ДГУ параллельно вместе с питанием от энергосистемы, а также путем обеспечения устойчивой работы генераторов дизельных электростанций в различных режимах работы электрооборудования.

Именно поэтому разработка методики обеспечения устойчивой работы электротехнических комплексов с собственной генерацией в различных режимах функционирования электрооборудования для промышленных предприятий является весьма актуальным вопросом и имеет важное прикладное значение как с технической, так и с экономической точек зрения.

В.2. Особенности функционирования систем электроснабжения промышленных предприятий с собственной генерацией В.2.1. Применение устройств собственной генерации на промышленных предприятиях

Для энергоемкого предприятия в условиях рыночной экономики достоинствами сооружения устройств собственной генерации могут являться: обеспечение повышенной надежности электроснабжения, в том числе потребителей первой категории и особой группы; возможность комбинированного электроснабжения предприятия - от энергосистемы и от устройств собственной генерации; возможность получения статуса участника оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и функционирования на нем; экономическая независимость от других участников рынка электроэнергии; экономия средств при работе от устройств собственной генерации в часы повышенной стоимости электроэнергии и мощности на ОРЭМ; для вновь сооружаемых предприятий - уход от необходимости осуществления технологического присоединения к электрическим сетям естественных монополий (ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК» и т.п.); исключение издержек, вызываемых строительством дополнительных электросетевых объектов и уход от высокой стоимости осуществления технологического присоединения к электрическим сетям естественных монополий; сооружение устройств собственной генерации при невозможности в некоторых случаях) осуществления технологического присоединения к электрическим сетям сетевых организаций; снижение затрат на содержание, эксплуатацию и обслуживание электрических сетей внешнего электроснабжения при преимущественной работе от устройств собственной генерации; возможность расширения объемов производства; ^ модернизация технологического процесса.

В настоящее время для создания электростанций малой генерации (до 10 МВт) привлекаются организации, которые ранее не занимались вопросами реконструкции электрических сетей, расчета и анализа режимов работы энергосистемы с учетом проектируемой электростанции, выбора электрооборудования (мощности и отпаек трансформаторов, типов и параметров выключателей и т.д.), релейной защиты и автоматики. Все это приводит к ошибкам при проектировании и строительстве и, как следствие, электростанции отказываются работать в нужных режимах.

Применение в России импортных многоагрегатных электростанций малой мощности на базе ДГУ с двигателями внутреннего сгорания и оснащенных соответствующей автоматикой поддержания режима, привело к ошибочным действиям при параллельной работе ДГУ с энергосистемой (рис. В.1) [10,11,74]. Обычно, для случая параллельной работы ДГУ с энергосистемой первичные регуляторы частоты вращения генератора выводятся из действия

17 так как считается, что частоту поддерживает энергосистема), а автоматика режимного управления поддерживает заданное значение обменной мощности, воздействуя на подачу топлива в агрегаты ДВС. Подобный способ регулирования может приводить к потере динамической устойчивости при близких КЗ (рис. В.1, а). В случае, когда регулятор частоты вращения введен в работу (рис. В.1, б), то электростанция остается в синхронизме с энергосистемой. Применение ДГУ с описанной системой регулирования ухудшает устойчивость параллельной работы электростанции и энергосистемы [10,11,74].

Рис. В.1. Иллюстрация неправильной работы зарубежной автоматики в режимах параллельной работы собственной генерации и энергосистемы

Учитывая величину загрузки и существующее состояние электрических сетей, можно сделать вывод о целесообразности сооружения новых центров питания для большинства нефтеперерабатывающих заводов, которые обладают весьма энергоемкими технологическими процессами. При осуществлении электроснабжения электроустановок таких технологических процессов важно обеспечивать необходимый и достаточный объем аварийной и технологической брони. Как известно, технологической броней электроснабжения является наименьшая потребляемая мощность и продолжительность времени, необходимые потребителю для безопасного завершения технологического процесса, цикла

10 кВ а) б) производства, после чего может быть произведено отключение соответствующих электроприемников. Технологическая броня электроснабжения устанавливается для потребителей, использующих в производственном цикле непрерывные технологические процессы, внезапное отключение которых вызывает опасность для жизни людей, окружающей среды и/или необратимое нарушение технологического процесса, а также имеющих электроприемники, фактическая схема электроснабжения которых удовлетворяет требованиям, предъявляемым к электроприемникам первой категории по надежности электроснабжения.

Аварийной броней электроснабжения является минимальный расход электрической энергии (наименьшая мощность), обеспечивающий безопасное для персонала и окружающей среды состояние предприятия с полностью остановленным технологическим процессом. Аварийная броня электроснабжения устанавливается для потребителей электрической энергии первой и второй категорий по надежности электроснабжения (дежурное и охранное освещение, охранная и пожарная сигнализации, насосы пожаротушения, связь, аварийная вентиляция, отопление в зимнее время). Нефтеперерабатывающие заводы имеют в своем составе множество электроприемников, которые должны обеспечиваться аварийной и технологической броней.

