NO303749B1

NO303749B1 - Procedure for selective detection of resistance faults in electrical grid distribution networks

Info

Publication number: NO303749B1
Application number: NO923886A
Authority: NO
Inventors: Daniel Griffel; Jean Bergeal
Original assignee: Lectricitu De France Service N
Priority date: 1991-10-07
Filing date: 1992-10-07
Publication date: 1998-08-24
Also published as: NO923886L; DK0537066T3; FI924515A; EP0537066A1; FI924515A0; FR2682190A1; NO923886D0; DE69219055T2; FR2682190B1; ATE151886T1; ES2103352T3; DE69219055D1; EP0537066B1

Abstract

Method for the selective detection of a resistive defect on a departure line of an electrical power-distribution network comprising an arrival line (12) powered by a transformer (11) and several departure lines (1-8) each departure line being fitted with a homopolar current detector (9), characterised in that the homopolar current (i1-i8; 1'1-i'8) of each departure (1-8) is continuously measured in amplitude and in phase shift with respect to a reference magnitude, in that the vector sum of the set of homopolar currents of the departure lines is calculated, and the phase-shift of each homopolar current with respect to the phase-shift of the said vector sum is monitored, the presence of a defect being detected when the said phase-shift of a homopolar current exceeds a predetermined negative threshold. <IMAGE>

Description

Foreliggende oppfinnelse gjelder fordelingsnett for elektrisk energi og som omfatter en innkommende kraftlinje som over mellomliggende transformatorer kraftforsyner utgående kraftlinjer med lavere spenning, slik som fordelingsnett med mellomspenning. Hver utgående kraftledning er vanligvis utstyrt med en detektorinnretning for nullstrømmåling på ledningen, f.eks. ved hjelp av en torusanordning. The present invention relates to a distribution network for electrical energy and which comprises an incoming power line which via intermediate transformers supplies power to outgoing power lines with a lower voltage, such as distribution networks with intermediate voltage. Each outgoing power line is usually equipped with a detector device for zero current measurement on the line, e.g. using a torus device.

De feil som forekommer i fordelingsnett for elektrisk energi skriver seg fra mer eller mindre direkte kontakter mellom ledere eller mellom minst en leder og jord. The faults that occur in distribution networks for electrical energy arise from more or less direct contacts between conductors or between at least one conductor and earth.

Flerfasefeil, det vil si de feil som påvirker minst to faser, skriver seg vanligvis fra strømmer som er høyere enn den normale strømføring for kraftledningen og kan da påvises av enkle faseovervåkningsinnretninger ved å fastlegge en deteksjonsterskel på faste tidspunkter. Multi-phase faults, i.e. faults affecting at least two phases, usually arise from currents that are higher than the normal current flow for the power line and can then be detected by simple phase monitoring devices by setting a detection threshold at fixed times.

Enfasefeil som angår en eneste fase og jord, fører til strømmer hvis amplitude avhenger av den innkommende kraftlednings jordtilslutning og den motstand som egentlig utgjør feilen, og som kan være ganske høy, særlig ved luftledninger. For et stort antall av sådanne feil, som kalles "resistansfeil", er da strømvariasjonen neppe påvisbar ved hjelp av enkelt utstyr. Single-phase faults involving a single phase and ground lead to currents whose amplitude depends on the ground connection of the incoming power line and the resistance that actually constitutes the fault, which can be quite high, especially in overhead lines. For a large number of such faults, which are called "resistance faults", the current variation is hardly detectable using simple equipment.

Foreliggende oppfinnelse gjelder påvisning av resistansfeil eller høye motstander, dvs. The present invention relates to the detection of resistance errors or high resistances, i.e.

feil som ikke kan påvises ved hjelp av beskyttelsesutstyr for vedkommende utgående kraftledning og som, for nærværende, må påvises ved hjelp av det alminnelige beskyttelsesutstyr for jordmotstand, og som heller ikke vil kunne påvises av automatisk utstyr. faults which cannot be detected using protective equipment for the relevant outgoing power line and which, for the time being, must be detected using the general protective equipment for earth resistance, and which will also not be able to be detected by automatic equipment.

Disse resistansfeil som kan opptre med høy motstand, skriver seg prinsipielt fra en isolasjonsfeil i en fase i forhold til jord på dårlige jordingsforbindelser, fra indre feil i transformatorer eller brudd på ledere med eller uten kontakt med jord, enten på kraft-kildesiden eller på lastsiden. Disse feil utgjør vesentlige faremomenter for omgivelsene (mulighet for farlige elektriske støt eller brannantennelse) ut i fra det forhold at de er vanskelige å påvise og medfører lange forsinkelsestider for lokalisering og utligning av feilen. These resistance faults, which can appear with high resistance, are in principle caused by an insulation fault in a phase in relation to earth on poor earthing connections, from internal faults in transformers or breaks in conductors with or without contact with earth, either on the power source side or on the load side . These faults constitute significant hazards for the environment (possibility of dangerous electric shocks or fire ignition) due to the fact that they are difficult to detect and entail long delay times for locating and rectifying the fault.

I det franske elektrisitetskraftnett blir f.eks. omtrent én permanent feil av åtte ikke påvist av detektorutstyret for jordmotstand, og én varig feil av syv blir ikke detektert av automatisk utstyr, og brukerne av nettet blir da bare varslet av en tredje part som oppdager noe unormalt, slik som en ledning på bakken. In the French electricity grid, e.g. approximately one permanent fault in eight is not detected by the earth resistance detector equipment, and one permanent fault in seven is not detected by automatic equipment, and the users of the network are then only alerted by a third party who detects something abnormal, such as a wire on the ground.

På størstedelen av det nåværende franske elektriske kraftfordelingsnett med mellomspenning (jordet med motstand, 300 A), kan påvisning av enfasefeil til jord finne sted på tre nivåer: - på den utgående kraftledning med mellomspenning ved terskeldeteksjon av summen av fasestrømmene som avgis av fasestrøm-transformatorene eller av strøm som avgis On the majority of the current medium-voltage French electric power distribution network (earthed with resistance, 300 A), the detection of single-phase-to-earth faults can take place at three levels: - on the outgoing medium-voltage power line by threshold detection of the sum of the phase currents emitted by the phase current transformers or of power emitted

fra en spesiell torusvikling, from a special torus winding,

- på den innkommende kraftledning med mellomspenning ved anvendelse av samme måleutstyr, - på transformatornivå ved deteksjon av en strømterskel på forbindelsen mellom mellomspenningens nulleder og jord ved overvåkning av nullspenningen. - on the incoming power line with medium voltage when using the same measuring equipment, - at transformer level when a current threshold is detected on the connection between the neutral conductor of the medium voltage and earth when monitoring the neutral voltage.

Følsomheten for påvisning av en enfasefeil til jord er begrenset til en maksimal motstand på f.eks. 24 kC2 for en minimal nedstrømsbelastning på 54 kW i tilfellet av en plutselig forekommende feil på et luftledningsnett, eller 8 kQ tilsvarende en minimal nedstrøms-belastning på 160 kW i tilfellet av en plutselig feil i et typisk gjennomsnittstilfelle. The sensitivity for detecting a single-phase fault to earth is limited to a maximum resistance of e.g. 24 kC2 for a minimum downstream load of 54 kW in the case of a sudden fault on an overhead line network, or 8 kQ corresponding to a minimum downstream load of 160 kW in the case of a sudden fault in a typical average case.

