Указатели поврежденного участка как интеллектуальные устройства мониторинга, фиксации и локализации аварийных процессов в распределительных сетях 6–10 кВ

Page 1

Page 2

114

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Указатели поврежденного
участка как интеллектуальные
устройства мониторинга, фиксации
и локализации аварийных процессов
в распределительных сетях 6–10 кВ

Иванов

директор Департамента

эксплуатации сетей 0,4–20 кВ

компании «Россети Московский

регион»

ля сетей среднего класса

напряжения в мировой

практике наиболее при-

менимым на протяжении

десятилетий остается

топографический метод, осно-

вывающийся на том, что в раз-

ных участках сети устанавлива-

ются указатели поврежденного

участка (ри сунок 1).

Традиционно указатели по-

врежденного участка предна-

значены для определения места

короткого замыкания в воздуш-

ной линии электропередачи

и основаны на фиксации факта

протекания высокого аварийного

тока. Как известно, при коротком

замыкании аварийный ток про-

текает от питающей подстанции

к месту повреждения. Все ука-

затели, расположенные на пути

протекания аварийного тока, сра-

батывают и индицируют аварий-

ную ситуацию. Указатели, распо-

ложенные в остальных участках

сети, остаются не сработавшими.

Ориентируясь на сработавшие

и не сработавшие устройства,

осуществляется

локализация

участка сети, где произошла ава-

рия.

Первые указатели поврежден-

ного участка были разработаны

в Германии в 60-е годы XX века.

В 70-е годы в Советском Со-

юзе подобные разработки ве-

лись несколькими коллективами

энергетиков, из которых наибо-

лее завершенными стали рабо-

ты А.П. Кузнецова по созданию

указателя опор с поврежденной

изоляцией типа УПИ-1 [1]. Его

принцип действия был основан

на размагничивании предвари-

тельно намагниченного воспри-

нимающего элемента магнитным

полем переменного тока КЗ, про-

текающего по опоре линии элек-

тропередачи класса напряжения

110 кВ. Этот указатель повреж-

денного участка представлял со-

бой односторонний окрашенный

флажок, являлся однократным

и требовал восстановления ра-

ботоспособности после каждого

случая срабатывания. В случае

неустойчивых КЗ применение

этого прибора было малоэффек-

тивным.

В 80-х годах XX века началось

серийное производство указа-

телей поврежденного участка

в нескольких странах: Германии,

Норвегии, Франции и США. В Со-

ветском Союзе начался выпуск

моделей УПУ-1, УКЗ, КСВ, УПН,

УТКЗ, в большинстве своем ин-

Рис

. 1.

Указатели

поврежденного

участка

Необходимость

примене

ния

указателей

повреж

денного

участка

распределительных

сетях

6–10

кВ

обусловлена

сложной

топологией

сетей

среднего

класса

напряжения

Средства

определения

места

повреждения

основанные

на

волновом

принципе

не

гарантируют

достаточную

точность

определения

поврежденного

участка

линии

то

же

время

за

счет

большого

количества

ВЛ

(

КЛ

)

своей

протяженности

распре

делительные

сети

6–10

кВ

наиболее

часто

подвержены

отключениям

из

за

климати

ческих

воздействий

воздействия

сторонних

лиц

повреждений

на

абонентских

элек

троустановках

прочих

факторов

При

этом

большие

длины

ВЛ

наличие

кабельных

вставок

расположение

значительных

участков

сети

труднодоступной

местности

сильно

осложняют

поиск

ликвидацию

повреждений

Page 3

115

дицирующих протекание тока

короткого замыкания ярко окра-

шенным

флажком-блинкером.

Все указатели поврежденного

участка первого поколения от-

личались рядом недостатков:

необходимостью

ви зуального

осмотра линейной бригадой для

определения срабатывания или

не срабатывания устройства

и плохой видимостью индикации,

особенно в темное время суток.

Стремительное развитие эле-

ментной базы позволило значи-

тельно расширить функциональ-

ность и технические характери-

стики указателей поврежденного

участка. Для индикации стали

применять сверхъяркие свето-

диоды и ксеноновые источники

света. В наиболее продвинутых

моделях появилась возможность

передачи информации об аварии

с использованием радиоканала,

а впоследствии и GSM-связи.

