РЗА-2010

Подождите немного. Документ загружается.

Релейная защита и автоматика энергосистем

270

или, если мощность при этом КЗ продолжает передаваться в систему W2, то необходимы а) и б) и

запрещающий сигнал от защит Тр2.

Из проведенного анализа следует: защита не нуждается в цепях напряжения, которые, как извест-

но, ухудшают надежность многих защит, но должна контролировать токи во всех ветвях и присоедине-

ниях. В ветвях это делается с помощью ТА и трансреакторов TAV. Для контроля тока в линиях нужны

датчики, которые в настоящее время не устанавливаются, например катушки индуктивности, датчики

Холла, оптические ТА. Трансформаторы тока, датчики и устройства, реализующие полученные ал-

горитмы, например [5], имеют погрешности. Из-за последних приведенные равенства заменяются

неравенствами с соответствующими вторичными токами i

, i

, (6)

, (7)

, (8)

, (9)

где i

, i

– токи в ветвях схемы ОРУ, в которых установлены выключатели Q1, Q2, Q4; k

, k

– ко-

эффициенты, зависящие от упомянутых погрешностей. На k

и k

наибольшее влияние оказывают

погрешности ТА – ε. Элементарные расчеты показывают: при допустимых ε = 10% минимальные

значения k

= 0,8, k

= 1,11; при ε = 5% k

= 0,94, k

= 1,07. В первом случае ошибка в измерении сум-

мы токов может достигать 11÷12%, во втором – 6÷7%. При близких КЗ ε = 40÷60%. У упомянутых

датчиков погрешности зависят и от точности установки, и расстояний от земли, от фаз и соседних

электроустановок. Поэтому при реализации устройств защиты следует обратить особое внимание на

погрешности ТА и датчиков.

Условия срабатывания защиты записываются аналогично (3), (4), но вместо сигналов M

, M

ис-

пользуются сигналы А

, А

о выполнении приведенных выше комбинаций неравенств (6), (7),

(8), (9) и сигналов b

Tp1

, b

Tp1

о срабатывании быстродействующих защит Тр1 и Тр2, так как эти комби-

нации определяют направление, в котором произошло КЗ.

Для обеспечения надежности в обеих защитах нужно контролировать исправность реле РПВ,

РПО и соединительных проводов. Одновременное наличие (отсутствие) сигнала от РПВ и отсутствие

(наличие) сигнала от РПО информирует об их исправности. При обрывах соединительных проводов

или неисправности РПВ и РПО это состояние нарушается. Поэтому сигнал об их неисправности

формулируется просто, например для выключателя Q1

Отметим, что обе защиты могут применяться в сетях, где токи самозапуска не превосходят 1,4 ⋅ I

НМ

Они имеют такую же чувствительность, как у максимальной токовой защиты с пуском по напряже-

нию, если оценивать ее по методике [6], когда сравнение осуществляется по минимальному току КЗ,

который может выявить защита. Тогда у всех этих защит

КЗ.МИН

= k

⋅ I

СЗ1

= 1,7 ⋅ I

НМ

, где k

– коэффи-

циент чувствительности (по ПУЭ k

= 1,2).

ЛИТЕРАТУРА

[1] Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем: учеб. для вузов. М.: Энергоато-

миздат. 1984. 520 с.

[2] Поляков В.Е., Скутельников В.И. Комплексная структурная быстродействующая защита главной

схемы электростанций и подстанций от коротких замыканий // Изв. вузов СССР – Энергетика.

1965. № 5. С. 1-5.

[3] Поляков В.Е., Клецель М.Я. Централизованная токовая направленная защита // Энергетика…

(Изв. высш. учебн. заведений) 1977. № 3. С. 9-14.

[4] Клецель М.Я. Защита со сравнением знака мощности для токопроводов с ответвлениями //

Энергетика… (Изв. высш. учебн. заведений) 1985. № 11. С. 7-11.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

271

[5] Патент РФ №2363084. МПК Н02Н 7/22, Н02Н 3/08. Устройство централизованной резервной

защиты присоединений схемы шестиугольника / Клецель М.Я., Никитин К.И., Стинский А.С.,

Шахаев К.Т. Опуб. в Б.И. 2009. № 21. 4 с.: ил.

