CC BY
236
05.20.00 ПРОЦЕССЫ И МАШИНЫ АГРОИНЖЕНЕРНЫХ СИСТЕМ
05.20.00
УДК 621.31:681.5
АЛГОРИТМ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ С ОТВЕТВЛЕНИЯМИ
© 2017
Куликов Александр Леонидович, доктор технических наук, профессор кафедры «Электроэнергетика, электроснабжение и силовая электроника» Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева, Нижний Новгород (Россия)
Вуколов Владимир Юрьевич, кандидат технических наук, доцент кафедры «Электроэнергетика, электроснабжение и силовая электроника» Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева, Нижний Новгород (Россия)
Шарыгин Михаил Валерьевич, кандидат технических наук, доцент кафедры «Электроэнергетика, электроснабжение и силовая электроника» Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева, Нижний Новгород (Россия)
Бездушный Дмитрий Игоревич, аспирант кафедры «Электроэнергетика, электроснабжение и силовая электроника» Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева, Нижний Новгород (Россия) Темирбеков Жээнбек, доктор технических наук, декан инженерно-технического факультета Кыргызский национальный аграрный университет им. К. И. Скрябина, г. Бишкек (Кыргызстан)
Аннотация
Введение. Внедрение устройств PMU (синхронизированных векторных измерений) позволяет повысить точность оценки параметров режима и улучшить наблюдаемость электрической сети. На основе результатов синхронизированных векторных измерений могут быть реализованы сложные интеллектуальные алгоритмы защиты, управления, а также определения места повреждения (ОМП) по параметрам аварийного режима (ПАР). Одним из факторов, снижающих точность ОМП по ПАР, является наличие ответвлений на наблюдаемой ЛЭП,так как это вызывает перераспределение аварийных токов по линии, затрудняя тем самым расчет расстояния до повреждения.
Материалы и методы. В основе разработанного метода лежит принцип расчета «ожидаемого напряжения» в узлах, в которых отсутствуют измерительные приборы (в анализируемом случае - это места присоединения ответвлений к линии электропередачи). Величины «ожидаемых напряжений» рассчитываются несколько раз на основе измерений из разных точек наблюдения. Если значения, полученные из таких точек, совпадают, то это свидетельствует об отсутствии нарушений в схеме электроснабжения, если же различие превышает допустимую величину, то принимается решение о наличии повреждения на участке между точкой наблюдения и точкой, для которой рассчитано «наблюдаемое напряжение». Таким образом, при наличии устройств синхронных векторных измерений на обоих концах линии, а также на ответвлениях с нагрузкой, может быть выявлен поврежденный элемент распределительной сети.
Результаты. Для апробирования предлагаемого алгоритма ОМП была проведена серия экспериментов на имитационной модели линии электропередачи с ответвлениями, построенной в среде Matlab/Simulink. Результаты экспериментов показали высокую эффективность функционирования разработанного алгоритма.
Заключение. Предложенный метод локализации места повреждения позволит увеличить эффективность процедуры ОМП в сложных схемах электроснабжения на ЛЭП с ответвлениями.
Ключевые слова: алгоритм, измерение, индикатор, ЛЭП с ответвлениями, метод, ОМП по параметрам аварийного режима, процедура, режим, устройство, эффективность, PMU.
Для цитирования: Куликов А. Л., Вуколов В. Ю., Шарыгин М. В., Бездушный Д. И. Темирбеков Ж. Алгоритм определения места повреждения линии электропередачи с ответвлениями // Вестник НГИЭИ. 2017. № 9 (76). С. 29-38.
FAULT LOCATION ALGORITHM FOR A POWER LINE WITH TAPS
© 2017
Kulikov Alexander Leonidovich, the doctor of technical sciences, The professor of the chair «Power Engineering, electricity supply and power electronics» Nizhny Novgorod State Technical University n. a. R. E. Alekseev (NNSTU), Nizhny Novgorod (Russia) Vukolov Vladimir Yurievich, the candidate of technical sciences, associate professor of the chair «Power Engineering, electricity supply and power electronics» Nizhny Novgorod State Technical University n. a. R. E. Alekseev (NNSTU), Nizhny Novgorod (Russia) Sharyigin Mihail Valerevich, the candidate of technical sciences, associate professor of the chair «Power Engineering, electricity supply and power electronics» Nizhny Novgorod State Technical University n. a. R. E. Alekseev (NNSTU), Nizhny Novgorod (Russia) Bezdushny Dmitry Igorevich, the post-graduate student of the chair «Power Engineering, electricity supply and power electronics» Nizhny Novgorod State Technical University n. a. R. E. Alekseev (NNSTU), Nizhny Novgorod (Russia) Temirbekov Jeenbek, the doctor of technical sciences, the dean of the faculty of engineering Kyrgyz National Agrarian University named after K. Skryabin, Bishkek (Kyrgyzstan)
Abstract
Introduction. Development of PMU devices allows to increase essentially the accuracy of measuring the mode parameters and to improve the observability of the scheme. Thus based on the synchronized measurement results complex intellectual algorithms of protection, control and fault location can be realized. One of the factors decreasing the accuracy of fault location by failure mode parameters is existence of taps on the observable power line since it causes redistribution of fault currents in the power line making accurate fault location more complicated.
