автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Комплекс методик определения места повреждения в распределительных электрических сетях напряжением 6 - 35 кВ по параметрам установившихся и переходных режимов

На правах рукописи

ЛАТИПОВ АЛЬМИР ГАМИРОВИЧ

КОМПЛЕКС МЕТОДИК ОПРЕДЕЛЕШМ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 6 - 35 кВ ПО ПАРАМЕТРАМ УСТАНОВИВШИХСЯ И ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМОВ

Специальность: 05.09.03 — электротехнические комплексы и системы

2 6 ДПР 2012

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005019336

Казань-2012

005019336

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет»

Научный руководитель: Федотов Александр Иванович

доктор технических наук, профессор, профессор кафедры электроэнергетических систем и сетей КГЭУ

Официальные оппоненты: Вафии Шамсумухамст Исламович

доктор технических наук, профессор, профессор кафедры электроснабжения промышленных предприятий КГЭУ

Кузнецов Артём Викторович

кандидат технических наук, генеральный директор ООО «НПО «Энергия», г. Казань

Ведущая организация: ООО Инженерный центр «Энергопрогресс»,

г. Казань

Защита состоится «23» мая 2012 г. в 13.00 часов в аудитории Д-223 на заседании диссертационного совета Д212.082.04 при Казанском государственном энергстаческом университете по адресу: 420066, г. Казань, ул. Красносельская, 51, Факс: (843) 5438624, 5184464.

С диссертацией можно ознакомься в научной библиотеке ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет» и на сайте ФГБОУ ВНО КГЭУ http://www.kgeu.ru.

Автореферат разослан «_» апреля 2012 г.

Ученый секретарь д //

каддавд^пед^гачеашх наук Л^¡М ~ ™

б "V 2

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы определяется тем, что устойчивое функционирование единого сетевого электроэнергетического комплекса России невозможно без надежной и качественной работы распределительных электрических сетей (РЭС), которые являются завершающим звеном в системе обеспечения потребителей электроэнергией и находятся в непосредственном взаимодействии с конкретным потребителем.

Воздушные линии (ВЛ) являются наименее надежными элементами РЭС: в сетях 6-10 кВ происходит в среднем 26 отключений в год в расчете на 100 км воздушных или кабельных линий. Трудозатраты на восстановление нормального режима линий составляют примерно 3/4 всех трудозатрат на эксплуатацию и наибольшей составляющей трудозатрат на восстановление является поиск места повреждения. Задача определения места повреждения (ОМП) является наиболее сложной, а часто и наиболее длительной технологической операцией по восстановлению поврежденных участков или элементов электросети. Даже верховые осмотры не всегда позволяют найти следы перекрытия изоляторов в воздушных линиях электропередачи. Иногда, особенно при неустойчивых повреждениях, вообще не остается на трассе следов перекрытия и протекания токов замыкания.

Известны работы отечественных ученых Будзко И.А., Евдокунина Г.А., Щуцкого В .И., Шалыта Г.М., Лихачева Ф.А., Кадомской К.П., Шалина А.И., Короткевича М.А. (Белоруссия) и др., посвященные исследованиям сетей с изолированной или компенсированной нейтралью и разработке методов ОМП на ВЛ. Общим является вывод, что для ВЛ напряжением 6-35 кВ, составляющих основу РЭС, до сих пор не существует реально используемых эффективных методов дистанционного определения места повреждения.

Перспективу открывает внедрение в РЭС систем коммерческого учета электроэнергии (СКУ) с функциями оценки показателей её качества. В результате появляется возможность использования параметров аварийных режимов на потребительских подстанциях в алгоритмах определения мест повреждения ВЛ РЭС, измеряемых на стороне 0,4 к В понижающих подстанций и передающихся по каналам связи СКУ в центр питания (ЦП).

Цели и задачи исследования. Многообразие физических процессов, приводящих к пробоям изоляции и сопровождающих однофазные замыкания на землю (ОЗЗ), не создают предпосылок для разработки одной уииверсалыюй методики по определению мест повреждения на ВЛ. Целью данного исследования является разработка комплекса методов определения поврежденных участков на ВЛ в РЭС, включая обрывы фазных проводов, адаптированных к различным условиям повреждения и режимам заземления нейтрали.

Объектами исследования являются воздушные линии электропередачи распределительных электрических сетей напряжением 6 - 35 кВ древовидной топологии.

Предметом исследования выступают диагностические признаки наличия повреждения РЭС напряжением 6-35 кВ в виде металлических и дуговых ОЗЗ, обрывов фаз линий электропередачи, выявляемые по параметрам установившихся и переходных режимов.

Теоретической и методологической основой исследования является

использование методов математического моделирования электрических сетей в сертифицированных программных продуктах МаИаЬ и БшшИпк, теория электрических

цепей, теория установившихся и переходных процессов в электрических сетях, опубликованных экспериментальных данных по однофазным замыканиям на землю.

Научная новизна исследования заключается в следующем.

Показано, что использование дополнительного низкоомного резистивного заземления нейтрали в конце магистральной электропередачи повышает точность расчётов определения участка повреждения ВЛ.

Предложена методика определения поврежденного участка ВЛ при устойчивом 033 для низкоомного резистивного заземления нейтрали на основе напряжений обратной последовательности (ОП), измеряемых на стороне 0,4 кВ потребительских подстанций.

Разработан алгоритм определения участка обрыва ВЛ в РЭС древовидной структуры по параметрам режима, измеряемым на стороне 0,4 кВ потребительских подстанций.

Показано, что в случае дугового замыкания на землю для решения задачи ими может быть использован метод гармонического баланса напряжений нулевой последовательности (НП), распространенный на переходные процессы.

Разработана методика определения поврежденного участка РЭС для условий горения перемежающейся дуги в месте 033 по значению «резонапсной» частоты и на основе сопоставления уровня «резонансных» гармоник, измеряемых на стороне 0,4 кВ

понижающих подстанций.

Практическая значимость работы заключается в том, что на основе внедряемых в РЭС дистанционных устройств учета электроэнергии может быть создана система определения поврежденных участков электропередачи - обрывов и 033. Тем самым резко сокращается время обнаружения мест повреждения, а также негативное воздействие на сеть перенапряжений, провоцируемых перемежающейся дугой.

Достоверность результатов и выводов исследования подтверждается применением апробированных моделей электропередачи, использованием общепринятых физических допущений в отношении моделирования линий электропередачи, сопоставлением полученных результатов теоретических и экспериментальных данных с результатами других исследователей.

На защиту выносятся следующие положения.

Целесообразность дополнительного низкоомного резистивного заземления нейтрали для определения участка повреждения воздушной линии электропередачи при

устойчивом замыкапии на землю.

Методика определения участка устойчивого однофазного замыкания на землю воздушной линии электропередачи при использовании низкоомного резистивного заземления нейтрали по напряжениям ОП, измеряемых на стороне низшего напряжения понизительных подстанций.

Алгоритм определения участка обрыва фазы воздушной линии электропередачи в распределительной электрической сети древовидной структуры по параметрам режима, измеряемым на стороне низшего напряжения понизительных подстанций.

Методика определения расстояния до места ОЗЗ в сети с резистивно заземленной нейтралью по уравнениям динамического гармонического баланса напряжений НП при наличии перемежающейся дуги.

Методика определения участка с ОЗЗ в РЭС древовидной топологии по «резонансным» гармоникам на стороне 0,4 кВ понижающих подстанций.

