Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Методы и средства расчета и обнаружения аварийных несимметричных режимов в электрических сетях 10 кВ 11
1.1. Методы и средства расчета аварийных несимметричных режимов в электрических сетях 10 кВ 11
1.2. Методы и средства обнаружения аварийных несимметричных режимов в электрических сетях 10 кВ 15
1.3. Выводы по главе 1 27
Глава 2. Моделирование элементов электрических сетей 10 кВ в фазных координатах 28
2.1. Моделирование трансформаторов в фазных координатах 29
2.1.1.Моделирование трансформатора "звезда - треугольник" 29
2.1. Аналитическая модель трансформатора "звезда - треугольник" 35
2.1.3. Моделирование трансформатора "звезда - звезда с нулем" 39
2.1.4. Аналитическая модель трансформатора "звезда - звезда с нулем" .41
2.1.5.Эквивалентные матрицы передачи фидеров 10 кВ 42
2.2. Моделирование линий электропередачи в фазных координатах .„..51
2.3. Моделирование фильтров напряжения обратной и нулевой последовательности 57
2.3.1.Моделирование фильтра напряжения обратной последовательности
2.3.2.Моделирование фильтра напряжения нулевой последовательности
2.4. Моделирование нагрузки 67
2.5. Моделирование блока несимметрии 69
2.6. Моделирование фидера 10 кВ с ответвлением .71
2.7. Выводы по главе 2 74
Глава 3. Исследование несимметричных аварийных квазиустановившихся режимов распределительных сетей 10 кВ 75
3.1. Исследование зависимости аварийных несимметричных режимов от основных параметров фидеров 10 кВ 75
3.1.1. Влияние параметров линии в модели расчета несимметричных аварийных режимов фидеров 10 кВ
3.1.2.Влияние мощности нагрузки в модели расчета несимметричных аварийных режимов фидеров 10 кВ 84
3.1.3.Влияние тангенса угла нагрузки в модели расчета несимметричных аварийных режимов фидеров 10 кВ 89
3.1.4.Влияние переходного сопротивления на аварийные несимметричные режимы фидеров 10 кВ 92
3.1.5.Влияние параметров трансформаторов на аварийные несимметричные режимы фидеров 10 кВ 104
3.1.6.Учет статических характеристик нагрузок при расчете несимметричных аварийных режимов фидеров 10 кВ 107
3.2. Выводы по главе 3 116
Глава 4. Разработка информационно-поисковой системы по обнаружению вида и места аварийного режима в фидере 10 кВ 118
4.1. Анализ возможности определения вида и места аварийного режима в фидере 10 кВ -118
4.2. Информационно-поисковая система для определения вида и места аварийного режима 131
4.3. Экспериментальное исследование несимметричных режимов 134
4.4. Экономическое обоснование внедрения информационно-поисковой системы определения места повреждения линий электропередачи 10 кВ
4.5. Выводы по главе 4 146
Заключение 148
Библиографический список
- Методы и средства обнаружения аварийных несимметричных режимов в электрических сетях 10 кВ
- Моделирование трансформатора "звезда - звезда с нулем"
- Влияние параметров линии в модели расчета несимметричных аварийных режимов фидеров 10 кВ
- Экспериментальное исследование несимметричных режимов
Введение к работе
Ежегодно в России растет энергопотребление, строятся новые электростанции, модернизируются старые, прокладываются новые линии электропередач. Общее количество подстанций в России на 2010 год составляет:
подстанций напряжением 35-220 кВ – 17 тыс.;
подстанций напряжением 6-35/0,4 кВ – более 500 тыс.
Воздушных и кабельных линий 0,38-220 кВ насчитывается 2,35 млн. км, в том числе:
напряжением 0,38 кВ – 840 тыс. км;
напряжением 6-10 кВ – 1,1 млн. км;
напряжением 35 кВ – 180 тыс. км;
напряжением 110-220 кВ – 220 тыс. км
Наиболее протяженными являются воздушные линии электропередачи (ВЛ) класса напряжения 6-10 кВ, которые составляют 46,8% от длины всех линий. Стоит отметить, что половина ВЛ 6-10 кВ отработали свой ресурс.
