автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Режимы работы и совершенствование средств релейной защиты систем автономного электроснабжения объектов газовой промышленности

СЮ34БЗ ГЬ»

На правах рукописи

Филнн Леонид Леонидович

РЕЖИМЫ РАБОТЫ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СРЕДСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ СИСТЕМ АВТОНОМНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Специальность 05.09.03 - Электротехнические комплексы и системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2МАР 2009

Москва - 2009

003463759

Работа выполнена в Специализированном Управлении «Леноргэнергогаз» -филиале ДОАО «Оргэнергогаз»

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Беляев Анатолий Владимирович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Белоусенко Игорь Владимирович

- кандидат технических наук

Трифонов Александр Александрович

Ведущая организация - ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»

Защита диссертации состоится «о? 2009 года в /6 часов

.30минут на заседании диссертационного совета Д212.200.14 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, д. 65, ауд. .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан <Л$г> 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного<

д.т.н., профессор У J ^ A.B. Егоров

диссертационного совета / ~f - t

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Нефтяная и газовая промышленность России бурно развивается. Мировая экономика требует все больше энергии. Растет спрос на все виды энергоносителей и особенно на газ.

В России создана единая газотранспортная система, содержащая большое количество протяженных магистральных газопроводов, транспортирующих газ из труднодоступных районов Крайнего Севера и Западной Сибири к потребителю. Увеличиваются объемы перекачиваемого газа, протяженности магистральных газопроводов, растет количество компрессорных станций (КС), дожимных компрессорных станций (ДКС), газораспределительных станций (ГРС), подземных хранилищ газа (ПХГ).

В планах ОАО «Газпром» предусматривается увеличение уровня добычи газа к 2010 г. до 550-560 млрд. куб. м, к 2020 г. до 580-590 млрд. куб. м газа, а к 2030 г. до 610-630 млрд. куб. м. Энергетическая стратегия Российской Федерации до 2020 г. предусматривает развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Якутии, приоритетное направление отдается освоению месторождений полуострова Ямал, одновременно делается акцент на освоение месторождений для снабжения газом Дальнего Востока и экспорта газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Помимо газоснабжения потребителей внутри страны, Российский газ обеспечивает более четверти потребности европейских потребителей в природном газе. С этим связано строительство таких крупных газопроводов как «Ямал-Европа», «Голубой поток», а также Северо-Европейский газопровод, который является крупнейшим международным газотранспортным проектом.

В этих условиях все более актуальное значение приобретает обеспечение надежной работы объектов добычи, хранения и транспорта газа. Например, на компрессорных станциях каждая вынужденная остановка газоперекачивающих агрегатов (ГПА) приводит к нарушениям технологического процесса по перекачке газа, потерям газа при остановке и пуске ГПА, сокращению срока службы и периода между ремонтами оборудования, возможному недоотпуску газа потребителям как внутри страны, так и за ее пределами.

Для обеспечения надежной работы газотранспортных систем особое значение имеет бесперебойное электроснабжение КС, ПХГ и промыслов.

В центральных районах КС и ПХГ обычно получали питание от энергосистемы, которая обеспечивала высокую надежность электроснабжения. Однако в настоящее время ситуация изменилась. Надежность электроснабжения от энергосистемы снижается. Подтверждением этому является кризис мая 2005 г. в Мосэнерго. Кроме того, в предъявляемых технических условиях на подключение к энергосистеме на потребителя возлагается неоправданно большая финансовая нагрузка. В связи с этим ОАО «Газпром» приняло решение о строительстве электростанций собственных нужд (ЭСН) даже в ранее благополучных районах для обеспечения электроснабжения собственных технологических объектов.

ЭСН являются основным источником электроснабжения в районах Крайнего Севера, где связь с энергосистемой отсутствует или является ненадежной. В этих условиях бесперебойная работа ЭСН имеет особо важное значение. Длительное исчезновение электроснабжения создает в условиях низких температур экстремальные ситуации, связанные не только с нарушением технологического процесса, но и с опасностью для жизни людей, что иногда приводит к необходимости эвакуации целых поселков обслуживающего персонала, поскольку электростанции используются для электроснабжения не только технологических объектов, но и жилых поселков обслуживающего объекты персонала.

Опыт эксплуатации ЭСН показал, что существуют проблемы, связанные не только с недостаточным качеством поставляемого первичного оборудования, но и с нехваткой научной базы, с несовершенством конкретных проектных решений, особенно в области релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА), режимного управления. Такое положение вполне объяснимо, поскольку малая энергетика в России не имеет такого опыта, как большая, и только начинает развиваться.

Данная работа посвящена анализу режимов работы ЭСН, средств релейной защиты и разработке рекомендаций, способствующих повышению надежности работы электростанций, что является актуальной исследовательской и технической задачей.

Целью работы является повышение надежности электротехнических комплексов объектов газовой промышленности на основе совершенствования режимов работы и средств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения с автономными источниками питания (электростанциями собственных нужд).

Для достижения поставленной цели было необходимо решить сформулированные ниже задачи.

1. Выполнить анализ схем электроснабжения технологических объектов с ЭСН, наиболее часто применяемых в настоящее время.

2. Выполнить анализ режимов работы ЭСН.

3. Исследовать проблемы, возникающие при параллельной работе генераторов ЭСН с энергосистемой.

4. Выполнить анализ защит ЭСН и линий связи ЭСН с энергосистемой с целью выбора или разработки оптимальных средств защиты, обеспечивающих сохранение динамической устойчивости после отключения повреждений.

5. На основе проведенного анализа разработать рекомендации, способствующие повышению надежности систем автономного электроснабжения.

Объекты и методы исследования. Объектами исследования явились системы автономного электроснабжения предприятий ОАО «Газпром». В работе использовались положения теории электрических цепей, методы расчета рабочих и аварийных режимов электрических сетей, методы и программные средства математического моделирования установившихся режимов и переходных электромеханических процессов электротехнических систем.

Научная новизна результатов исследований.

1. Разработан комплекс рекомендаций для проектирования систем электроснабжения с автономными источниками питания по схемным решениям, режимам работы, выбору оборудования, защит и автоматики.

2. Предложена методика оценки допустимой области режимов работы ЭСН по активной и реактивной мощности при параллельной работе с энергосистемой с применением различного станционного силового оборудования, доказана техническая эффективность применения асинхронизированных генераторов.

3. Обоснована необходимость оптимального сочетания первичного и вторичного регулирования частоты и мощности при параллельной работе с энергосистемой электростанций малой мощности, предложен закон регулирования.

4. Установлены требования и разработаны принципы действия новой релейной защиты линий 6(10) кВ, связывающих ЭСН с энергосистемой, отличающейся быстродействием и абсолютной селективностью и обеспечивающей повышение надежности и устойчивости работы ЭСН.

5. Предложены методы оценки зон действия быстродействующих защит и противоаварийной автоматики для систем автономного электроснабжения.

Основные научные положения, выносимые на защиту.

1. Разработанный комплекс рекомендаций по повышению надежности и устойчивости работы систем автономного электроснабжения.

2. Методика оценки допустимой области режимов работы ЭСН по активной и реактивной мощности при параллельной работе с энергосистемой с применением различного станционного силового оборудования.

3. Рекомендации по регулированию обменной мощности при параллельной работе ЭСН с энергосистемой.

4. Принципы действия быстродействующей логической защиты линии (ЛЗЛ) и приемопередатчика, созданного специально для этой защиты.

5. Методы оценки зон действия быстродействующих защит и противоаварийной автоматики.

Практическая ценность работы н ее реализация. Результаты исследований доведены до инженерных методик оценки допустимой области режимов работы и оценки зоны действия наиболее ответственных релейных защит систем автономного электроснабжения. Установленные требования и разработанные принципы реализованы в созданной логической защите линий и в приемопередатчике дискретных команд, доведенных до промышленного выпуска. Разработана инженерная методика выбора уставок ЛЗЛ.

Указанные инженерные методики и устройства релейной защиты и автоматики внедрены в автономных системах электроснабжения на объектах ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Кубань», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Белтрансгаз», ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз».

Апробация работы. Положения диссертационной работы докладывались на научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Обеспечение надежности работы энергетического оборудования» (Нижний Новгород, октябрь-ноябрь 2006 г.). Отдельные результаты докладывались на научно-техническом совете ДОАО «Оргэнергогаз», научно-технических совещаниях

СУ «Леноргэнергогаз», ЗАО «Шнейдер Электрик», на научном семинаре кафедры теоретической электротехники и электрификации нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, в том числе три в реферируемых журналах ВАКа и одна в материалах научно-технического совета ОАО «Газпром».

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы из 80 наименований, перечня допустимых сокращений и приложения. Общий объем работы составляет 168 стр., в том числе 45 рисунков, 12 таблиц и приложения.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертации, сформулированы цели, задачи и методы исследований, научная и практическая ценность работы, а также раскрыта содержательная сторона работы.

В первой главе выполнен общий анализ проблем, возникающих в настоящее время при эксплуатации электростанций собственных нужд, который показал, что необходимый уровень надежности функционирования электростанций и прилегающих электрических сетей еще не достигнут. Об этом свидетельствует опыт эксплуатации ЭСН на КС «Береговая», «Ставропольская», «Краснодарская», ПХГ «Невское» и ряда других.

Анализ показал, что основная причина этого заключается в том, что отраслевые проектные институты, заводы-изготовители энергоблоков и поставщики систем управления не имеют необходимой научной и методической базы и опыта в проектировании и в изготовлении электростанций малой мощности, поскольку это направление развития энергетики для России является относительно новым.

