 |
ДИАГНОСТИКА ВЛ 110–220 кВ
ПОД РАБОЧИМ НАПРЯЖЕНИЕМ.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ОБРЫВА ФАЗЫ
Виктор Ластовкин,
начальник службы РЗА
ОАО «Магаданэнерго»,
г. Магадан
Решение общей задачи определения расстояния до места обрыва фазы с позиций диагностики ВЛ 110–220 кВ выполняется в два приема. В прошлом номере
журнала Виктор Дмитриевич Ластовкин показал, как решается частная задача
распознавания обрыва фазы на ВЛ по признакам срабатывания релейной защиты, фиксации емкостного тока в переходном процессе в поврежденной фазе (или
его относительного уменьшения по результатам измерения в послеаварийном
режиме), а также по признакам несимметрии токов нагрузки в общем и частном
случаях их наблюдения.
Сегодня автор рассматривает методы и средства выполнения следующей задачи –
определения места обрыва фазы (ОМОФ). Он приводит краткое описание метода импульсной локации и подробное описание разработанного в «Магаданэнерго» метода
ОМОФ на основе измерения емкостного тока линии электропередачи, а также дает
примеры его практического применения.
СУЩЕСТВУЮЩАЯ ПРАКТИКА
Из известных дистанционных методов определения места повреждения (ОМП) [1] локационный метод является единственным, на основе которого однозначно (по полярности отраженного импульса, так как она не изменяется) выявляются обрывы
проводов и определяется расстояние до места обрыва.
Принцип локации основан на измерении интервала времени
между посылкой зондирующего импульса и приходом отраженного импульса от места неоднородности (места замыкания,
обрыва и т.д.):
t = 2l / c , (1)
где c – скорость распространения ВЧ-импульса по проводам
ВЛ, близкая к скорости света.
Из (1) определяется расстояние до места повреждения (обрыва) линии электропередачи:
l = 0,5 · t · c . (2)
Приборы, с помощью которых осуществляется зондирование поврежденной ВЛ, называются импульсными измерителями неоднородностей линий электропередачи (далее – импульсный измеритель).
Для диагностики обрывов и определения расстояния до
места обрыва фазы линий электропередачи используются
импульсные измерители серий Р-5, ИКЛ и др. Приборы
имеют сложное устройство и по требованиям электробезопасности должны подключаться к линии, с которой снято
напряжение и которая должна быть предварительно заземлена со всех концов. Импульсный измеритель должен подключаться к линии через защитное устройство для защиты
оператора, выполняющего измерения на разземленной ВЛ,
от наведенного напряжения при наличии участков сближения ВЛ с другими ВЛ или параллельных линий (цепей)
с взаимоиндукцией.
Кроме того, для подключения прибора к проводам ВЛ необходимо иметь на энергообъекте стационарную проводку. К
тому же неповрежденная линия изначально может иметь места
неоднородности (пункты транспозиции, ответвления и т.д.),
поэтому для каждой ВЛ должны заранее сниматься импульсные
характеристики.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ОБРЫВА ФАЗЫ
НА ОСНОВЕ ИЗМЕРЕНИЯ ЕМКОСТНЫХ ТОКОВ
Решение задачи диагностики – определения расстояния до
места обрыва фазы линии электропередачи на основе измерения емкостных токов состоит из нескольких этапов:
I этап – выявление признаков (распознавание) обрыва фазы,
приведшего к отключению линии.
II этап – включение ненагруженной (холостой) ВЛ под напряжение.
III этап – пофазное измерение емкостных токов и передача
данных.
IV этап – расчет расстояния до места обрыва, выдача результата и проведение консультаций.
При аварийном отключении ВЛ 110–220 кВ и установленных
признаках обрыва фазы (провода) ВЛ, по команде дежурного
диспетчера (начальника службы РЗА по согласованию с диспетчерской службой) выполняются измерения емкостных токов на
включенной для этого под напряжение с одного конца ВЛ.
