Разработка способов координации уровней токов коротких замыканий в электроэнергетической системе Кыргызстана тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук НАСЫР УУЛУ Канат

• НАСЫР УУЛУ Канат
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук НАСЫР УУЛУ Канат

ВВЕДЕНИЕ

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАДАЧ КООРДИНАЦИИ УРОВНЕЙ ТОКОВ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ КЫРГЫЗСТАНА

1.1. Краткий исторический обзор развития энергосистемы Кыргызстана

1.2. Современное состояние энергосистемы Кыргызстана

1.3. Среднесрочная перспектива развития энергосистемы Кыргызстана

1.4. Координация уровней токов коротких замыканий в энергосистемах

Выводы по главе

2. РАЗРАБОТКА РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА ДЛЯ ОЦЕНКИ УРОВНЕЙ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

2.1. Постановка задачи

2.2. Компьютерные программы, используемые при расчетах и создании расчетных моделей

2.3. Основные технические характеристики действующих электрических станций энергосистемы Кыргызстана

2.4. Параметры основного электрооборудования на ТЭЦ г. Бишкек

2.5. Основные технические характеристики действующих электрических сетей энергосистемы Кыргызстана

2.6. Параметры базисных узлов и нагрузок потребителей

2.7. Общие характеристики расчетной модели действующей энергосистемы Кыргызстана

2.8. Верификация расчетной модели действующей энергосистемы Кыргызстана

2.9. Основные характеристики перспективных воздушных линий и

электростанций энергосистемы Кыргызстана

Выводы по главе

3. ОЦЕНКА УРОВНЕЙ ТОКОВ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ КЫРГЫЗСТАНА

3.1. Постановка задачи

3.2. Расчеты начальных значений периодической составляющей тока коротких замыканий в действующей энергосистеме Кыргызстана

3.3. Расчеты начальных значений периодической составляющей тока коротких замыканий в энергосистеме Кыргызстана на среднесрочную перспективу

3.4. Сопоставление уровней токов коротких замыканий действующей

энергосистемы Кыргызстана и на среднесрочную перспективу

Выводы по главе

4. КООРДИНАЦИЯ УРОВНЕЙ ТОКОВ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ КЫРГЫЗСТАНА СТАЦИОНАРНЫМ ДЕЛЕНИЕМ В СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 110-220 кВ

4.1. Постановка задачи

4.2. Об ограничении токов коротких замыканий стационарным делением сети в энергосистеме Кыргызстана

4.3. Расчеты начальных значений периодической составляющей тока коротких замыканий в действующей энергосистеме Кыргызстана при применении стационарного деления сети

4.4. Расчеты начальных значений периодической составляющей тока коротких замыканий в энергосистеме Кыргызстана на среднесрочную перспективу при применении стационарного деления сети

4.5. Влияние стационарного деления сети на потери активной мощности и электроэнергии

4.6. Оценка электродинамической стойкости трансформаторов

Выводы по главе

5. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ АПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ НА ОТКЛЮЧАЮЩУЮ СПОСОБНОСТЬ

ЭЛЕГАЗОВЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

5.1. Постановка задачи

5.2. Определение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока коротких замыканиях в сложно-разветвленных цепях

5.3. Разработка и верификация математической модели процесса отключения коротких замыканий в воздушной линии 500 кВ

5.4. Расчеты электромагнитных переходных процессов при отключении КЗ в

воздушной линии 500 кВ

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

ПРИЛОЖЕНИЕ I. Максимальные значения периодической составляющей и ударного тока коротких замыканий на шинах подстанций и электростанций

110-500 кВ в действующий энергосистеме Кыргызстана

ПРИЛОЖЕНИЕ II. Максимальные значения периодической составляющей и ударного тока коротких замыканий на шинах подстанций и электростанций

110-500 кВ в энергосистеме Кыргызстана на среднесрочную перспективу

ПРИЛОЖЕНИЕ III. Максимальные значения периодической составляющей и ударного тока коротких замыканий на шинах ПС и ЭС 110-500 кВ в энергосистеме Кыргызстана на среднесрочную перспективу c применением

СДС

ПРИЛОЖЕНИЕ IV. Напряжения в узлах сети 110 кВ, отклонения расчетных напряжений от номинальных значений, падение напряжений в узлах сети Энергосистеме Кыргызстана на среднесрочную без применения СДС и с СДС... 170 ПРИЛОЖЕНИЕ V. Данные уровней токов КЗ в сетях 500 кВ энергосистемы Кыргызстана. Официальное письмо от сетевой компании

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка способов координации уровней токов коротких замыканий в электроэнергетической системе Кыргызстана»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Развитие экономики и промышленности в современном мире ведет к увеличению потребления электроэнергии. Снижение энергопотребления в сельских регионах Кыргызской Республики (КР) и рост энергопотребления в крупных городах вследствие перераспределения мест производства и потребления продукции после распада СССР вызвали острый дефицит мощности на севере страны. Указанные причины привели к реконструкции энергетического сектора КР: вводу новых электростанций (ЭС) преимущественно на юге и строительству новых подстанций (ПС) на севере страны.

Рост единичных мощностей генераторов на ЭС, увеличение мощности ПС, изменение структуры электрических сетей различного номинального напряжения и как следствие рост токов коротких замыканий (КЗ), приводят к необходимости согласования или координации параметров выключателей, силовых трансформаторов (автотрансформаторов) с текущими и ожидаемыми в перспективе уровнями токов КЗ. Данная проблема имеет системный характер, предполагающий учет не только требований к параметрам выключателей, но и учет изменения уровней напряжений и потерь электроэнергии в электроэнергетической системе (ЭЭС), перспектив изменения уровня ожидаемых значений токов КЗ.

В настоящее время предъявляются всё более высокие требования к точности расчетов токов КЗ с целью снижения неоправданных запасов, закладываемых в выбираемое электрооборудование. В энергокомпаниях России и Кыргызстана для расчета токов КЗ используют компьютерные программы АРМ СРЗА и ТКЗ-3000, не обеспечивающие требуемую точность расчетов. Эти программы используются для выполнения расчетов токов КЗ, соответствующим двум сезонным состояниям, максимальному и минимальному режимам нагрузок, и не позволяют более точно и быстро отслеживать изменения коммутационного состояния ЭЭС. Принципиальное отличие АРМ СРЗА и ТКЗ-3000 от более

современных компьютерных программ заключается в том, что при выполнении расчетов используется не расчетная схема ЭЭС, а схема замещения, которая готовится с участием расчетчиков. То есть расчетчику необходимо предварительно сформировать схему замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей, задать параметры всех ее элементов, ввести данные в математическую модель, и только затем выполнять расчеты токов КЗ. Соответственно при такой последовательности действий, расчеты сложных и громоздких схем ЭЭС с числом элементов, исчисляемыми сотнями и тысячами единиц, являются весьма трудоемкими и увеличивают вероятность совершения ошибок. В этой связи актуальной является проблема уточненных расчетов токов КЗ, разработка расчетной модели токов КЗ для условий ЭЭС КР с использованием современных компьютерных программ, которые позволяют автоматизировать расчеты и избавиться от вышеописанных недостатков.

Для ограничения возрастающих токов КЗ в мощных узлах ЭЭС, обусловленных ростом генерирующих мощностей и развитием сетей [1, 2, 3, 6, 7, 9, 11-15, 17] находят применение следующие способы: стационарное (СДС) и автоматическое (АДС) деление сети, оптимизация транзита и схем выдачи мощности, токоограничивающие устройства различного типа, оптимизация режима заземления нейтралей трансформаторов и средство воздействия на апериодическую составляющую тока КЗ. Теоретические основы указанных методов отражены в российских и зарубежных публикациях [18, 19, 22-29, 38, 39, 75, 76, 109 и др.]. Выбор оптимального способа ограничения токов КЗ является сложной научно-технической задачей и необходимость применения специальных токоограничивающих средств обычно рассматривается в тех случаях, когда исчерпаны возможности малозатратных методов ограничения токов КЗ таких как СДС и АДС.

Координация уровней токов КЗ, в данной работе, предполагает согласование параметров установленных выключателей ЭЭС КР по отключающей способности с токами КЗ на этапах при эксплуатации ЭЭС и при перспективном планировании развития ЭЭС. Решение проблем недостаточной отключающей

способности выключателей, выявленных на этих этапах, в условиях ограниченности капиталовложений выполняется использованием вышеописанных малозатратных способов координации. Координацию уровней токов КЗ на этапе при перспективном планировании развития ЭЭС КР предполагается выполнить на среднесрочную перспективу (10 лет) в связи с располагаемыми данными.

