Автоматическое ограничение повышения напряжения.

⇐ ПредыдущаяСтр 10 из 12Следующая ⇒

В электрических сетях энергосистем возможны режимы, характеризующиеся перенапряжениями на электрооборудовании. Эти перенапряжения в основном вызваны внезапным изменением установившегося режима работы электроустановок, отключением электрических цепей, содержащих индуктивности, емкости, например ' линий, трансформаторов, установок продольной емкостной компенсации. Такие перенапряжения получили название внутренних (в отличие от атмосферных перенапряжений, источником которых являются грозовые атмосферные разряды).

Внутренние перенапряжения делятся на коммутационные и резонансные.

Коммутационные перенапряжения возникают в момент отключения электрических цепей, их действие кратковременно. Продолжительность коммутационных перенапряжений составляет доли секунды, максимум перенапряжений возникает в момент времени 0, 01-0, 03 с после начала коммутации. Амплитуда перенапряжений зависит от большого числа факторов: от момента коммутации, от быстродействия выключателей, от очередности отключения отдельных фаз выключателя.

Резонансные перенапряжения обусловлены наличием индуктивных и емкостных элементов, которые создают условия резонанса. Резонансные перенапряжения могут существовать более длительное время до тех пор, пока не будет изменена схема сети, не вступят в работу регуляторы возбуждения и напряжения, не подействуют другие устройства автоматики.

Основным средством ограничения коммутационных перенапряжений являются разрядники, ограничивающие уровень перенапряжений до допустимых значений. Так, например, в сетях 500 кВ установившееся значение перенапряжения в месте установки комбинированного разрядника не должно превышать 1, 7 фазного напряжения.

Однако для изоляции электрооборудования опасными являются и меньшие уровни напряжения, если они существуют более длительное время, т.е. существует зависимость допустимых перенапряжений от длительности их воздействия. Допустимые уровни перенапряжений в зависимости от их длительности приведены в табл. 10.1.

На линиях 330—500 кВ не рекомендуется иметь длительные (свыше 20—30 мин) повышения напряжения сверх 1, 15 фазного напряжения по условиям помех от короны на высокочастотные каналы связи, организуемые по этим линиям.

Основным средством ограничения резонансных перенапряжений являются шунтирующие реакторы, подключаемые к линиям электропередачи или к шинам подстанций. Включение шунтирующих реакторов приводит к ликвидации резонанса или к существенному его ослаблению.

Ниже будут рассматриваться только установившиеся перенапряжения резонансного характера и устройства автоматического ограничения данного вида повышения напряжения (АОПН).

Наиболее значительные повышения напряжения возникают при подключении линии к источнику напряжения только с одной стороны (режим одностороннего включения). Режим одностороннего включения линии может иметь место при включении линии для синхронизации, при этом длительность такого режима может составлять 5—10 мин и более. Этот режим может возникнуть также при аварийном отключении линии с одной стороны или при действии АШ на одной стороне линии.

Ориентировочную оценку перенапряжений в режиме одностороннего включения линии можно дать, используя Т-образную схему замещения линии (рис. 10.19, б), в которой Хс представляет собой эквивалентное сопротивление равномерно распределенной емкости линии относительно земли.

Ток в линии в режиме ее одностороннего включения определяется емкостной проводимостью линии относительно земли:

(10.7)

Напряжение на отключенном конце линии: (10.8).

Напряжение на включенном конце линии:

(10.9).

Из выражений (10.8) и (10.9) следует, что напряжение на отключенном и включенном концах линии электропередачи больше значения ЭДС энергосистемы Е1. Это повышение напряжения тем выше, чем меньше мощность питающей энергосистемы (больше сопротивление системы Х1) и чем больше длина линии. Указанные выражения показывают также, что напряжение в начале линии U1 меньше напряжения в конце линии U2. Данные соотношения напряжений иллюстрируются векторной диаграммой на рис. 10.19, в. Рассчитанные по выражениям (10.8) и (10.9) напряжения на линии могут значительно превышать ЭДС энергосистемы. Однако в реальных условиях уровень перенапряжений не превышает трехкратных значений. Уже начиная с напряжения (1, 2 — 1, 5) Uф на линии появляется корона, которая существенно изменяет характеристики линии электропередачи: значительно увеличивается активная проводимость линии и емкость линии относительно земли. Ниже рассмотрены схемы устройств автоматического ограничения повышения напряжения при одностороннем включении линии.