Для улучшения селективности

и достоверности определения

аварийных процессов появилась

возможность настройки условий

срабатывания приборов в зави-

симости от параметров линии.

Современные указатели по-

врежденного

участка

могут

отображать информацию об

аварийной ситуации визуаль-

но и передавать диспетчеру по-

средством использования сетей

сотовой связи. Указатели по-

врежденного участка отлично

решают поставленную задачу

в сетях с глухо-заземленной или

резистивно-заземленной нейтра-

лью, поскольку аварийный ток

составляет сотни ампер даже

в случае однофазного замыка-

ния на землю. Для успешного

функционирования в таких сетях

приборам достаточно чувстви-

тельности порядка 50 А, поэтому

конструктивно данные устрой-

ства достаточно просты. В сетях

с изолированной и компенсиро-

ванной нейтралью подобные при-

боры могут фиксировать только

межфазные замыкания.

Особенностью российской

энергосистемы является то, что

сети среднего класса напряже-

ния выполнены с изолированной

и компенсированной нейтралью,

что обуславливает чрезвычайно

низкие аварийные токи в слу-

чае однофазных замыканий на

землю. В сети с изолированной

нейтралью при однофазном за-

мыкании на землю практически

не протекает фазный аварийный

ток, так как нейтраль сети никак

не связана с землей. Вместо фаз-

ного тока в сети появляется ток

нулевой

последовательности,

носящий емкостной характер.

Появление этого тока обу-

словлено тем, что линия обла-

дает распределенной емкостью,

и в случае замыкания одной из

фаз на землю эта емкость на-

чинает разряжаться через точку

повреждения. Упрощенно дан-

ный процесс можно представить

как стекание емкостных токов со

всей сети в место замыкания на

землю. Таким образом ток нуле-

вой последовательности при-

сутствует не только на пути от

питающего центра к месту по-

вреждения, но и во всей сети,

в том числе за местом поврежде-

ния и в неповрежденных отпай-

ках. Величина аварийного тока

в этом случае напрямую зависит

от суммарной емкости линии. Как

правило, в воздушных линиях

среднего класса напряжения он

находится в диапазоне от 1 до

10 А. Классические указатели по-

врежденного участка не способ-

ны зафиксировать повреждение

со столь малым током.

Сети с компенсированной ней-

тралью представляют еще боль-

шую сложность для определения

места повреждения топографи-

ческим методом. Благодаря дуго-

гасящей катушке, емкостной ток

еще на порядок ниже, а большин-

ство ОЗЗ являются самозатуха-

ющими. Это позволяет снизить

нагрузку на сеть, однако сильно

усложняет поиск ОЗЗ, так как дли-

тельность аварийного режима не

превышает десятка миллисекунд.

Большинство указателей повреж-

денного участка не обладает до-

статочной чувствительностью

и быстродействием для фиксации

подобных аварийных процессов.

Для работы в сетях с изоли-

рованной и компенсированной

нейтралью наиболее высокотех-

нологичные компании выпускают

модели с повышенной чувстви-

тельностью. Такие приборы спо-

собны срабатывать при токе нуле-

вой последовательности вплоть

до 2 А. Такой чувствительности

достаточно для срабатывания

в случае ОЗЗ в подавляющем

большинстве сетей с изолирован-

ной нейтралью. Однако в этом

случае начинает влиять физиче-

ская природа тока ОЗЗ в сетях

с изолированной нейтралью. По-

скольку ток повреждения являет-

ся током разряда распределен-

ной емкости линии и стекается со

всех участков сети, то срабаты-

вать будут не только указатели,

установленные на участке между

питающей подстанцией и местом

повреждения, но и приборы, уста-

новленные на других участках ли-

нии, что обесценивает результаты

работы указателей.

