Средства всережимного моделирования высокочастотной дифференциально-фазной защиты линий электропередачи тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук Рубан, Николай Юрьевич

• Рубан, Николай Юрьевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Рубан, Николай Юрьевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОБЛЕМЫ АДЕКВАТНОЙ НАСТРОЙКИ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ЗАЩИТЫ

1.1 Общая характеристика исследуемой проблемы

1.2. Анализ существующих средств моделирования

1.3. Выводы

ГЛАВА 2. КОНЦЕПЦИЯ И МЕТОДИКА ВСЕРЕЖИМНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

2.1. Общие положения концепции всережимного моделирования высокочастотной дифференциально-фазной защиты линий электропередачи

2.2. Методика осуществления концепции всережимного моделирования высокочастотной дифференциально-фазной защиты линий электропередачи

2.3. Выводы

ГЛАВА 3. ВСЕРЕЖИМНЫЕ МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

3.1. Всережимная математическая модель дифференциально-фазной защиты линий электропередачи на электромеханической элементной базе

3.2. Всережимная математическая модель дифференциально-фазной защиты линий электропередачи на микропроцессорной элементной базе

3.3. Всережимная математическая модель высокочастотного тракта дифференциально-фазной защиты линий электропередачи

3.4. Выводы

ГЛАВА 4. РЕАЛИЗАЦИЯ СРЕДСТВ ВСЕРЕЖИМИОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНЫХ ЗАЩИТ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

4.1. Программная реализация всережимных математических моделей дифференциально-фазных защит линий электропередачи

4.2. Экспериментальные исследования средств всережимного моделирования дифференциально-фазной защиты ДФЗ-201 линий электропередачи

4.3. Экспериментальные исследования средств всережимного моделирования цифровой дифференциально-фазной защиты линий электропередачи

4.4. Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. МЕТОДИКИ РАСЧЕТА УСТАВОК ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ЗАЩИТЫ РАЗЛИЧНЫХ ИСПОЛНЕНИЙ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. ОСНОВНЫЕ ФРАГМЕНТЫ ПРОГРАММНОЙ РЕАЛИЗАЦИИ РАЗРАБОТАННЫХ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

ПРИЛОЖЕНИЕ В. ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕМЕНТОВ ВСЕРЕЖИМНЫХ МОДЕЛЕЙ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. АКТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Средства всережимного моделирования высокочастотной дифференциально-фазной защиты линий электропередачи»

ВВЕДЕНИЕ

Проблема и ее актуальность

От правильности функционирования устройств релейной защиты зависит не только сохранность защищаемого оборудования, но также надежность и эффективность функционирования электроэнергетических систем (ЭЭС) в целом. Между тем, в соответствии с [1-^7], 25-28% тяжелых системных аварий в ЭЭС происходит из-за неправильных действий релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗ и ПА), существенное место среди которых в российских ЭЭС занимает высокочастотная дифференциально-фазная защита (ВЧДФЗ), являющаяся основной защитой линий электропередачи (ЛЭП) высокого напряжения [8]. Данная статистика не включает аппаратные неисправности устройств РЗ и ПА, и поэтому главной причиной неправильных действий становится их неадекватная реальным условиям функционирования настройка, которая определяется двумя взаимосвязанными факторами:

1) использование при проектировании и эксплуатации данных средств, в том числе ВЧДФЗ, недостаточно полной и достоверной информации о возможных процессах в ЭЭС и соответственно в защищаемом объекте;

2) чрезмерно приближенный и обобщенный учет погрешностей, формируемых измерительными трансформаторами (ИТ) и собственно аппаратурой используемых типов защиты.

Минимизация этих факторов в целом является задачей общего развития и совершенствования средств расчета режимов и процессов в реальных ЭЭС, в которых в настоящее время превалирует направление сугубо численного их моделирования [9-16]. Однако присущая этому направлению и хорошо известная по характеристикам данных средств принципиально неизбежная необходимость применения декомпозиции процессов и существенных упрощений математических моделей реальных ЭЭС, особенно элементов электрических сетей, создает не только проблему адекватного воспроизведения единого спектра квазиустановившихся и переходных процессов в оборудовании

и ЭЭС при всевозможных нормальных, аварийных и послеаварийных режимах их работы, затрудняющую снижение влияния первого фактора, но и исключает возможность определяемого вторым фактором адекватного моделирования средств РЗ и ПА и, соответственно, минимизации его влияния на правильность функционирования данных средств. В результате вышеизложенного проблема радикального снижения влияния указанных факторов на их функционирование остаётся нерешённой.

Стремлению решения этой задачи посвящены множество работ отечественных и зарубежных учёных: Атабекова Г.И., Багинского JI.B., Вавина В.Н., Гуревича В.И., Дроздова А.Д., Дони H.A., Засыпкина A.C., Иванова В.П., Казанского В.Е., Кнобеля Я., Кожина А.Н., Кутявина И.Д., Левиуша А.И., Лоханина Е.К., Лямеца Ю.Я., Наумова В.А., Нудельмана Г.С., Овчаренко Н.И., Подгорного Э.В., Рубинчика В.А., Сапира Е.Д., Торопова Г.Э., Фабриканта В.Л., Федосеева A.M., Шабада М.А., Шнеерсона Э.М., Якубсона Г.Г., Dewadas М., Dommel H.W., Perez S.G.A., Sachdev M.S., Vazquez E. и др. [17-56, 99-112]. Однако проблема продолжает сохраняться.

Несмотря на взаимосвязанность названных факторов, первоочередным в решении данной проблемы, несомненно, является второй из них, т.к. минимизация первого фактора невозможна без учета второго. Кроме того, поскольку наиболее значимые негативные технологические и экономические последствия возникают при неправильных действиях основных защит, первостепенной становится проблема минимизации второго фактора именно для этих защит. Ввиду различных принципов их работы решение данной проблемы в целом образует совокупность весьма сложных, ориентированных на эти принципы задач. Представленная диссертационная работа посвящена решению такого рода актуальной задачи для ВЧДФЗ.

Целью работы является создание средств моделирования ВЧДФЗ, позволяющих радикально минимизировать влияние на правильность

функционирования погрешностей, формируемых их конкретными реализациями и ИТ.

Для достижения обозначенной цели поставлены и решены следующие задачи:

1. Анализ и обоснование причин неадекватной настройки ВЧДФЗ, связанных со свойствами и возможностями существующих программных и программно-технических средств, используемых для моделирования режимов, процессов в ЭЭС и расчета уставок.

2. Определение и обоснование направления и методики решения проблемы адекватной конкретным условиям функционирования настройки ВЧДФЗ различных исполнений.

3. Синтез на основе сформулированной методики математических моделей ВЧДФЗ, учитывающих особенности конкретных реализаций.

4. Разработка программно-технических средств всережимного моделирования ВЧДФЗ различных исполнений, ориентированных на использование массивов мгновенных значений данных регистраторов аварийных событий и на применение во всережимных моделирующих комплексах ЭЭС.

5. Экспериментальные исследования разработанных средств адекватного моделирования ВЧДФЗ.

Идея работы

Основной идеей работы является создание средств моделирования ВЧДФЗ, позволяющих осуществлять адекватную настройку и проверку ВЧДФЗ для реальных условий их функционирования, на основе достаточно полной и достоверной информации о процессах в ЭЭС с учетом ИТ и конкретной реализации защиты.

Методы исследований

Для решения поставленных задач использовались фундаментальные законы и методы теоретических основ электротехники и математического анализа, в частности метод направленных графов. Реализация разработанных

средств моделирования ВЧДФЗ осуществлена посредством объектно-ориентированного программирования. Тестирование и экспериментальные исследования созданных средств выполнены с помощью сертифицированных программных комплексов: АРМ СРЗА (комплекс программ для расчетов электрических величин при повреждениях сети и уставок релейной защиты), MathCAD, Maple, MATLAB, Microsoft Visual Studio 2010 Professional (версия 10.0.40219.1 SPlRel), а также прошедшего всесторонние испытания и опытную эксплуатацию всережимного моделирующего программно-технического комплекса реального времени ЭЭС (ВМК РВ ЭЭС).

Достоверность результатов исследований подтверждается корректностью использования классических положений и фундаментальных законов электротехники и математического анализа, а также соответствием экспериментальных результатов, полученных с помощью разработанных средств всережимного моделирования ВЧДФЗ, теоретически прогнозируемым и данным тестового компьютерного моделирования.

Научная новизна

1. Сформулирована и обоснована методика создания средств всережимного моделирования ВЧДФЗ.

2. Синтезированы всережимные математические модели электромеханических и микропроцессорных ВЧДФЗ, достаточно полно и достоверно воспроизводящие процессы в конкретных реализациях этих защит и ИТ.

3. Разработаны защищенные патентами программно-технические устройства (специализированные процессоры) для всережимного моделирования в реальном времени трехфазных линий электропередачи с распределенными и сосредоточенными параметрами, адаптированные к применению в ВМК РВ ЭЭС и использованию созданных средств моделирования ВЧДФЗ с целью их исследования и адекватной настройки для конкретных условий функционирования в ЭЭС.

Практическая значимость решения проблемы

Свойства и возможности разработанных средств моделирования ВЧДФЗ позволяют надежно и эффективно решать следующие важнейшие практические задачи:

• осуществлять всестороннее исследование ВЧДФЗ на электромеханической или микропроцессорной элементной базе, путем анализа процессов во всех основных функциональных элементах этих защит при реальных и достоверных массивах мгновенных значений данных на входах исследуемой конкретной ВЧДФЗ и ИТ;

• адекватно настраивать ВЧДФЗ различного исполнения для конкретных условий их функционирования в ЭЭС путём использования разработанных программных средств моделирования ВЧДФЗ на персональном компьютере и режимной информации в виде массивов значений, в том числе в формате СОМТИАБЕ, полученных с помощью средств всережимного моделирования ЭЭС или аварийных регистраторов;

• выявлять причины неправильной работы ВЧДФЗ, связанные с конкретными условиями её работы, а также с функционированием совокупности всех или отдельных её элементов в зависимости от типа исполнения, и на основе проведенного анализа разрабатывать рекомендации по их устранению или минимизации, в том числе путем модернизации и модификации существующих ВЧДФЗ, а также разработки новых более совершенных ВЧДФЗ.

Реализация и практическое применение результатов работы

Разработанные средства моделирования ВЧДФЗ реализованы в виде специализированного программного продукта для автономного использования на персональном компьютере, а также в виде программного кода, интегрированного в специализированные программно-технические устройства всережимного моделирования в реальном времени трехфазных линий электропередачи и ЭЭС в целом. Предназначены для использования в

проектных и научно-исследовательских организациях электроэнергетики, службах РЗ ЭЭС, а также в ВУЗах электроэнергетического профиля.

Результаты данной диссертационной работы использованы в ряде НИР, выполненных при личном участии автора:

1. Хоздоговор между ОАО «НТЦ Электроэнергетики» и ТПУ № 75 84/1 Oy «Разработка технических предложений по применению Всережимного моделирующего комплекса реального времени электроэнергетических систем (ВМК РВ ЭЭС) «Томск» в составе активно-адаптивной сети МЭС Сибири и разработка моделируемой схемы режимов работы электрической сети напряжением 220 кВ и выше ОЭС Сибири». Руководитель: Боровиков Ю.С. Сроки выполнения работы: 01.10.2010 г. - 30.04.2011 г.