Det dreier seg ikke om påvisning av en feil uten å kunne utpeke den feilaktige utgående kraftledning. Detektoranordningen blir derfor tilkoblet en avsøkningsautomatikk som i rekkefølge styrer åpning av hver av de bryterskinner som er tilsluttet transformatoren inntil feilen forsvinner. Denne detektoranordning frembringer således tallrike korte avbrudd som vil forstyrre forbrukerne. Uavbrutt opprettholdt driftsfunksjon på nettene er imidlertid en faktor som stadig får større og større betydning. It is not about detecting a fault without being able to identify the faulty outgoing power line. The detector device is therefore connected to an automatic scanning system which sequentially controls the opening of each of the switch rails connected to the transformer until the error disappears. This detector device thus produces numerous short interruptions which will disturb the consumers. Uninterrupted operation of the networks is, however, a factor that is becoming more and more important.

I det tilfelle nettet er jordet ved hjelp av en kompensasjonsspole, gjennomstrømmes ikke den feilaktige utgående kraftledning av den maksimale nullstrøm i tilfellet av en jord-avledningsfeil. Som følge av dette synes anvendelse av amperemetriske beskyttelser med invers utkoblingstid for selektiv påvisning av kraftledningen med feil i nettverk med jordforbindelse over motstand, ikke å være hensiktsmessig. For nett av denne type kan resistansfeil påvises ved overvåkning av nullspenningen for nettet som helhet for det fordelingsnett som kraftforsynes fra transformatoren, idet denne spenning har sammenheng med nullstrømomløpet som er frembragt av feilen i nettets ensidige impedans (en tilknyttet krets). In the event that the network is earthed by means of a compensation coil, the maximum neutral current is not flowed through the faulty outgoing power line in the event of an earth leakage fault. As a result, the use of amperometric protections with inverse tripping time for the selective detection of the faulted power line in networks with earth connection over resistance does not seem to be appropriate. For networks of this type, resistance faults can be detected by monitoring the zero voltage for the network as a whole for the distribution network which is supplied with power from the transformer, as this voltage is related to the zero current circuit produced by the fault in the one-sided impedance of the network (an associated circuit).

I dette tilfelle kan man ikke påvise den feilaktige utgående kraftledning ved den prosess som går ut på åpning i rekkefølge av de utgående ledninger som er tilsluttet transformatoren, da i dette tilfelle variasjonen av nullspenningen som følge av åpningen av en kraftledning delvis skriver seg fra utkobling av nøytrale kretser frembragt ved denne åpning, og det er da umulig, uten å avvente en eventuell gjeninnkobling av nullkretsen, å kunne vite om variasjonen av nullspenningen skriver seg fra en fjerning av feilen eller eventuelt fra den modifiserte kobling. In this case, the faulty outgoing power line cannot be detected by the process that results in the opening in sequence of the outgoing lines connected to the transformer, as in this case the variation of the zero voltage as a result of the opening of a power line is partly written from the disconnection of neutral circuits produced by this opening, and it is then impossible, without waiting for a possible reconnection of the neutral circuit, to be able to know whether the variation of the neutral voltage is due to a removal of the fault or possibly from the modified connection.

Fra publikasjonen DE 2 400 527 er det tidligere kjent en fremgangsmåte for å ta rede på isolasjonsfeil i et elektrisk fordelingsnett, særlig et trefase-nett, som består i å finne vektorsummen av fasestrømmene og fastlegge om denne sum er lik null når nettet er godt avbalansert. From the publication DE 2 400 527, a method is previously known for detecting insulation faults in an electrical distribution network, in particular a three-phase network, which consists in finding the vector sum of the phase currents and determining whether this sum is equal to zero when the network is well balanced .

I tilfellet av ubalanse oppnås lokaliseringen av en feil ved å sammenligne reststrømmen med den strøm som sirkulerer i en Petersen-spole som forbinder nettets nulleder med jord. Nevnte publikasjon beskriver også en fremgangsmåte for å ta rede på isolasjonsfeil i et elektrisk fordelingsnett, særlig et trefase-nett, som består i å utføre sammen-ligninger mellom påfølgende kretsers fase i et fordelingsanlegg. In the case of unbalance, the localization of a fault is achieved by comparing the residual current with the current circulating in a Petersen coil connecting the neutral of the network to earth. Said publication also describes a method for detecting insulation faults in an electrical distribution network, in particular a three-phase network, which consists in carrying out comparisons between the phases of successive circuits in a distribution system.

I betraktning av stadig større krav til fordelingen av elektrisk energi, følger det av dette at det er nødvendig å anbringe en anordning som tillater en sikker og rask selektiv påvisning av resistansfeil til jord på det elektriske fordelingsnett. In consideration of ever greater demands for the distribution of electrical energy, it follows from this that it is necessary to provide a device that allows a safe and rapid selective detection of resistance faults to earth on the electrical distribution network.

Oppfinnelsen gjelder således en fremgangsmåte for påvisning av resistansfeil på en The invention thus relates to a method for detecting resistance errors on a

utgående kraftledning i et fordelingsnett for elektrisk energi som omfatter en innkommende kraftledning som kraftforsynes fra en transformator, samt flere utgående kraftledninger som hver er utstyrt med en nullstrømdetektor. Fremgangsmåtens særtrekk i henhold til oppfinnelsen ligger da i at nullstrømmen måles med hensyn til amplitude og fase outgoing power line in a distribution network for electrical energy which includes an incoming power line which is supplied with power from a transformer, as well as several outgoing power lines, each of which is equipped with a zero current detector. The distinguishing feature of the method according to the invention then lies in the fact that the zero current is measured with respect to amplitude and phase

uavbrutt i hver utgående kraftledning og i forhold til en referansestørrelse, idet vektorsummen av samtlige målte strømmer i de utgående kraftledninger utledes, faseforskyvningen av hver nullstrøm målt i forhold til faseforskyvningen for nevnte vektorsum overvåkes, og nærvær av feil regnes som påvist når nevnte faseforskyvning av nullstrømmen overskrider en forut fastlagt negativ terskelverdi. uninterrupted in each outgoing power line and in relation to a reference quantity, the vector sum of all measured currents in the outgoing power lines being derived, the phase shift of each zero current measured in relation to the phase shift of said vector sum is monitored, and the presence of a fault is considered detected when said phase shift of the zero current exceeds a predetermined negative threshold value.

I henhold til en første utførelsesmodus sammenlignes faseforskyvningsverdien av nullstrømmen i hver utgående kraftledning med verdien av referansestørrelsen innenfor ett og samme tidsintervall. According to a first embodiment mode, the phase shift value of the zero current in each outgoing power line is compared with the value of the reference quantity within one and the same time interval.

I henhold til en annen utførelsesmodus i henhold til oppfinnelsen sammenlignes variasjonen av nullstrømmens faseforskyvning i hver utgående kraftledning over en forut bestemt tidsperiode med verdien av referansestørrelsen innenfor den nevnte tidsperiode. According to another embodiment mode according to the invention, the variation of the phase shift of the zero current in each outgoing power line over a predetermined time period is compared with the value of the reference quantity within the said time period.

Grunnprinsippet for den ovenfor angitte fremgangsmåte er å vurdere den faseforskyvning som foreligger mellom hver nullstrøm og nullspenningen eller en størrelse avledet fra The basic principle of the method stated above is to assess the phase shift that exists between each zero current and the zero voltage or a quantity derived from

denne, idet øyeblikksverdiene av strømmene tas i betraktning innenfor et fast tidsintervall. Det dreier seg således om en fremgangsmåte av statisk art hvor variasjonene av disse strømmer betraktes over et fast tidsintervall, mens det utføres en deteksjon av dynamisk type. this, as the instantaneous values of the currents are taken into account within a fixed time interval. It is thus a method of a static nature where the variations of these currents are considered over a fixed time interval, while a detection of a dynamic type is carried out.