Признаками обрыва на ВЛ 110–220 кВ могут быть:
- односторонняя работа защиты;
- отключение ВЛ в цикле АПВ или ручного опробования (РПВ) не сразу, а только после набора нагрузки, отключенной защитой минимального напряжения или технологическими защитами в бестоковую паузу АПВ, РПВ;
- работа самых чувствительных ступеней ТЗНП (неосновной признак).
Односторонняя работа защиты на линиях с двухсторонним
питанием при обрыве фазы может быть обусловлена различной чувствительностью и различными выдержками времени
ступенчатых защит от замыкания на землю, установленных
по концам ВЛ.
Кроме того, при работе линии двумя фазами и в связи
с тем, что доаварийная и особенно послеаварийная нагрузка
линии может быть небольшой, на ток в земле (3I0), равный,
например при обрыве фазы А, геометрической сумме токов
неповрежденных фаз В и С 3I0 = IВ,н + I С,н, реагируют обычно
самые чувствительные (III и IV) ступени ТЗНП. Далее в цикле
АПВ или ручного повторного включения линия может отключиться не сразу, а после того как по мере набора нагрузки
путем включения всё новых и новых потребителей выполнится
условие срабатывания для органа тока защиты от замыкания
на землю:
I0с,зIII(IV)  . 3I0 = |I В,н + IС,н |.
После установления признаков обрыва (I этап) необходимо
выполнить измерения емкостных токов. Измерения выполняют
специалисты (электромонтеры) служб РЗА электросетевых
предприятий (электростанций) на энергообъектах по принадлежности.
Для выполнения измерений ненагруженная (холостая) линия должна быть включена под напряжение с одной из сторон
(II этап) – это относится к линиям с двухсторонним питанием.
Обязательным условием является опробование линии рабочим
напряжением поочередно с двух сторон, т.к. обрывы, как уже
было сказано в их классификации, могут сопровождаться
замыканием на землю с одной из сторон. Включение линии
со стороны обрыва с замыканием на землю сопровождается работой релейной защиты. Линии с односторонним питанием
включаются под напряжение со стороны питающей подстанции. После постановки ненагруженной линии под напряжение,
на холостой ход, производятся измерения (III этап).
Для измерения емкостных токов лучше всего использовать такие приборы (вольтамперфазометры типа РЕТОМЕТР,
«Парма-ВАФ» или ВАФ-85), в комплект которых входят токоизмерительные клещи. В этом случае измерения выполняются
на проводах (жилах кабеля), которые охватываются клещами.
Сами провода (жилы) проходят через окно магнитопровода
измерительных клещей, что дает возможность выполнять измерения без разрыва цепей тока.
Можно использовать также высокоточные (класс точности
0,5 и выше) миллиамперметры или мультиметры с малым внутренним сопротивлением, включаемые в рассечку цепей тока
при помощи специальных токовых клемм с размыкателями,
установленных на рейках зажимов панелей. Емкостные токи
измеряются во всех трех фазах А, В, С и нулевом проводе N(0)
цепей тока.
Для дополнительной проверки на достоверность измеренный вторичный ток приводится к первичному через коэффициент трансформации трансформатора тока Ктт:
 где Iс,уд – удельный емкостный ток линии, определяемый по
данным табл. 1.
Для достоверности желательно выполнять измерения во
вторичных цепях тока нескольких комплектов трансформаторов тока поврежденной ВЛ, например, в цепях тока основной
и резервной защит, измерительного комплекса ВЛ.
После выполнения измерений проводится сравнительный анализ результатов измерения по критерию: чем выше
степень совпадения измеряемых величин во вторичных обмотках различных комплектов ТТ, тем выше достоверность
измерения.
Также рекомендуется дополнительная проверка измеренных
токов Iс,изм на достоверность путем сравнения с расчетными
значениями емкостных токов по (3) для данной ВЛ (см. выше).