2. Госконтракт № ГК 14.740.11.0526 «Всережимное моделирование в реальном времени функционирования релейной защиты и противоаварийной автоматики электроэнергетических систем для исследования эффективности транспортировки и распределения электроэнергии». Руководитель: Прутик А.Ф. Сроки выполнения работы: 10.12.2010 г. - 14.10.2011 г.

3. Хоздоговор между ЗАО «НОВИНТЕХ» и ТПУ № 2-496/2011у «Разработка проекта всережимной трехфазной модели энергокластера Эльгауголь и создание программно-технической базы для решения задач адаптивной автоматической системы оптимального управления и регулирования напряжения и реактивной мощности (ААСОУ)». Руководитель: Боровиков Ю.С. Сроки выполнения работы: 03.10.2011 г. - 30.04.2012 г.

4. Госконтракт № ГК 16.513.11.3123 «Разработка методов и средств управления интеллектуальными энергосистемами на Всережимном моделирующем комплексе реального времени электроэнергетических систем (ВМК РВ ЭЭС)». Руководитель: Гусев A.C. Сроки выполнения работы: 13.10.2011 г.-06.09.2012 г.

5. Госконтракт № ГК 07.514.11.4075 «Информационно-телекоммуникационная моделирующая система реального времени

интеллектуальных энергосистем». Руководитель: Боровиков Ю.С. Сроки выполнения работы: 13.10.2011 г. - 06.09.2012 г.

Кроме того, результаты работы используются в учебном процессе по дисциплине «Релейная защита и автоматика энергосистем» в Энергетическом институте Национального исследовательского Томского политехнического университета и рекомендованы для применения в ОАО «Томские магистральные сети» (подтверждено актами об использовании результатов Приложение Г).

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Результаты анализа причин неправильных действий ВЧДФЗ в ЭЭС и обоснование направления решения проблемы их адекватной настройки.

2. Предложенная методика создания средств всережимного моделирования ВЧДФЗ, достаточно полно и достоверно учитывающих аппаратные погрешности конкретной реализации защит и ИТ.

3. Синтезированные всережимные математические модели ВЧДФЗ электромеханического и микропроцессорного исполнения.

4. Разработанные программные средства реализации всережимных математических моделей ВЧДФЗ.

5. Результаты экспериментальных исследований функционирования разработанных средств всережимного моделирования ВЧДФЗ в ЭЭС.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались, обсуждались и демонстрировались на региональных, всероссийских и международных конференциях, семинарах и выставках:

1. Всероссийская научная конференция молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации», НГТУ, г. Новосибирск, 2010г. и 2011г.

2. Шестнадцатая всероссийская научно-техническая конференция «Энергетика: Экология, Надежность, Безопасность», ТПУ, г. Томск, 2010г.

3. Международная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», ТПУ, г. Томск, 2011г.

4. Международная научно-техническая конференция «Энергетика глазами молодежи», УрФУ (г. Екатеринбург, 2010 г.), СамГТУ (г. Самара, 2011г.).

5. Всероссийская молодежная конференция «Химическая физика и актуальные проблемы энергетики», ТПУ, г. Томск, 2012 г.

6. Научно-практическая конференция «Актуальные вопросы противоаварийного управления ОЭС Сибири», ОДУ Сибири, г. Кемерово, 2012г.

7. 14-ый международный форум «Высокие технологии XXI века», г. Москва, 24-27 апреля 2013г. (разработка отмечена медалью).

8. Московский международный энергетический форум «ТЭК-2013 в XXI веке», г. Москва, 8-11 апреля 2013г. (разработка отмечена медалью).

9. Международная выставка изобретений, г. Женева, Швейцария, 10-14 апреля 2013г. (разработка отмечена золотой медалью).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 25 работ, в том числе 2 статьи в рецензируемых периодических изданиях по перечню ВАК РФ [57, 58] и 2 патента РФ на изобретение № 2469393, № 2469394 [59, 60].

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников из 112 наименований и 4 приложений. Объем основной части диссертации составляет 166 страниц, содержит 150 рисунков и 5 таблиц. Приложения представлены на 39 страницах, содержащих 9 таблиц.

ГЛАВА 1. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОБЛЕМЫ АДЕКВАТНОЙ НАСТРОЙКИ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ЗАЩИТЫ

1.1 Общая характеристика исследуемой проблемы

Как уже было отмечено ранее, одной из основных причин неправильных действий РЗ, в частности ВЧДФЗ, является неадекватная для конкретных их реализаций и условий функционирования настройка, связанная с чрезмерно обобщенным учётом погрешностей, формируемых ИТ и собственно аппаратурой используемой защиты, а также использованием недостаточно достоверной первичной режимной информации. В совокупности это означает, что в соответствии с существующими методиками расчета уставок РЗ, учет реальных условий функционирования конкретных исполнений защиты осуществляется весьма упрощенно - посредством различных обобщенных отстроечных коэффициентов. Последнее обусловлено тем, что в программных комплексах, используемых для определения уставок РЗ, в которых расчет производится в строгом соответствии с существующими методиками, а также в комплексах для моделирования режимов и процессов в ЭЭС используется ряд ограничений и допущений, способных вносить погрешности в воспроизводимую первичную режимную информацию и её преобразование конкретными реализациями ВЧДФЗ. Для обоснования вышеизложенного выполнен всесторонний анализ ВЧДФЗ на электромеханической и микропроцессорной элементной базе и определены все факторы, значимо влияющие на их оптимальную настройку в конкретных условиях функционирования. Для определения степени влияния на формирование погрешностей функциональных элементов ВЧДФЗ, составлена представленная на рисунке 1.1 её обобщённая схема.

Ху1 Ху2

Ху1 Ху2

Рисунок 1.1 - Обобщенная функциональная схема ВЧДФЗ, где: ИТТ и ИТН -измерительные трансформаторы тока и напряжения соответственно

Приведенная на рисунке 1.1 структура отражает все варианты реализации ВЧДФЗ, независимо от элементной базы.

Измерительная часть (ИЧ) в зависимости от исполнения включает в себя: • для электромеханических защит - токовый орган (два реле тока типа РТ-40); фильтр-реле токов обратной и нулевой последовательностей (ФТОП и ФТНП), выполненное с помощью промежуточных трансформаторов, трансреактора, фильтрующих и выпрямительных элементов, поляризованных реле; индукционное реле сопротивления; орган манипуляции ВЧ передатчиком, выполненный на базе трансреактора, промежуточного трансформатора с нагрузкой в виде резисторов и конденсатора; орган сравнения фаз,

выполненный на базе промежуточного трансформатора, фильтрующих и выпрямительных элементов, поляризованного реле;

• для микропроцессорных защит - промежуточные измерительные трансформаторы тока и напряжения, а также частотные фильтры.

Передающая часть (ПЧ) представляет собой высокочастотную составляющую защиты и в независимости от типа исполнения содержит: участок линии электропередачи (ЛЭП), связывающий полу комплекты на противоположных концах защищаемой лини; ВЧ заградители, конденсаторы связи, фильтры присоединения и ВЧ кабели для каждого конца защищаемой линии соответственно. Названные элементы ПЧ представляют собой электрическую схему, содержащую ЯЬС элементы, существенно влияющие на передаваемый сигнал. Кроме вышеупомянутых элементов ПЧ, в ее состав также входят передатчики и приемники ВЧ сигнала.

Логическая (ЛЧ) и исполнительная (ИсЧ) части защиты не вносят погрешности в результат преобразования сигнала первичной режимной информации, а влияют только на задержку срабатывания защиты и могут быть учтены логическими операциями и временными задержками, независимо от исполнения моделируемого типа ДФЗ. Так для электромеханических защит ЛЧ и ИсЧ представляют собой ряд промежуточных реле и реле времени, не являющихся непосредственной нагрузкой измерительных трансформаторов, а для микропроцессорных ДФЗ они реализуются логическими операциями в микропроцессоре.

Из вышеизложенного следует, что именно ИЧ и ПЧ служат основными источниками погрешностей и, соответственно, главной причиной неправильной настройки ВЧДФЗ.

Поскольку элементы ИЧ и ПЧ, а также входные ИТ, неизбежно вносят нередко существенные искажения в исходный сигнал, при расчете уставок данное обстоятельство учитывается с помощью различных обобщенных отстроечных коэффициентов, величина которых отличается для разных

реагирующих органов и типов исполнения панели ДФЗ. В итоге это приводит к завышению или занижению значения рассчитываемой уставки в зависимости от конкретных условий функционирований ВЧДФЗ.

Отмеченную проблематику наглядно иллюстрируют и подтверждают приведенные в приложении А основные расчетные выражения определения уставок ВЧДФЗ [61-^64] различных типов исполнения из которых следует, что все они основаны на Руководящих указаниях по релейной защите для ВЧДФЗ [61], в которых отстройка от различных погрешностей производится с помощью ранее обозначенных обобщенных коэффициентов:

• коэффициент надежности (отстройки) - кн (к0тс), который используется для учета погрешностей реле и ИТ, неточностей расчета токов КЗ, а также для согласования уставок реагирующих органов своей и противоположной подстанций и принимает значения в диапазоне 1,1-^4 в зависимости от конкретного случая. Использование обобщенного коэффициента является весьма приблизительным способом настройки реагирующих органов защиты, не позволяющим достоверно учитывать особенности функционирования конкретных реле, что может привести к неправильным действиям одного из органов или ДФЗ в целом;

• коэффициенты небаланса - к2нв и кпНБ, которые используются для расчета токов небаланса обратной и нулевой последовательностей, при чем значение к0НБ выбирается из диапазона 0,02-Ю,03, а значение к2нв рассчитывается по формуле:

НБ / З)2 + {кГ ■ цг)2 + (БФ)2 + (к1НЕСИМ )2 ] ,

где: £} - полная погрешность ИТТ класса точности ЮР, принимаемая £1=0,03 [67] в установившемся режиме и при номинальной вторичной нагрузке; Ь- коэффициент частотной зависимости ФТОГТ, принимаемый к/=0,23 [65]; О/ - относительная погрешность отклонения частоты, принимаемая 0/=0,03\ Оф -относительная погрешность настройки фильтра с учётом погрешности датчиков

тока, принимаемая 0ф=0,005\ к2нЕсим ~ коэффициент несимметрии тока обратной последовательности [66], принимаемый к2нЕсим =0,02.

В представленной формуле значения всех коэффициентов являются фиксированными и соответствуют номинальному режиму работы оборудования, хотя, очевидно, что погрешности ИТ не являются постоянными и зависят от величины входного тока и вторичной нагрузки. Учет несимметрии в нормальном нагрузочном режиме работы фиксированным коэффициентом также не позволяет произвести настройку реле в соответствии с реальными условиями функционирования;

• коэффициент апериодической составляющей - кАПЕР, принимающий значения в диапазоне 1-2, который используется в частном случае защиты линии, выполняемой с использованием полукомплектов, устанавливаемых на питающих концах линии с ответвлениями, при отсутствии полукомплектов защиты на концах без питания, для отстройки от внешних КЗ за трансформатором конца линии, на котором защиты не устанавливаются. Причем предлагаемый диапазон правомерен только в случае активно-индуктивного характера нагрузки линии, а в случае емкостного характера величина апериодической составляющей тока короткого замыкания может выйти за пределы диапазона.

