RU2622895C2 - Способ дистанционной защиты линии электропередачи - Google Patents

Способ дистанционной защиты линии электропередачи Download PDF

Info

Publication number
RU2622895C2
RU2622895C2 RU2015136614A RU2015136614A RU2622895C2 RU 2622895 C2 RU2622895 C2 RU 2622895C2 RU 2015136614 A RU2015136614 A RU 2015136614A RU 2015136614 A RU2015136614 A RU 2015136614A RU 2622895 C2 RU2622895 C2 RU 2622895C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
currents
voltages
power
line
complex
Prior art date
Application number
RU2015136614A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015136614A (ru
Inventor
Юрий Яковлевич Лямец
Михаил Владимирович Мартынов
Валерий Александрович Ефремов
Дмитрий Сергеевич Вязов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Исследовательский центр "Бреслер"
Акционерное общество энергетики и электрификации "Тюменьэнерго"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Исследовательский центр "Бреслер", Акционерное общество энергетики и электрификации "Тюменьэнерго" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Исследовательский центр "Бреслер"
Priority to RU2015136614A priority Critical patent/RU2622895C2/ru
Publication of RU2015136614A publication Critical patent/RU2015136614A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2622895C2 publication Critical patent/RU2622895C2/ru

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/26—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents
    • H02H3/36—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points of different systems, e.g. of parallel feeder systems
    • H02H3/365—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points of different systems, e.g. of parallel feeder systems one of the systems simulating the other system
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/40—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to ratio of voltage and current

Landscapes

  • Emergency Protection Circuit Devices (AREA)