Поэтому электроснабжение устройств, включенных в объем технологической и аварийной брони, дополнительно обеспечивается установкой на предприятиях собственного автономного резервного источника электроснабжения (бензиновые, газовые, дизельные, иные электростанции и пр.) с автоматическим запуском на случай ограничения (прекращения подачи) электрической энергии.

В.2.2. Требования к надежности и особенности работы схем электроснабжения нефтеперерабатывающих предприятий

Схемы электроснабжения нефтеперерабатывающих предприятий характеризуются разветвленной структурой промышленной электрической сети, большой долей и мощностью электродвигательной нагрузки. Для вспомога

19 тельных механизмов (насосы подачи масла, уплотнения, вентиляторы) используются асинхронные двигатели с короткозамкнутыми роторами мощностью от 5,5 до 160 кВт. Нагрузка высоковольтных двигателей нефтехимических предприятий составляет около 50% всей нагрузки предприятия. Режим работы таких предприятий продолжительный с неизменным графиком нагрузки. К потребителям первой категории относятся насосы подачи сырья, насосы смазки технологических аппаратов, компрессоры, вентиляторы, установки водоснабжения. При снижениях и провалах напряжения в энергетической системе необходимо обеспечить высокую надежность работы электродвигательной нагрузки для режимов выбега, самозапуска, автоматического повторного включения АПВ высоковольтных выключателей и работы АВР на секционных выключателях.

Для нефтеперерабатывающих предприятий, имеющих десятки распределительных устройств напряжением 6(10) кВ, от которых запитаны асинхронные электродвигатели напряжением 380В и приводы (с включением преобразователей напряжения и частоты), в качестве мероприятия по снижению ущербов от кратковременных нарушений нормального электроснабжения в питающих сетях служат устройства и очереди самозапуска электродвигателей. Могут быть организованы до четырех ступеней самозапуска с целыо исключения перерыва в технологических процессах [24,46]. Способами сохранения непрерывности технологического процесса таких предприятий являются: наличие резервных источников электроснабжения, сохранение устойчивости двигательной нагрузки ЭТС при любых кратковременных нарушениях электроснабжения и перерывах питания, в нормальных, ремонтных и аварийных режимах работы [9,34,74,75]. Поэтому вопросы разработки методики расчета нормальных, ремонтных и аварийных режимов работы ЭТС с собственной генерацией (например, на нефтеперерабатывающих заводах) весьма актуальны в настоящее время.

Крупные предприятия со своими технологическими процессами могут надежно функционировать, когда предусмотрены и рассчитаны все возможные режимы работы их оборудования, правильно построены первичные схемы, верно подобраны защиты, противоаварийная автоматика, схемы управле

20 ния каждого присоединения и технологическая автоматика. При этом действия релейной защиты, противоаварийной автоматики, а также технологической защиты объединены единством задачи и должны быть строго согласованы между собой путем правильного выбора принципов работы и параметров срабатывания (уставок РЗА). Несогласованное действие этих устройств может являться источником аварий или может приводить к развитию аварий в будущем. Поэтому все схемы технологических защит, технологической автоматики и управления должны подвергаться тщательному анализу в целях предотвращения их неправильного действия при перерывах питания, кратковременной потере оперативного тока и других аварийных режимах.

В целях повышения надежности работы нефтеперерабатывающих предприятий на этапе выполнения расчетов важно знать кроме максимальных и нормальных токов нагрузки, также значения токов и напряжений при коротких замыканиях в максимальном и минимальном режимах работы собственной электростанции и прилегающей сети и их распределение по электрической схеме. Очевидно, что максимальные значения токов короткого замыкания будут при параллельной работе наибольшего числа энергоблоков собственной электростанции с энергосистемой, работающей в максимальном режиме. Минимальные значения токов КЗ будут или при остановленной электростанции и питании объекта от энергосистемы, или при работе только от электростанции при минимальном количестве включенных генераторов (одного генератора).

В.З. Выбор, обоснование темы и общая характеристика диссертационной работы

Диссертация как квалификационная работа должна обладать рядом формальных характеристик, которые в обобщенном виде приведены ниже.

Актуальность темы.

Большой вклад в решение вопросов обеспечения непрерывности режимов работы электрооборудования, устойчивости систем электроснабжения (СЭС) с комплексной нагрузкой внесли следующие ученые: Абрамович Б.Н. ,

A.B. Беляев, С.И. Гамазин, Гуревич Ю.Е., М.С. Ершов, A.B. Егоров, Нагай

21

В.И., Н.И. Овчаренко, М.А. Шабад, М.И. Слодарж, В.А. Строев, И.А. Сыромятников, R.H. Lasetter, A.Kiprakis, Н. Willis и другие ученые.

Для определения устойчивости систем промышленного электроснабжения (СПЭ) с комплексной нагрузкой нефтепереработки существующие методы расчета переходных процессов [15,16,20,21,32,60,72] требуют развития ввиду необходимости учета собственной генерации, оценки влияния параметров режимов работы генераторов ограниченной мощности на совместную работу электротехнических систем. Несмотря на существующие работы по теме диссертации [2,10,11, 32,43,72,79,88,94], надежных и адаптивных алгоритмов работы СПЭ с несколькими РУ-6 кВ и собственными источниками электроснабжения пока нет и их практическая реализация не получили должного развития.