Поэтому в данной главе конкретизированы задачи научного исследования, которые могут помочь в создании необходимой научной и методической базы.

Во второй главе выполнены исследования, в которых рассматривались схемные решения, режимные вопросы, релейная защита и автоматика электростанций собственных нужд. Выявлено, что при проектировании необходим комплексный подход, обеспечивающий единство процессов построения схем ЭСН, выбора оборудования, защит и противоаварийной автоматики, проработки режимных вопросов, выбора принципов автоматического регулирования частоты и мощности. Разработаны рекомендации по построению схем, выбору оборудования, защит, противоаварийной автоматики и автоматики режимного управления.

Анализ схем электроснабжения, режимов работы и релейной защиты объектов, имеющих одновременно ЭСН, центральный распределительный пункт (ЦРП) для питания нагрузки и линии связи с энергосистемой, показал, что возможно два варианта выполнения схемы: 1. ЭСН с вводами от энергосистемы, при этом ЦРП питается от ЭСН; 2. ЦРП с вводами от энергосистемы, при этом ЭСН подключается к фидерам ЦРП. Было выявлено, что второй вариант обладает рядом недостатков, а именно:

• существенно усложняется реализация режима параллельной работы с энергосистемой (необходимо контролировать мощности и напряжения на вводах ЦРП от энергосистемы, а при синхронизации или при поддержании заданного перетока мощности через ввод воздействовать на регуляторы частоты вращения и возбуждения ЭСН, расстояние до которой может достигать 5 км и более);

• невозможно выполнить защиту всего объекта с помощью характерных для сетей 6(10) кВ устройств РЗА;

• существенно усложняется комплекс РЗА и управления ЦРП (применение дифзашиты шин (ДЗШ), направленных защит, АВР с контролем встречного напряжения, АПВ линии связи с ЭСН с контролем отсутствия встречного напряжения, дистанционной синхронизации);

• необходима установка на ЦРП дополнительных устройств (трансформаторы тока для ДЗШ, трансформаторы напряжения на вводах для синхронизации и линиях связи для направленных защит и АПВ, и т.д.). Очевидно, что защита, противоаварийная автоматика и управление ЦРП

становятся сложнее, чем на самой электростанции. Поэтому для подобных объектов рациональнее использовать первый вариант - располагать вводы от энергосистемы и генераторы ЭСН в одном узле, от которого будет получать питание ЦРП.

Особое внимание было уделено исследованию режимов параллельной работы генераторов ЭСН и энергосистемы, перетоков активной и реактивной мощности, уровней напряжения. Выявлено, что на ЭСН с протяженными линиями связи с энергосистемой не удается выдать мощность в энергосистему, так как процесс выдачи сопровождается недопустимым для генераторов и потребителей увеличением напряжения на шинах ЭСН (в ряде случаев может превышать 120%-и„).

Понизить напряжение с помощью перевода генераторов в режим недовозбуждения не удается, так как генераторы должны будут потреблять недопустимо большую реактивную мощность, что приведет к недопустимому перегреву конструктивных элементов торцевой зоны статора, аварийным отключениям, потере устойчивости. Возможны ситуации, когда для поддержания допустимого напряжения на шинах ЭСН потребление генераторами реактивной мощности должно более чем в два раза превысить выдачу активной мощности.

Предложены два варианта решения данной проблемы: 1. Для обеспечения необходимых перетоков мощности, уровней напряжения и предотвращения работы генераторов ЭСН в емкостном квадранте

применить регулировочные трансформаторы с устройствами РПН, изменением положения которых можно поддерживать постоянный уровень напряжения на шинах ЭСН в любом режиме передачи мощности;

2. Вместо регулировочных трансформаторов с устройствами РПН применять асинхронизированные генераторы, которые могут работать в режимах глубокого потребления реактивной мощности, обладают большей по сравнению с синхронными генераторами устойчивостью к аварийным возмущениям в системе.

Проведенный анализ показал, что на этапе проектирования необходимо выполнять расчеты режимов работы ЭСН, хотя ранее считалось, что ими можно пренебречь из-за малой мощности генераторов.

Предложен метод графоаналитической оценки допустимых режимов ЭСН без применения разделительных трансформаторов с РПН или асинхронизированных генераторов и при их применении.

Использование этого метода дает наглядную область режимов работы ЭСН и не требует индивидуального просчета каждого режима работы.

Суть метода заключается в том, что по выражениям (1) и (2) в комплексной плоскости строят номограммы напряжений на сборных шинах ЭСН при передаче мощности от ЭСН к энергосистеме

и =у1(и,. + &и)г + би2 ; (1)

и при приеме мощности от энергосистемы

U =J{Ur- Д и )2+ SU1, (2)

где U - напряжение на сборных шинах ЭСН (для схем с регулировочным трансформатором U - напряжение за регулировочным трансформатором со стороны линии связи), кВ; Uc - напряжение на сборных шинах энергосистемы,

Р'А + О'Х Р' X — С)' R кВ; Аи= у — продольная и 5U = ^--поперечная составляющие

падения напряжения в линии, кВ; R, X - активное и индуктивное сопротивление линии связи, Ом; Р, Q - активная и реактивная мощности в линии связи, МВт, МВАр.

Пример номограммы допустимых режимов передачи мощности от ЭСН (три энергоблока по 1,36 МВт) в энергосистему через линию связи АС-95 длиной 10 км без регулировочных трансформаторов и с регулировочными трансформаторами мощностью 2,5 MB А представлен на рис. 1.

Для оценки того, в каком положении должен находиться РПН регулировочного трансформатора для выполнения заданных режимов работы предлагается дополнительно использовать выражение (3).

{и:„, ) ди

где N - положение РПН; UT - напряжение в начале линии связи (определяется по (1) и (2)), кВ; Uэсн - напряжение, которое должно поддерживаться на шинах ЭСН, кВ; AU- шаг РПН, %.

По выражениям (1), (2) и (3) могут быть получены номограммы положений РПН трансформатора, которые позволят оперативному персоналу без расчетов определить, в каком положении должен находиться РПН для выполнения заданного режима. Пример номограммы представлен на рис. 2.

Применение предлагаемого метода оценки допустимых режимов работы ЭСН с различным станционным силовым оборудованием позволяет:

1. Оценить на стадии проектирования и при эксплуатации область допустимых режимов работы ЭСН с различным станционным силовым оборудованием;

2. Не выполнять индивидуального просчета каждого режима работы;

3. Определить необходимое для выполнения заданного режима положение РПН регулировочного трансформатора.

\ //\ Область возможных режимов ЭСН без регулировочного трансформатора

[777] Область возможных режимов ЭСН с регулировочным трансформатором Mill при напряжении на генераторных шинах 10 кВ

Область возможных режимов ЭСН с регулировочным трансформатором при напряжении на генераторных шинах 10,5 кВ

Рис. 1. Номограмма допустимых режимов ЭСН при передаче мощности в энергосистему

к

Положение РПН трансформатора /

\ \\ Х\

¿X чХ N 4 Р, МВт

Рис. 2. Номограмма положений РПН трансформатора при передаче мощности от ЭСН к энергосистеме и напряжении на генераторных шипах 10,5 кВ

Выполнен анализ автоматики режимного управления, применяемой на импортных электростанциях малой мощности. При автономной работе электростанции первичные регуляторы частоты вращения энергоблоков настроены на астатическую характеристику, а распределение активной мощности между агрегатами выполняется принудительно с помощью параллельных связей между регуляторами частоты вращения. При параллельной работе с энергосистемой первичные регуляторы частоты вращения выводятся из действия, а автоматика режимного управления, являясь по сути вторичным регулированием, поддерживает величину заданной обменной мощности, воздействуя на подачу топлива в агрегаты. Казалось бы, что такой принцип подходит для малой энергетики, так как при параллельной работе с энергосистемой таких электростанций частоту поддерживает энергосистема. Однако оказалось, что подобный способ регулирования может привести к потере устойчивости при близких коротких замыканиях, отключаемых даже быстродействующими защитами.

С помощью программного комплекса MUSTANG были смоделированы режимы параллельной работы с энергосистемой электростанции с таким регулированием и с обычно применяемым в России вторичным регулированием обменной мощности с введенным первичным регулятором частоты вращения, исследована устойчивость генераторов при двухфазных и трехфазных коротких замыканиях (КЗ) в разных точках, которые отключались как быстродействующими защитами (время отключения 0,15 с), так и защитами с выдержкой времени (время отключения 0,5 с). На рис. 3 представлены диаграммы изменения угла ротора <5, скольжения s, мощности Рг и напряжения Ur генераторов с разными системами регулирования при близком трехфазном КЗ, которое отключалось быстродействующими защитами.

а)

Рис. 3. Диаграммы изменения параметров генераторов с введенным вторичным регулированием обменной мощности и близком трехфазном КЗ (время отключения 0,15 с): а - с выведенным, б - с введенным первичным регулятором частоты вращения

Исследование показало, что:

1. Даже при быстром отключении близкого трехфазного КЗ электростанция только с вторичным регулированием по обменной мощности после отключения КЗ теряет устойчивость и выпадает из синхронизма;

2. При введенном первичном регуляторе частоты вращения и вторичном регулировании обменной мощности электростанция остается в синхронизме с энергосистемой, хотя и совершает один асинхронный проворот;

3. При параллельной работе с энергосистемой автоматика режимного управления (вторичное регулирование) должна регулировать обменную мощность по закону ЛРо6м = 0 с введенным первичным регулятором частоты вращения, настроенным статически по закону Af + б-ДР = 0, где ДРоб„ -изменение обменной мощности, Дf - изменение частоты, в - коэффициент статизма, ЛР - изменение мощности генератора. При этом первичные регуляторы частоты вращения должны иметь зону нечувствительности не менее 0,1 Гц, что позволит электростанции не участвовать в системном регулировании частоты при ее усредненных отклонениях.

