автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Вопросы построения системы определения мест повреждения в сети 110-220 кВ Южного Вьетнама



МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ТЕХНИЧЕСКИЕ! УНИВЕРСИТЕТ)

Ка правах рукописи

ВОПРОСЫ ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЯ В СЕТИ 110 - 220 кВ ПЖНОГО ВЬЕТНАМА

специальность 05.14.02 - Электрические станции (электрическая часть), сети,электроэнергетические системы и управление ими

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ЧАН АНЬ ВУ

Москва 1994

Работа выполнена на кафедрах "Электроэнергетические системы" и "Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем" Московского энергетического института (технического университета).

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент ФВДЧЕНКО В.Г.

Научный консультант : кандидат технических наук, доцент

АРВДШЕВСКШ Я.Л. Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

ВАСИН В.П.

кандидат технических наук, 1ШМНИЧШН В.В. Ведущая организация: " Фирма ОРГРЭС "

г. Москва

Защита диссертации состоится "11" ноября 1994 года в 1Ь часов 00 мин. в аудитории Г-201 на заседании специализированного Совета К.053.16.17

отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью, просим присылать по адресу: 105835, ГСП, Москва Е-250, ул. Красноказарменная, дом 14, Совет МЭИ.

С диссертацией можно познакомиться в библиотеке МЭИ Автореферат разослан октября 1994 г.

Ученый секретарь специализированного совета К.053.16.17

кандидат технических наук,

• д°Чент Ю-А- Барабанов

ОСЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы: Электроэнергетическая система ОС) Южного Вьетнама состоит из 4 линий напряжением 220 кВ, 17 линий напряжением 110 кВ и 26 линий напряжением 66 кВ. Суммарные длины линий электропередачи напряжением 220 кВ - 700 км, 110 кВ - 697 км, 66 кВ - 812 км. В системе работают четыре электростанции, установленная мощность которых достигает 720 тыс кВт. На рис 1 приведена схема энергосистемы Южного Вьетнама. Из рис видно,что конфигурация сети Юкного Вьетнама имеет разомкнутый вид, поэтому недостаток сети Южного Вьетнама - ее низкая надежность. При аварии на линиях 220кВ Саи гон - Да ним или Хок мон - Тра нок система разделяется на отдельные подсистемы. Аварийное отключение этих линий приводит к значительным небалансам вырабатываемой и потребляемой мощностей в подсистемах, и следовательно, к отключению потребителей и недоотпуску электроэнергии.

В таблице 1 приведены основные характеристики четырех линий 110 и 220 кВ сети Южного Вьетнама с особенностями трасс линии. Как видно из данных табл.1 большинство линий 220 кВ проходит через лес (30% длины линии), горные территории (45%) и болота (10%). Это обуславливает сложность транспортировки ремонтных бригад в условиях бездорожья.

таблица 1

Характеристики основных линий

№ Наименование линии Длина (КМ) и НОИ (КВ) Коли -чес -тво цепей Особенности трассы {% от длины линии)

горы поля лес

1 Хок мон - Тра нок 165 220 1 35 15 35

2 Хок мон - Три ан 50 220 2 34,5 14,5 36

3 Саи гон - Да ним 420 220 1 51,5 5 28,5

4 Лонг Бинь-Суан лок 50 110 1 35 30 20

13,2

д е-кз>

: еьгш-1

Сам гон

2 2 0 и В,

4-J

тм -- -в я

6 6 к В

13-2"В 220.В

I «

о-<$> о-осН

66хВ 6 б К В Б Б к В

|Тб»В I î í

* HV ВС BL ТА

ооЧ-CSD—© 7*у яы' 66 * -QD-© Тху ды' 66

—QJ}—@ Тху дых 33

ВН ТА

ItSx в

ббхВ

-4—

БбхВ -j—»■ 6 6 к В

VT

БбхВ -[—Б6хВ

I-н- I ÎT

6 Б к В ТВ

220 IlOïB к В

1 I ОхВ

220*В

Тра нок

11 о*в

<30-

CL

нх 1 1 ОхВ

I I ОхВ

Хок кон

6 6кВ ст

:_L

- 1 CS SE»

