Технология синхронизированных векторных измерений в системах релейной защиты и мониторинга состояния электрических сетей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Пискунов Сергей Александрович

• Пискунов Сергей Александрович
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Пискунов Сергей Александрович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ПРИМЕНЕНИЕ И РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ

СИНХРОНИЗИРОВАННЫХ ВЕКТОРНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ

§ 1.1 Современные направления применения технологии синхронизированных векторных измерений

§ 1.2 Существующие требования к устройствам синхронизированных векторных измерений

§ 1.3 Развитие технологии синхронизированных векторных измерений в современных интеллектуальных электронных устройствах

§ 1.4 Интеграция технологии синхронизированных векторных измерений в составе высокоавтоматизированной подстанции

ГЛАВА 2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

§ 2.1 Релейная защита силового трансформатора на основе измерений его синхровекторов тока и напряжения

§ 2.2 Идентификация параметров силового трансформатора в рабочем режиме на основе синхронизированных векторных измерений

§ 2.3 Система мониторинга состояния силового трансформатора

ГЛАВА 3. ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА ЛИНИИ

§ 3.1 Анализ синхровекторов переходных процессов

§ 3.2 Совершенствование дистанционной защиты линии на основе синхронизированных векторных измерений

§ 3.3 Принцип многосторонних измерений в дистанционной защите

ГЛАВА 4. ЗАЩИТА ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ

§ 4.1 Защита от однофазных замыканий на землю на основе синхронизированных векторных измерений

§ 4.2 Применение эквивалентных синхровекторов высших гармоник

§ 4.3 Адмиттансный принцип защиты от однофазных замыканий на землю на основе синхронизированных векторных измерений

ГЛАВА 5. ВНЕДРЕНИЕ

§ 5.1 Автоматизированная система мониторинга и технического диагностирования состояния силового трансформатора на основе синхронизированных векторных измерений

§ 5.2 Система локализации повреждений в кабельных сетях

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

160

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технология синхронизированных векторных измерений в системах релейной защиты и мониторинга состояния электрических сетей»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Синхронизированные векторные измерения (СВИ) являются значимой и постоянно развивающейся технологией в электроэнергетическом комплексе. Ее применение позволяет повысить техническое совершенство систем релейной защиты, автоматики и мониторинга электрических сетей [6, 30, 33, 48, 92, 117].

Разработка новых, более совершенных алгоритмов релейной защиты и мониторинга на основе СВИ, в том числе централизованных и распределенных систем, требует развития ее теории и нормативно-технической базы. Для этой цели перспективным направлением является создание методов анализа синхровекторов напряжения и тока переходных процессов, что обеспечивает достоверную оценку контролируемых параметров в системе в условиях электромеханических и электромагнитных переходных процессов, повысить характеристики быстродействия по сравнению с существующими алгоритмами [59-67, 147-149].

Технология СВИ предполагает распределенную обработку данных, что позволяет наряду с классическим принципом односторонних измерений шире применять двух- и многосторонние измерения в системах релейной защиты и мониторинга. Рассматриваемый принцип многосторонних измерений является перспективным направлением для повышения быстродействия и обеспечения правильной работы дифференциальных и дистанционных защит на основе СВИ при воздействии внешних негативных факторов, в частности, переходного сопротивления в месте короткого замыкания (КЗ), электромеханических переходных процессов в энергосистеме и др. В то же время применение многосторонних измерений определяет необходимость проработки вопросов передачи данных синхровекторов напряжения и тока и разработки специальных протоколов обмена.

В настоящее время важной задачей является совершенствование систем релейной защиты и мониторинга распределительных сетей, которые могут работать с различным типом заземления нейтрали и зачастую характеризуются низким

уровнем автоматизации. Для указанных сетей перспективным является исполнение защиты элементов сети на дифференциальном и дистанционном принципе с применением технологии СВИ, в том числе защиты от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ). Особенно актуальным это является в связи с развитием сетей с распределенной генерацией и возобновляемыми источниками энергии [37-38], для которых применение распределенных систем WAMPAC является перспективным направлением [1, 82, 84-88, 153-157].

Для распределительных сетей также актуальной задачей является разработка систем мониторинга состояния сети и силового электрооборудования. Ограничения в применении подобных систем в распределительных сетях до последнего времени во многом были связаны с высокой стоимостью измерительного и диагностического оборудования. Применение технологии СВИ позволяет реализовать новые эффективные алгоритмы мониторинга состояния сети и оборудования и внедрять их в соответствующие системы.

В настоящее время ведутся научные исследования и разработки цифровых измерительных трансформаторов напряжения и тока, обладающих преимуществами по сравнению с традиционными электромагнитными трансформаторами напряжения (ТН) и тока (ТТ): отсутствие эффектов насыщения и остаточной намагниченности, расширенный диапазон и высокая точность измерений и др. Применение цифровых ТТ и ТН, обеспечивающих передачу наряду с потоками оцифрованных мгновенных значений токов и напряжений потоков синхровекторов тока и напряжения позволит реализовать новые алгоритмы для локальных устройств защиты, автоматики и мониторинга, а также реализовать централизованные и распределенные системы защиты и автоматики на основе многосторонних измерений синхровекторов напряжения и тока [84, 97, 100, 116].

На сегодняшний день технология высокоавтоматизированной подстанции (ВАПС) предполагает реализацию нескольких подсистем автоматизации, которые могут иметь различное техническое исполнение и каналы передачи данных. Внедрение и интеграция технологии СВИ в состав ВАПС позволяет реализовать данные подсистемы автоматизации на базе единого программно-аппаратного

комплекса и общих каналов передачи данных, что существенно сокращает объем передаваемых данных.

Степень разработанности темы исследования. Технология СВИ появилась в 70-х годах XX века и первоначально развивалась в рамках системы мониторинга переходных режимов. Постепенно сфера применения СВИ расширялась и последние годы отмечается большой интерес специалистов к использованию преимуществ технологии СВИ в системах защиты, автоматики и мониторинга состояния оборудования. При этом многие решения в области релейной защиты и автоматики с применением технологии СВИ базируется на вкладе, который внесли В. И. Антонов, Я. Л. Арцишевский, А. С. Бердин, А. В. Булычев, В. К. Ванин, А. М. Дмитриенко, Н. А. Дони, А. В. Жуков, П. В. Илюшин, Т. Г. Климова, А. Л. Куликов, В. Ф. Лачугин, Ю. Я. Лямец, А. В. Мокеев, В. И. Нагай, В. Г. Наровлянский, Г. С. Нудельман, А. В. Паздерин, Г. М. Павлов, М. Г. Попов, Е. И. Сацук, А., Э. М. Шнеерсон, В. А. Шуин, A. G. Phadke, E. O. Schweitzer, J. S. Thorp и многие другие ученые. Несмотря на множество научных работ и исследований по разработке алгоритмов релейной защиты, автоматики и мониторинга состояния оборудования, до сих пор не проработаны вопросы, связанные с преимуществами применения технологии СВИ, прежде всего, с разработкой алгоритмов устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), обеспечивающих достоверную оценку контролируемых параметров в условиях переходных процессов. Представленная диссертационная работа решает указанную задачу.

Целью работы является совершенствование устройств и систем релейной защиты и мониторинга состояния электрических сетей на основе применения технологии СВИ.

Объектом исследования являются системы релейной защиты и мониторинга состояния электрических сетей среднего и высокого напряжения.

Предметом исследования являются принципы, методы, алгоритмы и технические средства для применения технологии СВИ в системах релейной защиты и мониторинга состояния электрических сетей.

Задачи исследования:

1. Анализ и обобщение существующих подходов к применению технологии СВИ в системах РЗА и мониторинга электрических сетей.

2. Исследование математических моделей элементов сети и оборудования в различных режимах работы, описываемых с помощью синхровекторов переходных процессов.

3. Разработка алгоритмов и принципов работы систем релейной защиты и мониторинга состояния сети и силового электрооборудования на основе применения и развития технологии СВИ.

4. Формирование новых подходов и принципов для применения СВИ в электрических сетях на основе интеграции технологии СВИ в ВАПС и применения цифровых ТТ и ТН, обеспечивающих передачу потоков синхровекторов.

5. Разработка и реализация в составе опытных образцов и серийно производимых устройств РЗА и мониторинга разработанных алгоритмов на основе измерений синхровекторов напряжения и тока.

Научная новизна работы:

1. Предложен способ многосторонних измерений и передачи потоков синхровекторов напряжения и тока, который позволяет упростить реализацию централизованных и распределенных систем релейной защиты и мониторинга и повысить их эффективность.