Usage of PMU allows localizing the fault via synchronized measures from different parts of the grid. To localize means to define between which taps (on which tap) the fault is.
Materials and Methods. The described method is based on the principle of defining so-called «expected voltage» in the nodes where measurement units are not installed (in this case these are points of connection taps to the line). Values of «expected voltages» are calculated via measures from different observation points. If the values obtained from different points equal to each other that means that there is no fault in the scheme. If the difference exceeds the limit the conclusion that the fault is between the observation point and the point where the «expected voltage» is calculated is maiden. Thus having the PMU devices on the both sides of the power line and on the taps from the load side can identify the damaged element of the network.
Results. In order to test the proposed algorithm the series of experiments was run via the simulation model of power line with taps built in Matlab/Simulink. Results of the experiments demonstrate high accuracy of the algorithm.
Conclusion. The proposed fault location method allows increasing applicability of PMU devices and improving the efficiency of fault location on power lines with taps.
Keywords: algorithm, measurement, indicator, power lines with branches, method, weapons of mass destruction in the parameters of the emergency mode, procedure, mode, device, efficiency, PMU.
Введение
Известны различные способы определения места повреждения (ОМП) воздушных линиях (ВЛ) электропередачи [1; 2; 3; 4; 5; 6; 11; 15; 20].
На рисунке 1 представлен один из вариантов классификация методов ОМП линий электропередачи.
В целом существующие методы ОМП можно разделить на две основные группы: топографические и дистанционные.
Топографические методы ОМП подразумевают определение места повреждения непосредственно на трассе линии. Они подразделяются на индукционные и электромеханические.
Суть индукционного метода заключается в улавливании изменения параметров магнитного поля вблизи места повреждения с помощью перемещения вдоль трассы линии специальных датчиков и индикаторов.
В основе электромеханических методов лежит фиксация механических усилий, которые создаются за счет энергии тока короткого замыкания (КЗ) (срабатывание блинкеров).
Топографические методы ОМП наиболее точны, но занимают значительное время и применяются при предварительном определении зоны с местом повреждения другими методами.
Рисунок 1 - Классификация методов ОМП ЛЭП
Дистанционный метод ОМП заключается в измерении расстояния до места повреждения с концов линии. Эта группа методов, а именно импульсные или методы ОМП по параметрам аварийного режима, напротив, позволяют быстро определить место повреждения, но обладает ограниченной точностью.
Импульсные методы базируются на измерении временных интервалов при распространении электромагнитных волн по линии. В зависимости от метода они подразделяются на локационные и волновые (рисунок 1).
Локационный метод основан на измерении промежутка времени между моментом посылки зондирующего импульса и моментом прихода к началу линии отраженного от места повреждения импульса, а произведение скорости распространения импульса на продолжительность временного интервала позволит определить расстояние до места повреждения [6].
В основе волнового метода лежит измерение промежутка времени между моментами достижения концов линии фронтами электромагнитных волн, которые возникают в точке повреждения. В случае пробоя изоляции провода на землю напряжение резко снижается, и возникают электромагнитные волны, распространяющиеся в обе стороны со скоростью, близкой к скорости света [14; 15; 16]. Достоинства волнового метода - это простота и применимость в случаях, когда сопротивление в месте
повреждения изменяется от нуля Ом до сотен кОм. Недостаток - чувствительность к помехам, обусловленным, в том числе, внешними источниками.
Методы ОМП по параметрам аварийного режима (ПАР) основаны на измерении составляющих или комбинаций напряжений и токов в аварийном режиме. Они делятся на одно- и двухсторонние, в зависимости от месторасположения устройств измерения токов и напряжений [1; 2; 3; 4; 5; 20].
Односторонние методы ОМП позволяют определять расстояние до места повреждения без передачи информации с другого конца линии, то есть фиксирующий прибор устанавливается только на одном из концов ВЛ.
Данные методы базируются на использовании приближённой информации такой, как переходное сопротивление в месте повреждения и параметры источника питания на противоположном конце поврежденной линии, в результате чего возникает методическая погрешность [20]. Кроме того, в расчетных формулах используются параметры НП (нулевой последовательности), что негативно влияет на точность ОМП.
