RU2516371C1 - Method for determination of damaged feeder at earth fault in distributing mains - Google Patents
Method for determination of damaged feeder at earth fault in distributing mains Download PDFInfo
- Publication number
- RU2516371C1 RU2516371C1 RU2013104863/28A RU2013104863A RU2516371C1 RU 2516371 C1 RU2516371 C1 RU 2516371C1 RU 2013104863/28 A RU2013104863/28 A RU 2013104863/28A RU 2013104863 A RU2013104863 A RU 2013104863A RU 2516371 C1 RU2516371 C1 RU 2516371C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- feeder
- model
- zero
- damaged
- zero sequence
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Emergency Protection Circuit Devices (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к электроэнергетике, а именно к релейной защите распределительных сетей, - это сети с малыми токами установившегося замыкания на землю, где существует проблема определения поврежденного фидера.The invention relates to the electric power industry, and in particular to relay protection of distribution networks, networks with low currents of an established earth fault, where there is a problem of determining a damaged feeder.
Известен способ распознавания аварийных ситуаций в линии электропередачи, основанный на использовании ее модели [1]. Моделируется та или иная аварийная ситуация, и модель поврежденной линии содержит по крайней мере один варьируемый параметр - координату места предполагаемого повреждения. Оценить координату помогает критерий повреждения. В сетях с большим током замыкания на землю критерий повреждения имеет отчетливую формулировку - переход реактивной мощности предполагаемого повреждения через нулевое значение [2]. В распределительных сетях, где процесс замыкания носит интенсивный характер лишь в течение ограниченного времени, подобного критерия не существует.A known method for the recognition of emergency situations in the power line, based on the use of its model [1]. This or that emergency is modeled, and the damaged line model contains at least one variable parameter - the coordinate of the location of the alleged damage. The damage criterion helps to estimate the coordinate. In networks with a large earth fault current, the damage criterion is clearly formulated — the transition of the reactive power of the alleged damage through a zero value [2]. In distribution networks, where the closure process is intensive only for a limited time, such a criterion does not exist.
Известен более общий способ распознавания аварийных ситуаций в электрической системе с использованием моделей входящих в нее линий электропередачи [3]. Он позволяет разграничить линии, определив одну поврежденную, но лишь при условии многостороннего наблюдения электрической системы, что не имеет места в распределительных сетях.There is a more general method for recognizing emergencies in an electrical system using models of its power lines [3]. It allows you to distinguish between lines, identifying one damaged, but only under the condition of multilateral surveillance of the electrical system, which does not occur in distribution networks.
Известен способ определения поврежденных фаз или поврежденного фидера на основе выделения аварийных слагаемых электрических величин [4]. К аварийным относятся в том числе и наиболее доступные для регистрации нулевые составляющие напряжения на шинах подстанции и нулевые составляющие токов в отходящих от нее фидерах. В современной микропроцессорной релейной защите наблюдаются отсчеты электрических величин. Наблюдаемое напряжение можно включить в модель электрической сети в виде источника напряжения, но поскольку модель аналоговая, то зафиксированные отсчеты должны быть подвергнуты цифроаналоговому преобразованию. Последующие операции определяются принятым критерием выявления поврежденного фидера. В обсуждаемом способе [4] критерием служит направление передачи энергии аварийных составляющих напряжений и токов. Эта энергия, согласно теоретическим представлениям, должна выходить из поврежденного фидера и входить в неповрежденные. Однако экспериментальная проверка этого способа в распределительных сетях обнаружила существенный недостаток энергетического критерия. Энергия определяется интегрированием во времени мгновенной мощности, а при этом неизбежно накапливаются ошибки, обусловленные погрешностью измерительных трансформаторов.A known method for determining damaged phases or a damaged feeder based on the allocation of emergency components of electrical quantities [4]. The emergency ones include, among others, the most accessible for registration zero voltage components on the substation tires and zero current components in the feeders departing from it. In modern microprocessor relay protection, readings of electrical quantities are observed. The observed voltage can be included in the model of the electric network as a voltage source, but since the model is analog, then the fixed samples must be subjected to digital-to-analog conversion. Subsequent operations are determined by the accepted criterion for identifying a damaged feeder. In the discussed method [4], the criterion is the direction of energy transfer of emergency components of voltages and currents. This energy, according to theoretical concepts, should go out of the damaged feeder and go in intact. However, an experimental verification of this method in distribution networks revealed a significant drawback of the energy criterion. Energy is determined by the integration of instantaneous power over time, and errors inevitably accumulate due to the error of the measuring transformers.