Совокупность приведенной информации по применяемой в настоящее время методике настройки ВЧДФЗ полностью подтверждает существование и влияние второго фактора возможных неправильных действий ВЧДФЗ, независимо от их исполнения, а именно: весьма приближенный и обобщенный учет погрешностей, вносимых их реализациями и ИТ, посредством обозначенных в методиках фиксированных коэффициентов. При этом очевидной становится также необходимость выбора уставок с учетом конкретных условий функционирования ВЧДФЗ и, соответственно, использования достаточно полной и достоверной информации о возможных процессах в ЭЭС и защищаемом объекте. Последнее указывает на

необходимость анализа возможностей получения этой информации с помощью существующих средств моделирования режимов и процессов в ЭЭС.

1.2. Анализ существующих средств моделирования

Для адекватного воспроизведения исходных режимных величин для целей релейной защиты, позволяющего снизить влияние этого фактора, модель энергосистемы, включая всё её основное и вспомогательное оборудование, должна отвечать ряду требований:

1. Отсутствие декомпозиции процессов в моделируемой ЭЭС.

Декомпозиция процессов в ЭЭС предполагает их разделение на различные стадии протекания и возможный неучет какой-либо из этих стадий (электромагнитная, электромеханическая) при моделировании, но поскольку в реальной энергосистеме процессы протекают непрерывно во всем спектре нормальных, аварийных и послеаварийных режимов, а каждый последующий режим неразрывно связан с предшествующим (одновременное существование различных по скорости протекания процессов также возможно), при декомпозиции не обеспечивается достоверного воспроизведения процессов в ЭЭС. Так, например неучет электромагнитной составляющей переходного процесса исключает возможность воспроизведения апериодической составляющей токов короткого замыкания, что приводит к потере достоверности первичной режимной информации, используемой для настройки РЗ, в частности ВЧДФЗ. Также для достаточно полного и достоверного воспроизведения процессов в ЭЭС необходимо использовать ее всережимную модель, включающую модели всего значимого оборудования данной ЭЭС.

Для бездекомпозиционного моделирования процессов в ЭЭС также необходимо её представление в трехфазном виде. Это свойство модели позволит воспроизвести весь спектр нормальных, анормальных и аварийных режимов без необходимости его разделения на симметричные составляющие и связанных с этим трудностей, таких как определение параметров нулевой последовательности оборудования и необходимость в дополнительном

построении схем для отличных от промышленной частоты гармонических составляющих [68].

Математическое описание процессов в ЭЭС должно осуществляться с помощью системы дифференциальных уравнений, которая позволяет, при условии учета в ней всех значимых параметров моделируемого оборудования, адекватно воспроизводить весь спектр режимов и процессов. При этом для создания достаточно полных и достоверных математических моделей основного и вспомогательного оборудования ЭЭС необходимо учесть следующее:

• В качестве модели синхронной машины (СМ) должны быть использованы полная система уравнений Парка-Горева с учетом преобразования координат в фазные и наоборот и уравнение движения ротора. При этом адекватными математическими моделями должны воспроизводиться: системы возбуждения СМ, различного принципа действия и исполнения, с учетом автоматических регуляторов (АРВ), оказывающих существенное влияние на протекание токов короткого замыкания; первичный двигатель СМ с учетом всех его значимых параметров и основных характеристик, а также его регуляторов со своими системами управления. Синхронные двигатели моделируются аналогично модели СГ, с учетом собственной системы возбуждения, отсутствия первичного двигателя и адекватного воспроизведения момента приводимого механизма на валу. Асинхронный двигатель моделируется подобно синхронному за исключением системы возбуждения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Рубан, Николай Юрьевич, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гуревич В.И. Проблемы оценки надежности релейной защиты // Электричество - 2011. -№2. -С. 28-31.

2. Саратова Н.Е. Анализ подходов к исследованию процессов протекания системных аварий. Системные исследования в энергетике. -Материалы конф. молодых ученых. - Иркутск: ИСЭМ, 2007

3. Коновалова Е.В., Сахаров С.Н. Устройства РЗА в ЕНЭС. Основные результаты работы. // Новости электротехники. -2008. -№4(52). -С. 50.

4. Kjolle, G.H. ; Heggset, J. ; Hjartsjo, B.T. ; Engen, H. Protection system faults 1999 - 2003 and the influence on the reliability of supply. - 2005 IEEE St. Petersburg Power Tech., St. Petersburg (Russia), 27 - 30 June 2005.

5. Воропай Н.И., Саратова Н.Е. Анализ статистики отказов РЗА на микропроцессорной базе с точки зрения их учета при моделировании каскадных аварий. - Доклады 3-ей Международ. Научно-техн. конф. «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», Екатеринбург, 13-16 ноября 2008.

6. Соловьев А. Л. Релейная защита и повышение надежности электроснабжения // Энергетик. -2009. -№10. -С. 22.

7. Кузьмичев В.А., Коновалова Е.В., Сахаров С.Н., Захаренков А.Ю. Ретроспективный анализ работы устройств РЗА в ЕНЭС // Релейная защита и автоматизация. -2012. -№01(06). -С. 60-65.

8. Правила устройства электроустановок / 7-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 2007.

9. Холл Дж., Уатт Дж. Современные численные методы решения обыкновенных дифференциальных уравнений: Пер. с англ. / Под ред. А.Д. Горбунова. -М.: Мир, 1979. -312с.

10. Бабушка И., Витасек Э., Прагер М. Численные процессы решения дифференциальных уравнений: Пер. с англ. / Под ред. Г.И. Марчука. М.: Мир, 1969. -368 с.

11. Бородулин М.Ю., Дижур Д.П., Кадомский Д.Е. Точность численного интегрирования дифференциальных уравнений, описывающих переходные процессы в электрических цепях // Электричество. -1988. -№6. -С.46-51.

12. Вержбицкий В.М. Численные методы (математический анализ и обыкновенные дифференциальные уравнения). - М.: Высш. шк., 2001. -382с.

1.3. Хеминг Р.В. Численные методы: Пер. с англ. / Под ред. P.C. Гутера. М: Наука, 1968. -400 с.

14. Хайрер Э., Ваннер Г. Решение обыкновенных дифференциальных уравнений. Жесткие и алгебро-дифференциальные задачи: Пер. с англ. -М.: Мир, 1999.-612с.

15. Штеттер X. Анализ методов дискретизации для обыкновенных дифференциальных уравнений: Пер. с англ. / Под ред. Г.И. Марчука. -М.: Мир, 1978. -461с.

16. Ракитский Ю.В., Устинов С.М., Черноруцкий И.Г. Численные методы решения жестких систем. -М.: Наука, 1979. -208с.

17. Гуревич В.И. Как нам обустроить релейную защиту: мнения российских специалистов и взгляд со стороны. // Вести в электроэнергетике. -2007. -№2. -С. 52-59.

18. Гуревич В.И. Микропроцессорные устройства релейной защиты: настоящее и будущее // Вести в электроэнергетике. -2007. -№5. -С. 39-45.

19. Гуревич В.И. Испытания микропроцессорных устройств релейной защиты: проблемы и решения. // Вести в электроэнергетике. -2008. -№2. -С. 29-32.

20. Гуревич В.И. Надежность микропроцессорных устройств релейной защиты: мифы и реальность. // Вести в электроэнергетике. -2008. -№4. -С. 2938.

21. Гуревич В.И. Критерии оценки релейной защиты: стоит ли усложнять ситуацию? // Вести в электроэнергетике. -2009. -№6. -С. 45-48.

22. Шабад М.А. Актуальные проблемы создания и внедрения цифровой аппаратуры релейной защиты // Энергетик. -2007. -№7. -С. 42-43.

23. Шнеерсон Э.М. Проектирование и эксплуатация - ключевые вопросы современной релейной защиты. // Релейщик -2009. -№1. -С. 46-53.

24. Нудельман Г.С., Онисова O.A., Наволочный A.A. Подготовка методической базы цифровых моделей реального времени для целей релейной защиты // Электротехника. 2011. №7. С. 40 - 44.

25. Кнобель Я. Оптимизация техобслуживания устройств релейной защиты и автоматики. // Релейщик - 2008. -№1. -С. 48-50.

26. Наумов В.А., Шевцов В.М. Математические модели трансформатора тока в исследованиях алгоритмов дифференциальных защит // Электрические станции. -2003. - №3. -С. 51-56.

27. Лоханин Е.К., Наровлянский В.Г., Скрыпник А.И., Товстяк Т.О. Моделирование устройств противоаварийной автоматики для предотвращения асинхронных режимов в ЭЭС по эксплуатационным формулярам // Электрические станции. -2009. -№9. -С. 54-58.

28. Кужеков С.Л., Оклей П.И, Нудельман Г.С. Анализ совокупности требований к релейной защите с целью оценки её эффективности // Электрические станции. -2010. -№2. -С. 43-48.

29. Ершов Ю.А., Малеев A.B.. Моделирование микропроцессорных релейных защит в среде MATLAB // Известия ВУЗов. Электромеханика. -2010. -№3.

30. Орлов Ю.Н., Борухман В.А. О модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств РЗА энергосистем. // Релейщик - 2008. -№1. -С. 44-47.

31. Perez, S.G.A.; Sachdev, M.S.; Sidhu. T.S.. Modeling relays for use in power system protection studies. Electrical and Computer Engineering, 2005. Canadian Conference on.

32. Dewadasa, Manjula ; Ghosh, Arindam ; Ledwich, Gerard. Protection of distributed generation connected networks with coordination of overcurrent relays. IECON 2011 - 37th Annual Conference on IEEE Industrial Electronics Society

33. Vazquez, E. ; Mijares, I.I. ; Chacon, O.L. ; Conde, A. Transformer Differential Protection Using Principal Component Analysis. Power Delivery, IEEE Transactions on, 2008

34. Chothani, N. ; Bhalja, B. A new differential protection scheme for busbar considering CT saturation effect. Electrical and Computer Engineering (CCECE), 2011 24th Canadian Conference on

35. Атабеков Г.И. Релейная защита высоковольтных сетей. JL: Госэнергоиздат, 1949.

36. Сирота И.М. Переходные режимы работы трансформаторов тока. Киев: Изд-во АН УССР, 1961.

37. Jiles D. С., Atherton D. L. Theory of ferromagnetic hysteresis. - Journal of Magnetism and Magnetic Materials, 1986, 61.

38. Deane, J.H.B. Modeling the dynamics of nonlinear inductor circuits, 1994, Magnetics, IEEE Transactions on

39. Nonlinear Transformer Model for Circuit Simulation / John H. Chan, Andrei Vladimirescu, Xiao-Chun Gao, Peter Liebmann and John Valainis. - IEEE Transactions on Computer-aided Design, 1991, Vol. 10, №4.