Двухсторонние методы ОМП по ПАР обладают приемлемой точностью, но требуют синхронизации и передачи данных по параметрам режима линии с двух концов линии; надёжность и точность ОМП по ПАР зависят от качества работы самих средств измерения и синхронизации, установленных по концам линии [20].
В настоящее время проведение синхронизированных измерений становится возможным благодаря устройствам PMU (Phasor Measurement Unit). Данные устройства показали высокую применимость при реализации мониторинга и управления электроэнергетическими системами. Устройства PMU способны измерять токи, напряжения и вычислять угол фазового сдвига, передавая полученные данные на верхний уровень. Таким образом может быть реализована система расчета фазового угла в режиме реального времени. При наличии доступа к системе GPS (global positioning system) цифровые измерения с терминалов, установленных на разных концах линии, могут выполняться синхронно. Синхронизированные измерения включают в себя информацию о фазовых углах в дополнение к информации об амплитудах сигналов. При этом фазовые углы замеряются в единой системе отсчета. Располагая информацией об абсолютном времени замера, может быть получено значение разности фазы между токами и напряжениями, замеренными в разных участках сети. Так как моменты времени для измерений на всех устройствах должны быть синхронизированы, выполняется связь с системой GPS. Использование векторных замеров из разных мест, синхронизированных по GPS, дает большой потенциал избыточности, направленный на повышение надежности функционирования систем электроснабжения. Помимо ОМП, известны технические решения по улучшению противоаварийной автоматики, базирующиеся на применении PMU [7; 8; 9]. Таким образом, внедрение устройств PMU дает возможность реализовывать более сложные алгоритмы двухстороннего ОМП по ПАР.
Следует отметить, что в задачах ОМП для получения синхронизированных измерений помимо устройств PMU также может использоваться информация с потребительских подстанций с метками времени. В этом случае место повреждения определяется по записанным аварийным осциллограммам после отключения поврежденного участка.
Алгоритмы двухстороннего ОМП обеспечивают снятие ограничений алгоритмов одностороннего ОМП и, соответственно, направлены на увеличение точности. Принцип двухстороннего ОМП по ПАР с применением PMU схематично изображен на рисунке 2.
Алгоритмы ОМП двухстороннего замера можно классифицировать по количеству используемой информации на алгоритмы, использующие полный и ограниченный набор двухсторонних за-
меров. К первой группе относятся методы, фиксирующие напряжения и токи всех трех фаз по обоим концам. Алгоритмы второй группы предполагают использование следующей информации:
- напряжения трех фаз с обоих концов линии и токи трех фаз с одного конца;
- токи трех фаз с обоих концов и напряжения трех фаз с одного конца;
- напряжения трех фаз с обоих концов.
Различные варианты алгоритмов, предполагающие полный набор замеров представлены в [1; 2, 3; 4, 5; 11; 12; 13].
Рисунок 2 - Принцип действия двухстороннего ОМП по ПАР [3; 4]: Еа, Ев - ЭДС систем А и В;
2а, 2В - сопротивления систем А и В;
РМиА,РМиВ - устройства РМи, установленные по концам линии;
УА, 1А, 1В, УВ - векторные замеры тока и напряжения, полученные с двух концов линии; Яг - переходное сопротивление в месте замыкания; d - Расстояние до места замыкания
Кроме того, выделяют итерационные и неитерационные алгоритмы двухстороннего ОМП ВЛ. Особенность последних состоит в том, что проводится расчетная синхронизация несинхронизиро-ванных измерений аналитическим путем при помощи специального «оператора синхронизации». Одновременное применение двух симметричных составляющих при вычислении оператора синхронизации делает расчёты простыми и обладающими высокой точностью. Варианты итерационных алгоритмов представлены в [9], а неитерационных - в [10].
Задача двустороннего ОМП по ПАР значительно усложняется при наличии ответвлений на линии, поскольку в точках их присоединения не установлены измерительные приборы. Кроме того, необходимо однозначно определить, на каком из ответвлений либо между какими ответвлениями
находится повреждение. Таким образом, ОМП по ПАР на линиях с ответвлениями выполняется в два этапа:
1) локализуется место повреждения (решается задача фиксации поврежденного участка ВЛ);
2) рассчитывается расстояния до места повреждения.
Важно отметить, что второй этап процедуры ОМП по ПАР на ВЛ с ответвлениями включает эк-вивалентирование с последующим приведением задачи к рассмотренному ранее двухстороннему ОМП [11]. Решению задач первого этапа, целью которого является фиксация поврежденного участка ВЛ, в научно-технической литературе уделено существенно меньшее внимание. Причем волновыми методами эта задача решается принципиально иными методами [14; 15; 16].
