автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Исследование и разработка метода повышения точности двухстороннего определения мест повреждения воздушных линий 110 кВ и выше

кандидат технических наук
Жамсран Арслан
город
Москва
год
2007
специальность ВАК РФ
05.14.02
Диссертация по энергетике на тему «Исследование и разработка метода повышения точности двухстороннего определения мест повреждения воздушных линий 110 кВ и выше»

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка метода повышения точности двухстороннего определения мест повреждения воздушных линий 110 кВ и выше"

оНа правах рукописи

Жамсран Арслан

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДА ПОВЫШЕНИЯ ТОЧНОСТИ ДВУХСТОРОННЕГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ 110 КВ И ВЫШЕ

специальность 05 14.02 - «Электростанции и электроэнергетические системы»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2007 г

ООЗОЬЗ'юо

003059453

Работа выполнена на кафедре Ретейной защиты и автоматизации энергосистем Московского энергетического института (Технического Университета)

Научный руководитель - кандидат технических наук

доцент Арцишевский Ян Леонардович

Официальные оппоненты. - доктор технических наук

профессор Платонов Василий Васильевич

- кандидат технических наук Иванов Игорь Аристотерьевич

Ведущая организация Филиал ОАО «Инженерный центр ЕЭС»

- фирма ОРГРЭС

Защита состоится « 18 » мая 2007 года в 15 час 00 мин в аудитории № Г-200 на заседании диссертационного совета Д 212 157 03 при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу г Москва, Красноказарменная ул , д 17

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке МЭИ (ТУ)

Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу 111250, Москва, Красноказарменная ул, д 14, Ученый созет МЭИ (ТУ)

Автореферат разослан «¿¿Г » апреля 2007 г

Ученый секретарь

Диссертационного совета Д 212 157 03

Доцент кандидат технических наук (^ЮЬ^ Бердник Е Г

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Главной задачей электроэнергетических систем (ЭЭС) является обеспечение параллельной работы электрических станции по системобразующим воздушных линий (ВЛ) и бесперебойное, надежное снабжение потребителей электроэнергией Передача и распределение электроэнергии может нарушаться при повреждениях ВЛ, время аварийного ремонта зависит от длительности определения мест повреждений ОМП Особенно актуально ОМП для одиночной ВЛ распределительной сети Часто время ОМП занимает большую часть времени аварийного ремонта и напрямую зависит от точности ОМП От времени восстановления поврежденной ВЛ существенно зависят социально-экономические показатели и надежность электроснабжения потребителей. В условиях пересеченной местности, слабого развития инфраструктуры (дорога, связь), на ВЛ значительной протяженности успешное ОМП позволяет существенно сократить время аварийного ремонта

Задачи ОМП в настоящее время решаются с помощью комплексов технических и программных средств по значениям электрических параметров аварийного режима (ПАР) Методы ОМП, нашедшие применение в практике ЭЭС, имеют ряд недостатков Двухсторонние методы ОМП чувствительны к погрешностям одного или нескольких показаний средств ОМП Большинство односторонних методов теряют точность при наличии переходного сопротивлении в месте короткого замыкания (КЗ) Точность всех методов ОМП зависит от точности определения параметров элементов электроэнергетических систем (ПЭЭС) (сопротивлений трансформаторов, линий, систем и тд) Устранение указанных недостатков и повышение точное ги ОМП возможно за счет совершенствования математического и алгоритмического обеспечения ОМП

Решение задачи ОМП обеспечивают службы релейная защита и автоматика (РЗиА), связи, линий, а также дежурный, ремонтный и диспетчерский персонал Взаимодействие специалистов большого количества служб по вопросам ОМП требует объединения разнородной информации при КЗ и инструкций по обмену информацией С переходом РЗиА на микропроцессорную технику наметилось кардинальное решение проблемы сбора и накопления аварийных данных о ПАР при повреждениях в ЭЭС При этом возникла задача разработки методики использования этой информации в целях повышения точности ОМП за счет ведения постоянной скурпулезной работы по уточнению значений ПЭЭС, используемых в расчетных выражениях для ОМП Развитию этого направления посвящена диссертационная работа

Диссертационная работа выполнена на кафедре Релейной защиты и автоматизации электроэнергетических систем Московского Энергетического Института (ТУ)

Цель работы: Исследование и разработка метода повышения точности двухстороннего определения мест повреждения воздушных линий 110 кВ и выше на основе оперативной коррекции параметров элементов электроэнергетических систем по параметрам аварийного режима нулевой последовательности

Достижение поставленной цели потребовало решения следующих задач:

1 Анализ совокупности факторов, влияющих на точность двухстороннего метода ОМП

2 Обоснование требований к точности значений ПЭЭС в базе данных на диспетчерском пункте на основе исследования чувствительности двухстороннего метода ОМП к погрешностям в значениях ПЭЭС

3 Исследование и разработка метода повышения точности двухстороннего ОМП по ПАР нулевой последовательности, включающего

-способ принятия решения по оперативной коррекции значений ПЭЭС и разработка алгоритма определения значений ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности,

-разработку методики и программы вычислительных экспериментов для получения количественных показателей уменьшения погрешности ОМП.

Объектом исследования являются электросетевые объекты напряжением 110 кВ и выше

Предметом исследования являются проблема повышения точности двухстороннего ОМП по ПАР нулевой последовательности при К 3 на землю В Л 110 кВ и выше

Методы научных исследования базируются на применении положений теории электрических цепей, теории и практики расчетов ТКЗ в ЭЭС, статистических методов обработки результатов вычислительных экспериментов, теории вероятностей

Научная новизна работы:

1 Разработан новый метод повышения точности ОМП за счет оперативной коррекции ПЭЭС по ПАР В оснозе метода лежит учет чувствительности ОМП к значениям ПЭЭС и оперативная коррекция значений ПЭЭС при использовании схемы документооборота по сбору, обработке и накоплению аварийной информации по ПАР.

2 Разработан новый способ принятия решения об оперативной коррекции значения ПЭЭС в базе данных в зависимости от устойчивости промежуточных результатов расчетов и прогнозируемых сезонных изменениях, использующий рассчитанные значений ПЭЭС по ПАР и учитывающий конфигурацию ЗЭС, набор значений ПАР нулевой последовательности, зоны и виды К 3

Достоверность результатов работы, получаемых при использовании разработанных алгоритмов подтверждены многочисленными вычислительными экспериментами

Практическая ценность работы.

1 Определены требования к точности значений ПЭЭС и ПАР путем исследования количественной характеристики чувствительности результата ОМП к неточности значения ПЭЭС и погрешностей измерения ПАР

2 Разработана методика вычислительных экспериментов и программа моделирования разработанного метода повышения точности ОМП за счет коррекции ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности, основанная на взаимодействии двух компьютерных программ Одна программа моделирует электрические величины ПАР при КЗ в сети Вторая программа поддерживает работу персонала на диспетчерском пункте по ведению документооборота, расчетам ОМП и коррекции значений ПЭЭС в БД.

Реализация результатов работы: Материалы разработанного метода переданы службам РЗиА компании «Центральная региональная система электропередачи» ЭЭС Монголии для внедрения в работе

Основные положения, выносимые на защиту:

1 Совокупность требований к точности значений ПЭЭС и ПАР, влияющих на точность ОМП

2 Метод повышения точности ОМП за счет оперативной коррекции ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности В основе метода лежит учет чувствительности ОМП к значениям ПЭЭС

3 Способ принятия решения об оперативной коррекции значения ПЭЭС в базе данных в зависимости от устойчивости значений ПЭЭС

4 Методика вычислительных экспериментов и программа моделирования разработанного метода повышения точности ОМП за счет коррекции ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем-2004 ВВЦ» (Москва 2004 г) и на международных научно-технических конференциях сгудентов и аспирантов (г Москва, МЭИ (ТУ) 2005 г, 2006 г, 2007 г), на научно-технических семинарах на кафедре РзиА ЭС, МЭИ (ТУ) (г. Москва 2004 г, 2005 г, 2006 г, 2007 г), на заседании секции «Проблем надежности и эффективности РЗ и средств автоматического системного управления в ЕЭС России» НТС "ЕЭС России" (г Москва 2006 г), на всероссийском семинаре «Кибернетика энергетических систем» (г Новочеркаск 2006 г)

Опубликованные работы, По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов по работе, приложения, списка литературы из 94 наименований Содержание работы изложено на 155 страницах и иллюстрировано 35 рисунками и 18 таблицами

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность работы, формулируются ее дели и основные задачи, приводятся положения, отражающие научную новизну и практическую значимость диссертации

В первой главе (Анализ точности методов и средств ОМП на линиях электропередачи 110 кВ и выше) произведен обзор методов и средств определения мест повреждения на В Л 110 кВ и выше, показано, что методы и средств подразделяются на топографические и дистанционные Показания топографических средств используются непосредственно ремонтные бригады в зоне осмотра ЛЭП Дистанционные средства ОМП используют диспетчерские службы энергосистемы для управления работой ремонтных бригад. Их можно разделить на высокочастотные (волновые, локационные, метод стоячих волн) и по ПАР промышленной частоты (двухсторонние и односторонние)

За годы, прошедшие с момента создания первых средств ОМП, многие ученые вели исследования в этой области Большой вклад в развитие средств и методов ОМП на В Л 11 (кВ и выше внесли Розенкноп МП, Айзенфельд А И, Кузнецов А П, Казанский В.Е, Шалыт Г М, Малый А С, Лямец Ю Я, Саухатас А -С С (Латвия). Аржанников Е А, Попов В А, Лукоянов В Ю, Платонов В В, Мисриханиов М Ш, Любарский Д Р, Якимец И В, Иванов И А, Засыпкин А С, Чухин А М, Борознец Б В а также коллеги из Монголии Ч Нацагдорж, Б.Бат-Эрдэнэ и многие другие

Наиболее широкое распространение в электрических сетях (ЭС) высокого напряжения получила методы ОМП по ПАР При исследовании методов ОМП по ПАР (при 50 Гц) рассматриваются только те параметры, которые не зависят от режима системы, при этом сама система считается линейной На ЛЭП 110 кВ и выше преимущественное распространение получили методы, основанные на использовании параметров нулевой последовательности Широкое применение таких методов объясняется преобладанием К 3 (К0', К(1,1)) на землю в сетях 110 кВ и выше (80-90% всех видов повреждении)

Общим свойством методов ОМП по ПАР является использование зависимости значений токов и напряжений при К 3 от искомого расстояния до места повреждения, а также и от значений большого количества параметров элементов электрической сети и вариантов оперативных схем ЭС На рис 1 показано взаимосвязь ОМП от ПАР, ПЭЭС, оперативных схем ЭС Результат ОМП зависит

1Кз =/{ПАР}, {ПЭЭС} и оперативные схемы ЭС) (1) Испоиьзуя для ОМП зависимость (1), следует учитывать, что на конечный результат ОМП оказывают влияние все переменные, указанные в (1) в качестве аргументов, а не только ставшие известными при КЗ и используемые для расчета ПАР и оперативных схем ЭС, но и принятые при расчете фактические значения ПЭЭС

Рис.1. Схема анализа двухстороннего метода ОМП.

