Повышение надёжности работы систем электроснабжения автономных потребителей

1. Магистерская диссертация

МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ
«Повышение надёжности работы
систем электроснабжения автономных
потребителей»
Разработал:
Студент гр.
141521/04 Тиунов П.П.
Руководитель: Ершов С.В.

2. Постановка задачи повышения надежности электроснабжения газотранспортных установок

Компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов, которые зачатую являются автономными
объектами из-за их месторасположения, предназначены для транспортировки газа и повышения его
давления до величин, определяемых прочностью труб и технологическими требованиями. Наибольшее
распространение (более 80%) получили станции, на которых компрессорные агрегаты приводятся в работу
с помощью газотурбинных установок (ГТУ).
Но надежная работа ГТУ невозможна без нормального функционирования вспомогательных систем, таких
как маслонасосы, вентиляторы, пожарные насосы, средства автоматического контроля работы
газоперекачивающими агрегатами, систем связи, автоматизированной система управления (АСУ). Все
перечисленные объекты получают питание от электрической сети 0,4-10 кВ. Перерыв в питании любого из
указанного элемента может привести к остановке компрессорной и нарушению подачи газа потребителю.
Что повлечет большие материальные убытки.
Поэтому, одним из основных направлений повышения надежности работы компрессорных станций
является решение задачи обеспечения бесперебойной работы трансформаторной подстанции потребителей
электрической энергии компрессорных станций.

3. Актуальность работы

Основными потребителями электроэнергии на компрессорных станциях
магистральных газопроводов (КСМГ) являются приводы маслонасосов, вентиляторов,
пожарных насосов, средства технологической автоматики газоперекачивающих
агрегатов, связи, автоматизированная система управления (АСУ). Как правило, эти
установки относятся к потребителям особой группы по надежности и
бесперебойности электроснабжения. Нарушение работы трансформаторной
подстанции этих электроустановок ведет к аварийным остановкам КСМГ и
недоотпуску газа.
Большая протяженность низко- и высоковольтных сетей, значительная удаленность
КСМГ от сетей единой энергосистемы, являются основными преградами на пути
повышения надежности и экономичности электроснабжения. Поэтому добиться
повышения надежности и экономичности можно за счет реконструкции
трансформаторной подстанции за счет дополнительного резервирования.
Большое количество аварийных повреждений связано с возникновением грозовых и
коммутационных перенапряжений в трансформаторных подстанциях и сетях КСМГ и
с несрабатыванием устройств защиты от то-ков короткого замыкания при питании
потребителей электроэнергии от резервного источника вследствие значительного
уменьшения токов к.з.
В этой связи задача повышения надежности трансформаторных подстанций
компрессорных станций с газотурбинным приводом путем дополнительного
резервирования является актуальной.
.

4. Цель диссертационной работы

Цель работы - повышение надежности
трансформаторной подстанции таких
автономных объектов, как компрессорные
станции с газотурбинным приводом, путем
дополнительного резервирования и
разработки алгоритма эффективного
функционирования их в нормальных и
аварийных режимах.

5. Задачи, решаемые в магистерской диссертации

разработать алгоритм эффективного функционирования схемы электроснабжения в
нормальных и аварийных режимах работы автономного объекта за счет
дополнительного резервирования, обеспечивающий требуемый уровень надежности
электроснабжения электроустановок;
обосновать систему ограничения грозовых и коммутационных перенапряжений,
обеспечивающую снижение возникающих перенапряжений до безопасного уровня;
разработать рекомендации по выбору рациональной структуры трансформаторной
подстанции КСМГ с дополнительным резервированием, в которой обеспечивается
требуемый уровень надежности электроснабжения электроустановок при отказах
отдельных источников питания;

6. Методы исследования

Методы исследования в работе использованы методы теории электрических цепей,
систем электроснабжения электротехнических комплексов, численные методы решения
уравнений, теории вероятности, метод моделирования электромагнитных процессов в
системах электроснабжения с помощью ЭВМ.