Цели и задачи разработки
Целью статьи является разработка метода ОМП по ПАР на основе синхронных векторных измерений при помощи PMU или измерений на ответвлениях ВЛ с метками времени для локализации поврежденного участка. Такой метод должен указать, на каком ответвлении или участке линии между ответвлениями находится повреждение. Метод
должен быть функционален для произвольного числа ответвлений ВЛ.
Материалы и методы исследования
Разработку алгоритма ОМП для фиксации поврежденного участка реализуем применительно к ВЛ, содержащей п ответвлений, на основе следующей информации:
- замер комплексов фазных токов и фазных напряжений по началу и концу линии;
- замер фазных токов и фазных напряжений на ответвлениях со стороны потребителей;
- погонное активное и реактивное сопротивление проводов, из которых выполнена линия и ответвления;
- длины всех ответвлений (расстояния от места присоединения к линии до места замера);
- расстояния между всеми ответвлениями.
Совокупность операций алгоритма включает
две основные части:
1. Последовательное эквивалентирование схемы слева до тех пор, пока не будет обнаружена утечка тока.
2. Последовательное эквивалентирование схемы справа до места, где была обнаружена утечка в п. 1 с целью уточнения места повреждения.
Рисунок 3 - Расчетная схема ВЛ с ответвлениями
Рассмотрим реализацию алгоритма более подробно на примере схемы, изображенной на рисунке 3.
1. Введем следующие переменные:
иэкеЛ = ин, (1)
где иэке! - эквивалентное напряжение со стороны сети, относительно 1 -го узла; ин - комплекс напряжения в начале линии;
1 эке.1 1 н
(2)
где Iэке 1 - эквивалентный ток на 1-м шаге; /н - комплекс тока в начале линии;
2экв.1 = 2 пр. 1 , (3)
где 2экв 1- эквивалентное сопротивление на 1-м шаге; 2 пр 1 - полное сопротивление пролета № 1.
2. Определим ожидаемый комплекс напряжения в узле №1 двумя способами:
- по результатам эквивалентирования
и = и - 1 ■ 7
и экв.1 1 ЭКв.1 7
экв.1'
(4)
где и - ожидаемый комплекс напряжения в узле
№ 1, полученный первым способом;
- по замеру тока и напряжения на первом ответвлении (при этом, за направление тока ответвления принимается от линии к нагрузке)
иИ = иотв.1 + 1отв.1 ■ 7 отв.1, (5)
где и - ожидаемый комплекс напряжения в узле № 1, полученный вторым способом; и - комплекс напряжения в месте замера на 1 -м ответвлении; 1 - комплекс тока первого ответвления;
7 - полное сопротивление ответвления № 1.
2. Далее, величины и и и сравниваются между собой. Для этого проверяется условие:
|и,., - и,.,|
■100% < к,
(6)
где к - коэффициент, зависящий от погрешности измерений тока и напряжения.
Если условие выполняется, т. е. и 1~ иг 1, то
пролет № 1 и ответвление № 1 не содержат утечек тока, а значит, поврежденный участок находится правее.
4. Следующий этап - эквивалентирование сети слева относительно точки подключения следующего ответвления по представленным ниже рекуррентным формулам:
и ■ 7 + и ■ 7
тт __экв.1 отв.1 отв.1 экв.1
и экв.2 =
7отв.1 + 7экв.1
(7)
где и - эквивалентное напряжение со стороны сети относительно узла 2;
7 ■ 7
7 _ отв.1 экв.1 7
7 экв.2 = у у + 7 пр.2,
отв.1 экв.1
где 7 - полное сопротивление пролета № 2;
1 = 1 - 1
экв.2 экв.1 I
отв.1 '
(8)
(9)
где /экв2 — эквивалентный ток со стороны сети относительно узла 2.
5. Далее аналогично п. 1 определяется ожидаемый комплекс напряжения в месте подключения 2-го ответвления двумя способами и делается вывод о наличии или отсутствии утечки. Таким образом, /-я итерация может быть описана следующим образом:
и ■ 7
_ ^ экв.,-1 о
+ и ■ 7
-1 отв. ¡-1 экв. ¡-1
7 отв. г-1 + 7 экв. г-1
, (10)
7 ■ 7
7 _ отвл-1_эквл-1 7
экв.г гу гу пр.г'
7 отвл-1 + 7
эквл-1
1экв.г 1экв.
,-1 - 1 о
отв л-1 ?