При двухстороннем ОМП по ПАР используется показания фиксирующих приборов (ФП) с обоих концов линии Расчет ОМП выполняется по аналитической формуле, составленной на основе теории цепей с сосредоточенными или распределенными параметрами Достоинства относительная простота выполнения ФП, нечувствительность к переходному сопротивлению и току нагрузочного режима Недостатки усложнение расчетных формул для ВЛ сложной конфигурации, отказ или погрешность одного из ФП могут приводить к погрешности или невозможности расчета ОМП Этот недостаток преодолен в мнсготочечном методе ОМП

Погрешность ОМП зависит как от выбора способа (или при взаимном резирвировании способов) ОМП, так и от степени обеспечения минимизации совокупности возникающих погрешностей На рис 2 приведены причины погрешностей ОМП методические погрешности, погрешности в значениях ПАР и ПЭЭС и др Наиболее значимыми и вчияющими на погрешность ОМП, являются технические и человеческие факторы при сбора значений ПАР и несовпадении используемых в расчетах и фактических значений ПЭЭС данных по трансформаторам и ВЛ Многие факторы, влияющие на значения ПАР (технические и человеческие факторы), могут быт учтены лишь косвенно Остальные погрешности связаны с неточным значением ПЭЭС по трансформаторам и ВЛ Основной путь оценки - многократное измерение ПЭЭС по ПАР (например на основе данных аварийных осциллографов и средств ОМП)

Вывод- Результаты анализа показают необходимость исследование причины погрешностей при ОМП из-за не точности значений ПЭЭС и ПАР

Методическая

Составляющие погрешностей ОМП

[ Другие

Иечспррвнооь ФП-а

Неправильная настройка ФП по времени

Неправильная настройка ФП по параметрам пуска

Неправильно выбран диапазон измерений

Погрешности ТА и

ТУ и ошибка в схеме включения ФП

Погрешность из-за электромагнитной гомехи

Промахи при считывании показания ФЛ

Ошибка при записи показаний ФП в оперативный _журнат_

Ошибка при передаче показаний ФП днспегчеру ЭС по телефону или через интернет

Неучет поюження перекиочателя коэффициен га трансформации трансформатора (ПБВ н| РПН)

Пренебрежение током ответвления в расчете

Неучет грозозащитных тросов в расчете

Ксгочнь'й учет взаимной индукции линии

рццл ц.иычяамадд1аз11идаа

Пренебрежение продольной и 1И поперечной составляющих схемы замещения тинийс повреждением

Фактический разброс | в значениях ПЭЭС и их | изменениях в процессе эксплуатации

Дтя данного Эккчщар* в

Неуч$т режима пара пел ьно работающих линий

Неучёт числа паралтельно работающих трансформаторов

Неучёт режима заземления тросов и нейгра ти трансформаторов

Для множества экземпляров одновременно

Рис.2 Причины погрешностей при ОМП

Вторая глава (Обоснование требований к точности определения параметров ЭЭС для задачи ОМП) посвящена анализу существующих методов определения параметров элементов ЭЭС и задаче определения требований к точности значений ПЭЭС В предыдущей главе показано, чго погрешность ОМП зависит от точности всех величин (ПАР и ПЭЭС), используемых в расчетных формулах Для количественной характеристики точности результатов ОМП используется понятие «относительная погрешность» Относительная погрешность ОМП (о"0«п) определяется по закону накопления частных погрешностей ПАР и ПЭЭС

[Ж ПЭЭС , ^ ПАР

ао,л=к,[Е(ог1 )2 + 1(сг )2 (2)

ПЭЗГ _ ПАР

Где СТ1 - относителькая погрешность ПЭЭС г-й составляющей, (?

относительная погрешность ПАРу-й составляющей, ¿-коэффициент неравносга составляющих погрешностей ПЭЭС и ПАР

Из выражения (2) следует, что погрешность ОМП состоит из двух составляющих Первая составляющая зависит от погрешностей в значениях ПЭЭС Как показано в главе 1, результирующая погрешность в значениях ПЭЭС зависит от неучета положения переключателя коэффициента трансформации трансформатора (ПБВ и РПН), от погрешности при пренебрежении током ответвлений, от погрешности из-за не точного учета грозозащитных тросов в расчете, о г неточного учета взаимной индукции линий из-за пренебрежения поперечной составляющей схемы замещения линии с повреждением и от разброса в значениях ПЭЭС Вторая составляющая (рис 2) связана со значениями ПАР Результирующая погрешность в значениях ПАР зависит от неисправности и неправильной настройки ФП, от погрешности измерительных трансформаторов, от погрешности из-за электромагнитной помехи При двухстороннем ОМП часто используется четыре значения ПАР (т=4 в формуле (2))

Исходя из формулы (2), определены требования к точности значений ПЭЭС В таблице 1 приведены комбинации возможных значений рассматриваемых переменных Если допустимая относительная погрешность ОМП равна 3% то при числе составляющих в формуле (2) п+т=-~9

погрешности в значениях ПЭЭС и ПАР равны 1% при этом (упгюс - (уллр

Таблица погрешности ОМП.

_______Таблица 1

Погрешность ОМП {%} Точность ПЭЭС и ПАР [%]

0,8 1 1.1 1,2 13 1,4 1,5 1,6 1.7 1,8 1,9 2,0 2,1

4 5 с. с •6-а И о о 4 1,60 2,00 2 20 2,40 2,60 2,80 3 00 3 20 3,40 3,60 3,80 4 00 4 20

5 1,79 2 24 2,46 2,68 2,91 3,13 3,35 3 58 3,80 4,02 4,25 4,47 4,70

6 1,96 2,45 2,69 2,94 3,18 3,43 3,67 3,92 4 16 4,41 4,65 4,90 5,14

7 21: 2,65 2,91 3,17 3,44 3,70 3,97 4,23 4,50 4,76 5,03 5 29 5,56

8 2,26 2,83 3,11 3,39 3 68 3,96 1,24 4,53 4,81 3,09 5,37 5,66 5,94

9 2,40 3,00 3,30 3,60 3,90 4,20 4 50 4,80 5,10 5,40 5,70 6,00 6,30

10 2,53 3 16 3,48 3,79 4,11 4,43 4,74 5,06 5,38 5 69 6,01 6,32 6,64

11 2 65 3,32 3 65 3,98 431 4,64 4,97 5,31 5,64 5,97 6,30 6,63 6,96

12 2 V 3,46 3,81 4,1о 4,50 4,85 5,20 | 5 54 5,89 6,24 6 58 6 93 7,27

13 2,88 3,61 3,97 4,33 4,"9 5,05 5,41 5,77 6,13 6,49 6,85 7,21 7,57

14 2,99 3 74 4,12 4,49 4 86 5 24 5,61 5 99 6,36 6,73 7,11 7,48 7 86

15 3,10 3,87 4,26 4 65 5,03 5 42 5,81 6,20 6 58 6,97 7 36 7,75 8 13

Для подтверждения полученных данных были проведены дополнительные исследования зависимости погрешности ОМП при

погрешностях ПЭЭС в форме численных экспериментальных исследований на ПЭВМ на примере схем тупиковой линии 110 кВ с ответвлением (участок сети ЭС Монголии) Эти исследования заключались к поиске семейства графиков

д/« = /(/'

1кз~л1кз) Были найденны зависимости А[,,3 =/{/'..]"} при разных погрешностях в значениях сопротивлений трансформаторов, включая режим отключенного состояния трансформаторов Также проведено экспериментальное исследование влияния на погрешность ОМП продольной неоднородности параметров линии и неучета грозозащитных тросов в расчете ОМП Всего проводилось более 1000 расчетов

! ■> ЧКЗ

^ас 70/28 т |

Д 1ИНЗ линии I [кк ] •при +5'» —О—при б% —Гтри +3% пру 3%

Длина личин I (кт] •»при Тр2 от* —«*»—»лри ТрЗ и * отк

Рис 3. Зависимость погрешностей ОМП от длины линии и - схема сети' б - зависимость погрешностей при различной погрешности значений ПЭЭС на ПС-1; в- зависимость погрешностей при пренебрежении током ответвлении.

В качестве примера, для В Л 110 кВ с четырьмя ответвлениями представлены результаты исследования на рис 3 и в таблице 2

Анализ показал При КЗ в зоне ответвления погрешность в значении сопротивления этого ответвления на погрешность ОМП практически не влияет

При маломощном трансформаторе на ответвлении допускается погрешность в значении сопротивления этого трансформатора до ±(2,5-5)% Учет режима ответвления трансформатора обязателен, так как погрешность ОМП может превышать 10% и более В таблице 2 показаны результаты расчета ОМП при погрешности в значениях сопротивлении трансформаторов на всех ответвлениях

Погрешность ОМП при различной погрешности в ПЭЭС.