Целью предлагаемого технического решения является повышение селективности способа определения поврежденного фидера при замыкании на землю в распределительной сети.The aim of the proposed technical solution is to increase the selectivity of the method for determining a damaged feeder during ground fault in the distribution network.
Поставленная цель достигается тем, что к известным признакам добавлены новые, реализующие идею отказа от критериев поврежденного фидера и переходу к критерию неповрежденного состояния. Востребованы следующие признаки известного технического решения: фиксация (регистрация) отсчетов напряжения нулевой последовательности на общих шинах распределительной сети, а также фиксация тока нулевой последовательности в каждом фидере, наблюдение сети ведется в дискретном времени с заданной частотой дискретизации; напряжение нулевой последовательности подвергается цифроаналоговому преобразованию, после чего подается на вход модели каждого фидера контролируемой сети по нулевой последовательности. В известных технических решениях речь идет о моделях поврежденных фидеров. Здесь же используются иные модели, а именно те, что характерны для процессов в каждом неповрежденном фидере. Каждая модель откликается на воздействие преобразованного в аналоговую форму напряжения нулевой последовательности током нулевой последовательности. Аналоговые токи моделей подвергаются аналого-цифровому преобразованию с той же частотой дискретизации, что и токи наблюдаемой сети. Между реальным и модельным током каждого фидера существует расхождение. Оно определяется и служит критерием разграничения поврежденного и неповрежденного состояния фидера.This goal is achieved by the fact that new, realizing the idea of rejecting the criteria of the damaged feeder and the transition to the criterion of an intact state are added to the known signs. The following features of the known technical solution are in demand: fixing (recording) zero-sequence voltage samples on the common buses of the distribution network, as well as fixing the zero-sequence current in each feeder, monitoring the network in discrete time with a given sampling rate; voltage of the zero sequence is subjected to digital-to-analog conversion, after which it is fed to the input of the model of each feeder of the controlled network in zero sequence. Known technical solutions are models of damaged feeders. Here other models are used, namely those that are characteristic of processes in each intact feeder. Each model responds to the effects of a zero-sequence voltage converted to an analog form by a zero-sequence current. Analog model currents undergo analog-to-digital conversion with the same sampling rate as the currents of the observed network. There is a discrepancy between the real and model currents of each feeder. It is determined and serves as a criterion for distinguishing between the damaged and undamaged condition of the feeder.
В дополнительных пунктах формулы изобретения раскрывается механизм определения расхождения между двумя упомянутыми дискретными токами, а также указываются операции, конкретизирующие процедуру выявления поврежденного фидера. Предлагается формировать расхождение между токами в виде среднеквадратического отклонения отсчетов этих токов на интервале наблюдения процесса замыкания на землю, а выявлять поврежденный фидер предлагается путем сравнения величины расхождения токов с уставкой либо путем сравнения величин расхождения токов разных фидеров друг с другом.In additional claims, a mechanism for determining the discrepancy between the two discrete currents is disclosed, and operations specifying the procedure for identifying a damaged feeder are also indicated. It is proposed to form a discrepancy between the currents in the form of the standard deviation of the readings of these currents on the observation interval of the earth fault process, and it is proposed to identify a damaged feeder by comparing the discrepancy between the currents and the setpoint or by comparing the discrepancy between the currents of different feeders with each other.
