Грозозащита двухцепных линий электропередачи 35-110 кВ в нефтяной и газовой промышленности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.12, кандидат технических наук Попова, Юлия Сергеевна

• Попова, Юлия Сергеевна
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Попова, Юлия Сергеевна

Введение

Оглавление

1. Современное состояние исследуемого вопроса и постановка задачи диссертационной работы.

1.1. Методика расчета годового числа грозовых отключений двухцепных ВЛ 35 кВ.

1.2. Методика расчета годового числа грозовых отключений двухцепных ВЛ 110кВ.

1.3. Анализ аварийных грозовых отключений ВЛ 35и 110кВ.

1.4. Современное состояние грозозащиты двухцепных ВЛ 35 и 110 кВ.

1.5. Обзор альтернативных способов грозозащиты двухцепных ВЛ 35 и

110 кВ.

1.6. Выводы по главе и задачи диссертационной работы.

2. Методика компьютерного моделирования ударов молнии в линии 35-110 кВ.

2.1. Воздействие волн грозовых перенапряжений в фазный провод и в трос.

2.1.1. Определение импульса тока молнии.

2.1.2. Модель многопроводной линии и учет потерь в земле.

2.1.3. Моделирование импульсной короны.

2.1.4. Учет рабочего напряжения.

2.1.5. Волновое сопротивление канала молнии.

2.1.6. Распределение ударов молнии по длине пролёта.

2.2. Электрофизические процессы в опоре и их моделирование.

2.2.1. Моделирование нескольких опор ВЛ в расчетной модели.

2.2.2. Модель опоры.

2.2.3. Погонная индуктивность тела опоры.

2.2.4. Индуктированное напряжение на теле опоры.

2.2.5. Моделирование перекрытия линейной изоляции.

2.2.6. Моделирование ОПН.

2.2.7. Кривая опасных токов (КОТ) и расчет вероятности перекрытия линейной изоляции.

2.2.8. Моделирование заземляющего устройства опоры линии.

3. Результаты анализа грозозащиты одно- и двухцепных линий 35-110; кВ при защите их традиционными методами. ЮЗ

3:її Исходные данные для расчета.:. 103;

3.2. Влияние сопротивления,заземления опор.

ЗіЗ; Влияние уровня линейной; ИЗОЛЯЦИИ.

3.4; Влияние варьирования числа'и расположения грозозащитных: тросові на количество грозовых отключений;.

3.5. Выводы по главе.

4. Результаты расчета и анализ грозоупорности одно- и двухцепных линий 35-110 кВ при защите их нетрадиционными способами.

4.1. Задачи грозозащиты ВЛ с использованием ОПН;.

4.2. Определение оптимального места установки ОПН на опоре.

4.3. Оценка частоты расстановки ОПН на ВЛ.

4.3.1. Установка ОПН на ВЛ?35-110 кВ совместно с грозозащитным тросом на вершине опоры.

4.3.2. Бестросовая защита ВЛ 35-110 кВ при установке ОПН.134'

4.4. Энергоемкость ограничителей, устанавливаемых на ВЛ 35-110 кВ.

4:5. Выводы по главе.

5. Технико-экономическое сопоставление вариантов грозозащиты

5.1. Методика ТЭО и исходные данные.

5.2. Результаты расчетов и ТЭО вариантов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Грозозащита двухцепных линий электропередачи 35-110 кВ в нефтяной и газовой промышленности»

Производство энергоресурсов и, прежде всего, нефти и газа, а также рациональное потребление электроэнергии является основой высокого уровня жизни и эффективной экономикой. Добыча, транспорт нефти и газа обладают сложным технологическим процессом [43-45].

Нефтедобыча в нашей стране является важнейшей отраслью промышленности, поэтому неприемлемый показатель, надежности грозозащиты приводит к серьезным финансовым потерям: грозовые отключения« линий И'повреждение электрооборудования подстанций приводят к нарушению технологии в отрасли, недоотпуску электроэнергии. Они также связаны и с ре-монтно-восстановительными работами' изоляционных конструкций и других элементов системы электроснабжения. Поэтому к системе электроснабжения предъявляются жесткие требования [46-48].

При эксплуатации электрических сетей низкого, среднего и высокого напряжения предприятий нефти и газа на изоляцию электрооборудования и линий (в том числе кабельных) воздействуют длительное рабочее напряжение, а также кратковременные грозовые и внутренние перенапряжения.