7. Анализ существующей схемы электроснабжения

От энергосистемы
2QF
1QF
1ЛЭП
3QF
1Ш
2ЛЭП
10,5 кВ
4QF
2Ш
5QF
6QF
1Т
2Т
7QF
3Ш
10QF
0,4 кВ
9QF
ДГУ
8QF
4Ш
11QF
Аккумуляторная
батарея
Связь, АСУ,
КИПиА
Автономные объекты получают электроэнергию от сетей энергосистем,
если они имеются в этом районе.
Потребителями первой категории являются потребители основной
технологии КСМГ: компрессорные агрегаты, автоматика, АСУ, связь.
Остальная нагрузка КСМГ относится к потребителям второй и третьей
категории. Граница раздела обслуживания между ЕЭС и КСМГ наружные контакты проходных изоляторов ЗРУ-10 кВ.
В качестве примера в магистерской диссертации рассматривается
участок Компрессорной станции д. Пришня Тульского ЛПУ МГ ОАО
«Мострансгоз».
Питание от энергосистемы осуществляется по двуцепной линии
электропередачи (ЛЭП), расположенной на одной опоре. В случае
повреждения опоры возможен перерыв в электроснабжении КСМГ на
время до одних суток, что приведёт к значительному экономическому
ущербу.
Чтобы избежать перерывов в электроснабжении потребителей первой
категории, на КСМГ предусмотрен резервный источник
электроснабжения - резервная электростанция (дизель-генераторная
установка). При снижении напряжения на вводах энергосистемы до 0,9
от номинального уровня подается команда на запуск резервной
электростанции. Запуск дизеля производится за счет энергии сжатого
воздуха пусковых баллонов. Вместимость пусковых баллонов
обеспечивает 3-4 пуска двигателя (без пополнения пусковых баллонов
воздухом). Время пуска дизеля может колебаться от 5 с. до 2-3 мин., в
зависимости от температуры окружающего воздуха и масла.
Электроснабжение потребителей особой группы на время пуска дизеля
обеспечивается аккумуляторной батареей. Если после запуска дизеля не
восстановился уровень напряжения, выключатели вводов от
энергосистемы отключаются. Затем резервная электростанция
подключается к секции сборных шин 0,4 кВ и осуществляет питание
потребителей КС.
В связи с тем, что мощности электростанции не достаточно для питания
всех электроприемников КСМГ, одновременно с отключением вводных
выключателей происходит отключение вспомогательных потребителей
электроэнергии (второй и третей категории), неработоспособность
которых не влияет на работу КСМГ в целом. Таким образом, можно
сделать вывод, что существующая схема электроснабжения КСМГ от
энергосистемы не удовлетворяет требованиям по надежности,
предъявляемым к электроснабжению потребителей I категории..

8. Определение показателей надежности существующей схемы электроснабжения

При выполнении сравнительной оценки показателей надёжности вариантов трансформаторной подстанции
КСМГ необходимо установить закон распределения наработок на отказ. По сравнительной оценке, был принят
экспо-ненциальный закон распределения наработок до отказов различных видов электрооборудования СЭС,
как наиболее точно аппроксимирующий статистические данные.
Система электроснабжения для проведения расчетов была преобразована к виду
Далее в работе рассчитывалась частота возникновения отказов по формуле
ЕЭС
1
1QF
1
2QF
2
РЗЛ
2
РЗЛ
3
ЛЭП
3
ЛЭП
4
3QF
4
4QF
1Ш
5
5QF
6
A3 20 A4 21 8760 2 A1 17 A2 18 B1 17 B2 18 8760 1 19 19 B3 20 B4 21
A1 17 A2 18 B1 17 B2 18 8760 1 19 B3 20 B4 21
Среднее время восстановления системы после отказа
АВР
7
1Т
7
Дизель генераторная
A3 20 A4 21 B3 20 B4 21 A1 17 A2 18 B1 17 B2 18 8760 1 19 19
уст
ановка
2Ш
8760 1
12
2Г
6QF
1 Вероятность безотказной работы P(t)=e
13
АВР
Наработка на отказ T
2Т
9QF
8
7QF
8
8QF
9
3Ш
15
4Ш
10
АВР
16
12QF
11
11QF
Дизель генераторная
5
утсановка
1Г
6
14
10QF
К потребителям КСМГ
Для существующей трансформаторной подстанции были получены следующие
показатели
Частота отказов = 0,0243 год-1.
Среднее время восстановления системы после отказа в = 3,21 ч.
Наработка на отказ Т = 41 год.
Вероятность безотказной работы P(t) = 0,976.
Паспортный срок службы основного электрооборудования компрессорной станции
достигает 70 лет, что превышает полученное в результате расчетов значение наработки
на отказ. Существует вероятность того, что в течение срока службы электрооборудования
может произойти отказ СЭС. Поэтому нельзя считать существующую схему
электроснабжения КСМГ достаточно надежной.