Для отстройки от ложных сра-

батываний необходимо выби-

рать места установки приборов

таким образом, чтобы суммарная

емкость участка сети за уста-

новленным указателем не была

значительной по отношению

к остальной сети. В этом случае

можно подобрать уставки сра-

батывания по току ОЗЗ так, что-

бы срабатывание происходило

только в случае повреждения на

наблюдаемом участке. Подбор

уставок — очень трудоемкая за-

дача, потому что требует расчета

токов нулевой последовательно-

сти, которые являются непосто-

янной во времени величиной и их

расчет не выполняется в полном

объеме. В сетях с компенси-

рованной нейтралью ситуация

еще сложнее: поскольку ток там

компенсируется дугогасящей ка-

тушкой, даже чувствительности

в 2 А может быть недостаточно.

Оптимально использовать при-

боры, определяющие ток нуле-

вой последовательности от 0,5 А

и фиксирующие направление его

протекания.

Единственным способом ми-

нимизации ложных срабатываний

является определение направле-

ния потока мощности. В случае

применения направленных указа-

телей поврежденного участка ло-

кализация повреждения сводится

к сравнению направления потока

мощности, зарегистрированного

указателями в разных участках

сети. Очевидным преимуществом

этого подхода является то, что

№

3 (54) 2019

Page 4

116

установка подобных указателей

не требует никаких модернизаций

энергетического

оборудования

и подбора уставок, приборы вы-

полнены в технологии plug and

play. Также использование ука-

зателей поврежденного участка,

определяющих направление на

место повреждения, позволяет

легко выделить непосредствен-

но поврежденный отрезок линии

и секционировать его.

В ПАО «МОЭСК» была про-

ведена

опытно-промышленная

эксплуатация указателей повреж-

денного участка с функцией опре-

деления однофазного замыкания

на землю (ОЗЗ) и направления

к участку повреждения. По резуль-

татам эксплуатации разработаны

критерии расстановки комплектов

индикаторов короткого замыкания

с функцией определения ОЗЗ.

Данные критерии предназначе-

ны для оптимального размещения

комплектов индикаторов короткого

замыкания (ИКЗ) на ВЛ (КВЛ) в рас-

пределительных сетях 6–20 кВ

с целью определения поврежден-

ного участка. Технические возмож-

ности и размещение комплектов

в соответствии с критериями рас-

становки позволяет интегрировать

их в построение активно-адаптив-

ных (цифровых) сетей.

При возникновении ОЗЗ на

линии в зависимости от величи-

ны емкостного тока и топологии

контролируемого участка сети

(протяженность) предусматрива-

ется установка комплектов ИКЗ

с функцией определения направ-

ления повреждения (ИКЗн) или

без (ИКЗб).

1. Контроль магистрали:

1.1. На магистрали ВЛ (КВЛ) за

первой опорой после выхо-

да КЛ (воздушного выхода)

6–20 кВ с ЦП, ЦРП, РП, РТП

устанавливается

комплект

ИКЗн.

1.2. При длине участка магистра-

ли более 3 км с двух сторон

участков сети.

1.3. При прохождении участка ма-

гистрали (отпайки) ВЛ (КВЛ)

по населенной местности

с двух сторон участков сети.

1.4. При наличии к абельной

вставки в составе ВЛ с двух

сторон участков сети.

1.5. При прохождении участка

ВЛ в труднодоступных для

проведения осмотра местах

(овраг, река, болото, огоро-

женная зона застройки и т.д.)

с двух сторон участков сети.

2. Контроль отпаек

ПАО «МОЭСК» (протяжен-

ностью более 150 м):

2.1. На отпайках длиной более

3 км на 1-й опоре отпайки

устанавливается

комплект

ИКЗн.

2.2. На отпайках длиной менее

3 км на 3-й опоре отпайки от

магистрали линии устанавли-

вается комплект ИКЗб.

2.3. При наличии на отпайке свя-

зи с другими ВЛ вне зависи-

мости от длины отпайки уста-

навливается комплект ИКЗн.

2.4. При необходимости контро-

ля 2-х и более отпаек одним

комплектом ИКЗ требования

остаются те же: если сум-

марная длина отпаек более

3 км — комплект ИКЗн, если

менее 3 км — комплект ИКЗб.

2.5. При наличии на отпайке в со-

ставе ВЛ кабельной вставки

требуемый функционал ком-

плекта ИКЗ определяется ис-

ходя из условия:

– для установки ИКЗн:

ВЛ

+ (

КЛ

·10) > 3 км;

– для установки ИКЗб:

ВЛ

+ (

КЛ

·10) < 3 км.