КО «— LX — CL -4

1 1 ОхВ- - 1 1 Ох В-

KL ' со ' VL M

Б 6 к В

кзсю

Трь мох

1 Г

Рис 1 : Схема ЭС Южного Вьетнама

110«В

-1-►TV

Среднее годовое количество повреждений в сета 110 - 220 кВ Южного Вьетнама составляет 25 (в основном это - однофазные КЗ и двойные КЗ на землю), в том числе количество неустойчивых КЗ равно 17. Из-за отставания во внедрении прогрессивных средств и методов определения мест повреждения на большинства ВЛ.ПО - 220 кВ ЭС Южного Вьетнама время восстановления их после аварий значительно растягивается (примерно 12-24 часов), особенно ночью. Определение места повреждения (ОМП)часто осуществлялось визуально во время обхода линии. Одной иг причин растягивания времени поиска места повреждения является недостаток современных средств транспорта (например, высокогтроходишх автомашин, гусеничных вездеходов...). Во многих странах, в том числе и в бывшем СССР, в настоящее время определение мест повреждения воздушных линий электропередачи с помощью специальных методов и устройств стало неотъемлемой частью эксплуатационного обслуживания электрических сетей и повысило производительность труда персонала. Методы и устройства, обладая достаточной точностью, способствуют ускорению поиска поврежденных элементов ВЛ, их быстрейшему восстановлению, что повышает надежность работы энергосистемы и улучшает снабжение- потребителей электрической энергии. Методика отыскания места повреждения с помощью фиксирующих приборов такова, что вопросами определения мест повреждения ВЛ заняты различные службы энергетических систем, их объединений и предприятий электрических сетей. Поэтому оперативное определение мест повреждения в электрических сетях возможно лишь на основе предварительной разработки комплекса организационно технических мероприятий.

Время восстановления ВЛ складывается из времени определения зоны повреждения (Т ), времени движения ремонтной бригады к зоне повреждения и поиска места короткого замыкания (Т ) и времени проведения собственно ремонтных работ (Т _). Как показывает опыт, большая часть времени восстано-

ремонт 1

вления (Тв) расходуется на определение места повреждения (Т =Т +Т +Т )

в двч омп ремонт

Цель работы: Основная цель работы - повышение надежности электроснабжения за счет снижения Т ■ Для достижения этой цели решаются следующие основные задачи:

-расчет параметров схемы замещения воздушных линий сети

1 ю-гго кв иного Вьетнама;

-расчет эквивалентных параметров сети, примыкакщей к поврежденной линии в максимальном и минимальном режимах;

-расчет пределов измерения и выбор фиксирующих приборов, расчет коэффициентов запаса по верхнему и нижнему пределам измерения для каждого прибора;

-совершенствование двусторонних методов ОМП с помощью фиксирующих приборов типа ЖФП для одноцепной линии без ответвления и с ответвлениями;

-определение критерия исключения одного из корней для одностороннего метода ОМП, использующего дистанционный принцип, с целью снижения времени поиска места повреждения;

-совершенствование одностороннего метода ОМП по отношениям токов нулевой и обратной последовательностей при однофазном КЗ путем моделирования нагрузки в конце тупиковой линии;

-определение погрешностей односторонних и двусторонних методов ОМП при неточностях в задании исходных данных и погрешностей, связанных с приближенным учетом параметров линий;

-рассмотрение комплекса организационно - технических мероприятий ОМП по условиям управления сетью Вьетнама. Методы исследования:

При решении указанных задач были использованы методы теории электрических цепей, симметричных составляющих, теории моделирования нагрузки в энергосистемах, теории многополюсников, численные методы решения задач на ЭВМ, а также стандартные программы, разработанные в Союзтехэнерго. Научная новизна:

-уточнены алгоритмы определения мест повреждения, основанные на двустороннем измерении с помощью фиксирующих приборов с учетом сдвига фаз токов по концам линии без ответвления и с ответвлениями;