Необходимость исследования влияния апериодической составляющей тока КЗ на отключающую способность выключателя обусловлена использованием быстродействующих элегазовых и вакуумных выключателей. Использование элегазовых выключателей (ЭВ) и увеличение единичных мощностей генераторов ЭС привели к обострению проблемы обеспечения соответствия отключающей способности ЭВ по содержанию апериодической составляющей в отключаемом токе КЗ. ЭВ могут не справиться не только с отключением токов аварийных режимов с повышенным содержанием апериодической составляющей, но и отключением токов нормальных режимов. Так в последние годы в электрических сетях России и Казахстана (ОАО «ФСК ЕЭС» и АО «KEGOC») зафиксирован ряд серьёзных аварийных разрушений ЭВ на ПС 500-750 кВ при инициализации отключения этих выключателей [54, 55, 56, 57, 64, 65, 78].

Степень разработанности. В настоящее время исследования проблем координации уровней токов КЗ интенсивно проводятся как в России (Московский Энергетический Институт - НИУ «МЭИ», АО «НТЦ» {г. Санкт-Петербург}, Санкт-Петербургский политехнический университет - НИУ «СППУ» и др.), так и за рубежом (США, Великобритания, Германия, Япония и др.) [18-29, 31, 38-42, 54-57, 61, 64, 71, 75, 76, 91]. Следует отметить работы советских и российских авторов (И.А. Сыромятников, В. В. Ершевич, Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков, В. В. Жуков, Г. А. Евдокунин, К.П. Кадомская, В. И. Нагай, В. А. Савельев, Д. Р. Любарский и др.), а также зарубежных авторов (W. Kalkner, R.L. Sullivan, Cassie A.M. и др.)

В настоящее время расчеты токов КЗ в действующей ЭЭС КР ведутся в службе Релейной Защиты (РЗ) сетевой компании, однако проблемам уточненных расчетов, координации и согласования параметров установленных выключателей

с текущими и ожидаемыми в среднесрочной перспективе уровнями токов КЗ уделяется недостаточное внимание.

Объектом исследования является ЭЭС Кыргызстана, представленная 18 ЭС с установленной мощностью 3785 МВт, 194 ПС 110-500 кВ, воздушными линями (ВЛ) 110-500 кВ протяженностью 7492 км.

Предметом исследования являются способы координации уровней токов КЗ, обеспечивающие соответствие отключающей способности выключателей по периодической и апериодической составляющим тока КЗ.

Цель работы заключается в оценке соответствия отключающей способности выключателей ЭЭС Кыргызстана токам КЗ и проверке достаточности малозатратных способов координации уровней токов КЗ, основанных на стационарном делении сети и средстве воздействия на апериодическую составляющую в отключаемом токе КЗ.

Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие задачи:

- Разработка и верификация расчетной модели токов КЗ действующей ЭЭС Кыргызстана и на среднесрочную перспективу (10 лет).

- Сравнительный расчет и анализ уровней токов КЗ и отключающей способности выключателей напряжением 110-500 кВ, а также электродинамической стойкости трансформаторов в действующей ЭЭС Кыргызстана и на среднесрочную перспективу.

- Определение достаточности стационарного деления в сети напряжением 110-220 кВ для ограничения токов КЗ в действующей ЭЭС Кыргызстана и на среднесрочную перспективу для решения вопросов модернизации и планирования развития ЭЭС.

- Разработка математической модели процесса отключения КЗ на воздушной линии 500 кВ для определения средства воздействия на апериодическую составляющую тока КЗ, обеспечивающего соответствие отключающей способности выключателей.

Методология и методы исследования. Решение поставленных задач проводилось с помощью метода математического анализа, численного решения дифференциальных уравнений, математического моделирования на основе теории электрических цепей, исследования процессов отключения в специализированном программном обеспечении (ПО) БЫТР-ЯУ для расчета электромагнитных переходных процессов. В частности, для оценки действующих значений токов КЗ использовался метод математического моделирования электрических цепей энергосистем в современном программном комплексе, сформированном на основе систем узловых и линейных уравнений с комплексными коэффициентами трансформаторов и автотрансформаторов.

Научная новизна работы заключается в решении научно-технической проблемы по координации уровней токов КЗ, а именно:

1. Впервые разработана расчетная модель определения токов КЗ в действующей ЭЭС Кыргызстана и на среднесрочную перспективу (10 лет) с использованием современного математического программного обеспечения, позволяющая повысить надежность и достоверность результатов расчетов токов КЗ за счет учета РПН трансформаторов, отражающих параметры установившегося режима, параметры предшествующего режима генераторов и нагрузок в узлах сети.

2. Обоснована возможность использования стационарного деления в сети напряжением 110-220 кВ как способа координации уровней токов КЗ в действующей ЭЭС Кыргызстана и на среднесрочную перспективу.

3. Разработана математическая модель процесса отключения КЗ на воздушной линии 500 кВ, использующая модель электрической дуги и позволяющая исследовать влияние апериодической составляющей тока КЗ на отключающую способность элегазового выключателя.

4. Выявлены условия неуспешного отключения элегазовым выключателем КЗ на воздушной линии 500 кВ вследствие значительного содержания апериодической составляющей. Обоснована возможность обеспечения успешного отключения тока КЗ на ВЛ 500 кВ с повышенным

содержанием апериодической составляющей путем увеличения бестоковой паузы АПВ выключателя.

Достоверность полученных результатов исследования подтверждена:

- достаточной степенью сходимости результатов расчетов токов КЗ, полученных с помощью расчетной модели токов КЗ для условий ЭЭС КР, разработанной в современном ПО, со значениями токов КЗ, предоставленными сетевой компанией, которые получены по данным измерений регистраторов аварийных событий;

- корректным использованием теории электромагнитных переходных процессов;

- удовлетворительным совпадением результатов верифицированных расчетов, полученных при использовании метода математического моделирования электрических цепей ЭЭС в специализированном ПО БЫТР-ЯУ, с результатами расчетов, полученных аналитическим путем, и экспериментальными данными, полученными от сетевой компании из режима аварийных событий.

Теоретическая значимость работы.

- В расчетной модели токов КЗ РПН трансформаторов и параметры схемы замещения генераторов задаются на основе расчета установившегося режима ЭЭС, обеспечивающего соответствие уровня напряжений требованиям ГОСТ Р 54149-2010 и МЭК 61000-2-8:2002 и минимум потерь электроэнергии.

- При расчете начальных значений периодической составляющей тока КЗ учтены нагрузки в узлах сети среднего номинального напряжения для действующей ЭЭС КР и на среднесрочную перспективу (10 лет).

- При оценке электродинамической стойкости трансформаторов в ЭЭС КР учтены нагрузки вторичных обмоток.

- В математической модели процесса отключения КЗ на ВЛ 500 кВ влияние апериодической составляющей тока КЗ на отключающую способность ЭВ учитывалось с помощью модели электрической дуги.

Практическая значимость работы заключается в предоставлении сетевой компании информации о несоответствии отключающей способности выключателей и электродинамической стойкости трансформаторов текущим и ожидаемым в среднесрочной перспективе значениям токов КЗ, а также в разработке рекомендаций сетевой компании по новым условиям эксплуатации выключателей для решения вопросов модернизации и планирования развития ЭЭС КР.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Расчетная модель определения токов КЗ в действующей ЭЭС Кыргызстана и на среднесрочную перспективу (10 лет), позволяющая повысить надежность и достоверность результатов расчетов токов КЗ за счет учета РПН трансформаторов, отражающих параметры установившегося режима, параметры предшествующего режима генераторов и нагрузок в узлах сети.

2. Результаты сопоставления значений токов КЗ с параметрами установленных выключателей 110-500 кВ, а также соответствия отключающей способности этих выключателей и электродинамической стойкости трансформаторов в ЭЭС КР.

3. Результаты обоснования возможности использования стационарного деления в сети напряжением 110-220 кВ как способа координации уровней токов КЗ в действующей ЭЭС Кыргызстана и на среднесрочную перспективу.

4. Математическая модель процесса отключения КЗ на воздушной линии 500 кВ, использующая модель электрической дуги и позволяющая исследовать влияние апериодической составляющей тока КЗ на отключающую способность элегазового выключателя.

5. Результаты возможности задержек прохождения полного тока КЗ через нулевое значение в процессе отключения элегазового выключателя ВЛ 500 кВ вследствие значительного содержания апериодической составляющей.

6. Рекомендации для обеспечения успешного отключения тока КЗ на воздушной линии 500 кВ с повышенным содержанием апериодической составляющей путем увеличения бестоковой паузы АПВ выключателя.

