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

Page 1
background image

Page 2
background image

114

ДИАГНОСТИКА 

И МОНИТОРИНГ

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

Иванов

 

Р

.

В

.,

директор Департамента

эксплуатации сетей 0,4–20 кВ

компании «Россети Московский 

регион»

Д

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

 

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

распре

-

делительные

 

сети

 6–10 

кВ

 

наиболее

 

часто

 

подвержены

 

отключениям

 

из

-

за

 

климати

-

ческих

 

воздействий

воздействия

 

сторонних

 

лиц

повреждений

 

на

 

абонентских

 

элек

-

троустановках

 

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

.


Page 3
background image

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
background image

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:

L

ВЛ

 + (

L

КЛ

·10) > 3 км; 

 

– для установки ИКЗб:

L

ВЛ

 + (

L

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
background image

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.

10

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
background image

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

0.0

7

А-70

1.5

АСБ 

3х12

0

0.9

ААШВ3х120

0.07

А-70

3.8

ААШВ

3х9

5

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

95

0.8

А-50

4.4

А-70

2.2

ААБ3х120

1.16

ААШВ3х150

ААБ3х50

0.5

А-5

0

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

03

х1

50

0.1

2

ААШВ3х150

1.75

ААШВ3

х150

0.15

36

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

13

"Насосная"

100

Т-1

630

600/5

КТП Н.дома

63

12

32

18

44А

ТП-95

"Мамонтово"

6/50

6/16

47

ТП-89

"Следово"

Т-2

63

88

250

"Гаврилово"

5

69

6/40

ТП-210

"Интернат"

600/5

600А

t=0,1"

22

Т-1

400

ПС 34"Васютино"

Т-2

180

СР

Т-2

100

6/63

6/63

6/40

200/5

180А

t=0.7"

КТП 209

100

"Дальняя"

Т-1

180

300/5

М

ТЗ 300А 1.4"

РП-86

"Тимково"

6/0.1

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

26

СРI

50/5

80А t=0.7"

240А

31

61

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"

3

150/5

150А t=0.9"

150/5

150А t=0.9"

5

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 

20

100/5

600/5

СРII

150/5

210А t=0.9"

"Тимково"

КТП 87

63

ТП-75

"Микрорайон"

150/5

27

Т-1

315

КТП 93

250

"Калитино"

150/5

150А t=0.9"

6/50

СР

Алексеево

КТП 57

400

62

рез

рез

рез

IIс

рез

IIс

рез

Ф.4

АПВ

рез

рез

5

37

1

68

1

с/т"Шерна"

160

Минаева

100

кВА

КТП-189

"Коттеджи

Следово"

Т-400

1

54

ЗН

ЗН

IIс

Т-2

320

22

ТН

ТН

119

ТН

IIc

ЗН

IIс

ТН

Ic

150/5

КТП-100кВа

с/т"Плес"

66

1

22

1

АВР

КТП-66

"Коттеджи"

6/40

Т-320

107

47

49

КТП-19

ж/д Сорокин

100

КВА

46

А-50

с/т "Родник"

160

кВА

ЗН

СМВ

КТП-383

160

кВА

24

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

67

КТП-454

ж

/д Шерна

250

12

АСБл 3х240

0,2

АСБл 3х240

0,2

1

1

1

1

КТП-282

Б

ССС

25

АВР

32

33

1

рез.

АВР

Ф.3

АПВ

300/5

М

ТЗ 300А 1.4"

Ф.2

АПВ

300/5

М

ТЗ 300А 1.4"

АСБл 3х240

0,2

рез.

рез.

32

30

Тимково-2

КТП-566

100

кВа

1

КТП-550

250

кВа

КТП-551

160

кВа

5

МТП-568

40

кВа

10

МТП-552

Мамонтово-3

63

кВа

КТП-553

Мамонтово-4

63

кВа

31

МТП-524

160

кВа

"Карабаново-2"

МТП-742

Калитино

63

кВа

1

9

МТП-589

Следово-2

160

кВа

МТП-588

Следово-3

160

кВа

КТП-567

Тимково-3

160

кВа

58

МТП-557

Алексеево-2

40

кВа

11

КТП-626

Карабаново 

250

кВа

А-35

2.0

25

КТП-627

«Карабаново»

100

кВа

14

КТП-645

Алексеево 

400

кВа

8

с

СТП-707

Тимково 

16

кВа

КТП-602

Тимково 

250

кВа

СЗО:Котельная

КТП-724

630

кВа

11

КТП-644

С

ледово

250

кВа

КТП-726

Гаврилово

250кВа

43

КТП-666

Тимково

100

кВа

10

МТП-727

40

кВа

42

КТП-730

100

кВа

КТП-714

100

кВа

54

КТП-593

Калитино

160

кВа

16

Т-1

63

КТП-719

160

кВа

КТП-750

100

кВа

ИКЗ-В34Л-У3

РИЦ

РИЦ

ИКЗ-В34Л-У3

А-Сигнал +

ИКЗ-В34Л-У3

А-Сигнал +

А-Сигнал +

ДИАГНОСТИКА 

И МОНИТОРИНГ

Рис

. 4. 

Пилотный

 

участок

 

сети

 10 

кВ

 

в

 

ПАО

 «

МОЭСК

» 

для

 

реализации

 

проекта


Page 7
background image

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


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.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»