Анализ влияния параметров электрических сетей 6 кВ на погрешность определения места повреждения по эмпирическим критериям

Page 1
background image

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


Page 2
background image

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

= 4 МВА и 

S

= 2,5 МВА;

•  вариант 1: 

S

= 6,3 МВА и 

S

= 0,4 МВА;

•  вариант 2: 

S

= 0,4 МВА и 

S

= 6,3 МВА;

 

– сечение провода АС: 30 мм

2

 и 50 мм

2

;

 

– координаты фаз: 

•  треугольное размещение:

x

1

 = –0,5, 

x

= 0, 

x

= 0,5; 

y

= 9,1, 

y

= 9,966, 

y

= 9,1;

•  горизонтальное размещение:

x

= –1, 

x

= 0, 

x

= 1; 

y

= 9,1, 

y

= 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

4,94%

6,40%

1,46%

4,94%

6,41%

1,47%

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

6,37

4,94

6,12

6,34

6,38 6,35

6,20

6,40

6,40

4,94

6,17

6,37

6,41 6,39

6,23

6,40

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


Page 3
background image

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


Читать онлайн

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%.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»