2. Разработан способ оценки дифференциального тока трансформатора на основе измерений синхровекторов тока его обмоток, который обеспечивает достоверную оценку дифференциального тока в условиях электромагнитных и электромеханических переходных процессов в энергосистеме и позволяет повысить быстродействие основной защиты трансформатора от коротких замыканий.

3. Разработана методика мониторинга состояния силового трансформатора на основе СВИ, которая обеспечивает универсальный подход для мониторинга силовых трансформаторов сетей среднего и высокого напряжения, имеет

возможность интеграции в структуру ВАПС, протестирована и используется в составе систем мониторинга на действующих объектах электрической сети.

4. Предложены способы оценки сопротивления линии и петли короткого замыкания на основе измерений синхровекторов напряжения и тока, которые обеспечивают высокую скорость и точность в условиях электромеханических и электромагнитных переходных процессов в энергосистеме и позволяют снизить влияние на дистанционную защиту ряда негативных факторов, таких как переходное сопротивление в месте КЗ, наличие качаний мощности в энергосистеме, подпитка тока КЗ со стороны нагрузки.

5. Разработаны способы и принципы защиты от ОЗЗ и системы локализации ОЗЗ на основе СВИ, которые отличаются от известных способов и принципов тем, что за счет применения распределенной обработки данных СВИ и разработанных вариантов оценки эквивалентных синхровекторов высших гармоник и емкости линии позволяют повысить быстродействие, чувствительность и селективность действия защиты от ОЗЗ в сетях с различным заземлением нейтрали источника питания.

Теоретическая значимость работы:

1. Представлено теоретическое обоснование применения синхровекторов напряжения и тока в новых устройствах РЗА и интеллектуальных электронных устройствах (ИЭУ), которое подтверждает их эффективность для реализации алгоритмов релейной защиты и мониторинга состояния электрических сетей.

2. Разработаны и протестированы алгоритмы мониторинга состояния силового трансформатора на основе СВИ, развивающие существующие принципы построения систем мониторинга состояния силового электрооборудования.

3. Разработана методика, описывающая структуру, функции и принципы работы системы мониторинга состояния силового трансформатора на основе СВИ.

4. Разработаны способы оценки сопротивления линии и петли короткого замыкания на основе измерений синхровекторов напряжения и тока, которые развивают существующие способы оценки сопротивления в дистанционной защите.

5. Разработаны модели, структуры и алгоритмы защиты от ОЗЗ и системы локализации ОЗЗ в распределительных сетях на основе измерений синхровекторов напряжения и тока нулевой последовательности и применения принципов WAMPAC (Wide Area Monitoring, Protection, and Control).

Практическая значимость работы:

1. Представленные принципы применения потоков синхровекторов напряжения и тока в устройствах РЗА и ИЭУ позволяют применять новые эффективные алгоритмы релейной защиты и мониторинга состояния сети и оборудования.

2. Предложенные способы оценки дифференциального тока и индуктивности ветви намагничивания в дифференциальной защите силового трансформатора на основе измерений синхровекторов напряжения и тока позволяют применять новые алгоритмы обработки сигнала в дифференциальной защите и совершенствовать ее работу.

3. Разработанные алгоритмы и методика мониторинга состояния силового трансформатора на основе СВИ могут применяться при разработке и реализации автоматизированных систем мониторинга и диагностики состояния силового трансформатора среднего и высокого напряжения.

4. Разработанные способы и принципы оценки сопротивления линии и петли короткого замыкания на основе односторонних и двухсторонних измерений синхровекторов напряжения и тока могут применяться в дистанционной защите линии для повышения характеристик ее быстродействия, чувствительности и селективности в условиях электромеханических и электромагнитных переходных процессов в энергосистеме.

5. Предложенные принципы и способы защиты от ОЗЗ на основе СВИ позволяют реализовывать новые алгоритмы устройств защиты в распределительных сетях и применять принципы WAMPAC для реализации систем локализации повреждений.

Методы и методология исследования. При выполнении диссертационной работы были использованы методы математического и виртуального

моделирования, теории электрических цепей, теории автоматического управления, релейной защиты. Теоретическая часть исследования проводилась с применением программной среды Matlab, Mathcad, Simulink. Экспериментальная часть исследований проводилась на физических моделях, лабораторных стендах и с применением программно-технических комплексов компании ООО «Инженерный центр «Энергосервис» в ходе их опытно-промышленной эксплуатации.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Принципы применения потоков синхровекторов напряжения и тока в новых устройствах РЗА и ИЭУ для интеграции технологии СВИ в состав ВАПС.

2. Способ оценки дифференциального тока трансформатора на основе измерений синхровекторов тока его обмоток.

3. Методика мониторинга состояния силового трансформатора на основе синхронизированных векторных измерений.

4. Способы оценки сопротивления линии и петли короткого замыкания на основе измерений синхровекторов напряжения и тока.

5. Основы алгоритмов дистанционной защиты с применением односторонних и двухсторонних измерений синхровекторов напряжения и тока.

6. Способ оценки эквивалентных синхровекторов высших гармоник в защите от однофазных замыканий на землю.

7. Способ оценки емкости линии при ОЗЗ на основе измерений синхровекторов напряжения и тока нулевой последовательности.

8. Принцип обработки данных измерений синхровекторов пары трансформаторов тока нулевой последовательности в системе локализации ОЗЗ.

Достоверность результатов работы подтверждается соответствием полученных данных математического и физического моделирования, лабораторных испытаний и опытно-промышленной эксплуатации устройств на основе СВИ теоретическим положениям разработанных алгоритмов и подходов, предложенных в рамках настоящей работы.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты настоящей работы были доложены и обсуждались в рамках международного

научного семинара им. Ю.Н. Руденко «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (2020-2025 гг.), молодежной секции международной научно-практической конференции «Релейная защита и автоматика» (2020-2024 гг.), международной научно-технической конференции REEPE «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2021 г., 2024 г.), молодежной секции научно-технической конференции «Релавэкспо» (2021-2025 г.), международной конференции SGSMA (2022 г.), международной научно-практической конференции «Релейная защита и автоматика» (2023 г., 2025 г.), международной научно-технической конференции «Энергия Арктики» (2022-2024 гг.), всероссийской научно-практической конференции «Гидроэлектростанции в XXI веке» (2024 г.), международной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи» (2024 г.), научно-практической конференции «Релейная защита и автоматизация энергосистем» в рамках Международного форума «Электрические сети» (2024 г.), а также в рамках совместного заседания Секции «Активные системы распределения электроэнергии и распределенные энергетические ресурсы» НП «НТС ЕЭС» и Секции по проблемам НТП в энергетике Научного совета РАН по системным исследованиям в энергетике на тему: «Обоснование применения технологии СВИ в распределительных сетях среднего напряжения, в том числе сетях с распределенной генерацией» (2022 г.).

Личный вклад. Разработка подходов к применению технологии СВИ в дифференциальной защите и системе мониторинга состояния силового трансформатора, в защите и системах локализации ОЗЗ, математическое и физическое моделирование, проведение лабораторных испытаний, результаты которых представлены в настоящей работе, разработка методики мониторинга состояния трансформатора на основе СВИ автором были проведены лично. В совместных работах автору принадлежит проведение теоретических и экспериментальных исследований, обработка результатов.

Опубликованные работы. Результаты проведенных исследований представлены в 60 научных работах, в том числе 9 научных статей в рецензируемых

научных журналах, входящих в перечень рекомендованных изданий ВАК РФ, 50 работ, входящих в национальные и международные базы данных и системы цитирования, один патент на изобретение.

Соответствие паспорту специальности. В соответствии с паспортом научной специальности 2.4.3. Электроэнергетика (технические науки) диссертация посвящена вопросам развития и совершенствования теоретической и технической базы электроэнергетики для обеспечения надежного и экономичного производства и транспортировки электроэнергии, электроснабжения потребителей в соответствии с установленными нормативными требованиями. Научные положения диссертации соответствуют направлениям исследования специальности 2.4.3: разработка и обоснование алгоритмов и принципов действия устройств релейной защиты и автоматики (п.8), разработка методов мониторинга и анализа режимных параметров основного оборудования электрических сетей и подстанций (п.10-11), разработка методов обработки сигналов для мониторинга и диагностики состояния электрооборудования (п.13), разработка методов использования информационных и телекоммуникационных технологий и систем (п.20).