________ Таблица 2

№ Подстанция 17ЭЭС a Р/с] Погрешг-ость ОМП (J0Mn [%] Допустимая погрешность ПЭЭС [%]

(Уоип , ОГВ и от (на ответвлении) (У от

1 ПС-1 (Sf=2,5 MBA) +3% -0,80 0,00 0,63 Допустимо до ±5%

-3% -0 63 0 00 0,73

+5% -0,72 0,41 0,63

-5% -0,63 0,01 0,73

2 ПС-2 (Sh=6,3 MBA) ^3% -0,74 0 00 0,35 Допустимо до ±3%

-3% -0,79 0,00 0,75

-1,45 0,00 0 87

-5/0 -0,88 0,00 1 52

+7% -1,45 0,00 0,58

-ТА -0,98 0,00 2,27

3 пс-з (Sh-2x2,5 MBA) +4% -0,74 -0,56 0,24 Допустимо до ±(2 5-3)%

-4% -0,88 -0,36 1,52

1-6% -1,45 -0,14 0,47

-6% -0,88 -0 30 1,52

+8% -1,67 -0,20 1 10

-8% -1,42 -0,23 2,27

4 ПС-4 (Sh=2x2,5 MBA) t-3% 1,50 3 07 3 07 *

-3% -2,93 2,93 -1,52

+5% 3 14 4,99 4,99

-5% -2,99 -5,01 -5,01

5 IlC-1 (Sh=2,5 MBA) Отключён трансформатор -11 4 0 30 12 8 *

6 ПС-2 (Sh=6,3 MBA) Отключён трансформатор -25 27 0 28 16 45 *

7 ПС-3 (Sh=2x2,5 MBA) Отключён трансформатор -24 92 -0 52 13 54 *

*-Погрешностъ е значений ПЭЭС недопустимо, обязатегъно нужно учитывать в расчете

В рамках поставленных задачи проводил исследование влияния неоднородности сопротивления на различных участках линий, на погрешность ОМП Как показал результат расчета, погрешность ОКОТ достигала значения до -3,5% на неоднородном участке сети (рис 4) Одним из способов устранения этой погрешности является возможность учета продольной неоднородности участков линий Ввод сопротивления каждого участка позволяет полностью

избавится от влияния этих погрешности Из-за трудности определений этих параметров предлагается использовать данные, которые получены при К 3

Рис 4. Зависимость погрешности ОМП от длины линии с неоднородными продольными параметрами (уменьшенное сечения проводов в линии J13 рис. 3).

Вывод Установлено, что значения ПЭЭС и ПАР целесообразно определять с погрешностью не более ±1% В этом случая погрешность ОМП не превысит ± 3%

В третьей главе (Разработка метода повышения точности двухстороннего ОМП по ПАР нулевой последовательности за счет оперативной коррекции параметров элементов ЭЭС в режиме К.З) описан разработанный метод повышения точности двухстороннего ОМП по ПАР нулевой последовательности за счет оперативной коррекции параметров элементов ЭЭС в режиме К 3 и разработанный алгоритм определения значений ПЭЭС по ПАР нулевой последовагельности

Приведены в главе 3 результаты разработки документооборота для сбора, обработки и накопления аварийной информации по ПАР.

Предлагаемый метод основан на использовании в расчетах ОМП уточненных значений ПЭЭС по ПАР и их коррекции в базе данных на диспетчерском пункте (БДдп) На рис 5 показан алгоритм метода повышения точности ОМП за счет оперативной коррекции ПЭЭС по ПАР и ОМП Сущностью разработанного ме года является

- Фиксация ПАР, которые после каждого КЗ в сети запоминаются многочисленными средствами ОМ11 (фиксирующие приборы, цифровые осциллографы, терминалы РЗА с функцией ОМП)

- Проведение расчетов ПЭЭС по ПАР и накопление результатов этих вычислений для последующего сравнения со значениями ПЭЭС в базе данных (БД)

- В случае устойчивого расхождения фактических значений ПЭЭС по сравнению со значением этого ПЭЭС в БД расчетной схемы замещения ЭЭС по

специальному алгоритму принятие решения о коррекции значения этого ПЭЭС в БД

Коррекцнч значения одного из 'ПЭЭС}

возникновения и отключен г* я К.З

Автоматическая фиЛсаииЛ {ПАР} на ДС

[Coop {ПАР} надиспетчеоскоч 1 п> нкте ЭЭС

.......

^ Начала ' ^

Ввод { ПАР}

Расчет ОМП Достояеризгц^я {ПАР}

'! . N

- * Список недостоверных {Tf\ Р}

Накопитель {ПАР}

31 •хлоопераирные (инки ь

Р1СЧ «■¡«1ЭЭП .юдбавьср-»^м !ПА?|-*м

< 1 р*сч ),» (форму 1« ¡,

Подтверждений значения очного из {ПЭЭС}

Накопление расчетных значений {ПЗЭС} 1« 1 о

Оценка лсч.Тм1чрнос7> расчетных зрачок <Й {иЭЭС}

Да \ 6 I Нет

□pi ндгие {Членил о ко^рекшт; качений одлша из { ПЗ^С }

Рис 5. А чгоритм метода повышения точности ОМП за счет оперативной коррекции ПЭЭС по ПАР.

При каждом КЗ диспетчер энергосистемы осуществляет сбор ПАР со всех подстанций и заполняет со:>"вегствующу.-о техническую документацию, в которой отображается режим ЭС, оперативная схема электрической сети, дата и

время К 3, значения ПАР (блок 1 2 в рис 5) В обязанности дежурных на каждой подстанции входит оформление технической документации (по каждой подстанции) и передача значений набора ПАР диспетчеру ЭС по доступным ему каналам связи (телефон или через интернет )

После сбора аварийных информации проводят достоверизацию ПАР После достоверизации показаний приборов выдается список недостоверных показаний приборов (блок 2 и 2 1 в рис 5) Достоверные значения ПАР накапливаются в накопителе ПАР В накопителе ПАР должны содержаться названия подстанций, наименования средств ОМП, значения ПАР Дополнительно в накопителе ПАР фиксируются фамилии, имена диспетчеров, которые непосредственно передавали и принимали показания средств ОМП, а также дата и время КЗ. Дополнительная информация о персонале в накопителе реализует некоторые возможности исключения человеческих факторов в погрешности ОМП (блок 3 в рис 5)

Для расчета значений ПЭЭС (блок 3 1 в рис 5) по оперативной схеме конкретной сети определяются все возможные зоны КЗ, а также кх виды Таблица расчетных формул составляется для всех линий и трансформаторов

Рис 6. Алгоритм определения значений ПЭЭС по ПАР.

Алгоритм определения значений ПЭЭС показан рис 6, где Р- число зон КЗ, М-число всех ПЭЭС, входящих в расчетную схему В таблице 3 приведены формулы для расчетов значений ПЭЭС по ПАР по схеме на рис 7 при КЗ в

различных участках сети Как видно из рис 6 и таблицы 3, для расчета каждого из значений ПЭЭС требуется определенная комбинация ПАР

П/стЛ П/стБ

Рис 7. Схема включения средств ОМП.

Для расчета сопротивления системы требуется функция фиксирующего амперметра (ФА) и фиксирующего вольтметра (ФВ) на системах шин При заземленной нейтрали силового трансформатора с помощью ФА измеряют ток нейтрали (рис 7) Электрические величины на одном электроэнергетическом объекте современными средствами ОМП измеряют со сдвигом по фазе, поэтому возможны векторные вычисления

Формулы для расчетов значений ПЭЭС по ПАР. ( по схеме рис 7)

Таблица 3

Точка короткого замыкания

К1 К2 КЗ

1 и I и_ I и_ I

-> и_ I и_ I и_ I

з 71 ..... и тр! .и-^-и / 2' I £/„. , и^-и 1 2 1

4 лг I г' / ит 1 „„ и n:\-U 1 ^ с I

| <; 1 " и тр1 /тр! {/тр] ">ч> и VI 11р1

Где : ц ¡- напряжение и ток нулезой последовательности в месте К 3 со стороны системы 1 и I - напряжение и ток нулевой последовательности в месте К.З со стороны системы 2 иф1 /- напряжение и ток со стороны

ответвление, СТ. " сопРотивления электрических систем С1 и С2

Хл\» Zлl" сопротивления линий Л1 и Л2, 2Тр\ -сопротивление трансформатора на ответвлении

Рассчитанные значения ПЭЭС записываются (блок 4 в рис 5) в таблице накопления расчетных значений В таблице должно содержаться название подстанции, значения ПАР, расчетные значения ПЭЭС и значения этих ПЭЭС в БДдп. Дополнительно в таблице накопления расчетных значений отражаются отклонения расчетных значений ПЭЭС от значений в БДДО а также фамилии, имена ответственных лиц, которые непосредственно выполняли расчеты Формы таблицы накопления расчетных значений ПЭЭС для трансформаторов и линий отличаются, что связано с видом расчетных формул (таблица 3) В таблицах накопления значений ПЭЭС оформляется результат принятия решения о подтверждении значении ПЭЭС или его коррекции.

Храсч [Ом]

.0.....

ср.. О.,

10 12 14 и 18 20 22 Номер КЗ

24 26 28 30 32 34 36

Рис 8. Графический учет значений одного из ПЭЭС, рассчитанный по ПАР по номерам КЗ за период наблюдения.

На рис 8 показан графический учет значений одного из ПЭЭС, рассчитанный по ПАР по номерам КЗ Номер КЗ - это номер записи о К 3 в оперативном журнале за период наблюдения Как показано на рис 8, в расчетах для одного и того же ПЭЭС возникают различные значения, не совпадающие между собой из-за погрешностей в ПАР, возможно, других причин (температуры, нагрузки и т.д) Многие энергосистемы на зимний период проводят сезонные переключения в обмотках силовых трансформаторов, при этом существуют также различные значения ПЭЭС для силовых трансформаторов, определенные по паспортным данными в различных положениях РПН (грпн ±К) Если ожидались сезонные переключения, и эти изменения значений ПЭЭС прогнозируемые, то коррекция значений ПЭЭС в БД®1 может быть осуществлена с учетом положения РПН без длительного накопления расчетных значений ПЭЭС при первом же обнаружении в

несовпадении нового расчетного значения ПЭЭС и численного значения этого ПЭЭС в БДдп

На рис 8 в форме точек по номерам КЗ приведена возможная реализация результатов расчета по ПАР одного из ПЭЭС для сопротивления силового трансформатора Сплошной кусочно-постоянной линей представлено значение этого ПЭЭС в БДдп

На первом участке, начиная с КЗ №1 и до КЗ №12 значение {ПЭЭС} в БД Ъ\ и рассчитываемые после каждого КЗ расчетные значения грасч „ удовлетворяют соотношению.