Состояние 15% подстанций 6-10/0,4 кВ неудовлетворительно, более 40% воздушных и масляных выключателей отработали нормативные сроки, а 50% систем релейной защиты и автоматики (РЗиА) морально устарели.
Актуальность темы. В настоящее время расчет и обнаружение сложных несимметричных режимов линий электропередачи является актуальной задачей. Фидера 10 кВ имеют протяженность до нескольких десятков километров, поэтому правильно и своевременно обнаружить вид и место возникшей аварийной несимметрии в сети позволит сократить время ремонтной бригаде устранить неисправность.
Для расчета несимметричных режимов применяется в основном два метода: метод трех симметричных составляющих и метод фазных координат. Первый метод справедлив только для трехфазных симметричных сетей. В случае расчета несимметричного режима сети этим методом, составляются сложные схемы замещения. То есть, при расчете сложных несимметричных режимов и расчете не трехфазных сетей пользоваться этим методом затруднительно.
На современном этапе существуют мощные вычислительные машины с большой производительностью, которые дают возможность расчета несимметричных режимов в фазных координатах, используя полные матрицы параметров линии, нагрузок, трансформаторов, фильтров и других устройств. При этом, расчет токов и напряжений в узлах и ветвях линии производится в реальных величинах в каждой фазе сети. Этот метод позволяет рассчитывать сети произвольного числа фаз и видов несимметрии. Также важной задачей является разработка способов определения места и вида аварийных несимметричных режимов.
В высоковольтных электрических сетях напряжением 220 кВ и более для определения места повреждения (ОМП) используются современные методы и средства. В распределительных сетях средства ОМП используются недостаточно. Поэтому представляет интерес совершенствование методов расчета и обнаружения несимметричных аварийных режимов электрических сетей класса 10 кВ. В данной работе эта задача решалась с помощью разработки методики и программы расчета аварийных режимов (АР) в фазных координатах и разработки информационно-поисковой системы.
Целью диссертационной работы является разработка методики обнаружения вида и места несимметрии в фидере 10 кВ на основе современных методов вычисления и измерительных устройств.
Для достижения данной цели были поставлены и решены следующие задачи:
1. Разработать расчетную модель фидера 10 кВ в фазных координатах, включающую в себя модели всех устройств: трансформатор в начале фидера класса 35/10 кВ со схемой соединения обмоток "звезда–треугольник" (или трансформатор 110/10 кВ "звезда с нулем – треугольник"); трансформатор в конце фидера класса 10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток "звезда – звезда с нулем"; измерительный трансформатор 10/0,1 кВ; участки линии электропередачи; нагрузку на шинах 0,4 кВ; фильтры напряжения обратной (ФНОП) и нулевой (ФНОП) последовательности, блок несимметрии.
2. Получить аналитические модели трансформаторов, позволяющие при расчете матрицы передачи не использовать процедуру обращения комплексных матриц, а также получить модель объединенной трехпроводной (класса 10 кВ) и четырехпроводной (класса 0,38 кВ) сетей, позволяющей вести расчеты на основе эквивалентной матрицы передачи, что облегчает задачу расчета.
3. Разработать программу расчета несимметричных аварийных режимов фидеров 10 кВ с произвольным местом включения всех устройств вдоль фидера и определить влияние параметров этих устройств на аварийные несимметричные режимы с целью повышения точности расчета.
4. Разработать методику, позволяющую судить о виде и месте произошедшего аварийного режима на основе анализа фазных токов и напряжений в начале линии 10 кВ, а также напряжений на реагирующих органах ФНОП и ФННП при всех видах аварийных несимметричных режимов фидеров 10 кВ, а также при различных длинах линии и различных местах произошедшей несимметрии.
5. Разработать информационно-поисковую систему по определению вида и места несимметрии в фидере 10 кВ, основанную на использовании расчетной базы данных по параметрам аварийных режимов и сравнении их с измеренными аналогичными параметрами, а также оценить технико-экономическую эффективность разработанной системы.