Из схемы электроснабжения Верх-Тарского месторождения ОАО «Но-восибирскнефтегаз» следует, что устройства собственной генерации подключены к двум четырехсекционным ЗРУ-бкВ, которые связаны между собой кабельными линиям с реакторами (табл. В.1). Устройства собственной генерации ЗРУ-1,2 включают в себя 31 агрегат шести зарубежных и российских производителей мощностью от 630 до 5200 кВт (табл. В.1).

Для обеспечения параметров качества электрической энергии на шинах секций ЗРУ согласно ГОСТ 13109-97, возникает необходимость в выполнении расчетных исследований возможных режимов работы с целью обеспечения устойчивой работы потребителей и генераторов [3,9,33,42,70,72,88].

Ввиду этого, для Верх-Тарского нефтяного месторождения, в дальнейшем возникает необходимость:

S проведения исследования, выполнение расчетов и анализ всех допустимых режимов работы генераторов для нормальных, ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов, выделение энергоблока на автономную работу;

S выполнения расчетов и анализа с учетом прилегающей сети (внешней и внутриплощадочной Верх-Тарского нефтяного месторождения) схемы питающей энергосистемы, энергокомплекса (ГПЭС) и собственных нужд УПСВ;

Таблица В.1. Сводка о генерирующем оборудования Верх-Тарского месторождения

ОАО «Новосибирскнефтегаз»

Диспетчерское Суммарная установленная мощность, кВт Электроагрегат Фактиченаименование секций шин в ЗРУ-бкВ ЦПС-1;2 Диспетчерское наименование Тип Марка Номинальная мощность, кВт Максимальная (фактическая) мощность, кВт Режим работы ская суммарная мощность ЭСН, кВт

ДЭС№2 дэс "Cummins"-1250 1125 900 в работе

ДЭС№6 дэс "Cummins"-1000 KTA 50G3 1000 резерв

ДЭС№7 дэс "Cummins"-1250 1000 900 в работе

ДЭС№23 дэс "Cummins"-1000 KTA 50G3 1000 резерв

ДЭС№24 дэс "Cummins"-1000 KTA 50G3 1000 900 в работе

ДЭС№25 дэс "Cummins"-1000 KTA 50G3 1000 900 в работе

ДЭС№29 дэс "Cummins"-1000 KTA 50G3 1000 800 в работе

ГПЭС№1 гпэс "Са1ефШаг G3516" -1250 1000 600 в работе

Фонд скважин 1;2 секций шин ЗРУ-бкВ ЦПС-1 ГПЭС№2 гпэс "Caterpillar G3516" -1250 1000 700 в работе

21535 ГПЭС№3 гпэс "Caterpillar G3516" -1250 1000 510 в работе 10760 и 1 секции шин ЗРУ-бкВ ЦПС-2 ГПЭС№5 гпэс "Са1ефШаг G3532" -2060 2060 ремонт

ГПЭС№6 гпэс "Са1ефП1аг G3516" -1250 1000 510 в работе

ГПЭС№7 гпэс "Caterpillar G3516" -1250 1000 510 в работе

ГПЭС№8 гпэс "Caterpillar G3516" -1250 1000 510 в работе

ГПЭС№9 гпэс "Caterpillar G3516" -1250 1000 510 в работе

ГПЭС№10 гпэс "Caterpillar G3 516" -1250 1000 510 в работе

ГПЭС№11 гпэс "Waukesha VHP 9500GSI" 1175 ремонт гпэсшз гпэс "Waukesha"APG-3000 2000 1200 в работе

ГПЭС№12 гпэс "Waukesha VHP 9500GSI" 1175 800 в работе

ДЭС№3 ДЭС "Cummins"-1250 1000 ремонт

ДЭС№8 ДЭС AC-630 AMC-18 630 резерв

ДЭС№26 ДЭС "Cummins"-1000 KTA 50G3 1000 резерв

Силовое оборудование 3;4 секций шин ДЭС№27 ДЭС "Cummins"-1000 KTA 50G3 1000 800 в работе

ДЭС№28 ДЭС "Cummins"-1000 KTA50G3 1000 резерв

ЗРУ-бкВ ЦПС-1 и 2;3;4 секции шин ЗРУ-бкВ ЦПС-2 21030 ГПЭС№4 гпэс "Janbacher JMS 620" -2000 2000 ремонт 7700

ГПЭС№15 гпэс "Waukesha" 18V220GL APG-3000 2000 1700 в работе

ГПЭС№14 гпэс "Waukesha" 18V 220GL APG-3000 2000 ремонт

ГТУ№1 ГТУ CX501-KB7-5.2 5200 ремонт

ГТУ№2 ГТУ CX501-KB7-5.2 5200 5200 в работе проведение анализа надежности энергоснабжения технологического оборудования Верх-Тарского нефтяного месторождения (с учетом обеспечения непрерывности технологических процессов) для всех рассматриваемых (допустимых) режимов работы генераторов и энергосистемы; составление выводов и рекомендаций по рассматриваемым режимам работы генераторов с целью обеспечения непрерывности технологических процессов оборудования Верх-Тарского нефтяного месторождения; ^ проведение анализа статической и динамической устойчивости ЭТС; проведение расчетов и выполнение анализа уставок РЗА для возможных режимов работы генераторов с обеспечением надёжности функционирования электрооборудования Верх-Тарского нефтяного месторождения (непрерывность технологических процессов) в нормальных, ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов с учётом существующей схемы внешнего и внутреннего электроснабжения Верх-Тарского нефтяного месторождения и схем распредустройства генераторного напряжения (ГРУ-6,3 кВ).