Реализация и внедрение результатов работы. Результаты исследований были использованы при разработке серийно выпускаемого устройства локализации ОЗЗ/КЗ «ЭНЛЗ» для распределительных сетей 6-10 кВ и модуля мониторинга состояния силового трансформатора «МИСТ» производства компании ООО «Инженерный центр «Энергосервис», а также внедрены и используются в учебном процессе в ФГАОУ ВО «Северный (Арктический) федеральный университет им. М. В. Ломоносова» на кафедре Электроэнергетики и электротехники при подготовке бакалавров по направлению 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» при изучении дисциплины «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем».

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы (164 наименований) и приложений (44 страницы), включает в себя 204 страницы машинного текста, 98 рисунка и 32 таблицы.

ГЛАВА 1. ПРИМЕНЕНИЕ И РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ СИНХРОНИЗИРОВАННЫХ ВЕКТОРНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ

§ 1.1 Современные направления применения технологии синхронизированных векторных измерений

Технология синхронизированных векторных измерений начала свое развитие зарубежом в 70-х годах XX века. Ее появление во многом связано с началом разработки и внедрения микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и развитием глобальных систем позиционирования [117]. В научных работах А. Фадке и Дж. Торпа, которых можно отнести к родоначальникам данной технологии, отмечается, что СВИ разрабатывались для решения задачи создания микропроцессорного устройства релейной защиты на основе метода измерений симметричных составляющих напряжения и тока, а также для решения задачи оценивания состояния энергосистемы на основе синхронизированных измерений фазных углов узловых напряжений [152]. Со временем совершенствовались исполнения устройств синхронизированных векторных измерений (УСВИ), было проведено внедрение их в серийное производство, а также разрабатывались различные перспективные направления для применения технологии СВИ [158, 161-162]. В 1991 году институтом инженеров электротехники и электроники IEEE был выпущен первый стандарт, представляющий требования к УСВИ, который постепенно дорабатывался и совершенствовался вплоть до последней версии, выпущенной IEEE совместно с международной электротехнической комиссией IEC в 2024 году [142-143].

В настоящее время в электроэнергетике разработан широкий перечень направлений, в которых технология СВИ имеет существенные перспективы и возможности [8, 36, 79, 96, 139]. Следует отметить, что наиболее весомое значение данная технология приобрела в системах мониторинга переходных режимов (СМПР), что подтверждают результаты исследований и опыт их применения [30, 99]. В то же время, как в отечественных, так и в зарубежных научных работах

отмечаются другие перспективные направления СВИ в электроэнергетике, в том числе в распределительных сетях (таблица 1.1).

Таблица 1.1 - Научные публикации по направлениям применения СВИ

Количество

№ Направление публикаций*, %

Scopus Web of Science РИНЦ

1 Построение и развитие систем WAMS (СМПР), WAPS, WACS, WAMPAC 49 52 15

2 Автоматизация распределительных сетей 12 7 16

3 Идентификация параметров сети и оборудования 14 17 20

4 Моделирование устройств СВИ 8 6 15

5 Оптимальное размещение УСВИ в энергосистеме 8 8 18

6 Поиск источников низкочастотных колебаний 5 6 8

7 Разработка новых устройств с поддержкой СВИ 1 1 6

8 Другие направления 3 3 2

* по состоянию на 2024 год

В ходе исследования в рамках диссертационной работы был проведен поиск и сортировка научных работ по теме применения СВИ, выборка включает в себя более 3200 публикаций. В таблице 1.1 научные публикации распределены по наиболее популярным направлениям, представленным в отечественных и международных базах индексирования. В процентном отношении показано, какую долю публикаций составляет то или иное направление.

По результатам исследования можно отметить, что более 90 % публикаций по теме применения СВИ представлено зарубежными источниками. В то же время, за последние 5 лет наблюдается существенно больший рост отечественных публикаций по сравнению с зарубежными.

Количество научных исследований, проводимых в сфере развития и разработки распределенных систем релейной защиты, автоматики, мониторинга и управления (здесь следует отметить такие термины, как WAMS, WACS, WAMPAC [144, 162]), в международных базах цитирования составляет около 50 % всех публикаций, в то время как в российской базе цитирования РИНЦ - около 15 %.

Большое внимание уделяется применению технологии СВИ для целей автоматизации распределительных сетей, в первую очередь, сетей с распределенной генерацией, Microgrid, с возобновляемыми источниками энергии [36, 38, 47, 135], а также применению СВИ для идентификации параметров сети и силового электрооборудования [32, 47]. Отдельно следует отметить направление применения СВИ в системах мониторинга переходных режимов, касающееся поиска источников низкочастотных колебаний (НЧК) в энергосистеме [92].

В отечественных публикациях наблюдается более равномерное распределение по направлениям применения СВИ. Кроме того, в отечественных научных работах большее внимание уделяется разработке и внедрению новых устройств на основе технологии СВИ [63-64].

В настоящее время лидирующие позиции в области развития и применения технологии СВИ в мире занимают научные исследователи из США и Китая. В то же время, за последние годы число отечественных публикаций также неизменно увеличивается и приближается к мировым показателям.

Следует отметить, что постепенно увеличивается интерес к применению СВИ в сетях среднего напряжения. Согласно техническому отчету организации по синхронизированным векторным измерениям NASPI [161] можно выделить несколько направлений применения СВИ, которые имеют наибольшие экономические перспективы реализации (таблица 1.2).

Таблица 1.2 - Инвестиционная привлекательность применения СВИ

№ Направление Индекс

1 Применение СВИ в сетях с распределенной генерацией 1,36

2 Релейная защита, обнаружение и локализация повреждений 1,32

3 Мониторинг состояния электрической сети и оборудования 1,24

4 Разработка устройств режимной и противоаварийной автоматики 1,23

5 Развитие систем диспетчерского управления и сбора данных 1,23

Индекс 1 и более (таблица 1.2) означает, что данное направление является инвестиционно привлекательным для производителей. Чем выше индекс, тем более перспективным с экономической точки зрения считается данное направление.

Результаты показывают, что применение СВИ в системах релейной защиты и мониторинга состояния электрических сетей, в том числе распределительных, является одним из наиболее перспективных направлений. Тем не менее, в настоящее время применение СВИ является наиболее распространенным в сетях высокого и сверхвысокого напряжения.

Ограничения в применении СВИ в электрических сетях во многом связаны с высокой стоимостью традиционных типов УСВИ и неопределенностью тех задач, которое должно выполнять устройство, так как многие направления применения СВИ находятся в стадии разработки. Поэтому развитие устройств с поддержкой СВИ должно обеспечиваться текущими потребностями энергетического сектора, для того чтобы их производство не было дорогостоящим и трудоемким.

По результатам исследования, проведенного в рамках настоящей работы, можно выделить следующие основные проблемы, касающиеся применения СВИ в системах релейной защиты, автоматики и мониторинга электрических сетей:

- традиционное представление о технологии СВИ исключительно как составляющей систем мониторинга переходных режимов;

- отсутствие явного разделения между понятием теории СВИ, представляющей математическое описание синхровекторов и способы их анализа для различных режимов работы энергосистемы, и понятием технологии СВИ, представляющей общее описание устройств с поддержкой СВИ и требования к их разработке и реализации;

- недостаточно проработанное в существующих стандартах по технологии СВИ описание требований к реализации устройств РЗА;

- малый объем разработанных и апробированных алгоритмов защиты, автоматики и мониторинга на основе технологии СВИ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Пискунов Сергей Александрович, 2026 год

- - - 2

мин

10

15

20

4 0(0, Вал

/,мин

10

15

20

Рисунок А.5 - Потери мощности: 1 - фактические, 2 - теоретические

Рисунок А.6 - Сопротивление обмоток трансформатора

450 440 430 420 410 400

i

1100 1050 1000 950

—1

1 1

/,мин

О

10

15

20

1 щаом

__1 ;

/,мин

10

15

20

Рисунок А.7 - Сопротивление ветви намагничивания

10.03

10.02

10.01

Щ

Л мин

10

9.99

10

15

20

Рисунок А.8 - Коэффициент трансформации

На рисунках А.4 - А.8 пунктирными линиями отмечены моменты переключений, когда производились витковые замыкания. Всего в опыте было произведено 3 последовательных витковых замыкания (12,5 % ^ 25 % ^ 37,5 %). При замыкании 37,5 % витков обмотки ВН трансформатор был отключен по условиям перегрузки.