Из внешних (грозовых) перенапряжений сетей низкого (до 0,5 кВ), среднего (1-35 кВ) и высокого (110-220 кВ) важное значение имеют не только прямые удары молнии на линии и подстанции, но и удары вблизи объектов и межоблачные удары. Из внутренних перенапряжений наибольшую опасность для изоляции представляют дуговые и коммутационные перенапряжения, возникающие при перекрытиях с токоведущих частей на землю, а также при коммутациях элементов подстанций, цепей сигнализации и блокировки.

Вследствие перечисленных выше перенапряжений изоляция электрооборудования повреждается либо сразу, либо стареет вследствие кумулятивного эффекта и раньше гарантированного срока выходит из строя.

До сих пор одной из важнейших задач электроэнергетики в области усовершенствования расчетной методики защиты от перенапряжений является обеспечение грозозащиты двухцепных воздушных линий электропередачи 35 и 110 кВ и повышение надежности эксплуатации этих линий при поражениях молнией.

Большинство линий 35-110 кВ на месторождениях нефти и газа исполнены в двухцепном варианте, при этом грозоупорность таких ВЛ в целом ниже грозоупорности одноцепных линий.

Традиционные мероприятия по грозозащите ВЛ 35-110 кВ и выше, в том числе в нефтяной и газовой промышленности, рекомендуемые ПУЭ [1], предусматривают следующие мероприятия:

1. сооружение грозозащитных тросов с углами защиты не более 25°-35®;

2. обеспечение необходимого уровня линейной изоляции;

3. обеспечение сопротивления заземления опор не более К3=10-20 0м в районах с удельным сопротивлением грунтов рг не более 500 Ом м и

Кзр - Я3л]р; /500 - в районах с р, более 500 Ом-м.

Также к этим мероприятиям косвенно относится и применение автоматического повторного включения (АПВ).

Применение традиционных мероприятий в ряде случаев не дает желаемого результата [2, 5, 6] (приемлемой величины допустимого числа грозовых отключений при заданных грозовой интенсивности и длине линий)-и поэтому предпочтение отдается нетрадиционным способам грозозащиты В Л 35-110 кВ.

Возможными областями применения нетрадиционной грозозащиты воздушных линий могут являться:

- участки воздушных линий с локальной повышенной грозопора-жаемостью;

- двухцепные линии с вертикальной подвеской проводов;

- высокие переходные пролеты через реки, заливы, ущелья и другие преграды по трассе ВЛ;

- участки ВЛ в гололедноопасных районах, где применение грозозащитных тросов нецелесообразно;

- в некоторых районах со сверхвысоким удельным сопротивлением грунтов {рг> 10000-15000 Ом-м).

Основным элементом нетрадиционного способа грозозащиты ВЛ является нелинейный ограничитель перенапряжений - ОПН. При этом наибольший эффект в величине показателя надежности грозозащиты ВЛ будет иметь место при установке названных аппаратов на каждой опоре и на всех фазах В Л (например, на всех шести фазах двухцепнот линии). Однако из-за достаточно большой стоимости' ОПН' даже подвесного варианта (между фазными проводами и опорой, например, параллельно гирляндам изоляторов) такие защиты нецелесообразны. Могут быть рекомендованы и иные, более экономичные нетрадиционные варианты грозозащиты В Л 35 и 110 кВ. Из нетрадиционных способов грозозащиты, предпочтение дается способу установки на ВЛ подвесных нелинейных ограничителей перенапряжений и сооружению тросов не над верхними фазами, а на уровне нижних фаз.

Определенные технико-экономические преимущества могут дать длинно-искровые разрядники [7-9], которые в ряде случаев» позволяют отказаться от грозозащитных тросов и обеспечить требуемую величину показателя« надежности грозозащиты ВЛ за счет значительного снижения вероятности перехода импульсного перекрытия изоляции в устойчивую дугу тока короткого замыкания. Однако эти разрядники главным образом освоены для линий 6-10 кВ; а дооь линий 35-110 кВ они находятся на стадии опытной'разработки, и эксплуатации.

Актуальность темы диссертации в первую очередь определяется ее значимостью в области грозозащиты двухцепных В Л 35 и 110 кВ предприятий, нефти и газа, а именно-повышению надежности эксплуатации этих линий при поражениях молнией, а также усовершенствованию расчетной методики защиты от перенапряжений при использовании нетрадиционных методов грозозащиты.