40. Кутявин И. Д. Расчет быстронасыщающихся трансформаторов тока (БНТ) для дифференциальных защит [Электронный ресурс] // Известия Томского политехнического института [Известия ТПИ] / Томский политехнический институт (ТПИ) . - Изд-во ТПИ: , 1952 . - Т. 72 . - [С. 21-25] . - Заглавие с титульного листа. - Электронная версия печатной публикации.

41. Кутявин И. Д. Расчет трансформаторов тока с воздушным зазором [Электронный ресурс] // Известия Томского политехнического института [Известия ТПИ] / Томский политехнический институт (ТПИ) . - Изд-во ТПИ: ,

1952 .-Т.Н.- [С. 33-41] . - Заглавие с титульного листа. - Электронная версия печатной публикации.

42. Л.В. Багинский, В.М. Лещенко, А.Ф. Саломатин, И.П. Тимофеев. Аналитическое исследование переходных процессов в схеме «звезда» трансформаторов тока при значительной активной нагрузке // Известия ВУЗов. Электромеханика - 1982. - № 2. - С. 211-217.

43. Л. В. Багинский. К выбору принципа работы быстродействующей защиты основных элементов электрических станций и подстанций // Электрические станции - 1978. - № 5. - С. 41-45.

44. Л. В. Багинский. Переходные процессы в однофазной дифференциальной группе трансформаторов тока при глубоких насыщениях // Электричество - 1984. - № 12. - С. 11-16.

45. В. Е. Глазырин, Г. Э. Торопов. Моделирование переходных процессов в группах трансформаторов тока // Сб. науч. тр. НГТУ. -Новосибирск: Изд-во НГТУ. - 2000. - № 3(20). - С. 75-82.

46. Казанский, В. Е. Измерительные преобразователи тока в релейной защите / В. Е. Казанский. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 240 с.

47. С. Л. Кужеков, Г. С. Нудельман.. Обеспечение правильной работы микропроцессорных устройств дифференциальной защиты при насыщениях ТТ // Известия ВУЗов. Электромеханика - 2009. - № 4. - С. 12-18.

48. В. А. Наумов, В. М. Шевцов. Математические модели трансформатора тока в исследованиях алгоритмов дифференциальных защит // Электрические станции - 2003. - № 3. - С. 51-56.

49. Подгорный, Э. В. Моделирование и расчеты переходных режимов в цепях релейной защиты / Э. В. Подгорный, С. Д. Хлебников; под ред. А. Д. Дроздова. - М.: Энергия, 1974. - 208 с.

50. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. - М.: Энергоатомиздат, 2007, 549 е.: ил.

51. Овчаренко Н.И. Аналоговые элементы микропроцессорных комплексов релейной защиты и автоматики. Библиотечка электротехника», Выпуск 9 (33) - М.: НТФ «Энергопрогресс», «Энергетик», 2001

52. Овчаренко Н.И. Цифровые аппаратные и программные элементы микропроцессорной релейной защиты и автоматики энергосистем. Библиотечка электротехника», Выпуск 5 - 6 (89 - 90) - М.: НТФ «Энергопрогресс», «Энергетик», 2006

53. Микропроцессорная автоматика и релейная защита электроэнергетических систем: учеб. Пособие для вузов / А.Ф. Дьяков, Н.И. Овчаренко. - М.: Издательский дом МЭИ, 2008. - 336 е.: ил.

54. Шнеерсон Э.М. Измерительные органы релейной защиты на основе микропроцессорных структур. - М.: Информэлектро, 1984, 65 е.: ил.

55. B.J1. Фабрикант, В.П. Глухов, Л.Б. Паперно. Элементы устройств релейной защиты и автоматики энергосистем и их проектирование. Изд. 2-е, испр. и доп. Учеб. Пособие для втузов. М, «Высшая школа», 1974.

56. Вавин В.Н. Трансформаторы тока. М. - Л., изд-во «Энергия", 1966, 104 с. с илл. (Б - ка электромонтера. Вып. 203).

57. Сулайманов А.О., Андреев М.В., Рубан Н.Ю. Концепция адекватного моделирования релейной защиты и противоаварийной автоматики энергосистем // Электричество, 2012. - №6. - С. 17-20.

58. Рубан Н.Ю., Гусев A.C., Сулайманов А.О. Средства моделирования для адекватной настройки дифференциально-фазной высокочастотной защиты линий электропередачи // Современные проблемы науки и образования, 2014. -№ 3 [Электронный ресурс]: режим доступа: http://www.science-education.ru /117-13213, свободный, 23.05.2014.

59. Пат. РФ 2469393, МПК (2011) G 06 G 7/62. Устройство для моделирования трехфазной линии электропередачи с сосредоточенными параметрами / Боровиков Ю.С., Сулайманов А.О., Гордиенко И.С., Гусев A.C.,

Свечкарев C.B., Андреев М.В., Рубан Н.Ю., Прутик А.Ф. Опубл. 10.12.2012, Бюл. № 34.

60. Пат. РФ 2469394, МПК (2011) G 06 G 7/62. Устройство для моделирования трехфазной линии электропередачи с распределенными параметрами / Боровиков Ю.С., Сулайманов А.О., Гордиенко И.С., Гусев A.C., Свечкарев C.B., Андреев М.В., Рубан Н.Ю., Прутик А.Ф. Опубл. 10.12.2012, Бюл. № 34.

61. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 9. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий 110-330 kB. - М.: Энергия, 1972. - 114 е., ил.

62. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 5694700729.120.70.032-2009. Методические указания по выбору параметров срабатывания дифференциально-фазной и высокочастотной микропроцессорных защит сетей 220 кВ и выше, устройств АПВ сетей 330 кВ и выше производства ООО НПП «ЭКРА». -2009. -85с.

63. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 5694700729.120.70.031-2009. Методические указания по выбору параметров срабатывания дифференциально-фазной защиты производства GE Multilin (L60). -2009. -36с.

64. Стандарт организации ООО "НТЦ "Механотроника" СТО ДИВГ-053-2012. Линии электропередач 110 - 220 кВ. Дифференциально - фазная защита. Расчёт уставок. Методические указания. -2012. -62с.

65. Дони H.A., Дони К.Н. Частотные свойства цифровых фильтров симметричных составляющих. - Электричество, № 5, 2003.

66. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. - М.: Стандартинформ, 2006. -35 с.

67. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия. . - М.: Стандартинформ, 2007. - 33 с.

68. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы. М.: Энергия, 1970.-519 с.

69. Программные комплексы в учебном проектировании электрической части электростанций: учебное пособие / Р.А. Вайнштейн, В.В. Шестакова, Н.В. Коломиец. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2009. -123 с.

70. Иванов В.П. Описание алгоритмов и моделей, реализованных в программном комплексе MUSTANG.WIN. Рига, 2004. - 38с.

71. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. - М.: Энергоатомиздат, 1990. -390 е.: ил.

72. В. Meyer, М. Stubbe - «EUROSTAG, A Single Tool For Power-System Simulation», Transmission & Distribution International March 1992.

73. Fillatre, O., Evrard, C., Paschini, P., Bihain, A., Karoui, K., Antoine, J.P.: 'A Powerful Tool for Simulation of Unbalanced Phenomena', Hong-Kong APSCOM 1997.

74. M. Stubbe, A. Bihain, J. Deuse and J.C. Baader «EUROSTAG, a new unified software program for the study of the dynamic behavior of electrical power systems», IEEE Trans. Power systems, Vol. 4, №1, February 1988.

75. Comparison of the results of full-scale experiment and long term dynamics simulation in the Siberian Interconnected Power System. Bulk Power System Dynamics and Control - VI, August 22-27, 2004, Cortina d'Ampezzo, Italy.

76. Peter Van Meirhaeghe. Double fed induction machine: a EUROSTAG model. Tractebel Engineering. 2004.

77. PSCAD V4.3.1 user's manual. Manitoba HVDC Research Center, Winnipeg, Canada, 2010.

78. Dommel, H.W., "Digital Computer Solution of Electromagnetic Transients in Single- and Multi-phase Networks", ШЕЕ Trans. PAS, Vol. PAS-88, No. 4., April 1969, pp 388-399

79. Power systems electromagnetic transients simulation. N. R. Watson, J. Arrillaga, The Institution of Engineering and Technology, UK, 2007

80. Лузгина, E. П. Моделирование дифференциальной защиты трансформатора в программном комплексе PSCAD/EMTDC // Молодёжь и наука: Сборник материалов VIII Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёныхх, посвященной 155-летию со дня рождения К. Э. Циолковского [Электронный ресурс]. — Красноярск: Сибирский федеральный ун-т, 2012. — Режим доступа: http://conf.sfu-kras.ru/sites/mn2012/section06.html, свободный.

81. Андреева, А. В. Программный орган сопротивления в среде PSCAD/EMTDC // Молодёжь и наука: Сборник материалов VIH Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёныхх, посвященной 155-летию со дня рождения К. Э. Циолковского [Электронный ресурс]. — Красноярск: Сибирский федеральный ун-т, 2012. — Режим доступа: http://conf.sfu-kras.ru/sites/mn2012/section06.html, свободный

82. A.C. Гусев, C.B. Свечкарев, И.Л. Плодистый. Основные аспекты проблемы моделирования электроэнергетических систем, перспективы и средства их решения / Известия ВУЗов. Электромеханика, 2006, - № 3

83. A.C. Гусев, C.B. Свечкарев, И.Л. Плодистый. Универсальная математическая модель силовых трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов / Известия Томского политехнического университета, 2007-т. 311,-№4

84. A.C. Гусев Концепция и средства всережимного моделирования в реальном времени электроэнергетических систем / Известия ВУЗов. Проблемы энергетики, 2008, - № 9-10/1.(повтор с № 99)

85. Васильев В.А., Гусев A.C., Турин C.B. Проект создания гибридного моделирующего комплекса электроэнергетической сети ФСК // Электроэнергия и будущее цивилизации: Материалы Международной научн.-техн. конф. -Томск: Томский государственный университет, 2004. -С.279-281.

86. Соренков Э.И., Телига А.И., Шаталов A.C. Точность вычислительных устройств и алгоритмы. М., «Машиностроение», 1976. - 200 е.: ил

87. Дж. Абрахаме, Дж. Каверли. Анализ электрических цепей методом графов. М., «Мир», 1967.

88. Панели защитные типов ДФЗ-201 УХЛ4 и ДФЗ-201 04. Техническое описание и инструкция по эксплуатации, 1983. -14 с.

89. Руководство по эксплуатации ЭКРА.656453.029 РЭ шкафа дифференциально-фазной защиты линии типа ШЭ2607 081.

90. Руководство по пользованию серии УР. Дифференциально-фазная защита линий L60 Версия: 3.1х

91. Руководство по эксплуатации ДИВГ.648228.070-34 РЭ блока микропроцессорной релейной защиты БМРЗ-ДФЗ.

92. Электротехнический справочник. Издание 4-е, перераб., Том 1, Книга 2-ая. Под общей редакцией: П.Г. Прудинского, Г.Н. Петрова, М.М. Соколова, A.M. Федосеева, М.Г. Чиликина (гл.ред-ор) и инж. И.В. Антика.-М.: «Энергия», 1971.