Личный вклад. Разработана расчетная модель определения токов КЗ в действующей ЭЭС Кыргызстана и на среднесрочную перспективу с использованием современного математического программного обеспечения, позволяющая повысить надежность и достоверность результатов расчетов токов КЗ за счет учета РПН трансформаторов, параметры предшествующего режима генераторов и нагрузок в узлах сети [37, 58]. С помощью расчётной модели выполнена оценка уровней токов КЗ и разработан способ координации уровней токов КЗ [37].

Разработана математическая модель процесса отключения КЗ на ВЛ 500 кВ, использующая модель электрической дуги. С помощью разработанной математической модели проведены исследования переходных процессов при отключении КЗ [106, 107]. Выявлены и проанализированы условия неуспешного отключения элегазовым выключателем КЗ на ВЛ 500 кВ вследствие значительного содержания апериодической составляющей. Обоснована возможность обеспечения успешного отключения тока КЗ на ВЛ 500 кВ [107]. Проведено уточнение областей применения методов расчетов переходных восстанавливающихся напряжений на контактах выключателя при отключении КЗ [106].

Апробация результатов работы. Основные результаты выполненной работы и работа в целом обсуждалась на кафедре «Электрические станции» НИУ «МЭИ», на XII международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2017» (Иваново, 2017 г.).

Публикации по теме работы. Основные научные результаты, полученные в диссертационной работе, опубликованы в журналах «Вестник КРСУ» (2017 г.), «Вестник МЭИ» (2017 г.), «Известия КГТУ Им. И. Раззакова» (2017 г.), «Вестник ИГЭУ» (2017 г.). Количество публикаций по теме диссертации составляет четыре печатных работы, из них две в изданиях по списку ВАК.

Объем и структура работы.

Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, 5 приложений, списка сокращений и условных обозначений, терминов и списка используемой

литературы, содержащего 109 наименований. Основной текст изложен на 130 страницах, включает 63 рисунков и 28 таблиц. Общий объём диссертации 179 страниц.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАДАЧ КООРДИНАЦИИ УРОВНЕЙ ТОКОВ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ

КЫРГЫЗСТАНА

1.1. Краткий исторический обзор развития энергосистемы Кыргызстана

История развития ЭЭС КР начинается со времен царской России. В 19131914 гг. были построены первые ЭС с суммарной установленной мощностью 165 кВт [1]. Началом бурного развития энергетики в КР стал запуск малых ГЭС 0,5 кВт в 1929 г. [2]. А в 1932 г. было образовано первое энергетическое предприятие КР, введены в эксплуатацию первые ЭС и ТЭЦ мощностью 26 кВт и 18 кВт [3].

До 1917 г. в КР высоковольтных сетей не было, ЭС работали изолированно друг от друга и выдавали мощность потребителям по КЛ и ВЛ постоянного тока напряжением 110, 220, 500 В [4]. В 1934 г. был осуществлен перевод Фрунзенских городских сетей на напряжение 6,3 кВ и создана диспетчерская служба. Этой датой определяется образование ЭЭС Кыргызстана.

В 1950-1960 гг. началось массовое строительство сетей 35 кВ и 110 кВ [1]. В 1966-1970 гг. в КР вводят в эксплуатацию ВЛ и ПС 220 кВ. Так, в 1966 г. был построен участок ВЛ 220 кВ от Фрунзенской ТЭЦ до ПС «Главная», а в 1967 г. от ПС «Главная» до ПС «Быстровка». В 1968 г. ВЛ протянулась до г. Алматы и произведено объединение на параллельную работу Фрунзенской и Алматинской ЭЭС. Так была практически сформирована объединенная энергосистема Средней Азии (ОЭС СА) [5].

В 1958 г. для энергоснабжения камвольно-суконного комбината началось строительство единственной на севере КР ЭС - в дальнейшем получившее название ТЭЦ г. Бишкек. Флагман гидроэнергетики КР - Токтогульская ГЭС введена в эксплуатацию в 1974 г., производящая в настоящее время 40% всей электроэнергии в КР. Проект ГЭС был разработан в 60-е г. Среднеазиатским отделением института «Гидропроект» им. С. Я. Жука [6].

1.2. Современное состояние энергосистемы Кыргызстана

1.2.1. Общая характеристика энергосистемы Кыргызстана

Кыргызстан - среднеазиатская страна, расположенная в пределах горных систем Тянь-Шаня и Памира, с высокогорным ландшафтом и большим количеством рек, что определяет ее высокий гидроэнергетический потенциал, составляющий 162,5 млрд. кВт-ч в год. В настоящее время гидропотенциал КР освоен примерно на 10% [4].

Современная ЭЭС КР представлена ЭС общей мощностью более 3785 МВт, которые взаимосвязаны и выдают мощность потребителям по ВЛ напряжением 500, 220, 110, 35, 10, 6 кВ протяженностью более 72 тыс. км (рис. 1.1) [3].

Рис 1.1. Схема ЭЭС Кыргызстана.

КР богата топливно-энергетическими ресурсами, обладает значительными запасами угля и по геологическим запасам занимает 1-е место в Центральной Азии (ЦА). Однако уровень топливной промышленности (добычи, обогащения и переработки) находится на низком уровне, в связи с чем уголь импортируется из

Казахстана. Ресурсы нефти и газа незначительны, и также импортируются из России, Узбекистана и Казахстана [4].

Вышеописанные факторы привели к резкому изменению соотношения выработки электроэнергии на ТЭС и ГЭС в ЭЭС КР. Как видно из рис. 1.2, за период 1994-2015 гг. наблюдается постоянный прирост выработки электроэнергии на ГЭС от 85% до 95 % от суммарной выработки. Основной прирост выработки электроэнергии был обеспечен за счет ввода мощности на Камбаратинской, Ташкумырской и Шамалдысайской ГЭС, а также увеличения выработки на Токтогульской, Курпсайской, Учкурганской ГЭС. Максимальная возможная ежегодная выработка электроэнергии к 2015 г. достигла порядка 15,2 млрд. кВт-ч и продолжает увеличиваться [1].

млн.кВт

18000

16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0

Выработка электроэнергии в ЭЭС КР за 19942015 гг.

// /р --1. \\

\ /

Суммарная вырабатыаемая ЭЭ.,млн.кВт.ч

ЭЭ(ГЭС). млн.кВт.ч

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

2014,(

оды

Рис. 1.2. Количество вырабатываемой электроэнергии в ЭЭС КР за период 19942015 гг., млн. кВт-ч.

ЭЭС КР первоначально развивалась, как независимые региональные ЭЭС севера и юга, которые в 1978 г. были объединены в единую ЭЭС ВЛ 500 кВ Токтогульская ГЭС - Лочин и Токтогульская ГЭС - Фрунзенская (рис. 1.1). Кроме того, было образовано кольцо ОЭС СА на напряжении 500 кВ (рис. 1.3).

Джамбул

Северная региональная ЭЭС охватывает территории 3 областей: Чуйской, Иссык-кульской и Нарынской, имеет связи с ЭЭС Казахстана через ВЛ 220, 500 кВ. Южная региональная ЭЭС охватывает территории 3 областей: Ошской, Джалал-Абадской и Баткенской. Сети юга тесно связаны с сетями Ферганской долины (Узбекистан) (рис. 1.1).

Развитие сетей в ЭЭС КР было неразрывно связано вводом новых ЭС и зависело от общей проблемы развития ОЭС СА. До 1991 г. ОЭС СА являлась одной из 11 ОЭС СССР, которая при этом была физически отделена от единой ЭЭС СССР [1-5]. В 1991 г. после распада СССР было подписано соглашение о параллельной работе ЭЭС и создано «Диспетчерское управление ОЭС СА» в составе ЭЭС Казахстана, КР, Таджикистана, Туркменистана и Узбекистана. В 2000 г. ЭЭС Казахстана была синхронизирована с ЕЭС РФ и ОЭС СА начала параллельную работу с ЕЭС РФ. Однако работа кольца 500 кВ ОЭС СА была остановлена в 2003 г., когда ЭЭС Туркменистана отделилась от ОЭС СА и начала параллельную работу с ЭЭС Ирана, а в 2009 г. ЭЭС Узбекистана отделилась в связи с противоречиями стран в составе ОЭС СА.

Потребителей ЭЭС КР также можно условно разделить территориально на 2 региона: север и юг с количеством потребляемой электроэнергии равных 2,5 ГВт и 1 ГВт. Основная часть потребителей (свыше 70%) расположены в долинах и горных котловинах (до 1500 м над уровнем моря), в таких как Чуйская и Таласская долины, в предгорьях Ферганской долины, в Иссык-Кульской котловине и в других долинах среднегорья и высокогорья, составляющих не более

15% территории КР [3]. На этих территориях КР развита промышленность и сельское хозяйство и, соответственно, развиты электрические сети.