Можно отметить, что изменение тока ВН трансформатора происходит не более чем на 10 % при максимальном замыкаемом проценте витков (37,5 %). При этом, когда количество замыкаемых витков мало, идентифицировать процесс замыкания по току трансформатора достаточно сложно (рисунок А.4). Также не происходит значительных изменений в напряжениях ВН и НН, мощности обмоток.

Важным диагностическим параметром являются потери мощности в трансформаторе. На рисунке А.5 показано сравнение фактических и теоретических потерь мощности в лабораторном трансформаторе при витковых замыканиях. Теоретические потери мощности рассчитываются по измеряемым синхровекторам напряжения и тока трансформатора с учетом известных теоретических значений параметров схемы замещения (таблица А.2). По графикам видно, что при витковых замыканиях происходит увеличение фактических потерь активной мощности Рс1 по отношению к теоретическим потерям. Изменение потерь реактивной мощности Qd практически не происходит. Аналогичным образом при витковых замыканиях можно отметить изменение индуктивного сопротивления обмоток трансформатора Х12, сопротивлений ветви намагничивания R0^ и Х0ц, коэффициента трансформации &т (рисунки А6 - А8). Таким образом, контроль диагностических параметров трансформатора на основе СВИ позволяет идентифицировать повреждения в обмотках трансформатора (таблица А.3).

Таблица А.3 - Изменение параметров лабораторного трансформатора при проведении опыта с витковыми замыканиями

Параметр / Кол. витков 8/1, % 8Ра, % 8X12, % 8Яоц, % % 8&т, %

12,5 % 1,07 27,14 0,09 3,76 -1,65 0,017

25 % 8,46 104,5 0,59 4,53 -6,16 0,076

37,5 % 20,35 239,83 2,32 4,42 -10,06 0,197

Наибольшие изменения в параметрах лабораторного трансформатора происходят в потерях активной мощности 5Рс, в том числе при малом числе замыкаемых витков. Для некоторых параметров, например, коэффициента трансформации кт, изменение 8кг можно идентифицировать, но его величина существенно меньше допустимых нормативных значений [23]. В целом можно отметить, что важной задачей при идентификации повреждений в трансформаторе является не только выявление отклонений его параметров, но и контроль динамики и характеристик этих изменений, поскольку в реальных условиях при наличии погрешностей измерений и обработки данных отклонения расчетных параметров

от теоретических значений происходят не только при повреждениях, но и при изменении нагрузки трансформатора, напряжения, частоты сети и др.

Рассмотрим результаты опыта с изменением параметров магнитопровода трансформатора. Для проведения опыта крепление листов шихтованного магнитопровода лабораторного трансформатора Т1 было ослаблено, а листы немного смещены относительно друг друга. Поскольку деформация магнитопровода не могла быть проведена на включенном оборудовании, опыт проводился после отключения трансформатора от сети, расшихтовки его магнитопровода и последующего включения на нагрузку. Чтобы установить, какие изменения произошли в параметрах трансформатора, рассмотрим сравнение двух нагрузочных режимов с одинаковой нагрузкой: первый режим до расшихтовки магнитопровода и второй - после (рисунки А.9 - А. 12).

40

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

ви 75 70 65 Ш Вар

2

1 —-- -—- ---

60 55 50

,с

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Рисунок А.9 - Потери мощности в лабораторном трансформаторе: 1 - до деформации магнитопровода, 2 - при деформации магнитопровода

10 9.99 9.98

ДО, Вт

2

1

с

1 К (0

2

10 20 30 40 50 60 70 80 90

Рисунок А.10 - Коэффициент трансформации:

1 - до деформации магнитопровода, 2 - при деформации магнитопровода

Д12(0,Ом

1

,с

10 20 30 40 50 60 70 80 90

Х12(0,Ом

1 2

10 20 30 40 50 60 70 80 90

Рисунок А.11 - Сопротивление обмоток трансформатора:

1 - до деформации магнитопровода, 2 - при деформации магнитопровода

КЛ<),Ом

1

2

,с

10 20 30 40 50 60 70 60 90

Ом

Л с

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Рисунок А.12 - Сопротивление ветви намагничивания:

1 - до деформации магнитопровода, 2 - при деформации магнитопровода

По графикам на рисунках А.9 - А.12 можно отметить, что при деформации магнитопровода лабораторного трансформатора произошло некоторое увеличение потерь мощности в нем и несколько уменьшилось сопротивление ветви намагничивания. Также изменился коэффициент трансформации. В сопротивлении обмоток нет существенного изменения, за исключением большего разброса значений, но этот эффект может также зависеть от параметров сети и нагрузки.

Рассмотрим статистические данные по опыту (таблица А.4).

Таблица А.4 - Изменение параметров трансформатора при деформации магнитопровода (расшихтовке листов магнитопровода)

Параметр / Отклонение 5Р/, % 50/, % 5^12, % 5X12, % 5Доц, % №ц, % 5&т, %

13,18 3,78 -0,79 -0,47 -1,71 -0,85 -0,193

Потери мощности, так же как в опыте с витковыми замыканиями, являются наиболее информативным параметром, характеризующим повреждение в лабораторном трансформаторе. Можно отметить и изменение коэффициента трансформации, которое сопоставимо опыту с замыканием 37,5 % витков.

Таким образом, по данным СВИ было идентифицировано повреждение в магнитопроводе лабораторного трансформатора.

Как было отмечено выше, для идентификации повреждений в трансформаторе необходимо не только определить событие, когда произошло изменение параметра, но и установить это событие как повреждение. В противном случае система мониторинга может быть либо чрезмерно чувствительна к любым изменениям в работе трансформатора (изменение напряжений, нагрузки и др.), при выборе малых уставок для фиксации событий, либо быть нечувствительной ко многим видам повреждений из-за высокого порога уставок срабатывания.

При разработке методики мониторинга СТ автором было предложено применение методов предиктивной диагностики и вероятностного подхода для разделения области нормальных режимов и области развития повреждений.

Рассмотрим принцип такой диагностики. Предположим, что параметр Хг на определенном окне наблюдения в системе мониторинга, когда трансформатор работает в нормальном режиме, имеет некоторое среднее значение Хсрг и среднеквадратическое отклонение аХг. Основываясь на положениях теории вероятности в большой выборке значений параметра Хг возникновение отклонений ДХ > Зох может характеризовать либо изменение режима работы трансформатора, либо развитие повреждения. При изменении режима работы трансформатора вместе с изменением диагностического параметра Хг должно также происходить и изменение параметра режима работы Yi, например, коэффициента загрузки,

напряжения ВН/НН. Если изменение диагностического параметра XI существенно больше Зож, т.е. превышает некоторый заданный порог, а изменение параметра режима Yi ниже некоторого установленного порога, связанного с 3ак, то такое событие может быть отнесено к области повреждений в трансформаторе. В качестве примера рассмотрим следующие графики (рисунок А.13).

б/с. (/), %

О 5 10 15 20

8Р( 0,%

г- - --- -........- ---- - /-МИ1 ■

&ХУ!иул

-------- --------- ......... СмТи'

■■"..................-|-<.»..-Л. ...........II ........ ......... .............Л

0 5 10 15 20

Рисунок А.13 - Приращения параметров лабораторного трансформатора при

проведении опыта витковых замыканий

На графиках (рисунок А.13) приведены относительные приращения коэффициента загрузки к1, потерь активной мощности Рс и индуктивного сопротивления обмоток трансформатора Х12 в опыте с витковыми замыканиями. Пунктирными линиями показаны минимальные пороги срабатывания, которые установлены с учетом значений среднеквадратических отклонений 3ах в нормальном режиме работы трансформатора. По графикам видно, что коэффициент загрузки к1 существенно изменяется в начале опыта при изменении нагрузки трансформатора и далее эти изменения находятся в пределах значений некоторого шума. В свою очередь, изменения Рс и Х12 происходят как при изменении нагрузки трансформатора, так и при витковых замыканиях, причем в последнем случае они существенно больше.

Следующим шагом является определение длительности такого изменения:

- если изменение диагностических параметров трансформатора произошло на время менее некоторого ?сраб, то это изменение не следует относить к событиям из области повреждений;

- если изменение произошло на время большее ?сраб либо повторяется с частотой более /^аб (здесь можно провести аналогию с выдержкой времени и коэффициентом возврата в релейной защите [4]), такое изменение можно отнести к области повреждений и зафиксировать его.

На рисунке А.14 показан пример такой идентификации.