6. Разработать лабораторно-исследовательский стенд по исследованию аварийных несимметричных режимов фидеров 0,38 – 10 кВ для проверки моделей элементов и режимов фидера в фазных координатах.
Объектом исследования является электрическая сеть напряжением 10 кВ с изолированной нейтралью и режимы ее работы.
Предмет исследования – модели, методы расчетов и средства определения места повреждения электрической сети 10 кВ по параметрам аварийных режимов.
Методы исследования. Для решения указанных задач использовались методы компьютерного моделирования электрической сети 10 кВ на основе метода фазных координат, математические методы с использованием матричной теории электрических сетей, экспериментальные исследования на лабораторно-исследовательском стенде.
Научная новизна работы.
1. Получена усовершенствованная модель фидера 10 кВ и разработана программа расчета на ЭВМ любых видов аварийных несимметричных режимов в фазных координатах на основе выведенных аналитических моделей трансформаторов и эквивалентных матриц передачи совместного моделирования трехпроводной сети 10 кВ, соединенной с четырехпроводной сетью 0,38 кВ.
2. Исследовано влияние на аварийные несимметричные режимы параметров элементов фидера 10 кВ, позволившее оценить степень этого влияния и необходимость их учета для повышения точности расчета. Обоснованы для применения два значения переходного сопротивления: при металлическом замыкании и замыкании через переходное сопротивление в месте повреждения.
3. Предложена методика определения вида и места возникших аварийных режимов, которая основана на анализе фазных токов и напряжений в начале линии 10 кВ, а также напряжений на реагирующих органах ФНОП и ФННП при всех видах режимов в различных местах линии и на выведенных соотношениях между исследованными параметрами.
4. Предложена модель информационно-поисковой системы по обнаружению с достаточной для практического применения точностью вида и места аварийного режима в фидере 10 кВ, основанная на сравнении рассчитанной по разработанной программе базы данных всех режимов фидера с соответствующими измеренными параметрами и передачей сообщения, что повышает эффективность поиска.
Практическая ценность.
Разработана модель информационно-поисковой системы, основанная на программе расчета и рассчитанной базе данных по параметрам АР, а также на использовании цифровых фиксирующих вольтметров и амперметров, что позволяет определять вид и возможный диапазон длин до произошедшей аварии.
Разработан лабораторно-исследовательский стенд, позволяющий проводить исследования различных несимметричных аварийных режимов фидеров 0,38–10 кВ.
Основные результаты диссертации, полученные автором при выполнении исследований, прошли проверку в филиале ОАО "МРСК Центра"–"Костромаэнерго", что подтверждено соответствующим актом внедрения. Результаты диссертации используются в учебном процессе кафедры информационных технологий в электроэнергетике Костромской ГСХА, что подтверждено справкой.
Основные положения, выносимые на защиту. На защиту выносятся:
1. Методика расчета аварийных несимметричных режимов фидеров 10 кВ в фазных координатах, отличающаяся использованием полученных аналитических выражений для матриц передачи трансформаторов и эквивалентных матриц передачи объединяющей сети 10 и 0,38 кВ.
2. Результаты исследования аварийных несимметричных режимов фидеров 10 кВ при различных параметрах элементов фидера с оценкой степени влияния переходного сопротивления в месте аварии, параметров трансформаторов, параметров линии, мощности и тангенса угла нагрузки, статических характеристик нагрузки.
3. Методика определения вида и места аварийных несимметричных режимов по соотношениям между токами и напряжениями в этих режимах с учетом возможной погрешности.
4. Методика определения вида и места аварийной несимметрии на основе информационно-поисковой системы с использованием базы данных этих режимов и показаний соответствующих приборов, позволяющая повысить эффективность и сократить время поиска повреждения в фидере 10 кВ.
