Оценка погрешности метода.
Широко используемый в практике локационный метод основан на измерении расстояния до места замыкания на основе времени двойного пробега At волны напряжения (тока) до места повреждения и обратно. В этом методе длина 1з линейно зависит от измеряемого параметра ∆t. В связи с этим относительная погрешность |Ϭ1з| = |Ϭ∆t |. В параметрическом методе основным изменяемым параметром при варьировании места замыкания выступает индуктивность поврежденного кабеля. Эквивалентная емкость малочувствительна к изменению места замыкания и имеет дополнительный вклад в определение частоты, как отмечалось ранее, при замыкании на длинных отходящих питающих линиях.
Поэтому, считая неизменной емкость сети Сэ1 (рис. 3, а) и пренебрегая индуктивностью Lэ (т.е. полагая, что Ln > L3), определяемый параметр l3 пропорционален l/f 2 (т.е. 1з = φ(f2) = 1/f2), следовательно, относительная погрешность при прочих равных условиях в 2 раза выше (где Δf2 - абсолютная погрешность измерения частоты), чем в локационном методе.
Рис. 9. Фрагмент сети с номерами трансформаторных подстанций:
в прямоугольниках указана частота f2; стрелка показывает направление увеличения частоты f2
Реальная погрешность измерений зависит от многих факторов: от места замыкания, определяющего характер переходного процесса, - при сильном затухании свободной составляющей переходного процесса точность выделения частоты f падает, она также снижается при замыканиях на коротких отходящих питающих линиях с большой эквивалентной индуктивностью остальной части сети. Некоторую погрешность вносит неточность исходной информации о типах проложенных кабелей и топологии сети. Инструментальная погрешность при использовании современных цифровых измерительных систем невелика, а использование математических (и статистических) методов обработки измерительной информации позволяет уменьшить итоговую погрешность, приближенная оценка которой составляет 5-10%.
Следует отметить, что данный способ, не претендуя на высокую точность локации мест замыкания, в основном, ориентирован на определение зон замыкания (в том числе и самоустраняющихся) под рабочим напряжением, которые совместно с другими характеристиками непрерывного мониторинга позволяют формировать общую картину состояния изоляции сети в реальном времени.
Апробация.
Изложенный метод был апробирован в Новосибирских городских электрических сетях на участке резонансно-заземленной кабельной сети общей протяженностью порядка 55 км. В качестве первичной информации (фазные напряжения) использовались результаты мониторинга перенапряжений (в том числе при ОДЗ), выполняемого в сети [6, 7, 10].
Предварительно на основе данных о топологии сети и типах проложенных кабелей были получены частотные характеристики сети в режиме ОЗЗ и определены частоты f2 для основных узлов сети (РП и ТП), которые выборочно представлены в таблице и на рис. 9.
РП 338-1 | РП 750-2 | РП 880-1 | ||||||
Место ОДЗ | f2, Гц | Расстояние от РП 338-1, м | Место ОДЗ | f2, Гц | Расстояние от РП 750-2, м | Место ОДЗ | f2, Гц | Расстояние от РП 880-1, м |
Шины РП 338-1 | 3863 | 820 от ЦРП | Шины РП 750-2 | 3983 | 1600 от ЦРП | Шины РП 880-1 | 3500 | 1415 от ЦРП |
ТП-850** | 2960 | 606 | ТП723** | 3321 | 367 | ТП-876 | 3139 | 280 |
ТП-21 | 2900 | 656 | ТП-965* | 2839 | 939 | ТП-887 | 2738 | 718 |
ТП-30 | 2779 | 806 | ТП-229 | 3140 | 482 | ТП-3147 | 2618 | 899 |
ТП-940* | 2337 | 1916 | ТП-598 | 3682 | 151 | ТП-3952 | 2538 | 1069 |
ТП-457 | 2719 | 924 | ТП-966 | 2442 | 286 | ТП-877 | 3019 | 350 |
ТП-786 | 2599 | 1035 | ТП-3051 | 2960 | 686 | ТП-307** | 2658 | 784 |
ТП-789 | 3080 | 419 | ТП-733 | 2698 | 1035 | ТП-873 | 2498 | 1004 |
ТП-7861 | 2960 | 552 | ТП-1953 | 2337 | 1955 | ТП-871* | 2498 | 1024 |
ТП-898** | 2418 | 1373 | ТП-223** | 2457 | 1397 | ТП-878* | 2287 | 1775 |
ТП-527 | 2298 | 1567 | ТП-222 | 2337 | 1745 | ТП-889 | 2939 | 469 |
ТП-457* | 2237 | 1831 | ТП-221 | 2257 | 1949 | ТП-892 | 2738 | 730 |
ТП-613 | 2358 | 1513 | ТП-220 | 2096 | 2725 | ТП-891 | 2538 | 1040 |
ТП-95 | 2237 | 1585 | ТП-219* | 2096 | 2877 | ТП-955** | 2658 | 829 |
ТП-480 | 3140 | 450 | ТП-225 | 2337 | 1765 | ТП-987 | 2256 | 1812 |
ТП-120 | 2839 | 857 | ТП-953 | 2257 | 2023 | ТП-908 | 2217 | 1923 |
|
|
| ТП-957 | 2673 | 932 | ТП-3345 | 2658 | 857 |
|
|
| ТП-968** | 2592 | 1044 |
|
|
|
|
|
| ТП-9581 | 2253 | 1538 |
|
|
|
|
|
| ТП-959 | 2011 | 2100 |
|
|
|
|
|
| ТП-347 | 1880 | 2685 |
|
|
|
|
|
| ТП-956 | 2577 | 1230 |
|
|
|
|
|
| ТП-958* | 2417 | 1644 |
|
|
|
* Линии под напряжением без нагрузки. Разветвление.