Исследованы оптимальные соотношения мощностей генераторов и трансформаторов 6(10)/0,4 кВ с точки зрения устойчивости параллельной работы генераторов и селективности действия защит. Рассмотрен типовой ряд генераторов и трансформаторов, выявлено, что в общем случае единичная мощность трансформаторов 6(10)/0,4 кВ, подключаемых к сборным шинам 6(10) кВ электростанции, не должна превышать 50-60 % единичной мощности генераторов. Если это условие не соблюдается, то в минимальном режиме придется вводить в работу два или более энергоблока, хотя по их загрузке этого может не требоваться.

Проанализированы два способа заземления нейтрали ЭСН - низкоомное и высокоомное. Выявлено, что высокоомное заземление нейтрали обладает рядом недостатков:

1. Согласно данным ОРГРЭС применение высокоомного резистора неэффективно в 80 - 95% случаев для разных сетей;

2. При подключении новых сетей требуется менять резистор и проверять достаточность мощности трансформатора заземления нейтрали (ТЗН);

3. Большие потери энергии в режиме отыскания присоединения с однофазным замыканием на землю (ОЗЗ) или работы с 033, соответственно резистор имеет большие габариты, вентиляцию и требует соответствующего места для установки и обслуживания;

4. В течение работы с 033 напряжения двух здоровых фаз относительно земли повышаются до линейного, как и в сети с изолированной нейтралью;

5. Сохраняется опасность приближения к месту ОЗЗ для людей и животных.

Поэтому на всех электростанциях со сборными шинами генераторного напряжения рекомендуется применение низкоомного заземления нейтрали с помощью трансформаторов заземления нейтрали, которое позволит не только снизить перенапряжения при однофазных замыканиях на землю, но и выполнить на всех присоединениях ЭСН защиту от ОЗЗ, действующую на

отключение, защитить до 90% обмотки генераторов при 033. Режимы заземления нейтрали ЭСН и подстанции энергосистемы должны согласовываться между собой во всех случаях, кроме схем с регулировочными трансформаторами.

Выявлено, что на ЭСН с низкоомным резистивным заземлением нейтрали параллельная работа ТЗН разных секций ЭСН, ТЗН ЭСН и подстанции энергосистемы сопровождается чрезмерными токами однофазного замыкания на землю, которые могут вызвать большие разрушения при 033 в статорах генераторов. Для предотвращения этого режима должна предусматриваться специальная автоматика, схемы которой предложены в гл.З.

Опыт эксплуатации сетей 6(10) кВ показал возможность возникновения и длительного существования феррорезонансных перенапряжений высокой кратности, которые часто приводят к повреждению трансформаторов напряжения из-за длительного протекания по их обмоткам токов, существенно превышающих поминальные. Поэтому на ЭСН рекомендуется применение антирезонансных трансформаторов напряжения типа НАМИТ независимо от установки ТЗН (они могут оказаться отключенными) и релейной схемы срыва резонанса, приведенной в гл.З.

Анализ ЭСН с подсистемами режимного управления (ПРУ) иностранного производства, предусматривающими режим дежурства, показал, что в этом режиме ПРУ не выявляет, чем вызвано снижение напряжения - увеличением нагрузки или коротким замыканием, при этом возможно включение энергоблока на КЗ, например на шинах. Поэтому необходимо вводить алгоритм запрета пуска энергоблоков при КЗ на шинах. Пуск алгоритма возможен от защит ЗРУ 6(10) кВ.

Выполнен анализ сетей 0,4 кВ при их питании от собственных электростанций и от аварийных дизель-генераторов, который показал, что в связи с быстрым затуханием токов КЗ чувствительность селективных защит должна проверяться при установившихся токах КЗ. В ряде случаев не удается обеспечить чувствительность защит в сети 0,4 кВ к установившимся токам КЗ от дизель-генератора и необходимо устанавливать аварийные генераторы переразмеренной мощности.

В третьей главе выполнен анализ существующих комплексов защит и противоаварийной автоматики, устанавливаемых на ЭСН и линиях связи ЭСН с энергосистемой, выявлены их недостатки, разработаны рекомендации по их устранению, обоснована необходимость создания новых устройств, повышающих надежность функционирования электростанций при параллельной работе с энергосистемой. Предложены усовершенствованные методики оценки зоны действия защит в различных режимах работы ЭСН, рассмотрена их взаимосвязь с устройствами режимного управления.

Известно, что главное требование к защитам ЭСН - быстрое (без выдержки времени) отключение повреждений в зоне, КЗ в которой сопровождается снижением напряжения на шинах ЭСН ниже критического и»КР, при котором генераторы выпадают из синхронизма.

Поэтому в диссертации выполнен анализ, насколько применяемые защиты соответствуют этому требованию и разработаны соответствующие рекомендации, если это требование не выполняется.

Для быстрого отключения КЗ на ЭСН применяются дифференциальные защиты и токовые отсечки.

Анализ дифференциальных защит показал, что:

• дифференциальные защиты с типовыми схемами могут применяться только для защиты регулировочных трансформаторов и генераторов;

• для линий связи с энергосистемой на напряжении 6(10) кВ подходящие дифференциальные защиты отсутствуют. Применяемые иногда защиты типа ДЗЛ не характерны для сетей 6(10) кВ и обладают рядом недостатков. Необходима разработка новой защиты линии для сетей 6(10) кВ, обладающей необходимым быстродействием и чувствительностью, она выполнена в гл. 4;

• для защиты шин ЭСН не удается применить классические полную дифференциальную защиту (из-за большого количества присоединений) или неполную дифференциальную защиту (из-за отсутствия реакторов на отходящих линиях и небольших значений токов КЗ). Предлагается применять разработанную неполную ДЗШ с блокировкой от мгновенных защит отходящих присоединений. Для исключения ложной работы неполной ДЗШ при КЗ на участке от секционного выключателя до трансформаторов тока ДЗШ предлагается применять разработанную быстродействующую токовую защиту (МТЗ) «мертвой» зоны (рис. 4).

Out.ll ф '—^-1 -э

Ввходное реле МТЗ "мертВой" зона

Ж2\ ф 1—-

Ваходное реле МТЗ "мертВой" зона

Отключение питающих элементов се кии и 2

Блокировка неполной ДЗШ , секции 1

№

Р 50/51.

51-2 2_3 сроб.

■ГЯ-

предупредительная ' сигнализация

сброс

на дисплей

|МГЗ МЕРТ.ЗОнй]-.. б архиб

базов

Рис. 4. Упрощенная логикограмма задания на программирование терминала секционного выключателя с быстродействующей МТЗ «мертвой» зоны

Анализ токовых отсечек, которые устанавливаются на линиях связи со стороны подстанции энергосистемы и на всех отходящих линиях ЭСН показал, что:

• токовая отсечка не может являться основной защитой линии связи, так как не защищает линию целиком. Для оценки зоны действия предлагается использовать разработанный табличный метод оценки, который в отличие

от графических методов оценки не требует дополнительных расчетов токов КЗ в разных режимах питания в разных точках линии, построения кривых спада токов КЗ. Для оценки достаточно найти величину коэффициентов

и к...... равных отношению сопротивления энергосистемы в

максимальном и в минимальном режиме к сопротивлению линии. Предложенный табличный метод оценки зоны действия (табл. 1, 2) показал, что при самых благоприятных ситуациях отсечка в лучшем случае защищает около 60% линии в минимальном режиме работы энергосистемы. В среднем зона действия отсечки колеблется от 4 до 30 %, а для большинства вариантов отсечка вообще не является эффективной. Необходима установка быстродействующей защиты, охватывающей всю линию (см. гл. 4);

Таблица 1

Зона действия отсечки в % от длины линии при двухфазном КЗ в минимальном

режиме работы энергосистемы

\кмакх 0.05 0.1 0,2 0,3 0.4 0.5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1.1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7

.05

.1 60.3

2 50.3 53.6

3 40,3 43,6 50,3

.4 30.3 33,6 40.3 47

5 20,3 23,6 30.3 37 43.7

.6 10,3 13,6 20.3 27 33,7 40,4

.7 0.3 3,6 10,3 17 23,7 30,4 37,1

8 - - 0,3 7 13.7 20,4 27,1 33,8

.0 - - - 3,7 10,4 17.1 23,8 30,5

- - - - - 0,4 7,1 13,8 20,5 27,2

.1 3,8 10,5 17,2 23,8

п 0,5 7,2 13,8 20,5

.3 3,8 10,5 17,2

4 0.5 7,2 13,9 - - - -

5 3,9 10,6 - - -

6 0,6 7,3 - -

7 4 -

8 0,7

Примечание. ктг и кт - отношение сопротивления энергосистемы в максимальном и в

минимальном режиме к сопротивлению линии

Таблица 2

Зона действия отсечки в % от длины линии при трехфазном КЗ в максимальном

кмакс 0,05 0,1 0,2 0,3 0.4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7

Ц% 75,8 74.6 72.3 70 67,7 65.4 63,1 60,8 58,5 56.2 53,8 51,5 49,2 46.9 44,6 42,3 40 37,7

Продолжение табл. 2

кмакс 1,8 1,9 2 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3 3,1 3,2 3,3 3,4

35.4 33,1 30.8 28,5 26,2 23,8 21,5 19,2 16,9 14,6 12,3 10 7,7 5,4 3,1 0,8 -

зону действия отсечки на линии связи можно увеличить, если отстраивать ее ток срабатывания от КЗ за регулировочным трансформатором. Для