Det følger av dette at man avføler den aktive komponent av nullstrømmen i hver utgående kraftledning, og som representerer innføring av aktiv nulleffekt i retning av kraftkilden, og nærvær av en feil på den betraktede kraftledning utledes av dette. Dette innebærer at fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan fungere på alle slags kraftnett, og særlig på nett med kompensert nulleder. It follows from this that one senses the active component of the neutral current in each outgoing power line, and which represents the introduction of active neutral power in the direction of the power source, and the presence of a fault on the considered power line is derived from this. This means that the method according to the invention can work on all kinds of power networks, and in particular on networks with a compensated neutral conductor.

I henhold til et annet særtrekk ved oppfinnelsen er deteksjonsterskelen minst lik to ganger den største ubalansekomponent av nullstrømmene i fravær av feil. According to another feature of the invention, the detection threshold is at least equal to twice the largest unbalance component of the zero currents in the absence of faults.

Denne avviksterskel gjør det mulig å ta i betraktning de konstruktive usymmetrier i de forskjellige utgående kraftledninger og som frembringer aktive og reaktive nullstrøm-komponenter som følge av vedkommende ubalanse. Skjønt disse er små i sin alminnelighet, vil de være tilstrekkelig til å forstyrre fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen, hvilket gjør det nødvendig å begrense dens følsomhet. This deviation threshold makes it possible to take into account the constructive asymmetries in the various outgoing power lines and which produce active and reactive zero-current components as a result of the imbalance in question. Although these are small in their generality, they will be sufficient to disturb the method according to the invention, making it necessary to limit its sensitivity.

I henhold til en utførelsesvariant av oppfinnelsen er deteksjonsterskelen uavhengig av strømmenes ubalansekomponenter som foreligger i fravær av feil. According to an embodiment variant of the invention, the detection threshold is independent of the imbalance components of the currents which exist in the absence of faults.

Dynamisk utførelse av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen gjør det likeledes mulig å eliminere virkningene av de naturlige ubalanser som foreligger mellom de forskjellige utgående kraftledninger. Disse ubalanser varierer faktisk lite med tiden, og er alltid av langsom art. Hvis man kan oppnå en dynamisk deteksjon i forhold til nullspenningen eller eventuelt en størrelse i sammenheng med denne, vil den forekommende variasjon av den aktive komponent på kraftledningen ved feil være den eneste som ikke er lik null. Dynamic execution of the method according to the invention also makes it possible to eliminate the effects of the natural imbalances that exist between the various outgoing power lines. These imbalances actually vary little over time, and are always of a slow nature. If one can achieve a dynamic detection in relation to the zero voltage or possibly a quantity in connection with this, the occurring variation of the active component on the power line in the event of a fault will be the only one that is not equal to zero.

I henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen beregnes vektorsummen av nullstrømm-ene i de utgående kraftledninger, hvorpå projeksjonen av hver kraftlednings nullstrøm beregnes på en akse perpendikulær på nevnte vektorsum. According to one embodiment of the invention, the vector sum of the zero currents in the outgoing power lines is calculated, after which the projection of each power line's zero current is calculated on an axis perpendicular to said vector sum.

Den ortogonale avmerkning som utgjøres av referansesignalet kan oppnås ved målinger av nullspenningen eller størrelsen avledet fra denne, og frembringes av det oppnådde signal samt et signal forsinket en kvart periode. The orthogonal marking formed by the reference signal can be obtained by measurements of the zero voltage or the magnitude derived from it, and is produced by the obtained signal and a signal delayed by a quarter of a period.

I henhold til en utførelsesvariant av oppfinnelsen oppnås denne ortogonale avmerkning av referansen ved å måle en spenning som er uavhengig av nullspenningen, slik som spenningen mellom to faser i transformatoren, og frembringes av produktet av det oppnådde signal og et signal forsinket med en kvart periode. According to an embodiment of the invention, this orthogonal marking of the reference is achieved by measuring a voltage which is independent of the zero voltage, such as the voltage between two phases in the transformer, and is produced by the product of the obtained signal and a signal delayed by a quarter of a period.

I henhold til en ytterligere variant, bestemmes denne ortogonale avmerkning på kunstig måte ved begynnelsen av hvert måleprogram. According to a further variant, this orthogonal marking is artificially determined at the beginning of each measurement program.

Andre særtrekk og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den etterfølgende beskrivelse av et utførelseseksempel gitt med henvisning til de vedføyde tegninger, på hvilke: Other distinctive features and advantages of the invention will be apparent from the subsequent description of an exemplary embodiment given with reference to the attached drawings, on which:

Fig. 1 viser skjematisk et fordelingssted for høyspenning/mellomspenning, Fig. 1 schematically shows a distribution point for high voltage/intermediate voltage,

Fig. 2 er et skjema som viser nullstrømmene i fravær av feil, Fig. 2 is a diagram showing the zero currents in the absence of faults,

Fig. 3 er et skjema som tilsvarer skjemaet i fig. 2 i det tilfelle det foreligger en feil på en Fig. 3 is a diagram that corresponds to the diagram in fig. 2 in the event that there is an error on one

utgående kraftledning, outgoing power line,

Fig. 4 viser et skjema for dette avsnitt av nettet, Fig. 4 shows a diagram for this section of the network,

Fig. 5 er et flytskjema som angir de forskjellige trinn av fremgangsmåten i henhold til Fig. 5 is a flowchart indicating the different steps of the method according to

oppfinnelsen, the invention,

Fig. 6 viser en utførelsesvariant i henhold til oppfinnelsen, og Fig. 6 shows an embodiment variant according to the invention, and

Fig. 7 og 8 er skjemaer som nærmere forklarer fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen. Fig. 7 and 8 are diagrams which explain in more detail the method according to the invention.

i Fig. 1 viser en høyspennings/mellomspenningsfordelingsstasjon for et elektrisk nett. Den omfatter en høyspent kraftledning 10 som tilfører effekt til en transformator 11, hvis in Fig. 1 shows a high-voltage/medium-voltage distribution station for an electrical network. It comprises a high-voltage power line 10 which supplies power to a transformer 11, if

sekundærside er tilkoblet en kraftledning 12 med mellomspenning. Denne mellom-spenningsledning 12 utgjør den innkommende kraftledning og den avgir effekt over en mellomliggende hovedbeskyttelsesbryter 13 til flere utgående kraftledninger med mellomspenning og som er merket med henvisningstallene 1 til 8 samt beskyttet ved hjelp av hver sin bryter 9. secondary side is connected to a power line 12 with medium voltage. This medium-voltage line 12 constitutes the incoming power line and it emits power via an intermediate main protection switch 13 to several outgoing power lines with medium voltage and which are marked with the reference numbers 1 to 8 and protected by means of each separate switch 9.

Nullederen for den innkommende kraftledning 12 med mellomspenning er jordet over en mellomliggende impedans 14 som er seriekoblet med en detektorinnretning 15 for jordmotstand som utgjør en alarm som utløses i det tilfelle det påvises en resistansfeil. The neutral conductor of the incoming power line 12 with intermediate voltage is grounded over an intermediate impedance 14 which is connected in series with a detector device 15 for earth resistance which constitutes an alarm which is triggered in the event that a resistance fault is detected.

Som angitt ovenfor, er beskyttelsesinnretningene 9 amperemetrisk beskyttelsesutstyr med invers tidsfølsomhet og som kan tillate at det opprettes en minste følsomhetsterskel som f.eks. er på 0,7 A, hvilket tilsvarer en resistansfeil på omkring 15 kQ over omkring 100 sekunder. As indicated above, the protection devices 9 are amperometric protection devices with inverse time sensitivity and which can allow a minimum sensitivity threshold to be created such as is 0.7 A, which corresponds to a resistance error of about 15 kQ over about 100 seconds.