93. Уотсон, Карл и, Нейгел, Кристиан, Педерсен, Якоб Хаммер, Рид, Джон Д., Скиннер, Морган, Уайт, Эрик. Visual С# 2008: базовый курс. : Пер. с англ. - М. : ООО "И.Д. Вильяме", 2009. - 1216 е.: ил. - Парал. тит. англ.

94. Павловская Т. А. С#. Программирование на языке высокого уровня. Учебник для вузов. - СПб.: Питер, 2009. - 432 с: ил.

95. Гукин Д. Язык программирования Си для «чайников». -М.: Диалектика, 2006. - С. 352.

96. Подбельский В. В. Программирование на языке Си: учеб. пособие / В.В. Подбельский, С.С. Фомин. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Финансы и статистика, 2009. - 600 е.: ил.

97. Б. Страуструп. Язык программирования С++ / Пер. с англ. - 3-е изд. - СПб.; М.: Невский диалект - Бином, 1999. - 991 с.

98. Дэвис, Стефан Р. С++ для «чайников», 4-е издание.: Пер. с англ.: дом «Вильяме», 2001. - 336 е.: ил.: Парал. тит. англ.

99. Сапир Е.Д. Об одной особенности защиты типа ДФЗ-2 // Электрические станции. -1955. -№5. -С. 22-25.

100. Сапир Е.Д. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий 110...220 кВ // Электричество. -1955. -№6. -С. 48-53.

101. Дони H.A., Левиуш А.И. Особенности микропроцессорной быстродействующей направленной дифференциально-фазной защиты ВЛ 330750 кВ // Релейная защита и автоматизация. - 2013. -№02. -С.25-26

102. Дони А.Н., Дони H.A., Левиуш А.Н. Особенности выполнения микропроцессорной ДФЗ ВЛ 110-750 кВ // Релейщик. -2008. -№1. -С. 32-33

103. Дони H.A., Дони А.Н., Иванов В.Л., Левиуш А.И. Особенности совместного использования микропроцессорного и электромеханического полукомплектов дифференциально-фазной защиты ВЛ / Тезисы научно-технической конференции «Обмен опытом проектирования, наладки и эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики», Екатеринбург, 24-26 апреля 2007 г., с. 19-20.

104. Дони H.A., Шурупов A.A. Моделирование переходных процессов в энергосистеме для анализа устройств релейной защиты // Электротехника. 1990. №2. С.13-16.

105. Дони H.A., Шурупов A.A. Имитационное моделирование для целей релейной защиты и автоматики / Элек.-техн. микропроцессор, устр. и системы. Сборник науч. тр. Чебоксары. Изд-во Чуваш, ун-та. 1992. С.33-38.

106. Лямец Ю.Я., Белянин A.A., Воронов П.И. Анализ переходных процессов в длинной линии в базисе дискретного и непрерывного времени // Известия высших учебных заведений. Электромеханика. -2012. -№ 5. - С. 1116.

107. Лямец Ю.Я., Воронов П.И. Локация повреждений многопроводной сети при двухстороннем наблюдении // Известия Российской академии наук. Энергетика. -2013. -№3. - С. 96-107.

108. Засыпкин A.C., Рогачевский В.И. О применимости дифференциально-фазного принципа для релейной защиты автотрансформатора // Электричество, 1983. - № 3. - С. 48-49.

109. Засыпкин A.C., Бердов Г.В., Середин М.М., Поперняк В.В. Исследование токового реле обратной последовательности при включениях ненагруженных силовых трансформаторов. Изв. вузов СССР "Электромеханика", 1975, Т2, с.203-209.

110. Пирогов М.Г. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий 110-220 кв. Способы повышения избирательности работы // Новости электротехники. -2011. -№4(70). - С. 2-4.

111. С. Котенев, А. Евсеев. Переходные процессы при включении трансформатора в сеть с синусоидальным напряжением // Силовая электроника, 2005, - №4. - с. 34-37.

112. Микуцкий Г.В. Устройства обработки и присоединения высокочастотных каналов. -М: Энергия, 1974. -200с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А. МЕТОДИКИ РАСЧЕТА УСТАВОК ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ЗАЩИТЫ РАЗЛИЧНЫХ ИСПОЛНЕНИЙ

Таблица А. 1 - Методика расчета уставок ВЧДФЗ на электромеханической

элементной базе [61].

г(я> >кн т 1С.Р.П — , 1 РАБ.МАКС кв кн= 1,1 =0,85

/(0) >к к -/(Я) 1 С.Р.П — Н лОТВ С.Р.П *я=1,4

УСТ — 12РАСЧ.В I = кз'кн Г1 +1 \ 2РАСЧ.В , \ 2ИБ.П 2НЕСИМ.П) кв-пт 31 к3-кн , ч -31 ОРАСЧ.В , V ОНБ.П т 01 ОНЕСИМ.П) В ' ^т б)/ >к .Ьс, I 3/ =^--3/ К})12УСТ—КН 2РАСЧ .В 2С ОРАСЧ.В -"о С =1,2 = 2 =0,4-0,5 - к •I 2НБ.П 2НБ 1 РАБ.МАКС Т -к -Т 1 ОНБ.П л0НБ 1 РАБ.МАКС к2НБ = 0,02 - 0,03; к0НБ = 0,02 - 0,03 / =/•/ • 31 -/-3/ 2С ' 2СУД' -'-'ос 1 0 СУД' кн =1,7-2

АО) , ,(77) 1 2 С.Р ЛЯ 20ТВ -1 2С.Р г, _ 1 с г(Я) _ ^2УСТ лЯ 12С.Р~ 2

тт ^ и РАБ.МИН и С.Р.П — , , кн •кв кн =1,2 =1,1-1,15 =(0,8-0,9)^

7 ^ РАБ.МИН 7 ^РАБ.МИН

кн-кв-со%{<рмн -(рРАБ) РАБ.МИН ГГ ' РАБ.МАКС кн = 1,2 кв = 1,05 65-75°

( 2 Л 7 к 7 1 772 тр ^С.Р.П — ля т , V Кт ) кн = 0,85

^С.Р.П — С Б ' К, + ТР.ЭКВ ) — Ха С£ =1,55-2,5

17 -7 7 ^ 2Я С.Р.П — ЛЯ 7 7 Ая + 2Я ^ = 0,85

Т > к -к ■ f -Т 1 ОС.Р.П — ЛЯ АЛ ЕР 1 К.З.МАКС Iос.р.п — кн 31оКз макс С -II т ^ 7> ^ НОМ ОС.Р.П - ГГ / ч ~Г"Л77>.ЭЛВ(1) кн =1,3-1,4 А- -1 -? А ПЕР 1 у;=од С£ =0,48-0,65

к > кн ■ \^РАСЧ | Аг»^.,!7^, я / я /■ _ 1 7(3) к 3 л/ / 1 1 г 1 -Ч МИН ^ ^1\мин'пт \1\РАСЧ\ д. ^ Пт Кгр^ст! ^2 НБ.В кн =1,5 Д/1В=(0,05 0,08)7*-'3 пт г /О) Т _ Ji К.з 1 2 НБ.В ~ 3 «г

где: 1(")п - первичный ток срабатывания реле тока, действующего на пуск ВЧ передатчика данного полукомплекта, либо полукомплекта, установленного на противоположном конце линии; кн - коэффициент надежности; кв -коэффициент возврата реле; iраб.макс ~ первичный максимальный рабочий ток в месте установки полукомплекта зашиты; п - первичный ток срабатывания

реле тока, действующего на отключение данного полукомплекта; к0тв ~ расчетное значение отношения тока в месте установки рассматриваемого полукомплекта к току в месте установки полукомплекта, с которым производится согласование по чувствительности при внешних трехфазных коротких замыканиях; 12уст - уставка устройства фильтр-реле пускового органа защиты, определяемая исходя из двух условий: а) отстройка от тока небаланса в максимальном нагрузочном режиме, б) отстройка от составляющих обратной и нулевой последовательностей емкостного тока линии, обусловленных кратковременной несимметрией при включении линии под напряжение (проверка проводится только для длинных линий напряжением выше 220 кВ); Ьрасч.в - расчетный вторичный ток обратной последовательности; к3 -отношение тока срабатывания отключающего реле к току срабатывания пускового реле (для данного полу комплекта);Ьнб.п ~ приведенный к первичной стороне трансформаторов тока ток небаланса фильтра обратной последовательности, обусловленный погрешностями трансформаторов тока и фильтра тока обратной последовательности; Ьнесим.п — первичный ток обратной последовательности, обусловленный несимметрией в системе; 1орасч.в - расчетный вторичный ток нулевой последовательности; /онб.п - приведенный к первичной стороне трансформаторов тока ток небаланса в нулевом проводе, обусловленный погрешностями трансформаторов тока; 1онесим.п ~ первичный ток нулевой последовательности, обусловленный несимметрией в системе; к2нв и к0нБ ~ коэффициенты, определяющие значение тока небаланса по обратной и нулевой последовательностям; 12с - емкостный ток обратной последовательности при неодновременном включении фаз линии под

напряжение; 10с - емкостный ток нулевой последовательности при неодновременном включении фаз линии под напряжение; пт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, используемых для зашиты; 12с.уд и 31ос.уд ~ удельные емкостные токи обратной и нулевой последовательностей при включении под напряжение одной или двух фаз линии; I - длина защищаемой линии; - ток срабатывания отключающего реле; 1\"с]р - ток срабатывания по обратной последовательности пускового реле полукомплекта противоположного конца линии; к2отв ~ расчетное значение отношения тока обратной последовательности в месте установки рассматриваемого полукомплекта к току обратной последовательности в месте установки полукомплекта, с которым производится согласование по чувствительности при внешних несимметричных коротких замыканиях; коотв ~ расчетное значение отношения тока нулевой последовательности в месте установки рассматриваемого полукомплекта к току нулевой последовательности в месте установки полукомплекта, с которым производится согласование по чувствительности при внешних несимметричных коротких замыканиях; котв.рлсч - наибольшее из значений коэффициентов к2отв и к00тв подсчитанных для данного полукомплекта; ис.р.п - первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения; иРАБ.мин - минимальное междуфазное напряжение в месте установки полукомплекта в максимальном нагрузочном режиме; иНом~ номинальное междуфазное напряжение сети; 2с.р.п~ первичное сопротивление срабатывания реле сопротивления, рассчитанное по условиям отстройки от: 1) минимального сопротивления в месте установки полукомплекта в максимальном нагрузочном режиме, 2) КЗ за трансформатором на конце линии, на котором полукомплект защиты не устанавливается, 3) броска тока намагничивания трансформаторов, подключенных к защищаемой линии, при включении линии под напряжение, 4) двухфазных КЗ за шинами подстанции, где установлен рассматриваемый полукомплект; 2РАБМИН - первичное минимальное сопротивление в месте