9. Анализ возможных структур трансформаторных подстанций компрессорной станции

В магистерской диссертации была выполнена сравнительная оценка существующего и возможных рациональных вариантов
структур трансформаторных подстанций, питающих КСМГ.
В рассматриваемых условиях возможны следующие варианты:
а) электроснабжение от энергосистемы по двум одноцепным ЛЭП и источника бесперебойного питания;
б) электроснабжение от энергосистемы по одноцепной ЛЭП, от двух резервных электростанций и аварийного источника;
в) электроснабжение от энергосистемы по двуцепной ЛЭП, от резервной электростанции и аварийного источника;
г) электроснабжение от энергосистемы по двум одноцепным ЛЭП, от резервной электростанции и аварийного источника.
ИБП
ИБП
КСМГ
ТР1,2
ДГУ
КСМГ
ТР1,2
ЕЭС
б)
а)
ИБП
ТР1,2
в)
ДГУ1
ДГУ2
ИБП
КСМГ
ТР1,2
г)
ДГУ
КСМГ

10. Оценка показателей надежности возможных структур трансформаторных подстанций и выбор наиболее рациональной схемы

Рассчитанные по формулам, аналогичным представленным на предыдущих слайдах, показатели надежности возможных
структур трансформаторных подстанций приведены в таблице
Таблица. Показатели надежности для различных вариантов трансформаторной подстанции КСМГ
Вариант схемы
Частота
отказов ,
год-1
Среднее время
восстановления,
в, ч
Наработка на
отказ Т, лет
Вероятность
безотказной
работы P(t) за год
Двуцепная ЛЭП и
резервная
0,0243
3,21
41,2
0,976
электростанция
Двуцепная ЛЭП и
две резервных
0,0111
4,39
90,2
0,989
электростанции
Две ЛЭП
0,0127
4,15
78,6
0,987
Две ЛЭП и
резервная
0,011
4,4
90,7
0,989
электростанция
Из таблицы видно, что лучшие показатели надежности относятся к вариантам схем с одной ЛЭП и двумя резервными
электростанциями и с двумя ЛЭП и резервной электростанцией. Для обоих вариантов наработка на отказ превышает срок
службы электрооборудования, что позволяет считать эти варианты СЭС КСМГ достаточно надежными.
Из этого можно сделать вывод, что для повышения надежности электроснабжения КСМГ необходимо существующую схему
электроснабжения дополнить линией электропередачи от энергосистемы или резервной электростанцией. Реализация и того и
другого варианта связана с различным уровнем капитальных и эксплуатационных затрат.
Как показали экономические расчеты сооружение дополнительной ЛЭП выгодно если ее длина составляет не более 4,5 км.
Поскольку расстояние до рассматриваемой в работе компрессорной составляет порядка 12 км – сооружение ЛЭП не выгодно.
Поэтому в работе выбор был сделан в пользу трансформаторной подстанции с двумя дизель генераторными установками.

11. Моделирование трансформаторной подстанции компрессорной станции в системе Matlab

SM 1250 kVA
Для исследования предложенной в работе структуры трансформаторной подстанции в установившихся и
переходных режимах была разработана модель в системе Matlab.
Модель учитывает особенность электроснабжения компрессорной станции как от энергосистемы, так и от
дизель-генераторной установки.
Вид модели представлен на слайде

