Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Научно-технические задачи повышения надежности и эффективности систем электроснабжения компрессорных станций с газотурбинным приводом (КСГП)
1.1. Общие сведения о компрессорных станциях магистральных газопроводов 10
1.2. Анализ параметров и показателей надежности существующей системы электроснабжения (СЭС) КСГП 10
1.3. Электроснабжение КС в аварийном режиме. Выбор емкости аккумуляторной батареи 14
1.4. Виды автономных источников электроснабжения. Режимы работы автономных электростанций 17
1.4.1. Виды автономных электростанций 17
1.4.2. Режимы работы электростанции 19
1.5. Анализ грозовых и коммутационных перенапряжений в сетях КСГП 21
1.6. Выводы цель и задачи исследований 24
Глава 2. Обоснование рациональной системы электроснабжения КСГП
2.1. Выбор вариантов системы электроснабжения КСГП 26
2.2. Оценка надежности существующей системы электроснабжения 27
2.2.1. Выбор закона распределения наработок до отказов различных видов электрооборудования 27
2.2.2 Определение показателей надежности 30
Глава 3 Математическое моделирование элементов электростанции совместно с энергосистемой
3.1. Математическое моделирование переходных процессов и установившегося режима синхронного генератора 38
3.2. Математическое моделирование переходные процессов нагрузки 44
3.3. Математическое описание переходных процессов асинхронного двигателя 47
3.4. Переходные процессы при пуске асинхронного двигателя, имеющего мощность, соизмеримую с мощностью источника 54
3.5 Переходные процессы при коротком замыкании на шинах станции 58
3.6 Исследование переходных процессов в системе электроснабжения при переходе к автономному электроснабжению. Очередность принятия нагрузки 61
Глава 4. Алгоритмы работы системы электроснабжения КСГП в нормальных и аварийных режимах
4.1. Алгоритм перехода системы к автономному и аварийному электроснабжению при возникновении отказов в питающей энергосистеме КСГП 71
4.1.1. Нормальный режим работы 74
4.1.2. Нормальный режим работы (выход из строя одного из трансформаторов) 75
4.1.3. Автономная работа системы. Совместная работа секций 75
4.1.4. Автономная работа системы. Раздельная работа секций 76
4.1.5. Восстановление электроснабжения от энергосистемы (из режима автономной работы) 76
4.1.6. Режим аварийного электроснабжения от аккумуляторной батареи 77
4.1.7. Восстановление электроснабжения от энергосистемы (из аварийного режима) 78
4.2 Разработка структурных схем алгоритмов и анализ проведенных исследований на математической модели 79
4.2.1 Задачи алгоритма определения режима работы энергоблоков и секций ЭС 79
4.2.2 Задачи алгоритма синхронизации секций и АЭС 80
4.3 Согласование уставок устройств защиты при переходе к автономному электроснабжению 86
Глава 5. Система защиты сетей КСГП от грозовых и коммутационных перенапряжений
5.1 Грозовые перенапряжения 93
5.2 Режим нейтрали 96
5.3. Анализ защиты от перенапряжений сетей 0,4 и 10 кВ КСГП 100
5.4. Показатели, характеризующие уровень качества электрической энергии,
потребляемой электроустановками КСГП 109
Заключение 119
- Общие сведения о компрессорных станциях магистральных газопроводов
- Выбор вариантов системы электроснабжения КСГП
- Математическое моделирование переходных процессов и установившегося режима синхронного генератора
- Алгоритм перехода системы к автономному и аварийному электроснабжению при возникновении отказов в питающей энергосистеме КСГП
Введение к работе
Актуальность работы. Компрессорные станции с газотурбинным приводом (КСГП) широко распространены на объектах магистральных газопроводов. Количество КСГП составляет более 80% от общего числа компрессорных станций магистральных газопроводов. Мощность, необходимая для электроснабжения потребителей электроэнергии КСГП, в том числе циркуляционных насосных установок, систем водяного охлаждения и маслонасосов, вентиляционных агрегатов насосных станций производственного и питьевого водопроводов и др., составляет 5-6% (800-1000кВА) от мощности газовой турбины привода центробежных нагнетателей таких станций. Несмотря на это эффективность функционирования компрессорных станций с газотурбинным приводом в значительной мере определяется надежностью работы их системы электроснабжения (СЭС).