оценки зоны действия воспользуемся уже предложенным табличным методом, который дополняется коэффициентом кт равным отношению сопротивления регулировочного трансформатора к сопротивлению линии. Предложенный табличный метод оценки зоны действия (табл. 3, 4) показал, что при таком выборе параметров срабатывания отсечка в ряде случаев будет защищать всю линию и часть регулировочного трансформатора, но при этом возможна ее неселективная работа с защитами регулировочного трансформатора;

Таблица 3

Зона действия отсечки в % от длины линии при двухфазном КЗ в

минимальном режиме работы энергосистемы_

\кмакс + \кт кмин \ 0,05 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0.7 0,8 0,9 1 1.1 1.2 1,3 1,4 1,5 1.6 1.7

0,05 65,3 68,6 75,3 82 88,7 95.4 >100 >100 >100 >100 >100 >100 ¡>100 >100 >100 >100 >100 >100

0,1 60,3 63,6 70,3 87 83,7 90,4 97,1 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

0,2 50,3 53,6 60,3 67 73,7 80,4 87,1 93,8 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

0,4 30,3 33,6 40,3 47 53,7 60,4 67,1 73.8 80,5 87,2 93.8 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

0,6 10,3 13.6 20,3 27 33,7 40,4 47,1 53.8 60,5 67.2 73.8 80,5 87.2 93,9 >100 >100 >100 >100

0.8 - 0.3 7 13,7 20,4 27.1 33,8 40,5 47.2 53,8 60,5 67,2 73,9 80,6 87,3 94 >100

1 - - - • 0,4 7,1 13,8 20,5 27 1 33,8 40.5 47,2 53,9 60.6 67,3 74 80.7

1,2 - - - - - - - - 0,5 7,2 13,8 20.5 27,2 33,9 40,6 47,3 54 60,7

1,4 0,5 7,2 13,9 20.6 27,3 34 40,7

1.6 - 0,6 7,3 14 20,7

1.8 0,7

Примечание. £„„„, кмш, кг - отношение сопротивления энергосистемы в максимальном и в

минимальном режиме и сопротивления регулировочного трансформатора к сопротивлению линии; >100- зона действия отсечки выходит за пределы линии связи

Таблица 4

Зона действия отсечки в % от длины линии при трехфазном КЗ в максимальном режиме работы энергосистемы

кт 0,05 ОД 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1.5 1,6 1,7

0.05 79,6 78,5 76,2 73,8 71,5 69.2 66,9 64,6 62,3 60 57,7 55,4 53 50.8 48,5 46,2 43,8 41,5

0,1 83,5 82,3 80 77,7 75,4 73 70,8 68,5 66,2 63,8 61,5 59,2 56,9 54,6 52.3 50 47,7 45,4

0,2 91,2 90 87,7 85,4 83 80.8 78,5 76,2 73,8 71,5 69,2 66,9 64,6 62,3 60 57,7 55,4 53,1

0,3 98,8 97,7 95,4 93 90,8 88.5 86,2 83.8 81,5 79,2 76.9 74.6 72,3 70 67,7 65,4 63,1 60,8

0,4 >100 >100 >100 >100 98.5 96,2 93,8 91,5 89,2 86,9 84.6 82,3 80 77,7 75,4 73,1 70,8 68,5

0,5 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 99,2 96,9 94,6 92,3 90 87,7 85,4 83,1 80,8 78,5 76,2

0,6 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 97,7 95,4 93,1 90,8 88.5 86,2 83,8

0,7 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 98.5 96.2 93,8 91,5

0,8 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 99.2

0,9 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

• токовая отсечка отходящих линий ЭСН должна охватывать такую зону отходящей линии, КЗ в которой приводят к снижению напряжения на шинах ЭСН ниже критического (0,5 -г 0,6 номинального). Однако при этом необходимо определять зону ее действия, так как эта защита может оказаться неселективной с защитами удаленных потребителей (особенно

это актуально для вдольтрассовых линий). При этом неселективные отключения следует исправлять с помощью АПВ линий или АВР, установленных у потребителей; • определять зону действия токовой отсечки на отходящих линиях ЭСН удобнее, воспользовавшись предложенными кривыми (рис. 5 и рис. 6). Анализ кривых, приведенных на рис. 6, показал, что при увеличении количества работающих в параллель генераторов ЭСН зона действия отсечки увеличивается, но не более чем на 70 % от зоны действия отсечки в минимальном режиме параллельной работы генераторов (два генератора в параллель).

Рис. 5. Зона действия отсечки на отходящих линиях ЭСН, выполненных проводами марки СИП, в минимальном режиме работы (режим, при котором выбирается ток срабатывания отсечки)

Рис. 6. Коэффициент, учитывающий увеличение зоны действия отсечки при увеличении количества параллельно работающих генераторов

Таким образом, с учетом разработанных рекомендаций можно обеспечить быстродействующими защитами все элементы главной схемы ЭСН. Однако при возможных отказах быстродействующих защит повреждение должно отключаться резервными максимальными токовыми защитами. Поэтому был выполнен их анализ и разработаны рекомендации по повышению надежности их функционирования.

Анализ максимальных токовых защит показал, что:

• на вводах ЭСН от энергосистемы необходима установка направленной в линию МТЗ для отключения КЗ на линии связи при питании от генераторов ЭСН;

• в режиме параллельной работы ЭСН и энергосистемы и автономной работы генераторов при КЗ на одной из параллельно работающих секций, которое отключается защитами с выдержкой времени, возможно нарушение устойчивости параллельной работы, приводящее к появлению пульсаций тока через секционный выключатель (СВ), при этом возможен отказ МТЗ СВ и неселективное отключение КЗ защитами генераторов или вводов. Поэтому максимальная токовая защита на вводах от энергосистемы и на генераторах ЭСН должна выполняться двухступенчатой с действием с первой выдержкой времени на отключение секционного выключателя, со второй - на собственный выключатель;

• чувствительность МТЗ при питании от генераторов ЭСН необходимо

проверять к минимальному току установившегося КЗ.

Опыт эксплуатации показал, что надежная работа ЭСН зависит не только от выполнения защит, но и от противоаварийной автоматики. Исследование показывает, что выполнение противоаварийной автоматики на ЭСН должно существенно отличаться от обычных решений, применяемых в распределительных сетях.

Делительная автоматика устанавливается на вводах от энергосистемы для отделения ЭСН от энергосистемы при аварийных режимах в энергосистеме, типовая схема действует по фактам снижения частоты, напряжения или появления напряжения обратной последовательности. Анализ показал, что этого недостаточно. Применяемая на ЭСН автоматика режимного управления не способна определить переход к автономному режиму работы при отключении выключателя линии связи со стороны подстанции энергосистемы и стремится поддержать заданную величину перетока мощности, воздействуя на регуляторы генераторов. При этом возможно отключение генераторов собственными защитами из-за повышения частоты. Для предотвращения этого аварийного режима необходимо предусматривать дополнительную функцию делительной автоматики по повышению частоты с действием на отключение выключателя ввода (рис. 7).

Рис. 7. Упрошенная логикограмма задания на программирование терминала ввода ЭСН от энергосистемы с делительной автоматикой по повышению частоты

Анализ делительной автоматики показал, что она обладает высокой чувствительностью. Обычно оценка зоны действия делительной автоматики сопровождается трудоемкими расчетами. В диссертации разработан табличный метод, в котором для оценки зоны действия достаточно найти величину коэффициентов к,., к, равных отношению сопротивления генератора и сопротивления регулировочного трансформатора к сопротивлению линии. Предложенный табличный метод оценки зоны действия (табл. 5, 6) показал, что делительная автоматика по снижению напряжения и по появлению напряжения обратной последовательности может чувствовать трехфазные и двухфазные КЗ не только на линии связи, но и в энергосистеме. Причем зона действия делительной автоматики по появлению напряжения обратной последовательности в ряде случаев может в 5 и более раз превышать зону действия делительной автоматики по снижению напряжения.

Таблица 5

Зона действия делительной автоматики по снижению напряжения в % от дпинь линии при трехфазном КЗ

Мп 0.05

кт 0,05 0.1 0.2 0.4 0.6 0.8

J_

1,2 1,4 1,6 1,8 2

2,5

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0.6 0,7 0,8

10

85

>100 >100 100 80 60 40 20

0,4

>100

>100

>100

95

75

55

35

>100 >100 >100 >100 90 70 50 30

1,1

>100 >100

>100

>100 85

1,2

>100 >100

>100 >100

100

60

20

1,3 1,4 1,5 1,6 1.7

>100 >100 >100 >100 >100 >100 95 75 55 35

>100 >100

>100

>100 >100 >100 90 70 50

>100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 85 65

25

Примечание, к,., кт - отношение сопротивления генератора и сопротивления регулировочного трансформатора к сопротивлению линии; п - количество работающих в параллель генераторов; >100 - зона действия делительной автоматики выходит за пределы линии связи

Таблица б

Зона действия делительной автоматики по появлению напряжения обратной

■^^кг/п кт^^ 0,05 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1.2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7

0,05 31,7 68,3 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

0,1 26,7 63,3 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

0.2 16,7 53,3 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

0,4 - 33.3 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

0.6 - 13,3 86,7 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

0,8 - - 66,7 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

1 - - 46,7 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

1.2 - - 26,7 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

1,4 - - 6,7 80 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

1,6 - - - 60 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

1,8 - - - 40 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

2 - - - 20 93,3 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100 >100

В диссертации исследованы также режимы, которые могут возникать при работе устройств АВР на подстанциях с ЭСН и прилегающей подстанции энергосистемы, а также устройств АПВ линий связи с энергосистемой. Показано, что для предотвращения несинхронных включений генераторов устройства АВР должны выполняться с контролем отсутствия встречного напряжения со стороны потерявшей питание секции, а устройства АПВ - с контролем отсутствия напряжения на линии связи. Предложены соответствующие схемные решения.