т е отклонения , от2Бд в относительных единицах не превышает принятого допустимого значение [8\Ц0П, в зависимости от точности измерения ПАР Где [^-допустимое отклонение значений ПЭЭС

Если очередное рассчитанное значение ПЭЭС отклоняется от значения в не более чем на [а\„оп, то оформляется решения о подтверждении значения в БДдп

Если очередное рассчитанное значение ПЭЭС отклоняется от значения в БДда более,

чем на \з\10п, то возникает вопрос коррекции Имеется два варианта причины отклонения1

- Выброс (промах в измерениях ПАР),

- Изменилось значение ПЭЭС

Одиночные выбросы игнорируются как, например, результат КЗ №10 на рис 8 Если значение ПЭЭС действительно изменилось, то коррекцию в БД следует делать после подтверждения устойчивости изменения, как это показано на рис 8 для КЗ №13 и 14, а также для КЗ №25 и 26

По опыту эксплуатации возможны различные сценарии принятия решения о коррекции значений ПЭЭС Применительно к силовым трансформаторам - коррекция при значительном отклонении без подтверждения в случае ожидаемого сезонного переключения Кроме того, возможно принятия решение по способу одно или двухкратного подтверждения, то есть, после двух или трех КЗ и т д Одной из перспективных задач является также отработка коррекции значений ПЭЭС путем усреднения данных по большому количеству КЗ в пределах х[г1/0,

По мере накопления опыта, возможно совершенствование методики по уточнению параметров элементов расчетной схемы по ПАР в режиме КЗ Экспериментальная практическая отработка предложенного метода наиболее целесообразна в электрических сетчх с существенно повышенной удельной повреждаемостью

На рис 8 представлен вариант представления значения одного из значений ПЭЭС, такое представление целесообразно на первом этапе организаций работ применительно к силовым трансформаторам На следующих этапах целесообразно обеспечить учет нелинейности трансформаторов

Для линий электропередачи, как известно, возможны скачкообразные изменение значения сопротивления по участкам и зонам однородности, например, при изменении конфигурации взаимоиндуктивно связанных других линий (включены, отключены, отключены и заземлены с двух сторон) Удельное сопротивление линий также может скачкообразно изменяться по участкам и зонам при появлении токов в грозозащитных тросах поврежденной или параллельной ВЛ (на участке взаимоиндукции)

Математические методы обработки последовательности рассчитанных значений ПЭЭС и отбраковка недостоверных значений в условиях ожидания возможного изменения значения ПЭЭС должны обеспечить два этапа расчетов

- первый этап- оперативные расчеты по мере поступления ПАР после каждого КЗ, как показано на рис 8

- второй этап- ретроспективные расчеты по данным архива с целью уточнения значений ПЭЭС и выявление не вполне достоверных данных, использованных для определения средних значений ПЭЭС в оперативных расчетах на первом этапе.

На первом этапе при оперативных расчетах, как указывалось выше, возможно использование метода достоверизации расчетных значений ПЭЭС по критерию превышения заранее установленного допустимого значения (тн называемый допусковый контроль) Однако на втором этапе при ретроспективных расчетах по данным БД целесообразно использовать более эффективные методы достоверизации рассчитанных значении ПЭЭС Одной из основных особенностей рассматриваемых данных является их весьма медленный темп пополнения, так как КЗ в электрических сетях -нечастое явление Поэтому одним из основных требований к математическому методу достоверизации рассчитанных значении ПЭЭС является требование работоспособности математического метода при небольшом количестве данных Такому требованию удовлетворяет метод Стьюдента, используемый при достоверизации рассчитанных значений ПЭЭС.

В главе 3 также разработана методика выполнения вычислительных экспериментов (рис 9), в которых на автоматизированном рабочем месте (АРМ) моделируется поток КЗ в разных точках сети, осуществляется заполнение оперативной документации по возникающим наборам ПАР и дальнейшая обработка аварийной информации

Целью численных экспериментов является подтверждение работоспособности разработанного метода и исследование факторов, влияющих на точность ОМП

Методика вычислительных экспериментов содержит способ задания погрешностей в значении ПЭЭС и точек КЗ на линиях Для задания погрешностей ПЭЭС и точек КЗ на линии используется генератор случайных чисел

Рис 9. Структурная схема методики вычислительных экспериментов.

По результатам расчетов получена зависимость 1сгом7! - /(и) (рис 10) где 0-рш - погрешность ОМП, п- номер КЗ на линии за период наблюдения Из нее видно, что за счет коррекции значений ПЭЭС погрешность ОМП уменьшается И также изложена программа проведения серий многовариантных экспериментальных расчетов ОМП на модели ЭЭС по предлагаемому методу повышения точности ОМП в различных точках сети и по алгоритму определения значений ПЭЭС по ПАР, который показал

достоверность и обоснованность результатов Всего проводилось более 5000 расчетов для 16 вариантов изменений значений набора ПЭЭС

(ЗоЧПсрсд]

■; 1»1 ;1; •.;.; >; • >:!; - - ; •

1'!1:; ■ 11 ::7::;;;';::; ■; <;1 *

. ; 1 ,) . { I ; ; . ; 1 ^; ! ; ' 1 ' ! ; - , ' 1 ; ; ; 1 I ■ ! ;

; 1'. ;' »11; 1 ; • ,1! •: 1х ^:: ■: , 1 ■

1 ■ \ ' ' А ' * ■:1 ■ . 1; ■:1:; ■;:; ■., ;; ■; : ■ ■ 1 :»■ : : ■ ; ■ : ■:':■.;■:•:;

' » , 4 , 1 Т > 1 . • | 1 | ; . 1 1 1 . 1 т ■ ' 1 !т«' 1 ' ! 1 ' ; ' ! • 1 ' ! 1 * 1 ' I ( ■ ■ : ■ . : ■ т • ■ - т . ' - : • : ■ . : ■

' ' ' ■ 1 , 1 ' ' , 1 | ;; -;, Н ;;; ■;;,;:::.;:;:;1; :1 - 1 -, *; ■ *: ■ ' ■ *: ■: 1. ■ ■:■:-

0123456*78 9 10 11 12 13 14 И 16 17 18 19 20 2) 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

Номер КЗ

Рис 10. Зависимость погрешности ОМП ((уош) от номера К.З за период наблюдения.

В пршожениях приведены результаты численных экспериментальных исследований зависимости погрешности в ОМП при погрешности ПЭЭС И результаты расчетов для ОМП по предлагаемому методу Также приведены результаты расчетов определения значений ПЭЭС и достоверизации рассчитанных значений ПЭЭС по методу Стьюдента Выводы

Разработан новый метод, которой основан на использовании более точных значений ПЭЭС, которые определяется расчетным способом по ПАР после каждого К.З и корректируются в БД в соответствии со схемой документооборота по сбору, обработке и накоплению аварийной информации по ПАР, и также

-разработан и исследован новый способ принятия решения об оперативной коррекции значений ПЭЭС в базе данных в зависимости от устойчивости промежуточных результатов расчетов с учетом прогнозируемых изменений

-в результате вычислительных экспериментов получено подтверждение достоверности, обоснованности данного метода путем выявления уменьшения погрешности ОМП по ПАР после оперативной коррекции с 10% до 1% от длины В Л

Заключение

Основные теоретические и практические результаты работы

1 В результате анализа установлено, что необходимость исследование причины погрешностей при ОМП из-за не точности значений ПЭЭС и ПАР

2 Определены требования к точности значений ПЭЭС (±1%) и ПАР (± 1%) на основе исследования количественной характеристики чувствительности результата ОМП к неточности значений ПЭЭС и погрешностям измерения ПАР.

3 Разработан новый метод повышения точности ОМП за счет оперативной коррекции ПЭЭС по ПАР В основе метода лежит учет чувствительности ОМП к значениям ПЭЭС и оперативная коррекция значений ПЭЭС при использовании схемы документооборота по сбору, обработке и накоплению аварийной информации по ПАР

4 Разработан новый способ принятия решения об оперативной коррекции значений ПЭЭС в базе данных в зависимости от устойчивости промежуточных результатов расчетов и прогнозируемых сезонных изменениях, использующий рассчитанные значений ПЭЭС по ПАР и учитывающий конфигурацию ЭЭС, набор значений ПАР нулевой последовательности, зоны и вид К 3

5 Разработаны методика и программа вычислительных экспериментов использования разработанного метода повышения точности двухстороннего ОМП по ПАР нулевой последовательности за счет оперативной коррекции ПЭЭС в режиме К.З

6 В результате реализации разработанной методики и программ вычислительных экспериментов получено подтверждение достоверности, обоснованности данного метода путем выявления уменьшения погрешности ОМП по ПАР после оперативной коррекции с 10% до 1% от длины В Л

7 Результат вычислительных экспериментов предложенного метода показал, что разработанный метод наиболее целесообразен в электрических сетях с существенным повышенным удельным повреждаемостью, например в некоторых природно-климатических зонах Монголии и России

Основные положения диссертации отражены в следующих публикациях

1 Жамсран Арслан, Я.Л.Арцпшееский, Баяр Бат-Эрдэнэ, Лобанов.В.К.

Двухсторонний метод ОМП по ПАР в условиях неопределенности исходных данных / Релейная защита и автоматика энергосистем 2004 Сборник докладов Москва ВВЦ 2004 г с 81-85

2 Жамсран Арслан, ЯЛ.Арцишевский. Исследование зависимости погрешности ОМП от ошибок в исходных данных / Сб док XI международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов г В 3-х т Г 3 -М Издательство МЭИ, 2005 г с 348-349

3. Жамсран Арслан, Я.Л.Ариишевский, Б.Бат-Эрдэнэ. Основные показатели бизнес-плана по организации аварийного ремонта В Л 110-220 КВ в энергосистеме Монголии / Сб док, Международная научно-техническая конференция г.Улан-батар 2005 г. с 447-450.

4 Жамсран Арслан, Я.Л.Арцишевский. Метод повышения точности ОМП за счет уточнения значений параметров элементов электрической сети / Сб док. XII международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов В 3-х т Т 3 -М : Издательство МЭИ, 2006 г. с 427-42,8

5 Жамсран Арслаи, ЯЛ.Арцишевский. Повышение точности определения мест повреждения путем уточнения параметров элементов ЭЭС. / Известия Высш Учеб. Завед. Северо-кавказский регион XXVIII сессии Всероссийского семинара «Кибернетика энергетических систем» приложение №15, г. Новочеркасск, 2006 г с 47-48

6 Жамсран Арслан, Я.Л.Арцишевский. Метод повышения точности определение мест повреждения за счет уточнения параметров элементов по параметрам аварийного режима в режиме короткого замыкания / Вестник МЭИ 2007, №1* с 64-70

7. Жамсран Арслан, Я.Л.Арцишевский. Эффективность уточнения значений параметров элементов электрической сети при ОМП / Сбдок XIII международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов В 3-х т Т 3 -М Издательство МЭИ, 2007 г. с 370-372

Подписано в печать Д. ОН. зак. /Й Тир. 100 П.л. Полиграфический центр МЭИ (ТУ) Красноказарменная ул., д. 13

Оглавление автор диссертации — кандидат технических наук Жамсран Арслан

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТОЧНОСТИ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЯ НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 110КВИ ВЫШЕ.