Особенность ЭЭС КР заключается в том, что 90% ЭС расположены в южном регионе, а 70% потребителей в северном регионе [1], что в условиях отсутствия кольца 500 кВ ОЭС СА создало проблему передачи электроэнергии для обеспечения растущего энергопотребления севера.

В этой связи одной из важнейших задач развития экономики КР является повышение эффективности и надежности работы ЭЭС. Поэтому в ЭЭС КР ведется масштабное усиление межрегиональных связей север-юг, связей между потребителями и источниками электроэнергии.

1.2.2. Структура современной электроэнергетической отрасли Кыргызстана

По состоянию на 31.01.15 г., согласно программы реструктуризации АО «Кыргызэнерго», созданы и функционируют 3 структуры [1, 6, 8, 9, 10]:

1. ОАО «Электрические станции» (ОАО «ЭС») - генерирующая компания, вырабатывает 98% всей электроэнергии КР и обеспечивает ею внутренних и зарубежных потребителей, а также регулирует частоту в ОЭС СА [6]. В состав которого вошли ЭС такие как ТЭЦ г. Бишкек и Ош, Каскад Токтогульских ГЭС, Атбашинская ГЭС и Предприятия, строящихся ГЭС.

2. ОАО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана» (ОАО «НЭСК») - передающая компания, эксплуатирует сети 110-500 кВ. ОАО «НЭСК» переданы функции коммерческого оператора на рынке электрической энергии и мощности в регионе ЦА, а также технического оператора по диспетчерскому управлению энергообъектами в ЭЭС КР.

3. Распределительные компании с функциями распределения и продажи энергии, организованные на базе предприятий электрических и тепловых сетей АО «Кыргызэнерго» по территориальному признаку - «Северэлектро», «Востокэлектро», «Ошэлектро», «Джалал-Абадэлектро» и «Бишкектеплосеть».

1.2.3. Оптимизация межрегиональных связей север-юг и модернизация действующих электрических станций

Как отмечалось выше, в ЭЭС КР ведутся работы по оптимизации энергетического сектора экономики КР. Увеличивающее энергопотребление севера, в условиях дефицита мощности и отсутствия достаточных связей межрегиональных систем север-юг, привело к чрезвычайной ситуации, произошедшей в 2008-2009 гг. Тогда проводились веерные отключения потребителей электроэнергии по 10-14 часов в сутки, что привели к остановке работы предприятий и экономическому ущербу КР [11, 16].

В этой связи для развития энергетической отрасли КР в 2013-2017 гг. были реализованы, а также находятся на стадии реализации следующие инвестиционные проекты [12, 13, 14]:

Проект «Строительство ЛЭП 500 кВ «Датка-Кемин» и ПС 500 кВ «Кемин». В 2015 г. введена в эксплуатацию ВЛ 500 кВ «Датка-Кемин», протяженностью 405 км, и ПС 500 «Кемин» и осуществлена перезаводка действующих ВЛ 220 кВ (см. рис. 1.1).

Проект «Модернизация ЛЭП на юге Кыргызстана». В 2013-2014 гг. введены в эксплуатацию ПС 500 кВ «Датка» и ВЛ 220 кВ «Датка - Кристалл», «Датка - Узловая», «Датка - Торобаева», «Узловая - Лочин», перезаведены ВЛ 220 кВ «Курпсайская ГЭС - Торобаева» и ВЛ 500 кВ «Токтогульская ГЭС -Лочин» на ПС «Датка» (248,6 км), и реконструированы действующие ПС 220 кВ «Торобаева», «Узловая», «Алай», «Кристалл» и «Айгульташ» (см. рис. 1.1).

Проект «Модернизация ТЭЦ г. Бишкек» предусматривает обновление котов №1-8, турбин 1-4 и ввод 2 генераторов мощностью 150 МВт. Проект осуществляется в период 2014-2017 гг. [17].

Ввод в эксплуатацию новых ВЛ и ПС 500 кВ, перезаводка действующих ВЛ 220 кВ на эти ПС 500 кВ повысило надежность работы межсистемной связи север-юг и позволило северной и южной региональным ЭЭС КР добиться полной энергетической независимости от ЭЭС соседних государств.

1.3. Среднесрочная перспектива развития энергосистемы Кыргызстана

Введутся активные работы по реализации Национальных энергетических программ и стратегий развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) КР для эффективного развития ЭЭС. Располагаемые данные о развитии ЭЭС КР позволяют выполнить расчетно-теоретические исследования на среднесрочную перспективу (10 лет). Основными задачами развития ЭЭС КР на среднесрочную перспективу являются ввод новых ЭС и магистральных ВЛ, в этой связи реализуются следующие проекты [11, 12, 13, 14, 15]:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук НАСЫР УУЛУ Канат, 2018 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Данные сайта, архив ОАО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана» (ОАО «НЭСК»).

2. Данные сайта, архив ОАО «Чакан ГЭС». http://www.chakanges.kg/

3. Тулебердиев Ж.Т., Рахимов К.Р., Беляков Ю.П., «Развитие энергетики Кыргызстана», Бишкек 1997, 293 с.

4. Рахимов К.Р. Линии электропередач Кыргызстана, особенности, методы расчета и управления. /КГТУ им. И. Раззакова - Бишкек, ИЦ «Текник», 2010, -151 стр.

5. Рахимов К.Р. и др. Развитие электротехники и энергетики в Советских Социалистических республиках. Ж. Электричество,1982, №12.

6. Данные сайта, архив ОАО «Электрические Станции» Кыргызстана http://www.energo-es.kg/.

7. Сатыбалдиев Ж. Ж. Электроэнергетика Кыргызстана. Вчера, сегодня, завтра. Бишкек, 2004г.

8. Энергетическая программа Кыргызстана. Минэкономики и финансов. Бишкек. 1992 г.

9. Концепция энергетической политики КР на период до 2000 г. Вестник экономики. №1, 1995г.

10. Фонд Сорос-Кыргызстан. Проект «Открытый Кыргызстан». Проблемы электроэнергетики - действительные и мнимые / Аналитическая записка. -Бишкек. - 2006.

11. Национальная энергетическая программа Кыргызской Республики на 20082010 гг. и стратегия развития ТЭК до 2025 года. Изд-во Инсанат, Бишкек, 2009 г.

12. Национальная стратегия устойчивого развития на 2012-2017 годы национальные проекты согласно «Среднесрочной стратегии развития ЭЭС КР на 2012-2017 годы» // Министерство энергетики и промышленности Кыргызской Республики.

13. Проект «Модернизации линии электропередач на юге Кыргызстана» и строительство ПС 500 кВ «Датка» и ВЛ 220 кВ// Министерство энергетики и промышленности кыргызской республики.

14. Обосновывающие материалы по реформированию энергосектора/ Национальный институт стратегических исследований Кыргызской Республики. Бишкек 2014 г.

15. «Об этапах проектирования и сооружения Камбар-Атинской ГЭС-2» Национальная программа энергетической независимости Республики Кыргызстан. П/О «Кыргызэнерго». Бишкек, 1991 г.

16. Касымова В.М., Архангельская А.В. Энергетическая безопасность Кыргызстана и развитие межгосударственных энергетических связей в ЕврАзЭС (Центральноазиатском регионе) / Научно-аналитический журнал «Евразийская экономическая интеграция» № 3 (12), 2011 г.

17. ТЭО по проекту реконструкции ТЭЦ г. Бишкек в Кыргызской Республике/ Проектный институт в провинции ХуБэй (Китай). - 2013г.

18. Б. Н. Неклепаев/ Координация и оптимизация уровней токов короткого замыкания в электрических сетях/ изд. Энергия, М. 1978.

19. Антипов К.М., Востросаблин А.А., Жуков В.В., Кудрявцев Е.П., Крючков И.П., Кузнецов Ю.П., Мозгалев К.В., Неклепаев Б.Н., Пираторов М.В., Пойдо А.И., Шунтов А.В. О проблеме координации уровней токов короткого замыкания в энергосистемах// Электрические станции. - 2005.- №4.-с. 19-32.

20. Р. Салливан/ Проектирование развития электроэнергетических систем/ перевод с англ. под ред. М.С. Лисеева, В.А. Строева/ изд. Энергоиздат, М., 1982.