Основными потребителями электроэнергии на данных предприятиях являются приводы маслонасосов, вентиляторов, пожарных насосов, средства технологической автоматики газоперекачивающих агрегатов, связи, автоматизированная система управления (АСУ). Как правило, эти установки относятся к потребителям особой группы по надежности и бесперебойности электроснабжения. Нарушение электроснабжения этих электроустановок ведет к аварийным остановкам КСГП и недоотпуску продукции.
Большая протяженность низко- и высоковольтных сетей, значительная удаленность КСГП от сетей единой энергосистемы, являются основными преградами на пути повышения надежности и экономичности электроснабжения. Поэтому добиться повышения надежности и экономичности можно за счет реконструкции систем внешнего и внутреннего электроснабжения.
Большое количество аварийных повреждений связано с возникновением грозовых и коммутационных перенапряжений в питающей линии электропередачи (ЛЭП) и сетях КСГП и с несрабатыванием устройств защиты от токов короткого замыкания при питании потребителей электроэнергии от автономного источника вследствие значительного уменьшения токов к.з.
В этой связи задача повышения надежности систем электроснабжения компрессорных станций с газотурбинным приводом представляется актуальной.
Цель работы – повышение надежности электроснабжения компрессорных станций с газотурбинным приводом путем обоснования рациональной системы электроснабжения и разработки алгоритма эффективного функционирования ее в нормальных и аварийных режимах.
Идея работы заключается в обеспечении надежного и эффективного электроснабжения компрессорных станций с газотурбинным приводом путём обоснования рациональной схемы электроснабжения, в которой обеспечиваются требуемые показатели надежности и качества электрической энергии при питании от различных источников электроснабжения.
Задачи исследования:
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
выявить закономерности протекания переходных процессов при пуске автономной электростанции, сбросе, набросе нагрузки, возникновении коротких замыканий в СЭС КСГП при питании от автономного источника;
разработать алгоритм эффективного функционирования схемы электроснабжения в нормальных и аварийных режимах работы КСГП, обеспечивающий требуемый уровень надежности электроснабжения электроустановок;
обосновать систему ограничения грозовых и коммутационных перенапряжений, обеспечивающую снижение возникающих перенапряжений до безопасного уровня;
разработать рекомендации по выбору рациональной структуры системы электроснабжения КСГП, в которой обеспечивается требуемый уровень надежности электроснабжения электроустановок при отказах отдельных источников питания;
разработать рекомендации по согласованию уставок устройств защиты и сетевой автоматики при переходе от централизованного электроснабжения к автономному.
Методы исследований: в работе использованы методы теории электрических цепей, систем электроснабжения электротехнических комплексов, численные методы решения уравнений, теории вероятности, метод моделирования электромагнитных процессов в системах электроснабжения с помощью ЭВМ.
Положения, выносимые на защиту:
-
На основе предложенных параметров, характеризующих конфигурацию и состав системы электроснабжения, выявлены функциональные зависимости частоты возникновения отказов и среднего времени восстановления от показателей надежности участков системы между источниками автономного и централизованного электроснабжения и нагрузкой, которые позволяют на стадии проектирования оценить надежность системы электроснабжения и выявить ее рациональную структуру.
-
Разработанный алгоритм эффективного функционирования системы электроснабжения в нормальном режиме, при пуске автономной электростанции, набросе нагрузки, возникновении коротких замыканий при питании от энергосистемы и от автономного источника позволяет повысить устойчивость работы оборудования компрессорной станции и согласовать уставки устройств релейной защиты и сетевой автоматики.
Научная новизна работы:
Выявлены зависимости показателей надежности от конфигурации системы электроснабжения параметров электрических нагрузок, числа и мощности источников резервного и аварийного питания.