-предложен вариант критерия исключения неправильного корня при решении квадратного уравнения одностороннего ОМП и подтверждена его эффективность;

-предложен способ уточнения сопротивления сети, примыкающей к противоположному концу линии, на основе моделирования нагрузки в конце линии по доаварийным измерениям тока и напряжения, что приводит к более аффективному применению

одностороннего метода определения мест повреждения по отношениям токов нулевой и обратной последовательностей при однофазном КЗ для туга-псовой лиши;

-исследованы погрешности определения мест повреждения, связанные с приближенным учетом параметров поврежденных линий, и погрешности из-за неточности задания исходных параметров ЭЭС Южного Вьетнама.

Практическая ценность: Разработанная система организационного, технического, алгоритмического и программного обеспечения процесса ОМП позволяет радикально уменьшить время ОМП но не за счет увеличения количества транспортных средств и бригад обходчиков, а за счет концентрации имеющихся средств на повреждаемых участках.

Апробация результатов работы: Основные положения диссертационной работы докладывались на семинарах и заседаниях кафедр "Электроэнергетические системы" и "Релейная защита и автоматизации электроэнергетических систем".

На защиту выносятся следующие научные положения: -методы повышения точности определения мест по" реадения с помощью фиксирующих приборов типа ЛИФП при применении двусторонних методов для одноцепной линии без ответвления и с ответвлениями;

-способ исключения неправильного корня для одностороннего метода ОМП;

-целесообразность использования модели нагрузки в одностороннем методе по отношению токов нулевой и обратной последовательностей.

Объем работы: Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения. Она содержит 126 страниц основного текста, 28 рисунков, 19 таблиц, список литературы из 92 наименований и 5 приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ §о введении кратко характеризуется актуальность работы и приводится характеристика диссертационной работы.

В первой главе приведен обзор методов и технических средств определения мест повреждения ВЛ электропередачи в сетях с заземленной нейтралью. Отмечается, что для длинной линии при определении мест повревдения двусторонним методом несовпадение

фаз токов нулевой последовательности по концам линии влияет на точность ОМП. Однако фиксирующие приборы типов Л14ФД, ФИП, ФИП-1, ФИП-2, ФПН, Ф1ГТ, используемые до настоящего времени в бывшем СССР для измерения токов и напряжений аварийного режима, используются в энергосистемах преимущественно для фиксации абсолютных значений симметричных составляющих соответствующих электрических величин. Кроме того, применяемые методики имеют ряд недостатков. Так, для одностороннего метода ОМП, основанного на измерении входного сопротивлении линии г, наличие двух корней при решении квадратного уравнения, значения которых лежат в пределах линии, создает неудобство при поиске мест повревдения, а для одностороннего метода ОМП по отношению токов нулевой и обратной последовательностей в расчетных формулах необходимо использовать сопротивление обратной последовательности сети, примыкающей к противоположному концу линии (точное определение этого сопротивления затрудняется, так как оно зависит от нагрузки системы и числа работающих генераторов). В этой главе также сделан расчет экономической эффективности от внедрения средств и методов ОМП в сетях Южного Вьетнама.

Во второй главе на основании исследований уточнено влияние несовпадения фаз токов нулевой последовательности по концам линии без ответления и с ответвлениями на результат расчета ОМП на основе двусторонних измерений. Произволен выбор пределов измерений ФП и сделан расчет коэффициентов запвса по никнему и верхнему пределам для основных четырех линий сети Южного Вьетнама.

При построении итерационного алгоритма ОМП с учетом сдвига фаз токов по концам линии приняты два допущения:

1. сопротивления примыкающих сетей являются реактивными, поэтому напряжение отстает от тока по фазе на угол тс/2

4,= -С С "о=

2. переходное сопротивление является линейным и чисто активным.

Для линии без .ответвления отношение токов по концам линии и отношение тока и напряжения в месте КЗ являются функциями расстояния до места КЗ. Они определяются по выражениям:

,хс сь7[ь 1) • гв8К7(ь-1)

.X, с ¡17!