Beskyttelsesutstyret 15 utgjør en amperemetrisk terskelbeskyttelse som gjør det mulig å oppnå følgende følsomhetsverdier, uten å kunne identifisere den utgående kraftledning med feil: The protection equipment 15 constitutes an amperometric threshold protection which makes it possible to achieve the following sensitivity values, without being able to identify the outgoing power line with faults:

Beskyttelsesutstyret 15 kan i visse fordelingsnett være forsynt med en automatisk søkerinnretning for å finne kraftledningen med feil, og som i rekkefølge frembringer åpning av de forskjellige utgående kraftledninger inntil feilen forsvinner. In certain distribution networks, the protective equipment 15 can be equipped with an automatic search device to find the power line with a fault, and which successively produces the opening of the various outgoing power lines until the fault disappears.

Som angitt ovenfor frembringer denne innretning korte avbrudd i den elektriske krafttilførsel for de brukere som er tilkoblet nettet, og i det tilfelle denne påvisningsmetode ikke gir resultat, vil det dessuten være nødvendig å bryte den innkommende kraftledning. As indicated above, this device produces short interruptions in the electrical power supply for the users connected to the grid, and in the event that this detection method does not yield results, it will also be necessary to break the incoming power line.

Hvis det dreier seg om et nett som er jordet ved hjelp av en kompensasjonsspole, vil den utgående kraftledning med feil ikke gjennomstrømmes av maksimal nullstrøm i tilfellet av feil til jord, og det amperemetriske beskyttelsesutstyr 9 med invers tid er da ikke lenger hensiktsmessig. Den ovenfor angitte søkning etter den utgående kraftledning med feil ved åpning av brytere i rekkefølge, kan således ikke anvendes. If it is a network earthed by means of a compensating coil, the outgoing power line with a fault will not flow through the maximum neutral current in the event of a fault to earth, and the amperometric protection device 9 with inverse time is then no longer appropriate. The above-mentioned search for the outgoing power line with errors when opening switches in sequence cannot therefore be used.

Det er da ikke mulig på pålitelig måte å oppnå påvisning av den utgående kraftledning som er påført feil uavhengig av hvorledes det undersøkte nett er forbundet med jord (jordmotstand, kompensert nett, osv.). Prinsippet for fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen vil nå bli beskrevet ved en tenkt anvendelse på et kompensert nett. It is then not possible in a reliable way to achieve detection of the outgoing power line which has been incorrectly applied, regardless of how the examined network is connected to earth (earth resistance, compensated network, etc.). The principle of the method according to the invention will now be described by an imaginary application to a compensated network.

Fig. 2 viser de forskjellige nullstrømmer i1 til i8 som flyter gjennom de forskjellige utgående kraftledninger 1 til 8. Hver av nullstrømmene måles med hensyn til amplitude og faseforskyvning og derpå opprettes vektorsummen av samtlige nullstrømmer i de utgående ledninger, hvilket utgjør nullstrømmen S som flyter gjennom beskyttelses-anordningen 15. Fig. 2 shows the different neutral currents i1 to i8 that flow through the different outgoing power lines 1 to 8. Each of the neutral currents is measured with respect to amplitude and phase shift and then the vector sum of all neutral currents in the outgoing lines is created, which constitutes the neutral current S flowing through the protective device 15.

I fravær av feil skriver nullstrømmer i kraftledningene som utgår fra en og samme transformator seg ganske enkelt fra naturlige ubalanser i disse utgående ledninger, og særlig fra usymmetriske faser i forhold til jord. Ved et kompensert nett er disse nullstrømmer bare i liten grad faseforskjøvet i forhold til hverandre. De aktive komponenter av hver nullstrøm representeres da av strømvektorens projeksjon på en akse vinkelrett på vektorsummen S. In the absence of faults, zero currents in the power lines emanating from one and the same transformer are simply due to natural imbalances in these outgoing lines, and in particular from unsymmetrical phases in relation to earth. In the case of a compensated network, these zero currents are only slightly out of phase in relation to each other. The active components of each zero current are then represented by the projection of the current vector onto an axis perpendicular to the vector sum S.

; Fig. 3 er et skjema som tilsvarer skjemaet i fig. 2, men tegnet opp for det tilfelle en feil forekommer på en av de utgående kraftledninger, nemlig i foreliggende tilfelle kraftledning 8. I dette tilfelle modifiseres nullspenningen og samtlige faser for nullstrømmene i de forskjellige utgående kraftledninger modifiseres tilsvarende. Hvis feilmotstanden er ; Fig. 3 is a diagram that corresponds to the diagram in fig. 2, but drawn up for the event that a fault occurs on one of the outgoing power lines, namely in the present case power line 8. In this case the zero voltage is modified and all phases for the zero currents in the various outgoing power lines are modified accordingly. If the fault resistance is

tilstrekkelig liten til at feilstrømmen i'8 er betraktelig større enn den naturlige ubalanse for ) nullstrømmene i de utgående kraftledninger, så vil fasen av nullstrømmen i kraftledningen med feil avvike i betraktelig grad fra fasen for de øvrige utgående ledninger. sufficiently small that the fault current i'8 is considerably greater than the natural imbalance for the zero currents in the outgoing power lines, then the phase of the zero current in the faulted power line will deviate to a considerable extent from the phase of the other outgoing lines.

Særlig vil projeksjonen på en akse X' vinkelrett på vektorsummen S' av nullstrømmene In particular, the projection on an axis X' will be perpendicular to the vector sum S' of the zero currents

i'1 til i'8 være meget større for kraftledningen med feil enn for de øvrige kraftledninger,5idet denne strøm representerer den aktive nulleffekt som frembringes av feilen i retning mot strømkilden. Man kan gjøre sammenligning med det viste tilfelle i fig. 2, hvor det i'1 to i'8 be much larger for the power line with a fault than for the other power lines,5 as this current represents the active zero effect produced by the fault in the direction towards the current source. A comparison can be made with the case shown in fig. 2, where it

ikke er noe avvik på grunn av feil og hvor den tilsvarende vektorsum S er angitt med en stiplet linje. Den angitte projeksjon P'8 er da meget større enn de tilsvarende projeksjoner av de øvrige nullstrømmer i'1 til i'7. is no deviation due to error and where the corresponding vector sum S is indicated by a dashed line. The indicated projection P'8 is then much larger than the corresponding projections of the other zero currents i'1 to i'7.

Ut i fra den forutsetning at den totale nullstrøm har sammenheng med nullspenningen, vil overvåkningen av nullstrømmens faseforskyvning i hver utgående kraftledning i forhold til nullspenningen eller en størrelse i sammenheng med denne da tillate rask og pålitelig påvisning av den kraftledning hvor feilen befinner seg. Based on the premise that the total zero current is related to the zero voltage, the monitoring of the phase shift of the zero current in each outgoing power line in relation to the zero voltage or a quantity related to this will then allow fast and reliable detection of the power line where the fault is located.

Den påvisningsmetode som nettopp er blitt beskrevet, er av statisk art, da man i hvert måleøyeblikk sammenligner faseforskyvningen av hver nullstrøm i de utgående kraftledninger med nullspenningen eller en størrelse i forhold til denne. Man kan da fastlegge deteksjonsterskelen på en verdi større enn to ganger den maksimale aktive komponent som skriver seg fra ubalansen i vedkommende kraftledning. Dette gjør det mulig å ta hensyn til det forhold at ubalansestrømmene i de utgående kraftledninger faktisk induserer aktive og reaktive nullstrømkomponenter. The detection method that has just been described is of a static nature, since at each measurement moment the phase shift of each zero current in the outgoing power lines is compared with the zero voltage or a value in relation to this. You can then set the detection threshold at a value greater than twice the maximum active component that results from the imbalance in the relevant power line. This makes it possible to take into account the fact that the unbalance currents in the outgoing power lines actually induce active and reactive zero-current components.