[6] Клецель М.Я., Никитин К.И. Анализ чувствительности резервных защит распределительных

сетей // Электричество. 1992. № 2. С. 19-23.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

Клецель Марк Яковлевич — доктор технических наук, профессор

8(7182)688180

mark2002@mail.kz

Стинский Александр Сергеевич — кандидат технических наук, преподаватель

8(7182)600628

stn-alexander@mail.ru

Шахаев Куаныш Тулеугазыевич — аспирант, инженер

8(7182)655085

i_am_shanhai@mail.ru

Релейная защита и автоматика энергосистем

272

ПРОГРАММА ДЛЯ РАСЧЕТА ПЕРЕХОДНЫХ

И УСТАНОВИВШИХСЯ ПРОЦЕССОВ

В ТОКОВЫХ ЦЕПЯХ ПРОДОЛЬНЫХ

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ТОКОВЫХ ЗАЩИТ

КУРГУЗОВ Н.Н., КУРГУЗОВА Л.И.

Павлодарский государственный университет

КУРГУЗОВА М.Н.

ТОО «Проектный институт ТЭЛПРО» (Павлодар, Казахстан)

В последнее время специалистами отмечается снижение показателей правильной работы устройств

релейной защиты (РЗ) в условиях эксплуатации, что в определенной степени связано с недостаточным

уровнем их технического совершенства.

Оценка целесообразности использования различных принципов и способов повышения техниче-

ского совершенства РЗ, в том числе микропроцессорных, на практике может оказаться невозможной

без применения специализированных программ, обеспечивающих моделирование и расчеты пере-

ходных и установившихся процессов в токовых цепях РЗ. Актуальность разработки таких программ

подтверждена многочисленными публикациями известных отечественных и зарубежных специали-

стов, например [1].

К программам расчета переходных и установившихся процессов в цепях РЗ предъявляются требова-

ния в части их высокого быстродействия и повышенной устойчивости решения систем дифференциаль-

ных уравнений, описывающих процессы в нелинейных токовых цепях РЗ. Известные на сегодняшний

день программы для широкого класса РЗ, в том числе продольных дифференциальных токовых защит

(ДЗ), обладают рядом недостатков – в частности, неустойчивостью решения при практически активном

характере сопротивлений вторичных цепей трансформаторов тока (ТТ) защит. Такого рода проблемы

возникают, например, при математическом моделировании переходных процессов в токовых цепях

продольной ДЗ мощного асинхронного электродвигателя (АД), в нулевых выводах обмотки статора

которого установлены ТТ серии ТПОЛ, индуктивности рассеяния вторичных обмоток которых прак-

тически равны нулю.

В отличие от широко используемых в различных программах расчета переходных и установившихся

процессов в токовых цепях ДЗ методов, в том числе метода [2] прогноза и коррекции вторичного тока

ТТ, в разработанной авторами программе прогнозирование первых приближений вторичных токов

ТТ каждой фазы плеча дифференциальной защиты на шаге расчета осуществляется по известному

методу линейной экстраполяции, а для коррекции вторичных токов ТТ на шаге расчета авторами

предложен и на практике реализован эффективный метод, обеспечивший устойчивое решение при

практически любом характере сопротивлений во вторичных цепях ДЗ ЭД.

На рисунке 1, в качестве примера вычислительного эксперимента, приведена расчетная осцил-

лограмма процесса пуска АД типа АТД-4000, со стороны нулевых выводах обмотки статора которого

установлены ТТ типа ТПОЛ-10-600/5, а со стороны линейных выводов – ТТ типа ТВЛМ-10-600/5.

Проанализируем полученную осциллограмму.

Ввиду отсутствия в пусковом токе в фазе А обмотки статора АД апериодической составляющей, на-

сыщение сердечников ТТ первого и второго плеч ДЗ наступает только на шестой период переходного

процесса включения АД в сеть. Начиная с этого момента времени и в течение примерно пятнадцати

периодов в реле фазы А продольной ДЗ протекает ток i

небаланса, равный разности вторичных

токов i

2a1

ТТ первого и i

2a2

ТТ второго плеча ДЗ. Этот ток, как известно [3], обусловлен насыщением

сердечников ТТ свободным током переменной частоты.

В фазе С защиты переходные процессы протекают иначе и значительно дольше. Ввиду наличия в

пусковом токе в фазе С обмотки статора АД апериодической составляющей, насыщение сердечника

Москва, 1–4 июня 2010 г.