Заключение диссертации по теме «Техника высоких напряжений», Попова, Юлия Сергеевна

4.5. Выводы по главе

По результатам расчетов можно сделать следующие выводы: - при установке ОПН, наибольшее снижение отключений происходит на опоре с установленным аппаратом. Степень снижения моткл на соседних опорах зависит от многих параметров линии: сопротивлений заземлений опор, длин пролётов и т.д., но в общем случае «зона защиты» ограничителя невысока и не превышает 2 опор;

- при эксплуатации ВЛ без тросов на вершинах опор, ограничители должны быть установлены на верхних фазах каждой опоры.

Так как параметры ВЛ резко неоднородны по всей длине линии, то необходимо осуществлять поиск мест установки ограничителей, задаваясь реальными параметрами ВЛ без их усреднения и распространения усреднённых параметров на все опоры линии.

5.1. Методика ТЭО и исходные данные

Как отмечалось в предыдущих главах, повышение показателя надежности грозозащиты линий 35-110 кВ может быть достигнуто:

-. посредством уменьшения импульсного сопротивления заземления: опор; ,

- путем усиления изоляции линий; '

- посредством установки на опорах линии ОПН; •

- сооружением на линии дополнительных грозозащитных тросов:

Каждый из перечисленных способов ^улучшения грозозащиты линий сопряжен ' с определенными техническими трудностями; и капитальными, затратами, издержками иущербами:.

Усиление: изоляции ВЛ путем- увеличения числа изоляторов должно быть в разумных пределах: Это • объясняется увеличением:механической нагрузки на опоры и, главным образом, возможностью уменьшения изоляцион- ' ного расстояния между проводами и стойкой опоры при боковом ветре. Кроме того, для выполнения этих работ по усилению изоляции. необходимо неоднократно отключать линию.

Для установки ограничителей перенапряжений на опорах следует выполнять ряд работ, связанных с их монтажом- Для этого также следует неоднократно отключать линию.

При анализе возможности отказа от грозозащитных тросов не исключается это сделать без^установгагОИН: Однако в этом случае будет возрастать «нагрузка» на выключатели; с: точки зрения их коммутации, которые устанавливаются на концах линии, то. есть на подстанциях. Это зависит от величин токов короткого замыкания. Если токи короткого замыкания соизмеримы с рабочими токами, то это обстоятельство в значительной степени облегчает условия работы выключателей по концам линии.

Монтаж троса также связан с большими техническими трудностями, связанными с отключением ВЛ.

Из [32] известно, что условием сопоставимости вариантов (в том числе вариантов грозозащиты) является тождественность их конечных результатов для энергетического предприятия. В' общем случае любой вариант того или иного технического решения характеризуется основным производственным эффектом (в.энергетике - передаваемой мощностью электроэнергии); сопутствующим производственным эффектом, объемом, капитальных вложений, необходимых для реализации варианта, ежегодными издержками и дополнительными качественными показателями (надежность, долговечность, объемы используемых материальных ресурсов, воздействие на окружающую среду, социальный эффект и т.д.) [33]. При, сравнении-предпочтение отдается тому варианту, который имеет минимум годовых приведенных затрат.

Линии и; подстанции 35 и 110 кВ относятся к объектам, сроки строительства которых не превышают одного календарного года. Поэтому выбор оптимального варианта производится' по простой формуле годовых затрат без учета временного омертвления капитала, возникающего в случае многолетнего' строительства

3, = ЕНК, +И,-+тт, (5.1) где К1 — капитальные вложения на /—й вариант, руб;

И1 — ежегодные издержки-на /-й вариант, руб/год;

Ен — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (норма доходности).

Далее Е„ принимается приблизительно равным 0,1.