Рисунок А.14 - Идентификация витковых замыканий в лабораторном трансформаторе по изменению его диагностических параметров: а) потери активной мощности, б) индуктивное сопротивление обмотки, 1 - срабатывание по изменению параметра, 2 - область проверки срабатывания

На графиках показано, что при витковых замыканиях в трансформаторе, в т.ч. при отключении этого режима, происходит существенное изменение его диагностических параметров, которое фиксируется системой. Далее производится анализ измерений до и после события и выявляется, что при этом не происходило изменения режима работы трансформатора, а само отклонение диагностического параметра сохраняется на время более ¿сраб. Таким образом, идентифицируется режим повреждения. Для реализации подобного способа перспективным является применение алгоритмов машинного обучения [35].

Приложение Б

Методика мониторинга состояния силового трансформатора на основе измерений его синхровекторов напряжения и тока

В настоящем приложении представлены общие положения, касающиеся разработки методики мониторинга состояния силового трансформатора на основе СВИ, которые были использованы при разработке устройства МИСТ.

В приложении использованы следующие обозначения нижних индексов:

i - условный номер обмотки трансформатора (для двухобмоточных трансформаторов: 1 - сторона ВН, 2 - сторона НН; для трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой НН: 1 - сторона ВН, 2 - сторона СН/НН-1, 3 - сторона НН/НН-2); j - фаза трансформатора (А, В или С).

В таблице Б.1 приведены обозначения измеряемых величин и параметров трансформатора, используемые в системе мониторинга.

Для задания исходных параметров трансформатора при конфигурировании устройства МИСТ необходимо привести единицы измерения этих параметров к указанным в таблице Б.1 для выполнения условия корректности работы устройства.

Например, номинальная мощность 10 МВА = 10 106 ВА.

Таблица Б.1 - Перечень измеряемых величин и параметров трансформатора

№ п/п Наименование Обозначение Единицы измерения

1 Номинальная мощность трансформатора ВА

2 Типовая мощность трансформатора 5т ВА

3 Номинальное напряжение ВН Цвн В

4 Номинальное напряжение СН Цен В

5 Номинальное напряжение НН Цнн В

6 Номинальное напряжение сети на стороне ВН исвн В

7 Номинальное напряжение сети на стороне СН Цссн В

8 Номинальное напряжение сети на стороне НН иснн В

9 Напряжение КЗ сторон ВН-СН иквн-сн %

10 Напряжение КЗ сторон ВН-НН иквн-нн %

11 Напряжение КЗ сторон СН-НН иксн-нн %

12 Ток ХХ 1х %

13 Потери КЗ сторон ВН-СН Рквн-сн Вт

14 Потери КЗ сторон ВН-НН Рквн-нн Вт

15 Потери КЗ сторон СН-НН Рксн-нн Вт

№ п/п Наименование Обозначение Единицы измерения

16 Потери ХХ Рх Вт

17 Коэффициент схемы и группы соединения кг -

18 Число ступеней регулирования (+/-) Пр -

19 Процент регулирования ступени Шр %

20 Отношение потерь КЗ к потерям ХХ й -

21 Тепловая постоянная времени трансформатора т с

22 Тепловая постоянная времени обмоток Тоб с

23 Постоянные тепловой модели трансформатора кц, к21, к22 -

24 Показатели степени тепловой модели X, У -

25 Нормированное превышение температуры масла трансформатора й ймн °С

26 Нормированное превышение температуры обмоток трансформатора йобн °С

27 Комплексный оператор а -

28 Коэффициент трансформации кт -

29 Импеданс (комплексное сопротивление) z Ом

30 Относительная погрешность величины 5 -

31 Потери полной мощности & ВА

32 Коэффициент загрузки к: -

33 Коэффициент мощности cosф -

34 Расчетный износ витковой изоляции с

35 Время работы системы мониторинга t с

Исходные параметры СТ необходимые для конфигурирования МИСТ и настройки системы мониторинга, могут быть определены согласно его паспортным техническим характеристикам. При отсутствии в паспортных данных сведений об том или ином параметре трансформатора, его значение может быть принято по справочным данным [118].

Типовая мощность Sт приводится для трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой НН в случае, если номинальная мощность обмоток СН/НН или НН-1/НН-2 отличается от номинальной мощности ВН ( Sн > ). Для двухобмоточных трансформаторов мощности обмоток равны ( Sн = Sг ).

Для двухобмоточных трансформаторов напряжение КЗ и потери КЗ обмоток ВН-НН являются единственными расчетными. Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов в паспортных данных приводятся значения напряжений КЗ и потерь КЗ для сторон ВН-СН, ВН-НН и СН-НН.

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН (НН-1 и НН-2) приводится одно значение напряжения КЗ и одно значение потерь КЗ. Чтобы привести эти значения к трем сторонам, следует использовать выражения:

иквн-сн иквн-нн 1,5 иксн-нн = 2- и,

Рквн-сн Рквн-нн 1,5 Л, Рксн-нн 2' pк,

где ик, Рк - паспортные значения напряжения и потерь КЗ, приведенные в паспортных данных.

В этом случае следует принять, что обозначения индексов устройства МИСТ соответствуют: 1 - сторона ВН, 2 - сторона НН-1, 3 - сторона НН-2.

В случае, когда в паспортных данных трансформатора приведены значения напряжений и потерь КЗ для различных положений ступеней регулятора напряжения (РПН, ПБВ), следует принять в качестве исходных те значения, которые соответствуют ступени регулирования без изменения номинального напряжения трансформатора.

Коэффициент kr учитывает схему и группу соединения обмоток трансформатора. В общем случае коэффициент kr является комплексным числом.

Например, для обмоток трансформатора Y/Y^0 коэффициент kr = 1.

Для обмоток трансформатора Y/D-11 коэффициент kr = еП6.

Коэффициент группы вводится для пар обмоток трансформатора, включающих сторону высокого напряжения.

Например, двухобмоточный трансформатор, стороны ВН-НН, kr12.

Трехобмоточный трансформатор, стороны ВН-СН, ВН-НН, kr12, kr13.

Число ступеней регулирования пр означает число ступеней регулятора напряжения на соответствующей стороне обмотки трансформатора, характеризующее регулирование номинального напряжения в большую или меньшую сторону. Процент регулирования ступени тр означает процент от номинального напряжения соответствующей стороны обмотки трансформатора, на который осуществляется регулирование ступеней регулятора.

В качестве регуляторов могут выступать устройства РПН (как правило, устанавливаются на стороне ВН или СН трансформатора), ПБВ (на стороне ВН, СН) или ВДТ (на стороне СН, НН).

Например, РПН в нейтрали ВН, ±9x1,78 %, пР1 = 9, тР1 = 1,78 %.

ПБВ на стороне СН, ±2x2,5 %, пр2 = 2, тр2 = 2,5 %.

Общее число ступеней регулятора равно 2пр + 1.

Параметры тепловой модели трансформатора выбираются в соответствии с данными таблицы Б.2. В системе мониторинга СТ на базе устройства МИСТ тепловая модель СТ соответствует [140]. Отношение потерь мощности d может рассчитывать непосредственно по паспортным данным трансформатора.

Таблица Б.2 - Параметры тепловой модели трансформатора

Параметр < 110 кВ > 110 кВ

М* М Д МЦ, ДЦ НДЦ

X 0,8 0,8 0,8 1 1

У 1,6 1,3 1,3 1,3 2

й 5 6 6 6 6

т, с 10800 12600 9000 5400 5400

Тоб, с 240 600 420 420 420

0мн, °С 23 26 26 22 29

©оби, °С 55 52 52 56 49

кц 1 0,5 0,5 1 1

к2\ 1 2 2 1,3 1

к22 2 2 2 1 1

* тип системы охлаждения

Комплексный оператор а = е2п/3 используется для проведения расчетов по прямой, обратной и нулевой последовательности напряжений и токов трансформатора.

Для обеспечения функций мониторинга состояния трансформатора в системе производится расчет его диагностических параметров. Модули и углы векторов фазных напряжений и токов трансформатора рассчитываются непосредственно по данным синхронизированных векторных измерений. Устройство МИСТ производит различное графическое отображение этих значений (векторные диаграммы, таблицы, осциллограммы). В общем случае для указанных величин первый нижний индекс i обозначает сторону напряжения трансформатора, второй

индекс j обозначает соответствующую фазу. Например, и1а - фазное напряжение на стороне ВН трансформатора, 12а - фазный ток на стороне СН (для трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора) или на стороне НН (для двухобмоточного трансформатора).

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН значения Ш, и3 и 12, 13 соответствуют сторонам низкого напряжения (НН-1 и НН-2).