273

более нагруженного ТТ второго плеча ДЗ наступает уже в первый период переходного процесса. Пока

сердечник менее нагруженного ТТ первого плеча ДЗ еще не насыщен (кривая вторичного тока i

2a1

ТТ

первого плеча ДЗ на расчетной осциллограмме практически не искажена), ток небаланса i

в пер-

вый и второй периоды переходного процесса пуска АД имеет однополярный характер (без полуволн

обратного знака). После насыщения сердечника ТТ первого плеча апериодической составляющей

пускового тока ЭД, начиная с 3-го периода, в токе небаланса i

, появляются полуволны обратного

знака. По мере затухания апериодической составляющей пускового тока сердечники ТТ обоих плеч

ДЗ начинают выходить из области насыщения, что приводит к снижению тока небаланса.

Последующее вхождение сердечников ТТ плеч ДЗ в область насыщения, обусловленное действи-

ем свободного тока переменной частоты в фазе С обмотки статора АД, приводит к повторному и

более продолжительному протеканию значительного тока небаланса, имеющего полуволны обоих

знаков.

Сравнительный анализ результатов моделирования переходных процессов в токовых цепях ДЗ

АД типа АТД-4000 с экспериментальными данными при пуске того же АД показал хорошее совпа-

дение расчетных и экспериментальных данных (погрешность расчета во всех случаях не превышает

2-5%).

Проведены многочисленные вычислительные эксперименты режимов пуска и для других мощ-

ных ЭД. Во всех случаях разработанная авторами программа расчета переходных и установившихся

процессов в токовых цепях ДЗ обеспечивала устойчивое решение при любом характере нагрузок

вторичных цепей ТТ.

ЛИТЕРАТУРА

[1] Сопьяник В.Х. Расчет на ПЭВМ переходных и установившихся процессов в трансформаторах

тока и токовых цепях РЗ // Электрические станции. 2004. № 2.

[2] Богдан А.В., Золоев Б.П., Подгорный Э.В. Сравнение численных методов расчета переходных

токов трансформаторов тока на ЦВМ // Известия вузов СССР. Электромеханика. 1974. № 2.

[3] Богдан А.В., Кургузов Н.Н., Кургузова Л.И. Токи небаланса дифференциальных защит мощных

электродвигателей // Электрические станции. 1980. № 9.

Рис.1. Токи плеч и токи небаланса продольной ДЗ при пуске АД типа АТД - 4000

Релейная защита и автоматика энергосистем

274

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ

УСТРОЙСТВА ПРОДОЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ,

ОТКЛЮЧЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО

ТОРМОЖЕНИЯ КАК СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ

УСТОЙЧИВОСТИ САЯНО-ШУШЕНСКОЙ ГЭС

АБАКУМОВ С.А., ВИШТИБЕЕВ А.В., КОРОЛЮК Е.А.

ОАО «Сибирский энергетический научно-технический центр»

ВВЕДЕНИЕ

Недостаточное развитие сетевой инфраструктуры ограничивает возможность удовлетворения

требований свободного рынка электроэнергии и соблюдения условий надежного энергоснабжения

потребителей. Снятие сетевых ограничений на выдачу мощности электростанций является одной из

важнейших задач электроэнергетики.

В настоящее время наибольшие ограничения по выдачи мощности Саяно-Шушенской ГЭС

(СШГЭС) в 2000 МВт вводятся по условию сохранения динамической устойчивости станции. Актив-

но поднимается вопрос о разработке мероприятий по уменьшению имеющихся ограничений после

завершения ремонтных работ по восстановлению станции.

В качестве мероприятий для повышения динамической устойчивости СШГЭС рассмотрены сле-

дующие средства:

1. Сбалансированная разгрузка СШГЭС: отключение части генераторов (ОГ) на станции и части

нагрузки (ОН) в приемной части системы.

2. Поперечное электрическое торможение (ПЭТ) – осуществляемое посредством параллельного

подключения к электрической схеме тормозного сопротивления для погашения избыточной кине-

тической энергии генераторов. Рассматриваются два варианта исполнения ЭТ : однократное для

повышения динамической устойчивости и многократное для демпфирования качаний генераторов

в послеаварийном режиме.

3. Устройства FACTS – устройства продольной компенсации (УПК) для увеличения пропускной

способности схемы выдачи мощности в до- и послеаварийных режимах станции и демпфирования

качаний генераторов. Рассматривается установка УПК на ВЛ 500 кВ СШГЭС – Новокузнецкая и

СШГЭС – Кузбасская.