Разработана математическая модель, позволяющая выявить закономерности протекания переходных процессов при пуске автономной электростанции, сбросе, набросе нагрузки, возникновении коротких замыканий в СЭС КСГП при питании от автономного источника в среде Math LAB.
Обоснованность и достоверность полученных результатов базируется на применении положений теории электрических цепей, электромагнитных процессов в системах электроснабжения и электрических машинах, теории вероятности, численных методах решения уравнений, методах математического моделирования с помощью ЭВМ, удовлетворительной сходимостью теоретических результатов с экспериментальными данными.
Практическая ценность работы заключается в следующем:
Даны рекомендации по выбору рациональной структуры СЭС, обеспечивающей повышение надежности электроснабжения потребителей КСГП;
разработан алгоритм электроснабжения КСГП, позволяющий обеспечить надежное и эффективное функционирование компрессорной станции при отказах источников питания;
разработана система защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений сетей КСГП, позволяющая повысить надежность электроснабжения;
разработаны рекомендации по согласованию уставок устройств защиты и сетевой автоматики при переходе от централизованного к автономному электроснабжению.
Реализация выводов и рекомендаций работы.
Результаты работы переданы для использования при проектировании систем электроснабжения КСГП в ОАО “Гипроспецгаз”.
Личный вклад автора
Поставлены задачи исследований, дана методология их решения, разработана математическая модель, позволяющая определить показатели надежности различных вариантов системы электроснабжения КСГП, получены характеристики переходных процессов в системе электроснабжения при питании от автономного источника, разработан алгоритм работы системы в нормальных и аварийных режимах работы, разработана система защиты сетей КСГП от грозовых и коммутационных перенапряжений.
Апробация. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях молодых ученых «Полезные ископаемые России и их освоение» в 2004, 2005, 2006 гг. в СПГГИ (ТУ), «Новые идеи в науках о земле» в 2005, 2006 гг.
Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 5 печатных работах, в том числе 2 в журналах перечня ВАК.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения, изложенных на 140 страницах, содержит 40 рисунков, 18 таблиц, список литературы из 90 наименований.
Общие сведения о компрессорных станциях магистральных газопроводов
КСГП получают электроэнергию от сетей энергосистем, если они имеются в этом районе. Мощность, необходимая для потребителей электроэнергии на таких компрессорных станциях, составляет 500-3000 кВт. Она определяется необходимостью работы электропривода циркуляционных насосных установок, систем водяного охлаждения и маслонасосов, вентиляционных агрегатов насосных станций производственного и питьевого водопроводов, котельных, механических мастерских, расходом электроэнергии на освещение, коммунальные нужды жилого поселка и др.
По степени надежности электроснабжения потребители КСГП, обеспечивающие основную технологию, относятся к 1-ой категории. Работа компрессорных агрегатов КС производится в 3 смены - 356 дней в году (из них расчетных 328). Работа вспомогательных объектов производится в одну смену - 305 дней в году.
Потребителями первой категории являются потребители основной технологии КСГП: компрессорные агрегаты, автоматика, АСУ, связь. Остальная нагрузка КСГП относится к потребителям второй и третьей категории. Граница раздела обслуживания между ЕЭС и КСГП - наружные контакты проходных изоляторов ЗРУ-10 кВ.
Аварийное электроснабжение КСГП переменным током осуществляется от автоматизированной блочно-компрессорной электростанции. Предусмотрено автоматическое включение аварийной электростанции при исчезновении напряжения на обоих вводах основного питания от энергосистемы, а также ручное местное и дистанционное управление.
На площадке КСГП имеются следующие системы: переменного тока 50 Гц трехфазная с изолированной нейтралью 10 кВ; трехфазная 4-х проводная (TN-S) с глухозаземленной нейтралью 380/220 В постоянного тока; двухпроводная с изолированными полюсами 220 и 24 В; ремонтного и аварийного освещения.