21. Крючков И.П., Неклепаев Б.Н., Старшинов В.А., Пираторов М.В., Гусев Ю.П., Пойдо А.И., Жуков В.В., Монаков В.К., Кузнецов Ю.П. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования / под ред. И.П. Крючкова и В.А. Старшинова - М.; изд. центр «Академия», 2005. - 416с.

22. Востросаблин А.А., Неклепаев Б.Н., Шунтов А.В. Об эффективности мероприятий по ограничению токов короткого замыкания в основных сетях энергосистем/ Известия РАН. Энергетика. - 2001. - №4

23. Игнатов В.В. Ограничение токов КЗ делением электрических сетей, и оценка его влияния на режимы энергосистемы / Диссертация. - НИУ МЭИ, 2010, 107с.

24. Ерхан Ф.М., Неклепаев Б.Н. Токи короткого замыкания и надежность энергосистем. Кишинев: Штиинца, 1985.

25. Крючков И.П., Старшинов В.А., Гусев Ю.П., Пираторов М.В. Короткие замыкания и несимметричные режимы электроустановок / под ред. И.П. Крючкова -2-е изд. - М.; изд. дом МЭИ, 2011. - 472с.

26. Рахимов Дж.Б., Гусев Ю.П. Рост уровней токов КЗ - сдерживающий фактор развития экономики // Энергетика, электромеханика и энергоэффективные технологии глазами молодежи: материалы IV - й российской молодежной научной школы - конференции. В.2 т. Т.2/ Томский политехнический университет. - Томск: Изд - во ООО «ЦРУ», 2016, с. 80 - 84.

27. А. С. Александров, В. В. Жуков. Ограничение токов коротких замыканий в сетях высокого напряжения развивающихся энергосистем / журнал «Вестник МЭИ. г.», № 2, 2012, с. 58-66.

28. Брилинский А.С., плохих М.И., Смоловик С.В. Координация токов КЗ в сетях высокого напряжения мегаполиса (на примере энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области) / журнал «Электро», №1, 2012с. 11-16.

29. Мозгалев, К.В. Оценка эффективности ограничения токов короткого замыкания в сетях 110-500 кВ энергосистемы / Диссертация. - НИУ МЭИ, 2005, 123с.

30. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем. Утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 г. №281.

31. Арзамасцев Д.А., Липес А.В., Мызин А.Л. / Модели оптимизации развития энергосистем/ изд. Высшая школа, М. 1987.

32. Омокеева А.А. Оценка генераторных выключателей малых ГЭС по параметрам коммутационных процессов. / Диссертация. - НИУ МЭИ, 2012, 115с.

33. Электротехнический справочник/Производство и распределение Электроэнергии/ под общей ред. В.Г. Герасимова, П.Г. Грудинского, В.А.

Лабунцова, И.Н. Орлова, М.М. Соколова, А.М. Федосеева, А.Я. Шихина и инж. И.В. Антика./ 7-е изд., том 3.

34. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. / Проектирование схем электроустановок/изд. МЭИ, М., 2004.

35. В.А. Веников/ Электрические системы/ изд. Высшая школа, М., 1978.

36. Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения/ М., изд. МЭИ, 2007.

37. Гусев Ю.П., Насыр уулу К., Рахимов Дж.Б., Алиев К.Б. Координация уровней токов коротких замыканий в электроэнергетической системе Кыргызстана / журнал «Известия КГТУ Им. И.Раззакова», ISSN: 1694-5557 -2017. - Том. 41. - №1-1. с. 25-30.

38. Б.Н. Неклепаев, М.В. Пираторов, А.И. Пойдо и др./ Исследование эффективности различных методов и средств ограничения токов короткого замыкания на землю в сетях 110-750 кВ/ Труды МЭИ, вып. 521, изд. МЭИ, М. 1981.

39. Б.Н. Неклепаев. Проблема координации уровней токов короткого замыкания электростанциях и в электрических сетях энергосистем/ Известия РАН, Энергетика - №6, М. 1993.

40. Антонов А.А., Гусев Ю.П., Трофимов В.А. Современные технологии расчета коротких замыканий и планирования развития распределительных электрических сетей // Энергетическая безопасность Союзного государства: сборник материалов секции - Минск: БНТУ, 2014. - С. 149-152.

41. Брилинский А.С., Севастьянова А.В. Сравнительный анализ работы программ для расчета токов несимметричных коротких замыканий в энергосистемах // Электроника и Электротехника. - 2010. - №5. - стр. 36-42.

42. Гусев Ю.П., Гусев О.Ю., Трофимов В.А. Опыт использования расчетных моделей в распределительных сетях // Журнал «Энергетик». - 2015.- №1.- стр. 25-27.

43. NEPLAN Packages // NEPLAN Power System Analysis and Engineering. Zurich, Switzerland. URL:http://www.neplan.ch/description/short-circuit-analysis-3

44. IEC 60909-0. Short-circuit currents in three-phase a.c. systems - Calculation of currents. 2001. - 148 p.

45. IEEE Application Guide for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis. ANSI/IEEE C37.010-1999. - 81 p.

46. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М., ЭНАС, 2012. - 376 с.

47. Веников В.А., Зуев Э.Н., Литкенс И.В., Маркович И.М., Мельников Н.А., Солдаткин Л.А., Строев В.А. Электрические системы. Математическое задачи электроэнергетики // под ред. В.А. Веникова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М., Высшая школа, 1981. - 288 с.

48. IEEE Standart for AC High-Voltage Generator Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis. ANSI/IEEE C37.013-1997. - 79 p.

49. IEEE Std C37.013a™-2007 - IEEE Standard for AC High Voltage Generator Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis. Amendment 1: Supplement for Use with Generators Rated 10-100 MVA (Amendment to IEEE Std C37.013-1997).

50. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. Стандартформ, М., 2007.

51. ГОСТ Р 54149-2010 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. 2012,

52. (IEC 61000-2-8: 2002) (Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 2-8: Environment — Voltage dips, short interruptions on public electric power supply system with statistical measurement results)

53. В.А. Веников/ Электрические системы/ изд. Высшая школа, М., 1978.

54. Наумкин И.Е., Сарин Л.И., Черезов А.В., Горюшин Ю.А., Гусев С.И., Иваницкий Ю.М. Обеспечение работоспособности линейных элегазовых выключателей при отключении тока с большой апериодической составляющей/ Энергоэксперт, 2012, № 3, - с. 60-67.

55. Дмитриев М.В. Защита оборудования ВЛ 330-750 кВ от апериодических токов и резонансных перенапряжений/ журнал «Электроэнергия», № 6 (33), 2015.

56. Евдокунин Г.А., Дмитриев М.В., Гольдштейн С., Иваницкий Ю. Высоковольтные ВЛ: коммутации и воздействия на выключатели. / журнал «Новости электротехники», №3(51), 2008.

57. Евдокунин Г.А., Дмитриев М.В., Гринев Н. Элегазовые выключатели 110750 кВ. Особенности работы при отключении ненагруженных ВЛ с шунтирующими реакторами. / журнал «Новости электротехники», №4(76), 2012.

58. Гусев Ю.П., Насыр уулу К., Рахимов Дж.Б. О компьютерных технологиях в развитии электрических сетей. // XII международная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2017»/ ФГБОУ ВО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И.Ленина». Иваново. - 4-6 апреля 2017г.

59. EMTP Theory Book. BPA in 5.1. USA, 1994, 472p.

60. Niklas Gustavsson. Evaluation and Simulation of Black-box Arc Models for High Voltage Circuit-breakers. / LINKOPING University, LiTH-ISY-EX-3492-2004, 200404-02, 64 p.

61. Pieter Hendrikus Schavemaker. Stellingen (Propositions). Digital Testing of highVoltage SF6 Circuit Breakers./ Technische Universiteit Delft, ISBN 90-9016125-2, Delft- 12.11.2002, 192 p.

62. Neville Watson, Jos Arrillaga. Power Systems Electromagnetic Transient Simulation./ The Institution of Engineering and Technology, UK, London, published 2003, reprinted 2007.

63. Гусев Ю.П. Интеллектуальным сетям России комплексную интеллектуальную поддержку МЭИ // Труды Второй Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем» - ЭНЕРГ0-2012 (Москва, 4-6 июня 2012 г.). - М.: Издательский дом МЭИ, 2012. С. 26-31.

64. Моделирование процессов в цикле ОАПВ с использованием программного комплекса EMTP. / Дмитриев М.В., Евдокунин Г.А. / Международная научно-техническая конференция «Перенапряжения и надежность эксплуатации электрооборудования». Выпуск 3. Минск, 05-09.04.2004г.