1.1 Общие положения

1.2 Классификация методов ОМП.

1.3 Классификация средств ОМП.

1.4 Анализ реализации двухстороннего метода ОМП.

1.5 Анализ причин появления погрешностей при двухстороннем 36 методе ОМП.

Выводы по главе

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗНАЧЕНИЙ И ОБОСНОВАНИЕ ТРЕБОВАНИЙ К ТОЧНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЭЭС ДЛЯ ЗАДАЧИ ОМП.

2.1 Анализ существующих методов определения параметров 40 элементов ЭЭС.

2.1.1. Параметры воздушных линий.

2.1.2. Параметры силовых трансформаторов и 49 автотрансформаторов.

2.1.3. Экспериментальное определение параметров элементов 57 электрической сети.

2.2 Разработка требования к точности определения параметров ЭЭС 61 по ПАР.

2.2.1. Погрешность ОМП из-за неучета положения переключателя 64 коэффициента трансформации трансформатора. (ПБВ и РПН).

2.2.2. Анализ погрешности ОМП при пренебрежении токов 71 ответвлений.

2.2.3. Погрешность ОМП из-за пренебрежения поперечной 73 составляющей схемы замещения линии с повреждением.

2.2.4. Погрешности ОМП из-за не учета грозозащитных тросов в расчете.

2.3 Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДА ПОВЫШЕНИЯ ТОЧНОСТИ

МЕТОДА ОМП ЗА СЧЁТ ОПЕРАТИВНОЙ КОРРЕКЦИИ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЭС ПО ПАР.

3.1 Постановка задачи

3.2 Разработка методов повышения точности ОМП за счет 84 оперативной коррекции параметров элементов ЭЭС по ПАР.

3.3 Разработка алгоритма достоверизация рассчитанных значений параметров элементов ЭС по ПАР.

3.4 Разработка методики вычислительных экспериментов и 99 программ вычислительных экспериментов.

3.5 Выводы по главе 3. 109 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 110 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 111 ПРИЛОЖЕНИЕ 1. 121 ПРИЛОЖЕНИЕ 2. 135 ПРИЛОЖЕНИЕ 3.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Главной задачей электроэнергетических систем (ЭЭС) является обеспечение параллельной работы электрических станции по системобразующим линиям электропередачи (ЛЭП) и бесперебойное, надежное снабжение потребителей электроэнергией. Передача и распределение электроэнергии может нарушаться при повреждениях ЛЭП, время аварийного ремонта зависит от длительности ОМП. Особенно актуально определение мест повреждений (ОМП) при одиночной ЛЭП распределительной сети ЭЭС. Одним из предпочтительных путей сокращения потерь при аварийном ремонте и снижения ущерба от перерывов электроснабжения является минимальное суммарное время ОМП. Часто время ОМП становится гораздо больше времени аварийного ремонта и поскольку время ОМП напрямую зависит от точности ОМП. От времени аварийного ремонта, восстановления поврежденных линий существенно зависят социально-экономические показатели и качество электроснабжения потребителей. В условиях пересеченной местности, слабого развития инфраструктуры (дороги, связь), на ЛЭП значительной протяжённости успешное ОМП позволяет сократить время аварийного ремонта.

Задачи ОМП в настоящее время решаются с помощью комплексов технических и программных средств. По значениям электрических параметров аварийного режима (ПАР) методы ОМП, нашедшие применение в практике ЭЭС имеет ряд недостатков. Двухсторонние методы ОМП чувствительны к погрешностям одного или нескольких показаний средств ОМП (токи и напряжения), большинство односторонних методов реализованных современных фиксирующих приборов (ФП), теряют точность при наличии переходного сопротивления в месте короткого замыкания (КЗ). Кроме того, точность этих методов ОМП зависит от точности параметров элементов электроэнергетических систем (ПЭЭС) (сопротивления трансформаторов, линий, систем и т.д.). Устранение указанных недостатков и повышение точности ОМП возможно за счет совершенствования математического и алгоритмического обеспечения ОМП.

Решение задачи ОМП обеспечивают службы РЗиА, связи, линий, а также дежурный, ремонтный и диспетчерский персонал. Взаимодействие большого количества служб, специалистов по вопросам ОМП требует объединения разнородной информации при КЗ и инструкций по обмену информации и документооборотом. С приходом в релейную защиту и автоматику (РЗиА) микропроцессорной техники наметилось кардинальное решение проблемы сбора и накопления аварийных данных о ПАР при повреждениях в ЭЭС. При этом возникла задача разработки методики использования этой информации в целях повышения точности ОМП за счет ведения постоянной скурпулёзной работы по уточнению значений ПЭЭС, используемых в расчетных выражениях для ОМП. Это проблема на сегодняшний день проработана недостаточно, это связанно с отсутствием метода и алгоритма использования информации при КЗ. Развитию этого направления посвящена диссертационная работа.

Цель работы:

Исследование и разработка метода повышения точности двухстороннего определения мест повреждения воздушных линий 110 кВ и выше на основе оперативной коррекции параметров элементов электроэнергетических систем по параметрам аварийного режима нулевой последовательности.

Основные решаемые задачи:

1. Анализ совокупности факторов, влияющих на точность двухстороннего метода ОМП.

2. Обоснование требований к точности значений ПЭЭС в базе данных на диспетчерском пункте на основе исследования чувствительности двухстороннего метода ОМП к погрешностям в значениях ПЭЭС.

3. Исследование и разработка метода повышения точности двухстороннего ОМП по ПАР нулевой последовательности, включающего:

-способ принятия решения по оперативной коррекции значений ПЭЭС и разработка алгоритма определения значений ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности;

-разработку методики и программы вычислительных экспериментов для получения количественных показателей уменьшения погрешности ОМП.

Объектом исследования являются электросетевые объекты напряжением 110 кВ и выше.

Предметом исследования являются проблема повышения точности двухстороннего ОМП по ПАР нулевой последовательности при К.З на землю ВЛ 110 кВ и выше.

Методы научных исследования базируются на применении положений теории электрических цепей, теории и практики расчетов ТКЗ в ЭЭС, статистических методов обработки результатов вычислительных экспериментов, теории вероятностей.

Научная новизна работы:

1. Разработан новый метод повышения точности ОМП за счет оперативной коррекции ПЭЭС по ПАР. В основе метода лежит учет чувствительности ОМП к значениям ПЭЭС и оперативная коррекция значений ПЭЭС при использовании схемы документооборота по сбору, обработке и накоплению аварийной информации по ПАР.

2. Разработан новый способ принятия решения об оперативной коррекции значения ПЭЭС в базе данных в зависимости от устойчивости промежуточных результатов расчетов и прогнозируемых сезонных изменениях, использующий рассчитанные значений ПЭЭС по ПАР и учитывающий конфигурацию ЭЭС, набор значений ПАР нулевой последовательности, зоны и вид К.З.

Достоверность результатов работы, получаемых при использовании разработанных алгоритмов подтверждены многочисленными вычислительными экспериментами.

Практическая ценность работы.

1. Определены требования к точности значений ПЭЭС и ПАР путем исследования количественной характеристики чувствительности результата ОМП к неточности значения ПЭЭС и погрешностей измерения ПАР.

2. Разработана методика вычислительных экспериментов и программа моделирования разработанного метода повышения точности ОМП за счет коррекции ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности, основанная на взаимодействии двух компьютерных программ. Одна программа моделирует электрические величины ПАР при К.З в сети. Вторая программа поддерживает работу персонала на диспетчерском пункте по ведению документооборота, расчетам ОМП и коррекции значений ПЭЭС в БД.

Реализация результатов работы: Разработанный метод внедрен в работе службы РЗиА компании «Центральная региональная система электропередачи» ЭЭС Монголии.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Совокупность требований к точности значений ПЭЭС и ПАР, влияющих на точность ОМП.

2. Метод повышения точности ОМП за счет оперативной коррекции ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности. В основе метода лежит учет чувствительности ОМП к значениям ПЭЭС.

3. Способ принятия решения об оперативной коррекции значения ПЭЭС в базе данных в зависимости от устойчивости значений ПЭЭС.

4. Методика вычислительных экспериментов и программа моделирования разработанного метода повышения точности ОМП за счет коррекции ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались на конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем-2004 ВВЦ» (Москва 2004 г.) и на международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов (г. Москва, МЭИ (ТУ) 2005 г., 2006 г., 2007 г.), на научно-технических семинарах на кафедре РзиА ЭС, МЭИ (ТУ) (г. Москва 2004 г., 2005 г., 2006 г., 2007 г.), на заседании секции «Проблем надежности и эффективности РЗ и средств автоматического системного управления в ЕЭС России» НТС "ЕЭС России" (г. Москва 2006 г.), Всероссийский семинар «Кибернетика энергетических систем» (г. Новочеркаск 2006 г.).

Опубликованные работы. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов по работе, приложения, списка литературы из 94 наименований. Содержание работы изложено на 154 страницах и иллюстрировано 35 рисунками и 18 таблицами.

В первой главе (Обзор методов и средств ОМП на линиях электропередачи) произведен обзор методов и средств определения мест повреждения на ЛЭП 110 кВ и выше, которые подразделяются на топографические и дистанционные. Показания топографических средств используются непосредственно ремонтной бригадой в зоне осмотра ВЛ. Дистанционные средства ОМП используются диспетчерской службой энергосистемы для управления работой ремонтных бригад.

Наиболее широкое распространение в ЭС высокого напряжения получили методы ОМП по параметрам аварийного режима (ПАР). При исследовании методов ОМП по ПАР (при 50 Гц) рассматриваются только те параметры, которые не зависят от режима системы, при этом сама система считается линейной. На В Л 110 кВ и выше преимущественное распространение получили методы, основанные на использовании параметров нулевой последовательности. Общим свойством методов ОМП по ПАР является использование зависимости значений токов и напряжений при К.З (ПАР) от искомого расстояния до места повреждения, а также и от значений больших наборов параметров элементов электрической сети (ПЭЭС) и оперативных схем ЭС.