12. Результаты исследования трансформаторной подстанции с помощью ЭВМ

Наибольший интерес вызывает исследование
работы трансформаторной подстанции после
перехода системы к резервному
электроснабжению. Во время успешного
запуска резервной электростанции,
начинается подключение нагрузки КСМГ к
ДГУ. Суммарная мощность подключаемой
нагрузки составляет до 90 % от мощности
ДГУ. Наиболее тяжелым условием, в таких
системах, является прямой пуск
короткозамкнутых асинхронных двигателей,
как правило, составляющих значительную
долю потребителей (нагрузки) на КСМГ (до
30% от мощности резервной электростанции).
В связи большим пусковым током таких
двигателей возникают потери напряжения в
системе. При снижении напряжения более 10
% от номинального может произойти
отключение ДГУ. Поэтому необходимо
оценить величину потерь напряжения при
пуске двигательной нагрузки, а так же
определить очередность принятия нагрузки,
при которой потери напряжения не будет
превышать установленных пределов.
При этом потери напряжения не превышают 10% от
номинального значения. После успешного запуска АД
производится подключение оставшейся нагрузки (освещение,
отопление, КИПиА, АСУ, средства связи).

13. Построение обобщенного алгоритма выбора рациональной стуктуры трансформаторной подстанции объектов газотранспортных систем

Анализ нормативной документации и
определение необходимого значения
параметров надежности
Выбор реализации схемы
электроснабжения
Выбор варианта распределения
электроэнергии внутри объекта и
подбор оборудования
Выбор типа резервных источников
Расчет минимально необходимого
количества резервных источников
питания
Подбор источника бесперебойного
питания для обеспечения безтоковой
паузы на время запуска резерва по
типу и мощности
Определение показателей
надежности элементов СЭС
Определение коэффициента
готовности системы, показателей
значимости, положительного и
отрицательного вкладов с
использованием логиковероятностного метода оценки
надежности
Сравнение полученного значения
коэффициента готовности с
нормативным
Определение структурной
избыточности или недостаточности
Рациональная структура системы ЭС
КСМГ
При реализации алгоритма достижения требуемого уровня
надежности трансформаторной подстанции необходимо:
-определить тип и мощность электроприемников. На основании
этого определяется выбор варианта распределения электроэнергии
внутри объекта. При наличие только маломощных потребителей
как, например, на линейно - производственных участках
магистральных газопроводов, можно использовать
трансформаторы 10/0,4 кВ, что значительно упрощает схему СЭС;
-определить целесообразность использования резервных
источников электропитания и выбирать их тип;
-произвести расчет минимально необходимого количества этих
источников;
-выбрать тип и рассчитать мощности ИБП для обеспечения
бестоковой паузы на время запуска резервного источника
электроснабжения;
- определить основные показатели надежности используемых
элементов.
Этот расчет позволяет оценить соответствие коэффициента
готовности системы требуемым, а также выявить пути дальнейшей
оптимизации структуры.

14. Разработка структуры бесперебойного и гарантированного электропитания

Разрабатываемая рациональная структура
трансформаторной подстанции компрессорной
должна удовлетворять следующим требованиям:
Система обеспечения бесперебойности питания
работает по следующему алгоритму:
- при отказе основного питания,
электроснабжение потребителей группы А
начинает осуществляться от ИБП (используется
энергия аккумуляторных батарей);
- осуществляется запуск ДГУ, которая выходит
на номинальные обороты и принимает нагрузку;
- происходит автоматическое переключение
системы обеспечения бесперебойности питания
на питание от резервного источника (ДГУ);
- ИБП начинают питаться от ДГУ и начинается
подзаряд аккумуляторных батарей;
- при восстановлении основного питания
потребители переводятся на электроснабжение
от постоянного источника электроэнергии;
- ДГУ останавливается
Потребитель второй
категории
Потребитель третьей
категории
СОЭ
ТП1
ТП2
АВР
Ввод 1
ШВР
Ввод 2
ДГУ
СГЭ
Потребители особой
группы I категории
СБЭ
~
=
АСУ
=0,4
кВ
В(1)
АБ
РЗА
Потребители особой
группы I категории
И
Связь
~
=
~
=
В(N)
~220В
Потребители особой
группы I категории
К
=
=
=48В,60В,...

