RU2813208C1

RU2813208C1 - Method for remotely determining location of short circuit on power line and device for its implementation (embodiments)

Info

Publication number: RU2813208C1
Application number: RU2023111086A
Authority: RU
Inventors: Андрей Анатольевич Яблоков; Игорь Евгеньевич Иванов; Филипп Александрович Куликов; Андрей Романович Тычкин; Антон Витальевич Панащатенко
Filing date: 2023-04-27
Publication date: 2024-02-07

Abstract

FIELD: power engineering.

SUBSTANCE: remote determination of the location of a short circuit on a power line consists of measuring time-synchronized instantaneous voltage values from both ends of the power line, determining the phase voltage vectors, determining the distance to the short circuit from the calculated vectors of the damaged phase, obtaining time-synchronized instantaneous values of the phase derivatives currents, using synchronized vector measurement devices synchronized with the unified time system, determine voltage vectors and vectors of derivative phase currents from both ends of the line, using a synchronized vector data concentrator, collect and transmit the specified synchronized vector measurements to determine distance using specialized software to the point of short circuit.

EFFECT: improved accuracy of remote determination of the location of a short circuit on power lines under operating voltage.

3 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к электроэнергетике и может быть использовано для дистанционного определения места короткого замыкания (КЗ) на линии электропередачи (ЛЭП), находящейся под рабочим напряжением.The invention relates to the electric power industry and can be used to remotely determine the location of a short circuit (SC) on a power transmission line (PTL) under operating voltage.

Известен СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ РАЗВЕТВЛЕННОЙ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (Патент на изобретение РФ №2532760, МПК Н02Н 3/16, G01R 31/08, 2013 г.), основанный на синхронизированном по времени с помощью спутниковой системы двустороннем измерении аварийных составляющих токов и напряжений, фиксации моментов времени t₁ и t₂ прихода волн к концам линии и определении по измеренной разности Δt=t₁-t₂ и известных скорости распространения электромагнитной волны ν и длине L линии электропередачи расстояния до места повреждения=(L+Δtν)/2.There is a known METHOD FOR DETERMINING THE LOCATION OF DAMAGE IN A BRANCHED POWER TRANSMISSION LINE (RF Patent for invention No. 2532760, IPC N02N 3/16, G01R 31/08, 2013), based on time-synchronized two-way measurement of emergency components of currents and voltages using a satellite system, recording moments of time t ₁ and t ₂ of arrival of waves to the ends of the line and determination from the measured difference Δt = t ₁ -t ₂ and the known speed of propagation of the electromagnetic wave ν and the length L of the power transmission line, the distance to the location of the damage =(L+Δtν)/2.

Недостатками указанного способа, основанного на синхронизированных двусторонних измерениях аварийных составляющих, являются сложность технической реализации, а также существенная зависимость замера от погрешностей первичных преобразователей. Поскольку традиционные электромагнитные трансформаторы из-за своих частотных характеристик существенно искажают вторичный сигнал (особенно фронт пришедшей волны), время прихода волны, определенное по осциллограмме, может быть не точным, что повлияет на точность замера расстояния до места КЗ. Кроме того, в указанном методе скорость распространения волны принята постоянной и не даны рекомендации по ее выбору.The disadvantages of this method, based on synchronized two-way measurements of emergency components, are the complexity of the technical implementation, as well as the significant dependence of the measurement on the errors of the primary transducers. Since traditional electromagnetic transformers, due to their frequency characteristics, significantly distort the secondary signal (especially the front of the incoming wave), the time of arrival of the wave determined from the oscillogram may not be accurate, which will affect the accuracy of measuring the distance to the fault location. In addition, in this method, the wave propagation speed is assumed to be constant and no recommendations are given for its selection.