В работе проведен анализ технической эффективности и перспектив использования вышепере-

численных мероприятий при различной загрузке станции и числа агрегатов.

Результаты работы использовались в работах Сибирского института проектирования энергетиче-

ских систем ОАО «Сибирский ЭНТЦ», выполненных в соответствии с Инвестиционной программой

ОАО «ФСК ЕЭС» (установка БСК на ПС Алюминиевая и Означенное, строительство ВЛ 500 кВ

Алюминиевая – Абаканская – Итатская).

Полученные результаты позволят определить наиболее эффективное мероприятия для повы-

шения динамической устойчивости СШГЭС на год выхода станции на полную мощность (2014 г.) и

дальнейшую перспективу.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАСЧЕТНЫХ УСЛОВИЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ

ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ

Для оценки динамической устойчивости СШГЭС использовалась подробная цифровая модель

ОЭС Сибири (западная и центральная часть Сибири) в формате ПВК «Mustang».

Москва, 1–4 июня 2010 г.

275

Для определения эффективности мероприятий рассмотрено наиболее тяжелое нормативное воз-

мущение группы III – отключение одной цепи ВЛ 500 кВ СШГЭС – Кузбасская действием УРОВ

при двухфазном КЗ на землю вблизи шин 500 кВ СШГЭС с отказом одной фазы выключателя в РУ

500 кВ СШГЭС. При моделировании принимались отказы тех выключателей, которые не приводят

к отключению генераторов станции и, как следствие, ее разгрузке [1]. Такой подход позволяет ис-

следовать возмущения более тяжелые для устойчивости станции.

Нормативные возмущения рассмотрены для режима зимнего максимума 2014 г., этот год харак-

терен завершением ремонтных работ по восстановлению станции и выходом СШГЭС на полную

установленную мощность в размере 6400 МВт.

2. ОТКЛЮЧЕНИЕ ЧАСТИ ГЕНЕРАТОРОВ (ОГ)

После возникновения короткого замыкания возникает небаланс между механической мощностью

турбины и электрической мощностью генератора, вследствие чего происходит ускорение ротора ге-

нератора. Применение ОГ снижает мощность турбины, тем самым уменьшает имеющейся небаланс

мощности.

В качестве балансирующего действия для ОГ применяется отключение нагрузки в приемной части

энергосистемы. Максимальная величина небаланса активной мощности, допустимо возможная при

потере генерации в ОЭС Сибири, принята в объеме 700 МВт. В качестве инструмента реализации ОН

целесообразно использовать существующие ресурсы САОН в западной и центральной частях Сибири.

Балансирующем действием для ОГ-2 (отключение одного укрупненного блока СШГЭС) является

ОН-1 (480 МВт) в Хакасской ЭС, для ОГ-4 (отключение двух укрупненных блоков СШГЭС) является

ОН-3 (700 МВт) в Хакасской ЭС и ОН-2 в Кузбасской ЭС (600МВт) [1].

Как показали результаты расчета эффект от ОГ-2 оценивается в 180-210 МВт, ОГ-4 – 420-490 МВт

дополнительной выдачи мощности СШГЭС в зависимости от числа генераторов в работе. Результаты

расчета приведены в таблице 1.

Таблица 1

Предельная загрузка СШГЭС по условию сохранения динамической устойчивости

в МВт

Число генераторов в работе Без ОГ c ОГ-2 Эффект от ОГ-2 c ОГ-4 Эффект от ОГ-4

10 4860 5070 210 5350 490

9 4570 4760 190 5020 450

8 4240 4420 180 4660 420

Главным недостатком ОГ является ограничение в электроснабжении потребителей и высокие

уровни токов в обмотке статора при отключении генератора под нагрузкой (близки к токам короткого

замыкания).

3. ПОПЕРЕЧНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ТОРМОЖЕНИЕ (ПЭТ)

Применение ПЭТ оказывает существенное влияние на предел динамической устойчивости, а также

на успешную ресинхронизацию и сохранение результирующей устойчивости системы [3].