15. Схема рациональной структуры трансформаторной подстанции компрессорной станции, обеспечивающий требуемый уровень надежности

В соответствии с приведенной на предыдущем слайде структуре трансформаторной подстанции, обеспечивающей
гарантированное и бесперебойное питание, предложена конфигурация, вид которой представлен на рисунках а и б.
Оптимальной в данном случае будет считаться схема с использованием двух генераторов ЭС, одной линии электропередачи
работающей через трансформатор 10/0,4 кВ и ИБП работающего в режиме online
Электроснабжение от энергосистемы при этой
схеме
осуществляется
по
двуцепной
линии
электропередачи. В качестве резервных источников
используются две дизель-генераторные электростанции.
Питание потребителей особой группы КС ГП во всех
режимах работы осуществляется от источника
бесперебойного питания.
ЛЭП 10 кВ
ДГУ1
ДГУ2
T
10/0,4 кВ
LPT
SQ2
От энергосистемы
SQ3
SQ1
SQ4
АБ
2QF
1QF
1ЛЭП
ИБП
3QF
1Ш
SQ6
SQ5
СШ 0,4 кВ
ДГУ1 и ДГУ2 – Дизель генераторные установки; LTP - Автоматический
программируемый переключатель, ИБП - Источник бесперебойного
питания; SQ1- Ремонтный байпас; SQ2- Выключатель основной сети
ИБП; SQ3 - Выключатель аккумуляторной батареи (АБ); SQ4Выключатель питания от ИБП; SQ5- Выключатель питания от аппарата
бесперебойного питания; SQ6 - Выключатель питания по линии
электропередачи (ЛЭП); СШ - секция шин для питания конечных
потребителей
2ЛЭП
10,5 кВ
4QF
2Ш
5QF
6QF
1Т
2Т
7QF
3Ш
10QF
0,4 кВ
8QF
4Ш
11QF
9QF
1Г
2Г
Аккумуляторная
батарея
Связь, АСУ,
КИПиА

16. Алгоритм функционирования трансформаторной подстанции КСМГ в нормальных и аварийных режимах

Нормальная работа КСГП.
Электроснабжение от
энергосистемы U=Uн.
Нет
Да
U-Uн >10% Uн
Команда на
запуск АЭС
n=n+1
Нет
Да
U-Uн >10% Uн
Нет
Да
Нет
Число пусков n<3
Да
АЭС
запустилась?
Останов
АЭС
Потребители особой
группы питаются от
аккумуляторной батареи.
Остальные потребители
отключены.
Последовательный пуск
двигательной и активной
нагрузки. Смена уставок
устройств РЗ и СА.
Да
Нет
U-Uн >10% Uн
Нет
Да
U-Uн >10% Uн
Нет
Да
Батарея
разрядилась?
Нет
АЭС вышла из строя?
Потребители II , III
категории отключаются.
Потребители I категории
подключаются к
оставшейся в работе АЭС
Нет
Да
Топливо
закончилось?
Да
U-Uн >10% Uн
Да
Топливо
закончилось?
Нет
Нет
Аварийный
останов КСГП
Да
Для представленных на предыдущем слайде схем был
разработан алгоритм функционирования
трансформаторной подстанции КСМГ в нормальных и
аварийных режимах
В нормальном режиме работы электроснабжение КСМГ
осуществляется от энергосистемы по двуцепной ЛЭП.
Напряжение на вводах от энергосистемы и на секциях
сборных шин КСМГ номинальное U=Uн. Происходит
непрерывный контроль напряжения в питающей ЛЭП.
Наличие электроснабжения от энергосистемы
отслеживают реле защиты и реле напряжения в
распределительном устройстве, присоединённые к
линейной стороне выключателей 1QF и 2QF. При
снижении напряжения на вводах энергосистемы до 0,9 от
номинального уровня (Uн-U>10%Uн) подается команда на
запуск резервных электростанций.
Запуск дизельного агрегата производится за счет энергии
сжатого воздуха пусковых баллонов. Вместимость
пусковых баллонов обеспечивает 3-4 пуска двигателя (без
пополнения пусковых баллонов воздухом). Время пуска
двигателя электростанции колеблется в пределах от 3 с до
2-3 мин.