установки полукомплекта в максимальном нагрузочном режиме; (рм.ч - угол максимальной чувствительности реле сопротивления; (рРАБ - максимальное значение угла полного сопротивления нагрузки; 2Л! - полное сопротивление участка защищаемой линии от места установки рассматриваемого полукомплекта защиты до места разветвления; 2Л2 - полное сопротивление участка защищаемой линии от места разветвления линии до шин подстанции, на которой установлен рассматриваемый трансформатор; 2ТР - минимальное сопротивление трансформатора (с учетом регулирования напряжения под нагрузкой); кт - коэффициент токораспределения, равный отношению тока в месте установки данного полукомплекта к току в трансформаторе, за которым рассматривается КЗ; СБ - расчетный коэффициент, учитывающий влияние на конкретное реле броска намагничивающего тока трансформаторов (автотрансформаторов) при включении линии с ответвлениями под напряжение; Хс] - сопротивление прямой последовательности системы; ХТР Экв - эквивалентное сопротивление трансформаторов и линии; И %2Н ~ эквивалентные сопротивления прямой и обратной последовательностей от шин данной подстанции до нулевых точек нагрузок на питаемых подстанциях в режиме одностороннего питания; кАПЕр - коэффициент, учитывающий переходный режим; ^ - относительная максимально возможная погрешность трансформаторов тока при КЗ; /ос.р.п - первичный ток срабатывания дополнительного реле тока; 1к.з.макс - максимальный первичный ток в месте установки полукомплекта при трехфазном КЗ за трансформатором конца линии, на котором не установлен полукомплект защиты; 1ок.з.макс -максимальный первичный ток нулевой последовательности в месте установки полукомплекта при КЗ в расчетной точке; к - принятое значение коэффициента фильтра манипуляции; 11РАсч и Ьрасч - расчетные первичные токи прямой и обратной последовательностей при несимметричном коротком замыкании на противоположном конце защищаемой линии; 1нагр — максимальный первичный ток нагрузки; ¡¡мин ~ минимальный ток прямой последовательности на входе

фильтра манипуляции, при котором обеспечивается надежная манипуляция;

- первичный ток трехфазного короткого замыкания на защищаемой линии в расчетной точке; А11В - приведенное к входу фильтра абсолютное значение погрешности фильтра манипуляции по току прямой последовательности; 12нб в - приведенный к входу фильтра ток небаланса обратной последовательности, обусловленный погрешностью трансформаторов тока.

Таблица А.2 - Методика настройки микропроцессорной ВЧДФЗ фирмы ЭКРА

ШЭ 2607 081 [62]

1Л ЕЛ УСТ ~ ' к()ТС ' IРАБ МАКС к -11 п"ОТС 1'

т — к .к -Т 1Л ОТ УСТ ОТС ""ОТВ Л БЛ УСТ к -13 ЛОТС ~ 1'

к _ лОТС т 12БЛ УСТ , 12НБ РАСЧ "-вот (I \ г _ Л БЛ УСТ 2 НБ РАСЧ ^ ^ J к — 1 т. к — 0 9 "ОТС ~~ -3 лВОЗВ ~ у £1=0,03;^=0,23;1>/=0,03;£>ф=0,005; ^2 НЕСИМ =0>02

.^(й / з)2 + (у ■ ЦТ)2 + {Иф)2 + (к2НЕСИМ )2 ]

Т — к ■к -Т ±ЮТ УСТ ОГС "ОТВ 2БЛ УСТ

Т — к к Т Т 'ют УСТ ~~ ЛОТС ОТВ -1 2 ЕМК УД к - 2

3/ = к°тс (I +31 ) -310 МО УСТ , \ 0 НБ ТТ 0 НБ НЕСИМ ) К-ВОЗВ 4> НБ ТТ = кодн • £ • IНАГР 3/„ ИБ МЕСИМ =0,02-1НАГР котс = 2, Б = 0,03 — 0,к0дН = 0,5 — 1; квозв ~ 0,9

к ■к -3 тт _ "'ОТС ЛНБ тт ■зи0М0УСТ , и НОМ ВОЗЯ к отс ~ кнБ = 0? 009; квозв =0,9

БЛ УСТ ~ кОТС ' ^2 БЛ УСТ к -07 ЛОТС ~ ' '

^2 ОТ УСТ ~ ^отс ■ Ыг уст к -1 ОТС

БЛ УСТ ~ котс ' -О/2 БЛ УСТ к - 4 ОТС ~ ^

ОТ УСТ ~ ^ОТС ' от УСТ к - 4 "-отс ~ ^

* = 1,5-тах 1 *НАГР или г(1.1) 7Л1) V 12 12 )

п _ В-РА Б МИН ~ ^РАБ МИН ^ МЧ ) к 16 Р ®>9-ином (ф \

ЛОТКЛ УСТ , кн КН РАБ МИН ГГ ,С05(ФН) ' * МАХ РАБ ^раб мин — %9'иНОМ зт (Фя) V 3 ' МАХ РАБ

(и } ХотклУСТ =1,5-вт• шах -АШОТВ. V 1 ОТВ

Хткл уст = 1,5 • Хх уд • Ь (для Ь > 150 км) Хоткл уст = 2 • Х\ УД ■ Ь (для Ь < 150 км)

Фк = агс^ Фх=90°- (х л уд к у ф*

котв.уст = коткл.усг Xотв.уст - ки ' отстротвл 1Xотстротв2... XОТСТР.ОТВ.N ) кн = 0,85 у 4- ут у _ у , Л отв.х-тр-р л тр.отв отстр.отв.x лотв.х-п1ст , /Су

Xотв.уст — СБ • [ХТР ЭКВ + Xс ^ — Xс у( 0 — уО) 4.у ./ 1 у ./ л тр.экв ~~ л тт'.отв \.уд ^отв-тр ^ л\.уд ^отв1-пстх тт — У - г . 7(3) у ^ ном л1.уд 1 СБ =1,55-2,5 х0) -(и -ТТ лгр% у ном .тр.отв ^ рпн.тр.отв ) лтр.отв- 100 „ 1ии ном .тр.отв А+Т1 у(1) _ кз.тр.отв л тр% ^

где: 1л.бл.уст - уставка токового органа с пуском по вектору разности фазных токов, действующего на блокировку; 1л.от.уст~ уставка токового органа с пуском по вектору разности фазных токов, действующего на отключение; Ь.бл.уст ~ уставка токового органа с пуском по току обратной последовательности, действующего на блокировку; Ь.нб.расч - расчетный ток небаланса обратной последовательности; кВОзв - коэффициент возврата; £•/ -полная погрешность ИТТ; ку— коэффициент частотной зависимости ФТОП; .Соотносительная погрешность отклонения частоты; йф - относительная погрешность настройки фильтра с учётом погрешности датчиков тока; к2нЕсим~ коэффициент несимметрии тока обратной последовательности; Ь.от.уст — уставка токового органа с пуском по току обратной последовательности, действующего на отключение по условиям: 1) отстройки от Ь.бл.уст того конца линии, с которым согласовывается данный комплект, с учетом коэффициента ответвления; 2) отстройки от составляющей обратной последовательности емкостного тока линии, обусловленной кратковременной несимметрией при включении линии под напряжение; 12.емк.уд - емкостной ток обратной последовательности на 1 км линии; Ь - длина линии; 310.мо.уст~ уставка органа направления мощности нулевой последовательности по току; Io.he.tt ~ ток небаланса нулевой последовательности, определяемый погрешностью

трансформаторов тока в максимальном рабочем режиме; 310.нб.несим ~ ток небаланса нулевой последовательности, вызванный несимметрией в первичной сети; к0дн ~ коэффициент однотипности трансформаторов тока; Зи0.мо.уст ~ уставка органа направления мощности нулевой последовательности по напряжению; кНБ - коэффициент небаланса; 012ш.уст~ уставка токового органа с пуском по приращению тока обратной последовательности, действующего на блокировку; DI2.0t.yct- уставка токового органа с пуском по приращению тока обратной последовательности, действующего на отключение; В11БЛУСт -уставка токового органа с пуском по приращению тока прямой последовательности, действующего на блокировку; В11Ш.уст~ уставка токового органа с пуском по приращению тока прямой последовательности, действующего на отключение; - ток прямой последовательности

двухфазного КЗ на землю; 12(1'!) - ток обратной последовательности двухфазного КЗ на землю; 12(1) - ток обратной последовательности однофазного КЗ; Яоткл.уст- уставка реле сопротивления по активной составляющей, исходя из отстройки от минимального сопротивления нагрузки линии; Яраб.мин -минимальное активное сопротивление в нагрузочном режиме; ХРАБМин -минимальное реактивное сопротивление в нагрузочном режиме; Фмч ~ угол максимальной чувствительности; Фн - угол нагрузки; Хоткп.уст ~ уставка реле сопротивления по реактивной составляющей, которая определяется исходя из двух критериев: 1) обеспечение чувствительности при КЗ на шинах ПС ответвления, 2) надежный охват всей длины линии; Ua.oct.otb ~ остаточное напряжение при трехфазном КЗ на ПС ответвления; отв - ток прямой последовательности при трехфазном КЗ на ПС ответвления; Фк - вычисленный угол наклона характеристики срабатывания ИО к оси Я; Фх - вычисленный угол наклона характеристики срабатывания ИО к оси X; Х] Уд - реактивное удельное сопротивление ВЛ прямой последовательности; Я/, уд - активное удельное сопротивление ВЛ прямой последовательности; Яотвуст - уставка реле сопротивления по активной составляющей; Х0твуст ~ уставка реле

сопротивления по реактивной составляющей, которая определяется исходя из двух критериев: 1) отстройка от КЗ за трансформаторами ответвления, 2) отстройка от броска намагничивающего тока; Хотстр.отвл..^ - сопротивление в месте установки защиты при КЗ за трансформатором ответвления; Хотв.х-п/ст -сопротивление ВЛ от ответвления X до ПС, где установлена защита; Х0тв.х-тр-р -сопротивление В Л от ответвления X до трансформатора ответвления; Х(1)ТР_0тв ~ реактивное сопротивление трансформатора ответвления; ^тр.экв ~ эквивалентное сопротивление при однофазном включении линии; Хс -сопротивление системы; /3) - максимальный ток трехфазного КЗ; Ь0тв-тр ~ длина В Л от ответвления до трансформатора; Ь0тв1-пст1 ~ длина В Л от первого ответвления до ПС; Х^1)ТРо/о - сопротивление трансформатора в % при однофазном включении; Uhom.tp.otb - номинальное напряжение трансформатора ответвления; иРПн.тр.отв ~ диапазон РПН трансформатора ответвления; Shom.tp.otb - номинальная мощность трансформатора ответвления; Uk3.tp.otb ~ напряжение КЗ трансформатора ответвления; А, В - коэффициенты. Остальные обозначения аналогичны обозначениям таблицы А. 1.

