111
Анализ влияния параметров
электрических сетей 6 кВ
на погрешность определения
места повреждения
по эмпирическим критериям
УДК 681.5:621.315
Солдатов
В
.
А
.,
д.т.н., профессор, за-
ведующий кафедрой
информационных
технологий в электро-
энергетике ФГБОУ ВО
«Костромская ГСХА»
Мозохин
А
.
Е
.,
к.т.н., доцент кафедры
автоматики и микро-
процессорной техники
ФГБОУ ВО «КГУ»,
заместитель на-
чальника отдела
эксплуатации автома-
тизированных сис-
тем диспетчерского
управления филиала
«Россети Цент р» —
«Кострома энерго»
Первоочередной
задачей
,
обозначенной
в
энергетической
стратегии
России
,
является
разработка
современных
отечественных
микропроцессорных
устройств
для
локализа
-
ции
аварийных
ситуаций
в
электросетях
и
высокоточных
методов
определения
места
по
-
вреждения
линий
электропередачи
.
В
статье
«
Эмпирические
критерии
для
определения
места
повреждения
в
электрических
сетях
6
кВ
»
была
обоснована
возможность
опре
-
деления
места
повреждения
в
сетях
6
кВ
по
эмпирическим
критериям
для
разных
видов
аварийных
режимов
.
В
данной
же
статье
исследована
эффективность
предложенных
эмпирических
критериев
для
определения
места
повреждения
в
сетях
6
кВ
при
измене
-
нии
параметров
электрической
сети
6
кВ
:
длины
линии
,
мощности
нагрузки
,
тангенса
угла
нагрузки
,
параметров
питающего
и
потребительского
трансформаторов
,
сечения
проводов
,
координат
фаз
линии
.
Исследования
показали
высокую
эффективность
при
-
менения
разработанных
ранее
эмпирических
критериев
при
всех
возможных
парамет
-
рах
фидера
.
Разность
погрешностей
ОМП
при
всех
рассмотренных
параметрах
состав
-
ляет
0,73–2,48%.
При
этом
погрешность
ОМП
для
всех
аварийных
режимов
составляет
1,28–6,71%,
кроме
режимов
с
обрывами
фаз
,
когда
погрешность
составляет
10,32–15,44%.
Ключевые
слова
:
микропроцессорные
приборы, аварийные
режимы, определение
места повреждения,
эмпирические крите-
рии, электрическая
сеть
В
электрических сетях 6–10–
35 кВ важной проблемой явля-
ется задача определения места
повреждения (ОМП) [1, 2]. Эти
сети работают с изолированной нейтра-
лью, что накладывает трудности при
разработке методов ОМП. Также длины
линий и отключающие мощности в этих
сетях малы, что требует разработки
новых недорогих микропроцессорных
приборов ОМП специально для сетей
6–10–35 кВ. Для высоковольтных се-
тей класса 110 кВ и выше с глухозазем-
ленной нейтралью разработано мно-
го методов и приборов ОМП [3], и они
окупаются из-за большой длины линий
и больших отключающих мощностей.
Эти микропроцессорные приборы не
эффективны как технически, так и эко-
номически для сетей 6–10–35 кВ. Так
в паспорте прибора «Сириус-2-ОМП»
указано, что это прибор пригоден для
ОМП в сетях 6–750 кВ. Однако для се-
тей 6–10–35 кВ этот прибор определяет
только двухфазные короткие замыка-
ния и трехфазное короткое замыкание.
Аварийные режимы с замыканиями фаз
на землю и с обрывами он не определя-
ет, хотя эти режимы составляют до 75%
от всех видов повреждений. Кроме того,
этот прибор работает только при метал-
лических замыканиях.
В [4] разработаны эмпирические
критерии для микропроцессорных тер-
миналов ОМП нового поколения в элек-
трических сетях 6 кВ. Они используют
модули напряжений и токов в начале
линии 6 кВ и индивидуальны для каж-
дого вида аварийного режима (АР).
В этом случае разработанный метод
ОМП является методом по параметрам
аварийного режима с односторонним
замером. Представляет интерес про-
ведение исследований по влиянию па-
раметров фидера 6 кВ на погрешность
рассмотренного метода ОМП: длины
линии, мощности и тангенса угла на-
грузки, параметров питающего и потре-
бительского трансформаторов, сечения
провода, координат фаз на опоре.