Den prosess som nå skal beskrives er tilpasset kraftforsyningsnett med nøytralpunkt som er kompensert eller jordet over motstand. Hvis man ønsker å øke følsomheten, kan det anvendes en dynamisk prosess for selektiv påvisning. The process that will now be described is adapted to power supply networks with a neutral point that is compensated or earthed over resistance. If one wishes to increase the sensitivity, a dynamic process for selective detection can be used.

Fig. 4 viser skjematisk et parti av et forsyningsnett som omfatter tre faser, V1, V2 og V3 som hver er forbundet med jord over en kapasitans som oppviser en impedans Z1 og en admittans Y1, henholdsvis Z2 og Y2, Z3 og Y3. Henvisningstegnene 11, 12 og 13 angir de strømmer som sirkulerer i disse impedanser som er forbundet med jord. Hvis man utfører en beregning som omfatter symmetriske komponenter angitt på følgende måte: Fig. 4 schematically shows a part of a supply network comprising three phases, V1, V2 and V3, each of which is connected to earth via a capacitance which exhibits an impedance Z1 and an admittance Y1, respectively Z2 and Y2, Z3 and Y3. Reference characters 11, 12 and 13 indicate the currents that circulate in these impedances which are connected to earth. If one performs a calculation involving symmetrical components indicated as follows:

og forutsetter at de samlede nullstrømmer hovedsakelig er små i forhold til den totale and assumes that the total zero currents are mainly small in relation to the total

kapasitive strøm (av størrelsesorden noen tusendeler) og at den direkte spenning Vdved en feil til jord er såvidt større enn den inverse spenning Vj, kommer man frem til at hvor store de foreliggende ubalanser på de forskjellige kraftlinjer enn er, så vil bare kraftlinjen capacitive current (of the order of a few thousandths) and that the direct voltage Vd due to a fault to earth is somewhat greater than the inverse voltage Vj, it is concluded that however large the existing imbalances on the various power lines are, only the power line will

med feil oppvise en forandring av sin nullstrøm som er faseforskjøvet i forhold til nullstrømforandringen i alle de øvrige utgående kraftlinjer. erroneously show a change in its zero current which is phase-shifted in relation to the change in zero current in all the other outgoing power lines.

I dette tilfelle utføres i samsvar med oppfinnelsen en dynamisk deteksjon ved å avføle variasjonene i nullstrøm i hver utgående kraftledning, idet fasen av hver av variasjonene sammenlignes med tilsvarende størrelser for alle de øvrige kraftledninger. Hvis en utgående ledning har feil vil forandringen av dens nullstrøm være kraftig faseforskjøvet i forhold til nullstrømforandringen i de øvrige utgående ledninger. Man utfører således ikke bare en bestemmelse av verdien av faseavviket for de forskjellige nullstrømmer, men også deres variasjon. Denne dynamiske deteksjonsprosess tillater i vesentlig grad å forbedre følsomheten av en selektiv detektoranordning konstruert i henhold til oppfinnelsen. In this case, in accordance with the invention, a dynamic detection is carried out by sensing the variations in zero current in each outgoing power line, the phase of each of the variations being compared with corresponding values for all the other power lines. If an outgoing line has a fault, the change in its neutral current will be strongly phase-shifted in relation to the neutral current change in the other outgoing lines. One thus performs not only a determination of the value of the phase deviation for the different neutral currents, but also their variation. This dynamic detection process allows to significantly improve the sensitivity of a selective detector device constructed according to the invention.

I samsvar med oppfinnelsen bestemmes fasen av nullspenningen ved å beregne vektorsummen av nullstrømmene. Dette gjør det mulig å unngå en spenningsmåling som øker anordningens pris hvis nullspenningen ikke er tilgjengelig. Oppfinnelsen er således uavhengig av enhver ytre beskyttelse som utnytter nullspenningen. In accordance with the invention, the phase of the zero voltage is determined by calculating the vector sum of the zero currents. This makes it possible to avoid a voltage measurement that increases the device's price if the zero voltage is not available. The invention is thus independent of any external protection that utilizes the zero voltage.

Man utfører da en analyse av faseavviket for hver nullstrøm samt summen av strømmene i tilfellet av statisk deteksjon, samt en analyse av avvikenes variasjon i tilfellet av dynamisk deteksjon. One then performs an analysis of the phase deviation for each zero current as well as the sum of the currents in the case of static detection, as well as an analysis of the variation of the deviations in the case of dynamic detection.

Fig. 5 er et flytskjema som anskueliggjør fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen. Denne fremgangsmåte utføres ved hjelp av datamaskinutstyr som er styrt av et program. Fig. 5 is a flowchart illustrating the method according to the invention. This method is carried out using computer equipment which is controlled by a program.

Før igangsetning utføres først en analyse av styreledningen og derpå en overskrifts-avlesning i et kartotek over gitte størrelser. Denne prosess etterfølges av en bearbeid-ingsfase for referansesignalene og som vil bli nærmere forklart senere. Before starting up, an analysis of the control line is first carried out and then a header reading in a card index of given sizes. This process is followed by a processing phase for the reference signals which will be explained in more detail later.

Under den første måleperiode utføres en utlesning og en analyse hvorav man utleser middelverdiene av de aktive komponenter for hver av nullstrømmene. Denne fase er en innledningsfase, og de utledede middelverdier vil bli anvendt under hele rekken av målinger, i det tilfelle man utfører en deteksjon av dynamisk type. During the first measurement period, a reading and an analysis are carried out from which the mean values of the active components for each of the zero currents are read out. This phase is an introductory phase, and the derived mean values will be used during the entire series of measurements, in the event that a detection of a dynamic type is carried out.

Det utføres derpå måling for den påfølgende periode og det beregnes da variasjoner i forhold til de forut fastlagte middelverdier. Denne prosess etterfølges av en analyse av verdiene og/eller variasjonene i den betraktede tidsperiode, som kan være lagret. Measurements are then carried out for the following period and variations are then calculated in relation to the previously determined mean values. This process is followed by an analysis of the values and/or variations in the considered time period, which may be stored.

Hvis man anvender en dynamtisk deteksjon, gjentas beregningen av nevnte variasjoner og middelverdiene fra analysen av nevnte verdier og variasjoner. Hvis det dreier seg om en statisk deteksjon fortsetter man med en gang med modifikasjonen av middelverdiene. If a dynamic detection is used, the calculation of said variations and the mean values from the analysis of said values and variations is repeated. If it is a static detection, you proceed immediately with the modification of the mean values.

Kartoteket over gitte størrelser er et kartotek som er opprettet på grunnlag av perturbo-grafiske registreringer. Det er åpenbart at man ikke behøver å utføre noen dynamisk deteksjon hvis man allerede har registrert en tidsperiode hvor det ikke forekommer noen feil. The catalog of given sizes is a catalog created on the basis of perturbo-graphic records. It is obvious that you do not need to perform any dynamic detection if you have already recorded a time period where no errors occur.