3. Контроль

абонентских отпаек:

3.1. В случае расположения

границы балансовой при-

надлежности за коммутаци-

онным аппаратом (разъеди-

нитель и т.д.), установленным

в начале отпайки, при длине

отпайки более 3 км уста-

навливается комплект ИКЗн

в пролете между опорой

магистрали, к которой присо-

единяется отпайка, и опорой,

на которой установлен ком-

мутационный аппарат.

3.2. В случаях, когда граница ба-

лансовой

принадлежности

проходит

непосредственно

в месте присоединения от-

пайки в магистраль, комплект

ИКЗн устанавливается на

следующей опоре магистрали

после присоединения.

4. Особенности расстановки

комплектов ИКЗн (ИКЗб)

при пересечении контроли-

руемых ВЛ 6(20) кВ линия-

ми электропередачи 110 кВ

и выше:

• при пересечении с ВЛ 110–

220 кВ ИКЗ устанавливать на

расстоянии не менее 200–

300 м от места пересечения;

• при пересечении с ВЛ более

220 кВ ИКЗ устанавливать на

расстоянии не менее 400–500 м

от места пересечения.

Схема вариантов мест расста-

новки комплектов ИКЗн (ИКЗб)

на контролируемых участках ВЛ

6–20 кВ представлена на рисун-

ке 2.

Применение указателей по-

врежденного участка с реги-

страцией направления на место

повреждения для повышения

надежности распределительной

сети рекомендуется в «Техниче-

ской политике ПАО «Россети» [2]

и в Концепции «Цифровая транс-

формация 2030» как существу-

ющей и перспективной техноло-

гии создания преимущественно

распределенной автоматизации

воздушных сетей с применением

автоматических пунктов секцио-

нирования, управляемых разъе-

динителей и индикаторов коротко-

го замыкания. Проблематичность

обнаружения однофазного замы-

кания на землю в сети с изоли-

рованной нейтралью заставляет

очень серьезно отнестись к под-

бору оборудования — это именно

то место, где сеть должна быть

действительно «умной». Указа-

тель с функцией определения на-

правления потока мощности яв-

ляется наиболее перспективной

и технологически сложной ветвью

развития указателей поврежден-

ного участка.

В настоящее время в компа-

нии «Россети Московский реги-

он» (ранее — ПАО «МОЭСК»)

готовится к реализации пилот-

ный проект с использованием

системы «SmartSensor» (разра-

ботчик — отечественный про-

изводитель приборов и про-

граммных продук тов МНПП

«АНТРАКС») по интеграции ука-

зателей поврежденного участка

с построением цифровой рас-

пределительной сети 6–20 кВ

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Page 5

117

в рамках исполнения положений

Концепции ПАО «Россети» «Циф-

ровая трансформация 2030».

Суть проекта заключается не

только в получении информации

об аварийном событии в распре-

делительной сети 6–10 кВ, возни-

кающем вследствие межфазных

коротких замыканий или одно-

фазных замыканий на землю, но

и в возможности отключения

участка сети, на котором произо-

шел аварийный процесс. В каче-

стве секционирующего исполь-

зуется коммутационный аппарат,

совмещающий в себе комплект

индикаторов короткого замыка-

ния и разъединитель с моторным

приводом, производящий отклю-

чение поврежденного участка

в бестоковую паузу (рисунок 3).

На рисунке 4 представлен пи-

лотный участок сети 10 кВ для

реализации проекта. Указатели

в соответствии с разработанными

критериями устанавливаются на

воздушной линии. В ячейках кон-

тролируемых фидеров 6–10 кВ

на питающих центах монтируют-

Рис

. 2.

Схема

вариантов

мест

расстановки

комплектов

ИКЗн

(

ИКЗб

)

на

контролируемых

участках

ВЛ

6–20

кВ

ЦП

Населенный

пункт

оп. № 3

РП

оп. № 3

ВЛ 220 кВ

3,7 км

1,8 км

ТП 1

ТП 2

более 200-300 м

ТП 3

ТП 4

ТП 5

0,8 км

1,3 км

Трудно-

доступное

место

— ИКЗн

— ИКЗб

По п. 1.1.