Были рассчитаны следующие виды
АР:
– однофазные замыкания на землю
АО, ВО, СО;
– двухфазные короткие замыкания
АВ, ВС, АС;
– трехфазное короткое замыкание
АВС;
– двойные замыкания на землю
АО+ВО, ВО+СО, АО+СО;
№
3 (54) 2019
112
– обрывы фаз обрА, обрВ, обрС;
– замыкания на землю с последующим обрывом
фаз АО+обрА, ВО+обрВ, СО+обрС;
– обрывы с последующим замыканием фаз обрА
+АО, обрВ + ВО, обрС + СО.
Примеры эмпирических критериев представле-
ны в таблице 1. В этой таблице обозначено:
U
А
,
U
B
,
U
C
— напряжение фаз;
I
A
,
I
B
,
I
C
— токи фаз.
Для выявления степени влияния параметров фи-
дера 6 кВ были приняты следующие изменяющиеся
параметры (первый показатель относится к исход-
ному варианту):
– длина линии: 15 км и 5 км;
– мощность нагрузки: 400 кВт и 800 кВт;
– тангенс угла нагрузки: 0,3 и 0,7;
– мощность трансформаторов
(питающего —
S
1
, потребительского —
S
2
):
• исходный вариант:
S
1
= 4 МВА и
S
2
= 2,5 МВА;
• вариант 1:
S
1
= 6,3 МВА и
S
2
= 0,4 МВА;
• вариант 2:
S
1
= 0,4 МВА и
S
2
= 6,3 МВА;
– сечение провода АС: 30 мм
2
и 50 мм
2
;
– координаты фаз:
• треугольное размещение:
x
1
= –0,5,
x
2
= 0,
x
3
= 0,5;
y
1
= 9,1,
y
2
= 9,966,
y
3
= 9,1;
• горизонтальное размещение:
x
1
= –1,
x
2
= 0,
x
3
= 1;
y
1
= 9,1,
y
2
= 9,1,
y
3
=9,1.
Результаты расчетов погрешности ОМП при раз-
ных параметрах фидера сведены в таблицу 2.
Анализ таблицы 2 позволил выявить отличия по-
грешностей для каждого вида повреждения и каж-
дого параметра фидера 6 кВ. Эти отличия сведены
в таблицу 3.
Табл. 1. Эмпирические критерии для различных АР
Вид аварийного режима
Эмпирический
критерий
Однофазное замыкание на землю
(АО)
U
A
K
AO
=
—
U
B
·
U
C
Двухфазное короткое замыкание
между фазами (АВ)
U
A
·
U
B
K
AB
=
—
I
A
·
I
B
Трехфазное короткое замыкание
между фазами (АВС)
U
A
·
U
B
·
U
C
K
ABC
=
—
I
A
·
I
B
·
I
C
Двойное замыкание фаз на землю
(АО+ВО)
U
A
·
U
B
K
AOBO
=
—
I
A
·
I
B
Обрыв фазы А (обрА)
U
B
·
U
C
K
обрA
=
—
·
I
A
U
A
Табл. 3. Разброс погрешностей ОМП
при разных параметрах фидера 6 кВ
Вид АР
Мини-
мальная
погреш-
ность
ОМП
Макси-
мальная
погреш-
ность
ОМП
Рзность
между мини-
мальной
и макси-
мальной
погрешнос-
тями ОМП
AО
4,94%
6,40%
1,46%
BО
4,94%
6,41%
1,47%
CО
4,96%
6,43%
1,47%
AB
3,08%
5,41%
2,33%
AC
2,94%
4,93%
1,99%
BC
3,06%
5,47%
2,41%
ABC
1,28%
2,23%
0,95%
AО+BО
2,66%
3,39%
0,73%
AО+CО
2,64%
3,39%
0,75%
BО+CО
2,68%
3,41%
0,73%
обрA
11,02%
12,2%
1,18%
обрB
12,56% 15,44%
2,48%
обрC
10,92%
11,98%
1,06%
AО+обрA
5,02%
6,71%
1,69%
BО+обрB
4,98%
6,66%
1,68%
CО+обрC
5,0%
6,67%
1,67%
обрA+AО
5,38%
6,63%
1,25%
обрB+BО
5,42%
6,63%
1,21%
обрC+CО
5,52%
6,61%
1,09%
Табл. 2. Погрешности ОМП при разных параметрах фидера 6 кВ
Вид АР
Погрешность ОМП, %
Ис
хо
дный