и = и -1 ■ 7 ,
8.1 экв.1 экв.1 экв.1 5
и 1 = и,,. - г
■
(11)
(12)
(13)
(14)
Если
У,, - и,.\ РЛ
■ 100/ < к значит либо в /-]
м
ответвлении, либо в /-м пролете имеется утечка.
6. Изложенные выше итерации проводятся то тех пор, пока не будет обнаружена утечка. Если она была обнаружена на /-й итерации, значит, место повреждения находится либо на /-м ответвлении, либо в /-м пролете ЛЭП. Важно зафиксировать поврежденный участок. Для этого аналогичным методом схема эквивалентируется справа до /-го узла, и определяется ожидаемый комплекс напряжения в /-м узле.
7. Проверяется условие
\и,, - и4 |и,г|
■100// < к,
(15)
где и - ожидаемый комплекс напряжения в /-м
узле, при эквивалентировании справа.
Если данное условие выполняется, то справедлив вывод о присутствии повреждения на /-м ответвлении, если нет - в /-м пролете.
8. Если при реализации алгоритма было пройдено п итераций и не было обнаружено утечек, необходимо проверить пролет под номером (п+1). Для этого проверяется условие
I/ -1
| экв.п к ^экап |
■100// < к'
(16)
где 1 - комплекс тока, замеренный по концу линии; к' - коэффициент, зависящий от погрешности измерений тока.
При справедливости неравенства (16) формулируется вывод об отсутствии повреждений на наблюдаемом участке сети. В противном случае указывается на наличие повреждения в пролете под номером (п+1).
Таким образом, в зависимости от расчетных данных результатом функционирования разработанного алгоритма ОМП по ПАР на ВЛ с ответвлениями является либо сообщение о том, что повреждений нет, либо указание номера ответвления (пролета), на котором оно обнаружено. Как отмечалось ранее, информация об эквивалентных ЭДС, токах и сопротивлениях относительно поврежденного участка в последующем позволяет свести расчет расстояния до повреждения к задаче ОМП на линии по двухстороннему замеру.
Разработанный алгоритм ОМП ВЛ с ответвлениями по ПАР применим в сетях 110 кВ и выше при всех видах коротких замыканий, а также в сетях класса напряжения 6-35 кВ при трехфазных и двухфазных замыканиях. Его использование позволяет существенно повысить надежность и эффективность передачи электрической энергии в распределительных сетях [18; 19].
Однако в электрических сетях 6-35 кВ с изолированной (компенсированной) нейтралью при однофазном замыкании на землю распределение токов изменяется в значительно меньших диапазонах [17], и этих изменений недостаточно для
устойчивого функционирования разработанного алгоритма.
Результаты разработки
Для анализа эффективности разработанного алгоритма ОМП по ПАР ВЛ с ответвлениями использовалась библиотека Simulink программного пакета Matlab.
Имитационная модель изображена на рисунке 4 и представляет собой линию 10 кВ с односторонним питанием, содержащую три ответвления. В одно из ответвлений включен источник энергии для того, чтобы усложнить токораспределение по сети в нормальных и аварийных режимах.
Рисунок 4 - Имитационная модель ВЛ с ответвлениями
Имитационная модель состоит из следующих элементов:
1. Three-Phase Source - моделирует трехфазный источник энергии с заданным внутренним сопротивлением.
2. Three-Phase Parallel RLC Load - моделирует нагрузку активно-индуктивного характера.
3. Voltage Measurement - элемент, осуществляющий замер напряжения.
4. Current Measurement - элемент, осуществляющий фиксацию тока.
В модели пролеты и ответвления были представлены элементом библиотеки Simulink Three-Phase PI Section Line, который представляет собой П-образную схему замещения ВЛ. Рассмотрим параметры представленной схемы замещения.
Таблица 1 - Параметры пролетов
№ Длина пролета, км Удельное сопротивление
Активное r0, Ом Реактивное x0, Ом
1 3 1,1 0,38
2 8 0,83 0,32
3 8 0,92 0,36
4 8 0,94 0,37
Таблица 2 - Параметры ответвлений
№ Длина пролета, км Удельное сопротивление
Активное r0, Ом Реактивное x0, Ом
1 9 0,85 0,38
2 6 0,92 0,5
3 8 0,8 0,37
Для тестирования разработанного алгоритма ОМП проводилась серия имитационных экспериментов, включающих междуфазные короткие замыкания на различных участках ЛЭП с ответвлениями. Пояснения к имитационным экспериментам представлены в таблице 3.
Анализ таблицы 3 показывает, что относительная разность ожидаемых напряжений при наличии утечки тока на поврежденных участка ВЛ возрастает на несколько порядков, что обуславливает высокую чувствительность разработанного алгоритма ОМП и надежность его функционирования.