Разработаны рекомендации по выполнению защиты от феррорезонанса и автоматики трансформатора заземления нейтрали, а именно: • предложен вариант выполнения внутренней и внешней защиты от феррорезонанса на трансформаторах напряжения НАМИТ. В сетях с

изолированной нейтралью, в которых феррорезонанс наиболее вероятен, защиту необходимо выполнять внешней на электромеханических реле. В сетях с резистивно заземленной нейтралью, в которых перенапряжения снижаются за счет установки ТЗН, а работа сети с изолированной нейтралью возможна только в случае отключения выключателя ТЗН, допускается выполнение внутренней защиты от феррорезонанса в терминале шинного ТН;

• предложен вариант выполнения автоматики ТЗН, обеспечивающей такой режим работы, при котором сеть 6(10) кВ ЭСН была бы заземлена не более чем в одной точке.

Выполнен анализ предлагаемых импортными фирмами защит генераторов ЭСН и аварийных дизельных электростанций 0,4 кВ и защит систем автоматического управления агрегатов (САУ), который показал, что:

• предлагаемая производителем собственная защита генератора является защитой от перегрузки и не может использоваться в качестве защиты от внешних КЗ. Необходима установка специальных защит;

• собственные защиты САУ, действующие на отключение энергоблока по факту снижения напряжения на щите собственных нужд 0,4 кВ должны иметь возможность регулировки в пределах, позволяющих согласовать эту защиту с системными защитами и автоматикой.

В четвертой главе разрабатывалась быстродействующая защита линий связи ЭСН с энергосистемой.

Были сформулированы требования, предъявляемые к защите (быстродействие, абсолютная селективность, относительная простота исполнения, возможность выполнения как на микропроцессорной, так и на электромеханической элементной базе, защита линии протяженностью более 10 км, отключение линии с обоих концов одновременно).

На основе требований был разработан принцип действия, особенностью которого является использование «разрешающих команд». Это позволило устранить недостатки защит, использующих «блокирующий принцип», которые вызывали ложное срабатывание при неисправности приемопередатчиков при КЗ вне защищаемой зоны, а также при одностороннем выводе одного из полукомплектов.

По принципу действия защита является логической, обладает абсолютной селективностью, относительной простотой и необходимым быстродействием (время действия защиты с учетом работы приемопередатчиков и привода выключателя составляет гт = 150 мс) и может применяться на линиях связи ЭСН с энергосистемой, а также на линиях с двухсторонним питанием.

ЛЗЛ может выполняться как в типовых, установленных в ячейках ЗРУ, цифровых терминалах защит линий, так и в специально выделенных цифровых комплектах, применяемых в качестве основной защиты линии, при этом комплекты, установленные в ячейках, являются резервной защитой.

Для реализации принципа действия ЛЗЛ на микропроцессорной элементной базе разработана логика защиты (рис. 8).

Ключ для

1п.1 длительного

пуска при

ремонте

баключателя

In.3

Сигнал пуска направленной МТЗ с другого конца линии 6 ПЗЛ

на дисплей

ЛЗЛ|— 6 орхиб 6 АСУ} о отключение Сброс—Щ |__сигнал "6нзо6"

и-уров

Out.1l О Сигнал пуска напрабл. МТЗ б ЛЗЛ другого конца линии

Out.2| О

Сигнал пуска напрабл. МТЗ В ЛЗЛ другого конца линии

Рис. 8. Упрощенная логикограмма задания на программирование терминала ввода ЭСН от энергосистемы с логической защитой линии

Разработаны схемы ЛЗЛ для ЭСН с одной и двумя линиями связи (рис. 9). На линиях связи ЭСН с энергосистемой ЛЗЛ может включать в свою зону действия регулировочный трансформатор. В данном случае осуществляется резервирование собственных защит трансформатора (например, отключение выключателя линии со стороны подстанции энергосистемы при работе дифзащиты трансформатора и отказе выключателя, установленного со стороны линии связи).

Для ЭСН с двумя линиями связи предусматривается дублирование каналов связи, что позволяет сохранить работоспособность защиты при повреждении одного из каналов связи.

Разработан вариант выполнения ЛЗЛ на электромеханической релейной базе, что актуально для уже существующих ЗРУ, на которых защиты выполнены на электромеханике. В данном случае следует учитывать наличие «мертвой» зоны реле направления мощности и увеличение собственного времени действия работы схемы.

Разработана методика выбора уставок логической защиты линии, которая может быть использована проектными институтами, наладочными организациями, эксплуатационным персоналом для выбора уставок ЛЗЛ. Методика проста в применении, так как не требует дополнительных согласований ЛЗЛ с защитами предыдущих присоединений, отстройки от токов качаний и самозапуска.

Логическая защита линии устраняет недостатки обычно применяемых защит линий связи ЭСН с энергосистемой и позволяет сохранить синхронную работу генераторов ЭСН за счет быстрого отключения КЗ на всей линии. Выполнение ЛЗЛ в терминалах защит линии позволяет исключить применение защит, нехарактерных для сетей 6(10) кВ (ДЗЛ), обеспечить полноценное включение в АСУ.

—о-

эсн

ПепминопТ-^Н^в вн ш I ЦРЗА Л1

2 >: Ш

Телефонная линия ипи оптоболакно

ппдк Л. 2 УЮ9 ен Л1 Терминал

ЦРЗА Л1

Подстанция энергосистема

|Тер I ЦРЗА

иналЬ А Ш Г

1ППДК|«- -

Ч5>Г

р|лпдк|^-

ЭСИ Подстанция

энергосистема

* — расположение ТТ, при котором & зону действия ЛЗЛ входит регулировочный трансформатор

Рис. 9. Схема ЛЗЛ для одной (а) и двух (б) линий связи

В пятой главе разрабатывалось устройство приемопередачи дискретных команд для выполнения ЛЗЛ.

Были сформулированы требования, предъявляемые к приемопередатчику. На основе требований был разработан приемопередатчик дискретных команд ППДК. Данное устройство (рис. 10) использует в качестве линии связи выделенную телефонную линию (или оптоволокно), обычно идущую параллельно с воздушной линией связи, позволяет передавать и принимать до четырех команд на расстояние до 14 км при применении телефонной линии и до 50 км при применении оптоволокна, с суммарной задержкой от момента появления команды на входе передатчика до замыкания выходных контактов реле приемника не более 20 мс, имеет защиту от импульсных помех на телефонной линии, выполненную на варисторах, защитных диодах и других элементах схемы, обладает габаритами, позволяющими разместить его в релейном шкафу.

Рис. 10. ППДК. Внешний вид.

ППДК имеет высокий порог срабатывания дискретных входов (от 176 В). Это позволило избежать ложной работы устройства при замыканиях на землю в сети постоянного тока 220 В, когда происходит перезаряд емкостей сети, сопровождающийся броском емкостного тока.

ППДК - новое устройство, отличающееся от существующих аналогов для сетей > 35 кВ отсутствием частотной модуляции сигналов, за счет чего удалось уменьшить габариты устройства, сделать более надежным процесс приемопередачи, Существенно уменьшить стоимость.

ППДК дает возможность принимать и передавать до 4 команд на расстояние до 14 км по телефонной линии (до 50 км по оптоволокну). Это выделяет его из класса простых приемопередатчиков, которые передают до 2 команд на меньшие расстояния. Использование четырех команд позволяет дополнительно с командами ЛЗЛ передавать команды устройства резервирования отказов выключателя (УРОВ) или, например, управлять выключателем противоположного конца линии. Кроме того, это позволило дублировать каналы связи ЛЗЛ для ЭСН, имеющих две линии связи с энергосистемой.

Система индикации и контроля ППДК позволяет непрерывно следить за процессом приемопередачи, при этом исключается ложная работа как приемопередатчика так и ЛЗЛ при обрыве или коротком замыкании на телефонной линии, а также отказе передающего устройства.

Был проведен сравнительный анализ характеристик разработанного приемопередатчика и существующих приемопередатчиков, который показал, что разработанное устройство не обладает характеристиками специализированных устройств ВЧ аппаратуры для линий 35-1150 кВ, но превосходит по характеристикам более простые аналоги. Можно говорить о том, что ППДК оптимально подходит для выполнения ЛЗЛ в сетях 6(10) кВ.

ППДК разработан специально для выполнения быстродействующей логической защиты линии связи ЭСН с энергосистемой. Устройство также может использоваться для выполнения ЛЗЛ на линиях 6(10) кВ с

двухсторонним питанием, кроме того, позволяет выполнить аналогичную защиту для линий 35, 110 кВ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполнено исследование, при котором рассматривались схемные решения, режимные вопросы, релейная защита и автоматика электростанций собственных нужд. Особое внимание уделялось исследованию режимов параллельной работы генераторов ЭСН и энергосистемы, предложена методика оценки допустимой области режимов работы ЭСН в зависимости от применяемого первичного оборудования. Выявлено, что при проектировании необходим комплексный подход, обеспечивающий единство процессов построения схем ЭСН, выбора оборудования, защит и противоаварийной автоматики, проработки режимных вопросов, выбора принципов автоматического регулирования частоты и мощности. Разработаны рекомендации по построению схем, выбору оборудования, защит, противоаварийной автоматики и автоматики режимного управления.