De beregninger som utføres under kjøringen av dette dataprogram går ut på å utlede for hver strømningsvei tilsvarende en utgående kraftledning, projeksjonen av den vektor som representerer nullstrøm på en akse X eller X' som står vinkelrett på den vektor som representerer summen av nullstrømmene S eller S' (se fig. 3). Dette innebærer å beregne den imaginære del av de komplekse tall som representerer verdien av nullstrømmen i et aksesystem (reell/imaginær), hvor den foreliggende sum av verdiene av nullstrøm er innlagt. For dette formål utnyttes to vilkårlige, innbyrdes ortogonale referansesignaler (betegnet sin x og cos x), idet det for hver strømningsvei beregnes grunnleddet for den Fourier-rekke som er tilordnet denne strømbane. Det samme utføres på den tidsavhengige sum av strømbanene før den beregnes. The calculations carried out during the execution of this computer program consist in deriving for each flow path corresponding to an outgoing power line, the projection of the vector representing zero current on an axis X or X' which is perpendicular to the vector representing the sum of the zero currents S or S ' (see Fig. 3). This involves calculating the imaginary part of the complex numbers that represent the value of the zero current in an axis system (real/imaginary), where the present sum of the values of zero current is entered. For this purpose, two arbitrary, mutually orthogonal reference signals (denoted sin x and cos x) are used, with the basis term for the Fourier series assigned to this current path being calculated for each flow path. The same is performed on the time-dependent sum of the current paths before it is calculated.

i Hver strømbane, såvel som summen av banene, representeres således av et komplekst tall i et vilkårlig reelt/imaginært-aksesystem. For hver strømbane beregnes således det oppnådde komplekse tall ved dreining mot summen. I dette nye aksesystem har summen a en reell verdi lik sin modul samt en imaginær verdi lik null. i Each current path, as well as the sum of the paths, is thus represented by a complex number in an arbitrary real/imaginary axis system. For each current path, the obtained complex number is thus calculated by turning against the sum. In this new axis system, the sum a has a real value equal to its modulus and an imaginary value equal to zero.

) For å oppnå referansesignalet kan man anvende tre fremgangsmåter. Den første består i å utlede nullspenningen og danne produktet av det utledede signal og et signal forsinket med en kvart periode. ) To obtain the reference signal, three methods can be used. The first consists in deriving the zero voltage and forming the product of the derived signal and a signal delayed by a quarter of a period.

Den annen fremgangsmåte går ut på å måle en spenning uavhengig av nullspenningen,5f.eks. en spenning som utledes fra den eksisterende spenningsforskjell mellom to faser i transformatoren, slik som matespenningen til hjelpeutstyret i fordelingsstasjonen og som også utgjør matespenningen for anordningen for selektiv deteksjon. The second method involves measuring a voltage independent of the zero voltage,5 e.g. a voltage derived from the existing voltage difference between two phases in the transformer, such as the supply voltage to the auxiliary equipment in the distribution station and which also constitutes the supply voltage for the device for selective detection.

En tredje metode går ut på kunstig bearbeiding av en referanse, sin (x) og cos (x), som er beregnet en gang for alle ved begynnelsen av programmet for hvert punkt. Denne sistnevnte metode er enkel og fordrer ingen måling eller utledning av et ekstra signal. A third method involves the artificial processing of a reference, sin (x) and cos (x), which is calculated once and for all at the beginning of the program for each point. This latter method is simple and does not require any measurement or derivation of an additional signal.

Variasjonene beregnes punkt for punkt ved å frembringe forskjellen mellom de registrerte middelverdier og de verdier som nettopp er utlest. Når denne tidsavhengige forskjell er funnet, beregnes den midlertidige sum av disse forkjeller, idet man utfører samme beregning på de oppnådde verdier som på de utleste verdier. The variations are calculated point by point by producing the difference between the recorded mean values and the values that have just been read out. When this time-dependent difference has been found, the temporary sum of these differences is calculated, performing the same calculation on the obtained values as on the read out values.

Middelverdiene blir innledningsvis utledet etter avlesningen av den første periode. De modifiseres derpå etter hver tidsperiode hvor man ikke utfører dynamisk deteksjon. De nye middelverdier blir da valgt lik middelverdien mellom de tidligere middelverdier og de verdier som nettopp er utlest. The mean values are initially derived after the reading of the first period. They are then modified after each time period where dynamic detection is not performed. The new mean values are then chosen equal to the mean value between the previous mean values and the values that have just been read out.

Deteksjonsprosessen fortsetter så med å utlede projeksjonene for hver strømbane på den tidsavhengige sum av strømbanene, hvorpå det utføres en sammenligning mellom de imaginære verdier av disse projeksjoner, idet summen av disse imaginære partier åpenbart vil være null. The detection process then continues by deriving the projections for each current path on the time-dependent sum of the current paths, after which a comparison is made between the imaginary values of these projections, the sum of these imaginary parts obviously being zero.

Dette imaginære parti er alltid negativt for en kraftledning med feil. Det kan imidlertid være enten positivt eller negativt for kraftledninger uten feil. I alle tilfeller har det imaginære parti for en kraftledning med feil en minimal verdi, dvs. at det har den største negative verdi. This imaginary part is always negative for a faulted power line. However, it can be either positive or negative for unfaulted power lines. In all cases, the imaginary part of a faulted power line has a minimal value, i.e. it has the largest negative value.

Deteksjonen består da i å fastslå om terskelverdien er overskredet av den utgående kraftledning som oppviser den største imaginære absoluttverdi. Den statiske deteksjon finner sted på de verdier som nettopp er utlest ved å utføre en sammenligning med den statiske terskel. The detection then consists in determining whether the threshold value has been exceeded by the outgoing power line which exhibits the largest imaginary absolute value. The static detection takes place on the values that have just been read out by performing a comparison with the static threshold.

Den dynamiske deteksjon finner sted ved å ta i beregning forskjellene mellom de verdier som nettopp er utlest og middelverdiene, idet de sammenlignes med den dynamiske terskel. The dynamic detection takes place by taking into account the differences between the values that have just been read out and the mean values, as they are compared to the dynamic threshold.

Resultatene anvises på en skjerm, og det er mulig å sende dem til en skriver eller et lager, eller et hvilket som helst utgangsgrensesnitt. De tidsperioder hvor en modifikasjon av den påviste tilstand skal utledes, vil fremgå av modifikasjonens anvisning (ved begynnelsen eller slutten) eller den deteksjonstype som anvendes (statisk eller dynamisk). The results are displayed on a screen and it is possible to send them to a printer or a warehouse or any output interface. The time periods during which a modification of the detected condition is to be derived will appear from the modification's instruction (at the beginning or end) or the detection type used (static or dynamic).

I tilfellet av et opphør (feilen forsvinner), angis antall tidsperioder hvor feilen er påvist, såvel som den maksimalt påvist er modulverdi for feilstrømmen. In the case of a cessation (the fault disappears), the number of time periods during which the fault has been detected is indicated, as well as the maximum detected module value for the fault current.

Det vil fremgå at en feil opptrer ved statisk deteksjon på strømbane nr. 4 i tidsperiode nr. 2 med en modulverdi for strømmen på 0,52 A. Denne feil forsvant etter tidsperiode 12. Det er angitt at strømmodulens største verdi har vært 1,06 A for den statisk påviste feil, som har hatt en varighet på ti tidsperioder. I denne tabell kan man også se resultatene av den dynamiske deteksjon. Det opptrer en feil på strømbane 4 i tidsperiode 4 og med en verdi på 0,28 A. Denne feil forsvinner i periode 12 etter å ha oppnådd en maksimal strømverdi på 0,364 A, hvorpå feilen opptrer på nytt i periode 19 med en strømmodul-verdi på 0,21 A. It will appear that an error occurs during static detection on current path no. 4 in time period no. 2 with a module value for the current of 0.52 A. This error disappeared after time period 12. It is stated that the current module's largest value has been 1.06 A for the statically detected fault, which has had a duration of ten time periods. In this table you can also see the results of the dynamic detection. A fault occurs on current path 4 in time period 4 with a value of 0.28 A. This fault disappears in period 12 after reaching a maximum current value of 0.364 A, after which the fault reappears in period 19 with a current modulus value of 0.21 A.

Denne dynamisk påviste feil foreligger fremdeles ved slutten av lagerregistreringen i 25 perioder, idet dens maksimale strømmodulverdi har vært 0,45 A. I det foreliggende tilfelle synes det å dreie seg om en feil som eksisterte før utløsningen av den perturbo-grafiske registrering. This dynamically detected fault is still present at the end of the stock recording for 25 periods, as its maximum current modulus value has been 0.45 A. In the present case, it seems to be a fault that existed before the triggering of the perturbographic recording.