ЛЕКЦИЯ №23

Устройство АОПН на линии

Устройство автоматического ограничения повышения напряжения (АОПН) на линии включает в себя три основных органа: пусковой орган, избирательный орган реактивной мощности, орган выдержки времени. Поскольку существует вольт-секундная зависимость допустимых перенапряжений, устройство АОПН имеет двухступенчатое исполнение. В качестве пускового органа используются максимальные реле напряжения чувствительной ступени КVI - КVЗ и грубой ступени КV4 - КV6, включенные на фазные напряжения измерительных трансформаторов напряжения линии (рис. 10.20).

Напряжение срабатывания чувствительной ступени отстраивается от максимального рабочего напряжения:

Для повышения чувствительности первой ступени устройства АОПН желательно использовать реле напряжения с более высоким коэффициентом возврата. Выпускаемое электропромышленностью реле напряжения типа РН-58 имеет коэффициент возврата не менее 0, 95. Имеются разработки измерительных органов максимального напряжения с более высокими значениями коэффициента возврата.

Напряжение срабатывания второй, грубой ступени пускового органа выбирается таким, чтобы это напряжение было допустимым в течение времени действия первой ступени. Это напряжение обычно принимается равным

Uс2 = (1, 2-1, 4)Uрабmax. (10.11)

Избирательный орган устройства АОПН определяет односторонне отключенную линию, которая явилась причиной повышения напряжения. Принцип выявления односторонне отключенной линии состоит в том, что со стороны включенного конца этой линии реактивная мощность направлена к шинам подстанции, а реактивная мощность остальных линий, отходящих от подстанции, направлена от шин. В качестве органа реактивной мощности используются реле реактивной мощности КW1 — КW3, пофазно фиксирующие реактивную мощность, направленную к шинам подстанции. Мощность срабатывания должна соответствовать такому значению реактивной мощности Q1 принимаемой энергосистемой с ЭДС Е1 (см. рис. 10.19, б), которая создает на шинах подстанции повышенное напряжение, равное напряжению возврата чувствительной ступени устройства АОПН Uв. Этому условию соответствует значение Q1, определяемое по следующему выражению:

(10.12)

Выражение (10.12), так же как и векторная диаграмма, показанная на рис. 10.19, в, составлено без учета активной составляющей тока нагрузки, подключенной к шинам рассматриваемой подстанции.

Вторым условием выбора мощности срабатывания реле является обеспечение их чувствительности к стоку реактивной мощности линии Qл:

Мощность срабатывания органов реактивной мощности определяется по выражению

Qс = Qрасч/kч, (10-14)

где Qрасч - расчетное значение контролируемой мощности, принимаемое равным Q1 или Qл; kч=1, 5 — коэффициент чувствительности. В устройстве АОПН применяются реле реактивной мощности типа РБМ-276, имеющие регулируемый угол максимальной чувствительности в диапазоне 75—105 градусов. Угол максимальной чувствительности реле выбирается таким, чтобы для включений и загруженной линии передаваемая активная мощность создавала тормозное действие на реле. При такой настройке уменьшается вероятность излишнего срабатывания реле в нормальных режимах работы электропередачи. При направлении активной мощности от шин в линию этому условию соответствует характеристика 2 на рис. 10.21.