Расчетные значения емкостных токов можно определить по
зарядной мощности ВЛ 110–220 кВ (табл. 1), данные о которой
приводятся в [2]. Можно использовать также нормативнотехнические документы [3] по расчетам токов КЗ для релейной
защиты, в которых приведены значения емкости прямой последовательности С1 для ВЛ 110–220 кВ, и на их основе определять
емкостные токи линии по формуле:
 После всех проверок на достоверность выполняется расчет
расстояния до места обрыва (IV этап) с учетом прямопропорци-
ональной зависимости С1л линии и, следовательно, емкостного
тока линии от длины провода. При обрыве фазы емкостный
ток поврежденной фазы, в общем случае, меньше емкостного
тока неповрежденной фазы Iс,п  Iс,нп.
На заключительном этапе по измеренным вторичным
(первичным) токам вычисляется расстояние до места обрыва
со стороны включения линии электропередачи. Вычисления
сводятся к простой формуле, в которой коэффициент относительного уменьшения емкостного тока в поврежденной фазе,
измеряемый отношением тока в поврежденной фазе к току в
неповрежденной фазе (к среднеарифметическому значению
токов неповрежденных фаз), умножается на длину линии:
 где Lобрыва – расстояние до места обрыва;
Iс,п – измеренный емкостный ток поврежденной фазы;
Iс,нп – измеренный емкостный ток неповрежденной фазы.
В граничных случаях обрыва фазы в начале и конце линии
коэффициент относительного изменения (уменьшения) тока в
поврежденной фазе равен 0 и 1 соответственно.
Результат расчета передается в службу линий, которая
организует обход ВЛ и отыскание места повреждения с обрывом фазы.
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СПОСОБОВ ОМОФ
К недостаткам практической реализации локационного
метода при помощи измерителей неоднородности на высоковольтных линиях электропередачи можно отнести:
1. Необходимость подготовки ВЛ к измерению (отключение,
заземление со всех концов, подключение прибора, разземление), которая может занимать достаточно много времени
(несколько часов).
2. Необходимость применения дорогостоящих технических
средств (импульсных измерителей) и выполнения диагностики повреждений на основе предварительно снятых
импульсных характеристик линии.
3. Привлечение к измерениям специально обученного квалифицированного и опытного персонала.
4. Необходимость использования защитных устройств, соблюдения правил и особых мер электробезопасности, поскольку
измерения относятся к работам, выполняемым под высоким
напряжением.
5. Необходимость прокладки стационарной (временной)
проводки между импульсным измерителем и защитным
устройством, а также переносной проводки для подключения импульсного измерителя к проводам ВЛ в распредустройстве одного класса напряжения.
Сам процесс пофазного измерения с учетом выполнения
требований пп. 1, 4, 5 из [4], операций многократного заземления, разземления ВЛ и проводки импульсного измерителя,
присоединения проводов от защитного устройства к проводам
линии при помощи изолирующей штанги и т.д. может занимать достаточно много времени.
При этом результат измерения может быть нулевым при наличии источников помех на параллельных магнитосвязанных
линиях (цепях), т.к. отношение сигнал/помеха при интенсивной
помехе (высоком уровне шумов), например, коронировании
проводов ЛЭП, и вследствие того, что мощность зондирующего
импульса недостаточна, может быть небольшим. Тогда отраженный импульс не будет виден на фоне шумов. Последнее
утверждение говорит о сложности выполнения измерений с
помощью импульсного измерителя в реальных условиях эксплуатации.
Предлагаемый метод прост, надежен и безопасен и не требует применения специальных приборов, тем более сложной
дорогостоящей импульсной техники. По сравнению с локационным методом способ определения расстояния до места
обрыва фазы с помощью измерения емкостных токов имеет
целый ряд существенных преимуществ.
Во-первых, не требуется специальная подготовка линии. Процедура измерения, в данном случае емкостных токов во вторичных цепях, может быть выполнена сразу же после аварийного
отключения ВЛ при соблюдении предписанных процедур.