65. К вопросу о проектировании линий электропередач высокого напряжения, оснащенных шунтирующими реакторами/ Базавлук А.А., Кадомская К.П., Лавров Ю.А./ Международная научно-тех. конф. «ТРАВЭК-2009» (Секция коммутационное оборудование) - 2009г.

66. Протокол совместного заседания ПН «НТС ЕЭС» и НТС ПАР «Россети» секцией «Управления режимами энергосистем, РЗиА», «Пробелы надежности и эффективности РЗ и АСУ в ЭС России» «Управление режимами, автоматизация и применение АУ в Электрических сетях» /, по теме Вопросы координации работы релейной защиты и трансформаторов тока. 11.09.2015.

67. Influence of dc Component during Inadvertent Operation of the High Voltage Generator Circuit Breaker during Mis-Synchronization/ Kadri Kadriu, Ali Gashi, Ibrahim Gashi, Ali Hamiti, Gazmend Kabashi/Energy and Power Engineering/ 2013.

68. Воронин В.А. Повышение эффективности управления нормальными и аварийными электрическими режимами в районах мегаполисов./ Диссертация.-ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», М.- 2014, 148с.

69. ГОСТ 1516.3-96 (2003). Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции/ Межгосударственный стандарт. 01.01.1999 (10.2003).

70. ГОСТ Р 52565-2006. Выключатели переменного тока на напряжения от 3 до 750 кВ. Общие технические условия/ Национальный стандарт Российской Федерации. 01-04-2007.

71. Крючков И.П., Неклепаев Б.Н., Старшинов В.А., Гусев Ю.П., Пираторов М.В. Переходные процессы в электроэнергетических сетях / под ред. И.П. Крючкова - М.; Издательский дом МЭИ, 2008. - 416с.: ил.

72. Неклепаев Б.Н., Некрестов О.В., Ушакова А.Д. Влияние структуры и параметров электрической сети на максимальный уровень токов короткого замыкания, Труды МЭИ, вып. 209, М., МЭИ, 1975, с. 121-127.

73. Околович М.Н. Проектирование электрических станций: учебник для вузов. / М.: Энергоиздат, 1982. - 400с.

74. О стабилизации уровней токов короткого замыкания в сетях 110 кВ и выше// Мозгалев К. В., Неклепаев Б. Н., Шунтов А. В. / журнал «Электрические Станции», №12, 2001.

75. Токи короткого замыкания и эффективность стационарного деления электрической сети // Мозгалев К. В., Неклепаев Б. Н., Шунтов А. В. / журнал «Электрические Станции», №12, 2001.

76. РД 153-34.3-47.501-2001. Рекомендации по эксплуатации и выбору выключателей, работающих в цепи шунтирующих реакторов. СПО ОРГРЭС, 2001.

77. Об эксплуатации подстанций и линий электропередач высокого напряжения, оснащенных шунтирующими реакторами/ Базавлук А.А., Кадомская К.П., Лавров Ю.А./ журнал «Электро» - 6, 2009г.

78. СТО 56947007-29.130.10.095-2011. Выключатели переменного тока на напряжение от 3 до 1150 кВ. Указания по выбору. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС», 2011.

79. IEC 60909-1. Short-circuit currents in three-phase a.c. systems - Part 1: Factors for the calculation of short-circuit currents according to IEC 60909-0. 2002-07. - 143 p.

80. IEC 60909-2. Short-circuit currents in three-phase a.c. systems - Part 2: Data of electrical equipment for short-circuit current calculations. 2008-11. - 43 p.

81. IEC 60909-3. Short-circuit currents in three-phase a.c. systems - Part 3: Currents during two separate simultaneous line-to-earth short circuits and partial short-circuit currents flowing through earth. 2009-03. - 56 p.

82. IEC 60909-1. Short-circuit currents in three-phase a.c. systems - Part 1: Examples for the calculation of short-circuit currents. 2000-07. - 131 p.

83. Техническое описание программного комплекса NEPLAN. Части 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11.

84. СТО 56947007-29.240.10.028-2009. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС). Стандарт Организации, ОАО «ФСК ЕЭС», 13.04.2009.

85. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РАО ЕЭС России, 23.03.1998 г.

86. СТО 56947007-29.240.014-2008. Укрупненные показатели стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6,10-750 кВ. Стандарт Организации, ОАО «ФСК ЕЭС».

87. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.-3-е издание, М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

88. IEEE Recommended Practice for Calculating Short- Circuit Currents in Industrial and Commercial Power Systems. ANSI/ IEEE Std 551™-2006. - 300 p.

89. Методика расчета и выбора средств, обеспечивающих отключение элегазовых выключателей при коммутациях линий электропередачи и сборных шин, оснащенных шунтирующими реакторами. Распоряжение №838р О введении методики, ОАО «ФСК ЕЭС», 10.12.2012.

90. Белкин Г.С. Коммутационные процессы в электрических аппаратах. -М.: «Знак». 2003. с. 244.

91. Phaniraj V., Phadke A.G. Modeling of circuit breakers in the Electromagnetic Transients Program. IEEE Transactions of Power Systems, Volume: 3 Issue: 2, May 1988; Page(s): 799-805

92. Stanislav Misak. Mathematical model of electric arc respecting Mayer theory in EMTP-ATP. Acta Electrotechnica et Informatica Vol. 8, No. 3, 2008, 66-69.

93. Cassie A.M. Arc rupture and circuit severity: a new theory. Proceedings of Conference Internationale des Grands reseaux Electriques a Haute Tension, Paris, France, 1932, pp. 1-14

94. Mayr O., "Beitrage zur Theorie des Statischen und des Dynamischen Lichthogens", Archiv fur Elektrotechnik, vol. Band 37, no. Heft 12, pp. 588-608, 1943.

95. Cassie A.M.,"Theorie Nouvelle des Arcs de Rupture et de la Rigidit'e des Circuits", CIGRE, Report 102, 1939, pp. 588-608.

96. Habedank U. On the mathematical description of arc behavior in the vicinity of current zero. ETZArchiv, Bd. 10, H 11, 1988

97. Habedank U. Improved evaluation of shortcircuit breaking tests. Report at the Colloquium of CIGRE SC 13, Sarajevo (Yogoslavia), May 1989.

98. S. Maximov, V. Venegas, J.L. Guardado, E. Melgoza. A Method for Obtaining the Electric Arc Model Parameters for SF6 Power Circuit Breakers. Av. Tecnológico 1500, Col. Lomas de Santiaguito, International Conference on Electric Power Systems, High Voltages, Electric Machines.

99. Thomas D.W.P., Pereira E.T., Christopoulos C., Howe A.F. The simulation of circuit breaker switching using a composite Cassie - modified Mayer model. IEEE Transaction of Power Delivery, Vol.10, No 4, October 1995, pp. 1829 - 1835.

100. T. Koshizuka , T. Shinkai , K. Udagawa , H. Kawano. Circuit Breaker Model using Serially Connected 3 Arc Models for EMTP Simulation.

101. G.W. Chang, M.H. Haung. Modeling SF6 Circuit Breaker for Shunt Reactor Switching Transient Analysis. International Conference on Power System Technology -POWERCON, 2004.

102. Tomasz Chmielewski, Piotr Oramus, Marcin Szewczyk, Tomasz Kuczek, Wojciech Piasecki. Circuit breaker models for simulations of short-circuit current currentbreaking and slow-front overvoltages in HV systems. Journal "Electric Power Systems Research", 2015.

103. M. Kizilcay. Breaking Capability of a SF6 Circuit Breaker for Short Circuits Close to a Generation Unit with Delayed Current Zero Crossing. 2005.

104. ГОСТ Р 52719—2007. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. Национальный стандарт Российской Федерации. 01.01.2008.

105. Беляков Н.Н., Кадомская К.П., Левинштейн М.Л. и д.р. Процессы при однофазном повторном включении линий высоких напряжений/ под редакцией Левинштейна М.Л.- М.; Энегоатомиздат, 1991-256 с.

106. Расчет переходных восстанавливающихся напряжений при выборе выключателей для электроустановок напряжением 110 кВ и выше / Гусев Ю. П., Насыр у. К., Рахимов Д. Б., Скурихина К. А. // журнал «Вестник МЭИ», ISSN: 1993-6982. - 2017. - №3, с. 28-32.

107. Анализ возможных причин задержки прохождения через нуль тока в линии «Датка-Кемин» при отключении коротких замыканий/ Гусев Ю.П., Насыр уулу К., Рахимов Дж.Б. // журнал «Вестник КРСУ», ISSN: 1694-500Х. - 2017. - Том 17. - №5, с. 54-60.