По п.1.3.

По п.1.1.

По п. 1.5.

По п. 2.1. (3.1.)

По п. 2.2.

По п. 2.4.

1 км

0,3 км

ТП 8

По п. 2.5.*

П. 2.5.*: 1 км + (0,3·10) = 1 + 3 = 4 км > 3 км

Граница

балансовой

принадлежности

ТП

ТП 6

ТП 9

кабельная

вставка

5,8 км

Связь с фидером № N

По п. 1.4.

По п. 2.3.

Граница

балансовой

принадлежности

По п.3.2.

По п. 1.2.

Рис

. 3.

Интеллектуальный

разъединитель

РИЦ

ся мониторы электрической сети,

представляющие собой устрой-

ства регистрации и анализа ава-

рийных процессов, сочетающие

в себе функции селективного об-

наружения повреждения линии

в сетях любой топологии и типом

нейтрали, а также измерения

основных параметров электро-

энергии. Информация переда-

ется беспроводным способом

на сервер и в программно-ана-

№

3 (54) 2019

Page 6

118

АСБ3х50

0.04

А-70

0.5

ААБ

3х120

0.4

А-70

3.5

АСБЛ3х120

0.01

АСБЛ 3х120

0.04

ААШ

В3

х12

0.0

А-70

1.5

АСБ

3х12

0.9

ААШВ3х120

0.07

А-70

3.8

ААШВ

3х9

0.2

А-70

1.5

ААШВ3х120

0.1

АСБ3х95

0.2

АСБ3х50

0.45

АСБ3х50

0.35

АСБ3х50

0.05

А-50

1.5

ААБ3х

0.8

А-50

4.4

А-70

2.2

ААБ3х120

1.16

ААШВ3х150

ААБ3х50

0.5

А-5

0.3

А-70
4.6

ААШВ 3х185

0.12

ААШВ3х150

0.9

А-35

0.8

А-25

0.25

А-70

4.7

ААБ

-1

х1

0.1

ААШВ3х150

1.75

ААШВ3

х150

0.15

А-70

2.3

АС-70о

п.1-28

1.9

А-70

6.4

АС-70о

п.1-27

1.9

А-70

0.6

А-70

5.2

600/5

ТП-315

"Тимково

ферма"

СР

IIС

"Насосная"

100

Т-1

630

600/5

КТП Н.дома

44А

ТП-95

"Мамонтово"

6/50

6/16

ТП-89

"Следово"

Т-2

250

"Гаврилово"

6/40

ТП-210

"Интернат"

600/5

600А

t=0,1"

Т-1

400

ПС 34"Васютино"

Т-2

180

СР

Т-2

100

6/63

6/40

200/5

180А

t=0.7"

КТП 209

100

"Дальняя"

Т-1

180

300/5

ТЗ 300А 1.4"

РП-86

"Тимково"

6/0.1

Т-2

630

"Шерна

насосная"

с/т"Здоровье"

174

100

КТП 91

160

"Карабаново"

с/т"Нефтяник"

160кВа

КТП-404

с/т"Луговина"

100кВа

КТП-441

с/т"Охта"/63

Т-2

400

t=0"100/5

120А 0"

600/5

100/5

120А 0"

ТП-65

"АВМ"

"Птичник

котельная"

пк

10/40

6/40

СРI

50/5

80А t=0.7"

240А

6/50

Т-1

315

с/т"Дубрава"

175

160

АВР

t=0.7"

с/т"Фрунзенец"

160

КРУН

75/5

75А

t=0"

Т-1

400

6/50

РП-41

"Мамонтово-комплекс"

150/5

150А t=0.9"

150/5

150А t=0.9"

ПК-6

КТП-366

с/т"Кулиги 1"

100кВа

ТП-94

"Мамонтово"

6/50

75/5

80А t=0.5"

240А

100/5

СМВ180А

t=0.3"

150/5

75/5

150А

t=0.7"АПВ

100/5

600/5

СРII

150/5

210А t=0.9"

"Тимково"