Штриховкой обозначена зона срабатывания реле. Для устройства АОПН, установленного на противоположном конце линии, где активная мощность имеет направление от линии к шинам, реле настраиваются по характеристике 3. Если же возможен реверсивный режим работы электропередачи, реле настраивается по характеристике 1 с углом максимальной чувствительности 90°. В этих условиях для исключения возможности срабатывания реле в нормальном режиме вводится блокировка по току, которая выводит из действия устройство АОПН работающей линии. Блокировка выполнена с помощью реле тока КА1 - КАЗ, контролирующих ток в каждой фазе линии. Ток срабатывания реле тока отстраивается от максимального тока в условиях действия устройства АОПН.

Устройство АОПН имеет двухступенчатое управление. С первой выдержкой времени, создаваемой проскальзывающим контактом КТ1.2 реле времени КТ1 чувствительной ступени АОПН, производится включение шунтирующего реактора с помощью промежуточного реле КL2. Эта выдержка времени отстраивается от возможных непродолжительных перенапряжений, например при качаниях на электропередаче, при несимметричных КЗ. Если включение шунтирующего реактора не привело к снижению перенапряжений до допустимого значения, с большей выдержкой времени, создаваемой упорным контактом реле времени КТ1.3, производится отключение линии, являющейся источником перенапряжений.

Вторая ступень устройства АОПН, фиксирующая повышение напряжения сверх (1, 2 - 1, 4) Uрабmах, действует с небольшой выдержкой времени, создаваемой реле времени КТ2, на отключение линии. Эта выдержка времени отстраивается от кратковременных коммутационных перенапряжений и составляет 0, 1—0, 5 с. Отключение линии сопровождается запретом АПВ.

ГЛАВА 6. КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ

ЛЕКЦИЯ №24

Обзор существующих методов

Линии электропередач высокого напряжения - довольно часто повреждаемые элементы электроэнергетической системы. Выход из работы линии всегда сопровождается или недоотпуском электроэнергии, или снижением надежности, себестоимости и качества электроснабжения. Поэтому одной из важнейших задач линейных ремонтных служб предприятий электросетей является быстрейший поиск места повреждения и организация ремонтно-восстановительных работ. До появления в энергосистемах приборов определения места повреждения (начало 60-х годов) поиск повреждения совершался путем обходов, объездов, иногда облетов на вертолете трассы линии. На это тратилось значительное время, поскольку линии имеют большую протяженность (до сотен километров), а трасса часто идет по труднопроходимой местности. К тому же место повреждения иногда плохо различимо даже с близкого расстояния - на гирлянде изоляторов после перекрытия часто не остается значительных следов обгорания.

Еще сложнее обстоит дело с поиском места самоустраняющегося повреждения, при котором после АПВ линия остается в работе. Между тем ремонтным службам весьма полезна информация о таких повреждениях, поскольку обычно после них часть изоляторов в гирлянде оказывается пробитыми и на линии остается ослабленное место, которое в будущем способно привести к возникновению аварии. Известен случай, когда сверхответственная линия отключалась три раза с промежутком в несколько недель, пока не было найдено дерево с обгоревшими ветвями, которые при сильном ветре сближались с проводом. Поэтому необходимо искать место не только устойчивого, но и самоустраняющегося повреждения.

Сказанное предопределило широкое внедрение в электроэнергетику методов и средств определения места повреждения (ОМП) на линии. Однако обычно они сводятся к определению места короткого замыкания (ОМКЗ) разрывы проводов без замыкания бывают редко и определить их место по соотношению каких-либо электрических величин довольно сложно. Внедрение приборов определения места повреждения началось в нашей стране в 60-х годах и в настоящее время большинство линий напряжением 110 кВ и выше оснащено такими приборами. Идет внедрение приборов и на напряжениях 6-35 кВ, хотя и значительно более медленными темпами.

Известно большое количество различных методов ОМП и ОМКЗ. На рис.1 приведена взятая из [1] схема классификации методов ОМП.