Во-вторых, измерения выполняются во вторичных цепях
тока с использованием токовых клещей, т.е. без разрыва цепи
тока. Следовательно, условия проведения измерений не требуют соблюдения особых мер безопасности.
В-третьих, эти измерения может выполнить любой специалист (монтер) службы РЗА.
В-четвертых, проверка достоверности по ожидаемым значениям емкостных токов и расчеты занимают незначительное время,
исчисляемое минутами. По оперативности получения результатов данный способ значительно превосходит метод локации.
ПРАКТИЧЕСКИЕ СЛУЧАИ ПРИМЕНЕНИЯ СПОСОБА
1995 г. Аварийное отключение ВЛ 220 кВ
«Колымская ГЭС – Усть-Омчуг 1»
Линия (1 цепь 2-цепной ВЛ 220 кВ длиной 157 км) отключилась действием 2 ступени ТЗНП со стороны ПС 220 кВ «Усть-
Омчуг». Рассматривались две версии: версия № 1 – ложная
работа защиты, версия № 2 (рабочая) – обрыв фазы и срабатывание защиты от токов нагрузки в неполнофазном режиме работы линии. Доаварийное значение тока нагрузки было около
120 А > III0 c,з = 100 А.
Для подтверждения факта обрыва фазы на ВЛ 220 кВ
«КГЭС – Усть-Омчуг 1», которая оставалась под напряжением
со стороны КГЭС, были измерены пофазно емкостные токи:
Iс,А = 16,5 А; Iс,В = 57 А; Iс,С = 57 А.
Именно тогда логическая посылка о пропорциональной
зависимости емкостного тока фазы от длины провода фазы
и привела к идее вычислять расстояние до места обрыва по
соотношению:
 Расстояние до места обрыва, вычисленное по формуле (6),
равно Lобрыва = 45,8 км.
Действительное (фактическое) расстояние совпало с расчетным. Обрыв произошел в шлейфе (петле) анкерной опоры в
результате термического разрушения одного из концов провода
петли в соединительном зажиме из-за некачественной опрессовки и, следовательно, плохого контакта. Вследствие этого
дефекта из-за повышенного нагрева и действия интенсивных
ветровых нагрузок произошел в конечном счете обрыв шлейфа
без замыкания на землю со стороны Колымской ГЭС.
2005 г. Отключение ВЛ 220 кВ «КГЭС – Усть-Омчуг 2»
Приводится в качестве уникального случая применения
способа, т.к. обрыв провода в петле анкерной опоры визуально
с земли не наблюдался.
Линия была выведена из работы на время установки в ряд
щита РЗА панели ВЧ направленной защиты ПДЭ 2802 на Колымской ГЭС, чтобы избежать ложного отключения ВЛ при
работе вблизи действующей панели ЭПЗ 1636.
После окончания работ линия была включена под напряжение со стороны КГЭС. При включении линии под нагрузку
на ПС «Усть-Омчуг» сработала защита – вторая ступень ТЗНП
(100 А; 0,5 с). Ток нагрузки одной цепи двухцепной ВЛ 220 кВ
длиной 157 км «КГЭС – Усть-Омчуг 1, 2» на момент возникновения неполнофазного режима Iн = 140 А (показания ИМФ-2:
3I0 = 0,14 кА; 3U0 = 3,1 кВ).
Первоначальная версия – обрыв тока на одном из выключателей Колымской ГЭС. Предположение было проверено путем
поочередного включения линии под напряжение через один, а
затем через второй выключатель. В обоих случаях был замерен
ток в линии. Эта версия была отвергнута.
Были проведены замеры емкостных токов и со стороны ПС
«Усть-Омчуг» (Ктт = 600/5): Iс,А = 0,26 А, Iс,В = 0,49 А, Iс,С = 0,49 А
(токи вторичные) и расчет расстояния до местца обрыва: Lобрыва =
= 83 км от Усть-Омчуга. По топографической карте линии
было установлено, что на этом расстоянии находится анкерная
опора № 223, на которой при верховом осмотре и был обнаружен дефект: повреждение (термическое разрушение) шлейфа
(петли) в месте некачественной сварки проводов.