Abstract

Использование: в области электроэнергетики. Технический результат - повышение распознающей способности защиты по отношению к короткому замыканию в защищаемой зоне. Согласно способу входные комплексные величины преобразуют и вторые группы токов и напряжений, которые далее в модели неповрежденной части линии преобразуют в третьи напряжения и третьи токи, из первых напряжений и вторых токов формируют первую трехфазную комплексную мощность, из третьих напряжений и токов - вторую подобную мощность, формируют универсальный замер защиты как отношение второй трехфазной мощности к первой и задают на плоскости данного замера характеристику срабатывания защиты и вызывают срабатывание исполнительного блока, если указанный комплексный замер находится в области, ограниченной заданной характеристикой срабатывания. При этом первые величины относятся к текущему режиму электропередачи. Вторые величины - это аварийные составляющие токов и напряжений. Третьи напряжения - это результат преобразования первых величин, а третьи токи – результат преобразования вторых величин. 12 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к электроэнергетике, а именно к релейной защите линий электропередачи. Ориентировано на реализацию в микропроцессорных терминалах.
До перехода релейной защиты на микропроцессорную технику методы распознавания аварийных ситуаций ограничивались текущей информацией о состоянии защищаемого объекта. Микропроцессорная защита сохраняет в памяти информацию о режиме, предшествующем короткому замыканию, благодаря чему в ней может быть объединена информация о двух режимах - текущем и предшествующем. В результате повышается распознающая способность защиты, оцениваемая ее чувствительностью к повреждению объекта.
Традиционными способами защиты можно считать те, что довольствуются только информацией о текущем режиме. К относительно новому типу имеет смысл отнести способы, которые оперируют информацией о двух режимах. Типичным представителем алгоритмов такого типа является способ дистанционной защиты линии электропередачи, описанный в [1]. В нем используются аварийные составляющие наблюдаемых токов, которые определяются по результатам регистрации электрических величин в двух режимах.
В данном способе замерами служат реактивные параметры предполагаемых повреждений; защита реагирует на сочетание их знаков. Условия срабатывания защиты предельно просты: первый параметр должен быть положительным, а второй - отрицательным. В большинстве случаев короткого замыкания в защищаемой зоне так и бывает. Однако исключения встречаются, и чтобы обеспечить срабатывание защиты и при таких аварийных ситуациях, принимают дополнительные меры. Например, увеличивают число реактивных параметров [2], вследствие чего способ усложняется и теряет наглядность.
Более удачным оказалось техническое решение [3], оставляющее прежнее число реактивных параметров, а именно два, но вводящее характеристику срабатывания дистанционной защиты на плоскости этих параметров. Недостатки данного способа выявились в ходе исследования обучаемости релейной защиты [4]. На плоскости замеров отображаются контролируемые режимы объекта (α-режимы), в которых защите надлежит срабатывать, и отдельно отображаются альтернативные режимы (β-режимов), в которых срабатывание категорически запрещено. Проблема заключается в том, что короткие замыкания вне заданной зоны действия защиты, относящиеся к числу β-режимов, отображаются в тех же местах, где и часть α-режимов. Подобное препятствие распознаванию замыканий в зоне защиты ощутимо проявляется на плоскости реактивных параметров. Кроме того, в упомянутом способе каждому виду замыкания отвечают свои реактивные параметры и, следовательно, индивидуальные характеристики срабатывания защиты.
Цель настоящего изобретения - повысить распознающую способность способа дистанционной защиты, оперирующего информацией о двух режимах линии электропередачи. Еще одна цель - унификация способа с тем, чтобы исключить необходимость учета особенностей каждого вида замыкания. Упрощенная реализация способа полезна прежде всего потому, что позволяет свести к минимуму вероятность ошибки при задании характеристики срабатывания защиты.
Поставленные цели достигаются благодаря существенному обобщению замера, на который реагирует защита. Как и в прототипе, в предлагаемом способе используется модель неповрежденной электропередачи. Наблюдаются и регистрируются токи и напряжения. Их преобразуют в комплексные сигналы (комплексы). Первыми полагают величины текущего режима. Величины предшествующего режима используют для определения аварийных составляющих, которые полагают вторыми токами и напряжениями. Модель неповрежденной электропередачи используют для преобразования первых величин в напряжения конца защищаемой зоны, а вторых величин - в аварийные составляющие токов того же места. Преобразованные электрические величины полагают третьими.