Известен СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (заявка на изобретение РФ №2001102357, МПК G01R 31/08, 2002 г.), который заключается в следующем. Измеряют с одной (и с другой) стороны линии фазные токи и напряжения основной частоты в момент короткого замыкания и ток предаварийного режима в фазе А. По измеренным величинам определяют расчетные значения напряжений и токов в зависимости от вида короткого замыкания. При однофазных коротких замыканиях в качестве расчетных значений используют фазное напряжение, компенсированный фазный ток и аварийную составляющую полного тока короткого замыкания; при многофазных коротких замыканиях - линейное напряжение, линейный ток и аварийную составляющую полного тока короткого замыкания. Кроме того, в расчете используют параметры схемы замещения электрической сети. Далее осуществляют итерационный процесс, на первой итерации которого коэффициент токораспределения, необходимый для определения аварийной составляющей полного тока короткого замыкания, принимают равным единице, а полное сопротивление от начала линии до места повреждения находят через расчетные величины напряжений и токов. Отношение полного сопротивления от начала линии до места повреждения к полному сопротивлению линии на первой итерации приближенно указывает, где произошло повреждение. Через найденное на первой итерации полное сопротивление, на второй итерации уточняют коэффициент токораспределения и вновь производят расчет полного сопротивления от начала линии до места повреждения (уже с откорректированным коэффициентом токораспределения). Определяют отношение полного сопротивления от начала линии до места повреждения к полному сопротивлению линии (для второй итерации). Если разница между указанным соотношением на первой и на второй итерациях меньше предварительно задаваемой величины δ, отвечающей за точность определения места повреждения (ОМП), то расчет заканчивают. Если эта разница больше, то расчет продолжают по аналогии с предыдущими итерациями, до тех пор, пока не будет достигнута заданная точность в определении места повреждения.There is a known METHOD FOR DETERMINING THE LOCATION OF DAMAGE ON POWER TRANSMISSION LINES (RF application for invention No. 2001102357, IPC G01R 31/08, 2002), which is as follows. Phase currents and voltages of the fundamental frequency at the moment of a short circuit and the pre-emergency current in phase A are measured on one (and the other) side of the line. Based on the measured values, the calculated values of voltages and currents are determined depending on the type of short circuit. For single-phase short circuits, phase voltage, compensated phase current and the emergency component of the total short circuit current are used as calculated values; for multiphase short circuits - linear voltage, linear current and the emergency component of the total short circuit current. In addition, the calculation uses the parameters of the equivalent circuit of the electrical network. Next, an iterative process is carried out, at the first iteration of which the current distribution coefficient necessary to determine the emergency component of the total short-circuit current is taken equal to unity, and the total resistance from the beginning of the line to the point of damage is found through the calculated values of voltages and currents. The ratio of the impedance from the start of the line to the fault location to the impedance of the line at the first iteration approximates where the fault occurred. Using the total resistance found at the first iteration, at the second iteration the current distribution coefficient is specified and the total resistance is again calculated from the beginning of the line to the point of damage (with the adjusted current distribution coefficient). Determine the ratio of the total resistance from the beginning of the line to the point of damage to the total resistance of the line (for the second iteration). If the difference between the specified ratio at the first and second iterations is less than the preset value δ, which is responsible for the accuracy of determining the location of the damage (DMP), then the calculation is completed. If this difference is greater, then the calculation continues by analogy with previous iterations until the specified accuracy in determining the location of the damage is achieved.

Недостатком способа является низкая скорость выделения комплекта замеров, пригодного для ОМП, а также необходимость создания полной схемы замещения электрической сети для определения комплексных сопротивлений прямой, обратной и нулевой последовательностей и эквивалентных электродвижущих сил (ЭДС) питающих систем по сторонам линии. Указанный недостаток может приводить к значительной погрешности в определении места повреждения из-за некорректных данных о параметрах схемы замещения питающих систем, которые могут изменяться в зависимости от режима.The disadvantage of this method is the low speed of isolating a set of measurements suitable for weapons of mass destruction, as well as the need to create a complete equivalent circuit of the electrical network to determine the complex resistances of the positive, negative and zero sequences and the equivalent electromotive forces (EMF) of the supply systems on the sides of the line. This drawback can lead to a significant error in determining the location of the fault due to incorrect data on the parameters of the equivalent circuit of the power supply systems, which may vary depending on the mode.