2. Выполнен анализ существующих комплексов защит и автоматики, устанавливаемых на ЭСН и линиях связи ЭСН с энергосистемой, выявлены их недостатки, разработаны рекомендации по их устранению, обоснована необходимость создания новых устройств, повышающих надежность функционирования электростанций при параллельной работе с энергосистемой. Предложены ряд новых решений (неполная ДЗШ с блокировкой от защит отходящих присоединений, делительная автоматика по повышению частоты, быстродействующая МТЗ «мертвой» зоны, автоматика ТЗН и др.) и усовершенствованные способы оценки зоны действия защит в различных режимах работы ЭСН, рассмотрена их взаимосвязь с устройствами режимного управления.

3. Разработана и внедрена быстродействующая логическая защита линий связи ЭСН с энергосистемой, обладающая абсолютной селективностью, относительной простотой исполнения и необходимым быстродействием для сохранения устойчивости генераторов после отключения КЗ.

4. Разработан и внедрен приемопередатчик дискретных команд, позволяющий выполнить быстродействующую логическую защиту линии и обладающий необходимыми и достаточными для данной защиты характеристиками.

5. Результаты исследований внедрены на действующих ЭСН ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Кубань», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Белтрансгаз», ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз», в выпускаемом оборудовании (адаптированные для нужд ОАО «Газпром» терминалы защит SEPAM 80 фирмы Schneider Electric и SIPROTEC фирмы Siemens, приемопередатчик дискретных команд ППДК производства СУ «Леноргэнергогаз» - филиал ДОАО «Оргэнергогаз»),

Основное содержание диссертационной работы отражено в следующих публикациях:

1. Беляев A.B., Филин JI.J1. Новая техника РЗА и АСУ-Э. Материалы научно-технического совета ОАО «Газпром», 2006 г. Обеспечение надежности работы энергетического оборудования. ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

2. Емельянцев А.Ю., Филин Л.Л. Линии 6-10 кВ между электростанциями и энергосистемой. Быстродействующая логическая защита. Новости электротехники, 2007, № 3(45).

3. Емельянцев А.Ю., Филин Л.Л. Быстродействующая логическая защита линий 6-10 кВ, связывающих электростанции промышленных предприятий с энергосистемой. Промышленная энергетика, 2008, №5.

4. Жданов Д.В., Филин Л.Л. Повышение надежности работы электростанций собственных нужд. Промышленная энергетика, 2008, №9.

5. Филин Л.Л. Быстродействующая логическая защита линий связи электростанций собственных нужд с энергосистемой. Газовая промышленность, 2007, №11.

Отпечатано в типографии «Инфо Ол» Санкт-Петербург, ул. Рентгена, 1. Тел. 325-13-15.

Подписано в печать 10.02.2009. Заказ № 261. Объем - 1,75 п.л. Формат 60x90/16 Тираж 100

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ НАУЧНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ.

2. АНАЛИЗ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ, ИМЕЮЩИХ СОБСТВЕННЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, И РЕЖИМОВ ИХ РАБОТЫ.

2.1. Общие положения.

2.2. Анализ схем электроснабжения объектов с ЭСН.

2.3. Анализ режимов работы объектов с ЭСН.

2.4. Анализ автоматики режимного управления объектов с ЭСН.

2.5. Исследование вопросов применения различного электротехнического оборудования на объектах с ЭСН.

2.6. Итоги исследования.

3. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ, УСТАНАВЛИВАЕМЫХ НА ЭСН И ЛИНИЯХ СВЯЗИ ЭСН С ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ.

3.1. Общие положения.

3.2. Дифференциальная защита.

3.3. Токовая отсечка.

3.4. Максимальная токовая защита.

3.5. Делительная автоматика.

3.6. АПВ линий связи ЭСН с энергосистемой.

3.7. Автоматическое включение резервного питания.

3.8. Защита от феррорезонанса.

3.9. Защита и автоматика ТЗН.

3.10. Защита генераторов ЭСН и АДЭС, предлагаемая производителем.

3.11. Защита САУ агрегатов.

3.12. Итоги исследования.

4. РАЗРАБОТКА БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩЕЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ 6(10) KB, СВЯЗЫВАЮЩИХ ЭСН С ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ.

4.1. Постановка задачи.

4.2. Требования, предъявляемые к защите.

4.3. Разработка принципа действия быстродействующей защиты линии.

4.4. Размещение устройств РЗА и приемопередатчиков для реализации ЛЗЛ.

4.5. Разработка логики для задания на программирование терминала ЦРЗА линии с ЛЗЛ.

4.6. Реализация ЛЗЛ на электромеханической элементной базе.

4.7. Разработка методики по выбору уставок ЛЗЛ.

4.8. Итоги исследования.

5. РАЗРАБОТКА УСТРОЙСТВА ПРИЕМОПЕРЕДАЧИ ДИСКРЕТНЫХ

КОМАНД.

5.1. Постановка задачи.

5.2. Требования, предъявляемые к устройству приемопередачи.

5.3. Разработка принципа действия приемопередатчика дискретных команд.

5.4. Технические характеристики ППДК.

5.5. Сравнительный анализ характеристик ППДК и существующих приемопередатчиков.

5.6. Итоги исследования.

Актуальность работы. Нефтяная и газовая промышленность России бурно развивается. Мировая экономика требует все больше энергии. Растет спрос на все виды энергоносителей и особенно на газ.

В России создана единая газотранспортная система, содержащая большое количество протяженных магистральных газопроводов, транспортирующих газ из труднодоступных районов Крайнего Севера и Западной Сибири к потребителю. Увеличиваются объемы перекачиваемого газа, протяженности магистральных газопроводов, растет количество компрессорных станций (КС), дожимных компрессорных станций (ДКС), газораспределительных станций (ГРС), подземных хранилищ газа (ПХГ).

В планах ОАО «Газпром» предусматривается увеличение уровня добычи газа к 2010 г. до 550-560 млрд. куб.м, к 2020 г. до 580-590 млрд.куб.м газа, а к 2030 г. до 610-630 млрд. куб.м.1'2 Энергетическая стратегия Российской Федерации [78, 80] до 2020 г. предусматривает развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Якутии, приоритетное направление отдается освоению месторождений полуострова Ямал, одновременно делается акцент на освоение месторождений для снабжения газом Дальнего Востока и экспорта газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Помимо газоснабжения потребителей внутри страны, Российский газ обеспечивает более четверти потребности европейских потребителей в природном газе. С этим связано строительство таких крупных газопроводов как «Ямал-Европа», «Голубой поток», а также Северо-Европейский газопровод, который является крупнейшим международным газотранспортным проектом.

В этих условиях все более актуальное значение приобретает обеспечение надежной работы объектов добычи, хранения и транспорта газа. Например, на компрессорных станциях каждая вынужденная остановка газоперекачивающих агрегатов (ГПА) приводит к нарушениям технологического процесса по перекачке газа, потерям газа при остановке и пуске ГПА, сокращению срока службы и

1 Годовой отчет за 2006 г. Стратегия в области добычи газа. //URL: http://www.gazprom.ru/annualreports.shtml

2 Добыча. Каковы планы Газпрома по добыче газа? //URL: http://www.gazpromquestions.ru/index.php?id=37 периода между ремонтами оборудования, возможному недоотпуску газа потребителям как внутри страны, так и за ее пределами.

Для обеспечения надежной работы газотранспортных систем особое значение имеет бесперебойное электроснабжение КС, ПХГ и промыслов.

В центральных районах КС и ПХГ обычно получали питание от энергосистемы, которая обеспечивала высокую надежность электроснабжения [2]. Однако, в настоящее время ситуация изменилась. Надежность электроснабжения от энергосистемы снижается [16, 32, 43, 53, 58]. Подтверждением этому является кризис мая 2005 г. в Мосэнерго. Кроме того, в предъявляемых технических условиях на подключение к энергосистеме на потребителя возлагается неоправданно большая финансовая нагрузка. В связи с этим ОАО «Газпром» приняло решение о строительстве электростанций собственных нужд (ЭСН) даже в ранее благополучных районах для обеспечения электроснабжения собственных технологических объектов.

ЭСН являются основным источником электроснабжения в районах Крайнего Севера, где связь с энергосистемой отсутствует или является ненадежной. В этих условиях надежная работа ЭСН имеет особо важное значение. Длительное исчезновение электроснабжения создает в условиях низких температур экстремальную ситуацию, связанную с опасностью для жизни людей, а иногда приводит к необходимости эвакуации целых поселков обслуживающего персонала, поскольку электростанции используются для электроснабжения не только технологических объектов, но и жилых поселков обслуживающего объекты персонала.

Опыт эксплуатации ЭСН показал, что существуют проблемы, связанные не только с недостаточным качеством поставляемого первичного оборудования, но и с нехваткой научной базы, с несовершенством конкретных проектных решений, особенно в области релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА), режимного управления. Такое положение вполне объяснимо, поскольку малая энергетика в России не имеет такого опыта, как большая, и только начинает развиваться.

Данная работа посвящена анализу режимов работы ЭСН, средств релейной защиты и разработке рекомендаций, способствующих повышению надежности работы электростанций, что является актуальной исследовательской и технической задачей.

Целью работы является повышение надежности электротехнических комплексов объектов газовой промышленности на основе совершенствования режимов работы и средств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения с автономными источниками питания (электростанциями собственных нужд).

Для достижения поставленной цели было необходимо решить сформулированные ниже задачи.

1. Выполнить анализ схем электроснабжения технологических объектов с ЭСН, наиболее часто применяемых в настоящее время.

2. Выполнить анализ режимов работы ЭСН.

3. Исследовать проблемы, возникающие при параллельной работе генераторов ЭСН с энергосистемой.