Достоверность исследований обусловлена применением строгих математических преобразований с использованием матричной теории электрических сетей, а также проведенными экспериментами на лабораторной модели фидера 10–0,38 кВ, состоящей из трансформатора, двух участков линии, ФНОП, ФННП, нагрузки и блока несимметрии.
Апробация работы. Результаты исследований по теме диссертации доложены, обсуждены и получили положительную оценку на международных научно-практических конференциях ФГБОУ ВПО Костромской ГСХА в 2008, 2009, 2010, 2011, 2012 годах.
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 20 научных работ, в том числе 3 статьи в изданиях рекомендованных перечнем ВАК.
Структура и объем диссертации.
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и 3-х приложений. Ее содержание изложено на 160 страницах, иллюстрировано 41 рисунком, включает 20 таблиц, библиографический список из 92 наименований.
Методы и средства обнаружения аварийных несимметричных режимов в электрических сетях 10 кВ
Дистанционные методы ОМП используют различные подходы для расчета расстояния до места повреждения. Импульсные методы основаны на измерении интервалов времени распространения электромагнитных волн по участкам линии. Используется либо зондирующий импульс [33] (локационный метод), либо моменты прихода на подстанцию импульсов, возникающих в месте повреждения (односторонние или двухсторонние волновые методы). Применение волнового метода используется при определении места однофазного замыкания на землю и междуфазного короткого замыкания в ЛЭП, регистрируя импульсы, скачки фазного напряжения и тока, время импульсов [34] . Другой дистанционный метод (стоячих волн) предполагает измерение полного входного сопротивления поврежденной линии в широком диапазоне частот. Расстояние до места КЗ или обрыва зависит от расстояния между резонансными частотами (максимумами и минимумами входного сопротивления). Данные дистанционные методы относятся к высокочастотным. К низкочастотному дистанционному методу относится петлевой метод, основанный на измерении сопротивления постоянному току жил кабеля, отключенного из-за пробоя фазы на землю. Расчетным параметром емкостного метода является емкость жилы от места измерения до места обрыва.
Наиболее распространенным методом ОМП является дистанционный метод измерения по параметрам аварийного режима, основанный на измерении во время КЗ токов и напряжений (параметров) отдельных фаз и последовательностей.
Внедрение данного метода обусловлено совместным использованием параметров аварийного режима как устройствами релейной защиты и автоматики (РЗиА), так и средствами ОМП при мгновенном определении места повреждения без подключения специальных генераторов. Обслуживание фиксирующих приборов возложено на персонал служб РЗиА.
Метод ОМП по ПАР разделяется на метод одностороннего и двухстороннего замера параметров. С начала 50-х до середины 80-х годов развивались и внедрялись фиксирующие приборы двухстороннего замера в отечественной энергетике. В середине 80-х практически все линии 110 кВ и выше были оснащены данными аппаратами.
С конца 80-х годов стали применяться приборы для одностороннего замера, которые впоследствии заменили приборы двухстороннего замера. Теория одностороннего замера разработана в Ивановском энергоуниверситете в 70-80 годах и наиболее полно отражена в работах Е.А. Аржанникова [35]. В Рижском техническом университете были разработаны приборы одностороннего замера и определения мест повреждения линий электропередачи [36].
В начале 90-х годов в Чувашском университете под руководством Ю.Я. Лямца [37] определен общий подход к определению места повреждения при фиксации по три тока и по три напряжения с каждого конца линии во время аварийной несимметрии. Критерием определения места повреждения использовалась предпосылка, что переходное сопротивление в месте повреждения активно. В расчетах точка, в которой реактивная мощность обратится в нуль, соответствует месту КЗ. Однако затруднения возникают при фиксации и синхронизации шести комплексных величин с двух концов линии. Методы ОМП по ПАР непригодны при однофазных замыканиях в сети с изолированной нейтралью, где ток замыкания слишком мал.
Никитин К.И. [38] представил способ определения места однофазного замыкания в сетях 6-35 кВ, по которому устанавливается на каждую опору указатель, фиксирующий повреждение изоляции, и передатчик, соединенный с приемником диспетчерского пункта каналом связи.