108. Нагай В.И. Релейная защита ответвительных подстанций электрических сетей. - М.: Энергоатомиздат, 2002. - 312 с.

109. Ограничение токов КЗ и переходных восстанавливающихся напряжений в сетях 110 - 220 кВ./ Воронин В.А., Дмитриев К.С., Иванов И.А., Косолапов А. М., Любарский Д.Р. // журнал Электрические Станции. - 2012. - №5, с. 50-54.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, ТЕРМИНОВ

АДС - автоматическое деление сети

АПВ (ОАПВ) - автоматическое повторное включение (однофазное)

ДЭС - дизельная электростанция

ЕЭС - Единая энегосистема

КЗ - короткие замыкания

КЛ и ВЛ - кабельные и воздушные линии

КР - Кыргызская Республика

ЛЭП - линии электропередачи

МЭК (IEC) - Международная электротехническая комиссия ОЭС СА - Объединенная энергетическая система Средней Азии ПК - программный комплекс ПО - программное обеспечение

ПО EMTP-RV - программное обеспечение Electromagnetic transients program ПС - подстанция

РЗА - релейная защита и автоматика

РПН -регулирование напряжения под нагрузкой

РУ (ОРУ) - распределительное устройство (открытое)

РФ - Российская Федерация

СВН - сверхвысокие напряжения

СДС - стационарное деление сети

ТТ - трансформатор тока

ТЭК - топливно-энергетический комплекс

ТЭЦ -теплоэлектроцентраль

ЦА - Центральная Азия

ШР - шунтирующие реакторы

ЭВ - элегазовые выключатели

ЭС - электрические станции

ЭЭС - электроэнергетическая система

ПРИЛОЖЕНИЕ I. Максимальные значения периодической составляющей и ударного тока коротких замыканий на шинах подстанций и электростанций 110500 кВ в действующий энергосистеме Кыргызстана