поэтому

з1гг1

Е= агк

ио (1Хс'сЬ7Ьг.81171][|Хс"ст(ъ-1]. г.з117(ь-1]] 'хо 'с!1т(ь-1)». хо' ситьг. [зЦь-]) .81171]

(21

(3)

где: 1о ,1 - показания фиксирующих амперметров соответственно в начале и конце лиши; 7 - показатель распространения; волновое сопротивление нулевой последовательности; ,Х~ -сопротивления сетей, примыкающих к концам линии; I - длина линии; 1 - расстояние до места КЗ от подстанции 1.

Второе допущение соответствует тому, что' мнимая составляющая вектора ио/1ок равна нулю (т.е. фаза напряжения нулевой последовательности и Фаза тока нулевой последовательности в месте КЗ совпадают).

1шШо / 10к )= О Расстояние до места КЗ определяется с учетом сдвига фаз токов нулевой последовательности по концам линии методом итерации. Итерационный расчет состоит из следующих этапов:

Этап 1: Рассчитывается начальное расстояние до места КЗ по модулям показаний фиксирующих приборов (11:

I и "| - 1 и ' | . 11 " | ХЬ

(4)

[ И "| ♦ П ' ! ]х Этап 2: Для полученного 1к рассчитывается значение вектора [ио/1ок] и определяется мнимая составляю®? 1 этого

вектора 1т (ио/1ок).

Этап 15: Если 1гп[ио/1ок | меньше определенного значения в, то процесс итерации заканчивается и сдвиг фаз токов по концам линии рассчитывается по выражению (2)

Ьтап 4: Если наоборот, то новый шаг итерации и новое расстояние до места КЗ определяются с учетом сдвига фаз токов по концам линии по следующему выражению:

Т ♦ 2яз1гу1 ♦ Дс с1гг1

1 = — агги

I 7,ВТ - гвс1гг1 - Дс зйт!

ГД6: я, Т° / .

при этом новое значение 1к циклически передается на начало второго этапа.

Для линии с ответвлениями итерационный алгоритм определения мест повреждения совпадает с описанным выше алгоритмом. Однако количество вычислений увеличивается из-за предварительного поиска поврежденного участка и необходимости эквивалентирования. После этого задача сводится к задаче для одноцепной ВЛ без ответвления.

Результаты исследования эффективности использования описанного выше алгоритма для линии Саи гон - Да ним напряжением 220 кВ (Ь=42О км) для снижения погрешности ОМП в ЭЭС Шного Вьетнама показаны на рис 2а и 26. Расчеты выполнены при (X = X ' ; X "= X " ) и (X '= X ' ; X "= X " ). Как видно из

сгшг> с стгатч ' с тг^ п с ста*

приведенных зависимостей погрешность ОМП при использовании предлагаемого алгоритма уменьшается на 0.72% (т.е. на 2,94 км) по сравнению с погрешностью при расчете ОМП по выражению (4). Значение погрешности при расчете ОМП по упрощенному выражению 14) при этом равно -1,16Я>.

В третьей главе предложен критерий исключения одного из корней при решении квадратного уравнения односто-

роннего определения мест повреждения, основанного на измерении входного сопротивления линии I (автор Е.А. Аржанников). Для этого используется дополнительная информация о напряжении прямой последовательности и и токах всех последовательностей в месте установки приборов I,, 1г, 1о. Целью исследования является преодоление неудобства, обязанного с тем, что при использовании методики Аржанникове Е. А., дежурный диспетчер сообщает ремонтной бригаде о правильном расстоянии до места КЗ. В этой главе исследуется также возможность

моделирования нагрузки в конце линии для применения способа ОМП

по отношению 1о /12 .