Отличие предложения от прототипа заключается в действиях с тремя группами токов и напряжений. Проводимые с ними операции формируют универсальный комплексный замер, несущий необходимую информацию обо всех видах коротких замыканий в контролируемой электропередаче. В новых операциях задействованы первые напряжения, вторые токи, третьи напряжения и третьи токи. Первые токи и вторые напряжения играют роль на этапе формирования третьих величин и в дальнейших преобразованиях не участвуют. Преобразования заключаются в определении двух трехфазных комплексных мощностей, отношение которых служит в данном способе замером дистанционной защиты. Первую трехфазную мощность определяют как взаимную мощность первых напряжений и вторых токов. Вторую - как взаимную мощность третьих напряжений и третьих токов. Своеобразие этих мощностей состоит в том, что они охватывают оба наблюдаемых режима - текущий и предшествующий, но последний участвует не в чистом виде, а тем, что вносит свой вклад в определение аварийных составляющих наблюдаемых токов. Комплексные мощности определяются здесь фазными напряжениями текущего режима и аварийными составляющими соответствующих токов.
Возникает вопрос, почему именно такие мощности оказываются особо ценными в информационном отношении. Дело в том, что в месте короткого замыкания выделяется чисто активная мощность, которая определяется напряжением текущего режима в этом месте и синфазным с ним током замыкания. В предшествующем режиме там тока нет, следовательно, ток замыкания представляет собой источник аварийных составляющих всех электрических величин. Коль скоро, применяемая здесь комплексная мощность может служить индикатором места замыкания, резонно предположить, что с ее помощью возможно распознать, где находится повреждение - в зоне или вне ее.
На фиг. 1 представлена имитационная модель неповрежденной линии электропередачи, на фиг. 2 - модель в качестве преобразователя комплексов наблюдаемых величин текущего режима, на фиг. 3 - в качестве такого же преобразователя, но на этот раз аварийных составляющих токов и напряжений, на фиг. 4 - структура защиты, реализующей предлагаемый способ. На фиг. 5-9 приведены иллюстрации, поясняющие теоретические аспекты предлагаемого способа: на фиг. 5 - двухпроводная модель электропередачи в текущем режиме короткого замыкания, случившегося в защищаемой зоне либо вне ее; на фиг. 6 - часть модели, преобразующая величины начала линии в напряжение конца защищаемой зоны в предположении, что линия не повреждена. На фиг. 7 - эта же модель в чисто аварийном режиме (режим аварийных составляющих) при замыкании в зоне действия защиты; на фиг. 8 - то же, но при замыкании вне зоны; на фиг. 9 и 10 даны векторные диаграммы величин, определяемых соответственно в моделях фиг. 7 и 8. На фиг. 11 и 12 приведен пример, иллюстрирующий задание характеристики срабатывания защиты: На фиг. 11 - имитационная модель конкретной электропередачи, а на фиг. 12 - отображения контролируемых и альтернативных режимов на плоскости замера дистанционной защиты, действующей по предлагаемому способу.
Рассматривается электрическая сеть, состоящая из линии электропередачи 1, связывающей наблюдаемую и ненаблюдаемую системы 2 и 3. Наблюдаются токи и напряжения в начале линии x=0, где x - координата произвольного места. Наблюдаемые величины представляют в виде комплексов
Figure 00000001
,
Figure 00000002
, где в аргументе указана координата, ν=A,B,C - обозначение любой из трех фаз электропередачи. Кроме того, на фиг. 1 указаны длина линии
Figure 00000003
, протяженность защищаемой зоны
Figure 00000004
и показаны недоступные наблюдению токи и напряжения
Figure 00000005
,
Figure 00000006
в конце защищаемой зоны.
Защита фиксирует величины двух режимов - предшествующего
Figure 00000007
,
Figure 00000008
и текущего режима короткого замыкания
Figure 00000009
,
Figure 00000010
. По ним определяют аварийные составляющие наблюдаемых величин
Figure 00000011
,
Figure 00000012
.
Неповрежденная часть линии электропередачи, равная защищаемой зоне, моделируется в виде преобразователей 4 и 5. Первый преобразует величины
Figure 00000013
,
Figure 00000014
в напряжения
Figure 00000015
, а второй - в токи
Figure 00000016
. Так, без учета распределенной емкости, преобразователь 4, моделирующий однородную симметричную линию, осуществляет преобразование
Figure 00000017
где
Figure 00000018
- ток нулевой последовательности,
Figure 00000019
и
Figure 00000020
- удельные параметры линии прямой и нулевой последовательностей.
Если в линии без ответвлений не учитывать распределенную емкость, то необходимость в преобразование 5 отпадает, так как в таком случае
Figure 00000021
.
Структура, реализующая предлагаемый способ, включает в себя умножители комплексных сигналов 6-11, сумматоры 12, 13, блок деления комплексных сигналов 14 и исполнительный блок 15, срабатывающий, если его входной комплексный сигнал
Figure 00000022
отображается в области, ограниченной заданной характеристикой. Умножители 6-8 формируют взаимные комплексные мощности по токам и напряжениям начала линии
Figure 00000023
где
Figure 00000024
- комплекс, сопряженный с исходным комплексом
Figure 00000025
. Умножители 9-11 формируют взаимные комплексные мощности по выходным сигналам преобразователей 4, 5
Figure 00000026
Сумматоры 12, 13 определяют взаимные трехфазные комплексные мощности двух режимов
Figure 00000027
Figure 00000028
Блок деления 14 формирует замер дистанционной защиты
Figure 00000029
Наконец, исполнительный блок 15 проверяет выполнение условия
Figure 00000030
где Wcp - область, ограниченная характеристикой срабатывания Lcp.