Рис.1. Схема классификации методов ОМП

Прежде всего методы делятся на дистанционные и топографические. При этом топографические методы подразумевают определение искомого места непосредственно при движении по трассе, и средства топографического отыскания места повреждения находятся в распоряжении поисковой бригады. Дистанционные методы подразумевают использование приборов и устройств, устанавливаемых на подстанциях и указывающих расстояние до повреждения.

Другое деление методов - на высокочастотные и низкочастотные. Под низкочастотным диапазоном подразумеваются частоты от нуля до нескольких килогерц. Под высокочастотным - десятки килогерц.

Коротко охарактеризуем методы, приведенные на рисунке 1.

ТОПОГРАФИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

ИНДУКЦИОННЫЙ метод основан на том, что поисковая бригада, двигаясь вдоль трассы кабельной линии, улавливает специальными приборами характер изменения магнитного и электрического поля, создаваемого протекающим по линии током. Ток вырабатывается специальным генератором, подключаемым на подстанции к уже отключенной линии.

АКУСТИЧЕСКИЙ метод основан на улавливании на трассе акустических (механических) колебаний, возникающих на поверхности грунта при искровом разряде в изоляции кабельной линии. Оператор с акустическим датчиком и усилителем перемещается в зоне 40 метров, найденной каким-либо другим методом, и определяет место максимального уровня приема по индикатору. Искровой разряд создается посредством специальных устройств, подключаемых на конце линии после ее отключения.

ПОТЕНЦИАЛЬНЫЙ метод основан на фиксации вдоль трассы электрических потенциалов, создаваемых протекающим по оболочке кабельной линии (или закрытого токопровода) током. В месте повреждения указанный потенциал имеет наибольшее значение.

ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЙ метод основан на фиксации механических усилий, создаваемых за счет тока короткого замыкания. Электромеханические указатели устанавливаются стационарно на опорах воздушных линий. При протекании тока КЗ у указателя выпадает блинкер, состояние которого проверяют после аварии при обходе линии. Метод используется в основном в сетях 6-10 кВ сельскохозяйственного назначения.

Как видим, топографические методы и средства используются ремонтными службами и к работе служб релейной защиты отношения не имеют.

ВЫСОКОЧАСТОТНЫЕ ДИСТАНЦИОННЫЕ МЕТОДЫ

Принцип действия ИМПУЛЬСНЫХ методов основан на измерении интервалов времени распространения электромагнитных волн (импульсов) по участкам линии. ЛОКАЦИОННЫЕ методы определяют время пробега специально генерируемого зондирующего импульса. ВОЛНОВЫЕ методы определяют моменты прихода на подстанцию возникающих в месте повреждения линии электромагнитных волн.

Распространение волны (импульса) по линии - сложный процесс, зависящий от числа, взаимного расположения, материала и размера проводов и тросов, их удаленности от поверхности земли, от ее электропроводности. Волна перемещалась бы вдоль провода со скоростью света (300 м/мкс), если бы в проводе не было активных потерь и он располагался бы в вакууме над идеально проводящей поверхностью. В реальной воздушной линии волна перемещается по петле фаза-земля со скоростью v=275 м/мкс и по петле фаза-фаза со скоростью v=296 м/мкс. В кабельной линии скорость распространения волны значительно ниже - 160 м/мкс и примерно одинакова для любой петли.

Локационные методы основаны на измерении времени между моментом посылки в линию зондирующего электрического импульса и моментом прихода к началу линии импульса, отраженного от места повреждения. За указанное время импульсы прошли путь, равный двойному расстоянию до места повреждения. Искомое расстояние равно:

L = t * v /2.

Устройства измерения - локационные искатели - будут рассмотрены в 15-м разделе данной работы.

Волновой метод ДВУСТОРОННИХ измерений основан на измерении времени между моментами достижения двух концов линии фронтами электромагнитных волн, возникающих в месте повреждения (волн разряда замкнувшейся на землю фазы). Необходимым условием реализации метода является синхронный счет времени на двух концах с точностью до микросекунд. Для этого с конца на конец посылаются хронирующие сигналы, что само по себе является сложной технической задачей.