Апробация работы: П Молодежная научн. конф. «Тинчуринские чтения», Казань, 2007; XIV Всеросс. конф. по проблемам науки и высш. шк. «Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах», СПбГПУ, 2010; XIII

Междунар. конф. «Электромеханика, электротехнологии, электротехнические материалы и компоненты», Алушта, Крым, Украина, 2010;: Вторая научно-практ. Конф. с междунар. участием «Инновационная энергетика 2010», Новосибирск, НГТУ, 2010; VII Всеросс. научн.-техн. конф. «Информационные технологии в электротехнике и электроэнергетике», Чебоксары. ЧТУ, 2010; XVII Междунар. научн.-практ. конф. студентов и молодых ученых «Современная техника и технологии», Томск, 2011; Междунар. научн.-техн. конф. «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (XVI Бенардосовские чтения), Иваново, 2011; VII Междунар. научн.-практ. конф. «Новейшие достижения европейской науки», София, 2011.

Личное участие автора исследования заключается в разработке всех основных теоретических положений диссертации, непосредственной реализации пилотного проекта по установке приборов дистанционного учета электроэнергии в Альметьевских РЭС, а также в последующей их отладке, доработки программного обеспечения и вводе в эксплуатацию. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка и формализация задач, разработка теоретических и методических положений, математических моделей и методов, реализация алгоритмических решений и анализ результатов.

Публикации: основное содержание диссертации изложено в 11 печатных работах, из них в журналах, рекомендованных ВАК - 2.

Структура работы: диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, приложений и списка литературы. Общий объем диссертации 212 страниц, в том числе 109 рисунков, список литературы из 116 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна и практическая ценность полученных результатов, определены положения, выносимые на защиту. В первой главе диссертации выполнен критический обзор технической литературы и опубликованных исследований в научно-технических журналах по проблеме обнаружения мест повреждения в сетях с изолированной нейтралью. Во второй главе рассмотрены диагностические признаки наличия продольной и поперечной несимметрии па ВЛ и их связь с расстоянием до места повреждения. В третьей главе предложены методики определения места повреждения в РЭС по параметрам установившегося режима прямой и обратной последовательностей. В четвертой главе исследованы возможности идентификации места повреждения ВЛ, сопровождающегося нестационарным горением дуги. В пятой главе предложена методика определения участка сети с ОЗЗ по «резонансным» частотам электропередачи.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Целесообразность дополнительного низкоомного резистивного заземления нейтрали для определения участка повреждения воздушной линии электропередачи при устойчивом замыкании на землю.

Для обрыва фазы ВЛ-10 кВ исходя из граничных условий вида несимметрии при пренебрежении емкостными токами получаем, что токи прямой и обратной последовательностей (ПП и ОП) не зависят от места повреждения:

/,=-/2=£/(41)+42)) =

где и - суммарные сопротивления ПП и ОП.

Только ток НП имеет зависимость от расстояния 1Х до места повреждения

линии общей длиной I погонной емкостной проводимостью НП 6,

.(й).

=1о1=

I (0),(0)| 1

Рп —

-=/. 1-

Ро

Напряжение АО^ на вводах контура НП находится как

Д и™-.

¿(2) '"Ж7Ж"

2т

(1)

(2)

Отсюда следует, что необходима информация о параметрах режима на конце электропередачи, т.к. требуется расчет текущих значений сопротивлений прямой и обратной последовательностей нагрузки. Для режима устойчивого 033 через постоянное контактное сопротивление КК показано, что ток НП практически не зависит от места

повреждения. Рассмотрена возможность использования параметров переходного процесса. На рис. 1 приведены расчетные характеристики. Принято, что

2 = зя - 3000 ■ 2,871 • ю" = 0,863 о.е., чему соответствует кривая 1 на рис. 1. Теперь допустим" что кривая 1 получена экспериментально. Тогда, используя разности токов для первого и второго периодов, получаем: Х-0,954 - ошибка в расчетах составила 10,5%. Зная суммарную емкостную проводимость , можно рассчитать величину контактного сопротивления.

0, гр

Рис. 1. Кривая переходного тока нулевой последовательности 1- =1000 Ом; 2-%=ЮООм.

Рис. 3. Зависимость величины тока НП от расстояния до места 033.

Собственно расстояние до места повреждения можно рассчитать по формулам (1) и (2), где в сопротивления ¿^ и ¿^ входит сопротивление контакта Ик .

При использовании значений токов ОП по концам ВЛ можно рассчитать расстояние до места 033, не определяя величину Як. На рис. 2 представлена схема

замещения ОП, где ¿'

/Ц-^Л

Рис. 2. Схема замещения ОП

', для которой из уравнения

баланса напряжений получаем

42) Ш

С высшей стороны трансформатора, как правило, трансформаторы тока на районных подстанциях не устанавливаются. Ток

К2)

Гп' можно рассчитать, зная ток НП в

47 линии,

либо рассчитать по току ОП, измеренному на стороне 0,4 кВ. Необходимо также знать напряжение ОП на шинах 0,4 кВ для расчета сопротивления ОП нагрузки , либо заранее иметь соответствующие зависимости для его определения без измерений напряжения ОП.

При использовании низкоомного резистивного заземления нейтрали в ЦП величина тока НП при ОЗЗ зависит как от длины линии, так и от величины сопротивления резистора, рис. 3, где принята длина ВЛ равная 50 км.

1-, км

По рис. 3 видно, что чувствительность метода, основанного на измерениях тока НП тем ниже, чем дальше от ЦП место 033. Если теперь перенести трансформатор с резистивным заземлением нейтрали на конец электропередачи, то получим аналогичные

зависимости в зеркальном отражении, т.е. наибольший наклон графиков будет в конце В Л, уменьшается по направлению к её началу. Таким образом, при установке второго резистивного заземления в конце ВЛ можно повысить точность определения места ОЗЗ.

2. Методика определения участка устойчивого однофазного замыкания на землю воздушной линии электропередачи при использовании низкоомного резистивного заземления нейтрали по напряжениям обратной последовательности, измеряемых на стороне низшего напряжения понизительных подстанций.

При наличии на линии 033 в напряжениях понижающих подстанций со стороны 0,4 кВ должна проявиться ОП. Этот параметр можно использовать в качестве признака наличия 033, и если удастся связать величину напряжений ОП с удаленностью ОЗЗ от центра питания, то можно будет по уровню напряжений ОП определить место ОЗЗ. В качестве примера на рис. 4 представлена принципиальная схема РЭС-10 кВ. Приняты следующие исходные данные: Л1=6 км; ЛО1=Л02=ЛОЗ=ЛО4=Л7= Л2=3 км; Л34=ЛЗ=Л4=Л56=Л5=Л6=5 км. На всех подстанциях установлены трансформаторы номинальной мощностью по 400 кВА, нагрузка - 300 кВт на каждой ТП.

ТП1 ТП2 ТПЗ ТП4 ТП5 ТП6

Рис. 4. Принципиальная схема РЭС древовидной топологии

Точки ОЗЗ 1, 2 и 3 расположены на расстоянии 7 км (во втором опыте - 8 км) от ЦП, точка 4 ОЗЗ расположена на расстоянии 3 км от ТП4. Напряжения ОП измеряются со вторичной стороны трансформаторов. Номера кривых, рис. 5 и рис. 6, соответствуют следующим значениям сопротивлений резисторов: 1, 5 - 10 Ом; 2, 6 - 40 Ом; 3, 7-80 Ом; 4, 8 - 120 Ом; сплошные линии - ОЗЗ в точках 1 и 3; пунктирные - ОЗЗ в точках 2 и 4. Кривые 9 и 10 соответствуют сопротивлению 10 Ом при холостом ходе всех ТП.

' ? 3 4 5 в 7 №>ТП

Рис. 5. Напряжения ОГГ при ОЗЗ в точках 1 и 2; включен резистор /?,

\ 1 \

1 7« % * \\ 1

/ -? / V \ V Л и кЛ\ \\

-¿и Г

1 ^л 1 -ум

V ' — — <

¡г> -Л-

1 2 3 4 5 6 7 №ТП

Рис. 6. Напряжения ОП при ОЗЗ в точках 3 и 4; включен резистор Л)

9

При дополнительном включении резистора Л, напряжение ОП в каждой точке увеличивается примерно в два раза.