На фиг.1 изображена принципиальная схема распределительной сети с двумя фидерами и подключенными к сети измерительными трансформаторами нулевой последовательности, на фиг.2 показана модель одного из фидеров по нулевой последовательности и на фиг.3 - иллюстрация процедуры сравнения двух дискретных токов: одного, наблюдаемого в реальном фидере, и второго, наблюдаемого в модели этого фидера. Фиг.4-6 иллюстрируют теоретические основы предлагаемого способа, на фиг.4 изображена трехфидерная сеть в режиме замыкания фазы одного из фидеров на землю, на фиг.5 - модель той же сети по нулевой последовательности, где фидеры представлены однолинейными цепями, а на фиг.6 та же модель изображена в виде соединения одного трехполюсника и трех двухполюсников.Figure 1 shows a schematic diagram of a distribution network with two feeders and zero-sequence measuring transformers connected to the network, figure 2 shows a model of one of the feeders in a zero sequence, and figure 3 is an illustration of a procedure for comparing two discrete currents: one observed in real feeder, and the second one observed in the model of this feeder. Figure 4-6 illustrate the theoretical foundations of the proposed method, figure 4 shows a three-feeder network in the phase closure mode of one of the feeders to ground, figure 5 is a model of the same network in zero sequence, where the feeders are represented by single-line circuits, and in Fig. .6 the same model is depicted as a connection of one tri-terminal and three two-terminal.
В схеме распределительной сети указаны общие шины 1, фидеры 2 и 3. К каждому фидеру подключен один из трансформаторов тока нулевой последовательности 4, 5, а к общим шинам подключен трансформатор напряжения нулевой последовательности 6. Наблюдаемые величины нулевой последовательности подаются на аналого-цифровые преобразователи 7-9, выдающие дискретные токи i0,d(k), i0,d+1(k) и дискретное напряжение u0(k), где k - дискретное время (номер отчета), d - номер фидера.The distribution network diagram shows common buses 1, feeders 2 and 3. One of the zero sequence current transformers 4, 5 is connected to each feeder, and the zero sequence voltage transformer is connected to common buses 6. The observed values of the zero sequence are fed to analog-to-digital converters 7 -9, issuing discrete currents i 0, d (k), i 0, d + 1 (k) and discrete voltage u 0 (k), where k is the discrete time (report number), d is the number of the feeder.
Модель по нулевой последовательности неповрежденного d-го фидера представлена в виде цепочечной структуры 10 с продольными резистивно-индуктивными элементами и поперечными конденсаторами. Дискретное напряжение u0(k) подается на модель через цифроаналоговый преобразователь 11, преобразующий u0(k) в аналоговую величину
где ΔI0,d - выходной сигнал компаратора 14.where ΔI 0, d is the output signal of the
Теоретические основы предлагаемого способа поясняются на примере трехфидерной сети 15-17, которая в режиме замыкания на землю имеет однолинейную модель 18-20 по нулевой последовательности, а та в свою очередь реализуется структурой с одним трехполюсником 21 и тремя двухполюсниками 22-24.The theoretical foundations of the proposed method are illustrated by the example of a three-feeder network 15-17, which in the earth fault mode has a single-line model 18-20 in zero sequence, and that in turn is implemented by a structure with one three-
В нормальном режиме работы распределительной сети уровни всех величин нулевой последовательности полагаются пренебрежимо малыми, в противном случае процесс, предшествующий замыканию, должен быть экстраполирован на время после замыкания и удален из текущего процесса замыкания на землю. После замыкания, произошедшего в одном из фидеров, появляется напряжение нулевой последовательности на общих шинах 1 и токи нулевой последовательности во всех фидерах 2, 3, как в поврежденном, так и в неповрежденном. Величины нулевой последовательности выделяются трансформаторами тока 4, 5 и напряжения 6 и преобразуются аналого-цифровыми преобразователями 7-9 в дискретные сигналы i0,d(k), i0,d+1(k), u0(k)In the normal mode of operation of the distribution network, the levels of all values of the zero sequence are assumed to be negligible, otherwise the process preceding the closure must be extrapolated for a time after the closure and removed from the current process of earth fault. After a circuit that occurred in one of the feeders, a zero-sequence voltage appears on the common buses 1 and zero-sequence currents in all feeders 2, 3, both in the damaged and intact ones. The values of the zero sequence are allocated by current transformers 4, 5 and voltage 6 and converted by analog-to-digital converters 7-9 into discrete signals i 0, d (k), i 0, d + 1 (k), u 0 (k)
Напряжение u0(k) возвращается в аналоговую форму цифроаналоговым преобразователем 11, и его выходной сигнал
Выходные сигналы компараторов сравниваются с уставкой, исключающей неселективное поведение наблюдателя вследствие некоторой неадекватности модели реальному объекту.The output signals of the comparators are compared with a setting that excludes the non-selective behavior of the observer due to some inadequacy of the model to the real object.