4. Выполнить анализ защит ЭСН и линий связи ЭСН с энергосистемой с целью выбора или разработки оптимальных средств защиты, обеспечивающих сохранение динамической устойчивости после отключения повреждений.

5. На основе проведенного анализа разработать рекомендации, способствующие повышению надежности систем автономного электроснабжения.

Объекты и методы исследования. Объектами исследования явились системы автономного электроснабжения предприятий ОАО «Газпром». В работе использовались положения теории электрических цепей, методы расчета рабочих и аварийных режимов электрических сетей, методы и программные средства математического моделирования установившихся режимов и переходных электромеханических процессов электротехнических систем.

Научная новизна результатов исследований.

1. Разработан комплекс рекомендаций для проектирования систем электроснабжения с автономными источниками питания по схемным решениям, режимам работы, выбору оборудования, защит и автоматики.

2. Предложена методика оценки допустимой области режимов работы ЭСН по активной и реактивной мощности при параллельной работе с энергосистемой с применением различного станционного силового оборудования, доказана техническая эффективность применения асинхронизированных генераторов.

3. Обоснована необходимость оптимального сочетания первичного и вторичного регулирования частоты и мощности при параллельной работе с энергосистемой электростанций малой мощности, предложен закон регулирования.

4. Установлены требования и разработаны принципы действия новой релейной защиты линий 6(10) кВ, связывающих ЭСН с энергосистемой, отличающейся быстродействием и абсолютной селективностью и обеспечивающей повышение надежности и устойчивости работы ЭСН.

5. Предложены методы оценки зон действия быстродействующих защит и противоаварийной автоматики для систем автономного электроснабжения.

Основные научные положения, выносимые на защиту.

1. Разработанный комплекс рекомендаций по повышению надежности и устойчивости работы систем автономного электроснабжения.

2. Методика оценки допустимой области режимов работы ЭСН по активной и реактивной мощности при параллельной работе с энергосистемой с применением различного станционного силового оборудования.

3. Рекомендации по регулированию обменной мощности при параллельной работе ЭСН с энергосистемой.

4. Принципы действия быстродействующей логической защиты линии (JI3JI) и приемопередатчика, созданного специально для этой защиты.

5. Методы оценки зон действия быстродействующих защит и противоаварийной автоматики.

Практическая ценность работы и ее реализация. Результаты исследований доведены до инженерных методик оценки допустимой области режимов работы и оценки зоны действия наиболее ответственных релейных защит систем автономного электроснабжения. Установленные требования и разработанные принципы реализованы в созданной логической защите линий и в приемопередатчике дискретных команд, доведенных до промышленного выпуска. Разработана инженерная методика выбора уставок J13J1.

Указанные инженерные методики и устройства релейной защиты и автоматики внедрены в автономных системах электроснабжения на объектах ООО

Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Кубань», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Белтрансгаз», ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз».

Апробация работы. Положения диссертационной работы докладывались на научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Обеспечение надежности работы энергетического оборудования» (Нижний Новгород, октябрь-ноябрь 2006 г.). Отдельные результаты докладывались на научно-техническом совете ДОАО «Оргэнергогаз», научно-технических совещаниях СУ «Леноргэнергогаз», ЗАО «Шнейдер Электрик», на научном семинаре кафедры теоретической электротехники и электрификации нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 научных работ [10, 25, 26, 27, 68], в том числе три в реферируемых журналах ВАКа и одна в материалах научно-технического совета ОАО «Газпром».

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы из 80 наименований, перечня допустимых сокращений и приложения. Общий объем работы составляет 168 стр., в том числе 45 рисунков, 12 таблиц и приложения.

Заключение

1. Выполнено исследование, при котором рассматривались схемные решения, режимные вопросы, релейная защита и автоматика электростанций собственных нужд. Особое внимание уделялось исследованию режимов параллельной работы генераторов ЭСН и энергосистемы, предложена методика оценки допустимой области режимов работы ЭСН в зависимости от применяемого первичного оборудования. Выявлено, что при проектировании необходим комплексный подход, обеспечивающий единство процессов построения схем ЭСН, выбора оборудования, защит и противоаварийной автоматики, проработки режимных вопросов, выбора принципов автоматического регулирования частоты и мощности. Разработаны рекомендации по построению схем, выбору оборудования, защит, противоаварийной автоматики и автоматики режимного управления.

2. Выполнен анализ существующих комплексов защит и автоматики, устанавливаемых на ЭСН и линиях связи ЭСН с энергосистемой, выявлены их недостатки, разработаны рекомендации по их устранению, обоснована необходимость создания новых устройств, повышающих надежность функционирования электростанций при параллельной работе с энергосистемой. Предложены ряд новых решений (неполная ДЗШ с блокировкой от защит отходящих присоединений, делительная автоматика по повышению частоты, быстродействующая МТЗ «мертвой» зоны, автоматика ТЗН и др.) и усовершенствованные способы оценки зоны действия защит в различных режимах работы ЭСН, рассмотрена их взаимосвязь с устройствами режимного управления.

3. Разработана и внедрена быстродействующая логическая защита линий связи ЭСН с энергосистемой, обладающая абсолютной селективностью, относительной простотой исполнения и необходимым быстродействием для сохранения устойчивости генераторов после отключения КЗ.

4. Разработан и внедрен приемопередатчик дискретных команд, позволяющий выполнить быстродействующую логическую защиту линии и обладающий необходимыми и достаточными для данной защиты характеристиками.

5. Результаты исследований внедрены на действующих ЭСН ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Кубань», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Белтрансгаз», ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз», в выпускаемом оборудовании (адаптированные для нужд ОАО «Газпром» терминалы защит SEPAM 80 фирмы Schneider Electric и SIPROTEC фирмы Siemens, приемопередатчик дискретных команд ППДК производства СУ «Леноргэнергогаз» -филиал ДО АО «Оргэнергогаз»).

1. АКА «Кедр». Передатчик. Техническое описание. Уск.104.000.00.т0. ООО «Уралэнергосервис»

2. Алексеев Б. А. Системные аварии и меры по их предупреждению. Электрические станции, 2005, №4

3. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М., «Высшая школа», 1991

4. Байтер И.И., Богданова Н.А. Защита шин 6-10 кВ. Библиотека электромонтера. М., Энергоатомиздат, 1984

5. Байтер И.И., Богданова Н.А. Релейная защита и автоматика питающих элементов собственных нужд тепловых электростанций. Библиотека электромонтера. М., Энергоатомиздат, 1989

6. Беляев А.В. Противоаварийное управление в узлах нагрузки с синхронными электродвигателями большой мощности. СПб, ПЭИПК, 2005

7. Беляев А.В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ. СПб, ПЭИПК, 2007

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

9. Беляев А.В., Филин Л.Л. Новая техника РЗА и АСУ-Э. Материалы научно-технического совета ОАО «Газпром», 2006 г. Обеспечение надежности работы энергетического оборудования. ООО «ИРЦ Газпром», 2007

10. Беркович М.А., Комаров А.Н., Семенов В.А. Основы автоматики энергосистем. М., Энергоиздат, 1984

11. Беркович М.А., Молчанов В.В., Семенов В.А. Основы техники релейной защиты. 6 изд. М., Энергоатомиздат, 1984

12. Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-0,4. Руководство по эксплуатации. ДИВГ.648228.006 РЭ. НТЦ «Механотроника», 2007

13. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических схемах. М., «Высшая школа», 1978

14. Вольдек А.И. Электрические машины JI: «Энергия», 1974

15. Волькенау И.М. Единая энергетическая система России: итоги преобразований. Энергетик, 2007, № 9

16. Гельфанд Я.С. Релейная защита распределительных сетей. М., Энергоатомиздат, 1987

17. Глушко В., Ямный О., Бохан Н. Белорусские сети 6-35 кВ переходят на режим заземления нейтрали через резистор. Новости электротехники, 2006, № 3(39)

18. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической .энергии в системах электроснабжения общего назначения.

19. ГОСТ 29322-92 (МЭК 38-83). Стандартные напряжения

20. Директивное указание о защите от замыканий на землю сети 6,3 кВ собственных нужд ТЭС и АЭС. М., Атомтеплоэлектропроект, 1986 г.

21. Довганюк И.Я., Плотникова Т.В., Сокур П.В. Системы возбуждения асинхронизированных турбогенераторов. Электрические станции, 2004, №9

22. Евдокунин Г.А., Гудилин С.В., Корепанов А.А. Выбор способа заземления нейтрали в сетях 6-10 кВ. Электричество, 1998, №12

23. Емельянцев А.Ю. Релейная защита сетей. Ступени селективности по времени. Новости электротехники, 2006, № 3(36)

24. Емельянцев А.Ю., Филин J1.JI. Линии 6-10 кВ между электростанциями и энергосистемой. Быстродействующая логическая защита. Новости электротехники, 2007, № 3(45).