17. Определение режимов работы электроснабжения и резервных электростанций

РУ 0,4 кВ, Ячейка секционного выключателя.
Ячейка секционного разъединителя
Определение совместной или раздельной работы
секций
РУ 0,4 кВ, Ш2
Определение
режима работы
секции Ш1
Определение режима работы ЭС
Определение
режима работы
секции Ш2
Определение
режима работы
АвЭС1
Определение
режима работы
АвЭС2
РУ 0,4 кВ, Ш1
Ячейки
генераторных
выключателей
САУ АвЭС1
САУ АвЭС2
Определение режимов работы секций производится с целью установления исходных условий для задач системы управления.
Последовательность действий отражено следующей структурой
Электростанция включает две секции 0,4 кВ (Ш1 и Ш2) и две резервных электростанции (ДГУ1, ДГУ2) мощностью по 1250 кВт.
Каждая секция имеет отходящую линию для присоединения к подстанции.
Секции электростанции могут работать между собой параллельно (совместно) или резервно (независимо). В нормальном режиме
секционный выключатель отключен.
Так же секции могут работать параллельно с внешней энергосистемой или резервно на нагрузку с напряжением 0,4 кВ.
ДГУ могут быть выведены из работы; работать параллельно с другими ДГУ или работать на резервную нагрузку. К секции Ш1
подключена ДГУ1. К секции Ш2 подключена ДГУ2.
Для определения режима работы секций используются сигналы состояния выключателей ввода 10 кВ и секционного выключателя.
Для определения режима работы ДГУ используются сигналы состояния генераторных выключателей.

18. Расчет токов коротких замыканий для проверки надежности работы системы релейной защиты

На надежность трансформаторной подстанции компрессорной станции оказывает влияние корректность
функционирования релейной защиты. Расчет токов короткого замыкания производился для настройки
релейной защиты. Для вычисления токов короткого замыкания составляем расчетную схему, По расчетной
схеме составляем схему замещения.
Результаты расчета тока короткого замыкания сведены в таблице
Результаты показали, что при переходе к резервному электроснабжению токи короткого замыкания на шинах
распределительного устройства 0,4 кВ уменьшаются в 2 и более раза. В связи с этим устройства защиты от токов
короткого замыкания при резервном питании не будут срабатывать из-за завышенных уставок. Таким образом,
возникает необходимость согласования уставок защиты.

19. Анализ грозовых перенапряжений, возникающих в системе электроснабжения компрессорных станций

Надежность электроснабжения компрессорных станций также находится в значительной зависимости от способности противостоять
возникающим грозовым перенапряжениям. В работе выполнен анализ возможных мест возникновения грозовых перенапряжений и их
величины.
На рисунке 2 приведена форма грозовых импульсов, характерная для точек присоединения а, б, в, г, д (см. рисунок .1). На рисунке 3
приведена форма грозовых импульсов, характерная для точек присоединения, проходящих через выводы силового трансформатора
(точки присоединения з, з1', и). На рисунке 4 приведена форма грозовых импульсов, характерная для точек присоединения б, е, ж (см.
рисунок 1). Величины грозовых импульсных напряжений даны в табл.
U, кВ
U, кВ
Uн1
.
Uн1
U1
U1
з
з'
Тр1
Тр2
и
и'
3- 10 мкc
U'ост
Uост
0
Uн2
Uн2
а
б
г
е
ВЛ
КЛ
КЛ
в
д
ж
РП-А
РП-В
РП-С
Рисунок 1
1- 3 мкc
2
Рисунок 2
6
4
0
10 t,мкc
8
4
1- 5 мкc
8
12
16
20 t,мкc
Рисунок 3
U, кВ
U1
U1
2
0
1- 10 мкc
10
20
30
10- 40 мкc
40
50 t,мкc
Рисунок 4
В числителе указано импульсное напряжение для BJI на металлических
и железобетонных опорах, в знаменателе - на деревянных опорах.
Грозовые импульсные напряжения в электрических сетях потребителя
могут превышать указанные в таблице 1 значения за счет грозовых
поражений самой сети потребителя, а также за счет отражения и
преломления в ней грозовых импульсов.
В сетях 6(10) кВ в среднем за год возможны около 30 временных
перенапряжений. Поэтому необходимо принять дополнительные
технические решения
.