Теоретические основы предлагаемого способа поясняются на примере трехфазного симметричного короткого замыкания, которому отвечает двухпроводная модель электропередачи (фиг. 5), где As и Ar - активные граничные двухполюсники, моделирующие системы 2 и 3 по прямой последовательности. Верхний индекс а присвоен параметрам и величинам режима короткого замыкания в защищаемой зоне (α-режим). Верхний индекс β предусмотрен для режима короткого замыкания вне защищаемой зоны (β-режим). Модель содержит переходные сопротивления
Figure 00000031
и
Figure 00000032
для разных ситуаций, включенные в местах замыкания с координатами
Figure 00000033
или
Figure 00000034
. Токи короткого замыкания
Figure 00000035
или
Figure 00000036
, протекающие в переходных сопротивлениях, являются единственными источниками
Figure 00000037
и
Figure 00000038
аварийных составляющих соответственно α- и β-режимов. Без учета распределенной емкости напряжение в конце зоны
Figure 00000039
определяется по алгоритму (1) применительно к модели по фиг. 6
Figure 00000040
В моделях чисто аварийных режимов (фиг. 7 и 8), активируемых единственным источником
Figure 00000041
или
Figure 00000042
, активные двухполюсники As и Ar замещены внутренними сопротивлениям
Figure 00000043
и
Figure 00000044
. Известны токи в начале линии
Figure 00000045
или
Figure 00000046
. Что же касается определения токов в конце зоны
Figure 00000047
или
Figure 00000048
, то они определяются однотипно, без разграничения α- и β-режимов, поскольку тип режима наблюдателю неизвестен. Без учета распределенной емкости
Figure 00000049
,
что не отвечает состоянию модели в α-режиме (фиг. 7) и отвечает в β-режиме (фиг. 8). Несоответствие α-режима модели неповрежденной линии является существенным признаком данного способа, что объясняется векторной диаграммой по фиг. 9. Токораспределение в электрической сети определяется главным образом ее индуктивными сопротивлениями, поэтому на фиг. 9 токи
Figure 00000050
и
Figure 00000051
изображены синфазными. То же, токи
Figure 00000052
и
Figure 00000053
на фиг. 10. Кроме того, учтена синфазность этих токов с напряжениями в месте замыкания -
Figure 00000054
на фиг. 9 и
Figure 00000055
на фиг. 10. Пунктиром показаны годографы векторов
Figure 00000056
при изменении x от нуля до
Figure 00000057
и далее. Как видно из фиг. 9, 10, в α-режиме напряжение
Figure 00000058
, определяемое операцией (8), отстает от тока
Figure 00000059
, а в β-режиме напряжение
Figure 00000060
опережает ток
Figure 00000061
. Что же касается пар величин
Figure 00000062
,
Figure 00000063
и
Figure 00000064
,
Figure 00000065
, то их соответствие однотипно. Следовательно, комплексные мощности
Figure 00000066
и
Figure 00000067
имеют принципиальное отличие: первая активно-индуктивная, а вторая - активно-емкостная, что и вводит физическое разграничение α- и β-режимов.
Предложенный способ заключается в выполнении следующих операций. Фиксируют комплексы токов и напряжений в начале линии 1 в двух режимах - предшествующем и текущем. Используют модель линии в пределах защищаемой зоны и в неповрежденном состоянии с тем, чтобы получить преобразователь 4 комплексных сигналов
Figure 00000068
,
Figure 00000069
в напряжение конца зоны
Figure 00000070
. При наличии ответвлений применяют еще эту модель в качестве преобразователя 5 аварийных составляющих
Figure 00000071
,
Figure 00000072
в ток
Figure 00000073
. Определяют фазные комплексные мощности (2), (3) (умножители 6-11), а далее суммарные мощности (4), (5) (сумматоры 12, 13) и затем - итоговый замер как отношение второй комплексной мощности к первой (6) (блок деления 14), на который и реагирует защита в соответствии с условием срабатывания (7) (исполнительный блок 15). Приведенные далее результаты обучения дистанционной защиты, действующей по предлагаемому способу, получены для линии электропередачи 110 кВ «Лосинка-Ленинская» (Тюменьэнерго). Модель линии (фиг. 11) включает в себя подстанции (ПС): наблюдаемую ПС Лосинка с параметрами прямой и нулевой последовательности
Figure 00000074
,
Figure 00000075
и ненаблюдаемую ПС Ленинская с параметрами
Figure 00000076
,
Figure 00000077
. Емкостная проводимость линии учитывалась. Первичные параметры прямой и нулевой последовательностей:
Figure 00000078
:,
Figure 00000079
,
Figure 00000080
,
Figure 00000081
Варьируемые параметры и диапазоны их изменения:
Figure 00000082
,
Figure 00000083
;
Figure 00000084
,
Figure 00000085
(
Figure 00000086
в нормальном режиме электропередачи, который принадлежит к числу альтернативных режимов); угол передачи δ=-10°…10°.
На фиг. 12 показан результат обучения защиты на плоскости замера
Figure 00000087
. Это область срабатывания Wcp в виде нормированного прямоугольника. Вариации параметров подстанций
Figure 00000088
,
Figure 00000089
,
Figure 00000090
,
Figure 00000091
не сказываются на этой области. Проверено, что данное положение остается в силе и при вариациях параметров подстанций.
Figure 00000092
Как видим, для задания характеристики срабатывания Lcp, как и для формирования замера
Figure 00000093
, нет необходимости в привлечении информации о каких-либо иных частях электропередачи, кроме защищаемой зоны, а именно востребованs структура этой части линии и ее параметры. Отсюда следует вывод об универсальности замера, положенного в основу предлагаемого способа.
Источники информации
1. Патент РФ №1775787, кл. HO2H 3/40, 1991.
2. Патент РФ №2037246, кл. HO2H 3/40, HO2H 3/26, G01R 31/08, 1992.
3. Патент РФ №2066511, кл. HO2H 3/40, G01R 31/08, 1992.
4. Лямец Ю.Я., Мартынов М.В., Нудельман Г.С. и др. Обучаемая релейная защита. Ч. 1 и 2 - Электричество, 2012, №2, С. 15-19, №3, С. 12-18.