Таблица 3 - Результаты функционирования разработанного алгоритма
№ Фактическое место к. з. Вид к. з. Расстояние до узла, м Us.! - Ut.! P. 2 - Ut. 2 Us . 3 - P. 3 pSJ - Uu Результат ОМП
Us . 1 Ps.2\ Ps . 3 Ps.il
1 Пролет № 1 2 88 472.9595824 2.60571253 Пролет № 1
2 Отв. № 3 3 14 0.011332102 0.067174517 91.42722168 91.4310610 Отв. № 3
3 Пролет № 2 3 50 0.017947862 102.4455182 0.03939260 Пролет № 2
4 Отв. № 2 3 85 0.012398424 97.17586116 97.1764256 Отв. № 2
5 Отв. № 3 2 65 0.014951533 0.082743193 93.01605151 93.0980502 Отв. № 3
6 Пролет № 4 3 31 0.011180665 0.06254497 0.510611861 Пролет № 4
7 Пролет № 3 3 74 0.01175118 0.083952478 104.5361646 0.00113322 Пролет № 3
8 Отв. № 1 2 95 241.745576 241.693412 Отв. № 1
9 Пролет № 1 2 95 518.3030573 4.38995803 Пролет № 1
10 Пролет № 2 3 31 0.017947862 102.4455182 0.03939261 Пролет № 2
. Примечание: вид короткого замыкания: 2 - двухфазное, 3 - трехфазное.
Рассмотрим более подробно эксперимент № 2. Как видно из таблицы 3, для первых двух ответвлений относительная разница ожидаемых напряжений составляет несколько сотых вольт, однако за счет повреждения в ответвлении № 3 эта величина увеличивается на несколько порядков, что подтверждает факт повреждения. Проведение эквивалентиро-вания справа показало, что поврежденный участок располагается на ответвлении № 3, а не на пролете
Р,, - Ци
№ 3, поскольку расчетное значение
соиз-
\U.
меримо с первыми двумя итерациями, как и в эксперименте № 7.
Заключение
Применение устройств синхронных векторных измерений позволяет существенно повысить точность ОМП по ПАР, обеспечивает внедрение более сложных интеллектуальных алгоритмов, в том числе на ВЛ с ответвлениями.
Разработанный алгоритм ОМП по ПАР перспективен для локализации поврежденного участка при всех видах замыканий, кроме однофазного замыкания на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью. За счет использования синхронизированных измерений с разных концов разветвленной ВЛ удается эффективно определять поврежденный участок и получать данные, необходи-
мые для последующего эквивалентирования и ОМП по двустороннему замеру.
Результаты имитационных экспериментов с применением библиотеки Simulink программного пакета Matlab показали, что относительная разность ожидаемых напряжений при наличии утечки тока на поврежденных участка ВЛ возрастает на несколько порядков, что обуславливает высокую чувствительность разработанного алгоритма ОМП и надежность его функционирования.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шалыт Г. М. Определение мест повреждения в электрических сетях. М. : Энергоиздат, 1982.
2. Аржанников Е. А., Лукоянов В. Ю., Ми-сриханов М. Ш. Определение места короткого замыкания на высоковольтных линиях электропередачи; под ред. В. А. Шуина. М. : Энергоатомиздат, 2003.
3. Saha M. M., Izykowski J., Rosolowski E. Fault Location on Power Networks. London : Springer, 2010.
4. Izykowski J. Fault Location on Power transmission line. Springer, 2008.
5. Висящев А. Н. Приборы и методы определения места повреждения на линиях электропередачи : Учебное пособие. В 2 ч. Ч. 1. Иркутск : Издательство ИрГТУ, 2001.
6. Куликов А. Л., Мисриханов М. Ш., Петру-хин А. А. Определение мест повреждений ЛЭП 6-35 кВ методами активного зондирования; под ред. В. А. Шуина. М. : Энергоатомиздат, 2009.
7. Kezunovic M., Zheng C. and Pang C. Merging PMU, operational, and non-operational data for interpreting alarms, locating faults and preventing cascades // Proceedings of the 43rd Annual Hawaii International Conference on System Sciences (HICSS '10), January 2010. pp. 1-4.
8. Kezunovic M. and Perunicic B. Synchronized sampling improves fault location // IEEE Computer Applications in Power, 1995. vol. 8, no. 2, pp. 30-33.
9. Brahma S. M. New fault location scheme for a two-terminal transmission line using synchronized phasor measurements // Proceedings of the IEEE PES Transmission and Distribution Conference and Exhibition, May 2006. pp. 853-857.