Результат ОМП зависит:

1КЗ =/{ПАР},{ПЭЭС} и оперативные схемы ЭС)

Погрешность ОМП является главным показателем качества ОМП. Погрешность ОМП зависит как от выбора способа (или способов) ОМП, так и от степени обеспечения минимизации совокупности возникающих погрешностей.

Причины появления погрешностей при ОМП: методические погрешности и погрешности в ПАР и ПЭЭС и др. Наиболее значимыми факторами влияющими на погрешности ОМП являются технические и человеческие факторы при фиксации ПАР и несовпадения используемых в расчетах и фактических данных по трансформаторам и В Л то есть ПЭЭС. Многие факторы, влияющие на значения ПАР (электромагнитные помехи и человеческие факторы), носят неопределённый характер и могут быть учтены лишь косвенным образом. Остальные погрешности связаны с неточным значением ПЭЭС по трансформаторам и ВЛ.

глава (Обоснование требований к точности определения параметров ЭЭС для задачи ОМП) посвящена анализу существующих методов определения параметров элементов ЭЭС и задаче определения требований к точности значений ПЭЭС. В предыдущей главе показано, что погрешность ОМП зависит от точности всех величин (ПАР и ПЭЭС), используемых в расчетных формулах. Для количественной характеристики точности результатов ОМП используется понятие «относительная погрешность». Относительная погрешность ОМП (<уомп) определяется по закону накопления частных погрешностей ПАР и ПЭЭС.

Исходя из этого, определены требования к точности значений ПЭЭС при ОМП. Если допустимая относительная погрешность ОМП равна (ушп= 3% то при числе составляющих в формуле (2) п+т=9 погрешности в значениях ПЭЭС и ПАР равны 1% при этом</ээс = <уПЛР.

Для подтверждения полученных данных были проведены дополнительные исследования зависимости погрешности ОМП при погрешностях ПЭЭС в форме численных экспериментальных исследований на ПЭВМ на примере схем тупиковой линии 110 кВ с ответвлением (участок сети ЭС Монголии). Эти исследования заключались к поиску семейства графиков Цкз = /(/^Т)- Были найденны зависимости Цкз = при разных погрешностях в значениях сопротивлений трансформаторов, включая режим отключенного состояния трансформаторов. Также проведено экспериментальное исследование влияния на погрешность ОМП продольной неоднородности параметров линии и неучета грозозащитных тросов в расчете ОМП.

В третьей главе (Разработка метода повышения точности метода ОМП за счёт оперативного уточнения параметров элементов ЭЭС по ПАР) описан разработанный метод повышения точности метода ОМП за счёт оперативной коррекции параметров элементов ЭЭС по ПАР. А также разработан алгоритм определения значений ПЭЭС по ПАР. В работе разработана методика вычислительных экспериментов разработанного метода, в которой на автоматизированном рабочем месте (АРМ) моделируется поток КЗ в разных точках сети (моделируются работу ЭЭС), заполнение оперативной документации по возникающим наборам ПАР и дальнейшая обработка аварийной информации.

Методика вычислительных экспериментов содержит способ задания погрешностей в значении ПЭЭС и точек КЗ на линий. Для задания погрешностей ПЭЭС и точек КЗ на линии используется генератор случайных чисел. А также изложен программа проведения серий многовариантных экспериментальных расчетов ОМП на модели ЭЭС по предлагаемому методу повышения точности ОМП в различных точках сети и по алгоритму определения значений ПЭЭС по ПАР.

Введение 2007 год, диссертация по энергетике, Жамсран Арслан

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Главной задачей электроэнергетических обеспечение параллельной работы систем (ЭЭС) является станции по электрических системобразующим линиям электропередачи (ЛЭП) и бесперебойное, надежное снабжение потребителей электроэнергией. Передача и распределение электроэнергии может нар5апаться при повреждениях ЛЭП, время аварийного ремонта зависит от длительности ОМП. Особенно актуально определение мест повреждений (ОМП) при одиночной ЛЭП распределительной сети ЭЭС. Одним из предпочтительных путей сокращения потерь при аварийном ремонте и снижения ущерба от перерывов электроснабжения является минимальное суммарное время ОМП. Часто время ОМП становится гораздо больще времени аварийного ремонта и поскольку время ОМП напрямую зависит от точности ОМП. От времени аварийного ремонта, восстановления поврежденных линий существенно зависят социально-экономические показатели и качество электроснабжения потребителей. В условиях пересеченной местности, слабого развития инфраструктуры (дороги, связь), на ЛЭП значительной протяжённости успешное ОМП позволяет сократить время аварийного ремонта. Задачи ОМП в настоящее время решаются с помощью комплексов технических и программных средств. По значениям электрических параметров аварийного режима (ПАР) методы ОМП, нашедшие применение в практике ЭЭС имеет ряд недостатков. Двухсторонние методы ОМП чувствительны к погрешностям одного или нескольких показаний средств ОМП (токи и напряжения), большинство односторонних методов реализованных современных фиксирующих приборов (ФП), теряют точность при наличии переходного сопротивления в месте короткого замыкания (КЗ). Кроме того, точность этих методов ОМП зависит от точности параметров элементов электроэнергетических систем (ПЭЭС) (сопротивления трансформаторов, линий, систем и т.д.). Устранение указанных недостатков И повышение точности ОМП возможно за счет совершенствования математического и алгоритмического обеспечения ОМП. Решение задачи ОМП обеспечивают службы РЗиА, связи, линий, а также дежурный, ремонтный и диспетчерский персонал. Взаимодействие большого количества служб, специалистов по вопросам ОМП требует объединения разнородной информации при КЗ и инструкций по обмену информации и документооборотом. С приходом в релейную зашд1ту и автоматику (РЗиА) микропроцессорной техники наметилось кардинальное решение проблемы сбора и накопления аварийных данных о ПАР при повреждениях в ЭЭС. При этом возникла задача разработки методики использования этой информации в целях повышения точности ОМП за счет ведения постоянной скурпулёзной работы по уточнению значений ПЭЭС, используемых в расчетных выражениях для ОМП. Это проблема на сегодняшний день проработана недостаточно, это связанно с отсутствием метода и алгоритма использования информации при КЗ. Развитию этого направления посвяшена диссертационная работа. Цель работы: Исследование и разработка метода повышения точности двухстороннего определения мест повреждения воздушных линий 110 кВ и выше на основе оперативной коррекции параметров элементов электроэнергетических систем по параметрам аварийного режима нулевой последовательности. Основные решаемые задачи: 1. Анализ совокупности факторов, влияюш;их на точность двухстороннего метода ОМП. 2. Обоснование требований к точности значений ПЭЭС в базе данных на диспетчерском пункте на основе исследования чувствительности двухстороннего метода ОМП к погрешностям в значениях ПЭЭС.

3. Исследование и разработка метода повышения точности двухстороннего ОМП по ПАР нулевой последовательности, включающего: -способ принятия решения по оперативной коррекции значений ПЭЭС и разработка алгоритма определения значений ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности; -разработку методики и программы вычислительных экспериментов для получения количественных показателей уменьшения погрешности ОМП. Объектом исследования являются электросетевые объекты напряжением ПО кВ и выше. Предметом исследования являются проблема повышения точности двухстороннего ОМП по ПАР нулевой последовательности при К.З на землю БД ПО кВ и выше. Методы научных исследования базируются на применении положений теории электрических цепей, теории и практики расчетов ТКЗ в ЭЭС, статистических методов обработки результатов вычислительных экспериментов, теории вероятностей. Научная новизна работы: 1. Разработан новый метод повышения точности ОМП за счет оперативной коррекции ПЭЭС по ПАР. В основе метода лежит учет чувствительности ОМП к значениям ПЭЭС и оперативная коррекция значений ПЭЭС при использовании схемы документооборота по сбору, обработке и накоплению аварийной информации по ПАР. 2. Разработан новый способ принятия решения об оперативной коррекции значения ПЭЭС в базе данных в зависимости от устойчивости промежуточных результатов расчетов и прогнозируемых сезонных изменениях, использующий рассчитанные значений ПЭЭС по ПАР и учитывающий конфигурацию ЭЭС, набор значений ПАР нулевой последовательности, зоны и вид К.З. Достоверность результатов работы, получаемых при использовании разработанных алгоритмов подтверждены многочисленными вычислительными экспериментами. Практическая ценность работы. 1. Определены требования к точности значений ПЭЭС и ПАР путем исследования количественной характеристики чувствительности результата ОМП к неточности значения ПЭЭС и погрешностей измерения ПАР. 2. Разработана методика вычислительных экспериментов и программа моделирования разработанного метода повышения точности ОМП за счет коррекции ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности, основанная на взаимодействии двух компьютерных программ. Одна программа моделирует электрические величины ПАР при К.З в сети. Вторая программа поддерживает работу персонала на диспетчерском пункте по ведению документооборота, расчетам ОМП и коррекции значений ПЭЭС в БД. Реализация результатов работы: Разработанный метод внедрен в работе службы РЗиА компании «Центральная региональная система электропередачи» ЭЭС Монголии. Основные положения, выносимые на защиту: 1. Совокупность требований к точности значений ПЭЭС и ПАР, влияющих на точность ОМП.

2. Метод повышения точности ОМП за счет оперативной коррекции ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности. В основе метода лежит учет чувствительности ОМП к значениям ПЭЭС. 3. Способ принятия решения об оперативной коррекции значения ПЭЭС в базе данных в зависимости от устойчивости значений ПЭЭС. 4. Методика вычислительных экспериментов и программа моделирования разработанного метода повышения точности ОМП за счет коррекции ПЭЭС по ПАР нулевой последовательности Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем-2004 ВВЦ» (Москва 2004 г.) и на международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов (г. Москва, МЭИ (ТУ) 2005 г., 2006 г., 2007 г.), на научнотехнических семинарах на кафедре РзиА ЭС, МЭИ (ТУ) (г. Москва 2004 г., 2005 г., 2006 г., 2007 г.), на заседании секции «Проблем надежности и эффективности РЗ и средств автоматического системного управления в ЕЭС России» НТС "ЕЭС России" (г. Москва 2006 г.), Всероссийский семинар «Кибернетика энергетических систем» (г. Новочеркаск 2006 г.). Опубликованные работы. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ. Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов по работе, приложения, списка литературы из 94 наименований. Содержание работы изложено на 154 страницах и иллюстрировано 35 рисунками и 18 таблицами. В первой главе (Обзор методов и средств ОМП на линиях электропередачи) произведен обзор методов и средств определения мест повреждения на ЛЭП 110 кВ и выше, которые

Заключение диссертация на тему "Исследование и разработка метода повышения точности двухстороннего определения мест повреждения воздушных линий 110 кВ и выше"

Выводы по главе 3.