Несмотря на значительный поток ОДЗ их регистрация не позволяла в автоматическом режиме определять место повреждения, поскольку сеть не оснащена устройствами селективной сигнализации ОЗЗ (ОДЗ) (в то время как более 60% всех объектов распределительной сети охвачено системой телеметрии и телемеханики “Омь”).
Рис. 10. Осциллограмма напряжения при ОДЗ и этапы определения расстояния до места замыкания
Однако при длительном горении дуги и переходе замыкания в устойчивое, которое устраняется последующим ремонтом, и при ОДЗ, переходящих в междуфазные и отключаемые релейной защитой, удается установить место повреждения и сопоставить расстояние до места повреждения с помощью изложенного метода с реальными длинами, определяемыми по планам.
На рис. 10 в качестве примера показаны осциллограмма напряжения при ОДЗ на ветви РП 750-2 - ТП-347 и этапы определения расстояния до места повреждения: прямое преобразование Фурье применительно к напряжению в момент горения дуги и определение расстояния по частотному отклику. Полученное расстояние составило 2,8 км от ЦРП и находилось в диапазоне указанной ранее погрешности.
Вывод
Для распределительных радиальных сетей предложен и апробирован параметрический метод определения места замыкания, в котором в качестве параметра, несущего информацию о расстоянии до места замыкания, предлагается использовать частоту собственных колебаний, связанную с разрядом емкости поврежденной фазы. Применение метода совместно с современными системами мониторинга, телеметрии и автоматического распознавания повреждений позволяет формировать карту аварийности сети и оценивать уровень электрической прочности изоляции отдельных участков сети.
Список литературы
- Шалыт Г. М. Определение мест повреждения в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1982.
- Sidhu T S., Bajpai M., Burnworth J. et al. Bibliography on Relay, 1998 IEEE Committee Report..., IEEE Trans. on Power Delivery, 2000, Vol. 15, No. 14, October.
- BanzhafW. Computer aided circuit analysis using SPICE. - Printice Hall, 1989.
- Dommel H. W. Digital computer solution of electromagnetic transients in single and multiphase networks: - IEEE Trans. Power App. and Systems, 1969, Vol. PAS-88, April.
- GoleA.M., Nayako.B., Sidhu T. S. and Sachdev M.S., A Graphical Electromagnetic Simulation Laboratory for Power System Engineering Programs / - IEEE Transactions on Power Systems, 1996, Vol. 11, No. 2, May.
- Диагностика и мониторинг кабельных сетей средних классов напряжения / Кадомская К. П., Качесов В. Е., Лавров Ю. А. и др. - Электротехника, 2000, № 11.
- Мониторинг перенапряжений в распределительных кабельных сетях / Еолдобин Д. А., Качесов В. Е., Ларионов В. Н., Овсянников А. Е. - Научный вестник НЕТУ, 1999, №2(5).
- Cooley G. M, Tukey J.W. - Math Comput, 1956, Vol. 19.
- A new deal for safety and quality on MV networks / Griffel D., Harmand Y., Leitloff V., Bergeal J. - IEEE Trans. on Power Delivery, 1997, Vol. 12, № 4.
- Качесов В. E., Ларионов В. H., Овсянников А. Г. О результатах мониторинга перенапряжений при однофазных дуговых замыканиях на землю в распределительных кабельных сетях. - Электрические станции, 2002, № 8.