Волновые методы ОДНОСТОРОННИХ измерений используют либо измерение времени между приходами волн первого и второго отражений от места повреждения, либо разновременность прихода волн по каналу фаза - фаза и по каналу фаза - земля.

Метод СТОЯЧИХ ВОЛН предполагает измерение полного входного сопротивления поврежденной линии в широком диапазоне частот. Известно [1], что расстояние между резонансными частотами (максимумами и минимумами входного сопротивления) зависит от расстояния до места КЗ или обрыва.

НИЗКОЧАСТОТНЫЕ ДИСТАНЦИОННЫЕ МЕТОДЫ

ПЕТЛЕВОЙ метод основан на измерении сопротивления постоянному току жил кабеля, отключенного из-за пробоя фазы на землю. Переходное сопротивление в месте повреждения предварительно снижают прожиганием изоляции от специальных источников тока. Схема измерения собирается таким образом, чтобы сопротивления жил оказались в плечах уравновешенного моста, измерительный прибор (для контроля условий равновесия) - в одной диагонали моста, источник питания и переходное сопротивление - в другой диагонали. По найденным сопротивлениям жил до места пробоя определяют расстояние.

ЕМКОCТНЫМ МЕТОДОМ можно определить емкость жилы от места измерения до места обрыва.

ДИСТАНЦИОННЫМ измерениям ПО ПАРАМЕТРАМ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА. Они, в отличие от других методов, исключительно широко распространены в высоковольтных сетях, так и тем, что обеспечение эксплуатации устройств измерения (фиксирующих приборов) возложено на персонал служб РЗА (центральных служб энергосистем и местных служб сетевых предприятий).

ЛЕКЦИЯ №25

Теоретические основы определения места замыкания по параметрам аварийного режима

Параметры аварийного режима - фиксированные (измеренные) во время КЗ токи и напряжения отдельных фаз или последовательностей. Методов ОМКЗ по параметрам аварийного режима множество, однако все их можно разбить на методы двустороннего и методы одностороннего замера.

Двусторонние измерения токов и напряжений при КЗ позволяют в дальнейшем рассчитать расстояние до места КЗ. Относительная простота приборов двустороннего измерения привела к тому, что они получили исключительно широкое распространение в высоковольтных сетях. Началом внедрения фиксирующих приборов в отечественную энергетику можно считать конец 50-х - начало 60-х годов. К середине 80-х годов двусторонние методы стали господствующими - практически все линии 110 кВ и выше оснащались фиксирующими приборами двустороннего замера. Однако в конце 80-х годов появились приборы одностороннего замера, что привело к практическому прекращению выпуска приборов двустороннего замера. Следует отметить, что в зарубежной практике двусторонний замер никогда не применялся. Основы теории и практики двустороннего замера разработаны институтом ВНИИЭ, фирмой ОРГРЭС и Рижским опытным заводом Энергоавтоматика [1, 2, 3, 5]. Особо следует отметить труды Г.М. Шалыта.

Основы теории одностороннего замера разработаны в Ивановском энергоуниверситете в 70-80 годах Е.А. Аржанниковым и наиболее полно отражены в [6]. Приборы, реализующие односторонний замер разработаны в Рижском техническом университете под руководством А.С.Саухатаса [9]. Однако в [6] материал трактуется с позиций классической теории дистанционной защиты. Более общий подход разработан в Чувашском университете в начале 90-х годов под руководством Ю.Я. Лямца [7]. Он рассматривает определение места КЗ как задачу диагностики линии и одну из задач идентификации параметров энергосистемы. В данном параграфе рассматривается именно этот подход.

Рассматривается одиночная линия рис.2, на которой на расстоянии x от левой системы произошло КЗ. Предположим, что при КЗ фиксированы по три тока и по три напряжения с каждого конца линии. Токи в месте КЗ (I_¦) могут быть вычислены: I_¦ = I¢ + I².