вариант
Длина
Мощно
сть
нагр
узки
Тангенс уг
ла
нагр
узки
Мощность
трансфор-
маторов
Се
чение
пров
одов
Коор
динаты
фа
з
Вар. 1
Вар. 2
AО
6,37
4,94
6,12
6,34
6,38 6,35
6,20
6,40
BО
6,40
4,94
6,17
6,37
6,41 6,39
6,23
6,40
CО
6,41
4,96
6,20
6,38
6,43 6,40
6,25
6,40
AB
3,49
3,08
3,49
3.49
3,45 5,41
3,42
3,48
AC
3,46
2,94
3,47
3,46
3,42 4,93
3,41
3,47
BC
3,48
3,06
3,49
3,48
3,43 5,47
3,41
3,48
ABC
2,23
1,28
2,23
2,23
2,23 2,23
2,23
2,23
AО+BО
3,38
2,66
3,37
3,38
3,38 3,38
3,37
3,39
AО+CО
3,38
2,64
3,38
3,38
3,38 3,38
3,37
3,39
BО+CО
3,39
2,68
3,41
3.39
3,39 3,39
3,39
3,39
обрA
11,37 12,2 11,37 11,35 11,39 11,02 11,43 11,99
обрB
14,21 15,44 14,17 14,18 14,22 13,78 14,05 12,56
обрC
11,25 11,96 11,19 11,23 11,26 10,92 11,30 11,98
AО+обрA
6,71
5,02
6,69
6,67
6,71 6,69
6,69
6,27
BО+обрB
6,08
4,98
6,08
6,08
6,08 6,08
6,66
6,21
CО+обрC
6,63
5
6,65
6,65
6,63 6,64
6,67
6,27
обрA+AО
6,56
5,38
6,56
6,56
6,56 6,62
6,55
6,63
обрB+BО
6,63
5,42
6,63
6,59
6,63 6,59
6,65
6,59
обрC+CО
6,61
5,52
6,61
6,61
6,61 6,64
6,61
6,61
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
113
Рис
. 1.
Изменение
критерия
для
однофазного
замыкания
, AO
Место повреждения, км
Место повреждения, км
Место повреждения, км
16
14
12
10
8
6
4
2
0
15
15
15
15
15
10
10
10
10
10
5
5
5
5
5
0
0
0
0
0
Коэффициент
K
AO
Рис
. 3.
Изменение
критерия
для
трех
-
фазного
короткого
замыкания
, ABC
140 000
120 000
100 000
80 000
60 000
40 000
20 000
0
Коэффициент
K
ABC
Рис
. 5.
Изменение
критерия
для
об
-
рыва
фазы
А
,
обрА
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
Коэффициент
K
обрА
Рис
. 2.
Изменение
критерия
для
двух
-
фазного
короткого
замыкания
, AB
Рис
. 4.
Изменение
критерия
для
двой
-
ного
замыкания
на
землю
, AO+BO
Место повреждения, км
Место повреждения, км
160
140
120
100
80
60
40
20
0
120
100
80
60
40
20
0
Коэффициент
K
AB
Коэффициент
K
AO+BO
Длина линии фидера
Координаты фаз
Мощность нагрузки
Сечение проводов
Тангенс угла нагрузки
Мощность трансформатора, вар. 1
Мощность трансформатора, вар. 2
На рисунках 1–5 приняты
следующие обозначения графиков:
Анализ приведенных значений показал, что
предложенный метод ОМП по эмпирическим кри-
териям справедлив при всех возможных вариан-
тах параметров электрической сети 6 кВ, так как
разность погрешностей ОМП составляет 0,73–
2,48%.
Для подтверждения этого на рисунках 1–5
представлены примеры графиков изменения
рассмотренных эмпирических критериев от ме-
ста повреждения вдоль длины линии 6 кВ. Из
рисунков видно, что все критерии имеют доста-
точную крутизну. Однако эта крутизна зависит от
конкретного рассмотренного параметра фидера
6 кВ. При этом нельзя построить результирую-
щую кривую, справедливую для всех рассмот-
ренных параметров.