Таблица А.З - Методика настройки микропроцессорной ВЧДФЗ фирмы ОЕ

МиШНп Ь60 [63]

1\.БЛ.УСТ — к<ЭТС ' IРАБ.МАКС (14Яи IНАГр) к -13 лОТС 1'

I — к -к -Т 1 .ОТ.УСТ лОТС лОТВ 1 .ЕЛ.УСТ к -13 ОТС ~ ^

к _ ^ОТС т 2.БЛ.УСТ , 2.НБ.РАСЧ *ВОЗВ 12.НБ.РАСЧ ~ А .БЛ.УСТ ' котс — 1» ^ квозв ~ 95 б\ = 0,03; у = 0,23; Ц/ = 0,03; йф = 0,005; к 2 НЕС ИМ = 0' 02

/ з)2 + {кГ ■ £)/)2 + (ЭФ)2 + (к2НЕСИМ )2 ]

Т -к ■к -Т 12,ОТ.УСТ лОТС ОТВ 2.БЛ.УСТ к — 7 лОТС

т — к -к • Т ■ Т 1 2.ОТ.УСТ ~~ лОТС ЛОТВ * 2.ЕМК.УД к -7 ОТС

и _ котс .ту ^ 2.БЛ.УСТ ^ ^ 2.НБ.РАСЧ '"ВОЗВ и — 1 ^ ь- - о О п-ОТС ""ВОЗВ ~ "»у ^1 = 0,03; к; = 0,23; £>/ = 0,03; Оф = 0,005; кгшеим ~ 0,02

/ ^'2.НБ.РАСЧ ~ V и } ^ ном я)

/ з)2 + {кг ■ я/)2 + {Эф)2 4- (к2НЕСИМ )2 ]

U2.OT.yCT ~ коТС ' и2.БЛ.УСТ к -15

2.БЛ.УСТ ~ к-ОТС ' ^2.БЛ.УСТ Л- —0 7 ""ОГС > '

DI2.OT.yCT ~ ^ОТС ' В12.БЛ.УСТ Л- - ? "отс ~ ^

г\ т _ 1\.МИН и1\.от.уст , Кц - кч>3

^Л .БЛ.УСТ = коте ' ОТ.УСТ к - 0 5

Л: = 0,7-1ШП К-0,1 ■ гшп -777:- или -77- или /■(1.0 /■(!) { 1(2 Л /0,1) +/ 1 V I ' НАГ!' 1НАГР

2отклуст ~ 2 • Хл (для Ь > 150юи) ^откл.уст = 5 • Хл (для Ь < 150 км) 2откл уст — 2 ■ Хл (для линий с УПК)

Фмч = агс1§ ' X " ч -УД У

р _ ^РАБ.МИН РАБ.МИН ^ ¡ё^^МЧ ) /г л р 0,9-ином ч

ОТКЛ .УСТ , кн /Ся-1,0 РАБ.МИН /г т СО$уФн) ' * МАХ.РАБ ХрАБ.мнн= %9'гиНОМ -*т(Фя) ' ' МАХ.РАБ

КОТВ.УСТ ~ КОТКЛ.УСТ

Xотв.уст ~ кн • отстротвл, Хотстр ОТВ2... XОТСТР.ОТВ.N ) кн= 0,85 у _ гл , Л ОТВ.Х-ТР-Р ~ Л ТР.ОТВ Л ОТСТР.ОТВ.Х Лотв.х-п/ст ,

XОТВ.УСТ ~ СБ ' (ХТР ЭКВ + Хс ) — Хс _ ^(1) . у т , у т ЛТР.ЭКВ ТР.ОТВ 1 .УД ^ОТВ-ТР т Л\.УД ОТВ\-ПСТ\ П —У ■ т . У '-'ном Л\.УД 1 ЛС~ /(3) СБ =1,55-2,5 Л ТР% \ НОМ.ТР.ОТВ РПН.ТР.ОТВ ) Лтр.отв 100 „ НОМ .ТР.ОТВ А + Т1 (!) КЗ.ТР.ОТВ Л ТР% ~ ^

где: i¡.бл.уст ~ уставка токового органа с пуском по току прямой последовательности, действующего на блокировку; 1i.ot.yct~ уставка токового органа с пуском по току прямой последовательности, действующего на отключение; и2.Бл.уст~ уставка блокирующего органа с пуском по напряжению

обратной последовательности; и2 от уст ~ уставка отключающего органа с пуском по напряжению обратной последовательности; // мин ~ аварийная составляющая минимального тока трехфазного КЗ; кч - коэффициент чувствительности; 1/1} - ток прямой последовательности однофазного КЗ на землю; 2ОТКЛ уст - уставка реле сопротивления, которая определяется исходя из надежного охвата всей длины линии. Остальные обозначения аналогичны обозначениям таблиц А.1 и А.2.

Таблица А.4 - Методика настройки микропроцессорной ВЧДФЗ фирмы

Механотроника БМРЗ-ДФЗ [64]

т > Р\ т 1Л БЛ — V -> х РАБ МАКС кв кн = 1,2 кв=0,95

Т > к к ■ /(Я) 1 л от — ЛС ЛОТВ 1 Л БЛ II

1 +1 ^ 12БЛ — , у1 г НБ ^ 12 НЕСИМ ) Кв ^ -П к -0 95 Т —к ■Т п'Н 12НБ л2ЯЯ 1 РАБ МАКС к2НБ = 0,025

Т > к к • 7(я) Т > к 1-1 12 ОТ — ЛС 2 ОТВ 12БЛ 2 ОТ Я ' А2 СУД ^^ — 2 ^ — 5

з/ +31 1 ~'1ОБЛ — , \ 0 /Ж 0 НЕСИМ ) Кв ¿--0 95 Т —к ■ Т Ля 10НБ Л0Я£ РАБ МАКС к0НБ = 0,025

>к к -1/(я) ->1оот ЛС Л0 ОТВ БЛ 3/0 от — кн ' 1' 3/0 с Уд кц — 2 — 2

/(3) -/ т ^ 1 К МИН 1 РАБ МАКС \ АС БЛ , 7 К и ' Кц к^ — 2 ^^ — 2

Т > к /(Я) -11 ЛС ОГ — ОТВ АС БЛ

, ^ 2 К МИН \ 2 НБ 2 НЕСИМ ) 2 АС БЛ , , /С^ * /С^ кц —1? 2 Ау — 2

/ > к /(Я) 1 2 АС ОТ ~ 2 07В 12АСБЛ

г ^ Э1ЧМИН 1 РАБ МАКС 1 АС БЛ ~ 1 1 * /Су ¡Г II К)

/ > к -/(Я) 1 АС ОТ п ОТВ 1 АС БЛ

т > П к т(3) 1 ЛОТ - У-3 ЛЯ А" ЛШГС 7Р II

Iл от — • кн ■ 1БТН кн=\,2

Т > к ■ /(2) 2 ОТ ЛЯ 2 /С М4КС ТР ¿„=1,5

Т > к ■ Т 12 от — Ля 2 етя кн= 1,2

1Т > к г- /(3) ~'1оот Ля с л: макс тр

3 /0 от —кн ' 3/0 57-,, кн=\,2

2 ^ ^РАБ.МИН кн -кв- • 1РАБ МАКС кн =1,2 *я=1,05 иРАБ МИН = (0,8 - 0,9) ином

( г ) V Кт ) кн =0,85

2 < 2б™ кн и К)

(х Л Фл = агс1ё 1-л \ Кх.л у

Я-2- о,оъ(Фл)

(х Л Фмч.р, = агсС8 р°л К^ол у

£ Л1 /(1.0 Х.РАСЧ Кф>кн- /(1) 1 Х.РАСЧ *** II 1л

/(1.1) 12.РАСЧ /(1) 1 2.РАСЧ

/(3)-Д/ -V .1 V ^ 1К .ом "-тт 1\мин.ом КФ ^ г(3) 12.НБ АI = 0 05• /(3) /(3) =--/(3) ^х.ом 1К 12НБ 1к

Фхп = —— ■ 6° + Ф^п БЛ 10() ЗАЛ

где: 1дбл — уставка токового органа с пуском по вектору разности фазных токов, действующего на блокировку; 1ЛОт - уставка токового органа с пуском по вектору разности фазных токов, действующего на отключение; кс -коэффициент согласования; (П) — параметр полукомплекта защиты противоположного конца линии (максимальный из параметров противоположных концов); 12.бл ~ уставка токового органа с пуском по току обратной последовательности, действующего на блокировку; 12.нб - ток небаланса обратной последовательности; 12.несим ~ ток обратной последовательности в нормальном режиме работы; 120т - уставка токового органа с пуском по току обратной последовательности, действующего на отключение; 310.бл ~ уставка токового органа с пуском по току нулевой последовательности, действующего на блокировку; З10.от - уставка токового органа с пуском по току нулевой последовательности, действующего на отключение; 10нб ~ ток небаланса нулевой последовательности; 310.несим ~ ток нулевой последовательности в нормальном режиме работы; ¡¡.ас.бл ~ уставка токового органа с пуском по аварийной составляющей тока прямой

последовательности, действующего на блокировку; 1^3)к.мин - минимальное значение тока прямой последовательности, протекающего через рассматриваемый полукомплект, при трехфазном КЗ на защищаемой линии;

11.ac.ot ~ уставка токового органа с пуском по аварийной составляющей тока прямой последовательности, действующего на отключение; Ь.ас.бл ~ уставка токового органа с пуском по аварийной составляющей тока обратной последовательности, действующего на блокировку; /2)2,к.мин - минимальное значение тока обратной последовательности, протекающего через рассматриваемый полукомплект, при двухфазном КЗ на землю на защищаемой линии; I2.ac.ot ~ уставка токового органа с пуском по аварийной составляющей тока обратной последовательности, действующего на отключение; 1ас.бл -уставка токового органа с пуском по аварийной составляющей фазного тока, действующего на блокировку; З/^о.мин ~ утроенное минимальное значение тока нулевой последовательности, протекающего через рассматриваемый полукомплект, при однофазном КЗ на защищаемой линии; 1ас.от - уставка токового органа с пуском по аварийной составляющей фазного тока, действующего на отключение; 1К(3)макс.тр, Ьк<2> макс.тр - максимально возможные токи прямой и обратной последовательностей при КЗ за трансформатором; 1БТН,

12.бтн, З/о.бтн - фазный ток, ток обратной последовательности, утроенный ток нулевой последовательности, возникающие при броске тока намагничивания силового трансформатора; £ - максимальная полная погрешность ИТТ при токе 1к(3)макс, я- уставка полного сопротивления; 2бтн- сопротивление, подводимое к РС, при броске тока намагничивания силового трансформатора; Фд — уставка угла линии; Х]Л, Я1Л - реактивное и активное сопротивление прямой последовательности линии (первого, относительно места установки полукомплекта, однородного участка линии); Я - уставка активного сопротивления, Фмч.ро ~ уставка угла максимальной чувствительности реле направления мощности нулевой последовательности; Х0.л, &о.л ~ реактивное и активное сопротивление нулевой последовательности защищаемой линии

(первого, относительно места установки полукомплекта, однородного участка линии); |/'.'¿су | > ~~ действующее значение тока прямой

последовательности в месте установки полукомплекта при расчётном виде КЗ; ^г'/мст!' ~~ действующее значение тока обратной последовательности в

месте установки полукомплекта при расчётном виде КЗ; Р\ - действующее значение тока трёхфазного КЗ на защищаемой линии в расчётной точке; А1}0м-приведенное к первичному абсолютное значение погрешности органа манипуляции по току прямой последовательности; К-гг - коэффициент трансформации ИТТ; Ii.mmh.om ~ минимальный вторичный ток прямой последовательности, при котором обеспечивается надежная манипуляция;

нб - приведенный к первичному максимальный ток небаланса обратной последовательности при трехфазном КЗ, обусловленный погрешностью ТТ; Фбл ~ уставка угла блокировки; Фзап ~ запас по углу блокировки. Остальные обозначения аналогичны обозначениям таблиц А.1 - А.З.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. ОСНОВНЫЕ ФРАГМЕНТЫ ПРОГРАММНОЙ РЕАЛИЗАЦИИ РАЗРАБОТАННЫХ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

В данном приложении приведены фрагменты специализированной программы математического моделирования высокочастотной дифференциально-фазной защиты линий электропередачи (DPPmodels).