На КС имеются три комплектных трансформаторных подстанции (КТП) 10/0,4 кВ: КТП основной зоны 2 трансформатора 630 кВА для питания потребителей основной технологии установлены в здании энергоблока, 2 трансформатора 630 кВА для питания потребителей вспомогательной зоны КС в отдельно-стоящем здании, 2 трансформатора 160 кВА для питания потребителей ВОС в отдельно-стоящем здании. Аварийная дизельная электростанция (630 кВт) подключается к шинам 0,4 кВ КТП энергоблока. Заземление электроустановок и устройств молниезащиты выполнены в соответствии с ПУЭ-85 гл. 1.7 СН-102-76, РД 34.21.121-87 и протоколом №8-8/4 от 24.01.85 Мингазпрома, Миннефтепрома и Минэнерго по выполнению заземляющих устройств ПС-110 кВ и выше и РУ-10 кВ НПС и КС магистральных нефтепроводов и газопроводов. Проектом предусмотрено заземление нейтралей трансформаторов КТП-10/0,4 кВ, заземления технологического ЗРУ-10 кВ совместное для КРУ и заземления нейтрали трансформаторов. Сопротивление растеканию тока заземляющих устройств КТП и ЗРУ-10 кВ принято 4 Ома в соответствии с требованиями гл. 1-7 ПУЭ-85. Для выполнения защитного заземления (зануления) электрооборудования и выравнивания потенциалов используются металлические и железобетонные конструкции зданий. Во взрывоопасных помещениях для заземления используется специальная жила кабеля. Местные заземлители штыревые длиной 5 м.
Для питания электроприемников постоянного тока 220 и 24 В используются установки постоянного тока, состоящие из двух аккумуляторных батарей 24 В, одной батареи 220 В, преобразовательных агрегатов и распределительных устройств. Постоянный ток используется для питания цепей управления и защиты ГПА, АСУТП КС, САУ КЦ и аварийного освещения. Установки постоянного тока размещаются в аккумуляторной и щитовой здания диспетчерской. Источником оперативного тока ЗРУ 10 кВ приняты ШУОТ и УКП, установленные в отдельном помещении энергоблока. Источником постоянного тока для КТП вспомогательной зоны применяются ШУОТ.
Выбор вариантов системы электроснабжения КСГП
При выполнении сравнительной оценки показателей надёжности вариантов системы электроснабжения КСГП необходимо установить закон распределения наработок на отказ. Для этого необходимо определить законы распределения наработок на отказ различных видов электрооборудования СЭС (выключателей, трансформаторов, дизельных электростанций, линий электропередачи). Вид закона распределения определялся на основе анализа статистических данных наработок на отказ электрооборудования СЭС [9,20,27].
Для определения вида закона распределения по статистическим данным строят гистограмму. Гистограмма - график статистической плотности распределения случайной величины в виде ступенчатого многоугольника. Она строится следующим образом: на оси абсцисс откладываются интервалы At,. Длина интервала выбирается исходя из следующего соотношения [29,36] где „и дгщіп" максимальное и минимальное значение случайной величины; к - общее количество полученных значений.
На каждом из них строится прямоугольник с ординатой, равной значению одного из показателей надежности. Соединив ординаты середины интервалов At,, получают полигон соответствующего показателя надежности (кривая статистической плотности). Сравнивая по внешнему виду опытные кривые с соответствующими теоретическими кривыми, принимают гипотезу о предполагаемом законе распределения. В нашем случае рассматривались три закона, наиболее подходящих по характеру возникновения отказов: нормальный, экспоненциальный и закон Вейбулла.
Проверку допустимости принятого теоретического закона проводят по различным критериям согласия, из которых наиболее распространенными являются критерий Колмогорова и критерий %г (критерий Пирсона). Первый используется, когда параметры распределения известны до опыта и требуется после опыта лишь проверить согласованность теоретического и экспериментального распределений, второй - при неизвестных параметрах распределения случайной величины. В нашем случае параметры распределения наработок на отказ неизвестны, поэтому в качестве критерия согласия был выбран критерий Пирсона.