В случае, если нижний фазный индекс j в обозначении напряжения или тока отсутствует, следует считать, что приведено значение для прямой последовательности напряжений и токов.

Например, и3 - напряжение прямой последовательности для стороны НН.

Устройство МИСТ осуществляет сравнение измеряемых напряжений трансформатора с соответствующими номинальными напряжениями сети, а измеряемых токов - с номинальными токами трансформатора. Система мониторинга контролирует измерения полных мощностей трансформатора 5 по сторонам напряжения и осуществляет расчет потерь полной мощности в трансформаторе

Текущие потери полной мощности рассчитываются для прямой последовательности токов и напряжений трансформатора. Система мониторинга производит сравнение потерь & в трансформаторе с теоретическими значениями при текущем уровне загрузки СТ.

В системе мониторинга производится оценка текущих значений импедансов продольной и поперечной ветви схемы замещения трансформатора (Рисунок Б.1).

Рисунок Б.1 - Т-образная схема замещения силового трансформатора:

А - двухобмоточного, Б - трехобмоточного (автотрансформатора)

Для двухобмоточных трансформаторов производится оценка импеданса продольной ветви 212 (полное сопротивление КЗ трансформатора) и импеданса поперечной ветви 20 (полное сопротивление, характеризующее магнитные потери в трансформаторе).

Для трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой НН производится оценка импедансов обмоток трансформатора (21 - сторона ВН, 22 - сторона СН/НН-1, 23 - сторона НН/НН-2) и импеданса поперечной ветви 20.

Система производит сравнение текущих расчетных значений 2 с их теоретическими (номинальными) значениями, которые определяются по исходным (задаваемым) параметрам трансформатора. Все расчетные значения импедансов приводятся к стороне высокого напряжения.

Коэффициент трансформации кт рассчитывается для прямой последовательности напряжений трансформатора и сравнивается с теоретическим (номинальным) значением. Для двухобмоточных трансформаторов производится расчет одного коэффициента трансформации кт (ВН-НН), для трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов) производится расчет коэффициентов трансформации кт12 (ВН-СН) и кт13 (ВН-НН). Расчет коэффициентов трансформации производится с учетом текущих положений ступеней регуляторов (РПН, ПБВ, ВДТ), установленных в трансформаторе (или в пределах измерительной системы).

Оценка напряжения КЗ ик и тока ХХ 1Х для двухобмоточных трансформаторов производится по расчетным значениям сопротивлений обмоток трансформатора 212 и сопротивления поперечной ветви 20 соответственно. Сравнение расчетных значений ик и 1х производится с исходными параметрами.

Система мониторинга производит контроль перегрузочной способности СТ и расчет износа витковой изоляции в соответствии с [74].

Контроль коэффициента загрузки СТ по высокой стороне напряжения ^ осуществляется по двум критериям: с учетом перегрузки СТ более 100 % и более заданного предела (по умолчанию более 150 %). В устройстве МИСТ для

формирования событий по первому критерию используется обозначение Lf(0), по второму критерию Lf(K2).

Расчетным показателем износа витковой изоляции трансформатора в соответствии с методикой [140] является время его работы F с учетом загрузки трансформатора (температуры верхних слоев масла ©м и наиболее нагретой точки обмоток ©об). Теоретически, при номинальной нагрузке СТ и при соблюдении определенного температурного режима окружающий среды расчетное допустимое время Fp должно соответствовать установленному нормативному сроку службы СТ (25 лет). Фактически, поскольку загрузка СТ и температурные условия его работы изменяются с течением времени, параметр F не будет равен фактическому времени работы трансформатора. Таким образом, если трансформатор работает в неблагоприятных условиях (периодические перегрузки, протекание сквозных токов КЗ и др.), расчетное время F будет меньше реального времени работы СТ. В противном случае, если трансформатор работает с загрузкой менее номинальной мощности и в благоприятных температурных условиях, расчетное время F будет больше реального времени работы СТ (нормативного срока службы).

Для продления срока службы трансформатора и обеспечения его необходимой разгрузки после аварийных перегрузок в системе вводится дополнительный показатель Fp, который равен отношению расчетного времени F к реальному времени работы системы мониторинга г.

Fp = F / г.

В случае, если Fp < 1 ( < 100 %), трансформатор работает с нагрузкой менее номинальной, и, соответственно, обеспечены условия для его работы с последующей перегрузкой. В случае, если Fp = 1 (100 %), трансформатор работает при номинальной нагрузке. В случае, если Fp > 1 ( > 100 %), трансформатор работает с перегрузкой, и необходимы условия для его дальнейшей разгрузки.

В системе мониторинга превышение Fp > 1 с заданным порогом фиксируются как события предупредительной и аварийной сигнализации аналогично событиям по другим диагностическим параметрам СТ.

В системе предусмотрена возможность либо получать значения температур ©м и ©об от внешних источников (датчиков температуры), либо производить их косвенную оценку с учетом текущего коэффициента загрузки ^ и температуры окружающей среды.

В системе мониторинга осуществляется контроль отклонения текущих значений диагностических параметров СТ от их теоретических (номинальных) значений. Допустимые отклонения контролируемых параметров зависят от характеристик измерительного канала системы мониторинга и нормативно установленных допустимых отклонений этих параметров [23].

Относительная погрешность измерительного канала напряжения б и и тока б1 определяются исходя из классов точности ИТН и ИТТ и пределов допускаемой погрешности УСВИ. Значения б и и 61 определяются для каждой стороны напряжения трансформатора.

По умолчанию для УСВИ принимаются значения б и = 0,2 %, 61 = 0,2 %.

Для ИТН и ИТТ значения б и и 61 принимаются в соответствии с их классом точности. Например, ИТТ класса точности 0^, значение 61 = 0,5 %.

ИТН класса точности 0,5, значение б и = 0,5 %.

Для системы мониторинга задаются суммарные значения б и и б1 по каждой стороне напряжения трансформатора (УСВИ + ИТН/ИТТ). Например, сторона ВН, ИТТ б1 = 0,5 %, УСВИ б1 = 0,2 %, б/1 = 0,5 + 0,2 = 0,7 %. Сторона СН, ИТН б и = 0,2 %, УСВИ, б и = 0,2 %, би2 = 0,2 + 0,2 = 0,4 %.

Расчетные значения б и и б1 для каждой стороны трансформатора корректируются с учетом его загрузки. В случае, когда трансформатор работает с минимальной нагрузкой, для которой ИТТ не находится в своем классе точности, вводятся корректирующие функции, увеличивающие диапазон допустимых отклонений параметров во избежание фиксации ложных событий.

В устройстве МИСТ предусмотрена возможность вывода графической информации о превышении тем или иным контролируемым параметром трансформатора заданных порогов с учетом их допустимых отклонений.

Прибор имеет двухступенчатую систему фиксации отклонений параметров:

уровень 1 - предупредительная сигнализация (желтый цвет индикации)

уровень 2 - аварийная сигнализация (красный цвет индикации).

Предупредительная сигнализация предполагает, что контролируемый параметр превысил пределы допустимого отклонения (ПДО) на некоторую величину, не превышающую 2ПДО, то есть отклонение параметра X находится в пределах 5X:

ПДО < 5X < 2ПДО.

Аварийная сигнализация предполагает, что контролируемый параметр значительно превысил пределы допустимого отклонения:

5X > 2 ПДО.

События предупредительной и аварийной сигнализации фиксируются в отчетах системы мониторинга СТ.

Для обеспечения корректной фиксации событий предупредительной и аварийной сигнализации, во избежание эффекта «дребезга» контролируемого параметра, в системе мониторинга предусмотрена минимальная длина события и коэффициент возврата в область допустимых значений.

При возникновении событий предупредительной и аварийной сигнализации на соответствующих экранах МИСТ производится их графическое отображение соответствующим цветом. На рисунках Б.2 - Б.4 приведены примеры отображения информации о событии на экранах МИСТ.

Система мониторинга осуществляет формирование отчетов о работе трансформатора за установленные отчетные периоды времени (день, неделя, месяц, год). Информация в отчете представлена в форме табличных данных. Отчет представляет собой текстовый файл в формате html, который может быть открыт текстовым редактором или браузером.