Возможно выполнение защиты всех отходящих от подстанции фидеров на одном терминале или же на автономных терминалах для каждого фидера, но с обменом сигналами между ними. В этом случае поврежденный фидер обнаруживает операцию сравнения между собой сигналов ΔI0,d разных фидеров. Наибольший сигнал принадлежит поврежденному фидеру.It is possible to protect all feeders leaving the substation at one terminal or at autonomous terminals for each feeder, but with the exchange of signals between them. In this case, the damaged feeder detects the operation of comparing the signals ΔI 0, d of different feeders with each other. The largest signal belongs to the damaged feeder.
Предлагаемый способ основан на теоретическом положении, поясняемом на фиг.4-6 и заключающемся в том, что в модели неповрежденного фидера ток нулевой последовательности вполне определяется зафиксированным напряжением нулевой последовательности на общих шинах u0(t). Предположим, что в трехфидерной схеме 15-17 произошло замыкание на землю в третьем фидере 17, а два других фидера 15,16 не повреждены. Фидеры обладают распределенной индуктивностью и емкостью на землю. Это параметры нулевой последовательности. Взаимная индуктивность между фидерами полагается пренебрежимо малой. Модель сети по нулевой последовательности представляет собой трехпроводную структуру 18-20 (фиг.5). Так как нагрузки фидеров не имеют связи с землей, то однопроводная модель фидера по нулевой последовательности не несет нагрузки. Наблюдаемый процесс нулевой последовательности создается источником тока 3i0f, действующим в месте повреждения. С общими шинами его связывает трехполюсник 21 - левый участок фидера (фиг.6). Неповрежденные фидеры 15, 16, представленные моделями 18, 19, по отношению к общим шинам являются двухполюсниками 22, 23, так же как и правая часть 24 поврежденного фидера 20 по отношению к источнику 3i0f. Структура по фиг.6 вполне объясняет правомерность определения токов 3i01 и 3i02 неповрежденных фидеров 15 и 16 по общему для них напряжению на шинах 3u0.The proposed method is based on the theoretical position explained in Figs. 4-6 and consisting in the fact that in the model of an intact feeder, the zero sequence current is completely determined by the fixed zero sequence voltage on the common buses u 0 (t). Assume that a three-feeder circuit 15-17 has a ground fault in the
Предложенный способ выявления фидера, поврежденного замыканием на землю, позволил обойти проблему выбора критериев повреждения, стоящую особенно остро в распределительных сетях, где встречаются перемежающиеся дуги и резко проявляется нелинейность дуги. Подобный подход, заменяющий целенаправленный поиск поврежденной части системы контролем исправности ее отдельных частей, стал возможен благодаря тому, что напряжение и ток на входе каждого неповрежденного фидера связаны закономерностями, присущими автономной модели только его одного.The proposed method for detecting a feeder damaged by a ground fault has circumvented the problem of selecting damage criteria, which is especially acute in distribution networks where intermittent arcs occur and arc nonlinearity is sharply manifested. A similar approach, replacing the targeted search for the damaged part of the system by monitoring the health of its individual parts, became possible due to the fact that the voltage and current at the input of each undamaged feeder are connected by the laws inherent in the autonomous model of only one of it.