3. Алгоритм определения участка обрыва фазы воздушной линии электропередачи в распределительной электрической сети древовидной структуры но параметрам режима, измеряемых на стороне низшего напряжения понизительных подстанций.

При обрыве фазы линии электропередачи, когда несимметрия параметров режима вблизи места обрыва явно выражена, можно вполне определенно установить поврежденный участок. Причем большое количество подключенных подстанций только облегчает расчет места обрыва и сужает возможную зону поиска Для РЭС, где число присоединений (в том числе отпайками к магистрали) доходит до нескольких десятков, достаточно установить не собственно место обрыва, а участок между присоединениями. Тогда место поиска сводится от десятков километров к нескольким километрам или же сотням метров. При этом необходимо располагать информацией по токам и напряжениям в линиях электропередачи.

На ТП доступными для измерений магу: быть только токи и напряжения на стороне 0,4 кВ потребительских подстанций. Соответственно, фазные токи в линиях электропередачи могут быть восстановлены по токам нагрузок. Тогда нулевая величина какого-либо фазного тока означает, что именно на этом участке произошел обрыв провода. На рис. 7 представлены схемы замещения ПП и ОП двух последних участков электропередачи

Обозначим Ь=е->*'6, ¿¡=е>Ыг,

кг — коэффициент трансформации. Если

установлены трансформаторы 12-й или 11-й группы соединения обмоток, то, зная токи на стороне 0,4 кВ, на стороне ВН соответственно имеем

1ЫА~КТ \ 0,4 0,4 Р

(3,а)

(3,6)

Аналогично рассчитываются фазные токи и /^2] ■

Если по результатам расчетов согласно формулам (3) один из фазных токов будет равен нулю, то обрыв провода произошел на последнем участке электропередачи. Если в результате расчетов по формулам (3) ни один из токов не равен нулю, то используя схемы замещения, рис. 7, и определяются токи на предыдущих участках. По известным сопротивлениям последнего Л^-го звена определяются напряжения прямой

и обратной последовательностей 17«, и После чего рассчитываются эти же

напряжения со стороны *-1-ой нагрузки, т.е. и рис. 7. Расчет напряжений

необходим для привязки комплексов тока к общему базису.

4 Методика определения расстояния до места ОЗЗ в сети с резистивно заземленной нейтралью по уравнениям динамического гармонического баланса напряжений НИ при наличии перемежающейся дуги.

При низкоомном заземлении нейтрали уже токи 033 промышленной частоты становятся чувствительными к расстоянию до места повреждения, что позволяет применять схемы замещения ВЛ без их учета емкостной проводимост Наличие перемежающейся дуги приводит к появлению нестационарных процессов в ЛЭП. Для их адекватного математического описания в работе предложено сочетание двух методов, гармонического баланса и симметричных составляющих. Показано, что применительно к уравнениям РЭС допустимо применение метода симметричных составляющих в его динамической интерпретации, т.к. синхронные генераторы электрически удалены от места повреждения, синхронные двигатели как натрузка в принципе отсутствуют, а асинхронные двигатели подключены только на стороне 0,4 кВ.

Также показано, что и в переходном процессе можно составлять уравнения баланса напряжений для отдельных гармоник, но с учетом введепия дур—ия конечных разностей токов. Так, например, при включении источника ЭДС на активно индуктивную нагрузку переходный процесс описывается следующим уравнением

Е&ЫЪ=п+х—. (4)

¿Л)

Применив к уравнению (4) локальное преобразование Фурье на т-ом интервале [а;а+2л], имеем

Ё(к)=(г+]кх)1{т,к)+(х/пЩт)={г+]кх)}{т,к)+Ае, (5)

при этом ¿(1)=-уе;а , ¿М=0 при к> 1.

Для упрощенной схемы, рис. 2, где имеется только ВЛ, связывающая ЦП и ТП7, на основе использования двух изложенных выше методов получаем схему замещения для

токов НП, представленную на рис. 8.

Записывая уравнения баланса напряжений для Ы* гармоники с обеих сторон электропередачи по отношению к месту несимметрии а0-Ь0, исключаем необходимость определения напряжения НП и получаем уравнение относительно одного неизвестного -расстояния до места ОЗЗ. Предварительный этап расчетов: определение по

осциллограммам для выбранного интервала конечных разностей токов Л/\ и Д/2 ,

сами же осциллограммы токов НП можно получить, производя измерения в заземляющих

резисторах.

М0) , М0)

г1

Рис. 8. Схема замещения нулевой последовательности

Наилучшая точность в расчетах достигается при использовании действительной части комплексного уравнения баланса напряжений.

При рассмотрении РЭС древовидной структуры показано, что на основе предложенного метода также можно установить место 033, поскольку в схему замещения НП не входят нагрузки.

5. Методика определения участка с ОЗЗ в РЭС древовидной топологии по «резонансным» гармоникам на стороне 0,4 кВ понижающих подстанций

Наличие перемежающейся дуги при 033 обусловливает протекание токов ВГ в сети, причем на высоких частотах (килогерцы и более) начинают проявляться волновые свойства ВЛ. Известно, что если В Л имеет длину, равную четверти длины волны, то на её конце происходит резкое увеличение напряжения. При фиксированной длине ВЛ будет существовать такая условно говоря «резонансная» частота, которая обеспечит четвертьволновое расстояние от источника ВГ до конца линии. При этом измерения ВГ доступны и на стороне 0,4 кВ, поскольку сюда трансформируются гармоники ПП и ОП.

В работе для имитации перемежающейся дуги в модели вшшНпк были задействованы ключи, замыкающие фазу на землю через контактное сопротивление со случайно меняющейся последовательностью продолжительности замыкания, для чего был использован генератор случайных чисел. Исследования показали устойчивость как номера «резонансных» гармоник к расстоянию до места 033, так и закономерности изменения их амплитуды.

На рис. 9 приведены графики уровня «резонансных» гармоник для ВЛ общей длиной 30 км.

Спектрограмма, снятая на стороне 0,4 кВ понижающей подстанции, представлена на рис. 10, где отчетливо видно «резонансное» усиление ВГ, повторяющееся через период.

На рис. 11 представлена схема моделируемой РЭС и четыре точки ОЗЗ, на рис. 12 - уровни «резонансных» гармоник на подстанциях.

На рис. 12 приведены результаты обработки спектрограмм.

Расстояние до ОЗЗ, км

Рис. 9. Уровни «резонансных» гармоник

Я> ЯП 11В 1

Ш^^Мп Дч. !, Ш 1)1,111111 цШМ»

а?-" «з т • т > т

Номер выгшей гармоники

Рис. 10. Частотный анализ при 033 на расстоянии 28 км

Л01 Л02 ЛОЗ

ЦП | ■ , к

Л1 Л2 ТП1 Г ' ТП2 _ ТПЗ Л4 ТП4

Рис. 11. Принципиальная схема РЭС

Точка 2

Осциллограф 1 Осциллограф 2 Осциллограф 3 Осциллограф 4

15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Номер высшей гармоники

Я а 4

в 3.5

я

,•** |

« О 2.5

м

У

с

н

о 1,5

-о

о-^

1

$

0,5

0

\\ / /

П | % йр

Яг ТУ? % 1 -.--

17 18 19 20 21 22 23 24 25 2Й 27

Номер высшей гармоники_

Точка 4

-ф— Осциллограф 1 Осциллограф 2 -¿й--" ОсциллогрэфЗ Осциллограф4

Рис. 12. Частотный анализ напряжений при ОЗЗ в точках 2 и 4 . Максимальной амплитуде соответствует ответвление с 033.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Задача определения расстояния до места повреждения в РЭС не имеет простого решения. Для различных видов заземления нейтрали и условий замыкания проявляются различные доминирующие факторы, идентифицирующие наличие повреждения и его месторасположение. При устойчивом замыкании на землю и низкоомном резистивпом заземлении нейтрали величина тока в резисторе зависит от расстояния до места повреждения. При этом повторное резистивное заземление нейтрали в конце электропередачи позволяет использовать метод двухсторонних измерений и ограничить зонгу поиска места повреждения в РЭС древовидной структуры.