№ ГО и , кВ ном ' I » кА е «А С кА /(1) кА уд , кА

1 215149 110 5,044 9,476 4,491 8,433

2 215061 110 7,494 14,73 6,619 13

3 214484 110 10,557 23,519 6,964 15,503

4 214479 110 10,557 23,521 6,964 15,504

5 214256 110 4,98 8,921 3,486 6,243

6 212423 110 0,919 1,797 0,849 1,66

7 212400 110 2,317 5,834 2,938 7,399

8 212293 110 4,908 10,702 5,784 12,806

9 211938 110 0,631 1,126 0,601 1,065

10 211912 110 0,875 1,597 0,833 1,504

11 211781 110 2,667 5,274 2,357 4,616

12 211552 220 5,443 12,24 6,787 15,632

13 211358 110 6,243 15,184 7,004 17,066

14 211351 110 6,243 15,184 7,004 17,066

15 210932 110 21,63 48,968 20,552 46,498

16 210803 110 19,254 42,932 18,658 41,581

17 210400 110 15,083 32,447 14,323 30,797

18 210373 110 9,491 19,343 7,212 14,694

19 210224 110 5,132 10,863 4,89 10,349

20 210201 110 5,908 12,914 5,65 12,348

21 210159 110 6,309 13,748 6,002 13,077

22 210142 110 6,309 13,749 6,002 13,077

23 209996 110 6,774 14,85 6,77 14,838

24 209926 220 9,401 21,373 8,755 19,893

25 209392 220 16,168 39,206 10,425 25,238

26 208779 500 13,96 35,414 12,017 30,503

27 208712 220 23,318 58,665 23,206 58,275

28 208711 220 23,318 58,665 23,206 58,276

29 208677 500 13,96 35,413 12,017 30,502

30 208421 220 10,925 25,972 13,706 32,704

31 208420 220 10,925 25,971 13,706 32,704

32 208413 500 4,456 10,883 4,921 12,085

33 208291 220 25,858 64,887 27,672 69,324

34 208231 110 10,585 25,996 10,98 26,974

35 208044 110 4,581 10,105 4,828 10,645

36 207995 110 3,554 7,419 2,969 6,196

37 207897 110 1,738 3,423 1,75 3,447

38 207844 110 1,919 3,828 1,958 3,906

39 207779 110 2,299 4,863 2,253 4,766

40 207711 110 3,574 7,639 3,134 6,695

41 207633 110 4,102 9,607 3,605 8,44

42 207631 110 4,102 9,606 3,605 8,44

43 207558 110 4,215 9,99 3,683 8,727

44 2G7556 11G 4,215 9,989 3,683 8,726

45 2G7495 11G 3,557 7,662 2,922 6,292

46 2G7493 11G 3,557 7,662 2,922 6,292

47 2G7438 11G 3,537 7,374 2,949 6,146

48 2G7412 11G 4,51 9,908 4,629 10,165

49 2G7355 11G 4,243 9,117 4,394 9,438

5G 2G73G5 11G 4,639 10,269 4,884 10,807

51 2G73G3 11G 4,639 10,269 4,884 10,806

52 2G7257 11G 4,46 9,763 4,649 10,172

53 2G72G7 11G 4,335 9,408 4,255 9,231

54 2G72G5 11G 4,335 9,408 4,255 9,231

55 2G7126 22G 12,654 30,347 10,297 24,653

56 2G71G1 11G 6,084 15,555 6,634 16,966

57 2G6988 22G 18,563 46,768 11,193 28,158

58 2G6965 22G 18,563 46,77 11,193 28,159

59 2G6921 11G 9,808 22,1 7,873 17,775

60 2G6867 22G 8,734 20,038 8,039 18,411

61 2G6477 22G 18,905 45,811 18,912 46,581

62 2G6468 22G 18,905 45,811 18,912 46,581

63 2G6392 11G 14,459 33,847 14,685 34,879

64 2G639G 11G 14,459 33,848 14,685 34,881

65 2G6242 11G 12,454 28,046 11,517 26,518

66 2G6197 11G 7,741 16,488 6,101 13,07

67 2G6G83 11G 14,552 34,145 14,83 35,319

68 2G6G81 11G 14,552 34,145 14,83 35,32

69 2G6GG3 11G 0,76 1,318 0,705 1,236

70 2G596G 11G 0,954 1,664 1,027 1,823

71 2G5913 11G 1,274 2,248 1,422 2,573

72 2G5911 11G 1,274 2,248 1,422 2,573

73 2G5816 11G 1,418 2,514 1,43 2,6

74 2G5768 11G 1,603 2,861 1,718 3,163

75 2G5722 11G 1,445 2,533 1,346 2,413

76 2G5679 11G 1,841 3,315 2,013 3,766

77 2G5677 11G 1,841 3,315 2,013 3,766

78 2G5583 11G 6,748 14,251 5,724 12,087

79 2G5581 11G 6,748 14,25 5,724 12,086

80 2G5487 11G 6,345 12,874 5,601 11,434

81 2G5485 11G 6,345 12,873 5,601 11,434

82 2G5387 11G 4,724 8,549 3,808 6,993

83 2G5362 11G 4,759 8,584 4,086 7,553

84 2G536G 11G 4,759 8,584 4,086 7,553

85 2G5264 11G 8,185 17,701 7,652 20,085

86 2G5262 11G 8,184 17,701 7,652 20,085

87 2G5118 22G 16,193 39,384 17,294 41,97

88 2G5G91 22G 16,193 39,384 17,294 41,97

89 2G5G6G 22G 16,193 39,384 17,294 41,97

90 2G5GG7 11G 7,554 17,897 8,728 22,021

91 2G5GGG 22G 20,568 50,865 19,969 49,716

92 204938 220 21,754 54,232 22,155 55,735

93 204927 110 7,747 18,345 8,889 22,544

94 204924 110 7,748 18,345 8,889 22,544

95 204921 220 21,754 54,235 22,155 55,737

96 204553 110 0,741 1,49 0,889 1,787

97 204551 110 0,741 1,49 0,889 1,787

98 204445 110 2,163 5,086 2,721 6,396

99 204443 110 2,163 5,086 2,721 6,396

100 204349 110 1,298 2,599 1,447 2,897

101 204347 110 1,298 2,599 1,447 2,897

102 204242 220 1,988 4,328 2,024 4,405

103 204233 110 2,187 5,166 2,762 6,526

104 204232 110 2,187 5,166 2,762 6,526

105 204108 110 5,867 13,221 6,301 14,193

106 204106 110 5,867 13,221 6,301 14,193

107 203984 110 3,496 6,932 3,827 7,585

108 203934 110 3,513 6,97 3,857 7,651

109 203932 110 3,513 6,97 3,857 7,651

110 203836 110 3,497 6,932 3,841 7,611

111 203834 110 3,497 6,932 3,841 7,611

112 203708 110 6,519 15,531 7,335 17,467

113 203706 110 6,519 15,531 7,335 17,467

114 203655 110 6,821 16,699 8,002 19,584

115 203653 110 6,821 16,701 8,002 19,586

116 203553 110 6,687 16,123 7,687 18,527

117 203551 110 6,687 16,123 7,687 18,527

118 203457 110 6,329 14,699 6,854 15,912

119 203455 110 6,329 14,699 6,854 15,912

120 203362 110 4,451 8,876 3,763 7,501

121 203329 110 4,887 9,763 4,374 8,734

122 203327 110 4,887 9,763 4,374 8,734

123 203234 110 4,743 8,986 4,018 7,608

124 203135 110 5,044 9,476 4,491 8,433

125 203133 110 5,044 9,477 4,491 8,433

126 203023 220 11,069 25,524 9,545 21,981

127 203021 220 11,069 25,524 9,545 21,981

128 203012 110 6,9 17,02 8,186 20,185

129 203011 110 6,9 17,021 8,186 20,186

130 202820 110 9,047 18,112 7,454 14,912

131 202734 110 11,282 24,01 10,502 22,328

132 202732 110 11,282 24,01 10,502 22,328

133 202556 110 0,709 1,217 0,754 1,293

134 202458 110 0,862 1,483 0,843 1,451

135 202426 110 0,969 1,672 0,921 1,589

136 202394 110 1,628 2,847 1,597 2,793

137 202392 110 1,628 2,847 1,597 2,793

138 202293 110 3,862 6,889 3,32 5,92

139 202291 110 3,862 6,889 3,32 5,92

140 202185 110 4,996 9,066 4,166 7,557

141 202146 110 11,569 26,052 11,963 26,917

142 202144 110 11,569 26,051 11,963 26,917

143 201970 110 11,825 26,253 12,254 27,181

144 201964 110 11,825 26,254 12,254 27,182

145 201866 110 11,61 26,231 12,015 27,126

146 201864 110 11,61 26,231 12,015 27,126

147 201804 110 9,303 19,16 9,156 18,842

148 201802 110 9,303 19,159 9,156 18,841

149 201704 110 8,867 18,074 8,737 17,794

150 201702 110 8,867 18,073 8,737 17,794

151 201462 110 3,794 6,742 2,718 4,827

152 201460 110 3,794 6,742 2,718 4,827

153 201397 110 10,684 23,852 10,676 23,819

154 201362 110 6,976 13,803 6,012 11,888

155 201355 110 6,976 13,803 6,012 11,888

156 201262 110 4,95 9,235 4,731 8,822

157 201128 110 3,991 7,333 2,799 5,141

158 201097 220 11,075 25,878 10,169 23,728

159 201093 220 11,075 25,878 10,169 23,728

160 201054 110 12,696 29,966 14,522 34,253

161 201051 110 12,696 29,968 14,522 34,256

162 200938 110 3,246 5,82 2,605 4,668

163 200853 110 7,493 14,729 6,619 13

164 200760 110 7,598 15,118 6,202 12,33

165 200712 110 1,752 3,085 1,74 3,063

166 200577 110 2,976 5,372 2,896 5,226

167 200571 110 2,975 5,372 2,896 5,226

168 200412 110 11,449 25,66 11,375 25,476

169 200355 110 11,449 25,664 11,376 25,479

170 200348 110 11,45 25,666 11,376 25,482

171 200245 110 12,712 29,481 12,407 28,756

172 200214 110 9,366 20,049 7,989 17,087

173 200157 110 3,889 7,021 3,172 5,724

174 200116 110 11,311 23,799 10,281 21,611

175 200109 110 11,311 23,797 10,281 21,61

176 200015 110 9,426 19,241 7,487 15,266

177 199925 110 6,761 12,936 5,349 10,226

178 199795 110 10,618 22,218 9,345 19,535

179 199788 110 10,618 22,218 9,345 19,535

180 199620 110 11,86 25,63 10,974 23,693

181 199607 110 11,86 25,63 10,974 23,693

182 199449 110 12,577 28,201 11,886 26,63

183 199389 110 3,971 7,473 3,283 6,176

184 199252 220 21,295 51,166 20,291 48,63

185 199180 110 3,971 7,473 3,283 6,176

186 199162 110 16,241 39,916 18,502 45,465

187 199144 110 13,362 28,504 13,22 28,17

188 199140 110 16,241 39,915 18,502 45,464

189 199137 220 21,295 51,169 20,291 48,632

190 198922 220 25,858 64,888 27,672 69,324

191 196303 220 9,119 23,683 9,523 24,726

192 196040 220 18,558 47,904 11,629 30,017

193 195867 500 14,805 38,048 10,745 27,6

194 195852 500 12,366 31,51 7,826 19,938

195 194683 110 5,744 12,919 7,677 17,691

196 194489 110 3,328 7,143 3,711 7,957

197 194404 110 2,144 4,331 2,424 4,901

198 194268 110 1,956 3,905 2,34 4,686

199 194111 110 1,743 3,425 2,267 4,47

200 194010 110 1,859 3,698 2,547 5,093

201 193981 110 1,859 3,698 2,547 5,093

202 193867 110 1,837 3,65 2,512 5,02

203 193740 110 1,734 3,431 2,33 4,64

204 193561 110 1,766 3,491 2,204 4,402

205 193559 110 1,766 3,491 2,204 4,402

206 193404 110 1,045 2,021 0,875 1,703

207 193341 110 1,806 3,566 2,012 4,055

208 193317 110 1,977 3,917 2,422 4,975

209 193221 110 2,132 4,243 2,602 5,439

210 193125 110 2,465 4,954 2,955 6,118

211 192965 110 2,588 5,22 3,105 6,43

212 192963 110 2,588 5,22 3,105 6,43

213 192545 110 2,732 5,536 3,136 6,498

214 192543 110 2,732 5,536 3,136 6,498

215 192393 110 2,786 5,598 2,976 6,07

216 192391 110 2,786 5,598 2,976 6,07

217 192328 110 2,852 5,794 2,712 5,554

218 192302 110 4,908 10,702 5,784 12,806

219 192276 110 5,744 12,919 7,677 17,691

220 191786 110 6,114 13,95 8,72 20,493

221 191784 110 6,114 13,95 8,72 20,493

222 191681 110 6,131 13,998 8,892 21,01

223 191679 110 6,131 13,998 8,892 21,01

224 191343 110 1,562 3,28 0,906 1,893

225 191339 110 1,613 3,388 0,947 1,977

226 191203 110 0,837 1,512 0,557 1,002

227 191177 110 1,44 2,742 0,989 1,874

228 191041 220 2,079 4,579 2,123 4,701

229 191039 110 3,644 7,953 4,328 9,443

230 191037 110 3,644 7,953 4,328 9,444

231 190935 110 3,066 6,374 3,103 6,42

232 190931 110 3,066 6,374 3,103 6,42

233 190824 110 3,561 7,424 3,606 7,474

234 190817 110 3,561 7,424 3,606 7,474

235 190766 110 2,894 5,888 2,431 4,91

236 190740 110 2,941 5,987 2,469 4,988

237 190656 110 3,565 7,4 3,132 6,45

238 190259 110 6,879 16,174 10,774 25,85

239 190256 110 6,879 16,174 10,774 25,849

240 190253 220 5,443 12,24 6,787 15,632

241 190073 110 0,688 1,257 0,762 1,388

242 189976 110 0,863 1,613 0,898 1,673

243 189933 110 0,893 1,676 0,926 1,731

244 189931 110 0,893 1,676 0,926 1,732

245 189743 110 0,83 1,545 0,848 1,573

246 189691 110 1,16 2,222 1,085 2,069

247 189643 110 1,866 3,627 1,812 3,497

248 189509 110 2,583 5,089 2,337 4,561

249 189507 110 2,583 5,089 2,338 4,562

250 189448 110 1,364 2,541 0,97 1,795

251 189418 110 2,378 4,637 1,966 3,792

252 189382 110 2,934 6,114 3,074 6,307

253 189214 110 3,111 6,705 3,838 8,136

254 189212 110 3,111 6,705 3,838 8,136

255 188842 110 0,57 1,011 1,16 2,666

256 188840 110 0,57 1,011 1,16 2,666

257 188675 110 0,648 1,159 1,107 2,368

258 188673 110 0,648 1,159 1,107 2,368

259 188605 110 0,744 1,342 1,13 2,308

260 188603 110 0,744 1,342 1,13 2,308

261 188516 110 1,142 2,14 1,621 3,158

262 188380 110 2,567 5,674 3,201 6,978