Источники информацииInformation sources
1. Патент РФ №2033622, G01R31/11, Н02Н 3/28, 1989.1. RF patent No. 2033622, G01R31 / 11, H2N 3/28, 1989.
2. Лямец Ю.Я., Ильин В.А., Подшивалин Н.В. Программный комплекс анализа аварийных процессов и определения места повреждения линии электропередачи. -Электричество, 1996, №12, с.2-7.2. Lyamets Yu.Ya., Ilyin V.A., Podshivalin N.V. The software package for the analysis of emergency processes and determining the location of damage to the power line. -Electricity, 1996, No. 12, p.2-7.
3. Патент РФ №2033623, G01R 31/11, Н02НЗ/28,1989.3. RF patent No. 2033623, G01R 31/11, Н02НЗ / 28.1989.
4. Патент РФ №2050660, Н02Н 3/38, Н02Н 3/26, Н02Н 7/26, 1992.4. RF patent №2050660, Н02Н 3/38, Н02Н 3/26, Н02Н 7/26, 1992.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013104863/28A RU2516371C1 (en) | 2013-02-05 | 2013-02-05 | Method for determination of damaged feeder at earth fault in distributing mains |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013104863/28A RU2516371C1 (en) | 2013-02-05 | 2013-02-05 | Method for determination of damaged feeder at earth fault in distributing mains |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2516371C1 true RU2516371C1 (en) | 2014-05-20 |
Family
ID=50778941
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013104863/28A RU2516371C1 (en) | 2013-02-05 | 2013-02-05 | Method for determination of damaged feeder at earth fault in distributing mains |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2516371C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2572364C1 (en) * | 2014-10-09 | 2016-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Исследовательский центр "Бреслер" | Method for determination of damaged section in branched distributing network |
RU2771222C1 (en) * | 2021-01-13 | 2022-04-28 | Акционерное общество "Сетевая компания" | Method for determining a damaged feeder in case of single phase to ground fault in a distribution electrical network |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2033623C1 (en) * | 1989-05-12 | 1995-04-20 | Чувашский государственный университет им.И.Н.Ульянова | Method for fault location and identification in power system using simulators of power transmission lines incorporated in it |
WO1995024014A2 (en) * | 1994-02-28 | 1995-09-08 | Abb Power T & D Company Inc. | One-terminal data fault location system |
RU2050660C1 (en) * | 1992-11-24 | 1995-12-20 | Чувашский государственный университет им.И.Н.Ульянова | Method for detecting defective phases in power transmission line or feeder |
US6483435B2 (en) * | 2000-07-11 | 2002-11-19 | Abb Ab | Method and device of fault location for distribution networks |
RU2254586C1 (en) * | 2003-12-24 | 2005-06-20 | Новосибирский государственный технический университет | Method of finding feeder with single-phase arc fault to ground in radial distribution cable circuits |
CN101227086A (en) * | 2008-01-22 | 2008-07-23 | 昆明理工大学 | Power distribution network cable-line commingle line fault route selection anastomosing method using extension theory |
CN201478809U (en) * | 2009-07-23 | 2010-05-19 | 江苏省电力公司常州供电公司 | Single-phase grounding line selection device for 20 kV power grid |
RU2410812C2 (en) * | 2009-03-10 | 2011-01-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Device of fast-acting selective protection against single-phase ground faults in distribution networks with possibility of emergency-free load transfer |
-
2013
- 2013-02-05 RU RU2013104863/28A patent/RU2516371C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2033623C1 (en) * | 1989-05-12 | 1995-04-20 | Чувашский государственный университет им.И.Н.Ульянова | Method for fault location and identification in power system using simulators of power transmission lines incorporated in it |
RU2050660C1 (en) * | 1992-11-24 | 1995-12-20 | Чувашский государственный университет им.И.Н.Ульянова | Method for detecting defective phases in power transmission line or feeder |
WO1995024014A2 (en) * | 1994-02-28 | 1995-09-08 | Abb Power T & D Company Inc. | One-terminal data fault location system |