Для использования этого критерия необходимо определить параметры рассматриваемых теоретических распределений. Определялись дисперсия а1, математическое ожидание х, среднеквадратическое отклонение а и коэффициент вариации V.[49,56]
Обобщённая структурная схема СЭС КСГП, приемлемая для сравнительной оценки показателей надёжности возможных вариантов, приведена на рис. 2.2. [62]
На структурной схеме обозначены: РЗЛ - устройство релейной защиты ЛЭП; Ш - секция сборных шин; Г - дизельная электростанция; Т трансформатор; АВР - устройство автоматического ввода резерва; QF -выключатель. Номерами 1-4 обозначены ЛЭП, 5-8 - трансформатор, 9-11 — секционный выключатель, 12-14 - схема подключения автономной электростанции, 15-16 - отходящее присоединение.
В результате эквивалентных преобразований обобщённой структурной схемы СЭС КСГП с учётом экспоненциального закона распределения наработок до отказов электрооборудования СЭС выявлены зависимости частоты отказов со, среднего времени восстановления тв, наработок на отказ
Для каждого источника электроэнергии введем коэффициенты: для частоты отказов - А и для среднего времени восстановления - В. Значения коэффициентов А и В рассмотрим на примере элементов 17 и 18. Для элементов 20 и 21 значения коэффициентов определяются по аналогичным формулам.
В табл. 2.6 приведены рассчитанные показатели надежности для различных схем электроснабжения КСГП. Из таблицы видно, что лучшие показатели надежности относятся к вариантам схем с одной ЛЭП и двумя автономными электростанциями и с двумя ЛЭП и автономной электростанцией. Для обоих вариантов наработка на отказ превышает срок службы электрооборудования, что позволяет считать эти варианты СЭС КСГП достаточно надежными.
Из этого можно сделать вывод, что для повышения надежности электроснабжения КСГП необходимо существующую схему электроснабжения дополнить линией электропередачи от энергосистемы или автономной электростанцией. Реализация и того и другого варианта связана с различным уровнем капитальных и эксплуатационных затрат.
Проведем экономическую оценку этих вариантов СЭС и определим максимальную длину дополнительной ЛЭП, при которой нецелесообразна установка второй автономной электростанции.
По данным компании «Звезда-энергетика» (г. Санкт-Петербург), стоимость 1кВт электрической мощности автономной электростанции составляет 25000 руб. Стоимость электростанции мощностью S, кВА Сэ =25000 -S -cos р-,руб. Затраты по варианту со строительством дополнительной ЛЭП [55] С = Спру-1 + Сруд-Р,руб., где /-длина дополнительной линии, км,Спру- затраты на проведение одного км., руб./км., Сруд- стоимость одного кВт присоединенной мощности, руб./кВт, Р - присоединенная мощность в кВт. Без учета топливной составляющей затрат для сравниваемых вариантов максимальная длина дополнительной ЛЭП определится из выражения / = V 2 _т (2.12)
В условиях ОАО «Ленэнерго»: Спру =1500000 руб./км и Сруд =13000 руб./кВт. При мощности автономной электростанции Р=630 кВт получим длину линии / = 4,5 км.
Таким образом, максимальная длину дополнительной ЛЭП, при которой нецелесообразна установка второй автономной электростанции, составляет 4,5 км.
В настоящее время по разным оценкам от 50% до 70% территории России не охвачены централизованным электроснабжением. Поэтому зачастую на этих территориях бывает очень сложно, а иногда невозможно и нецелесообразно проводить вторую ЛЭП для питания КСГП. В этом случае предпочтение отдается установке на КСГП еще одной автономной электростанции. Таким образом, можно за счет внутренних источников электроснабжения компрессорной станции обеспечить питание наиболее ответственных приемников электроэнергии в соответствие с требованиями, предъявляемыми к электроснабжению потребителей первой категории, независимо от системы централизованного электроснабжения.