Вышеизложенное позволяет сделать вывод об актуальности, практической значимости и необходимости разработки методики расчета нормальных, ремонтных и аварийных режимов работы электротехнических комплексов промышленных предприятий, использующих в своем составе собственную генерацию.

Целью работы является разработка методики расчета системы электроснабжения с собственной генерацией соизмеримой мощности, обеспечение статической и динамической устойчивости электрооборудования ЭТС с собственной генерацией соизмеримой с нагрузкой мощностью для возможных нормальных, ремонтных и аварийных схем питания.

Объектом исследования являются электротехнические комплексы нефтеперерабатывающих предприятий и их функционирование для нормальных, ремонтных схем, в том числе при работе одного трансформатора на ГПП и/или одного генератора собственного источника.

Для достижения цели в работе будут решаться следующие задачи:

1. Разработка методики расчетов устойчивости электротехнического комплекса с собственной генерацией соизмеримой мощности с нагрузкой, которая учитывает изменения параметров двигателей и генераторов при изменении угловой частоты вращения, обеспечивает высокую точность расчетов токов КЗ.

2. Экспериментальные исследования режимов работы нефтеперерабатывающего предприятия при раздельной и параллельной работе генерации (одного/двух генераторов) с энергосистемой.

3. Определение статической и динамической устойчивости генераторов и электродвигателей электротехнического комплекса нефтеперерабатывающего предприятия с собственной генерацией при КЗ в сетях 110 и 6 кВ для возможных схем электроснабжения.

4. Выбор электрооборудования, автоматики и устройств для повышения надежности и экономичности работы потребителей нефтеперерабатывающего предприятия при кратковременных нарушениях качества электроэнергии в питающих сетях.

Научная новизна.

1. Получены уравнения для расчета установившегося режима электротехнических систем при наличии собственной генерации соизмеримой мощности, когда один из генераторов представляется как балансирующий узел, а другие генераторы учитываются своей системой уравнений с учетом изменения параметров генераторов при изменении угловой частоты вращения и режима работы сети, что позволяет точнее рассчитывать характеристики узлов ЭТС в возможных схемах электроснабжения.

2. Для электротехнических комплексов с собственной генерацией разработана методика расчета установившихся и переходных режимов с моделированием генераторов и СД системой из пяти дифференциальных уравнений, а АД - системой из трех дифференциальных уравнений, учитывающая изменения параметров электродвигателей при изменении угловой частоты вращения, что позволяет повысить точность расчетов токов КЗ и обеспечить обоснованный выбор электрооборудования и автоматики.

3. Выполнен расчет статической и динамической устойчивости электротехнического комплекса нефтеперерабатывающего предприятия с собственной генерацией при КЗ в сетях 110 и 6 кВ для возможных схем электроснабжения ОНПЗ, на основании которых запрещена схема и режим, соответствующий параллельной работе секций ЗРУ и ГРУ, т.к. характеризуется почти двукратным увеличением токов КЗ при коротких замыканиях во внутренних сетях 6 кВ.

4. Выполнены промышленные экспериментальные исследования для объектов нефтепереработки при различных режимах работы ЗРУ-6 кВ и ГРУ-6,3 кВ, результаты которых подтверждают достоверность предложенной методики расчета вероятных режимов работы электротехнических систем.

Практическая ценность результатов работы.

Выявлено, что целесообразным нормальным установившимся режимом системы электроснабжения ОНПЗ является режим, соответствующий раздельной работе секций ЗРУ-6 кВ и параллельной работе секций ГРУ-6,3 кВ. Определено, что при автономном электроснабжении от энергоблока мощности генераторов достаточно для обеспечения электрической энергией всех потребителей при существующих нагрузках ОНПЗ.

Результаты работы при адаптации предложенной методики можно применить на предприятиях металлургической, химической, военной и оборонной, медицинской, атомной отраслей, объектах МЧС России, административных зданий и сооружений высокой значимости.

Реализация результатов работы.

Результаты работы использованы на ООО «Лукойл-Энергия и Газ Украина» в целях обеспечения надежной работы насосов, компрессоров и прочих механизмов при проектировании и выборе схем работы ЗРУ-бкВ и ГРУ-6,3 кВ в нормальных, ремонтных и аварийных схемах питающей энергосистемы и энергоблока собственной генерации.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Уравнения для расчета установившихся режимов работы электротехнических систем при наличии собственной генерации с соизмеримой с нагрузкой предприятия мощностью, когда один из генераторов представляется как балансирующий узел.