25. Емельянцев А.Ю., Филин Л.Л. Быстродействующая логическая защита линий 6-10 кВ, связывающих электростанции промышленных предприятий с энергосистемой. Промышленная энергетика, 2008, №5

26. Жданов Д.В., Филин Л.Л. Повышение надежности работы электростанций собственных нужд. Промышленная энергетика, 2008, №9

27. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. М., Энергия, 1979

28. Зинаков В.Е., Чернышев Е.В., Кузин Г.А., Воронов В.К., Лабунец И.А. Опыт промышленной эксплуатации головного образца асинхронизированноготурбогенератора ТЗФА-110 на ТЭЦ ОАО «Мосэнерго». Электрические станции, 2005, №11

29. Зихерман М.Х. Антирезонансные трансформаторы напряжения. Перспективы развития. Новости электротехники, 2007, № 2(44)

30. Зихерман М.Х., Львов М.Ю. Об антирезонансных трансформаторах напряжения 6-10-35 кВ. Энергетик, 2003, № 10

31. Зотов Г.В. О проблемах реформирования электроэнергетики. Энергетик, 2007, №2

32. Инструкция по наладке и проверке продольной дифференциальной защиты линий ДЗЛ-1. М., «Энергия», 1972

33. Кадомская К., Лаптев О. Антирезонансные трансформаторы напряжения. Эффективность применения. Новости электротехники, 2006, № 6(42)

34. Кадомская К.П., Иванов А.В., Третья научно-техническая конференция «Ограничение перенапряжений и режимы заземления нейтрали сетей 6-25 кВ». электрические станции, 2005, №3

35. Кривенков В.В., Новелла В.Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М., Энергоатомиздат, 1981

36. Кужеков С.Л., Синельников В.Я. Защита шин электростанций и подстанций. М., Энергоатомиздат, 1983

37. Лабунец И. Асинхронизированные турбогенераторы. Качественное регулирование напряжения. Новости электротехники, 2007, № 1(43)

38. Меньшов Б.Г., Беляев А.В., Ящерицын В.Н. Электроснабжение газотурбинных компрессорных станций магистральных газопроводов. М., «Недра», 1985

39. Миронов И.А. Режимы заземления нейтрали в электрических сетях 6-35 кВ. Электрические станции, 2008, №4

40. Михеев Г.М., Федоров Ю.А., Шевцов В.М., Баталыгин С.Н. Диагностика устройств регулирования напряжения силовых трехфазных трансформаторов. Электрические станции, 2006, №4

41. Платонов В.В. О факторах калифорнийского кризиса в электроэнергетике России. Энергетик, 2005, №9

42. Поперечная дифференциальная направленная защита линий 35-220 кВ. М., «Энергия», 1970

43. Постников И.М. Обобщенная теория и переходные процессы электрических машин. М., «Высшая школа», 1975

44. Правила устройства электроустановок. Шестое издание. М., Энергоатомиздат, 1986

45. Правила технической эксплуатации предписали установку дуговой защиты. Новости электротехники. 2001, № 4(10)

46. Приемопередатчик сигналов ВЧ защит и команд РЗ и ПА «Авант». Информационный бюллетень. ООО «Прософт-системы», 2006 г.

47. РД 51-00158623-08-95. Категорийность электроприемников промышленных объектов газовой промышленности

48. РД 51-015 86 23-07-95. Применение электростанций собственных нужд нового поколения с поршневым и газотурбинным приводом

49. РД 51-00158623-06-95. Применение аварийных источников электроэнергии на КС МГ, УКПГ и других объектах газовой промышленности

50. Ревенко А.Г. Моделирование режимов работы асинхронизированного синхронного генератора. Реферат магистерской диссертации.

51. Руденко Б. Энергетика России: когда наступит завтра? Наука и жизнь, 2006, №3

52. Савваитов Д.С., Тимашова JI.B. Техническое состояние основного оборудования подстанций и BJT и мероприятия по повышению надежности. Электрические станции, 2004, №8

53. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. М: Энергоатомиздат, 1991

54. Справочник по проектированию электрических систем. Под ред. Рокотяна С.С. и Шапиро И.М. М: «Энергия», 1971

55. Справочник по релейной защите. Беркович М.А., Вавин В.Н., Голубев M.JL, Назаров Ю.Г., Рибель Н.Е., Савостьянов А.И., Семенов В.А. М., Госэиергоиздат, 1963

56. Сушко В. Релейная защита присоединений 6-35 кВ. Есть ли выход из тупика? Новости электротехники, 2006, № 4(40)

57. Софинский А.В., Кучеренко В.И. Хуртов И.И., Багаев Д.В., Ильиных М.В., Сарин Л.И. Резистивное заземление нейтрали в сети собственных нужд Энгельсской ТЭЦ-3 Саратовэнерго. Электрические станции, 2003, №2

58. Технические требования к многофункциональным цифровым устройствам релейной защиты для систем электроснабжения ОАО "Газпром". СУ Леноргэнергогаз, СПб, 2005

59. Указания по построению электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов. Часть 1. Инструкция по построению электрических схем. РТМ-1275-1. Ленинград-Киев, 1984

60. Указания по построению электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов. Часть 2. Инструкция по выбору аппаратуры и защит. РТМ-1275-2. Лепииград-Киев, 1984

61. Указания по построению электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов. Часть 4. Электрические схемы газотурбинных КС. РТМ-1275-4. Ленинград-Киев, 1984

62. Устройство приема блокирующего сигнала БСП-Л. Информационный бюллетень. ЗАО «Энергомашвин»

63. Файбисович Д.Л. Использование изолированных проводов при строительстве В Л распределительной сети. Электрические станции, 2003, №8

64. Федосеев A.M. Релейная защита электрических систем. М., «Энергия», 1976

65. Филин Л.Л., Черновец А.К. Опыт использования РПН на трансформаторах и автотрансформаторах Ленинградской АЭС. XXII Неделя науки СПбГПУ. СПб, СПбГПУ, 2004

66. Филин Л.Л. Быстродействующая логическая защита линий связи электростанций собственных нужд с энергосистемой. Газовая промышленность, 2007, №11

67. Ц-01-97. Циркуляр о повышении надежности собственных нужд энергоблоков АЭС. М., Атомэнергопроект, 1997

68. ЦП-980-89. Циркуляционное письмо о частичном заземлении нейтрали в электрических сетях напряжением 6 и 10 кВ. Союзоргэнергогаз, 1989

69. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических систем. М., Энергоатомиздат, 2007

70. Шабад М.А. Делительные защиты. СПб, ПЭИПК, 2005

71. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. СПб, ПЭИПК, 2003

72. Шабад М.А. Защита генераторов малой и средней мощности. СПб, ПЭИПК, 2006

73. Шакарян Ю.Г., Лабунец И. А. Внедрение асинхронизированных турбогенераторов и компенсаторов на объектах Единой энергосистемы страны. Энергетик, 2005, №6

74. Шаммазов A.M., Александров В.Н., Гольянов А.И., Коробков Г.Е., Мастобаев Б.Н. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций. М., ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003

75. Электротехнический справочник: в 3-х т., т.З, кн.1, Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. профессоров МЭИ М.: Энергоиздат, 1982

76. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. Утв. распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003 г. №1234-р.

77. Якобсон И.Я. Наладка быстродействующих переключающих устройств силовых трансформаторов. Библиотека электромонтера. М., «Энергия», 1976

78. Яновский А.Б. Основные направления Энергетической стратегии России на период до 2020 года. Промышленная энергетика, 2003, № 12

79. Перечень допустимых сокращений

80. АВО агрегаты воздушного охлаждения

81. АВР автоматическое включение резервного питания

82. АДЭС — аварийная дизельная электростанция

83. АПВ автоматическое повторное включение

84. АРВ автоматический регулятор возбуждения

85. АСГ — асинхронизированный генератор

86. АСУ автоматизированная система управления

87. АЧР автоматическая частотная разгрузка

88. БМРЗ блок микропроцессорной релейной защиты1. ВВ — выключатель ввода1. BJI воздушная линия1. ВЧ высокочастотный

89. ВЧТО канал высокочастотного телеотключения

90. ГПА газоперекачивающий агрегат

91. ГПЭС газопоршневая электростанция

92. ГРС газораспределительная станция

93. ГТД газотурбинный двигатель1. ДА делительная автоматика

94. ДВС — двигатель внутреннего сгорания1. ДГЗ дуговая защита

95. ДЗЛ продольная дифференциальная защита линии

96. ДЗШ дифференциальная защита шин

97. ДКС дожимная компрессорная станция

98. ЗМН — защита минимального напряжения

99. ЗРУ закрытое распределительное устройство1. КЗ короткое замыкание

100. КИП и А контрольно-измерительные приборы и аппаратура КПД - коэффициент полезного действия КС - компрессорная станция

101. КТПА комплектная трансформаторная подстанция с аварийным вводом ЛЗЛ — логическая защита линии

102. ЛЗШ — логическая защита шин ЛЭП линия электропередач МТЗ - максимальная токовая защита ОАО - открытое акционерное общество ОЗЗ - однофазное замыкание на землю ОЛ - отходящая линия ПА — противоаварийная автоматика ПБВ — переключение без возбуждения

103. ППДЗ поперечная направленная дифференциальная защита ППДК - приемопередатчик дискретных команд ПРУ - подсистема режимного управления ПС - подстанция

104. ПУЭ правила устройства электроустановок

105. ПХГ подземное хранилище газа

106. РЗА — релейная защита и автоматика

107. РПВ реле положения включено

108. РПН регулирование под нагрузкой

109. РПО реле положения отключено1. РФК реле фиксации команд

110. САУ система автоматического управления1. СВ секционный выключатель1. СГ синхронный генератор

111. СЕГ Северо-Европейский газопровод

112. СИП — самонесущий изолированный провод

113. СУ специализированное управление

114. ТЗН трансформатор заземления нейтрали

115. ТЗНП — токовая защита нулевой последовательности

116. ТН — трансформатор напряжения1. ТО токовая отсечка

117. ТП трансформаторная подстанция

118. УРОВ — устройство резервирования отказов выключателя1. ФВ форсировка возбуждения

119. ЦРЗА цифровая релейная защита и автоматика

120. ЦРП центральный распределительный пункт

121. ШТН шинный трансформатор напряжения1. ШУ шинки управления1. ЭДС электродвижущая сила

122. ЭСН электростанция собственных нужд