Математическое моделирование переходных процессов и установившегося режима синхронного генератора
Нагрузка электрической системы определяется бытовыми, промышленными, тяговыми и другими потребителями. Необходимая полнота учета характеристик нагрузки зависит от целей исследования. При рассмотрении поведения нагрузки или ее определяющего воздействия на характер переходного процесса необходимо моделировать конкретные уравнения, описывающие работу того или иного потребителя. Нагрузка крупных энергосистем может быть представлена лишь обобщенными характеристиками различных составляющих ее потребителей. При записи уравнений этой нагрузки она либо вся представляется некоторыми эквивалентными статическими характеристиками по напряжению или постоянными сопротивлениями, либо разбивается на части, каждая из которых описывается соответствующими ей уравнениями.
Динамические характеристики электрической системы, обусловленные синхронной и асинхронной нагрузками, учитываются по уравнениям некоторых эквивалентных синхронного и асинхронного двигателей. При этом обычно можно пренебречь переходными процессами в статорных цепях и цепях ротора для асинхронного двигателя, в результате чего учет асинхронного двигателя сводится к определению токов и напряжений, исходя из известной схемы замещения, и решению уравнения движения ротора с учетом закона изменения тормозного момента в переходном режиме.
Исключение составляют асинхронные режимы, сопровождающиеся значительными изменениями мгновенной частоты в отдельных точках системы, когда переходные процессы в роторных цепях двигателей могут оказывать существенной влияние на процессы в системе. При исследовании автономных электрических систем малой мощности, когда нагрузка может оказать определяющее воздействие на характер переходного процесса, а также при исследовании непосредственно переходных процессов в нагрузке необходим более полный учет характеристик последней. В это случае следует все составляющие нагрузки моделировать по полным уравнениям, автоматически учитывающим их статические и динамические характеристики, учитывать переходные процессы в роторных, а в некоторых случаях и статорных контурах электрических машин и нагрузок.[34]
При записи уравнений электрической системы в осях d, q и моделировании с использованием баланса токов в узловых точках напряжения и токи нагрузки должны быть выражены в виде соответствующих проекций на эти оси. Принимая, что направление вещественной оси комплексной плоскости совпадает с направлением оси q, получаем следующее выражение, связывающее ток нагрузки IH=IqiI+jId„ через шунт постоянной проводимости YH=gH+jb„ с напряжением в узле U=Uq+jUd.
В случае уравнений связи в электрической системе, представленных в виде уравнений баланса активных и реактивных мощностей, необходимо образовывать на токи, а активную и реактивную мощности нагрузок. Последние в случае замещения нагрузки постоянными сопротивлениями определяются выражениями: P = U2gH;Q = U2bH, (3.25) а при замещении нагрузки статическими характеристиками - выражениями (4.23).
Следует отметить вариант моделирования статической нагрузки, когда по условиям моделирования системы необходим учет переходных процессов в статорных цепях генераторов, т.е. когда должны быть правильно отображены апериодические слагаемые токов. В этом случае уравнения нагрузки должны быть записаны через мгновенные значения в дифференциальной форме, а именно:
Математическая модель АД в простейшей системе электроснабжения аналогична модели синхронной машины, работающей параллельно с мощной ЭЭС, за исключением отсутствия уравнения обмотки возбуждения и автоматического регулятора возбуждения. [74] Уравнения движения АД идентичны представленным выше:
Очевидно, что подведенный к валу двигателя момент Мт является моментом сил сопротивления, зависящим от особенностей технологического процесса, электромеханической и кинематической системы механизма и т.п. В соответствии с вышесказанным механизмы подразделяются на следующие классы: механизмы с неизменным механическим моментом Мт = const. Примерами такого рода механизмов могут служить транспортные ленты, пассажирский подъемник, роликовый транспортер и т.д.; механизмы с механическим моментом, являющимся функцией частоты вращения Мт = f(S). Примерами таких механизмов являются вентилятор, компрессор, гребной винт; механизмы с механическим моментом, являющимся функцией угла поворота вала MT = f(co). К таким механизмам относятся подъемники, устройства для создания напора, тяги, экскаваторные установки; механизмы с механическим моментом, являющимся одновременно функцией частоты вращения и угла поворота. Примерами таких механизмов служат электровоз и рулевое устройство; механизмы с механическим моментом, являющимся функцией времени. К таким механизмам относятся механизм вращательного бурения, пила и т.п.