2. Математические модели и методика расчета статической и динамической устойчивости электротехнического комплекса нефтеперерабатывающего предприятия с собственной генерацией при КЗ в сетях 110 и 6 кВ для возможных схем электроснабжения, разработанные с моделированием генераторов, СД и АД своими системами дифференциальных уравнений.

3. Результаты промышленных экспериментальных исследований для ОНПЗ при различных режимах работы ЗРУ-6 кВ и ГРУ-6,3 кВ в сочетании с произведенными расчетными исследованиям, подтверждающими достоверность предложенной методики расчета нормальных и аварийных режимов работы электротехнической системы предприятия.

4. Полученные зависимости числа ступеней самозапуска от длительности работы автоматики в РУ и ТП напряжением 6 и 0,4 кВ, позволяющие при внешних и внутренних КЗ в питающей сети ОНПЗ обеспечить непрерывную работы электродвигательной нагрузки.

Апробация работы.

Основные положения работы докладывались на: Всероссийском научно-практическом семинаре «Энергоэффективность и энергобезопасность на предприятиях промышленности и жилищно-коммунального хозяйства» (Са-лават, 24-25 марта 2010 г.); «Новые тенденции в организации энергообеспечения и развития энергетического хозяйства металлургических предприятий» (Москва, 22-24 ноября 2011 г.), на научных семинарах кафедры электроснабжения промышленных предприятий МЭИ.

Публикации.

Содержание работы нашло отражение в 4 опубликованных печатных работах, в которых отражены основные результаты и выводы, полученные в диссертационной работе.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа содержит введение, 4 главы, заключение, список литературы из 98 наименований и 9 приложений. Общий объем работы составляет 181 страницу текста компьютерной верстки.

ВЫХОД!

Рисунок 4.4. Схема подключения устройства ДКИН

Цель ДКИН - устранение последствий от искажений и провалов напряжений, а также их регулирование в случае возникновения импульсов напряжения и временных перенапряжений. ДКИН позволяет контролировать и записывать в журнал событий все нарушения и отключения. Защита от искажений напряжения обеспечивается как для симметричных, так и несимметричных изменений напряжения.

Динамические компенсаторы искажений напряжения обеспечивают:

- при провале напряжения глубиной до 30% длительно номинальное напряжение на нагрузке (табл. 4.6 и рис. 4.5);

- при провале напряжения глубиной от 30 до 40% номинальное напряжение на нагрузке удерживается на протяжении 30 секунд (табл. 4.6);

- при провале напряжения глубиной от 40 до 50% номинальное напряжение на нагрузке удерживается на протяжении 10 секунд.

4 0 -30% -40% -50% -Х% к51)п,% А. В. . С. . г 1 4 1 гз J ' к

1 г

Рис. 4.5. Характеристики работы динамического компенсатора искажений напряжения при провалах напряжения разной величины

Итак, для исключения влияния на работу потребителей ОНПЗ с учетом полученной статистики по глубине и длительностям провалов напряжения нами предлагается использовать устройства ДКИН, что: а) обеспечит работу насосов и чувствительных к искажениям напряжения нагрузки при провалах напряжения глубиной до 50%;

Заключение

В диссертационной работе рассмотрены проблемы оценки режимов работы комплексной нагрузки систем электроснабжения нефтепереработки и насосных станций с собственной генерацией при потере питания и при КЗ в различных точках питающей сети с целью сохранения динамической устойчивости генераторов энергоблока и двигательной нагрузки. Проведенные в работе теоретические и экспериментальные исследования позволяют сделать следующие основные выводы:

1. Получены уравнения для расчета установившегося режима электротехнических систем при наличии собственной генерации соизмеримой мощности, когда один из генераторов представляется как балансирующий узел, а другие генераторы учитываются своей системой уравнений с учетом изменения параметров генераторов при изменении угловой частоты вращения и режима работы сети, что позволяет точнее рассчитывать характеристики узлов ЭТС в возможных схемах электроснабжения.

2. 2. Для электротехнических комплексов с собственной генерацией разработана методика расчета установившихся и переходных режимов с моделированием генераторов и СД системой из пяти дифференциальных уравнений, а АД - системой из трех дифференциальных уравнений, учитывающая изменения параметров электродвигателей при изменении угловой частоты вращения, что позволяет повысить точность расчетов токов КЗ и обеспечить обоснованный выбор электрооборудования и автоматики.

3. Выявлено, что целесообразным нормальным установившимся режимом системы электроснабжения ОНПЗ является режим при раздельной работе секций ЗРУ-6 кВ и параллельной работе секций ГРУ-6,3 кВ, при котором после присоединения энергоблока произойдет минимальное увеличение токов КЗ в системе внутризаводского электроснабжения. Секции ЗРУ-6 кВ являются относительно независимыми по отношению к КЗ в сетях 6 кВ и при этом осуществляется практически полное внутреннее обеспечение электрической энергией потребителей предприятия.

4. При автономном электроснабжении от генераторов КГУ (схема 04) мощности генераторов достаточно для обеспечения электрической энергией всех потребителей ОНПЗ для существующих нагрузок. Параметры режима (напряжения на секциях РУ и загрузка элементов СПЭ) находятся в допустимых пределах. Однако рекомендовать этот режим как постоянный недопустимо, поскольку уменьшается надежность электроснабжения вследствие отключения второго источника - электрической системы.