10. Izykowski J., Rosolowski E., Balcerek P., Fulczyk M. and Saha M. M. Accurate noniterative fault location algorithm utilizing two-end unsynchronized measurements // IEEE Transactions on Power Delivery, 2010, vol. 25, No. 1, pp. 72-80.
11. Айзенфельд А. И., Шалыт Г. М. Определение мест короткого замыкания на линиях с ответвлениями. М. : «Энергия», 1977.
12. Abe M., Otsuzuki N., Emura T. and Takeu-chi M. Development of a new fault location system for multi-terminal single transmission lines // IEEE Trans. Power Del., Jan. 1995. Vol. 10, no. 1, pp. 159-168.
13. Brahma S. M. Fault location scheme for a multi-terminal transmission line using synchronized voltage measurements // IEEE Trans. Power Del., Apr. 2005, Vol. 20, no. 2, pt. 2, pp. 1325-1331.
14. Куликов А. Л., Лачугин В. Ф., Ананьев В. В., Вуколов В. Ю., Платонов П. С. Моделирование волновых процессов на линиях электропередачи для повышения точности определения места повреждения // Электрические станции. 2015. № 7 (1008). С. 45-53.
15. Куликов А. Л., Ананьев В. В., Вуко-лов В. Ю. Методы радионавигации в задаче волнового определения места повреждения линии электропередачи // Наукоемкие технологии. 2016. Т. 17. № 11.С. 9-18.
16. Шуин В. А., Гусенков А. В. Защиты от замыканий на землю в электрических сетях 6-10 кВ. М. : НТФ «Энергопрогресс» // Приложение к журналу «Энергетик», Выпуск 11 (35) 2001.
17. Папков Б. В., Вуколов В. Ю. Вопросы повышения эффективности функционирования территориальных сетевых организаций // Промышленная энергетика, 2012, № 5. С. 18-21.
18. Вуколов В. Ю., Куликов А. Л., Пап-ков Б. В. Повышение эффективности передачи электроэнергии в распределительных сетях. Ч. 1 // Библиотечка электротехника. 2013. № 11. 72 с.
19. Куликов А. Л., Обалин М. Д., Колоба-нов П. А. Комплексные алгоритмы ОМП ЛЭП на базе статистических методов // Энергетик. 2012. № 1. C. 7-9.
20. Куликов А. Л. Обалин М. Д. Развитие программного обеспечения для поддержки принятия решения при ликвидации повреждения на ЛЭП // Известия вузов. Электромеханика. 2015. № 2. С. 70-75.
REFERENCES
1. Shalyt G. M. Opredelenie mestpovrezhdeniya v elektricheskih setyah (Fault location in power networks), M. : Energoizdat, 1982.
2. Arzhannikov E. A., Lukoyanov V. YU., Mis-rihanov M. SH. Opredelenie mesta korotkogo zamykaniya na vysokovol'tnyh liniyah elektroperedachi (Fault location on high voltage power lines), pod red. V. A. SHuina. M. : Energoatomizdat, 2003.
3. Saha M. M., Izykowski J., Rosolowski E. Fault Location on power networks. London : Springer, 2010.
4. Izykowski J. Fault Location on Power transmission line. Springer, 2008.
5. Visyashchev A. N. Pribory i metody oprede-leniya mesta povrezhdeniya na liniyah elektroperedachi (Devices and methods for fault location on power lines), Uchebnoe posobie. V 2 ch. CH. 1. Irkutsk: Iz-datel'stvo IrGTU, 2001.
6. Kulikov A. L., Misrihanov M. SH., Petru-hin A. A. Opredelenie mest povrezhdenij LEP 6-35 kV metodami aktivnogo zondirovaniya (Fault location on power lines 6-35 kV by methods of active probing), pod red. V. A. SHuina. M. : Energoatomizdat, 2009.
7. Kezunovic M., Zheng C. and Pang C. Merging PMU, operational, and non-operational data for interpreting alarms, locating faults and preventing cascades. Proceedings of the 43rd Annual Hawaii International Conference on System Sciences (HICSS '10), January 2010. pp. 1-4.
8. Kezunovic M. and Perunicic B. Synchronized sampling improves fault location, IEEE Computer Applications in Power, 1995, Vol. 8, No. 2, pp. 30-33.
9. Brahma S. M. New fault location scheme for a two-terminal transmission line using synchronized phasor measurements, Proceedings of the IEEE PES Transmission and Distribution Conference and Exhibition, May 2006. pp. 853-857.
10. Izykowski J., Rosolowski E., Balcerek P., Fulczyk M. and Saha M. M. Accurate noniterative fault
location algorithm utilizing two-end unsynchronized measurements, IEEE Transactions on Power Delivery, 2010, Vol. 25, No. 1, pp. 72-80.