Если бы было известно x, то можно было бы составить шесть уравнений (для трех фаз или для трех последовательностей):

U_v¢ - DU_v¢ + DU_v² - U_v² = 0, (1)

где v - индекс фазы (А, В или С) или индекс последовательности (1, 2 или 0);

DU¢, DU² - падения напряжения на участке слева от места КЗ и на участке справа от места КЗ.

Рис.2. Поясняющая схема одиночной линии.

Очевидно, независимы только три уравнения - уравнения для фаз преобразуются в уравнения для последовательностей и наоборот; коэффициенты уравнений комплексны, но неизвестное всего одно - расстояние x - и оно вещественно.

Падения напряжения для отдельных последовательностей равны:

Δ U₁′ = x I₁′ Z₁_уд; Δ U₂′ = x I₂′ Z₁_уд; Δ U₀′ = x I₀′ Z₀_уд;

Δ U₁″ = (L - x)I₁″ Z₁_уд; Δ U₂″ = (L - x)I₂″ Z₁_уд;

Δ U₀″ = (L - x)I₀″ Z_0уд;

где Z_1уд и Z_0уд - удельные сопротивления линии в схемах прямой и нулевой последовательностей. Напомним, что удельное индуктивное сопротивление одиночной линии в схеме прямой последовательности равно примерно 0, 4 Ом/км, в схеме нулевой последовательности – примерно 1, 4 Ом/км.

Выражение для падения напряжения в фазе А можно получить суммируя падения напряжения в схемах отдельных последовательностей:

Δ U_А′ = Δ U₁′ + Δ U₂′ + Δ U₀′ = x (I₁′ Z₁_уд + I₂′ Z₁_уд + I₀′ Z₀_уд) =

= x Z₁_уд (I₁′ + I₂′ + I₀′ Z₀_уд / Z₁_уд) = xZ₁_уд (I₁′ + I₂′ + I₀′ + I₀′ ( Z₀_уд_-Z₁_уд) /Z₁_уд) =

= xZ_1уд (I_A + KI₀).

Вообще падение напряжения на любой фазе

Δ U_ф=xZ₁_уд (I_ф + KI₀), (2)

где K = (Z_0уд- Z_1уд)/ Z_1уд. (3)

Величина K называется в теории дистанционной защиты коэффициентом компенсации по току нулевой последовательности и отражает разницу в падении напряжений в схемах прямой и нулевой последовательностей при протекании по ним одинакового по величине тока.

Существует несколько путей решения уравнений (1). Но самое общее решение задачи идентификации заключается в анализе изменения целевой функции, что позволяет исключить влияние многих случайных факторов. Общим критерием определения места КЗ служит условие достижения целевой функцией глобального минимума при множестве варьируемых параметров. Простейшей целевой функцией может служить невязка уравнений (1), то есть отличие правой части уравнения от нуля. Для получения значений невязок следует изменять значение x от нуля до L и строить зависимость модуля правой части s от предполагаемого расстояния s(x).

Подобные зависимости показаны на рис.3 для однофазного замыкания фазы А на расстоянии в 60 км на линии с параметрами: U=220 кВ, L=100 км, Z_1уд = 0.107 +j0.408 Ом/км, Z_0уд = 0.257 + j1.33 Ом/км. Прилегающая система: Z_1с¢ = j20 Ом, Z_0с¢ = j20 Ом. Система противоположного конца линии: Z_1с² = j40 Ом, Z_0с² = j80 Ом. Угол между ЭДС систем в доаварийном режиме равен нулю, замыкание металлическое.