Подключение ПЭТ к шинам высокого напряжения станции уменьшает количество необходимой

коммутирующей аппаратуры и упрощает компоновку ПЭТ. Их номинальная мощность не зависит,

при этом, от количества генераторов, находящихся в работе и может варьироваться лишь изменением

числа подключаемых резисторов. Подключение резисторов на генераторном напряжении, позволяет

Релейная защита и автоматика энергосистем

276

изменять мощность ПЭТ автоматически в зависимости от числа находящихся в работе агрегатов. На

рисунке 1 приведены зависимость предельной загрузки СШГЭС по условию сохранения динамиче-

ской устойчивости при нормативном возмущение группы III от мощности ПЭТ, при двух вариантах

подключения ПЭТ – к шинам высокого и низкого напряжения станции, а также разного числа вклю-

ченных в работу гидрогенераторов.

Рис. 1. Влияния мощности ПЭТ на предельную загрузку СШГЭС

по условию сохранения динамической устойчивости:

1 – ПЭТ подключен к шинам низкого напряжения (НН), в работе

10 генераторов; 2 – ПЭТ подключен к шинам высокого напряжения (ВН),

10 генераторов; 3 – к НН, 9 генераторов; 4 – к НН, 8 генераторов

Как видно из рисунка 1 подключения ПЭТ к шинам низкого напряжения СШГЭС более эффек-

тивно, чем к шинам высокого напряжения. С эксплуатационной точки зрения размещения ПЭТ на

генераторном напряжении более удобно. Из рисунка следует, что предельная загрузка станции имеет

практически линейную зависимость от мощности ПЭТ, однако следует учитывать ограниченные раз-

меры камеры, предназначенной для размещения устройства ПЭТ в машинном зале электростанции,

например, конструктивные размеры установки мощностью 84 МВт эксплуатируемые на Зейской

ГЭС, составляют 3 × 3 × 6 метров. Размеры устройства ПЭТ особенно актуальны для СШГЭС, в связи

с особенностью расположения машинного зала на станции. Увеличение мощности устройства ПЭТ

повлечет увеличение размеров устройства, что будет ограничивающим фактором при выборе мощ-

ности устройства ПЭТ.

Наибольшую сложность представляет задача определения момента отключения тормозного со-

противления. На рисунке 2 изображена зависимость предельной загрузки СШГЭС по условию со-

хранения динамической устойчивости от времени отключения ПЭТ при применении однократного

включения нагрузочных резисторов для различного числа генераторов и места установки.

Из рисунка 2 можно определить оптимальную мощность устройства ПЭТ и длительность под-

ключения устройства ПЭТ.

Получить дополнительный эффект от применения многократного ЭТ на СШГЭС ввиду конструк-

тивных особенностей существующих турбин (рабочая зона турбины порядка 500-600 МВт) невоз-

можно, так как многократное ЭТ должно осуществляться совместно с разгрузкой турбин.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

277

4. УСТРОЙСТВА ПРОДОЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ (УПК)

Увеличение пропускной способности ВЛ в доаварийном режиме с помощью неуправляемого УПК

оказывает положительный эффект на динамическую устойчивость станции. Также стоит отметить

что динамическая устойчивость станции существенно зависит и от относительного эквивалентного

сопротивления системы в послеаварийном режиме. Уменьшение послеаварийного сопротивления

можно достичь с помощью управляемого устройства продольной компенсации.

В соответствии с работой [2] принята следующая схема установки УПК в ВЛ 500 кВ СШГЭС –

Новокузнецкая и СШГЭС – Кузбасская: установка неуправляемой части УПК степенью емкостной

компенсации 30%, и установка управляемой части УПК степенью емкостной компенсации 20% у

шин ПС 500 кВ Новокузнецкая и Кузбасская.

Результаты расчета сведены в таблицу 2, как показали расчеты эффект от установки УПК растет с

увеличением числа генераторов в работе.

Таблица 2

Предельная загрузка СШГЭС по условию сохранения динамической устойчивости

в МВт

Число генераторов в работе Без УПК с УПК Эффект от УПК

10 4860 5350 +490

9 4570 4990 +420

8 4240 4620 +380

В период синхронных качаний генератор при росте угла ротора в течение полупериода отдает из-

быточную энергию в систему, а в течение другой половины, при снижении угла, в силу инерционно-

Рис. 2. Влияния времени отключения ПЭТ на предельную загрузку СШГЭС

по условию сохранения динамической устойчивости: 1 – к НН, 10 генераторов; 2 – к ВН,

10 генераторов; 3 – к НН, 9 генераторов; 4 – к НН, 8 генераторов

Релейная защита и автоматика энергосистем

278

сти, получает часть обратно. Для скорейшего затухания переходного процесса необходимо увеличить