Для разветвленной электрической сети перспективно использование метода многосторонних измерений, когда на стороне 0,4 кВ потребительских подстанций измеряются токи и напряжения, выделяются их обратные последовательности и результаты пересылаются в центр питания. При обрыве фазы электропередачи на основе последовательного сравнения токов и напряжения можно установить поврежденный участок.

Использование параметров переходного процесса для тока НП при устойчивом ОЗЗ повышает точность вычисления расстояния до места повреждения, при этом возможно существование нескольких расчетных точек с ОЗЗ для электропередачи

древовидной структуры.

Прерывистый характер дуги в месте ОЗЗ обусловливает генерацию высших гармоник в линию электропередачи. Непериодический характер дугового замыкания с перемежающейся дугой позволяет применять метод гармонического баланса напряжении

с поправкой на учёт динамики процесса.

«Резонанспые» характеристики электропередачи устойчивы к виду внешних возмущающих воздействий. Показано, что для перемежающейся дуги в месте ОЗЗ резонансная частота электропередачи остается стабильной и зависит от удаленности ОЗЗ от центра питания. Использование дополнительной информации об уровне резонансных гармонических напряжений с потребительских подстанций позволяет ограничить зону поиска места ОЗЗ.

Для реализации предложенных методов перспективно использование пунктов коммерческого учета электроэнергии, оснащенных устройствами дистанционной передачи информации и устройствами контроля качества электроэнергии. Подключение к ним дополнительных узлов обработки параметров режима при повреждениях на линиях электропередачи не приведет к заметному росту затрат, но существенно повысит надежность распределительных электрических сетей.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ

1. Латипов А.Г. Построение автоматизированной системы учета электроэнергии, наиболее полно удовлетворяющей потребностям эиергоснабжаюшлх предприятий // Мат. докл. П Молодежной научн. конф. «Тинчуринские чтения», Казань:

Изд-во КГЭУ, Т.1., 2007. - С. 56-57.

2. Федотов А.И., Латипов А.Г., Ахметвалеева Л.В. Метод динамического гармонического баланса напряжений при моделировании однофазного замыкания на землю // Мат. докл XIV Всеросс. конф. по проблемам науки и высш. шк. «Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах», С.Пб.: СПбГПУ, 2010.-С.4-5.

3. Федотов А.И., Латипов А-Г., Вагапов Г.В. Диагностические признаки наличия 033 в сетах 6-10 кВ // Инновационная энергетика 2010: материалы второй научно-практической конференции с международным участием, Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2010.-С. 144-147.

4. Федотов А.И., Латипов А.Г., Федотов Е.А. Математическое моделирование нестационарного режима однофазного замыкания на землю в электрических сетях с резистивным заземлением нейтрали // Доклады XIII Междунар. конф. «Электромеханика, электротехнологии, электротехнические материалы и компоненты»: Крым, Алушта. 2010 - С. 96-97.

5. Федотов А.И.. Латипов А.Г., Чернова Н.В. Идентификация участка с оборванной фазой в магистральной электропередаче // Мат. докл. VII Всеросс. научн.-техн. коиф. «Информационные технологии в электротехнике и электроэнергетике»: Чебоксары. ЧТУ, 2010. - С. 240-242.

6. Латипов А.Г. Диагностика появления ОЗЗ в сетях 6 - 10 кВ по параметрам высших гармоник // Сборник трудов XVII Межд. н.-практ. конф. студентов и молодых ученых «Современная техника и технологии», Томск, 2011. - Т. 1, С. 80-81.

7. Федотов А.И., Рылов Ю.А., Вагапов Г.В., Латипов А.Г. Исследование зависимости параметров высших гармоник от места возникновения ОЗЗ // Мат. докл. Межд. н.-т. конф. «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (XVI Бенардосовские чтения). — Иваново, 2011.С.147-150.

8. Латипов А.Г., Рылов Ю.А., Вагапов Г.В. Анализ частотного спектра в линиях электропередачи // Мат. докл. VII Междунар. н.-пракг. конф. «Новейшие достижения в европейской науке», Болгария, София, 2011: «Бял-ГРАД» ОДД, София, Т.42 «Технологии», 2011. - С. 13-16.

9. Латипов А.Г., Федотов А.И., Вагапов Г.В. Диагностирование однофазных замыканий в сетях 6-10 кВ с использованием высших гармонических составляющих напряжения // Научн. тр. Междупар. мол. научн.-техн. конф. «Электроэнергетика глазами молодежи» в 3 томах. Самара, 2011. - Т. 2, С. 252-257.

В изданиях перечня ВАК:

10. Латипов А.Г., Федотов А.И., Вагапов Г.В. Диагностические признаки обнаружения ОЗЗ в сетях 6 - 10 кВ // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. - №7-8, 2011.-С. 83-87.

11. Латипов А.Г. Использование высших гармоник напряжения на стороне 0,4 кВ потребительских подстанций как диагностический признак однофазных замыканий на землю в сетях 6 - 10 кВ // Электромеханика. - №5, 2011. - С. 63-66.

Подписано к печати //• 03. Qi2. Вид печати РОМ Формат 60x84/16

Гарпитура «Times» Усл. печ. л. 0,93 Бумага офсетная

Тираж 100 экз._ Заказ № _Уч.-изд. л. 1.03

Типография КГЭУ, 420066, Казань, Красносельская, 51

ВВЕДЕНИЕ.

1. НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЙ В ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 6 - 35 кВ

1.1. ПРОБЛЕМЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЯ

В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ.

1.2. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ

НА ВЛ.

1.3. РАСЧЕТ РАССТОЯНИЯ ДО МЕСТА ПОВРЕДЖДЕНИЯ

1.3.1. Методология расчетов.

1.3.2. Аппаратура ОМП на линиях электропередачи.

1.3.3. Указатели повреиеденного участка.

1.4. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО -ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

1.4.1. Основные характеристики системы.

1.4.2. Структура системы и узел учета.

1.4.3. Работа системы.

1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ОБРЬЮА ФАЗЫ НА ОСНОВЕ ЗНАЧЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ АВАРИЙНГО РЕЖИМА.

1.6. РЕЗИСТИВНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ НЕЙТРАЛИ

И ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА ОДНОФАЗНОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ

1.6.1. Состояние вопроса.

1.6.2. Системы резистивного заземления нейтрали.

1.6.3. Особенности однофазных замыканий на землю.

1.6.4. Влияние электрической дуги на параметры процессов при ОЗЗ.

1.7. ВЫВОДЫ.

2. ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ ПРИЗНАКИ ПРОДОЛЬНОЙ И ПОПЕРЕЧНОЙ НЕСИММЕТРИИ И ИХ СВЯЗЬ

С УДАЛЕННОСТЬЮ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ

2.1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ОБНАРУЖЕНИЯ ОЗЗ

И РАССТОЯНИЯ ДО МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ.

2.2. НЕПОЛНОФАЗНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ СЕТИ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

2.2.1. Схемы замещения электропередачи.

2.2.2. Параметры несимметричного режима.

2.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА ОЗЗ ПО ПАРАМЕТРАМ РЕЖИМА В НАЧАЛЕ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

2.3.1. Холостой ход линий электропередачи.