Т-1 35.6kV510.7kVA Г7

10.0 МУА I °

38.5 кУ -1

6.6 кУ

+74°С ^

отображение информации о аварийной сигнализации

(С37)(НМ| Т

13:51:37 1 Г

30.10.2Д 6.0МА37.0МА

Рисунок Б.2 - Отображение наличия событий на главном экране

13:49:40.080 30.10.24

Ша ШЬ Шс Укз 1х 212 20

От Рр

Рисунок Б.3 - Отображение информации в меню событий

Рисунок Б.4 - Отображение информации в табличной форме

События представлены в отчете в форме табличных данных, включающих информацию о количестве и общей суммарной длительности событий. События в таблице разделены на события предупредительной сигнализации (Уровень 1) и события аварийной сигнализации (Уровень 2).

В конце отчета приведены данные об общем времени работы системы мониторинга г (в днях, часах и минутах), расчетном времени общего износа витковой изоляции трансформатора F (в днях, часах и минутах), относительном износе витковой изоляции Fp (в процентах) и о качестве данных измерений.

В системе мониторинга осуществляется проверка качества данных измерений, которые поступают от измерительных устройств (УСВИ, датчиков температуры, регуляторов напряжения и др.) по специализированных протоколам.

Можно выделить два типа критериев качества данных:

- основные, касающиеся непосредственно валидности данных;

- дополнительные, отражающие физическое представление качества данных.

Например, к основным критериям следует отнести наличие частичной или

полной потери данных на отчетном периоде, несоответствующий тип данных и др.

К дополнительным критериям относятся допустимые числовые значения, которые могут принимать данные в ходе работы системы мониторинга.

Выполнение основных критериев качества данных отображается в конце формы отчета в процентах (позиция «Статус измерений»). Значение 100 % соответствует выполнению всех основных критериев качества данных измерений на отчетном периоде наблюдения.

Выполнение дополнительных критериев качества данных отображается в конце формы отчета в процентах (позиция «Дополнительные признаки»). Значение 100 % соответствует выполнению всех дополнительных критериев качества данных измерений на отчетном периоде наблюдения.

К дополнительным критериям качества измерений относится проверка соответствия измерений, передаваемых в систему мониторинга от ИТН и ИТТ, диапазонам допустимых значений, в которых можно считать, что эти измерения не искажены вследствие неправильной работы или неисправности ИТН/ИТТ.

Для этой цели в системе мониторинга введены следующие коэффициенты:

- коэффициенты несимметрии по обратной последовательности (индекс х);

- коэффициенты несимметрии по нулевой последовательности (индекс z).

Средние, минимальные и максимальные значения коэффициентов несимметрии представлены в табличной форме в отчете. Расчет коэффициентов несимметрии производится для напряжений и токов трансформатора. Выражения для расчета коэффициентов несимметрии основаны на положениях стандарта [21].

Коэффициенты несимметрии представлены для каждой стороны напряжения трансформатора. Соответственно, для двухобмоточных трансформаторов общее количество коэффициентов - 8, для трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой - 12.

Например, Ки1х - коэффициент несимметрии напряжений ВН по обратной последовательности, К12г - коэффициент несимметрии токов СН/НН по нулевой последовательности.

Для каждого коэффициента несимметрии задан соответствующий порог, превышение которого влияет на процент качества данных по дополнительным критериям.

При анализе отчетов о работе силового трансформатора следует учитывать отображаемые значения качества данных. В случае, если качество данных становится менее 100 %, и при этом в отчете фиксируются события об отклонении того или иного параметра, эти события могут быть обусловлены низким качеством данных измерений, которое не зависит от работы системы мониторинга. При наличии событий аварийной сигнализации (Уровень 2) качество данных может быть проверено непосредственно по записям регистратора аварийных событий.

В системе мониторинга предусмотрена запись событий аварийной сигнализации (табличная форма отчета «События и режимы», Уровень 2). Запись события представляет собой текстовый файл, содержащий данные о дате и времени измерений, модули и углы синхронизированных векторов фазных напряжений и токов трансформатора.

Частота записи векторов напряжения и тока СТ зависит от условий их измерений с помощью УСВИ. Стандартная частота записи составляет 50 Гц.

В общем случае время записи события зависит от его длительности, но по умолчанию, если событие является длительным, не превышает 10 мин.

В записи события предусмотрено время режима, предшествующего событию (1 мин) и время режима после окончания события (1 мин) для событий длительностью менее 10 мин.

Анализ данных о состоянии силового трансформатора может осуществляться непосредственно по текущим значениям контролируемых параметров на экране МИСТ, по табличным данным отчетов системы мониторинга и по записям регистратора аварийных событий. Кроме того, для системы мониторинга может быть предусмотрена реализация веб-интерфейса, в котором контролируемые диагностические параметры трансформатора будут отражены в различной графической и табличной форме, аналогично экранам МИСТ.

Наиболее существенными критериями, характеризующими работу силового трансформатора, являются события предупредительной и аварийной сигнализации, отображаемые на экранах МИСТ и в форме отчетов.

События предупредительной сигнализации могут рассматриваться в качестве индикаторов, характеризующих наличие некоторых изменений в состоянии трансформатора, не связанных с нарушением его работы или повреждением, но не соответствующих его нормальному режиму работы. При периодической или постоянной предупредительной сигнализации события по тому или иному параметру следует обратить внимание на измеренные средние, минимальные и максимальные значения этого параметра и проанализировать отчеты за прошедший период наблюдения. События аварийной сигнализации могут рассматриваться в качестве индикаторов, характеризующих существенные изменения в состоянии трансформатора, которые могут быть косвенно связаны с нарушением его работы или развитием повреждения. Периодическая или постоянная аварийная сигнализация по тому или иному параметру предполагает, что необходимо принять меры для обеспечения дополнительного контроля за состоянием трансформатора (периодический осмотр, возможная корректировка плана по техническому обслуживанию и ремонту и др.). При возникновении событий аварийной сигнализации рекомендуется провести анализ записей регистратора аварийных событий и сформированных отчетов за установленный период наблюдения.

Приложение В

Тестирование разработанных способов оценки сопротивления на основе синхронизированных векторных измерений по данным осциллограмм

аварийных событий

В настоящем приложении рассматривается тестирование разработанных методов оценки сопротивления линии и петли КЗ на основе измерений синхровекторов напряжения и тока по данным осциллограмм коротких замыканий в воздушных линиях 110 кВ с двухсторонним питанием.

В приложении рассматривается два события:

- однофазное КЗ в фазе А на одной из отпаек двухцепной линии 110 кВ;

- двухфазное КЗ в фазах А-В в одноцепной линии 110 кВ с отпайками.

Рассмотрим пример № 1.

В одной из цепей воздушной линии 110 кВ, объединяющей между собой две энергосистемы, 28 октября 2023 г. приблизительно в 03:30 ч было зарегистрировано короткое замыкание в фазе А через переходное сопротивление. Структурная схема рассматриваемого участка сети приведена на рисунке В.1.

Рисунок В.1 - Структурная схема сети 110 кВ для примера № 1

Воздушная линия имеет две отпайки: к подстанции № 1 (ПС-1) и к подстанциям № 2-3 (ПС-2 и ПС-3). Предполагаемое место КЗ находится в конце отпайки к ПС-3. На схеме (рисунке В.1) обозначены сопротивления, оценка которых производится с помощью разработанных способов (глава 3) на основе измерений синхровекторов напряжения и тока.

На рисунке В.2 приведены осциллограммы напряжений и токов во время аварийного события в линии (начало КЗ - 0,1 с).

Короткое замыкание было отключено дифференциально-фазной защитой линии приблизительно через 230 мс от начала КЗ. Через 6,4 с цепь была успешно включена через АПВ, таким образом, повреждение самоустранилось.

О 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4

-/,кА \ Л 7 гл

— '1а V >1

\

НТТГ1

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4

/,кА 'л 1 1 и (О, /-,

/л м / г м м м м м м м м м л

1 V V

Рисунок В.2 - Осциллограммы напряжений и токов при КЗ в примере № 1

При анализе расчетной схемы КЗ необходимо учитывать: - наличие емкостного тока линии;

- сопротивление нулевой последовательности;

- взаимное влияние параллельной линии (сопротивление взаимоиндукции);

- наличие переходного сопротивления в месте КЗ.

В соответствии с известными марками, сечениями и длинами линий (рисунок В.1) произведем расчет теоретических параметров линии и петли КЗ [68-70, 118]:

- емкостный ток линии /с — 7,12 А;

- сопротивления прямой последовательности z±2 — 3,59+ /12,06 Ом, ^ =0,98 + j'3,28 Ом, з =10,04 + ./'18,62 Ом, ^ =7,43 + ./'9,84 Ом;

- сопротивления нулевой последовательности ^=16,73 + ^87,5 Ом, Zo2= 10,87 + у 46,25 Ом;

- сопротивления взаимоиндукции линий zM] = 6,69+ /43,5 Ом, =3,44 + 722,37 Ом.