Fortrinnsvis frembringes en fullstendig anvisning som for hver strømbane og for strømbanens tidsavhengige sum angir: Preferably, a complete instruction is produced which for each current path and for the time-dependent sum of the current path states:

- middelverdiene og effektivverdiene for vedkommende periode, - the mean values and effective values for the relevant period,

- de reelle og imaginære verdier likesom også modulverdi og argument i det vilkårlige referansesystem, og - de reelle og imaginære verdier etter dreining mot det aksesystem som fastlegges ved den midlertidige sum for strømbanene. - the real and imaginary values as well as the module value and argument in the arbitrary reference system, and - the real and imaginary values after rotation towards the axis system which is determined by the temporary sum for the current paths.

De samme verdier frembringes derpå for forskjellene mellom de avleste verdier og middelverdiene. The same values are then produced for the differences between the read values and the mean values.

Et eksempel på en sådan fremvisning er angitt ved den etterfølgende tabell. An example of such a presentation is indicated by the following table.

Fig. 6 viser skjematisk det datautstyr som utfører dette program. Det sørger for uttak av nullstrøm fra hver av de utgående kraftledninger som mates fra samme transformator. Man kan f.eks. anvende et uttakssystem på 10 biter som måler 32 punkter pr. periode. Deteksjonsalgoritmen kan lett transformeres til å fungere med heltallsverdier. Fig. 6 schematically shows the computer equipment that executes this program. It provides for withdrawal of zero current from each of the outgoing power lines which are fed from the same transformer. One can e.g. use a withdrawal system of 10 bits which measures 32 points per period. The detection algorithm can be easily transformed to work with integer values.

Referansesignalene er tilpasset for å kunne frembringe de signifikante resultater i sin helhet etter multiplikasjon med inngangsverdiene. Man kan f.eks. ta som signaler de heltallige partier av 1024 • sin x og 1024 • cos x som viser fordelen ved å tillate erstatning av multiplikasjoner og divisjoner med enkle forskyvninger (1024 = 2<10>). Man bør hele tiden hensiktsmessig unngå eventuelle overstrømninger ved beregningen av de imaginære partier ved akseldreining (resultater på 32 biter). Divisjonen med modulverdi-en av summen, som er nødvendig for å gjenfinne feilstrømmodulen etter dreiningen, kan erstattes med en divisjon med summen av absoluttverdiene og de imaginære verdier av summen av strømbanene, hvis det er åpenbart at beregningen av en kvadratrot er for tidskrevende. The reference signals are adapted to be able to produce the significant results in their entirety after multiplication with the input values. One can e.g. take as signals the integer parts of 1024 • sin x and 1024 • cos x which show the advantage of allowing substitution of multiplications and divisions with simple shifts (1024 = 2<10>). One should always appropriately avoid possible overflows when calculating the imaginary parts during shaft rotation (results of 32 bits). The division by the modulus value of the sum, which is necessary to recover the fault current modulus after the turn, can be replaced by a division by the sum of the absolute values and the imaginary values of the sum of the current paths, if it is obvious that the calculation of a square root is too time-consuming.

I henhold til en viss utførelsesvariant utnyttes en spenning som er uavhengig av nullspenningen, slik som en matespenning tatt ut mellom to faser, som referansesignal. Denne løsning oppviser imidlertid den ulempe at den krever en ekstra strømbane for signaluttak. According to a certain embodiment, a voltage which is independent of the zero voltage, such as a supply voltage taken between two phases, is used as a reference signal. However, this solution has the disadvantage that it requires an additional current path for signal output.

Hvis man velger denne løsning, behøver bare de beregninger som utnyttes for deteksjon å innføres (beregning av middelverdier og effektivverdier, idet modulverdi og argument er overflødig). De helt nødvendige operasjoner er da: If one chooses this solution, only the calculations used for detection need to be introduced (calculation of mean values and effective values, as module value and argument are redundant). The absolutely necessary operations are then:

- bearbeiding av middelverdisignalene for strømbanene, - processing of the mean value signals for the current paths,

- beregning av den tidsavhengige sum av inngangsverdiene, - calculation of the time-dependent sum of the input values,

- beregning av de grunnleggende ledd av inngangsverdiene for den tidsavhengige sum ved å danne produkt med sin x og cos x, i synkronisme med stikkprøveuttak, som kan - calculation of the fundamental terms of the input values for the time-dependent sum by forming the product with sin x and cos x, in synchronism with random sampling, which can

innføres i form av fastlagte verdier, introduced in the form of fixed values,

- beregning av de imaginære verdier som oppnås ved dreining av hver strømbaneverdi mot den tidsavhengige sum av strømbanene, - beregning av de tidsvarierende forskjeller for hver strømbane samt utførelse av de samme beregninger som tidligere, på forskjellene mellom inngangsverdiene og - calculation of the imaginary values obtained by turning each current path value against the time-dependent sum of the current paths, - calculation of the time-varying differences for each current path as well as performing the same calculations as before, on the differences between the input values and

middelverdiene, og the mean values, and

- sammenligning av resultatene med en parameterterskel. - comparison of the results with a parameter threshold.

Alt etter arbeidsfunksjonen for det anvendte datautstyr, kan man enten utføre verdi-uttakene og beregningene i sann tid, eller eventuelt opprette en sekvens av uttak/- beregninger over flere perioder. Depending on the work function of the computer equipment used, one can either carry out the value withdrawals and calculations in real time, or possibly create a sequence of withdrawals/calculations over several periods.

I fig. 6 er det vist skjematisk datautstyr 31 som mottar på sin inngangsside verdiene av nullstrømmene 32 samt avgir på sin utgangsside signaler 33 som angir den strømbane som har feil. Dette datautstyr mottar forøvrig ved 34 en matespenning som kan utnyttes som referansesystem. Utgangene 35 og 36 angir henholdsvis om det skal utføres en statisk eller dynamisk deteksjon. Endelig er utstyret 31 koblet til et kommunikasjonsnett 37 som gjør at man kan utføre programmeringen og parameterstyringen av utstyret 31. In fig. 6 schematically shows computer equipment 31 which receives on its input side the values of the zero currents 32 and emits on its output side signals 33 which indicate the current path that has a fault. Incidentally, this computer equipment receives a supply voltage at 34 which can be used as a reference system. Outputs 35 and 36 respectively indicate whether a static or dynamic detection is to be performed. Finally, the equipment 31 is connected to a communication network 37 which enables the programming and parameter management of the equipment 31 to be carried out.

Inngangene 32 tilføres over transformatorer strømmene gjennom beskyttelsesinnretningene 9 for hver utgående kraftledning. The inputs 32 are fed via transformers to the currents through the protection devices 9 for each outgoing power line.

Inngangssignalnivåene bør tilpasses den ønskede følsomhet og antall biter som frembringes ved den utførte omvandling fra analoge til digitale verdier. The input signal levels should be adapted to the desired sensitivity and the number of bits produced by the performed conversion from analogue to digital values.

Som et eksempel kan det angis at for å påvise feil av størrelsesorden 120 kQ med en amplitude som er forholdsvis hensiktsmessig på tre kvanta for beregningene, vil man ha: As an example, it can be stated that in order to detect errors of the order of 120 kQ with an amplitude that is relatively appropriate at three quanta for the calculations, one will have:

0,1 A eff HTA ->• 1,77 mA maks BT 0.1 A eff HTA ->• 1.77 mA max BT

eventuelt 1,77 mA på 3 kvanta ->• 1,77 • 512/3 300 mA enkelt-trinn på 10 biter. possibly 1.77 mA on 3 quantities ->• 1.77 • 512/3 300 mA single step on 10 bits.