2.3.2. Определение места ОЗЗ по параметрам переходного процесса.

2.3.3. Работа линий электропередачи под нагрузкой.

2.4. РЕЗИСТИВНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ НЕЙТРАЛИ И ЕГО ВЛИЯНИЕ НА ПАРМЕТРЫ НЕСИММЕТРИЧНОГО РЕЖИМА

2.4.1. Параметры режима обрыва фазы при резистивном заземлении нейтрали.

2.4.2. Зависимость параметров режима от места ОЗЗ.

2.5. ВЫВОДЫ.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ В РЭС

ПО ПАРАМЕТРАМ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ПРЯМОЙ И ОБРАТНОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЕЙ

3.1. ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ОЗЗ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ.

3.2. ВЛИЯНИЕ МЕСТА 033 НА ВЕЛИЧИНУ НАПРЯЖЕНИЯ ОБРАТНОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ.

3.3. ИДЕНТИФИКАЦИЯ УЧАСТКА С ОБОРВАННОЙ ФАЗОЙ

В МАГИСТРАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧЕ.

3.4. ИДЕНТИФИКАЦИЯ УЧАСТКА ОБРЫВА ФАЗЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПРИ РЕЗИСТИВНОМ ЗАЗЕМЛЕНИИ НЕЙТРАЛИ.

3.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ ПРИ

МЕЖДУ ФАЗНЫХ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЯХ НА ЛИНИЯХ РЭС.

3.6. ВЫВОДЫ.

4. ИДЕНТИФИКАЦИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ

В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНОМ ГОРЕНИИ ДУГИ

4.1. ВЛИЯНИЕ ДУГИ НА ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА ПРИ ОЗЗ.

4.2. ОСОБЕННОСТИ СОСТАВЛЕНИЯ УРАВНЕНИЙ ГАРМОНИЧЕСКОГО БАЛАНСА ДЛЯ НЕСТАЦИОНАРНОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ.

4.3. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНОМ ОДНОФАЗНОМ ЗАМЫКАНИИ НА ЗЕМЛЮ.

4.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УЧАСТКА С ОЗЗ В ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧЕ

С ОТПАЙКАМИ.

4.5. ВЫВОДЫ.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА ОЗЗ ПО РЕЗОНАНСНЫМ ЧАСТОТАМ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

5.1 ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ОЗЗ ПО РЕЗОНАНСНЫМ ЧАСТОТАМ.

5.2 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СЕТИ 10 КВ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ В СРЕДЕ БШиШК ПРОГРАММНОГО ПРОДУКТА МА ТЬАВ.

5.3 ГАРМОНИЧЕСКИЙ СОСТАВ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ 10 КВ ПРИ ОДНОФАЗНОМ ЗАМЫКАНИИ НА ЗЕМЛЮ

5.3.1 Влияние удаленности места ОЗЗ на гармонический состав напряжения.

5.3.2 Влияние сопротивления в месте ОЗЗ на гармонический состав напряжения.

5.3.3 Влияние процесса протекания ОЗЗ на гармонический состав напряжения.

5.4. ГАРМОНИЧЕСКИЙ СОСТАВ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ ОЗЗ

В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ДРЕВОВИДНОЙ ТОПОЛОГИИ.

5.5. ЗАВИСИМОСТЬ ГАРМОНИЧЕСКОГО СОСТАВА НАПРЯЖЕНИЯ ОТ ВНЕШНИХ ФАКТОРОВ

5.5.1. Гармонический состав напряжения в переходном процессе.

5.5.2. Влияние мощности трансформаторов на гармонический состав напряжения.

5.5.3. Влияние сечения проводов на гармонический состав напряжения.

5.5.4. Влияние загрузки трансформатора на гармонический состав напряжения.

5.6. ИНТЕЛЕКТУАЛЬНАЯ СИСТЕМА ПО РАСПОЗНОВАНИЮ НАЛИЧИЯ И МЕСТА ОЗЗ.

5.7. ВЫВОДЫ.

Устойчивое функционирование единого сетевого электроэнергетического комплекса России невозможно без надежной и качественной работы распределительных электрических сетей (РЭС), которые являются завершающим звеном в системе обеспечения потребителей электроэнергией и находятся в непосредственном взаимодействии с конкретным потребителем. В современных условиях непрерывно возрастают требования к надежности и бесперебойности электроснабжения предприятий, учреждений, жилищных массивов и других объектов народного хозяйства. Поэтому предотвращение или быстрейшая ликвидация повреждений электрических сетей является важнейшей задачей. На балансе федеральной и региональных сетевых компаний находится более 500 тысяч подстанций 6-35/0,4 кВ и более 1,1 млн. км воздушных линий (BJI) электропередачи напряжением 6-10 кВ [26].

Воздушные линии являются наименее надежными элементами энергосистемы. К тому же задача определение места повреждения (ОМП) является наиболее сложной, а часто и наиболее длительной технологической операцией по восстановлению поврежденных участка или элементов электросети. Даже верховые осмотры не всегда позволяют найти следы перекрытия изоляторов в воздушных линиях электропередачи. Иногда, особенно при неустойчивых повреждениях, вообще не остается на трассе следов перекрытия и протекания токов замыкания.

На BJI 0,38-10 кВ используются в основном алюминиевые провода, деревянные и железобетонные опоры с механической прочностью не выше 27 кН-м. Сети проектировались по критерию минимума затрат на расчетные нагрузки 5-10 лет. Исходя из конструктивного исполнения и срока службы BJ1, отработали более 560 тыс. км BJI 6-10 кВ и 510 тыс. км BJ1 0,38 кВ. В сетях 6-10 кВ происходит в среднем 26 отключений в год в расчете на 100 км воздушных или кабельных линий [26]. Трудозатраты на восстановление нормального режима линий составляют примерно 3/4 всех трудозатрат на эксплуатацию и наибольшей составляющей трудозатрат на восстановление является поиск места повреждения. Существует значительное несоответствие между требованиями потребителей и возможностями РСК в части надежности электроснабжения.

Известны работы отечественных ученых Будзко И.А., Евдокунина Г.А., Щуцкого В.И., Шалыта Г.М., Лихачева Ф.А., Кадомской К.П., Шалина А.И., Короткевича М.А. (Белоруссия) и др., посвященные исследованиям сетей с изолированной или компенсированной нейтралью и разработке методов для поиска места повреждения на ВЛ. Общим является вывод, что для ВЛ напряжением 6-35 кВ, составляющих основу распределительных сетей, до сих пор не существует реально используемых эффективных методов дистанционного определения места повреждения.

Перспективу открывает распространение для РЭС методов двухсторонних измерений, хорошо себя зарекомендовавших в сетях более высоких напряжений, т.к. ставится задача комплексной автоматизации, обеспечивающей создание интегрированной АСУ ТП с подсистемами РЗА, коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления оборудованием. В результате появляется возможность использования параметров аварийных режимов на потребительских подстанциях в алгоритмах определения мест повреждения В Л РЭС. При этом к приоритетному направлению следует отнести использование параметров режима на стороне 0,4 кВ понижающих подстанций как не требующих для их измерения установки высоковольтных измерительных трансформаторов.

Многообразие физических процессов, приводящих пробоям изоляции и сопровождающих однофазные замыкания на землю (ОЗЗ), различные режимы заземления нейтрали не создают предпосылок для разработки одной универсальной методики по определению мест повреждения на ВЛ. Целью данного исследования является разработка комплекса методов определения поврежденных участков на ВЛ в РЭС, включая обрывы фазных проводов, адаптированных к различным условиям повреждения и режимам заземления нейтрали.