мощность, отдаваемую генератором и уменьшить долю получаемой обратно. Этого эффекта можно

достигнуть управлением степенью компенсации УПК – увеличением степени компенсации в пер-

вой половине цикла и уменьшением во второй. На рисунке 3 сопоставляются УПК с управлением

(диапазон 8-20%) для демпфирования качаний генератора и без управления УПК (20%) (только для

уменьшения послеаварийного сопротивления), исходный режим соответствует загрузке СШГЭС

на 5350 МВт (в работе 10 генераторов). Как видно на рисунке, воздействие на степень компенсации

УПК в переходном процессе позволяет незначительно ускорить затухание переходного процесса. Это

связано прежде всего с малой регулировочной способностью управляемого УПК [2].

5. ВЫВОДЫ

В таблице 3 приведена предельная загрузка СШГЭС при применении различных мероприятий по

повышению динамической устойчивости станции.

Таблица 3

Предельная загрузка СШГЭС по условию сохранения динамической устойчивости

Число генераторов в работе ОГ ПЭТ (мощность 150 МВт на генератор) УПК

10 5350 5400 5350

9 5020 5010 4990

8 4660 4620 4620

Рис. 3. Изменения угла ротора эквивалентного генератора СШГЭС

без управления УПК (1) и с управлением УПК (2)

Москва, 1–4 июня 2010 г.

279

Как показали расчеты при 50% компенсации реактивного сопротивления ВЛ СШГЭС – Ново-

кузнецкая и СШГЭС – Кузбасская, эффект от применения УПК равен эффекту получаемому от

применяя ОГ на станции, при этом обладает рядом преимуществ:

1. Не нужен останов генераторов.

2. Не приводит к потере энергоснабжения потребителей.

3. Не приводит к перегреву обмотки статора генераторов.

Но следует отметить и недостатки:

1. Возможно самовозбуждение генераторов.

2. Возможно повышение уровня напряжения в местах установки УПК выше допустимой.

Однако стоит отметить, что разработка грамотной системы управления и эксплуатации УПК по-

зволит избежать этих недостатков.

Перспективы использования устройства ПЭТ на СШГЭС довольно проблематичны, в связи с

отсутствием места на станции для его установки. Эффект от применения ПЭТ в значительной мере

зависит от мощности установки. Чтобы получить эффект, сравнимый с эффектом от использования

ОГ и УПК, необходимо устройство мощностью 150 МВт на один генератор, размеры такого устройства

ориентировочно будут составлять 5 × 5 × 4 м.

В связи с вышесказанным, применение УПК будет наиболее оптимальным мероприятием для

повышения динамической устойчивости СШГЭС. Строительство ВЛ 500 кВ Алюминиевая – Абакан-

ская – Итатская и установка УПК помогут снять часть ограничения по выдачи мощности СШГЭС

после завершения ремонтных работ по восстановлению станции.

В завершении хочется отметить, что освоение более эффективных средств автоматического пре-

дотвращения нарушения устойчивости (например, электрическое торможения и УПК) – очевидное

условие для развития современной противоаварийной автоматики в ЕЭС России.

ЛИТЕРАТУРА

[1] Определение предельных и допустимых режимов работы Саяно-Шушенской ГЭС на год выхода

станции на полную мощность и пятый год эксплуатации. ОАО «Сибирский ЭНТЦ», Новоси-

бирск, 2010.

[2] Разработка технических требований и предложений на устройства управляемой продольной

компенсации на ВЛ 500 кВ Саяно-Шушенская ГЭС – Новокузнецкая, разработка алгоритмов

управления, схем защиты и автоматики. ОАО «НТЦ электроэнергетики». М., 2009.

[3] Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высшая

школа, 1970.

[4] Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. М.: Энергия,

1974.

ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ

Абакумов Сергей Александрович – инженер сектора устойчивости и противоаварийной автоматики

Сибирского института проектирования энергетических систем

seregaspartak@mail.ru

+7-960-784-2394

Виштибеев Алексей Владимирович – начальник отдела развития электрических сетей Сибирского

института проектирования энергетических систем

vishtibeev@ortek.energosib.ru

+7-913-921-0830

Королюк Евгения Аркадьевна – главный специалист сектора устойчивости и противоаварийной авто-

матики Сибирского института проектирования энергетических систем