5. Согласно предложенной методике и расчетов токов КЗ в сетях 110 и 6 кВ системы электроснабжения ОНПЗ определено, что следует повысить отключающую способность выключателей (РТП-16, ТП-7(6), ТП-8(9), РТП-1, ТП-20(10), Синтез-Ойл, и особенно вводного на секцию 2 ЗРУ-6) до 25 кА, а не 31,5 кА как предложено в проекте.

6. Расчетами установлено, что динамическая устойчивость генераторов энергоблоков при авариях в сетях 110 кВ, ликвидируемых основными защитами, обеспечивается без применения средств противоаварийной автоматики при КЗ для всех расчётных режимов, т.к. максимальное значение угла ЭДС к концу КЗ не превышает б1^0.

7. Для схемы автономного электроснабжения ОНПЗ от двух синхронных генераторов энергоблока (схема 04) прямой пуск АД газового компрессора мощностью 3МВт хотя и успешен, но время пуска увеличивается до tn=8,7 с, а напряжение на секциях РУ, ТП снижается до величины U=0,63 o.e. В течение почти восьми с половиной секунд с момента начала пуска двигателя напряжения секций ряда РУ, ТП меньше 0,8Uhom, что вызовет отключения вспомогательных приводов АД напряжением 380В, приведет к отпаданию пускателей, контакторов, а также возможным сбоям систем управления.

8. Для схемы автономного электроснабжения ОНПЗ от одного синхронного генератора энергоблока (схема 04) прямой пуск АД газового компрессора мощностью 3МВт не возможен ввиду недостаточности мощности генератора энергоблока, значительной посадки напряжений на шинах РУ, ТП.

1. Аббасов М. А., Буяновский JI. А., Рутштейн С. М. Электроснабжение и электрооборудование нефтеперерабатывающих заводов. Госиздат. - Баку. - 1959.

2. Абрамович Б.Н. Электроснабжение нефтегазовых предприятий: Учебное пособие /Б.Н.Абрамович, Ю.А.Сычев, Д.А.Устинов. Санкт-Петербургский государственный горный институт. СПб, 2008. 81с.

3. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость. — М.: Энергия, 1980. 568 с.

4. Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и телемеханика в системах электроснабжения. Изд. второе. М.: Высшая школа, 1985. - 391 с.

5. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М.: Высшая школа, 2007. - 639 с.

6. Барзам А.Б. Допустимое время отключения коротких замыканий в системах электроснабжения предприятий с непрерывной технологией. //Промышленная энергетика, 1977, № 4. С.31-33.

7. Басс Э.И., Дорогунцев В.Г. Релейная защита электроэнергетических систем. М.: Издательство МЭИ, 2006. - 296 с.

8. Беляев A.B. Противоаварийное управление в узлах нагрузки с синхронными электродвигателями большой мощности: Учебное пособие. ПЭ-Ипк. Санкт-Петербург, 2001. - 80 с.

9. Беляев A.B. Защита, автоматика и управление на электростанциях малой энергетики (Часть 1).М.: НТФ «Энергопрогресс», 2010. 84 с.

10. Беляев A.B. Защита, автоматика и управление на электростанциях малой энергетики (Часть 2).М.: НТФ «Энергопрогресс», 2010. 84 с.

11. Беляев А. В., Шмурьев В. Я., Эдлин М. А. Проблемы параллельной работы ЭСН КС с энергосистемой // Газовая промышленность. 2004. № 7.

12. Блантер С.Г., Суд И.И. Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1980. - 478 с.

13. Беркович М.А., Гладышев В.А., Семенов В.А. Автоматика энергосистем. М.: Энергатомиздат, 1991.- 240 с.

14. Быстрицкий Г.Ф. Энергосиловое оборудование промышленных предприятий: Учеб.пособие для студ. высш. учеб. заведений. 4-е изд., стер. - М.: Издательский центр "Академия", 2008. - 304 с.

15. Важнов А.И. Переходные процессы в машинах переменного тока. Л.: Энергия, 1983.-468 с.

16. Веников В.А., Строев В.А. Электрические системы и электрические сети. -М.: Высшая школа, 1998. 512 с.

17. Волкова H.H., Гусев Ю.П., Козинова М.А. и др. Методы расчета токов короткого замыкания. /Под ред. И.П. Крючкова. М.: Изд-во МЭИ, 2000. - 59 с.

18. Выбор режимов работы генераторов энергоблока когенерационной установки по комбинированному производству тепловой и электрической энергии с утилизацией атмосферного остаткависбрекинга // Отчет ООО «Сенко» №СЭ-ЧЕ-38-П3. Том 1 - 2009 г. 93 с.

19. Галицин A.A., Задернюк А.Ф. Опережающее АВР на подстанциях магистральных нефтепроводов // Промышленная энергетика. 1986. № 8. - С. 33-36.