Цели и задачи исследования. Многообразие физических процессов, приводящих пробоям изоляции и сопровождающих однофазные замыкания на землю (ОЗЗ), не создают предпосылок для разработки одной универсальной методики по определению мест повреждения на ВЛ. Целью данного исследования является разработка комплекса методов определения поврежденных участков на ВЛ в РЭС, включая обрывы фазных проводов, адаптированных к различным условиям повреждения и режимам заземления нейтрали.

Объектами исследования являются воздушные линии электропередачи распределительных электрических сетей напряжением 6 - 35 кВ древовидной топологии.

Предметом исследования выступают диагностические признаки наличия повреждения РЭС напряжением 6-35 кВ в виде металлических и дуговых ОЗЗ, обрывов фаз линий электропередачи, выявляемые по параметрам установившихся и переходных режимов.

Теоретическая и методологическая основа исследования базируется на использовании методов математического моделирования электрических сетей в сертифицированных программных продуктах Ма1:1аЬ и 81шиПпк, теории электрических цепей, теории установившихся и переходных процессов в электрических сетях, опубликованных экспериментальных данных по однофазным замыканиям на землю.

Личное участие автора исследования заключается в разработке всех основных теоретических положений диссертации, непосредственной реализации пилотного проекта по установке приборов дистанционного учета электроэнергии в Альметьевских РЭС, а также в последующей их отладке, доработки программного обеспечения и вводе в эксплуатацию. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка и формализация задач, разработка теоретических и методических положений, математических моделей и методов, реализация алгоритмических решений и анализ результатов.

Научная новизна исследования заключается в следующем.

Показано, что использование дополнительного низкоомного резистивного заземления нейтрали в конце магистральной электропередачи повышает точность расчётов определения участка повреждения ВЛ.

Предложена методика определения поврежденного участка ВЛ при устойчивом ОЗЗ для низкоомного резистивного заземления нейтрали на основе напряжений обратной последовательности (ОП), измеряемых на стороне 0,4 кВ потребительских подстанций.

Разработан алгоритм определения участка обрыва ВЛ в РЭС древовидной структуры по параметрам режима, измеряемых на стороне 0,4 кВ потребительских подстанций.

Показано, что в случае дугового замыкания на землю для решения задачи ОМП может быть использован метод гармонического баланса напряжений нулевой последовательности (НП), распространенный на переходные процессы.

Разработана методика определения поврежденного участка РЭС для условий горения перемежающейся дуги в месте ОЗЗ по значению «резонансной» частоты и на основе сопоставления уровня «резонансных» гармоник, измеряемых на стороне 0,4 кВ понижающих подстанций.

Практическая значимость работы заключается в том, что на основе распространяемых в РЭС дистанционных устройств учета электроэнергии может быть создана система определения поврежденных участков электропередачи - обрывов и ОЗЗ. Тем самым резко сокращается время обнаружения мест повреждения, а также негативное воздействие на сеть перенапряжений, провоцируемых перемежающейся дугой.

Достоверность результатов и выводов исследования подтверждается применением апробированных моделей электропередачи, использованием общепринятых физических допущений в отношении моделирования линий электропередачи, использованием теоретических и экспериментальных данных других авторов и сопоставлением с ними полученных результатов.

На защиту выносятся следующие положения.

Целесообразность дополнительного низкоомного резистивного заземления нейтрали для определения участка повреждения воздушной линии электропередачи при устойчивом замыкании на землю.

Методика определения участка устойчивого однофазного замыкания на землю воздушной линии электропередачи при использовании низкоомного резистивного заземления нейтрали по напряжениям ОП, измеряемых на стороне низшего напряжения понизительных подстанций.

Алгоритм определения участка обрыва фазы воздушной линии электропередачи в распределительной электрической сети ~ древовидной структуры по параметрам режима, измеряемых на стороне низшего напряжения понизительных подстанций.

Методика определения расстояния до места ОЗЗ в сети с резистивно заземленной нейтралью по уравнениям динамического гармонического баланса напряжений НП при наличии перемежающейся дуги.

Методика определения участка с ОЗЗ в РЭС древовидной топологии по «резонансным» гармоникам на стороне 0,4 кВ понижающих подстанций.

5.7. ВЫВОДЫ

Идентификация места обрыва фазы воздушной линии электропередачи напряжением 6 - 10-35 кВ в разветвленной электрической сети с изолированной нейтралью возможна по двум диагностическим признакам: по наличию высших гармоник и по их амплитуде. Их использование предоставляет возможность проводить предварительное диагностирование появления ОЗЗ без отключения потребителей. При этом необходимо предварительное математическое моделирование 033 на линии для определения параметров выше указанных диагностических признаков.

На номер высшей гармоники влияние оказывает преимущественно расстояние до места ОЗЗ, на амплитуду - характер протекания замыкания и конструктивные факторы ЛЭП. Резонансная характеристика устойчива к внешним воздействиям. При отсутствии отпаек на линии (радиальная сеть) и металлического ОЗЗ по диагностическим параметрам можно установить только поврежденный участок на ЛЭП в пределах которого произошло замыкание. При усложнении линии дополнительными отпайками точность диагностирования повышается и достоверно можно определить номер отпайки. При сопоставлении диагностических признаков, полученных на других отпайках, точность метода повышается.

Для использования методики высших гармонических составляющих напряжения при определении места ОЗЗ необходима установка интеллектуальной системы по распознаванию наличия и мест ОЗЗ на понижающих подстанциях. Необходимо отметить, что данная система подключается по стороне 0,4 кВ и интегрируется в уже существующую систему автоматизированного технического учета электроэнергии. Данные особенности позволят максимально удешевить процесс создания и эксплуатации предлагаемой системы, а также повысить надежность электроснабжения потребителей путем исключения необходимости по-фидерного отключения потребителей для определения фидера, на котором произошло ОЗЗ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Задача определения расстояния до места 033 в распределительных электрических сетях не имеет одного общего решения. Для различных видов заземления нейтрали и условий замыкания проявляются различные доминирующие факторы, идентифицирующие наличие ОЗЗ и его месторасположение.

При устойчивом замыкании на землю и низкоомном резистивном заземлении нейтрали величина тока в резисторе зависит от расстояния до места повреждения. При этом повторное резистивное заземление нейтрали в конце электропередачи позволяет использовать метод двухсторонних измерений и ограничить зону поиска места ОЗЗ в электропередачах древовидной структуры.

Также для разветвленной электрической сети перспективно использование метода многосторонних измерений, когда на стороне 0,4 кВ потребительских подстанций измеряются токи и напряжения, выделяются их обратные последовательности и результаты пересылаются в центр питания. При обрыве фазы электропередачи на основе сравнения токов и напряжения можно установить поврежденный участок. При ОЗЗ и низкоомном заземлении нейтрали по напряжениям обратной последовательности можно идентифицировать участок и рассчитать расстояние до места замыкания.

Использование параметров переходного процесса для тока нулевой последовательности при устойчивом ОЗЗ повышает точность вычисления расстояния до места повреждения, при этом возможно существование нескольких расчетных точек с ОЗЗ для электропередачи древовидной структуры.

Прерывистый характер дуги в месте ОЗЗ обусловливает генерацию высших гармоник в линию электропередачи. Непериодический характер дугового замыкания с перемежающейся дугой позволяет применять метод гармонического баланса напряжений только с его поправкой на учёт динамики процесса.

Резонансные характеристики электропередачи устойчивы к виду внешних возмущающих воздействий. Показано, что для перемежающейся дуги в месте 033 резонансная частота электропередачи остается стабильной и зависит от удаленности ОЗЗ от центра питания. Использование дополнительной информации об уровне резонансных гармонических напряжений с потребительских подстанций позволяет ограничить зону поиска места ОЗЗ.