Андрианова Л.П., Байбурин Э.Р. [39, 40] предложили метод определения места 033. В этом методе используются модели линий электропередачи в виде схем замещения, для которых рассчитываются параметры переходных процессов для перемещения проектируемой точки повреждения вдоль линии с шагом 10 метров и при различных переходных сопротивлениях с шагом 10 Ом. Данные расчетов собственных частот переходного процесса заносятся в базу данных и при реальном повреждении сравниваются с фактической собственной частотой переходного процесса, в результате чего повышается точность и время определения однофазного замыкания на землю. Этими авторами предложен способ измерения частот переходных процессов разряда емкости и подзаряда емкости поврежденной и неповрежденных фаз соответственно, а также напряжение нейтрали и амплитуды тока разряда поврежденной фазы для оперативного определения места повреждения электрической сети 6-35 кВ.
Определение места повреждения возможно при двухстороннем измерении, при протекании больших токов короткого замыкания (сети с глухозаземленной нейтралью). При значительных переходных сопротивлениях в районах вечной мерзлоты и скал при однофазных коротких замыканиях фиксирующие приборы и защита линии выходят за переделы точности. Однако метод двухстороннего замера параметров аварийного режима имеет ряд достоинств. Например: во время расчета необязательно знать вид повреждения, исключается влияние небольших переходных сопротивлений в месте повреждения, а также не учитываются параметры режима прямой последовательноети.
Определить место трехфазного КЗ, обрыва фазы или ОЗЗ в сетях 6-35 кВ методом двухстороннего замера невозможно [29].
Большим неудобством расчета аварийных режимов методами двухстороннего замера является передача данных с обоих концов линии диспетчеру. Системы двухстороннего замера с телепередачей данных сложны и не получили широкого распространения, а в сетях 6-35 кВ их использование экономически неэффективно.
Наибольшее распространение в сетях с глухозаземленной нейтралью получили методы обнаружения места однофазного КЗ по измеренным параметрам нулевой последовательности, однако не способные определить место между фазного короткого замыкания. Развитие этих методов характеризуется рядом причин:
Моделирование трансформатора "звезда - звезда с нулем"
Как видно из (2.9) при расчете матрицы передачи трансформатора необходимо находить обратную комплексную матрицу КЭ21-1. Блоки матрицы Y могут представлять собой особенные матрицы, для которых нельзя найти обратные матрицы [47]. Для этих случаев в [48, 49, 50] описаны подходы к использованию таких матриц с помощью "рабочей математики" [50] и применения нестандартного анализа и нестандартных моделей при моделировании электрических цепей [48, 49].
В этих случаях параметры элементов электрических цепей сопоставляют с бесконечно малыми или бесконечно большими числами. Это позволяет преодолеть затруднения при вычислениях и в частности освободиться от особенных матриц. Такие задачи называют "некорректными" и они искусственно сводятся к "корректным" [48, 49]. Значения введенных параметров должны обосновываться в зависимости от конкретной задачи.
В (2.9) входит обратная матрица ГЭ21-1. Исследования показывают, что матрица 7Э21-1 - особенная, то есть она не имеет обратной матрицы (так как сумма элементов во всех строках равна нулю)[47]. Чтобы избежать этого и найти Гз21_ , можно незначительно изменить ее диагональные элементы. Например, умножив их на число к, мало отличающееся от единицы, тогда сумма строки не будет равна нулю. В [48, 49] указывается такая возможность для специальных расчетов.
Определим матрицу передачи трансформатора со схемой соединения обмоток "звезда-треугольник" в аналитическом виде [51, 52]. После упрощений матрица Ст примет вид: g-ZM+2-g-k -g-{k-l) С х ZM-2-g-g-k ZM-2-g-g-k g-ZM+2-g-k -g-(k-l) -g-{k-l) ZM-2-g-g-k g-Zu+2-g-k Таким образом, с учетом (2.10) после введения коэффициента к получили обобщенные параметры матрицы передачи трансформатора "звезда - треугольник" в аналитическом виде. А г =
Коэффициент (к) был выбран при исследовании различных режимов данного трансформатора. Это диапазон значений, при которых все напряжения и токи практически совпадают с необходимыми. В [14] проведена проверка метода фазных координат расчетом трансформатора методом симметричных составляющих. Отклонение результатов составило менее 1%.
