ВЛ 110–220 кВ. ДИАГНОСТИКА ОБРЫВА ФАЗЫ ПОД РАБОЧИМ НАПРЯЖЕНИЕМ

Известные способы одностороннего определения мест повреждения ВЛ 110– 220 кВ по параметрам аварийного режима предназначены для определения вида короткого замыкания (КЗ) по соотношению симметричных (аварийных) составляющих тока КЗ и на этой основе для дистанционного определения мест повреждения воздушных линий электропередачи при КЗ на них. Разработанные алгоритмы для технической реализации этих способов не подходят для выявления обрыва линий электропередачи.
Опираясь на опыт работы «Магаданэнерго», Виктор Дмитриевич Ластовкин предлагает выявлять обрыв фазы (неполнофазный режим) с помощью приборного мониторинга токов ВЛ.

Виктор Ластовкин, начальник службы РЗА ОАО «Магаданэнерго», г. Магадан

Рассматриваемый способ диагностики предназначен для выявления мест повреждения ВЛ при обрывах и основан на использовании параметров режима ненагруженной линии, холостого хода (ХХ), а именно емкостных токов линии путем их измерения в переходном процессе либо в послеаварийном режиме.
Данный способ может быть легко реализован с помощью современных приборов определения места повреждения (ОМП) на микропроцессорной базе при достаточной точности измерения емкостных токов, диапазон которых для ВЛ 110–220 кВ может находиться в пределах от единиц до нескольких десятков ампер в значениях первичного тока. Режим ХХ воздушной линии может быть легко выявлен по фазовым соотношениям между емкостным током линии и напряжением на шинах питающей подстанции: угол между током и фазным напряжением с учетом потерь в линии при протекании емкостных токов близок к –90 эл. град.
В послеаварийном режиме на включенной под напряжение ненагруженной линии (ХХ) может выполняться замер токов и напряжений с переходом к оценочному алгоритму «обрыв фазы» при выполнении соотношений, в том числе и фазовых, характерных для холостой линии с обрывом фазы. Отдельно следует рассматривать обрыв фазы в коммутационных аппаратах на присоединениях линии к шинам подстанции.

КЛАССИФИКАЦИЯ ОБРЫВОВ ФАЗЫ

Способ выявления обрыва фазы ВЛ с помощью емкостных токов по своей физической природе может быть применим только к обрывам фазы трехфазных линий электропередачи 110–220 кВ без замыканий провода фазы на землю со стороны измерения емкостных токов. Далее в тексте выражение «обрыв провода фазы» может заменяться на «обрыв провода» или «обрыв фазы», тем более что для расширения области применения способа диагностики следует рассматривать обрывы фазы в коммутационных аппаратах ВЛ.
Для понимания области применения данного способа диагностики необходимо классифицировать обрывы фазы линий электропередачи, определить ограничения в применении способа для каждого случая обрыва.

Случай 1. Обрыв фазы в шлейфе (петле) на анкерной опоре. Способ применим без ограничений.

Случай 2. Обрыв провода у гирлянды изоляторов, как правило, на анкерной опоре в натяжном зажиме с односторонним замыканием на землю. В данном случае ограничения накладываются самой возможностью измерения емкостных токов, и в большинстве случаев замер можно выполнить только с одной стороны, на которой нет контакта провода с землей, точнее сказать, не фиксируется замыкание на землю. Исключение из этого правила – случай 3.

Случай 3. Обрыв провода в пролете с падением концов (частей) провода на землю и замыканием на землю с двух сторон. В условиях зимы в северо-восточном регионе России при большой толщине и плотности снежного покрова возможны обрывы провода в пролете без замыкания, т.к. чистый снег может быть хорошим диэлектриком. В этом случае, равно как и в других, для подтверждения факта обрыва без замыкания на землю замер должен содержать значение (модуль) и фазу (аргумент) тока.

Случай 4. Обрыв фазы в коммутационном аппарате вследствие нарушения контакта при различных дефектах контактной системы выключателей и разъединителей. При этом возможны два варианта при установленных признаках неполнофазного нагрузочного режима на линии с двусторонним питанием:

• обрыв со стороны, на которой выполняются измерения (в ближнем выключателе), характеризуется нулевым значением тока в поврежденной фазе;
• обрыв с противоположного конца линии (в дальнем выключателе) характеризуется равенством значений емкостного тока во всех трех фазах линии.

ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПОВРЕЖДЕНИЯ КАК ОБРЫВА

Прежде чем приступить к измерениям емкостных токов фаз А, В и С линии, необходимо идентифицировать повреждение как обрыв. Здесь возможны два подхода для выявления обрывов: инструментальный (приборный), о котором уже было сказано ранее, и аналитический – на основе поведения релейной защиты.
До появления микропроцессорных приборов ОМП типа ИМФ-3Р [2] или МИР-Р использовался аналитический подход, который позволял по известным признакам срабатывания защиты определить возникновение неполнофазного нагрузочного режима ВЛ в процессе ее повреждения в случаях 1, 4 и 2 с наложением КЗ или в послеаварийном режиме при опробовании ВЛ.

Диагностика по признакам срабатывания релейной защиты

Обрывы фазы – не такой частый вид повреждения в электрических сетях, как КЗ, поэтому идеология их обнаружения слабо разработана. Практика выявления неполнофазных режимов при помощи релейной защиты дает несколько признаков их появления и существования.

Признак 1 основывается на поведении релейной защиты ВЛ 110–220 кВ с двусторонним питанием. Известно, что неполнофазный нагрузочный режим линии электропередачи 110 кВ и выше характеризуется протеканием токов нулевой последовательности в земле, которая в режиме работы двумя фазами является обратным проводом линии электропередачи. В этом режиме на ток в земле (3I0), равный геометрической сумме токов нагрузки двух фаз линии, реагируют защиты от замыкания на землю (ТЗНП), в том числе и направленные. Фильтровые токовые направленные защиты реагируют на продольную несимметрию (обрывы) в ВЛ точно так же, как и на поперечную (замыкания на землю), если место несимметрии находится в зоне срабатывания защиты. При обрыве фазы граница зоны срабатывания ступенчатой токовой направленной защиты нулевой последовательности данной ВЛ определяется [3] местом установки трансформаторов напряжения, к которым подключаются защиты линии. При установке трансформаторов напряжения на шинах подстанции в зону срабатывания попадают обрывы фазы в коммутационной аппаратуре (выключателях и разъединителях) и, конечно, обрывы провода линии.
В общем случае защиты, установленные по концам линии, могут иметь различную чувствительность и различные выдержки времени, поэтому в неполнофазном нагрузочном режиме работы линии, как правило, срабатывает защита только с одной стороны ВЛ. После отключения ВЛ с обрывом фазы с одной стороны исчезают условия для протекания токов нагрузки (токов нулевой последовательности) и, следовательно, условия для срабатывания защиты с другой стороны.
При замыканиях на землю (КЗ), как правило, защиты работают с двух сторон линии. Только в редких случаях, например, при каскадном отключении подпитки места КЗ, вначале со стороны более мощной части системы возможны самопроизвольные гашения дуги за счет скачкообразного уменьшения тока в канале дуги, интенсивного охлаждения плазмы дуги, растягивающих электро- и термодинамических усилий и других влияющих факторов в месте КЗ.

Признак 2 помогает выявить неполнофазный нагрузочный режим после отключения поврежденной радиальной ВЛ. Если после включения под напряжение линия отключается релейной защитой не сразу, а после набора определенной нагрузки, это тоже может быть признаком обрыва фазы.
Неполнофазный нагрузочный режим при обрыве фазы в нормальной схеме радиальной линии возможен только при условии заземления нейтрали трансформатора (-ов) на приемной ПС, т.к. путь (обратный провод) для прохождения токов нулевой последовательности в случае обрыва фазы образуется только через заземленные нейтрали обмоток ВН трансформаторов. Для выявления обрыва на радиальной линии при ее опробовании в послеаварийном режиме необходимо либо включить заземлитель (ЗОН) в цепи нейтрали трансформаторов приемной ПС, либо изначально устанавливать на линии специальную защиту от обрыва фазы (ЗОФ), реагирующую на токи обратной последовательности.

Диагностика с помощью приборов ОМП

Отечественные приборы для одностороннего ОМП и фиксации аварийных параметров успешно используются в магаданской энергосистеме для выявления обрыва фазы при их срабатывании на поврежденных ВЛ 110–220 кВ по известным фазовым соотношениям между током и напряжением в поврежденной фазе. При обрыве в поврежденной фазе будет измеряться (фиксироваться) емкостный ток с углом сдвига фазы относительно напряжения поврежденной фазы, близким к –90 эл. град. при отсчете углов от вектора тока к вектору напряжения. И в общем случае, если сравнивать модули токов, значение емкостного тока в поврежденной фазе I_с,п будет меньше значения емкостного тока в неповрежденной фазе I_с,нп на ненагруженной линии, включенной под напряжение в цикле успешного АПВ или РПВ:

При замыканиях на землю с малыми токами (токами утечки), соизмеримыми с емкостными токами, углы сдвига фаз между токами и напряжениями близки к 0 эл. град. при одностороннем включении ВЛ под напряжение. По этому признаку при фиксации аварийных режимов можно легко отличать обрывы от замыканий на землю через большие переходные сопротивления R_п, например, при замыкании фазы на землю через конструкции деревянной опоры, дерево и другие посторонние предметы, попавшие под ВЛ, а также в случаях обрыва гирлянды изоляторов и т.д.
Таким образом, при выполнении условий пуска прибора ОМП, на основе векторной диаграммы аварийного режима можно определить обрыв фазы. При обрыве фазы условия срабатывания приборов могут выполняться только в том случае, если неполнофазный режим сопровождается КЗ или протеканием больших токов нагрузки. От емкостных токов МП приборы, скорее всего, запуститься не смогут. Действительно, емкость нулевой последовательности трехфазной линии электропередачи можно приближенно принять:
С₀ = (0,6 – 0,7)С₁ – нижний предел для ВЛ 110 кВ и верхний предел для ВЛ 220 кВ [1].
Такие же соотношения будут выполняться между I_с на участке обрыва и 3I0 холостой линии, включенной под напряжение.
Самая чувствительная уставка пуска по I₀ = 0,25 А, и если принять К_тт = 300/5, то утроенная составляющая 3I₀ емкостного тока линии должна быть 3I₀ > 3 · 0,25 · 60 = 45 А, чтобы прибор запустился. К примеру, это должна быть ВЛ 110 кВ длиной не менее 450 км и с обрывом фазы в начале линии (I_с,уд = 0,17 А/ км), что совсем нереально.
Следовательно, приборы данного типа можно использовать для определения обрыва фазы путем измерения емкостных токов после аварийного отключения только в режиме мониторинга или тестера. Кроме того, чтобы диагностировать места обрыва фазы путем сравнения, надо измерять емкостные токи неповрежденных фаз, а это можно сделать только при одностороннем включении ненагруженной ВЛ в послеаварийном режиме, или использовать расчетные значения емкостных токов. Емкостный ток линий можно рассчитывать по формуле:

где C₁ – емкость прямой последовательности ВЛ [1], (Ф/км)10^–9.
Расчетные значения удельных емкостных токов ВЛ 110 – 220 кВ приведены в табл.1 при U_ф,раб = U_ном / √3.
Далее, чтобы выявить обрыв фазы, надо разработать и установить в устройстве соответствующее программное обеспечение.
Микропроцессорные регистраторы для выявления обрыва можно использовать:

• при выявлении обрыва с помощью прибора по известным признакам в аварийном режиме;
• при включении ненагруженной ВЛ под напряжение со стороны обрыва без замыкания на землю для измерения емкостных токов (фиксации параметров ХХ) ВЛ в послеаварийном режиме;
• при условии создания программного обеспечения по диагностике обрыва.

Таблица 1 Расчетные значения удельных емкостных токов ВЛ 110–220 кВ

Номинальное напряжение линии, кВ	110	154	220
Емкостный ток*, А/км	0,17	0,24	0,34

МОНИТОРИНГ ОБРЫВА ФАЗЫ (ПРОДОЛЬНОЙ НЕСИММЕТРИИ) ПО ТОКАМ НАГРУЗКИ

Оперативный персонал энергообъекта с помощью микропроцессорных приборов в нормальном режиме может осуществлять пофазный мониторинг токов нагрузки линий электропередачи 110–220 кВ по текущим значениям тока, индицируемым на экране (дисплее) прибора. Выявление обрыва в рабочем режиме на ВЛ 110–220 кВ возможно только в случае незначительных нагрузок линии. При возрастании нагрузки линии при работе двумя фазами в неполнофазном нагрузочном режиме срабатывает релейная защита – токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю, и обрыв фазы можно будет определить по признакам срабатывания РЗА, по данным срабатывания регистраторов или путем пофазного измерения емкостных токов при одностороннем включении ВЛ 110–220 кВ под рабочее напряжение, на ХХ в послеаварийном режиме (пример 1).

Пример 1. При включении после ремонта ВЛ в районе ПС «Первомайский» от 4 ступени ТЗНП отключился выключатель В110 ВЛ «Берелех-АрГРЭС» (со стороны Аркагалинской ГРЭС линия не отключалась). При повторном включении линия спустя некоторое время отключилась той же защитой. За время от повторного включения до повторного отключения В110 ВЛ «Берелех-АрГРЭС» и после отключения на АрГРЭС персонал ЭТЛ выполнил ряд измерений (во всех случаях показаны значения вторичных токов):

• измерение емкостных токов (емкостный ток частично компенсирован током намагничивания трансформатора ПС «Первомайский») (рис. 1);



• измерение токов нагрузки в полнофазном и неполнофазном режимах (рис. 2);