1. Разработан новый метод, которой основан на использовании более точных значений ПЭЭС, которые определяется расчетным способом по ПАР после каждого К.З и корректируются в БД в соответствии со схемой документооборота по сбору, обработке и накоплению аварийной информации по ПАР, и также:

-разработан и исследован новый способ принятия решения об оперативной коррекции значений ПЭЭС в базе данных в зависимости от устойчивости промежуточных результатов расчетов с учетом прогнозируемых изменений.

-в результате вычислительных экспериментов получено подтверждение достоверности, обоснованности данного метода путем выявления уменьшения погрешности ОМП по ПАР после оперативной коррекции с 10% до 1 % от длины В Л.

2. Разработанный метод показывает, что использование дополнительной информации в виде показаний фиксирующих приборов ({ПАР}), расположенных на подстанциях, не прилежащих непосредственно к поврежденной линии, при уточнении и коррекции параметров элементов может повысить точность ОМП.

3. Преимуществом данного метода является возможность использования показаний приборов старого поколения и современных цифровых регистраторов и устройств РЗ.

4. Результат вычислительных экспериментов предложенного метода показал, что разработанный метод наиболее целесообразен в электрических сетях с существенным повышенным удельным повреждаемостью.

Заключение

Основные теоретические и практические результаты работы:

1. В результате анализа установлено, что необходимость исследование причины погрешностей при ОМП из-за не точности значений ПЭЭС и ПАР.

2. Определены требования к точности значений ПЭЭС (± 1%) и ПАР (± 1%) на основе исследования количественной характеристики чувствительности результата ОМП к неточности значений ПЭЭС и погрешностям измерения ПАР.

3. Разработан новый метод повышения точности ОМП за счет оперативной коррекции ПЭЭС по ПАР. В основе метода лежит учет чувствительности ОМП к значениям ПЭЭС и оперативная коррекция значений ПЭЭС при использовании схемы документооборота по сбору, обработке и накоплению аварийной информации по ПАР.

4. Разработан новый способ принятия решения об оперативной коррекции значений ПЭЭС в базе данных в зависимости от устойчивости промежуточных результатов расчетов и прогнозируемых сезонных изменениях, использующий рассчитанные значений ПЭЭС по ПАР и учитывающий конфигурацию ЭЭС, набор значений ПАР нулевой последовательности, зоны и вид К.З.

5. Разработаны методика и программа вычислительных экспериментов использования разработанного метода повышения точности двухстороннего ОМП по ПАР нулевой последовательности за счет оперативной коррекции ПЭЭС в режиме К.З.

6. В результате реализации разработанной методики и программ вычислительных экспериментов получено подтверждение достоверности, обоснованности данного метода путем выявления уменьшения погрешности ОМП по ПАР после оперативной коррекции с 10% до 1% от длины ВЛ.

7. Результат вычислительных экспериментов предложенного метода показал, что разработанный метод наиболее целесообразен в электрических сетях с существенным повышенным удельным повреждаемостью, например в некоторых природно-климатических зонах Монголии и России.

БиблиографияЖамсран Арслан, диссертация по теме "Электростанции и электроэнергетические системы"

1. А.И.Айзенфельд. Г.М.Шалыт. Определение мест короткого замыкания на линиях с ответвлениями. /-М.: Энергоатомизд. 1988 г. -160 е.: ил.

2. Г.М.Шалыт, А.И.Айзенфельд, А.С.Малый. Определение мест повреждения линий электропередачи по параметрам аварийного режима. /-М.: Энергоатомиздат. 1983 г. -208 с.

3. Малый A.C. и др. Определение мест повреждения линий электропередачи по параметрам аварийного режима. Под ред. Г.М.Шалыта, М., «Энергия», 1972.

4. Арцишевский Я.Л. Определение мест повреждения в сетях с заземленной нейтралью. /-М.: Высш.школа, 1988 г., 94 с.

5. Розенкноп М.П. Методика определения места замыкания на землю по токам и напряжениям нулевой последовательности в сетях разной конфигурации. /-Л.: Изд-во «Энергия», 1964. -32 с.

6. Е.А.Аржанннков, Лукоянов.В.Ю, Мнсрнханов.М.Ш. Определение места короткого замыкания на высоковольтных линиях электропередачи. / Под. Ред. В.А.Шуина. -М.: Энергоатомиздат, 2003 г. -272 с.

7. Е.А.Аржанннков. Методы и приборы определения мест повреждения на линиях электропередачи. -М.: НТФ «Энергпрогресс». 1998. -64с.(Библиотечка электротехника, приложение к журналу «Энергетика» Вып. 3)

8. Федосеев.А.М Релейная защита электроэнергетических систем. / -М.: Энергоатомиздат. 1984 г.

9. Федосеев.А.М Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей. / -М.: Издательство МЭИ. 2004 г. -XIV, 520 с.

10. Ульянов.С.А Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. / -М.: Энергия, 1970. -520 с.

11. Ф.Оллеидорф. Токи в земле теория заземлений./-М.: Государственное научное-техническое издательство. 1932 г. (перевод с немецкого М.М.Савостюка. под ред. Е.В.Нитусова)

12. А.И.Айзенфельд, Шалыт Г.М. Определение мест короткого замыкания на линиях с ответвлениями. -2-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1988. -160 е.: ил.

13. А.И.Айзенфельд, Аронсон В.Н., Гловацкий В.Г. Фиксирующие индикаторы тока и напряжения ЛИФП-А, ЛИФП-В, ФПТ и ФПН. /Б-ка электромонтера. Вып 622. -М.: Энергоатомиздат. 1989. -86 с. ил.

14. АЛ.Кузнецов. Определение мест повреждения на воздушных линиях электропередачи. -М.: Энергоатомиздат, 1989. 94 е.: ил. -(Б-ка электромонтера; Вып. 618)

15. Шабад М.А, Шмурьев В.Я. Новые аппаратные и программные решения при определении мест повреждения. / Энергетик, 2001, №5,22-24 с.

16. А.И.Айзенфельд. Учет сопротивления нулевой последовательности силовых трансформаторов при определении мест повреждения ВЛ. / Электрические станции. 1978 г. №11,67-70 с.

17. А.И.Айзенфельд. Использование параметров обратной последовательности для определения мест повреждения линии с ответвлениями. / Электрические станции. 1973 г. №5,49-52 с.

18. Мисриханов.М.Ш, Попов.В.А, Якимчук.Н.Н, Медов.Р.В. Особенность определения места повреждения на BJI с изолирующими распорками в расщепленных фазах. / Электрические станций. 2001 г. №1,28-32 с.

19. Мисриханов.М.Ш, Попов.В.А, Якимчук.Н.Н, Медов.Р.В. Уточнение определения мест повреждения на ВЛ при использовании фазных составляющих. / Электрические станций. 2001 г. №3,36-40 с.

20. Апанасов.В.В, Баланцев.А.Р, Баланцев.Г.А, Надеин.В.Ф. О повышении надежности определения мест повреждения на ВЛ 110-220 кВ и рационаольном размещении фиксирующих приборов. / Электрические станции. 2001 г. №11,41-44 с.

21. Дунаев. А.И. Об уточнении мест повреждения на В Л с изолирующими: распорками в расщепленных фазах. / Электрические станций. 2001 г. №11, 44-47 с.

22. А.И.Айзенфельд. Алгоритмические погрешности определения мест повреждения воздушных линий напряжением 110-750 кВ. / Электрические станции. 1998 г. №7,60-63 с.

23. ЛисицынА.А, Машенков.В.М, Насонова.Т.Д. Особенность определения места повреждения на ВЛ микропроцессорными фиксирующими индикаторами. / Энергетик, 2004, №3,18-19 с.

24. ЛисицынА.А, Машенков.В.М, Насонова.Т.Д. Учет влияния: погрешностей измерительных трансформаторов тока и напряжения при определении мест повреждения на В Л. / Энергетик, 2005, №4,27-30 с.

25. ЛисицынА.А, Машенков.В.М, Насонова.Т.Д. Оценка погрешностей определения места повреждения на ВЛ цифровыми приборами. / Энергетик, 2005, №10,18-20 с.

26. Попов.М.Г Определение мест коротких замыканий на высоковольтных линиях электропередачи. / Энергетика. 2004 г. №2.44-45 с.

27. Олег. И. Петров. Определение мест повреждения на высоковольтных воздушных линиях электропередачи. / International conference energy of

28. Moldova-2005. September 21-24, 2005-Chisinau, Republican Moldova. 307-311c.

29. Гриб О.Г., Сендерович Г.А. Одностороннее определение повреждения воздушных линий по параметрам аварийного режима в сетях с эффективно-заземленной нейтралью. / Электрические станций. 2006 г. №2, с. 42-46 с.

30. Беляков Ю.С., Ройтман JI.B., Программа определения повреждения на базе программы токов короткого замыкания. / Электрические станций. 1991 г. №7, с. 76-78.

31. Шмурьев В.Я. Анализ осциллограмм цифровых регистраторов во внешней среде. /Энергетик, 2001, №8, 33-34 с.

32. Борозинец Б.В., Шалыт Г.М. Применение ЭВМ для определения мест повреждения BJI. -Тезисы доклада на научно-техническом совещании по определению мест повреждения воздушных линий электропередачи. Петрозаводск. 1977.

33. Шабад М.А. Научно-технический семинар по дистанционному определению мест повреждения на BJI. //Энергетик. 1995. №6. с 29.

34. Шалыт Г.М. Определение мест повреждения в электрических сетях. -М.: Энергоиздат, 1982. -312 е., ил.

35. Шалыт Г.М., и др. Определение мест повреждения линий электропередачи по параметрам аварийного режима. Г.М.Шалыт, А.И.Айзенфельд, А.С.Малый; Под ред. Г.М.Шалыта, -2-е, изд. перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1983. -208 с.

36. Аношин.О.А, Максимов.Б.К, Жуков.А.В. Влияние режимов заземления грозозащитных тросов на параметры нулевой последовательности BJI

37. СВН при однофазных К.З // Релейная защита и автоматика энергосистем 2000: Тез. Докл. XIV науч. Техн. Конф. -М.:ВВЦ, 2000. -с 136-138.