Приведенные выражения (2.11) позволяют определить матрицу передачи трансформатора "звезда - треугольник" аналитически и не требуют иметь возможность обращать матрицы. Проведенные реальные расчеты по (2.9) и по (2.11) полностью совпадают.
В работах [53, 54] получены параметры трансформаторов в общем виде и в частности для трансформатора «звезда - звезда с нулем». Такой трансформатор используют на подстанциях 10/0,4 кВ (рисунок 2.2). При совместной работе такого трансформатора с прилегающей сетью необходимо выполнение граничных условий (ток в нулевой точке на входе равен 14=0 и напряжение нулевой точки на выходе тоже равно П8=0).
В соответствии со схемой обмотки 1и 4, 2и5,3и6 расположены на одном стержне магнитопровода. Узлы схемы обозначены в кружках, а номера ветвей обозначены прямоугольниками с направлением тока в ветвях.
Согласно схеме на рисунке 2.2 составляется матрица инциденций и собственных и взаимных сопротивлений аналогично рассмотренной методики в пункте 2.1.
Из (2.14) видно, что для нахождения матрицы передачи трансформатора (Ят) необходимо обращать матрицу Y2l. Однако, матрица 721 является особенной и не имеет обратной матрицы. Найдем аналитические выражения для обобщенных параметров матрицы передачи трансформатора, как это сделано в пункте 2.1.2 и в [51, 55].
Влияние параметров линии в модели расчета несимметричных аварийных режимов фидеров 10 кВ
Таким образом, сначала необходимо задаться напряжениями на входе трансформатора 35/10 кВ Ux_3 и затем найти напряжение в конце всей схемы С/К1_3из(2.41). После этого можно найти токи на входе 1Х_3 и напряжение в нейтрале нагрузочного трансформатора Um (2.42). Все значения напряжений С/К1_3, Um и токов 1Х_Ъ отсчитываются от заданных известных напряжений в начале их_ъ. Зная напряжения в конце С/К1_3 и матрицы передачи, можно найти напряжения и токи во всех точках сети (рисунок 2.5). Таким образом, получены эквивалентные матрицы передачи трансформатора "звезда - звезда с нулем" и прилегающей сети до и после трансформатора, которые можно использовать при расчете несимметричных аварийных режимов фидера 10 кВ (совместно сетей 35-10-0,38 кВ).
Для расчета сложных видов несимметрии необходимо уметь рассчитывать параметры многофазных линий электропередач. В распределительных сетях средних и низких напряжений бывает необходимо моделировать не только трехпроводные линии, но и 4-х, 5-ти, 6-ти, 7-ми проводные линии. Как уже отмечалось в первой главе работы моделирование электрической сети в фазных координатах возможно с любой пофазно различной нагрузкой, любым видом и количеством несимметрий.
Параметры линий электропередачи рассматриваются в матричном виде по числу фаз или цепей линии, при этом различают погонные и параметры линии с учетом ее длины - обобщенные параметры линии.
Матрицы погонных и обобщенных параметров самой линии не зависят от режима и вычисляются на основе решения задач плоского электромагнитного поля в поперечном сечении линии. Если линия состоит из -проводников, то для нее матрицы погонных поперечных емкостей и продольных индуктивностей определяются из матриц коэффициентов электростатической и электромагнитной индукции проводников.
Если проводники в фазах электропередачи расположены по кругу, то пользуются матрицами погонных параметров линии порядка числа фаз, элементы которых определяются через эквивалентные радиусы расщепления фаз. Матрицы обобщенных параметров находятся из решения системы к-телеграфных уравнений.