Рис.3. Зависимость невязок уравнений (1) от предполагаемого расстояния до места замыкания

Уравнений (1) шесть, поэтому на рисунке показаны 6 зависимостей, хотя некоторые из них совпадают между собой. Все зависимости прямолинейны. Около прямых показана их принадлежность к уравнению для фазных величин (А, В или С) или к уравнению для симметричных составляющих (1, 2 или 0). Как видим, невязки уравнений для фаз В и С совпадают между собой, то же имеет место для уравнений для прямой и обратной последовательностей. Причина ясна - угол наклона отрезка постоянен и определяется падением напряжения на одном километре линии в схеме данной последовательности; поскольку удельные сопротивления линии для токов прямой и обратной последовательностей равны, графики s(x) для этих последовательностей совпадают. Место КЗ определяется по любому из уравнений однозначно - в точке x=60 км все невязки равны нулю. Для уменьшения влияния погрешностей измерения электрических величин нужно стремиться использовать характеристики, имеющие наибольшую крутизну. На рис.3 это характеристика для поврежденной фазы А или для нулевой последовательности 0.

В принципе функций невязки может быть множество. В [7] предложена самая универсальная - реактивная мощность в месте КЗ Q. Она соответствует предположению, что все переходные сопротивления в месте КЗ резистивны (активны). Тогда естественно, что

Q_ƒ = Im [U_ƒ I_ƒ ] = 0. (4)

Здесь индекс ƒ соответствует точке замыкания (от английского слова fault).

До этого в теории дистанционной защиты и в теории ОМКЗ по [6] всегда использовалась предпосылка - переходное сопротивление активно, напряжение в точке КЗ совпадает по фазе с током в переходных сопротивлениях. При однофазных и двухфазных КЗ эти предпосылки совпадают. Однако преимущество выражения (4) в том, что оно верно и в общем случае двухфазного КЗ на землю или трехфазного КЗ через произвольные сопротивления в каждой фазе. То есть критерий (4) обладает большей общностью, чем ранее используемые критерии.

Для использования (4) в качестве целевой функции при определении расстояния следует:

- определить ток (или систему трех токов) I_ƒ = I′ + I″ ;

-задаваясь значениями расстояния x от 0 до L подсчитывать значения напряжения (или системы трех напряжений) U_x = U'- Δ U';

- для каждого x подсчитывать реактивную мощность по (5) и строить ее зависимость σ _q(x). Точка, в которой реактивная мощность обратится в нуль, соответствует месту КЗ.

Расчет следует вести для всех трех фаз одновременно, если вид КЗ неизвестен; расчет можно вести только для поврежденной фазы, если известно, что замыкание однофазное. Ясно, что при однофазном замыкании подсчет тока I_ƒ неповрежденных фаз даст нулевой результат. Следовательно, и в общем случае, и в случае известного вида КЗ в системе (1) нет лишних уравнений.

Несмотря на кажущуюся простоту, реализация рассмотренного способа технически затруднена из-за необходимости фиксации шести комплексных величин на каждом конце линии. Даже в случае наличия соответствующих устройств следует " привязать" показания устройств с двух концов линии к единой временной оси отсчета. Предположим, что на каждом конце линии устройства фиксируют фазу шести электрических величин, отсчитывая их от напряжения фазы А или от напряжения прямой последовательности фазы А. Но между этими напряжениями на двух концах линии тоже есть угол, который неизвестен. Придется либо синхронизировать " внутренние часы" двух устройств с точностью до долей микросекунды (до 1-2 электрических градусов), либо как-то привязывать две векторные диаграммы (например, по току неповрежденной фазы). В любом случае получается очень непростая техническая система. Поэтому нам до сих пор неизвестны попытки использования критерия (4) непосредственно. Усилия разработчиков всегда были направлены на то, чтобы либо обойтись измерениями с одной стороны, либо измерять на двух сторонах только модули электрических величин, но не их фазовые углы. Ниже и будут рассмотрены практически используемые методы двустороннего и одностороннего замера.

Отметим дополнительно, что все рассматриваемые ниже методы пригодны только тогда, когда через место КЗ протекают достаточно большие токи, которые могут создать в линии заметные падения напряжения. Они непригодны при однофазных замыканиях в сети с изолированной нейтралью, где ток замыкания слишком мал.

ЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ

Лабораторная работа №1

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 7 8 91011 12 Следующая ⇒