20. Гамазин С.И., Пупин В.М., Хомутов А.П., Долмацин М.И. Переходные процессы в системах промышленного электроснабжения с электромеханической нагрузкой // Промышленная энергетика. 1988. - №5. - С. 32-37.

21. Гамазин С.И., Ставцев В.А. Цырук С.А. Переходные процессы в системах промышленного электроснабжения, обусловленные электродвигательной нагрузкой. М.: Издательство МЭИ, 1997. - 424 с.

22. Гамазин С.И., Пупин В.М., Марков Ю.В. Обеспечения надежности электроснабжения и качества электроэнергии // Промышленная энергетика. -2006.-№ 11.-С. 52-57.

23. Гладков М.И., Парфенов А.И. Электрооборудование нефтеперерабатывающих заводов. М.- 1976.

24. Глазков А. Н. Электрооборудование насосных, компрессорных станций и нефтебаз. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Недра, 1980,- 245 с.

25. Головацкий В.Г., Пономарев И.В. Современные средства релейной защиты и автоматики электросетей. Киев: Энергомашвин, 2004. - 640 с.

26. Голоднов Ю.М. Самозапуск электродвигателей. М.: Энергоатомиз-дат, 1985,- 136 с.

27. ГОСТ 53735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. -М.: Стандартинформ, 2007. 35 с.

28. ГОСТ 29328—92. Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия. — М.: Изд-во стандартов, 1992.

29. ГОСТ Р 53333-2008. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Контроль качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения М.: Стандартинформ, 2009. -28 с.

30. ГОСТ 13109-97 "Электрическая энергия. Совместимость технических-средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". -М.: Издательство стандартов, 1998.

31. Гульков Ю. В. Повышение качества электроэнергии в узлах нагрузки электрических сетей нефтеперерабатывающих предприятий Дис. канд. техн. наук. Санкт-Петербург. Санкт-Петербургский гос. горный ин-т(ТУ), 2005.-20 с.

32. Гуревич Ю.Е., Либова JI.E., Окин A.A. Расчеты устойчивости и проти-воаварийной автоматики в энергосистемах. М.: Энергоиздат, 1990. - 390 с.

33. Гуревич Ю.Е., Кабиков К.В. Особенности электроснабжения, ориентированного на бесперебойную работу промышленного потребителя. М.: ЭЛЕКС-КМ, 2005. 408 с.

34. Ершов М.С., Егоров A.B., Трифонов A.A. Устойчивость промышленных электротехнических систем. М.: ООО «Издательский Дом Недра». -2010. - 319 с.

35. Жуков В.В. Выбор электрических схем, аппаратов и проводников распределительных устройств электростанций и подстанций. М.: Моск. энерг. ин-т, 1989.-60 с.

36. Корогодский В.И., Кужеков С.П., Паперно Л.Б. и др. Релейная защита электродвигателей напряжением выше 1000 В. М.: Энергоатомиздат, 1987.-247 с.

37. Капустин В. М., Кукес С. Г., Бертолусини Р. Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия. - 1995. - 150 с.

38. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. М.: Интермет Инжиниринг, 2005. - 672 с.

39. Левченко М.Т., Хомяков М.Н. Автоматическое включение резерва.-М.: Энергия, 1971.-80 с.

40. Лисицын Н.В., Батраков С.Ю. Основы проектирования нефтеперерабатывающих предприятий: Учебное пособие СПб.: СПБГТИ (ТУ), 2006. - 155 с.

41. Методические указания по устойчивости энергосистем СО № 15334.20.576-2003 от 30.06.2003- М.: Изд-во Департамента науки и техники РАО "ЕЭС России", 2003. 6 с.

42. Милашкина О.В. Повышение качества электроэнергии, вырабатываемой автономными дизель-генераторными установками.Автореф. дис. на соиск. уч. степ.канд. техн. наук. Чуваш.гос. техн. ун-т, Чебоксары, 2010. 20 с.

43. Нагай В.И. Повышение технического совершенства релейной защиты распределительных сетей 6-110 кВ электроэнергетических систем. Автореф. дис. на соиск. уч. степ.докт. техн. наук. Юж.-Рос. гос. техн. ун-т, Новочеркасск, 2002. 35 с.

44. Небрат И.Л. Расчет токов короткого замыкания для релейной защиты: Учебное пособие. ПЭИпк. Санкт-Петербург, 2001. - 52 с.

45. Носов К.Б., Дворак Н.М. Способы и средства обеспечения самозапуска электродвигателей. -М.: Энергоатомиздат, 1993. 226 с.

46. Непомнящий В. А.Экономические потери от нарушения электроснабжения. Изд. дом МЭИ, 2010 г. - 188 с.

47. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. - 504 с.

48. Огета, Морис Осумба. Оценка ущербов от нарушения электроснабжения потребителей и принципы их учета при оптимизации его надежности: Диссертация . канд.экон. наук, Санкт-Петербург, 1999. 115 с.

49. Онищенко Г.Б., Юньков М.Г. Электропривод турбомеханизмов. М.: Энергия, 1972.-240 с.

50. Правила устройства электроустановок (седьмое издание). М.: Издательство: Сибирское университетское издательство,, 2007 г. - 512 с.

51. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2011. - 264 с.

52. Прокопчик B.B. Повышение качества электроснабжения и эффективности работы электрооборудования предприятий с непрерывными технологическими процессами. Гомель: ГГТУ им. П.О. Сухого, 2002. - 283 с.

53. Прокопчик В.В., Курганов В.В., Джарджиманов A.C. Управление самозапуском и режимами работы электродвигателей насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 55с.

54. Пупин В.М., Куфтин Д.С., Сафонов Д.О. Анализ провалов напряжения в питающих сетях предприятий и способы защиты электрооборудования // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт, 2011, № 4. С. 35-41.

55. Пупин В.М., Куфтин Д.С., Сафонов Д.О., Жуков В.А. Новые технологии защиты электрооборудования от кратковременных нарушений электроснабжения в питающих сетях // Энергетик, 2011, № 12. С. 16-21.

56. Пупин В.М., Закутнов В.А., Куфтин Д.С. Проектирование и расчет систем электроснабжения при наличии собственной генерации //Электрооборудование: эксплуатация и ремонт, 2012, № 1. С. 32-39.

57. Пупин В.М., Куфтин Д.С., Фролов A.B., Свиридов Ю.П. Расчет условий возникновения гидравлических ударов в системах водоснабжения и канализации // Электрика, 2011, № 1. С. 21-26.

58. Пухальский A.A., Фролов В.П., Воробьев В.В. Эксплуатация энергомеханического оборудования в нефтедобыче. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005.-335 с.

59. Ротанова Ю.Н. Повышение устойчивости системы электроснабжения промышленного предприятия с собственными электростанциями при коротких замыканиях //Дисс. канд. техн. наук, Магнитогорск, 2008. 174 с.

60. Слизский Э.П., Шкута А.Ф., Бруев И.В. Самозапуск электроприводных компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Недра, 1991. - 187 с.

61. Слодарж М.Н. Режимы работы, релейная защита и автоматика синхронных электродвигателей. М.: Энергия, 1977. - 216 с.

62. СО 34.35.302-2006 Инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций. ФГУП НТЦ ИНФОРМРЕГИСТР за № 0320301011, выд. св-во per. №3500 от 19.10.2003 - 114 с.

63. РД 34.35.310-97 Общиетехнические требования к микропроцессорнымуст-ройствам защиты и автоматики энергосистем М.: СПО ОРГРЭС, 2003. 19 с.

64. РД 34.35.113 Руководящие указания по противоаварийной автоматике-энергосистем -М.: СПО ОРГРЭС, 1987. 13 с.

65. Справочник нефтепереработчика: Справочник/Под ред. Г. А. Ластов-кина, Е. Д. Радченко и М. Г. Рудина. JL: Химия, 1986. — 648 с.

66. Справочник по энергоснабжению и электрооборудованию промышленных предприятий и общественных зданий /под общ.ред. С.И. Гамазина, Б.И. Кудрина, С.А. Цырука. М.: Изд. дом МЭИ, 2010. 745 с.

67. Сушков В.В., Пухальский A.A., Фрайштетер В.П. Оценка устойчивости технологических систем добычи нефти при нарушениях электроснабжения //Промышленная энергетика. 2002. - № 6. - С. 44-49.

68. Сыромятников И.А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей /Под ред. Л.Г. Мамиконянца, 4-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1984. - 240 с.

69. Фарамазов С.А. Ремонт и монтаж оборудования химических и нефтеперерабатывающих заводов. М.: Химия. - 1988. - 304 с.

70. Фишман В.В. Построение систем РЗиА при наличии собственных источников электроэнергии у потребителей //Новости электротехники. 2002. - № 6(18).

71. Фишман В.В. Провалы напряжения в сетях промпредприятий. Причины и влияние на электрооборудование // Новости электротехники. 2004. - № 5(29).

72. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. Учебноепособиедлявузов. М.: Изд. Дом МЭИ, 2009. 580 с.

73. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1998. - 800 с.

74. Электрические и электронные аппараты /Под ред. Ю.К.Розанова. М.: Информэлектро, 2001. - 420 с.

75. ANSI/IEEE Std 1547-2003 IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems.

76. Brown R.E., Hanson A.P., Willis H.L. Assessing the reliability of distribution networks. IEEE Computer Applications in Power Magazine. V. 14, №1, 2001. - PP. 44-49.

77. Kersting, W. Distribution System Modeling and Analysis, Boca Raton: CRC Press, 2002.

78. Kroposki, В.; Vaughn, A. DG Power Quality, Protection, and Reliability Case Studies Report, NREL/SR-560-34635. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory. General Electric Corporate R&D, 2003.

79. Ropp, M.; Gonzalez, S. "Development of a MATLAB/Simulink Model of a Single-Phase Grid-Connected Photovoltaic Inverter." Submitted to IEEE Transactions on Energy Conversion, under review.

80. Short, T.A. Electric Power Distribution Handbook. Boca Raton: CRC Press, 2004.

81. Watson, N.; Arrillaga, J. Power Systems Electromagnetic Transients Simulation. Institution of Electrical Engineers, 2002.