Телеграфные уравнения для многопроводной обратимой линии, состоящей из / -проводников, имеют вид [57]: где [С/н], [In], [UK], [IK] - столбцевые матрицы комплексных амплитуд напряжений и токов в начале и конце линии длиной "L", км; [А] = [сІг(ГЬ)]; [B} = [Sh(rL)]-[w]; [с]=И" Ит]; [D] = [ск(Гт L)], - (2.44) где [г] - квадратная матрица коэффициентов распространения волн напряжений и токов в -проводниках линии;
Из (2.44) находятся комплексные квадратные матрицы обобщенных параметров 2 -полюсника линии в форме "Я". Волновые параметры [г] и [W] определяются через матрицы комплексных сопротивлений и проводимостей: [Г]2 =[Z]-[Y]; [Wf =[z]-[Y]-\ (2.45) где [z]=[i?]+y [x] - комплексная квадратная матрица погонных продольных сопротивлений k-проводников линии; [r] = [G]+7 [ ] комплексная квадратная матрица погонных поперечных проводимостей k-проводников линии. Уравнение вида (2.43) являются уравнениями 2Х-полюсника линии, где К - число рассматриваемых проводников линии (число всех составляющих, число фаз, число цепей). Из (2.43) - (2.45) видно, что для расчета необходимо знать четыре матрицы:
1). При расчете матрицы активных сопротивлений проводников линии [R] диагональные элементы матрицы выражаются формулой: где R0i - активное сопротивление провода данной марки, Ом/км; і - порядковый номер провода; R3 =zft2f.№ 4 - сопротивление земли, Ом/км, где / - частота тока в сети. Недиагональные элементы матрицы [в] равны только составляющей R3 (R.. = R3). Таким образом, например для 3-х проводной линии матрица активных сопротивлений [R] имеет вид:
2). При расчете матрицы погонных индуктивных сопротивлений фаз линии [х] учитывается ЭДС, которая наводится в каждом проводе магнитными полями всех фазных проводов. Это сопротивление зависит от влияние прямого и обратного токов в земле. Диагональные элементы матрицы [х] выражаются формулой
3). Элементы матрицы активных поперечных проводимостей проводников линии [G], учитывают потери на корону, при этом недиагональные элементы Gt = 0, т.е. матрица [G\ - диагональная.
Диагональные элементы Gti можно определить при помощи зависимости обобщенных характеристик потерь мощности на корону от отношения EJEQ, приведенных для расщепленных фаз. Однако в распределительных сетях (0,38; 6; 10; 35 кВ) потери на корону принимают равными нулю, то есть матрица активных поперечных проводимостей проводников линии нулевая.
Уравнениям (2.43) соответствует полная "П"-образная схема замещения линии. Для трехфазной линии она представлена на рисунке 2.6.
Обобщенные параметры матрицы передачи (2.44) упрощаются для коротких линий электропередачи длинной менее 150 км (к которым относятся распределительные сети 0,38; 6; 10; 35 кВ), потому что волновые процессы в линии при таких длинах не проявляются.
Экспериментальное исследование несимметричных режимов
Отклонение токов в нормальном режиме при изменении тангенса угла нагрузки с 0,1 до 0,9 составляет 6,21, 5,93 и 6,75 % для фаз А, В, С соответственно. Фильтры ФНОП и ФННП показывают в нормальном режиме малые значения напряжения, поэтому учитывать их отклонения нецелесообразно. Аналогичные отклонения фазных токов получились и в режиме однофазного замыкания на землю. При ОЗЗ фильтр ФННП срабатывает, но отклонение его значений при tg((p) от 0,1 до 0,9 составило всего 2,3%.
Режим междуфазного короткого замыкания и ДЗЗ характеризуется протеканием аварийных токов в поврежденных фазах, отклонение которых составило 2,9 и 3,6 %, а отклонение тока в неповрежденной фазе - 6,5%. Фильтр ФНОП показывает отклонение напряжения на 2,6% с 25,4 до 24,7 В. Отличие режима ДЗЗ от междуфазного короткого замыкания - в срабатывании фильтра ФННП. Отклонение напряжения на ФННП при ДЗЗ менее 2,6 %. При трехфазном коротком замыкании ни фазные напряжения, ни фазные токи практически не зависят от тангенса угла нагрузки.