Den største strøm som oppnås i tilfellet av dobbeltfeil av størrelsesorden 10.000 A på mellomspenningsiden, vil da være 10.000 • 5/400 = 125 A. The largest current obtained in the case of a double fault of the order of 10,000 A on the medium voltage side will then be 10,000 • 5/400 = 125 A.

Ved et første tidspunkt avgis utgangssignalene til en perturbograf. Utløsningen av denne kan finne sted ved hjelp av signalene fra enten den statiske eller den dynamiske deteksjon. De logiske utgangssignaler som tilsvarer signalene fra strømbanen med feil tas opp av perturbografen som da også tar opp reststrømmene under samme betingels-er som måleutstyret. Man kan således også på avstand ta del i den utledede informa-sjon og få bekreftet korrekt arbeidsfunksjon for utstyret, eventuelt etter et automatisk anrop av perturbografen. At a first point in time, the output signals are sent to a perturbograph. The triggering of this can take place using the signals from either the static or the dynamic detection. The logical output signals that correspond to the signals from the current path with errors are picked up by the perturbograph, which then also picks up the residual currents under the same conditions as the measuring equipment. You can thus also take part in the derived information from a distance and have the correct working function of the equipment confirmed, possibly after an automatic call from the perturbograph.

Som en følge av dette kan de logiske utgangsdata behandles direkte fra kildestasjonens i reguleringsorganer for å bearbeide alarmtilstandene eller direkte gi ordre om å bryte den utgående kraftledning med feil. As a consequence of this, the logical output data can be processed directly from the source station's in control bodies to process the alarm conditions or directly give orders to break the outgoing power line in error.

Fig. 7 og 8 er diagrammer som forklarer fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen. Fig. 7 and 8 are diagrams explaining the method according to the invention.

I fig. 7 er nullstrømmene I., til l7 i et fordelingsnett vist. De aktive deler av disse nullstrømmer er henholdsvis angitt ved lc1til lc7. For hver av nullstrømmene fastlegges dens avvik med hensyn til den aktive komponent, nemlig 51til 87. I det viste eksempel er avviket av strømmen l7lik null. Verdien av de forskjellige strømmer er angitt i figuren. In fig. 7, the zero currents I., to l7 in a distribution network are shown. The active parts of these zero currents are respectively indicated by lc1 to lc7. For each of the zero currents, its deviation with respect to the active component is determined, namely 51 to 87. In the example shown, the deviation of the current l7 is equal to zero. The value of the different currents is indicated in the figure.

Vektorsummen av avvikene 81til 57gir avviket 8T for nullstrøm i sin helhet. The vector sum of the deviations 81 to 57 gives the deviation 8T for zero current in its entirety.

I fig. 8 er det på venstre side vist samme nett med en feil på 0,2 A med 120° faseforskyvning på utgående kraftledning 1, nemlig strømmen i'1, mens de øvrige strømmer har hovedsakelig samme verdi. I dette tilfelle fastlegges på samme måte avvikene 51til 87hvis vektorsum danner den nye totale avviksverdi 8'T. In fig. 8, the same network is shown on the left with an error of 0.2 A with a 120° phase shift on outgoing power line 1, namely the current i'1, while the other currents have essentially the same value. In this case, the deviations 51 to 87 are determined in the same way, the vector sum of which forms the new total deviation value 8'T.

Man ser at foreliggende oppfinnelse gjør det mulig på pålitelig og rask måte å oppnå påvisning av en resistansfeil på en utgående kraftledning fra et fordelingssted for elektrisk energi. Dette er oppnådd uavhengig av jordforbindelsens art for nøytralpunktet i et mellomspenningsnett. It can be seen that the present invention makes it possible in a reliable and fast way to achieve detection of a resistance fault on an outgoing power line from a distribution point for electrical energy. This has been achieved regardless of the nature of the earth connection for the neutral point in a medium voltage network.

Anvendelse av den dynamiske utførelse gjør det videre mulig å forbedre utstyrets følsomhet i en slik grad at man kan påvise feil hvis motstand kan gå opp til 120 kQ. Application of the dynamic design also makes it possible to improve the sensitivity of the equipment to such an extent that one can detect faults whose resistance can go up to 120 kQ.

Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen gjør det da mulig å forbedre sikkerheten for tredje part og installasjoner i nærheten av elektriske overføringskanaler med mellomspenning, samtidig som nettets servicekvalitet forbedres ved at antallet korte avbrudd reduseres. The method according to the invention then makes it possible to improve safety for third parties and installations in the vicinity of electrical transmission channels with medium voltage, while at the same time improving the network's service quality by reducing the number of short interruptions.

Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen gjør det likeledes mulig å måle kapasitive nullstrømmer for hver utgående kraftledning likesom deres naturlige balansepunkt, idet den også gjør det mulig å opprette en oversikt over de naturlige balansetilstander. Fremgangsmåten tillater også påvisning av andre typer feil til jord, blant annet direkte jordfeil med null motstand. The method according to the invention also makes it possible to measure capacitive zero currents for each outgoing power line as well as their natural balance point, as it also makes it possible to create an overview of the natural balance states. The method also allows the detection of other types of faults to ground, including direct ground faults with zero resistance.

Claims

1. Method for selective detection of resistance faults on an outgoing power line in a distribution network for electrical energy and which comprises an incoming power line (12) which is supplied with power from a transformer (11), as well as several outgoing power lines (1-8), each of which is equipped with zero current detector (9), characterized in that the zero current (i1-i8; i'1-i'8) is measured with regard to amplitude and phase in each outgoing power line (1-8) and in relation to a reference quantity, the vector sum of all measured currents in the outgoing power lines being derived , the phase shift of each zero current measured in relation to the phase shift for said vector sum is monitored, and the presence of a fault is considered detected when said phase shift of measured zero current exceeds a predetermined negative threshold value.

2. Procedure as stated in claim 1, characterized in that the phase shift value of the zero current for each outgoing power line is compared with the corresponding reference value in one and the same time interval.

3. Procedure as stated in claim 1, characterized in that the phase shift of the zero current for each outgoing power line is compared in a predetermined time period with the value of the reference quantity in the previous time period.

4. Procedure as stated in claim 1, characterized in that the vector sum (S; S') of the zero currents (i1-i8; i'1-i'8) for the power lines (1-8) is calculated, after which the projection (P'8) of each zero current on said power lines is calculated on an axis perpendicular to said vector sum (S; S').

5. Procedure as stated in claim 4, characterized in that two arbitrary, mutually orthogonal reference signals are used for the calculation of said projection and the fundamental term in the Fourier the row assigned to each power line's neutral current (i1-i8; i* 1 -i'8) is calculated as their sum (S; S'), after which in the created right-angled axis system with the help of the aforementioned two signals for each neutral current the complex number is calculated which is obtained by turning against said sum (S; S') in such a way that a real value equal to the absolute value of the power line's zero current is obtained as well as an imaginary value equal to zero.

6. Procedure as stated in claim 5, characterized in that the two reference signals are obtained by measuring the zero voltage or said quantity in connection with this, as well as by forming products between the obtained signal and a signal delayed by a quarter of a period.

7. Procedure as stated in claim 5, characterized in that said reference signals are obtained by measuring a voltage independent of the zero voltage, such as the voltage between two phases on the transformer, as well as by the product between the obtained signal and a signal delayed by a quarter of a period.

8. Procedure as stated in claim 5, characterized in that the reference signals are determined artificially at the beginning of each measurement program.

9. Procedure as stated in claim 2, characterized in that the detection threshold is at least equal to twice the largest unbalance component of the zero currents present in the absence of faults.

10. Procedure as specified in claim 3, characterized in that the detection threshold is independent of the present unbalance components of the zero currents in the absence of faults.