б{%) ° 0(56)

0)

Рис 2. Погрешность б=Ип), связанная с приближенным учетом параметров линии (для линии с двумя ответвлениями Саи гон - Да ним) при:

а) X '=Х ' =9,99; X "=Х " =36.06; Х^т=57,74; Х^т=159,07 (Ом)

С СЛ11П * * с сггип * * д)Т ит

б) X "=Х " =9,99; X "=Х " =144,24; X' =57,74; X' =159,07(0м)

с СШ1Г * с сшак ОТ ОТ

где: п- относительное расстояние до места КЗ

1- погрешность ОМП при использовании описанного выше алгоритма;

2- погрешность 0Ш1 при расчете по упрощенному выражению (4)

Теоретически при однофазных КЗ на линии с сосредоточенными параметрами имеем:

2<н, 22и,

и = р-

_» (. 7* н ' _

7 ' Ь3"

"не

21"

5-)

С I

о г ок

гдэ: * - символ последовательности; коэффициенты

токораспределения по схемам последовательностей; 271"-суммарное сопротивление схемы замещения аварийного режима однофазного КЗ; 1ок- ток нулевой последовательности в месте КЗ; \СЛ1У- сопротивления прямой последовательности примыкающей сети и участка линии от места установки приборов до места КЗ;

1,н> 1 - Р

Р ■

где: р - отношение ЭДС эквивалентных систем по концам электропередачи.

Принимая С1р=Сгр, после преобразований получаем уравнение:

И -Ъ

В* ¿А

2 Л

уд»

12с {гГг -г 1]с -с [г *ъ 1]»с [с 1-1 с 1-Гис *г с I] [гГг -г 11с -с [г -г 11-

ъ 1 Гх с *1с 1 Гг с I -и с 1 = о (5)

и^х-г 1

уу1

_ОР

где:

А=1Ш

тГ-1 ; В=ЕеГ---1

"11. * К и ^ 1Д * к

и.

а 11 о

и.

Х=ГшГ-1 ; Е=Не Г-1

1 I ^ К I J ч.

__ ° —У

,- фазные напряжение и ток поврежденного провода в месте установки прибора; К- коэффициент компенсации

К =

Ъ ~Ъ

_У Я О _У 9 1

-гу9о,2 - удельные сопротивления нулевой и прямой последовательностей ВЛ.

Правильный корень, отвечающий истинному расстоянию до места повреждения на линии, должен удовлетворять уравнению (5). Какой либо корень, не удовлетворяющий уравнению (5), нужно отбросить. В действительном расчете из-за неточностей исходных данных значение невязки уравнения (5), при подстановке значения корня этого уравнения, не равно нулю. Выбор правильного корня выполняется сравнением значений невязки уравнения при поочередной подстановке двух корней в уравнение (5):

если Р(11) < ¥(1г), то 14- правильный корень; если Р(1л) > то 12- правильный корень.

Одаако способ исключения ложного корня, описанный выше, имеет свои ограничения, так как:

- уравнение (5) правильно для линии с сосредоточенными параметрами при однофазном КЗ на землю (длина линии не превышает 150-200 км). Кроме того, требуется равенство параметров прямой и обратной последовательностей линии и сетей, примыкающих к концам линии;

- при незначительном переходном сопротивлении в месте КЗ значения двух корней, лежащих в пределах лиши, очень близки. Из-за неточностей исходных данных (параметров линии, примыкающих систем, показаний приборов и.т.д) результат выбора корня по условию (6) может быть не однозначным.

Известно преимущество способа ОМП по отношению токов нулевой и обратной последовательностей, заключающееся в том .что расстояние до места КЗ не зависит от значения переходного сопротивления Г^. Однако, существенный недостаток этого способа состоит в том, что в расчетных формулах необходимо использовать сопротивления X и Х2с системы, примыкающей к противоположному от места установки приборов концу линии. В условиях эксплуатащш особенно затруднительно точное определение сопротивления Х2С, которое в отличие от ХоС зависит от нагрузки. Путь решения этой проблемы при определении мест повреждения на тупиковой линии связан с использованием модели динамической характеристики нагрузки :

6Р

= п

б U U

s и и

Значения коэффициентов пр Из уравнений (7) следует, что

п -2

выражениями:

Y = G

(7)

nq зависят от типа нагрузки . нагрузка может представляться п -2

(8)