Варианты грозозащиты, как правило, относятся к одному и тому же элементу, например, подстанции или линии, создают одинаковый производственный эффект. Сопоставление вариантов можно было бы осуществить путем уравнения надежности сравниваемых вариантов при помощи дополнительных технических решений в вариантах с меньшей надежностью. Соответствующие, дополнительные затраты в этом случае суммируются к основным затратам. Такой путь не всегда возможен, поскольку мероприятия, выравнивающие надёжность, как правило, изменяют производственный эффект. Поэтому при сопоставлении вариантов учитываются ущербы в стоимостном их выражении путем прямого учета ущербов энергетическому хозяйству от нарушения надежности; электроснабжения; потребителей. Эти: ущербы имеют статистический характер: Как было показано; применительно к сопоставлению ординарных (неуникальных) вариантов энергообъектов [34]; можно сравнивать эффективность большого числа аналогичных объект тов. В этом, случае на основании центральной предельной теоремы Ляпунова асимптотически можно учитывать математические: ожидания ущербов по сравниваемым вариантам: Пршэтом:формула-(5:1^) приобретает вид

Д=£,Д.-гЯ(+М(У)->шт,, (5:2) • где М(У) - математическое ожидание ежегодных дополнительных издержек.

При сравнении вариантов;« грозозащиты, в: дальнейшем принимаем в расчет лишь те дополнительные: составляющие капитальных затрат, которые могут быть различными. Поэтому следует учитывать, что приведенные в главе капитальные затраты являются неполными. Например, при организации, грозозащиты линий 35-110 кВ различными способами их придется часто отключать. Несмотря на наличие резерва^ такие отключения* создадут некоторые режимные «неудобства» энергосистеме, что в данных расчетах не учитывается. , ,.'.• .;'."• ' •:/ '-.-У' :■ :'

Сравниваемые: варианты отличаются защитой- от грозовых перенапряжений линии, поэтому для! них сопоставляются г лишь,соответствующие составляющие, годовых приведенных затрат. В дальнейших технико-экономических сравнениях пренебрегаем также влиянием установленной мощности подстанции ш самой линии на ущербы энергетическому предприятию У, так как сопоставляемые варианты схем грозозащиты относятся к одной и той же линии.

Капитальные вложения на грозозащиту линии определяются как сумма затрат на защитные аппараты Кза, грозозащитные тросы Кт и заземления опор К3:

Кг = КЗА + Кт + К3. (5.3)

Капитальные затраты на защитные аппараты КЗА складываются из стоимости ОПН К'ЗА, стоимости их монтажа КЗАМ и удорожания опор при установке аппаратов (например, монтаж дополнительной траверсы или конструкции на земле) КЗА у:

КЗА ~ КЗА + КЗАМ +КЗАУ (5-4)

Капитальные затраты на тросы можно найти из выражения: Кт = пт • АКТ • 1т + АК0(1Т -т0 +1) = ДАГ0(пт • АКТ +пт • ААГ0)/Г = АК0+АКТ -1Т, (5.5) где пт - число тросов;

АКТ - стоимость троса, включая монтаж, руб/км (см. табл. 5.4); 1Т - длина троса, км;

АК0 - дополнительное удорожание тросовой опоры по сравнению с опорой у без троса: АК0 =-ш-К0 +АКШ, где Утс, Уо— объем металла (дерева, железобеК тона) тросостойки и всей опоры соответственно; Ко — стоимость опоры с фундаментом; АКХМ — стоимость дополнительных монтажных работ по оборудованию опоры для крепления тросов (в расчетах принимается 10% от стоимости опоры с фундаментом).

Ежегодные издержки состоят из основных (по эксплуатации самого объекта) и сопряженных (в смежных отраслях хозяйства). Для средств грозозащиты ежегодные издержки содержат амортизационные отчисления (Иа) и заработную плату (И3). Амортизационные отчисления включают амортизацию тросов, ОПН, заземляющих устройств:

Иа=^К}=аК, (5.6)

7=1 Л где а - средняя норма амортизационных отчислений, а =0,07;

К - капитальные затраты.

Затраты на текущий и капитальный ремонт обычно составляют 100150% от амортизационных отчислений:

Итр + Икр = (1 —1,5) Иа. (5.7)

Издержки на заработную плату И3 эксплуатационного персонала зависят от среднегодового фонда на одного работающего И31, включая основную, дополнительную заработную плату и отчисления на социальное страхование, от штатного коэффициента Кш и установленной мощности

Р • у

И3=И31КШРУ. (5.8)

Таким образом,

И}=Иа + ИТР + Ию> + И3= аК} + (1-1,5)0^ + И3. (5.9)