US6483435B2 (en) * | 2000-07-11 | 2002-11-19 | Abb Ab | Method and device of fault location for distribution networks |
RU2254586C1 (en) * | 2003-12-24 | 2005-06-20 | Новосибирский государственный технический университет | Method of finding feeder with single-phase arc fault to ground in radial distribution cable circuits |
CN101227086A (en) * | 2008-01-22 | 2008-07-23 | 昆明理工大学 | Power distribution network cable-line commingle line fault route selection anastomosing method using extension theory |
RU2410812C2 (en) * | 2009-03-10 | 2011-01-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Device of fast-acting selective protection against single-phase ground faults in distribution networks with possibility of emergency-free load transfer |
CN201478809U (en) * | 2009-07-23 | 2010-05-19 | 江苏省电力公司常州供电公司 | Single-phase grounding line selection device for 20 kV power grid |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2572364C1 (en) * | 2014-10-09 | 2016-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Исследовательский центр "Бреслер" | Method for determination of damaged section in branched distributing network |
RU2771222C1 (en) * | 2021-01-13 | 2022-04-28 | Акционерное общество "Сетевая компания" | Method for determining a damaged feeder in case of single phase to ground fault in a distribution electrical network |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11428726B2 (en) | Method and apparatus for detecting faults in a three-phase electrical distribution network | |
RU2489724C1 (en) | Method of identifying type of short-circuiting in electric power line | |
EP2680017A1 (en) | A method of early detection of feeder lines with a high-ohm ground fault in compensated power networks | |
CN104035001B (en) | A kind of detection method of voltage transformer disconnection | |
CN102478614A (en) | Current transformer disconnection detecting method and device, and relay protecting equipment | |
US9866137B2 (en) | Deviation compensation method of potential transformer | |
EP3176802A1 (en) | System and method for verifying circuit-breaker means of an ac/dc converter | |
CN109964136B (en) | Method and control system for fault direction detection | |
CN104380124A (en) | Apparatus and method of fault detection and location determination | |
CN101581751B (en) | Locating method of voltage transformer disconnection | |
CN107300684B (en) | A kind of check method in transformer differential protection secondary circuit | |
US9853558B2 (en) | High voltage direct current (HVDC) transmission system to compensate for voltage values output from a plurality of potential transformers | |
RU2516371C1 (en) | Method for determination of damaged feeder at earth fault in distributing mains | |
US20150331033A1 (en) | Deviation compensation method of potential transformer | |
RU2771222C1 (en) | Method for determining a damaged feeder in case of single phase to ground fault in a distribution electrical network | |
CN104155627B (en) | Error characteristic detection method of extra high voltage capacitive voltage transformer | |
KR101529146B1 (en) | Method for compensating of potential transformer | |
US20150333644A1 (en) | Apparatus and method for design of high voltage direct current transmission system | |
CN105429187A (en) | Multi-infeed direct current evaluation method | |
US10845427B2 (en) | Method for detecting earth-fault conditions in a power conversion apparatus | |
JP4444574B2 (en) | Method, computer program and device for validity check of current transformer in switchgear, and switchgear having the device | |
Cairoli et al. | Using apparent resistance for fault discrimination in multi-terminal DC systems | |
CN105403779A (en) | Direct current line fault recognition method based on polar line current gradient sum | |
RU2631121C2 (en) | Method of selective identification of outgoing line with single-phase earth fault in distribution networks with voltage of 6-35 kv | |
CN104360680A (en) | System and method for testing phase-selecting switching-on controller in intelligent transformer substation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200206 |