КТП 87

ТП-75

"Микрорайон"

150/5

Т-1

315

КТП 93

250

"Калитино"

150/5

150А t=0.9"

6/50

СР

IС

Алексеево

КТП 57

400

рез

IIс

рез

IIс

Iс

рез

Iс

Ф.4

АПВ

рез

с/т"Шерна"

160

Минаева

100

кВА

КТП-189

"Коттеджи

Следово"

Т-400

ЗН

Iс

ЗН

IIс

Т-2

320

ТН

119

ТН

IIc

ЗН

IIс

ТН

150/5

КТП-100кВа

с/т"Плес"

АВР

КТП-66

"Коттеджи"

6/40

Т-320

107

КТП-19

ж/д Сорокин

100

КВА

А-50

с/т "Родник"

160

кВА

ЗН

СМВ

КТП-383

160

кВА

Берендей

63кВА

Т-2

400

А-50

0,03

А-50

0,08

А-50

0,1

А-50

0,75

А-35

0,35

АСБ

3х95

0,5

А-35

0,84

0,4

А-35

0,21

А-70

0,07

А-50

0,18

КТП-454

/д Шерна

250

АСБл 3х240

0,2

АСБл 3х240

0,2

КТП-282

ССС

АВР

рез.

АВР

Ф.3

АПВ

300/5

ТЗ 300А 1.4"

Ф.2

АПВ

300/5

ТЗ 300А 1.4"

АСБл 3х240

0,2

рез.

Тимково-2

КТП-566

100

кВа

КТП-550

250

кВа

КТП-551

160

кВа

МТП-568

кВа

МТП-552

Мамонтово-3

кВа

КТП-553

Мамонтово-4

кВа

МТП-524

160

кВа

"Карабаново-2"

МТП-742

Калитино

кВа

МТП-589

Следово-2

160

кВа

МТП-588

Следово-3

160

кВа

КТП-567

Тимково-3

160

кВа

МТП-557

Алексеево-2

кВа

КТП-626

Карабаново

250

кВа

А-35

2.0

КТП-627

«Карабаново»

100

кВа

КТП-645

Алексеево

400

кВа

СТП-707

Тимково

кВа

КТП-602

Тимково

250

кВа

СЗО:Котельная

КТП-724

630

кВа

КТП-644

ледово

250

кВа

КТП-726

Гаврилово

250кВа

КТП-666

Тимково

100

кВа

МТП-727

кВа

КТП-730

100

кВа

КТП-714

100

кВа

КТП-593

Калитино

160

кВа

Т-1

КТП-719

160

кВа

КТП-750

100

кВа

ИКЗ-В34Л-У3

РИЦ

ИКЗ-В34Л-У3

А-Сигнал +

ИКЗ-В34Л-У3

А-Сигнал +

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Рис

. 4.

Пилотный

участок

сети

кВ

ПАО

МОЭСК

для

реализации

проекта

Page 7

119

литические комплексы центров

диспетчеризации и управления

электрическими сетями. Пере-

дача информации с указателей

поврежденного участка на сер-

вер и последующая обработка

позволяет реализовать алгоритм

определения места поврежде-

ния с последующей передачей

управляющего сигнала разъеди-

нителю.

Аналитическая часть системы

состоит из набора модулей, ба-

зовый из которых обеспечивает

отображение входящих в систему

устройств и их состояния на гео-

графической карте и мнемосхеме

сети. Дополнительные модули по-

зволяют определить поврежден-

ный участок линий электропере-

дачи с визуализацией диспетчеру

текущего состояния сети и места

аварии на мнемосхеме и предло-

жением варианта минимизации по-

терь в сети за счет использования

секционирующего оборудования.

В режиме реального време-

ни указатели поврежденного

участка с мест транслируют ин-

формацию в ЦУС, а программно-

аналитический комплекс выдает

информацию о месте аварии,

предлагает пошаговый алгоритм

устранения неисправностей. По-

сле принятия диспетчером реше-

ния автоматически секциониру-

ется поврежденный участок сети,

выполняются

переключения,

мобильная бригада выезжает на

точку аварии, выдаются подсказ-

ки по переносу точки токоразде-

ла для скорейшего восстановле-

ния питания.