I = Y U

(9)

где: О, В- коэффициенты, определяемые по доаварийным значениям напряжения и тока в месте установки приборов по формуле:

С = Ие

В = 1т

А1г(I) I-

Ч.^н + АП(Ъ) I-Г ^(1)02»"- а12(1) С" 1

и

ном

цдоа»

и ном

тгДО&В

2-п

(10)

ио- номинальное напряжение;

и- напряжение обратной последовательности при КЗ в конце линии, рассчитываемые по показаниям фиксирующих приборов (амперметра и вольметра обратной последовательности).

1[(Ь)]

Рис 3. Схема замещения поврежденной линии в доаварийном режиме. У - проводимость нагрузки в конце линии:

^(Ь) С"-А12(Ь)

Г =

(11)

- ^21 <Ь> Аи <ь> С"

Процесс расчета расстояния до места КЗ по отношению токов нулевой и обратной последовательностей с помощью моделирования нагрузки в конце тупиковой линии - итерационный. Условие сходимости итерации основано на том, что при однофазном КЗ токи нулевой и обратной последовательностей в точке КЗ равны мевду собой, т.е. 10_К=11Ж:

« 1 (12)

Итерационный расчет расстояния до места однофазного КЗ состоит из следующих этапов:

-1 Г' -

Этап 1: Имея доаварийные значения тока и напряжения обратной последовательности, вычисляем значения С и В по формуле (Ю);

Этап 2: Принимаем начальное значение до места КЗ, равным половине длины линии 1К= 0.5Ь;

Этап 3: Для принятого ] рассчитывается значение напряжения обратной последовательности в конце линии по значениям напряжения и тока обратной последовательности в начале линии. Затем определяется значение проводимости обратной последовательности по формуле (в) и значение

сопротивления обратной последовательности нагрузки

Этап 4: Зная значение сопротивления обратной последовательности Х1С, можно рассчитать расстояние до места однофазного КЗ - 1к ;

Этап 5: Для найденного значения 1к рассчитываем значения токов нулевой и обратной последовательностей в ветви КЗ. Затем проверяется условие (12). Если это условие выполняется, то расчет заканчивается, а искомое расстояние до места КЗ равно 1 . Если наоборот - 'принимаем, что 1К.=1К • Новое значение циклически передается в начало этапа 3.

Четвертая глава посвящена оценке погрешностей ОМП с двусторонними и односторонними измерениями при неточностях в задании исходных данных и в зависимости от полноты использования элементов схемы замещения линии для трех линий Южного Вьетнама: -одноцепной линии без ответвления Хок мон - Тра нок; -одноцепной линии с двумя ответвлениями Сай гон - Да ним; -тупиковой линии Лонг Синь-Су8Н лок.

В результате исследований на ПЭВМ выявлено влияние составляющих средств ОМП на результирующую погрешность и сформулированы требования к фиксирующим приборам и службе линий, дана оценка длины зоны обхода линии. В табл.2 приведены результаты расчета максимальных абсолютных значений погрешности ОМЛ при неточностях задания исходных данных для указанных выше линий.

В пятой главе разрабатывается организационно- техническая система по определению мест повреждения на воздушных линиях напряжением 110 кВ и выше с помощью фиксирующих приг оров для управления сетью Вьетнама.

таблица 2

Максимальные абсолютные значения погрешности ОМП при неточностях задания исходных данных

м е т о д Погрешность исходных данных (%) Максимальное абсолютное значение погрешности ОМП при неточностях задания исходных данных (%)

линии Хок мон - Тра нок линии Саи гон - Три Ан линии Лонг бинь -Суан лок

Д в У с т О р О н н и й ди '= ±з% и ('( ди "= ±3% и " Д1 \= ±3% I Д1 "= 13% I " 1 ,57 0,70 -

Ду = ±5% у дг = ±5% г в в ДХ1 = ±5% X1 от от ДХ2 = ±5% X2 ОТ от 1,25 1,25 2,40 0,75 0,35 0,38 -