Полученные параметры будут использованы для сравнения с результатами оценки сопротивления петли КЗ на основе односторонних и двухсторонних измерений синхровекторов напряжения и тока.

Оценка синхровекторов напряжения и тока по концам линии осуществляется на основе записи данных мгновенных значений напряжений и токов, полученных с помощью регистраторов аварийных событий. Поскольку на подстанциях по концам линии установлены регистраторы с разной частотой дискретизации (1,8 и 2 кГц), была произведена линейная интерполяция сигнала меньшей частоты для обеспечения расчета синхровекторов. Этот фактор, а также погрешность ТТ и ТН могут оказывать влияние на результат расчета.

Емкостный ток линии учитывается согласно разработанным способам оценки сопротивления линии и петли КЗ на основе двухсторонних измерений синхровекторов напряжения и тока. При односторонних измерениях учитывается влияние контура нулевой последовательности на результаты замера. Кроме того, в соответствии с положениями [123], для двухцепной линии также учитывается взаимное влияние параллельной линии и влияние сопротивления дуги в месте КЗ.

Для двухсторонних измерений синхровекторов тип КЗ не оказывает влияния на результаты расчета, поскольку переходное сопротивление в месте КЗ и параметры контура НП исключаются из расчетной схемы.

Рассмотрим результаты оценки сопротивления петли КЗ при односторонних и двухсторонних измерениях синхровекторов. На рисунке В.3 приведены графики полученных сопротивлений, а в таблицах В.1 - В.2 приведены статистические данные, характеризующие отклонение расчетных параметров от теоретических.

Рисунок В.3 - Оценка сопротивлений петли КЗ на основе односторонних и двухсторонних измерений синхровекторов напряжения и тока (пример 1)

Таблица В.1 - Результаты оценки сопротивления петли КЗ со стороны ЭС-1

Величина Я1 Я12 Х12

5Я (5Х), % 7,05 4,97 5,56 1,4

¿уст, мс 20 20 9 11

Таблица В.2 - Результаты оценки сопротивления петли КЗ со стороны ЭС-2

Величина Я2 ^2 Я21 Х21

5Я (5Х), % 4,56 3,96 10,55 4,72

¿уст, мс 20 20 9 11

В таблицах В.1 - В.2 показаны отклонения расчетных параметров 5Я (5Х) от теоретических значений в установившемся режиме КЗ, а также показано время ?уст, при котором эти значения устанавливаются. Например, для оценки Я12 отклонение от теоретического значения 5,56 % устанавливается за время не более 9 мс.

Точность оценки Я21 и Х21 несколько ниже, чем Я12 и Х12, поскольку КЗ происходит вблизи от подстанции со стороны источника ЭС-2.

Можно отметить, что по результатам оценки получены достаточно точные значения сопротивлений, характеризующих расстояние до точки КЗ (Я1, Х1, Я2, Х2) и расстояние на линии до отпайки, где произошло КЗ (Я12, Х12, Я21, Х21). При этом применение разработанных способов оценки на основе двухсторонних измерений синхровекторов напряжения и тока позволили получить точные значение до окончания переходного процесса (9 - 11 мс). Для односторонних измерений также может быть произведена предложенная в работе процедура исключения влияния предыдущего режима на оценку сопротивления петли КЗ (рисунок В.4).

Рисунок В.4 - Применение процедуры исключения влияния начальных условий на результат оценки сопротивления петли КЗ (пример 1): 1 - исходная оценка сопротивления, 2 - оценка после применения процедуры

В примере (рисунок В.4) учитывается, что факт КЗ в сети зарегистрирован с задержкой около 2 мс, после чего применена предлагаемая процедура (глава 3). В этом случае влияние переходного режима на оценку сопротивлений значительно снижается, что можно видеть по графикам. Таким образом, процедура может быть

использована для ускорения действия дистанционной защиты и повышения ее чувствительности и селективности действия.

Рассмотрим второй пример короткого замыкания в линии.

Событие произошло 09 июня 2023 г. приблизительно в 13:20 ч. Объектом является одноцепная воздушная линия 110 кВ, связывающая между собой энергосистемы ЭС-1 и ЭС-2. Линия имеет две отпайки к подстанциям № 1 и № 2.

В сети было зарегистрировано двухфазное КЗ, которое было отключено устройством релейной защиты сначала со стороны ЭС-2 (79 мс от начала КЗ), а затем со стороны ЭС-1 (889 мс от начала КЗ). АПВ линии после КЗ было неуспешным, поэтому линия была повторно отключена через 12 с от начала КЗ с аналогичными выдержками времени со стороны ЭС-1 и ЭС-2. По факту установлено, что КЗ произошло в конце линии со стороны ЭС-2 (рисунок В.5).

Рисунок В.5 - Структурная схема сети 110 кВ для примера № 2

В рассматриваемом примере линия также имеет две отпайки, которые могут влиять на результат оценки сопротивления петли КЗ. Поскольку КЗ произошло в самой линии, а не на отпайке, результаты оценки сопротивлений на основе односторонних и двухсторонних измерений синхровекторов напряжения и тока должны совпадать. Теоретические значения параметров линии и петли КЗ:

- емкостный ток линии /с = 24,3 А;

- сопротивления прямой последовательности ^=^=12,37+ /32,54 Ом, = ^ = 2,07 + 45 Ом.

На графиках ниже (рисунок В.6) представлены осциллограммы напряжений и токов во время события (начало КЗ в 0,05 с, фазы А-В).

Рисунок В.6 - Осциллограммы напряжений и токов при КЗ в примере № 1

По графикам токов со стороны ЭС-2 (рисунок В.6) видно, что при КЗ происходит насыщение ТТ под действием апериодической составляющей тока КЗ.

Поскольку КЗ отключается со стороны ЭС-2 через 79 мс, сравнение оценки сопротивлений петли КЗ с помощью односторонних и двухсторонних измерений синхровекторов напряжения и тока может осуществляться только в начальный период КЗ. Далее возможна оценка сопротивлений только со стороны ЭС-1.

На графиках на рисунке В.7 представлены результаты оценки сопротивлений.

В таблицах В.3 - В.4 показаны общие результаты расчетов.

1, с

о1-

О 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07

г,Ом

\ ^ - _А_

V ->0*

Рисунок В.7 - Оценка сопротивлений петли КЗ на основе односторонних и двухсторонних измерений синхровекторов напряжения и тока (пример 2)

Таблица В.3 - Результаты оценки сопротивления петли КЗ со стороны ЭС-1

Величина Ях Хх Я12 Х12

5Я (5Х), % 2,14 2,1 2,78 2,36

¿уст, мс 20 20 5 5

Таблица В.4 - Результаты оценки сопротивления петли КЗ со стороны ЭС-2

Величина Я2 Х2 Я21 Х21

5Я (5Х), % 1,67 1,64 2,63 1,56

¿уст, мс 20 20 10 10

По графикам на рисунке В.7 и данным таблиц В.3 - В.4 можно сделать следующие выводы по результатам расчета:

- отклонение оценки сопротивлений не превышает 3 %;

- на оценку сопротивлений влияет насыщение ТТ в начале КЗ;

- двухсторонние измерения обеспечивают высокую скорость для достоверной оценки сопротивлений (5-10 мс);

- при КЗ с течением времени наблюдается изменение оценки сопротивления, что указывает на наличие переходного сопротивления дуги в месте КЗ.

Рассмотрим также пример исключения влияния начальных условий КЗ на результат оценки сопротивления петли КЗ на основе односторонних измерений синхровекторов напряжения и тока (рисунок В.8).

Рисунок В.8 - Применение процедуры исключения влияния начальных условий на результат оценки сопротивления петли КЗ (пример 2): 1 - исходная оценка сопротивления, 2 - оценка после применения процедуры

В этом случае (рисунок В.8) также получен результат, подтверждающий, что применение предлагаемой процедуры позволяет существенно ускорить получение достоверной оценки сопротивления петли КЗ на основе односторонних измерений синхровекторов, что может быть применено в дистанционной защите линии.

Таким образом, тестирование разработанных методов оценки сопротивления линии и петли КЗ на основе СВИ по данных осциллограмм аварийных событий подтверждает эффективность их применения.

Приложение Г