Режимы обрыва фазного провода, обрыва с одновременным замыканием на землю характеризуются практически нулевым значением тока в поврежденной фазе. В неповрежденных фазах отклонения токов составили до 6,17 %. В данных режимах реагирует только фильтр нулевой последовательности, однако отклонения напряжений при увеличении реактивной составляющей нагрузки не более 0,9%.
Таким образом, необходимо учитывать не только полную мощность нагрузки, но и тангенс угла нагрузки.
На практике металлическое короткое замыкание между фазами линий и между фазами и землей встречается крайне редко.
Чаще всего замыкание происходит через переходное сопротивление. Оно зависит от сопротивления дуги и сопротивления между проводом и грунтом (например, сырой землей, асфальтом, щебнем, снегом, травой и т.д.); сопротивления электрических дуг, посторонних предметов, опор и их заземлений. В этом случае переходное сопротивление может составлять от 100 Ом до 10 кОм [77, 78].
Чтобы получить малое переходное сопротивление, необходимо иметь большую площадь соприкосновения. Так, сопротивление подстанции составляет 4 Ом. Чтобы получить его, необходим целый контур заземления.
Для железобетонных и металлических опор воздушных линий 3-35 кВ сопротивление заземляющих устройств согласно ПУЭ не должно превышать 30 Ом [79].
В [80] отмечается, что в сетях 6 - 10-35 кВ суммарное значение переходного сопротивления достигает 100-200 Ом, а в некоторых случаях регистрировались переходные сопротивления замыкания на землю величиной 5-7 кОм. Переходное сопротивление носит активный характер.
Следует учесть, что при междуфазном замыкании переходным сопротивлением является сопротивление дуги, которое имеет значительную величину [78]. При двойном замыкании на землю переходное сопротивление значительно увеличивается за счет сопротивления контура заземления опоры и переходных сопротивлений самого замыкания.
Представляет интерес исследование влияния переходного сопротивления на несимметричные режимы фидеров 10 кВ.
Для расчетов был выбран фидер длиной 10-20 км. Расчеты велись при возникновении аварийной несимметрии в начале, середине и конце линии [81-82] на основе модели фидера [71], представленного на рисунке 3.1.
Были выбраны "головной" трансформатор (звезда - треугольник мощностью 4 МВА) и "нагрузочный" трансформатор (звезда - звезда с нулем мощностью 2,5 МВА). Нагрузка была принята 2250 кВА с тангенсом угла нагрузки равном 0,3. Для анализа были рассчитаны следующие режимы: нормальный режим, замыкание на землю фазы А, междуфазное короткое замыкание А-В, трехфазное междуфазное короткое замыкание А-В-С, обрыв фазы А, обрыв фазы А перед замыканием фазы А на землю, обрыв фазы А после замыкания фазы А на землю, одновременное двухфазное замыкание на землю фаз А и В.
Примеры расчетов по влиянию величины переходного сопротивления на параметры фидера 10 кВ длинной 20 км при различных видах повреждения ЛЭП представлены в таблице А. 1.
Из таблицы 3.4 следует, что при замыкании на землю по фазам протекают токи нагрузки и емкостные токи замыкания на землю. Рассматриваемый фидер 10 кВ получает питание от головного трансформатора 35/10 со схемой соединения обмоток "звезда - треугольник", таким образом, ток замыкания на землю мал и практически не влияет на нагрузочные токи, соответственно величина переходного сопротивления не оказывает никакого влияния на систему линейных токов (рисунок 3.9).
Известно, что векторная диаграмма фазных напряжений при однофазном замыкании на землю изменяется: фазное напряжение поврежденной фазы стремится к потенциалу земли, а неповрежденных фаз увеличивается в л/з раз. При удалении места повреждения от начала фидера фазное напряжение поврежденной фазы несколько увеличится в начале фидера из-за наведенного напряжения другими неповрежденными фазами.