11. Ajzenfel'd A. I., Shalyt G. M. Opredelenie mest korotkogo zamykaniya na liniyah s otvetvleniyami (Fault location on power lines with taps), M. : «Ener-giya», 1977.
12. Abe M., Otsuzuki N., Emura T. and Takeuchi M. Development of a new fault location system for multi-terminal single transmission lines, IEEE Trans. Power Del., Jan. 1995. Vol. 10, No. 1, pp. 159-168.
13. Brahma S. M. Fault location scheme for a multi-terminal transmission line using synchronized voltage measurements, IEEE Trans. Power Del., Apr. 2005. Vol. 20, No. 2, pt. 2, pp. 1325-1331.
14. Kulikov A. L., Lachugin V. F., Anan'-ev V. V., Vukolov V. Y., Platonov P. S. Modelirovanie volnovyh processov na liniyah elektroperedachi dlya povysheniya tochnosti opredeleniya mesta pov-rezhdeniya (Modeling of wave processes on power lines to improve the accuracy of fault location) , Elektriches-kie stancii. 2015. No. 7 (1008). pp. 45-53.
15. Kulikov A. L., Anan'ev V. V., Vuko-lov V. Y. Metody radionavigacii v zadache volnovogo opredeleniya mesta povrezhdeniya linii elektroperedachi (Radio navigation methods in the task of wave fault location on power lines), Naukoemkie tekhnologii, 2016. T. 17. No. 11. pp. 9-18.
16. Shuin V. A., Gusenkov A. V. Zashchity ot zamykanij na zemlyu v elektricheskih setyah 6-10 kV (Ground faults protection in power networks). M. : NTF «Energoprogress», Prilozhenie k zhurnalu, «Energetik», Vypusk 11 (35), 2001.
17. Papkov B. V., Vukolov V. Y. Voprosy povy-sheniya effektivnosti funkcionirovaniya territorial'nyh setevyh organizacij (The issues of increasing of efficiency of territorial network organizations functioning), Promyshlennaya energetika, 2012, No. 5. pp. 18-21.
18. Vukolov V. Y., Kulikov A. L., Papkov B. V. Povyshenie effektivnosti peredachi elektroenergii v raspredelitel'nyh setyah. CH. 1 (Increasing the efficiency of power transmission in distribution networks), Bib-liotechka elektrotekhnika. 2013. No. 11. 72 p.
19. Kulikov A. L., Obalin M. D., Koloba-nov P. A. Kompleksnye algoritmy OMP LEP na baze statisticheskih metodov (Complex algorithms of fault location based on statistic methods), Energetik, 2012. No. 1. pp. 7-9.
20. Kulikov A. L., Obalin M. D. Razvitie pro-grammnogo obespecheniya dlya podderzhki prinyatiya resheniya pri likvidacii povrezhdeniya na LEP (Develo p ment software for making decision to eliminate the fault on power line), Izvestiya vuzov. Elektromekhanika. 2015. No. 2. pp. 70-75.
Дата поступления статьи в редакцию 21.06.2017, принята к публикации 18.08.2017.
05.20.03 УДК 621
ВЛИЯНИЕ ПРИРАБОТКИ ПОВЕРХНОСТЕЙ ТРЕНИЯ НА ОЦЕНКУ ФРИКЦИОННЫХ СВОЙСТВ СМАЗОЧНЫХ МАСЕЛ
© 2017
Селезнев Максим Витальевич, кандидат технических наук, старший научный сотрудник отдела смазочных масел ФАУ «25 ГосНИИхиммотологии Минобороны России», Москва (Россия)
Аннотация
Введение. Трибологические характеристики, оценивающие противоизносные, противозадирные, фрикционные и антифрикционные свойства смазочных масел, определяют эффективность их работы в трибосо-пряжениях современной техники и оборудования. Лабораторная оценка указанных характеристик проводится с применением машин трения различных конструкций и методов, регламентированных рядом стандартов, позволяющих получать данные о потере массы трущейся пары, размере следа трения, объемном износе и комплексных показателях. Одной из наиболее важных проблем при оценке трибологических характеристик масел является низкая сходимость результатов измерений, обусловленная рядом обстоятельств и, в частности, отсутствием этапа предварительной приработки пар трения. Приработка поверхностей трения приводит к изнашиванию гребешков микровыступов шероховатостей и заполнению продуктами их износа микровпадин поверхности или пластической деформации с получением в обоих случаях выравнивания поверхности, что способствует увеличению площади фактического контактного взаимодействия.