Этот случай можно назвать уникальным, т.к. дефект оказался скрытым – физического обрыва фактически не было, концы
проводов скреплялись окалиной и визуально с земли обрыв не
просматривался. Таких случаев в практике «Магаданэнерго»
до тех пор не было.
Первый обход линии завершился неудачно по той причине,
что дефект визуально не наблюдался, но факт обрыва был подтвержден повторными замерами. Службой РЗА энергосистемы
были проведены консультации с техническим руководством
сетей и принято решение о необходимости подъема на опоры
для осмотра шлейфов и использования изолирующей штанги
с крючком, с помощью которой можно было бы дергать шлейф
для создания механических напряжений в местах соединений,
что и было реализовано при повторном обходе линии.
При повторном обходе с верховым осмотром шлейфов на
анкерных опорах дефект был обнаружен на опоре, которая
находится на расстоянии 82 км от Усть-Омчуга.
2006 г. Отключение радиальной ВЛ 110 кВ
«МТЭЦ – Армань»
Линия длиной 50,2 км отключилась действием 2-й ступени
ТЗНП с уставкой срабатывания III
0 c,з = 40 А при обрыве фазы
С с циклом неуспешного АПВ.
Персонал по инструкции через определенное время выполнил повторное включение ВЛ. Линия при опробовании
включилась успешно, но через некоторое время отключилась.
Попытку повторили с тем же результатом; при этом было замечено, что срабатывание защиты происходило через некоторое
время после включения и сопровождалось ростом нагрузки
(один из характерных признаков обрыва). Во всех случаях
работала чувствительная 2-я ступень ТЗНП.
После того как по известным признакам и показаниям
прибора ИМФ получила подтверждение версия обрыва фазы
на линии, были выполнены измерения емкостных токов с помощью прибора «Парма-ВАФ» (Ктт = 400/5): Iс,А = 97 мА, Iс,В =
= 97 мА, Iс,С = 41 мА (токи вторичные).
По формуле (6) было рассчитано расстояние до места повреждения: Lобрыва = 21,2 км. В результате обхода и осмотра ВЛ
бригадой линейщиков в течение двух часов был обнаружен
обрыв шлейфа (петли) у натяжного болтового зажима на анкерной опоре № 140. При этом действительное расстояние до
места повреждения составило 21 км.
ВЫВОДЫ
Использование емкостных токов для определения мест обрыва фазы ЛЭП благодаря простоте, оперативности и точности
имеет явные преимущества перед локационными методами в
случаях обрывов без замыкания проводов на землю.
Данный способ может быть легко автоматизирован с помощью известных микропроцессорных приборов при наличии
разработанного несложного программного обеспечения.
Возможно применение способа и в распределительных сетях
с изолированной нейтралью, в основном на ВЛ 35 кВ, но при
условии большой суммарной емкости локальной сети, подключенной к шинам питающей ПС. На практике это означает, что
звезда фазных напряжений не будет искажаться, т.е. не будет
сколько-нибудь заметной несимметрии фазных напряжений,
влияющей на погрешность (достоверность) способа, за счет
смещения нейтрали питающих трансформаторов при обрыве
фазы (продольной несимметрии) на одной из ВЛ 35 кВ, отходящих от шин питающей ПС.
Насчитывается несколько случаев практического применения предлагаемого способа в сетях с изолированной нейтралью
напряжением 35 кВ, в том числе в Западных и Южных электросетях ОАО «Магаданэнерго».
ЛИТЕРАТУРА
1. Аржанников Е.А., Лукоянов В.Ю., Мисриханов М.Ш. Определение
места короткого замыкания на высоковольтных линиях электропередачи / Под ред. В.А. Шуина. М.: Энергоатомиздат, 2003.
2. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С. Регулирование напряжения
в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1985.
3. 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.
4. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при
эксплуатации электроустановок. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.
| 
|