Claims (1)

  1. Способ дистанционной защиты линии электропередачи с использованием ее модели, согласно которому выделяют в качестве первых токов и напряжений комплексы токов и напряжений начала линии в режиме короткого замыкания, определяют в качестве вторых токов и напряжений аварийные составляющие токов и напряжений начала линии, используют модель неповрежденной линии для преобразования электрических величин начала линии в электрические величины конца защищаемой зоны в предположительно неповрежденной линии электропередачи, преобразуют в указанной модели первые токи и напряжения в третьи напряжения, а вторые токи и напряжения - в третьи токи, отличающийся тем, что определяют первую и вторую трехфазные комплексные мощности, первую определяют как взаимную мощность первых напряжений и вторых токов, а вторую как взаимную мощность третьих напряжений и третьих токов, определяют комплексный замер дистанционной защиты, являющийся входным сигналом исполнительного блока, как отношение второй комплексной мощности к первой, задают характеристику срабатывания дистанционной защиты на плоскости указанного комплексного замера, при этом вызывают срабатывание исполнительного блока, если указанный комплексный замер находится в области, ограниченной заданной характеристикой срабатывания.
RU2015136614A 2015-08-27 2015-08-27 Способ дистанционной защиты линии электропередачи RU2622895C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015136614A RU2622895C2 (ru) 2015-08-27 2015-08-27 Способ дистанционной защиты линии электропередачи

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015136614A RU2622895C2 (ru) 2015-08-27 2015-08-27 Способ дистанционной защиты линии электропередачи

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015136614A RU2015136614A (ru) 2017-03-03
RU2622895C2 true RU2622895C2 (ru) 2017-06-21

Family

ID=58454245

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015136614A RU2622895C2 (ru) 2015-08-27 2015-08-27 Способ дистанционной защиты линии электропередачи