По данным [35] и отчетным материалам энергосистем, а «0,04. Допускаем, что для различных вариантов грозозащиты одного и того же объекта И3 одинаковы, так как определяются штатным расписанием этого предприятия. В этих условиях формула (5.2) приобретает вид:

3, = EHK,+ai К, +М(У) = К,(ЕН +¿0+М(У) min . (5.10)

Ущербы энергетическому предприятию при грозовых повреждениях изоляции определяются как:

M(y) = ß3yP=KßßpyP, (5.11) где ß3 - эксплуатационная надежность грозозащиты объекта, 1/год; ßp - расчетная надежность грозозащиты, Угод; кр = ß31ßP ~ средний коэффициент пересчета ßp к эксплуатационному показателю надежности (среднему расчетному числу повреждений в год);

Ур - величина ущерба хозяйству при одном грозовом повреждении линии.

Величина ущерба народному хозяйству при одном грозовом повреждении электрооборудования определяется по формуле

УР=Мр+уАЖр, (5.12) где ЬШр - недоотпуск электроэнергии на одно грозовое отключение; у удельный ущерб на 1 кВт-ч недоотпущенной^электроэнергии; Мр - прямые затраты энергосистем' на ремонтно-восстановительные работы на одно грозовое повреждение.

5.2. Результаты расчетов и ТЭО вариантов

С учетом приемлемых способов грозозащиты линий 35-110 кВ принимаем для сравнения следующие рабочие варианты:

Вариант 1: Существующий в настоящее время способ грозозащиты с одним грозозащитным тросом.над верхними.проводами (при прочих равных условиях по величине сопротивления заземления-опор и по уровню ИЗОЛЯЦИИ' ВЛ);

Вариант 2: Грозозащитные тросы на ВЛ отсутствуют, на линии на верхних фазах установлены подвесные нелинейные ограничители перенапряжений (ПОПН).

Вариант 3: То же, что и в варианте 2, но при,сооружении грозозащитного троса на уровне нижних фаз.

Технико-экономические расчеты выполнялись при следующих условиях:

1. Стоимостные показатели по. опорам, заземлению опор, ОПН, тросам, приведенные в таблицах 5.1-5.5, предоставлены .сметным отделом компании ЗАО «РОСПРОЕКТ». Для расчетов были взяты линии длиной 100 км.

2. В вариантах 2 и 3 для защиты рассматриваемых линий 35-110 кВ ОПН установлены на верхних фазах на 68 опорах.

3. При расчетах удельное сопротивление грунтов вдоль трассы В Л принято равным 1000 Ом-м (см. табл. 5.3).

4. Эксплуатационный показатель надежности грозозащиты ВЛ определялся по опыту эксплуатации базисной линии в 2008-2009 гг.

5. Удельный ущерб на 1 кВтч недоотпущенной электроэнергии (у) определен по трем факторам: а) из-зи потери сырой нефти; б) из-за выхода из строя нефтяных скважин; в) из-за повреждения погружного центробежного насоса (погружного насоса).

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Попова, Юлия Сергеевна, 2011 год

1. Правила устройства электроустановок. 7-ое издание. СПб.: Издательство ДЕАН, 2008. - 704 с.

2. Руководство по защите электрических сетей 6—1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений» / Под научной редакцией академика РАН* H.H. Тиходеева. — 2-е изд. — СПб: издательство ПЭИПК Минтопэнерго РФ, 1999.

3. Информационное письмо ОАО «УЭУК» «Анализ итогов прохождения грозового, сезона 2003' года». Составитель Брыкин, Крылов1 Н.В., Сургут, 02:10.03.

4. Крыжановский-В.В., Новикова-А.Н., Шмараго О.В. Области рационального использования подвесных ОПН (ОПНЛ) для* повышения' грозозащиты BJP110 и 220 кВ. Там же.

5. Сви П.М. Контроль изоляции электрооборудования высокого напряжения М.: Энергоатомиздат, 1988.

6. Подпоркин Г.В., Сиваев А.Д.-, Патент №2096882 на изобретение "Линия электропередачи с импульным грозовым разрядником". Приоретет изобретения .17.11.95.

7. Подпоркин F.B:, Сиваев А.Д. Новая грозозащита линий электропередачи с помощью длинно-искровых разрядников // Энергетик. — 1997. № 3.

8. Подпоркин F.B., Пильщиков В.Е., Сиваев А.Д., Ярмаркин М.К. О грозозащите В Л 35-110 кВ длинно-искровыми, разрядниками антенного типа// Известия РАН'"Энергетика", ноябрь 2003.