Программные коды реализации передаточных функций: using System;

using System.Collections.Generic;

namespace DppModels. Classes {

public class TransFunction {

#region Задаваемые параметры

private double inflexibility; // жесткость или максимально допустимое различие между самым большим и

// самым маленьким коэффициентами передаточной функции

private double dt; private double kTr; private double in Value;

private readonly List<double> numerator = new List<double>();

private readonly List<double> denominator = new List<double>();

#endregion

#region Переменные

private double lastVal;

private readonly List<double> z = new List<double>(); private readonly List<double> zLast = new List<double>(); private bool flagl; #endregion

//параметры задаваемые один раз

public double Inflexibility { set {inflexibility = value; } }

public double DeltaT { set { dt = value;} }

public double Ktr { set { kTr = value; } }

// изменяемые на каждом шаге параметры

public List<double> Numerator {

set

{

nnmorr,fnr --Г\.

iiuni^iuiui .v^iwaiyj

foreach (var n in value) {

numerator. Add(n);

}

}

public List<double> Denominator

{

set {

denominator.Clear();

foreach (var d in value)

{

denominator. Add(d);

}

}

}

public double In Value { set { in Value = value; } }

public double OutData

{

get {return TransferFunction(inValue, numerator, denominator, dt, kTr);}

}

private double TransferFunction(double inputs, IList<double> num, IList<double> den, double dtT, double kTrT)

{

double value;

CoeffsChecking(num, den, inflexibility);

if (num.Count = 0 || den.Count = 0 || num.Count != den.Count) {

value = 0; }

else {

if(!flagl)

{

for (var x = 0; x < num.Count; x++) {

if (Math.Abs(den[x]) < inflexibility * le-10 && Math.Abs(num[x]) < inflexibility * le-10)

continue; z.Add(O); zLast.Add(O);

}

z.Remove(O); zLast.Remove(O); flagl = true;

}

if (z.Count !=0) {

var counter = 0;

for (var t = 0; t < z.Count; t++) {

var zTemp = 0.0; if (t > 0) zTemp = z[t - 1];

if (Math.Abs(den[num.Count - 1 -1]) < inflexibility * le-10 && Math.Abs(num[num.Count - 1 -1]) < inflexibility * le-10) continue;

z[t] = zLast[t] + (lastVal * kTrT * den[num.Count - 1 -1] - inputs * num[num.Count - 1 -1] + zTemp) * dtT;

zLast[t] = z[t]; counter++;

}

if (Math.Abs(den[num.Count - counter - 1]) > inflexibility * le-10) {

value = ((1 / den[num.Count - 1 - counter]) * (inputs * num[num.Count - 1 - counter] -z[counter - 1]));

lastVal = value;

}

else value = 0;

}

else {

if (Math. Abs(den[den.Count - 1]) > inflexibility * le-10) {

value = ((1 / den[den.Count - 1]) * (inputs * num[den.Count - 1]));

}

else value = 0;

}

}

return value;

}

private static void CoeffsChecking(IList<double> num, IList<double> den, double inflex) {

var maxNum = MaxVallnList(num); var maxDen = MaxVallnList(den);

var maximum = Math.Abs(maxNum) > Math.Abs(maxDen) ? maxNum : maxDen;

if ((maximum < le-50 && maximum > 0) || (maximum > -le-50 && maximum < 0)) {

num.Clear(); den.Clear();

}

else {

for (var t = 0; t < num.Count; t++) {

if ((num[t] < le-50 && num[t] >= 0) || (num[t] > - le-50 && num[t] <= 0))

continue; if (num[t] / maximum >= inflex)

continue; num.Insert(t + 1,0); num.RemoveAt(t);

}

for (var t = 0; t < den.Count; t++)

{

if ((den[t] < le-50 && den[t] > 0) Ц (den[t] > -le-50 && den[t] < 0))

continue; if (den[t] / maximum >= inflex)

continue; den.Insert(t + 1, 0); den.RemoveAt(t);

}

}

}

private static double MaxValInList(IEnumerable<double> list) {

var max = 0.0;

foreach (var 1 in list)

{

if ((1 > max && 1 > 0) || (1 < max && 1 < 0)) max = 1;

}

return max;

}

}

}

Программные коды реализации кривых намагничивания магнитопроводов трансформаторов: using System;

using System.Collections.Generic; using DppModels.Structures;

namespace DppModels. Classes {

public class Saturation {

public double Im { get; private set; } public double Zm(double input, double output, double ktr, bool charState, double zmStatic, List<DDouble> zmlm)

{

Im = input / ktr - output; // определение сопр. намагн. ИТТ var xSat = 0.0;

if (¡charState) {

xSat = zmStatic;

}

else {

for (var j = 0; j < zmlm.Count - 1; j++) {

if (Math.Abs(Im) < zmIm[0].H) xSat = zmIm[0].B; else if (Math.Abs(Im) > zm!m[zmIm.Count - 1].H)

xSat = zmlm[zmlm.Count - 1].B;

else if (Math.Abs(Im) > zmIm[j].H && Math.Abs(Im) < zmlm[j + 1].H) xSat = zmIm[j].B;

}

}

return xSat;

}

}

}

Программные коды моделирования ДФЗ-201:

for (var i = 0; i < InPars.IlPhaseA.Count; i++) {

#region ИТТ

var taAlOut = TaOutData.TaAl.Count != 0 ? TaOutData.TaAl[i - 1] : 0; var zmTaAl = i = 0 ? CurTransData.TaPhASidel.Lm : satTaAl.Zm(InPars.HPhaseA[i], taA 1 Out, CurTransData.TaPhASide 1 .Ktrans,

CurTransData.TaPhASide 1 SatChar, CurTransData.TaPhASide 1 .Lm,

CurTransData.TaPhASide 1 .Zmlm);

TaOutData.TaA 1 Im. Add(satTaAl .Im);

taA 1 Coeffs.Calculation(!CurTransData.TaPhASide 1 SatChar || i = 0 ? zmTaAl : zmTaAl / 314);

TaOutData.TaAl.Add(TransFuncRealization(taAlTf, dt, inflex, 1, taAlCoeffs.Numerator, taAlCoeffs.Denominator, InPars.IlPhaseA[i]) /

CurTransData.TaPhASide 1 .Ktrans);

var taBlOut = TaOutData.TaBl.Count != 0 ? TaOutData.TaBl[i - 1] : 0; var zmTaBl = i == 0 ? CurTransData.TaPhBSidel.Lm : satTaBl.Zm(InPars.IlPhaseB[i], taBlOut, CurTransData.TaPhBSidel.Ktrans,

CurTransData.TaPhBSide 1 SatChar, CurTransData.TaPhBSide 1 .Lm,

CurTransData.TaPhBSidel .Zmlm);

TaOutData.TaB 1 Im. Add(satTaB 1 .Im);

taB 1 Coeffs.Calculation(¡CurTransData.TaPhBSide 1 SatChar || i = 0 ? zmTaBl : zmTaBl / 314);

TaOutData.TaBl.Add(TransFuncRealization(taBlTf, dt, inflex, 1, taB ICoeffs.Numerator, taBlCoeffs.Denominator, InPars.IlPhaseB[i]) /

CurTransData.TaPhBSide 1 .Ktrans);

var taClOut = TaOutData.TaC 1.Count != 0 ? TaOutData.TaCl[i - 1] : 0; var zmTaCl = i = 0 ? CurTransData.TaPhCSidel.Lm : satTaCl.Zm(InPars.HPhaseC[i], taC 1 Out, CurTransData.TaPhCSide 1 .Ktrans,

CurTransData. TaPhC Side 1 SatChar, CurTransData.TaPhCSide 1 .Lm,

CurTransData.TaPhCSidel .Zmlm);

TaOutData.TaC 1 Im. Add(satTaC 1 .Im);

taC ICoeffs.Calculation(!CurTransData.TaPhCSidel SatChar || i — 0 ? zmTaCl : zmTaCl / 314);

TaOutData.TaCl.Add(TransFuncRealization(taClTf, dt, inflex, 1, taClCoeffs.Numerator, taClCoeffs.Denominator, InPars.IlPhaseC[i]) /

CurTransData.TaPhCSide 1 .Ktrans);

var taA20ut = TaOutData.TaA2.Count != 0 ? TaOutData.TaA2[i - 1] : 0; var zmTaA2 = i = 0 ? CurTransData.TaPhASide2.Lm : satTaA2.Zm(InPars.I2PhaseA[i], taA20ut, CurTransData.TaPhASide2.Ktrans,

CurTransData. TaPhA S ide2 S atChar, CurTransData.TaPhASide2.Lm,

CurTransData.TaPhASide2.ZmIm);

TaOutData.TaA2Im.Add(satTaA2.Im);

taA2Coeffs.Calculation(!CurTransData.TaPhASide2SatChar || i = 0 ? zmTaA2 : zmTaA2 / 314);

TaOutData.TaA2.Add(TransFuncRealization(taA2Tf, dt, inflex, 1, taA2Coeffs.Numerator, taA2Coeffs.Denominator, InPars.I2PhaseA[i]) /

CurTransData.TaPhASide2.Ktrans);

var taB20ut = TaOutData.TaB2.Count != 0 ? TaOutData.TaB2[i - 1] : 0; var zmTaB2 = i == 0 ? CurTransData.TaPhBSide2.Lm : satTaB2.Zm(InPars.I2PhaseB[i], taB20ut, CurTransData.TaPhBSide2.Ktrans,

CurTransData.TaPhB S ide2 S atChar, CurTransData.TaPhBSide2.Lm,

CurTransData.TaPhBSide2.ZmIm);

TaOutData.TaB2Im.Add(satTaB2.Im);

taB2Coeffs.Calculation(!CurTransData.TaPhBSide2SatChar || i = 0 ? zmTaB2 : zmTaB2 / 314);

TaOutData.TaB2.Add(TransFuncRealization(taB2Tf, dt, inflex, 1, taB2Coeffs.Numerator, taB2Coeffs.Denominator, InPars.I2PhaseB[i]) /

CurTransData.TaPhBSide2.Ktrans);

var taC20ut = TaOutData.TaC2.Count != 0 ? TaOutData.TaC2[i - 1] : 0; var zmTaC2 = i = 0 ? CurTransData.TaPhCSide2.Lm : satTaC2.Zm(InPars.I2PhaseC[i], taC20ut, CurTransData.TaPhCSide2.Ktrans,

CurTransData.TaPhC S ide2 SatChar, CurTransData.TaPhCSide2.Lm,