Для реализации предложенных методов перспективно использование пунктов коммерческого учета электроэнергии, оснащенных устройствами дистанционной передачи информации и устройствами контроля качества электроэнергии. Подключение к ним дополнительных узлов обработки параметров режима при повреждениях на линиях электропередачи не приведет к заметному росту затрат, но существенно повысит надежность распределительных электрических сетей.

1. Абрамович Б. Кабанов С., Сергеев А., Полищук В. Перенапряжения и электромагнитная совместимость оборудования электрических сетей 6-35 кВ / Новости электротехники. - №5, 2002.

2. Аржанников Е.А., Лукоянов В.Ю., Мисриханов М.Ш. Определение места короткого замыкания на высоковольтных линиях электропередачи / Под ред. В.А. Шуина. М: Энергоиздат, 2003.

3. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов A.B. Проектирование схем электроустановок: учебное пособие для вузов. — 2-е изд., стереот. — М.: Издательский дом МЭИ, 2006.

4. Безуглый C.B., Федотов Е.А., Федотов А.И. Определение места однофазного замыкания на землю по спектральному составу токов в электрических сетях с резистивно заземленной нейтралью / Известия вузов. Проблемы энергетики, №7-8, 2009.

5. Белорусские сети 6-35 кВ переходят на режим заземления нейтрали через резистор // В. Глушко, О. Ямный, Э. Ковалёв, Н. Бохан / Новости электротехники, №3, 2006.

6. Благинин В., Кажекин И. Выбор режима нейтрали в электросистемах методом парных сравнений. Электро - Info, №11, 2008.

7. Вайнштейн P.A., Головко С.И. О гармоническом составе токов нулевой последовательности в сетях с компенсацией ёмкостного тока при замыкании на землю через перемежающуюся дугу / Изв. вузов. Энергетика, № 12, 1978.

8. Виштебеев A.B., Кадомская К.П. Ограничение перенапряжений и режимы заземления нейтрали сетей 6-35 кВ / Электрические станции, №1, 2003.

9. ГОСТ 13108-97. «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». М.: Госстандарт, 1997.

10. Дмитриев И.Н. Повышение эффективности режимов нейрали в распределительных сетях от 6 до 35 кВ при подавлении кондуктивной электромагнитной помехи по току замыкания фазы на землю / Дисс. . канд. техн. наук. Новосибирск, 2009.

11. Евдокунин Г. Возможные способы заземления нейтрали сетей 6-10 кВ / Новости электротехники. №3, 2003.

12. Евдокунин Г. Системы заземления нейтралей сетей средних классов напряжений (6-10 кВ) / Электрооборудование: эксплуатация и ремонт, №3, 2009.

13. Евдокунин Г.А. Электрические системы и сети. Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов. СПб.: Изд-во Сизова М.П., 2000.

14. Евдокунин Г.А., Гудилин C.B., Корепанов A.A. Выбор способа заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ / Электричество, №12,1998.

15. Ермаков В.Ф. Исследование процессов в электрических сетях: методы, средства, детерминированные и вероятностные модели. Ростов на Дону: Изд-во Рост, ун-та, 2003.

16. Ефимов Ю.К., Шилов В.И., Шишлина О.Г. Опыт эксплуатации сетей собственных нужд блоков 500 МВт с заземлением через резистор / Электрические станции. №2, 1992.

17. Закамский Е.В. Локационный метод обнаружения повреждений в электрических распределительных сетях напряжением 6 10 кВ / Дисс. . канд. техн. наук. - Казань, КГЭУ, 2004.

18. Защита от внутренних перенапряжений электроустановок 3 220 кВ / Составлено БТИ ОРГРЭС. - М.: Энергия, 1968.

19. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989.

20. Ильиных М., Ширковец А., Сарин Л. Компенсированная и комбинированно заземленная нейтраль. Опыт эксплуатации сети 6 кВ металлургического комбината / Новости электротехники, №2, 2007.

21. Кадомская К., Бруй С. Режимы нейтрали, РЗА и оборудование. Вопросы новосибирского форума / Новости электротехники, №5, 2008.

22. Кадомская К.П., Челаназов A.A. Режимы заземления нейтрали сетей 3-6-10-35 кВ / Электрические станции, №10, 2000.

23. Каневский Я.М. Защита от замыканий на землю в сетях 6 кВ сосбтвенных нужд ТЭЦ с двумя режимами заземления нейтрали / Электрические станции. -№10, 2003.

24. Князев В.В. Основные направления повышения надежного электроснабжения потребителей сельской местности / Электро, №5, 2006.

25. Князев В.Н. Боков Г.С. Единая техническая политика в распределительном электросетевом комплексе // «Электрические сети России 2007». Международная, специализированная выставка и научн.-техн. семинар. - М.: Мат. докл., 2007.

26. Короткевич М.А. Основы эксплуатации электрических сетей. -Минск: Вышэйшая школа, 1999

27. Короткевич М.А. Оценка эффективности заземления нейтрали в городской электрической сети 10 кВ / Мат. докл. Российского национального симпозиума по энергетике. T. II. Казань: Изд-во КГЭУ. - 2001.

28. Короткевич М.А., Жив Д.Л. Режимы нейтрали городской электрической сети. Минск: БелНИИагроэнерго, 1997.

29. Кужеков С.Л. Гончаров C.B. Практическое пособие по электрическим сетям и электрооборудованию. Изд. 4-е допол. и перераб. -Ростов на Дону: Феникс. 2010.

30. Кузнецов A.B. Повышение эксплуатационных характеристик систем электроснабжения станций нефтепродуктоперекачки: Дисс. . канд. техн. наук. Казань, КГЭУ, 2005.

31. Кузнецов А., Кучумов Л., Сапунов М. Исследователи ждут большего от современных измерительных приборов / Новости электротехники. №4, 2004.

32. Латипов А.Г. Диагностика появления ОЗЗ в сетях 6 10 кВ по параметрам высших гармоник // Сборник трудов XVII Междунар. научн.-практ. Конф. студентов и молодых ученых «Современная техника и технологии», Томск, 2011. - Т. 1, С. 80-81.

33. Латипов А.Г. Использование высших гармоник напряжения на стороне 0,4 кВ потребительских подстанций как диагностический признак однофазных замыканий на землю в сетях 6 10 кВ // Электромеханика. - №5, 2011.

34. Лихачев Ф.А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нйтралью и с компенсацией емкостных токов. -М: Энергия, 1971.

35. Лопухова Т.В., Русева О.Г. Исследование влияния режима заземления нейтрали на величину перенапряжений в сетях 6-35 кВ // Мат. докл. Российского национального симпозиума по энергетике. Т. II. Казань: Изд-во КГЭУ, 2001.

36. Лыкин A.B. Электрические системы и сети. М.: Университетская книга; логос, 2006.

37. Лямец Ю.Я. Климатова И.С. Информационный ресурс локатора замыканий в линии электропередачи // Междунар. конф. и выставка «Релейная защита и автоматика современных энергосистем». Чебоксары, 2007. Сб. докл.

38. Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4 35 кВ и 110 - 1150 кВ / Под ред. И.Т. Горюнова и A.A. Любимова. - М.: Папирус ПРО, 2003 -2005.

39. Минуллин Р.Г. Методы и аппаратура определения мест повреждений в электросетях. Казань: ИЦ «Энергопрогресс», 2002.

40. Минуллин Р.Г., Закамский Е.В. Обнаружение повреждений в электрических распределительных сетях локационным методом. Казань: ООО «ИЦ Энергопрогресс», 2004.

41. Минуллин Р.Г., Закамский Е.В., Андреев В.В. Исследование условий отражения импульсных сигналов в распределительных сетях с древовидной топологией / Электротехника, №10, 2003.

42. Минуллин Р.Г., Фардиев И.Ш. Физические основы диагностики повреждния воздушных линий распределительных электрических сетей / Известия вузов. Проблемы энергетики, № 5-6, 2004.