9. Гиндулин Ф.А., Гольдштейн В.Г., Дульзон A.A., Халилов Ф.Х. Перенапряжения в сетях 6-35 кВ М.: Энергоатомиздат, 1986.1.. Александров Г.Н., Лысков Ю.И., Шевченко С.Ю. Грозоупорность бестросовых линий // Электричество, 1989. №11.

10. Техника высоких напряжений. Под редакцией Г.С. Кучинского — СПб: Энергоатомиздат, 2003.

11. Халилов Ф.Х., Гольдштейн ВТ., Гордиенко А.Н., Пухальский A.A. Повышение надежности работы электрооборудования и линий 0,4 110 кВ нефтяной промышленности при воздействиях перенапряжений -М.: Энергоатомиздат, 2006. — 356 с.

12. Бобров В.П., Гольдштейн-В.Г., Халилов Ф.Х. Перенапряжения и защита от них в электрических сетях 110-750 кВ. — М.: Энергоатомиздат, 2005. -216 с.

13. Новикова А.Н., Шмараго О.В., Лубков А.Н. и др. Модернизация системы грозозащиты двухцепной ВЛ 400 кВ ПС «Выборгская» — Госграница с использованием ОПН // Известия НИИ постоянного тока. 2007. - № 62. - С. 119-144.

14. Новикова А.Н., Шмараго О.В., Макашин Е.А. Эффективность схем грозозащиты ВЛ 110 кВ и выше с использованием ОПН: расчетные оценки и опыт эксплуатации // Известия НИИ постоянного тока. 2008. - № 63. - С. 136-158.

15. Данилов Г.А., Зубков-A.C., Боровицкий В.Г., Лошаков Ю.Е. Подвесные ОПН как средство повышения надежности работы воздушных линий электропередач (опыт применения) // Информационно-аналитический журнал «Энерго-Инфо». ноябрь, 2008. - №11 (23).

16. Справочник по электрическим установкам* высокого напряжения. 2-е издание. Под редакцией Баумштейиа И.А. / М.: Энергия, 1981.

17. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения 3-е издание. Под редакцией БаумштейнаМ.А. / М.: Энергия, 1989.

18. Гумерова Н.И., Малочка М.В. Влияние локальных импульсных сопротивлений заземлений опор на грозоупорность воздушной линии электропередачи // XXXVI неделя науки СПбГПУ. СПб.: Изд. Политехнического университета, 2008, С. 5 — 7.

19. Малочка M.B. Диссертация на соискание учёной степени магистра "Анализ грозовых перенапряжений на BJI 110-150 кВ с учётом характеристик опор". СПбГПУ, 2009.

20. Рябкова Е.Я. Заземления в устройствах высокого напряжения. — М.: . Энергия, 1978. 224 с.

21. Костенко М.В., Перельман JI.C., Шкарин Ю.П. Волновые процессы и'электрические« помехи^ в многопроводных линиях высокого напряжения / М.: 1971.

22. Гумерова Н.И:, Хохлов Г.Г. Алгоритм- определения напряжения в местеудара молнии в воздушную линию и в месте расположения опоры / С.: Апатиты, 2008.

23. Костенко. М.В:, Ефимов Б.В., Зархи И.М., Гумерова Н.И. Анализ надежности грозозащиты подстанций JL: Наука, 1981.

24. Зевеке Г.В., Ионкин И.А., Нетушил A.B., Страхов С.В. Основы теории-цепей: Учебник для вузов-М:: Энергоатомиздат, 1989. 528 с.

25. Хохлов Г.Г. Диссертация на соискание степени магистра «Грозозащита двухцепных ЛЭП 35-110 кВ с установкой ОПН на фазах», СПбГПУ, 2008.

26. Гмурман В.Е. Теория» вероятностей и математическая статистика: Учебник для вузов.- 10-е изд., перераб. и »доп. / Высш. шк., 2004.

27. Кадомская К. П. Теория вероятностей и её приложения к задачам электроэнергетики / К. П. Кадомская, М. В. Костенко, М. Л. Левинштейн; отв. ред. Н. Н. Тиходеев; Рос. акад. наук., Отд-ние физ.-техн. пробл. энергетики СПб. : Наука, 1992. - 376 с.