38. Барабанов.Ю.А Богданов.О.И. Расчет термической устойчивости грозозащитных тросов BJI электропередачи. / Электрические станции, 2001 г. №8. с 32.

39. Рожкова.Л.Д, Козули н.В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат. 1987. -648 с.

40. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для вузов. -4-е изд., перераб. И доп. -М. Энергоатомиздат, 1989 г. -608 е.: ил.

41. Руководящие указания по релейной защите. Вып 11. Расчет токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ. -М.: Энергия. 1979 г. -с 152.

42. Авербух А.М. Релейная защита в задачах с решениями и примерами. Л., «Энергия», 1975. -416 с. с ил.

43. Лямец.КХЯ, Нудельман.Г.С, Павлов.А.О, Ефимов.Е.Б, Закониьшек.Я. Распознаваемость повреждений электропередачи. 4.1. Разпознаваемость мест повреждения. // Электричество. 2001. N 1. с 16-23.

44. Молодцов В.С, Середин М.М, Щербинин А.И, Александров В.Н. О точности определения места повреждения на воздушных линиях электропередачи. / Электрические станции, 1997 г. №1. 47-50 с.

45. Белотелое А.К, Саухатас А.-С.С, Иванов И.А, Любарский Д.Р. Алгоритмы функционирования и опыт эксплуатации микропроцессорных устройств определения мест повреждения линий электропередачи. / Электрические станции, 1997 г. №12. с.7-12.

46. Ч.Авдай, Д.Энхтуяа. Судалгаа шинжилгээний ажлыг гуйцэтгэх арга зуй. /-УБ. 2000 он.-352 с.

47. Кассандрова.О.Н, Лебедев.В.В, Обработка результатов наблюдений. /М.: Наука, Главная редакция физ. Мат. Литературы, 1970 г.

48. Мойсюк.Б.Н. Основы теории планирования эксперимента: Учебное пособие. / -M.: Издательство МЭИ, 2005. -464 е.: ил.

49. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике //для научных работников и инженеров. М., 1968 г., 720 стр., с ил.

50. Соболь И.М. Численные методы Монте-Карло. /Главная редакция физико-математической литературы изд-ва «Наука», -М.: 1973.

51. Хеммиииг Р.В. Численные методы для научных работников и инженеров. -М.: Высш.шк., 1974.-239 е.,ил.

52. Веников В.А, Веников Г.В. Теория подобия и моделирования (применительно к задачам электроэнергетики). -М.: Высш.шк., 1984.-439 е.,ил.

53. Лисеев М.С., Почечуев C.B. Оценивание состояния в энергосистемах. Под ред. И.С.Рокотяна. -М.: МЭИ. 1984 г. 48 стр.

54. Бердин А.С, Крючков П.А, Суворов А.А, Шелюг С.Н. Методы оперативной идентификации параметров схем замещения элементов электрических систем. // Сб.док. Конференции молодых специалистов электротехники-2000.

55. П Алексеев, Т.П Маврицина, А.А Налевин, Р.В Темкина, М.В Шевцов. Упражнения по реленой защите. Учебное пособие. -М.: Издательство МЭИ, 2005. -64 с.

56. Мандах.Б, Б.Бат-Эрдэнэ., Ж.Арслан. «Дархан-Ереегийн 110 кВ-ийн ЦДАШ-ын гэмтлийн зайг тодорхойлох судалгааны ажил». /Отчет НИР. МУШУТИС. Улаанбаатар. 2003. -77 хууд.

57. Барабанов Ю.А. Комплекс программного обеспечения «ТКЗ-МЭИ». /Сборник докладов. Выставка и конференция «Релейная защита и автоматика энергосистем 2004» ВВЦ г.Москва, стр. 18-20.

58. Чернин А.Б., Лосев C.B. Основы вычислений электрических величин для релейной защиты при сложных повреждениях в электрических системах. М., «Энергия», 1971. -440 с. с илл.

59. Шнеерсон Э.М. Дистанционные защиты. -М: Энергоатомиздат. 1986. -448 с. ил.

60. Электротехнический справочник: В 4 т. Т.З. Производство, передача и распределение электрической энергии /Под общ. ред. Профессоров МЭИ В.Г.Герасимова и др. (гл.ред. А.И.Попов). -8-е изд., испр. и доп. -М.: Издательство МЭИ, 2002. -964 с. (287-294 с).

61. Тихомиров.М.П, Расчет трансформаторов. /-М.: Энергоатомаиздат. 1986. -528с.

62. Заугольников В.Ф. Погрешности учета электроэнергии при работе измерительных трансформаторов малых токов. / Энергетик, 2005, №5, 2931 с.

63. Заугольников В.Ф. Погрешности в учете электроэнергии при работе измерительных трансформаторов на малых токах. / Энергетик, 2005, №5, 29-31 с.

64. Э.В.Соколик, И.Р.Таубес. Определение сопротивлений трансформаторов и автотрансформаторов. / Электрические станций. 1976 г. №8.

65. Хренников А.Ю, Шлегель O.A. Контроль изменения индуктивного сопротивления трансформаторов лоя определения повреждений в обмотках. / Энергетик, 2004, №2, 27-30 с.

66. Старцев А.П, Тендрянов Д.Л. Способ определения внутреннего сопротивления сети. / Электрические станции, 2003, №10, 54-55 с.

67. ЯЛ.Арцишевский, Жамсран Арслан, Баяр Бат-Эрдэнэ, Лобанов.В.К, Двухсторонний метод ОМП по ПАР в условиях неопределенности исходных данных. // Релейная защита и автоматика энергосистем 2004. Сборник докладов. Москва ВВЦ 2004 г. 81-85 с.

68. ЯЛ.Арцишевский, Жамсран Арслан, Исследование зависимости погрешности ОМП от ошибок в исходных данных. / Сб. док. XI международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов. В 3-х т, Том 3. -М.: Издательство МЭИ, 2005 г. с 348-349.

69. ЯЛ.Арцишевский, Ж.Арслан, Б.Бат-Эрдэнэ. Основные показатели бизнес-плана по организации аварийного ремонта BJI 110-220 КВ в энергосистеме Монголии. / Сб.док. Международная научно-техническая конференция. г.Улаанбаатар. 2005 г. с 447-450.

70. Я.Л.Арцишевский, Жамсран Арслан, Метод повышения точности определение мест повреждения за счет уточнения параметров элементов по параметрам аварийного режима в режиме короткого замыкания. // Вестник МЭИ. 2007, №1. с 64-70.

71. Ж.Арслан, Б.Мандах, Б.Бат-Эрдэнэ, Ж.Шагдарсурен. «Газардлагын бага гуйдэлтэй шугам сулжээний 6-35 кВ-ийн ЦЦАШ-ын гэмтлийн байрлал тодорхойлох судалгааны ур дун». //«Эрчим хуч, инженер». г.Улаанбаатар. 2005. №3.

72. В.А.Строев, В.С.Шульженко. Математическое моделирование элементов электрических систем. Курс лекций. /-М.: Издательство МЭИ, 2002. -56 с.

73. В.А Строев, Н.Г Филиппова, Т.И Шелухина. Исследование переходных процессов и устойчивости сложных регулируемых электроэнергетических систем. : Учебное пособие лабораторный практикум. -М.: Издательство МЭИ, 2003, -68 с.

74. Т.И.Шелухина. Расчет нормальных и предельных по мощности установившихся режимов сложных электрических систем. / М.: Издательство МЭИ, 2005. -52 с.

75. Тезисы докладов всесоюзного семинара «Определение мест повреждения воздушных линий в электрических сетях 6-750 кВ», (г.Ленинград, 19-23 августа 1991г.) -М.: СПО ОРГРЭС, 1991. -32 с.

76. Типовая инструкция по определению мест повреждения при коротких замыканиях на воздушных линиях напряжением 110 кВ и выше с помощью фиксирующих приборов. -М. Специализированный центр научно-технической информации, 1972. -20 с.

77. Васин В.П., Старшинов В.А., Домнина В.В., Поляков A.M., Трофимов A.B. Применение новых информационных технологий при управлении работой электрических станций. Уч. Пособие. /-М.: Издательство МЭИ, 2006. -156 с.

78. Круг Г.К., Сосулин Ю.А., Фатуев В.А. Планирование эксперимента в задачах идентификации и экстраполяции. /-М.: Издательство Наука, 1977. -207 с.

79. Налимов В.В., Чернов H.A. Статистические методы планирования экспериментальных экспериментов. /-М.: Издательство Наука, 1965. -340 с.

80. Под ред. Когана Ф.Л. Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования. /-М. Сборник- АО «Фирма ОРГРЭС» 1998 г.-493 с.

81. Беркович М.А., Молчанов В.В., Семенов В.А. Основы техники релейной защиты. -6-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1984. -376 е., ил.

82. Бессонов Л.А. Теоретические основы электротехники. Электрические цепи. /Учебник для вузов по напр., «Электротехника, электромеханика, электротехнологии», «Электроэнергетика» и «Приборостроение». -9-е изд., перераб. и доп. -М.: Высш. шк. 1996. -638 с.

83. Нейман Л.Р., Демирчян К.С. Теоретические основы электротехники. /В 2-х т.: Учебник для электротехн. и электроэнерг. спец. вузов. -3-е изд., перераб. и доп. Т.1 -Л.:Энергоиздат, 1981.-533 е., ил.

84. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. Учебник для электроэнергетич. специальностей вузов. Изд. 3-е, переработ, и доп. М., «Высш. школа», 1978. -415 с. с ил.

85. А.З.Гамм. Вероятностные модели режимов электроэнергетических систем. -Новосибирск, ВО "Наука". Сибирская издательство фирмы. 1993 г. -133 стр.

86. Конференция молодых специалистов электроэнергетики -2000. М: Издательство НЦ ЭНАС, 2000г, -288стр

87. Гамм А.З., Герасимов Л.Н., Голуб И.И., и.т.д. Оценивание состояние в электроэнергетике., М: Наука, 1983 г.

88. Гамм А.З. Методологические вопросы оценивания и идентификации в электроэнергетических системах. В кн.: Методологические вопросы оценивания и идентификации в электроэнергетических системах., Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1974г, стр. 29-51

89. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояния ЭЭС. М: Наука. 1979г. 220 стр.