ВЫВОДЫ
Таким образом, проведенные исследования пока-
зали, что предложенные в [4] эмпирические крите-
рии эффективны при всех возможных параметрах
фидера 6 кВ. При этом погрешность микропроцес-
сорных терминалов ОМП для всех АР составляет
1,28–6,71%, кроме режимов с обрывами фаз, ког-
да погрешность составляет 10,32–15,44%. Надо
отметить, что выпускающиеся промышленностью
приборы [3] имеют погрешность ОМП до 20%.
Современные микропроцессорные устройства
релейной защиты и автоматики, обладающие вы-
сокой чувствительностью к АР, а также низкой по-
грешностью определения места его локализации,
потребуются распределительным электросетевым
компаниям в рамках энергетической стратегии
России на период до 2030 года [5].
ЛИТЕРАТУРА
1. Аржанников Е.А., Чухин А.М. Ме-
тоды и приборы определения мест
повреждения на линиях электро-
передачи. М.: НТФ «Энергопресс»,
1998. 87 с.
2. Шалыт Г.М. Определение мест по-
вреждения в электрических сетях.
М.: Энергоиздат, 1982. 312 с.
3. Устройство определения места по-
вреждения на воздушных линиях
электропередачи «Сириус-2-ОМП».
Руководство по эксплуатации. М.,
2012. 64 с.
4. Солдатов В.А., Мозохин А.Е. Эмпи -
рические критерии для определе-
ния места повреждения в электри-
ческих сетях 6 кВ // ЭЛЕКТРОЭНЕР-
ГИЯ. Передача и распределение,
2018, № 5(50). С. 100–102.
5. Энергетическая стратегия России
на период до 2030. Распоряжение
Правительства Российской Феде-
рации № 1715-р от 13.11.2009. М.,
2009. 144 с.
REFERENCES
1. Arzhannikov E.A., Chuhin A.M.
Metody i pribory opredelenija mest
povrezhdenija na linijah jelektropere-
dachi [Methods and devices for locat-
ing faults on transmission lines]. M.:
Energopress, 1998. 87 p.
2. Shalyt G.M. Opredelenie mest
povrezhdeniya v ehlektricheskih
setyah [Determination of fault loca-
tions in electrical networks]. M.: Ener-
goizdat [Energypublish], 1982. 312 p.
3.
Ustrojstvo opredeleniya mesta
povrezhdeniya na vozdushnyh liniyah
ehlektroperedachi «Sirius-2-OMP»
[Device for locating damage on Siri-
us-2-OMP power transmission lines].
Rukovodstvo po ehkspluatacii [In-
struction manual]. M., 2012. 64 p.
4. Soldatov V.A., Mozohin A.E. Empirical
criteria for determining the location of
damage in 6 kV electrical networks //
ELECTRIC POWER. Transmission
and distribution, 2018, № 5(50), pp.
100-102.
5.
Energeticheskaya strategiya Rossii
na period do 2030
[Energy Strategy
of Russia for the period up to 2030].
Rasporyazhenie Pravitel'stva Rossijs-
koj Federacii № 1715-r ot 13.11.2009
[Order Government of the Russian
Federation No. 1715-r of 13.11.2009].
M., 2009. 144 p. Available at: https://
minenergo.gov.ru/node/1026.
№
3 (54) 2019
Оригинал статьи: Анализ влияния параметров электрических сетей 6 кВ на погрешность определения места повреждения по эмпирическим критериям
Первоочередной задачей, обозначенной в энергетической стратегии России, является разработка современных отечественных микропроцессорных устройств для локализации аварийных ситуаций в электросетях и высокоточных методов определения места повреждения линий электропередачи. В статье «Эмпирические критерии для определения места повреждения в электрических сетях 6 кВ» была обоснована возможность определения места повреждения в сетях 6 кВ по эмпирическим критериям для разных видов аварийных режимов. В данной же статье исследована эффективность предложенных эмпирических критериев для определения места повреждения в сетях 6 кВ при изменении параметров электрической сети 6 кВ: длины линии, мощности нагрузки, тангенса угла нагрузки, параметров питающего и потребительского трансформаторов, сечения проводов, координат фаз линии. Исследования показали высокую эффективность применения разработанных ранее эмпирических критериев при всех возможных параметрах фидера. Разность погрешностей ОМП при всех рассмотренных параметрах составляет 0,73–2,48%. При этом погрешность ОМП для всех аварийных режимов составляет 1,28–6,71%, кроме режимов с обрывами фаз, когда погрешность составляет 10,32–5,44%.