К наиболее характерным переходным процессам, влияющим на режимы работы узла нагрузки, прежде всего относятся процессы, происходящие при пуске двигателей.
Алгоритм перехода системы к автономному и аварийному электроснабжению при возникновении отказов в питающей энергосистеме КСГП
Когда первая из АЭС достигнет номинальной частоты вращения и напряжения, одновременно с отключением вводных выключателей 1QF и 2QF замкнется выключатель этой электростанции 8QF или 9QF. Параллельно с этим произойдет отключение наименее ответственной нагрузки КСГП. В работе останутся только потребители I категории.
Когда вторая АЭС достигнет номинальной частоты вращения и напряжения, она будет синхронизироваться относительно первой электростанции. Синхронизация электростанций между собой методом точной синхронизации.
После выполнения необходимых условий выключатель электростанции замкнется, и обе электростанции будут работать параллельно на общую систему сборных шин. Затем будет происходить подключение оставшихся потребителей.
При выходе из строя одной из АЭС одновременно с отключением соответствующего выключателя 8QF или 9QF произойдет отключение наименее ответственных потребителей электроэнергии. Электроснабжение оставшихся потребителей I категории будет осуществляться от второй АЭС, оставшейся в работе.
В этом режиме секционный выключатель разомкнут. Как только АЭС достигнет номинальной частоты вращения и напряжения, одновременно с отключением соответствующего вводного выключателя 1QF или 2QF замкнется выключатель этой электростанции 8QF или 9QF. Электростанция подключится к своей секции сборных шин и будет осуществлять электроснабжение потребителей электроэнергии подключенных к этой секции. Вторая АЭС по аналогичному алгоритму будет осуществлять электроснабжение потребителей второй секции сборных шин.
При выходе из строя одной из АЭС одновременно с отключением соответствующего выключателя 8QF или 9QF произойдет отключение наименее ответственных потребителей электроэнергии компрессорной станции. Секционный выключатель замкнется. Электроснабжение потребителей I категории будет осуществляться от второй АЭС, оставшейся в работе.
При восстановлении напряжения на вводах от энергосистемы система выполняет алгоритм перехода к электроснабжению по линии электропередачи. До переключения нагрузки электроснабжение от энергосистемы должно оставаться включённым на уровнях номинального напряжения (не менее 10% от номинального) на линейной стороне выключателя 1QF или 2QF в течение установленного промежутка времени.
После истечения выдержки времени АСУ автоматически синхронизирует все работающие генераторы относительно ввода от энергосистемы (QF1 или QF2). Сразу же после синхронизации выбранный выключатель ввода электроснабжения от энергосистемы включится, а секционный выключатель отключится. Активная нагрузка генератора, всё ещё работающего параллельно с энергосистемой, будет линейно снижаться, пока не достигнет минимальной («нулевой») активной мощности. В нулевой точке активной мощности выключатель работающего генератора разомкнётся для завершения передачи нагрузки на электроснабжение от энергосистемы.
После успешного перевода электроснабжения на энергосистему через ввод №1 произойдёт выполнение цикла передачи электроснабжения на ЭС через ввод №2. АСУ Э автоматически синхронизирует оставшийся работающий генератор по нагрузке относительно ЭС. Сразу же после синхронизации выбранный выключатель электроснабжения от ЭС включится, а активная нагрузка генератора будет линейно снижаться, пока нагрузка на всех работающих генераторах не достигнет минимальной («нулевой») активной мощности. В нулевой точке активной мощности выключатель работающего генератора отключатся для завершения передачи нагрузки на электроснабжение от ЭС.
Сразу же после отключения выключателя генераторы остановятся после периода охлаждения.