28. M.B. Костенко, Ю.М. Невретдинов, Ф.Х. Халилов. Грозозащита электрических сетей в районах с высоким удельным сопротивлением грунта Л.: Наука, 1984.-112 с.

29. Александров Г.Н. Ограничение перенапряжений в электрических сетях. Учебное пособие^— СПб: Издание центра подготовки кадров РАО «ЕЭС России» (СЗФ АО «ГВЦ Энергетики»), 2003 г.

30. ГОСТ Р 52725-2007. Ограничители перенапряжений нелинейные для электроустановок переменного тока напряжением от 3 до 750 кВ // М.: Стан-дартинформ, 2007.

31. Бахышев И:М., Волычев A.B., Халилов Ф.Х. Показатели грозоупор-ности ВЛ 500 кВ при установке на ней нелинейных ограничителей перенапряжений 500 кВ / 2010.

32. Уайтхед Э.Р. Грозозащиты линий электропередачи сверхвысокого напряжения / Доклады CIGRE. 1968.

33. Гайворонский A.C. Обоснование проектных решений по грозозащите BJI с применением линейных разрядников. Линии электропередачи 2008: проектирование, строительство, опыт эксплуатации и научно-технический прогресс / Новосибирск, 2008.

34. Кадомская К.П., Рейхердт A.A. Анализ токовых нагрузок ограничителей перенапряжений, устанавливаемых на опорах воздушных линий / «Электричество». 2000. - №3.

35. Атакишиев Т.А., Бабаев Р.В., Барьюдин A.A. и др. / Под ред. Т.А. Атакишиева. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов — М.: Недра, 1988.

36. Альбокринов B.C., Гольдштейн В.Г., Халилов Ф.Х. Перенапряженияiи защита от них в электроустановках нефтяной промышленности — Самара: Изд-во СамГТУ, 1997.

37. Иманов F.M., Пухальский A.A., Халилов Ф.Х., Таджибаев А.И. Защита электрических сетей предприятий нефти и газа от перенапряжений — СПб.: Изд-во Петербургского энерг.инст-та повышения квалиф-ции Минтопэнерго России, 1999.

38. Меньшов Б.Г., Суд И.И. Электрификация предприятий» нефтяной и газовой промышленности —М.: Недра, 1984.

39. Новоселов Ю.Б., Росляков1 В.П., Шпилевой В.А. Электрификация нефтяной и газовой промышленности Западной Сибири — М.: Недра,, 1980:

40. Халилов Ф.Х., Гольдштейн В.Г., А.Н. Гордиенко, Пухальский A.A. Повышение надежности работы электрооборудования и линий 0,4-110 кВ нефтяной промышленности при воздействиях перенапряжений М.: Энерго-атомиздат, 2006.

41. Каталог фирмы-производителя ограничителей перенапряжений ОАО «Позитрон», 2010.

42. Костенко М. В. Обобщенное правило эквивалентной волны для многопроводных линий / Электричество. — 1985. №12. — С.16-21.

43. Халилов Ф.Х., Шилина Н.А. Технические и экономические вопросы грозозащиты двухцепных BJI 110-220 кВ'. Научный отчёт. СПбГПУ. - 2006.

44. Dommel D. C.Digital Computer Solution of Electromagnetic Transients in Single and Multiple Networks—Transactions on Power Apparatus and Sys4 terns-April 1969 388 399.

45. Working Group 01 (Lightning) of Study Committee 33 (Overvoltages and Insulation Co-ordination) Guide to procedures for estimating the lightning performance of transmission lines. — CIGRE. — October 1991.

46. Wagner I. G. «Hight-voltage impulse tests on transmission lines», 1954.

47. Manual E. T. Dommel, H. / 1986.

48. Networks D. C. Dommel, H. / IEEE® Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-88, No. 4, April, 1969.

49. The Bergeron Method A graphic method.for determining line reflections in transient phenomena / Texas Instruments, 1996.

50. Brown G.W. Lighting performance. I. Shielding failures simplfificd lighting performances. II. Updating'backflash calculation. IEEE Trans. PAS. Vol 97, Nil - 1978, 33-38, 39-52.

51. Дмитриев M.B. Применение ОПН для защиты изоляции BJI 6-750 кВ / СПб: Издательство Политехнического университета, 2009. 92 с.