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2622895C2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU203930U1 (ru) * 2020-11-16 2021-04-28 Публичное акционерное общество "Россети Московский регион" (ПАО "Россети Московский регион") Устройство дистанционной защиты

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2037246C1 (ru) * 1992-07-17 1995-06-09 Чувашский государственный университет им.И.Н.Ульянова Способ определения поврежденных фаз и зоны повреждения линии электропередачи
US5426590A (en) * 1992-12-17 1995-06-20 Merlin Gerin Device for numerical computation of a symmetrical component of an electtical quantity of a three-phase power system and relay incorporating it
RU2066511C1 (ru) * 1992-07-16 1996-09-10 Юрий Яковлевич Лямец Дистанционный способ защиты и автоматики линии электропередачи
WO2004081591A1 (en) * 2003-03-14 2004-09-23 Abb Oy Method for determining a negative sequence component

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2066511C1 (ru) * 1992-07-16 1996-09-10 Юрий Яковлевич Лямец Дистанционный способ защиты и автоматики линии электропередачи
RU2037246C1 (ru) * 1992-07-17 1995-06-09 Чувашский государственный университет им.И.Н.Ульянова Способ определения поврежденных фаз и зоны повреждения линии электропередачи
US5426590A (en) * 1992-12-17 1995-06-20 Merlin Gerin Device for numerical computation of a symmetrical component of an electtical quantity of a three-phase power system and relay incorporating it
WO2004081591A1 (en) * 2003-03-14 2004-09-23 Abb Oy Method for determining a negative sequence component

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU203930U1 (ru) * 2020-11-16 2021-04-28 Публичное акционерное общество "Россети Московский регион" (ПАО "Россети Московский регион") Устройство дистанционной защиты

Also Published As

Publication number Publication date
RU2015136614A (ru) 2017-03-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10514412B2 (en) Systems and methods for identifying faulted segments in multiphase power networks
Dutta et al. Transmission-line fault analysis using synchronized sampling
Elnozahy et al. Artificial neural network based fault classification and location for transmission lines
Teng Unsymmetrical short-circuit fault analysis for weakly meshed distribution systems
Aldeen et al. Observer-based fault detection and identification scheme for power systems
Batista et al. Methodology for information extraction from oscillograms and its application for high-impedance faults analysis
RU2622895C2 (ru) Способ дистанционной защиты линии электропередачи
Chen A two-stage solution procedure for digital power metering according to IEEE standard 1459-2010 in single-phase system
RU2404499C1 (ru) Способ релейной защиты энергообъекта
Chen et al. A new scheme for fault location of three‐terminal parallel transmission lines without transposer
Radhakrishnan et al. Protection functionalities in smart meters to enhance distribution system protection
Bernardes et al. Topological processing of mutually coupled circuits for directional overcurrent protection
RU2640290C1 (ru) Способ релейной защиты генератора
KR102622919B1 (ko) 선로 정수 측정 장치
Lezama et al. Appliances Modeling And Simulation: A Virtual Platform Applied For Arc Fault Testing
Myint et al. A simple faulted phase-based fault distance estimation algorithm for a loop distribution system
Jiao et al. Accurate location of evolving faults on transmission lines using sparse wide area measurements
JP4752006B2 (ja) 三相三線式負荷模擬装置
Kunj et al. Transmission Line Fault Detection and Classification by Using Wavelet MultiresolutionAnalysis: A Review
RU2568680C1 (ru) Способ определения места замыкания фидера при двухстороннем наблюдении
Kletsel et al. The device for determining the distance to single phase fault on the power line
Huang et al. Adaptive residual current compensation for robust fault-type selection in mho elements
Websper et al. Feature extraction methods for neural network-based transmission line fault discrimination
RU2642506C1 (ru) Способ распознавания повреждённых фаз линий электропередачи при неполнофазном замыкании на землю
Kajoijilertsakul et al. Modeling and simulation of 500 kV transmission network for numerical fault calculation, detection, using PSCAD/EMTDC

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
PD4A Correction of name of patent owner