0 д н О с т О р О н н и й ДИ = ±3% и ДХ = ±3% X ДА = ±3« А ДВ = ±3% В 0,87 - -

АХо1= *5* Хос дг = ±5« г уд 1 у 9 1 дг = ±5% г у 9 ° удо 1,00 1,70 4,70 1,03 - -

= ±ЗЖ 10( Д12'= ±3% 12' АЦ/= ±3% у ди2' = ±3% и2' - - 1,75

С дг = ±5% г удО удО дг = ±5% ъ У91 УЭ1 - - 4,25 4,00 1,42

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В работе подобраны и обобщены данные об особенностях трасс сетей 110-220 кВ Южного Вьетнама. Сети незакольцованы, большая часть трасс проходит по труднодоступным местностям (горы, рисовые поля, леса), вероятны значительные переходные сопротивления в месте КЗ (горы), поэтому в среднем 8 раз в год происходит разделение ЭЭС при устойчивых КЗ с временем восстановления до 24 часов.

2. Учитывая особую актуальность сокращения времени восстановления для ЭЭС Южного Вьетнама в работе показано, что наиболее целесообразно применять не отдельные устройства ОМП, а систему средств и методов ОМП (см. табл. 3), обеспечивающую повышенную достоверность результатов за счет резервирования и применения на каждой ВЛ устройств, использующих как минимум два метода ОМП при обеспечении несущественных капитальных затрат на систему ОМП. •

3. Для обеспечения и проверки возможности устойчивой работы фиксирующих приборов (ФП) проведен выбор пределов измерения ФП и сделаны расчеты коэффициентов запаса и длины "мертвой зоны". Показано, что работа ФП будет устойчивой даже при значительных переходных сопротивлениях в месте КЗ.

4. Усовершенствованы алгоритмы ОМП, основанные на двустороннем измерении с учетом сдвига фаз токов по концам линии, что позволяет повысить точность ОМП.

5. Усовершенствован метод ОМП на основе измерения входного сопротивления Ъ линии в месте установки устройства,что позволяет исключить ложный корень при определении расстояния до места КЗ.

6. Использование экспоненциальной модели нагрузки в конце тупиковой линии для уточнения сопротивления обратной последовательности позволяет с большим эффектом применять односторонний метод определения мест повреждения.

7. Для сравнения и выбора рекомендуемых методов ОМП разработана методика и исследовано влияние погрешностей задания исходных данных и приближенного учета параметров линии на точность ОМП. На основании результатов этих исследований рекомендована система методов ОМП для ЭЭС Южного Вьетнама.

8. Внедрение системы ОМП в ЭЭС Южного Вьетнама будет происходить поэтапно. Разработана система организационно -

таблица 3

Система ОМП для основных четырех линий электропередач сети Южного Вьетнама

№

Наименование линии

Тип повреждения

к' к1'1 к2 к3 обрыв

Метод ОМП

основной

дополнитель -ный

Хок мон -Тра нок

(одноцеп-ная линия без ответвления )

220кВ

двусторонний

односторонний

НЖ

Сай гон -Да ним

(одноцеп-ная линия с двумя ответвле--ниями)

220 кВ

двусторонний

За

Хок мон -Три ан

(двухцеп-ная линия)

220 кВ

двусторонний

двусторонний

НЖ

X

X

X

X

*

X

X

2

X

X

X

X

X

X

X

X

* НЛИ - неавтоматический локационный искатель

продолжение таблицы 3

N° Наименование линии Тип повреждения Метод ОМП

к* к'-1 к* к* обрыв основной дополнитель -1ШЙ принцип

36 Хок Мон -Три ан (одна цепь в работе) 220кВ X X X X X X X двусторонний шш * по ите--рацио--нному алгоритму

4 Лонг бинь-Суан лок (тупиковая линия) 110 кВ X X X X X X односторонний НЛИ " по отно -шению токов нулевой и обратной последо -ватель -ностей

технического обеспечения процесса ОМП для реализации потенциальной точности и эффективности ОМП.