43. Минуллин Р.Г., Фардиев И.Ш. Локационная диагностика воздушных линий электропередачи. Казань: Казан, гос. энерг. ун-т, 2008.

44. Миронов И. Режим заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ / Новости электротехники, №6, 2003.

45. Миронов И.А. Проблема выбора режимов заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ / Электро, №5, 2006.

46. Миронов И. Дугогасящие реакторы в сетях 6 35 кВ. Автоматическая компенсация ёмкостного тока / Новости электротехники, №5, 2007.

47. Митин И.А. Повышение эффективности работы электрических сетей низкого напряжения при несимметричных режимах работы. Дисс. . канд. техн. наук. Комсомольск на Амуре, 2009.

48. Обзор режимов заземления нейтрали и защиты от замыканий на землю в сетях 6-35 кВ России / Энергетик, №3, 1999.

49. Оборудование для заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ / Новости электротехники, №1, 2009.

50. Олейник С.И., Сефрбаков A.A. Защита от замыканий на землю в сетях 6-35 кВ с компенсированной нейтралью, реагирующая на активную составляющую / Электрические станции. №3, 2003.

51. О резистивном заземлении нейтрали в сетях 6-35 кВ Энергетик, №3,2001.

52. Основы современной энергетики / Под ред. А.П. Бурмана и В.А. Строева. М.: Изд. МЭИ, 2003.

53. Переходные процессы в электроэнергетических системах / И.П. Крючков, В.А. Старшинов, Ю.П. Гусев. М.В. Пираторов; под ред. И.П. Крючкова. М.: Издательский дом МЭИ. 2008.

54. Построение современных протяженных электросетей 6 — 10 кВ / В.В. Жуков, Б.К. Максимов, В. Никодиму, А. Боннер. Энергетик, №1, 2002.

55. Правила устройств электроустановок. 7-е изд. М.: НЦ ЭНАС,2005.

56. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: СПО ОРГРЭС, 2003 (введены в действие с 30 июня 2003 г.).

57. Применение резисторов в системах электротеплоснабжения объектов производственного и бытового назначения // В.П. Горелов, C.B. Горелов, Е.Ю. Кислицин и др. / Мат. V Всеросс. научн.-техн. конф.

58. Ограничение перенапряжений. Режимы заземления нейтрали. Электрооборудование сетей 6-35 кВ». Новосибирск, 2008.

59. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования / И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев, В.А. Старшинов и др.; Под ред. И.П. Крючкова и В.А. Старшинова. -М.: Издательский центр «Академия», 2005.

60. Соляков О.В. Обеспечение электромагнитной совместимости систем электроснабжения нефтегазового комплекса при внутренних перенапряжениях: Автореферат дисс. . канд. техн. наук. Самара, СГТУ, 2007.

61. Софинский A.B., Кучеренко В.И., Хуртов И.И. и др. Резистивное заземление нейтрали в сети собственных нужд Энгельской ТЭЦ-3 «Саратовэнерго» / Электрические станции. -№2, 2003.

62. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. Изд. 3-е, перераб. и доп. М.: ЭНАС, 2009.

63. Суханова O.A., Шаров Ю.В. Иерархические модели в анализе и управлении режимами электроэнергетических систем. М.: Издательский дом МЭИ, 2007.

64. Титенков С. Четыре режима заземления нейтрали. Новости электротехники, №5, 2003.

65. Титенков С. Заземления через дугогасящий реактор директивно оформленная реальность. - Новости электротехники, №6, 2003.

66. Федотов А.И., Кузнецов A.B. Экспериментальные исследования резистивного заземления нейтрали в системе электроснабжения станций нефтепродуктоперекачки. Известия вузов. Проблемы энергетики, №7-8, 2005.

67. Федотов А.И., Латипов А.Г., Вагапов Г.В. Диагностические признаки наличия ОЗЗ в сетях 6-10 кВ // Инновационная энергетика 2010: материалы второй научно-практической конференции с международным участием. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2010.

68. Федотов А.И., Латипов А.Г., Вагапов Г.В. Диагностические пизнаки обнаружения ОЗЗ в сетях 6 10 кВ // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. - №7-8, 2011.

69. Федотов А.И. Латипов А.Г., Чернова Н.В. Идентификация участка с оборванной фазой в магистральной электропередаче // Мат. докл. VII Всеросс. научн.-техн. конф. «Информационные технологии в электротехнике и электроэнергетике»: Чебоксары. ЧТУ, 2010.

70. Филимонов С.А. Обеспечение эффективности функционирования систем электроснабжения на основе компенсации аварийных замыканий на землю: Автореферат дисс. . канд. техн. наук. Липецк, ЛГТУ, 2010.

71. Филиппова Т.А. Энергетические режимы электрических станций и электроэнергетических систем. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007.

72. Фишман В. Универсального решения по заземлению нейтрали пока найдено. Новости электротехники. - №3, 2003.

73. Фишман В. Способы заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ. Точка зрения проектировщика. Новости электротехники, №2, 2008.

74. Хузяшев Р.Г., Кузьмин И.Л. Исследование параметров переходного процесса при однофазном замыкании на землю. // Мат. докл. VII Всеросс. научн.-техн. конф. «Информационные технологии в электротехнике и электроэнергетике»: Чебоксары. ЧТУ, 2010.

75. Целебровский Ю. Области применения различных систем заземления нейтрали. Новости электротехники, №5, 2004.

76. Шалин А. Замыкания на землю в линиях электропередачи 6-35 кВ. Особенности возникновения и приборы защиты / Новости электротехники. -№1, 2005.

77. Шалин А. Замыкания на землю в сетях 6-35 кВ. Влияние электрической дуги на направленные защиты / Новости электротехники. -№1,2006.

78. Шалыт Г.М. Определение мест повреждений линий электропередачи импульсным методом. -М.: Энергия, 1968.

79. Шалыт Г.М. Определение мест повреждения в электрических сетях. -М.: Энергоиздат, 1982.

80. Ширковец А., Сарин Д., Ильиных М. и др. Резистивное заземление нейтрали в сетях 6 35 кВ с СПЭ - кабелями. Подходы к выбору резисторов и принципам построения защит от ОЗЗ. - Новости электротехники, №2, 2008.

81. Ширковец А.И., Ильиных М.В., Дмитриев И.Н. и др. Экспериментальное исследование эффективности дугогасящего реактора РУОМ при «металлических» и дуговых однофазных замыканиях на землю в сети 10 кВ. Электро, №3, 2009.

82. Шуин В.А. Теория и практическая реализация защит от однофазных замыканий на землю, основанных на использовании переходных процессов в электрических сетях 6-35 кВ / Дисс. . докт. техн. наук. М.: ВНИИЭ, 1994.

83. Шуин В.А. Расчет перенапряжений при дуговых прерывистых замыканиях на землю. Зависимость от режима заземления нейтрали / Новости электротехники. №4, 2009.

84. Шуин В., Сарбеева О., Чугрова Е. Токовые защиты от замыканий на землю. Исследование динамических режимов функционирования / Новости электротехники. №2, 2010.

85. Экономика и управление в современной электроэнергетике России: пособие для менеджеров электроэнергетических компаний / под ред. А.Б. Чубайса. М.: НП «КОНЦ ЕЭС», 2009.

86. Электрическая часть станций и подстанций. Учебник для вузов / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др. Под ред. А.А. Васильева. 2-е изд. перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1990.

87. Электротехнический справочник: В 4 т. Т.З. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. проф. МЭИ. 8-е изд., испр. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2002.

88. Johns A.T., Saltman S.K. Digital Protection for Power System; IEE Power Series 15, Peter Peregrims Ltd, 1995.