20. Структурная схема защиты РУ 10 кВ от атмосферных и коммутационных перенапряжений

3
1
3
2
КС находится на открытой местности и имеет в своем составе высоко расположенные элементы конструкции
(молниеприемники и мачты освещения) в которые с высокой степенью вероятности может ударить молния. По
территории КС проложено большое количество кабелей 0,4 и 10 кВ, в которых могут быть индуцированы
перенапряжения при растекании тока молнии. Также возможны прорывы атмосферных перенапряжений со
стороны ВЛЗ 10 кВ и генерирование внутренних перенапряжений при коммутации электрооборудования КС.
Следует отметить, что коммутация трансформаторов КС, работающих с малой нагрузкой, является одним из
наиболее опасных режимов. Применение системы электропитания TN-S в сети 0,4 кВ обеспечивает наилучшие
условия для работы устройств защиты от перенапряжений и улучшает электробезопасность.
В предлагаемом варианте реализована каскадная схема ограничения атмосферных перенапряжений. ОПН (1),
установленные на вводе в энергоблок осуществляют первичное ограничение атмосферных перенапряжений со
стороны BЛ. Шинные аппараты (2) ограничивают перенапряжения до безопасного уровня, определяемого
прочностью изоляции электрооборудования КС. ОПН (3), установленные за вакуумными выключателями
предназначены для ограничения коммутационных перенапряжений. Схема соединения ОПН - «звезда с нулем».

21. Мероприятия по защите от перенапряжений низковольтных сетей

Структурная схема защиты сети 0,4 кВ КС от кондуктивных перенапряжений приведена на слайде.
Ограничители I и II классов выполняют функцию защиты от дифференциальных перенапряжений и
включаются между токоведущими проводниками (L1,L2,L3) и нулевым рабочим проводником (N). Возможные
синфазные перенапряжения при необходимости ограничиваются относительно РЕ проводника с помощью
разрядников.
Достоинством приведенной схемы является то, что нулевой рабочий и нулевой защитный проводники
связаны между собой с помощью разрядника, который не имеет тока утечки, в отличие от варистора а также
обладает значительно меньшей емкостью. Таким образом, улучшается помехозащищенность РЕ проводника,
который может быть использован для заземления электронного оборудования, чувствительного к
электромагнитным помехам.

22. Заключение

В магистерской диссертации содержится научно обоснованное техническое решение актуальной задачи
повышения надежности и эффективности электроснабжения автономных объектов путем обоснования
рациональной структуры трансформаторной подстанции с дополнительным резервированием и
разработки алгоритма ее функционирования в нормальных и аварийных режимах.
Основные результаты диссертационной работы заключаются в следующем:
1. Дано обоснование закона распределения наработок на отказ электрооборудования трансформаторной
подстанции компрессорной станции с газотурбинным приводом. Показано, что при расчете показателей
надежности можно использовать экспоненциальный закон распределения наработок на отказ.
2. Выявлена зависимость показателей надежности от конфигурации трансформаторной подстанции,
параметров электрических нагрузок, числа и мощности источников резервного и аварийного питания.
Для системы с питанием по одной ЛЭП и от одной ДГУ частота возникновения отказов составляет 0,024
1/год. При включении второй ДГУ частота возникновения отказов уменьшиться в 2,2 раза.
3. Проведена сравнительная оценка эффективности схем электроснабжения КС с двумя ЛЭП и одной
ДГУ и двумя ДГУ и одной ЛЭП. Показано, что при удалении от централизованной трансформаторной
подстанции на 4,5 км и более целесообразно устанавливать вторую резервную электростанцию вместо
дополнительной ЛЭП.
4. Разработана имитационная модель трансформаторной подстанции КС. Модель отличается от
известных тем, что в ней учитывается взаимодействие всех компонентов при переходе от
централизованного электроснабжения к резервному.
5. Разработаны алгоритмы электроснабжения КС в нормальных и аварийных режимах, позволяющие
путем резервирования централизованных и резервных источников питания, последовательного пуска
двигательной нагрузки, согласования уставок устройств релейной защиты и сетевой автоматики
обеспечить заданные показатели надежности электроснабжения.
.

23. Доклад окончен

Спасибо за внимание!