Применяемые в системе

«SmartSensor» технологии ма-

шинного обучения позволяют по

мере возрастания периода экс-

плуатации системы улучшать ее

диагностические и прогностиче-

ские функции с определением

анормальных режимов работы

энергетического

оборудова-

ния и повышением вероятности

аварийной ситуации, а также

оптимизировать рекомендации,

выдаваемые в диспетчерский

центр.

Прогнозируемые эффекты при

использовании установленной си-

стемы «SmartSensor»:

• увеличение надежности и без-

опасности энергосистемы за

счет уменьшения времени на

поиск повреждения и селектив-

ного отключения поврежден-

ного участка, сокращения ко-

личества отключенных потре-

бителей, позволяющее в не-

сколько раз улучшить индексы

SAIDI и SAIFI;

• уменьшение влияния челове-

чес кого фактора на работу

энергосистемы в результате мо-

ниторинга и управления ком-

мутационными аппаратами;

• повышение точности, скоро-

сти и качества сбора инфор-

мации о функционировании

энергосистемы в режиме ре-

ального времени, построение

ЛИТЕРАТУРА
1. Кузнецов А.П. Определение мест

повреждения на воздушных лини-

ях электропередачи. М.: Энерго-

атомиздат, 1989. 94 с.

2. Положение ПАО «Россети» «О еди-

ной технической политике в элек-

тросетевом комплексе». С. 46.

системы сбора и анализа дан-

ных параметров сети (тока,

мощности, напряжения, про-

мышленной частоты и т.д.) для

цифровизации сети;

• более точное определение ре-

сурса оборудования и межре-

монтного периода благодаря

сохранению во внутренней

энергонезависимой

памяти

журнала событий — времен-

ных меток, обозначения типов

аварий, величины аварийных

токов и напряжений, осцилло-

граммы аварийных процессов;

• минимизация

травматизма

сторонних лиц за счет иден-

тификации с определением

направления и локализации

однофазных замыканий на

землю и неустойчивых аварий-

ных процессов в сети 6–10 кВ;

• сокращение технологических

потерь вследствие постоян-

ного мониторинга параметров

сети и управления в случае

возникновения аварийных про-

цессов, улучшение индекса

OPEX за счет снижения издер-

жек на обслуживание ВЛ.

Санкт-Петербургское

научно-производственное

объединение

АО «Полимер-Аппарат»

разрабатывает и производит

www.polymer-apparat.ru

тел./факс: (812) 331-40-40

(многоканальный)

Для любого класса

напряжений от 0,22 кВ до 750 кВ

Гарантия до 10 лет

Срок службы 30 лет

Для комплектации ограничителей

используются варисторы

различных диаметров и толщин

производства фирмы

EPCos (Германия)

Возможно изготовление ОПН

с любым наибольшим

длительно допустимым

рабочим напряжением

Вся продукция прошла

полный комплекс испытаний

в лабораториях ОАО «НИЦ ВВА»,

ОАО «НИИПТ», ОАО «НИИВА»

НЕЛИНЕЙНЫЕ
ОГРАНИЧИТЕЛИ

ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

(

ОПН

)

научно-производственное объединение

АО «Полимер-Аппарат»

На прав

ах рек

ламы

№

3 (54) 2019

Оригинал статьи: Указатели поврежденного участка как интеллектуальные устройства мониторинга, фиксации и локализации аварийных процессов в распределительных сетях 6–10 кВ

Читать онлайн

Необходимость примене ния указателей повреж денного участка в распределительных сетях 6–10 кВ обусловлена сложной топологией сетей среднего класса напряжения. Средства определения места повреждения, основанные на волновом принципе, не гарантируют достаточную точность определения поврежденного участка линии. В то же время, за счет большого количества ВЛ (КЛ) и своей протяженности, распределительные сети 6–10 кВ наиболее часто подвержены отключениям из-за климатических воздействий, воздействия сторонних лиц, повреждений на абонентских электроустановках и прочих факторов. При этом большие длины ВЛ, наличие кабельных вставок, расположение значительных участков сети в труднодоступной местности и т.д. сильно осложняют поиск и ликвидацию повреждений.