Таблица 2 Результаты мониторинга

При осмотре оборудования на присоединении ВЛ к СШ 110 обнаружен шум в баке ВМ 110 (фаза С). Обследование показало, что бак горячий, масло в масломерном стекле темное. Выявлено разрушение контактной системы ВМ 110 (фаза С), шум обусловлен неустойчивым горением дуги между контактами выключателя и движением газомасляной смеси в дугогасительной камере (ДГК). Погасание дуги в ДГК приводило к обрыву тока.
Вследствие дефекта контактной системы (слабый вжим и т.д.) или недовключения ВМ 110 (фаза С) происходили пробои межконтактного промежутка с зажиганием дуги; процесс горения дуги был неустойчивым. Когда пауза погасания дуги (время обрыва тока) в ВМ 110 (фаза С) превышала выдержку времени 4 ступени ТЗНП (30 А; 1,5 с), защита срабатывала на отключение выключателя. Налицо все признаки обрыва фазы (неполнофазного режима): односторонняя работа защиты, пропадание тока в фазе С и нестабильность показаний мегаваттметра (измерение мощности 2-элементным мегаваттметром, включенным по схеме Арона, при обрыве тока одной фазы А или С приводит к уменьшению показаний прибора в 2 раза при перетоке реактивной мощности по линии Q = 0). Измерение емкостных токов со стороны АрГРЭС при установленных признаках неполнофазного режима позволило предположить, что место обрыва находится в дальнем выключателе ВЛ 110. Неисправность вторичных цепей (цепей тока) исключалась, так как, во-первых, защита направленная с разрешающим РМ; во-вторых, защита работала на одной стороне, а измерения выполнялись на другой стороне ВЛ.

Более эффективно ИМФ-3Р и др. можно использовать для диагностики состояния контактных систем коммутационной аппаратуры [4] при переключениях в распределительных устройствах 110–220 кВ. Подобная возможность появляется в схемах распредустройств (РУ) с обходным выключателем (ОВ) или с секционным выключателем (СВ) и ремонтной перемычкой. В распредустройствах с такой схемой при оперативных переключениях возможно создание параллельных цепочек, на одну из которых или на обе включены приборы ИМФ-3Р или технические средства мониторинга рабочего режима.
Если при параллельном включении цепочек с выключателями (разъединителями), в которых осуществляется пофазный мониторинг токов, происходит несимметричное по фазам распределение токов в пределах 30–50%, это может говорить о серьезных дефектах контактной системы (увеличение R_п) какого-либо коммутационного аппарата или о нарушении электрического контакта в различного рода соединителях ошиновки или аппаратных зажимах на присоединении ошиновки к оборудованию в результате их некачественной опрессовки или ослабления болтовых соединений. Очевидно, что дефектной фазе будет соответствовать наименьшее значение тока (пример 2). В пределе возможны обрывы тока в одной из фаз при взаимном шунтировании параллельных цепочек.

Пример 2. Исследуется состояние контактов в цепи секционного выключателя (СВ) 220 кВ и ремонтной перемычки на ПС 220 «Оротукан» (2009 г.) (в цепи СВ установлен ИМФ-3Р). Результаты мониторинга по токам нагрузки (табл. 2) позволяют предположить дефект контактной системы (контактного соединения) в фазе А цепочки СВ 220.
Обследование на месте показало, что нарушен контакт в зажиме ошиновки фазы А на секционном выключателе (СВ).

Таблица 2 Результаты мониторинга

Режим выключателя	Ток нагрузки, А
До шунтирования СВ 220	34	34	36
При шунтировании СВ 220 ремонтной перемычкой	6	9	11

Обо всех случаях выявленной несимметрии дежурный персонал докладывает оперативному руководителю вышестоящего уровня диспетчерского управления, который ставит в известность техническое руководство и соответствующие технические службы. Далее по решению технического руководства энергообъекта производится дополнительное диагностирование, например тепловизионное, и по его результатам принимается решение о выводе оборудования из работы или о продолжении его эксплуатации до вывода в плановый ремонт.

ЛИТЕРАТУРА

1. Руководящие указания по релейной защите. Вып.11. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110–750 кВ. М.: Энергия, 1979.
2. Индикатор микропроцессорный фиксирующий ИМФ-3Р. Руководство по эксплуатации, паспорт. М.: ЗАО «Радиус- Автоматика, 2002.
3. Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей. М.: Энергоатомиздат, 1984.
4. Ластовкин В.Д. Контактные системы выключателей 110– 220 кВ. Диагностика неисправностей с помощью РЗА // Новости ЭлектроТехники. 2008. № 1(49). С. 38–41.