Известен СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПРИ НЕСИНХРОНИЗИРОВАННЫХ ЗАМЕРАХ С ДВУХ ЕЕ КОНЦОВ (Патент на изобретение РФ №2508556, МПК G01R 31/08, 2014 г.). В способе определения места короткого замыкания на воздушной линии электропередачи, имеющей длину l, активное сопротивление R и индуктивное сопротивление X_L, соединяющей две питающие системы, измеряют с двух концов линии не синхронизированные по времени фазные токи и напряжения во время короткого замыкания, определяют поврежденные фазы, определяют относительное значение расстояния до места короткого замыкания п и физическое расстояние до места короткого замыкания со стороны конца линии с индексом ' по выражению l'=n⋅l, измеряют с двух концов линии (' - один конец линии, '' - второй конец линии) мгновенные значения фазных токов (i'_A, i'_B, i'_C), (i''_A, i''_B, i''_C) и напряжений (u'_A, u'_B, u'_C), (u''_A, u''_B, u''_C), во время короткого замыкания получают осциллограммы токов и напряжений, совмещают осциллограммы с двух концов линии по срезу начала короткого замыкания, выбирают на интервале двух-десяти периодов от начала короткого замыкания сечение на осциллограммах тока и напряжения поврежденной фазы, снимают мгновенные значения токов i', i'' и напряжений u', u'' в сечении и в соседних точках, вычисляют производные от токов по времени di'/dt, di''/dt, определяют относительное значение расстояния до места короткого замыкания по выражениюThere is a known METHOD FOR DETERMINING THE LOCATION OF A SHORT CIRCUIT ON AN OVERHEAD POWER LINE WITH NON-SYNCHRONIZED MEASUREMENTS FROM ITS TWO ENDS (RF Patent for invention No. 2508556, IPC G01R 31/08, 2014). In a method for determining the location of a short circuit on an overhead power line having a length l, active resistance R and inductive resistance X _L connecting two supply systems, phase currents and voltages that are not synchronized in time during a short circuit are measured from both ends of the line, and the damaged phases are determined , determine the relative value of the distance to the place of short circuit n and the physical distance to the place of short circuit from the end of the line with the index ' by the expression l'=n⋅l, measured from both ends of the line (' - one end of the line, '' - the second end lines) instantaneous values of phase currents (i' _A , i' _B , i' _C ), (i'' _A , i'' _B , i'' _C ) and voltages (u' _A , u' _B , u' _C ), (u'' _A , u'' _B , u'' _C ), during a short circuit, oscillograms of currents and voltages are obtained, the oscillograms from the two ends of the line are combined along the cut of the beginning of the short circuit, selected in the interval of two to ten periods from the beginning short circuit cross-section on oscillograms of current and voltage of the damaged phase, take instantaneous values of currents i', i'' and voltages u', u'' in the cross-section and at neighboring points, calculate derivatives of currents with respect to time di'/dt, di'' /dt, determine the relative value of the distance to the short circuit using the expression

, где n - относительное значение расстояния , where n is the relative value of the distance

до места короткого замыкания; u', u'' - мгновенные значения напряжений, полученные в сечении осциллограмм напряжений поврежденной фазы с одного и второго концов линии (В); i', i'' - мгновенные значения токов, полученные в сечении осциллограмм токов поврежденной фазы с одного и второго концов линии (A); di'/dt, di''/dt - производные токов по времени (А/с); R, X_L - активное и индуктивное фазные сопротивления линии (Ом).to the point of short circuit; u', u'' - instantaneous voltage values obtained in the cross-section of voltage oscillograms of the damaged phase from one and the other ends of the line (B); i', i'' - instantaneous current values obtained in the cross-section of oscillograms of the damaged phase currents from one and the other ends of the line (A); di'/dt, di''/dt - time derivatives of currents (A/s); R, X _L - active and inductive phase resistance of the line (Ohm).

Недостатками указанного способа являются погрешности при определении относительного значения расстояния до места короткого замыкания из-за использования в формуле расчета индуктивного сопротивления и справочного активного сопротивления, которые могут существенно изменяться во время эксплуатации линии электропередачи, дополнительные погрешности в определении места замыкания в связи с искажением формы кривой тока из-за насыщения или остаточной намагниченности магнитопровода трансформатора тока, используемого для регистрации переходного тока, вычислительные погрешности при расчете производной тока и погрешности из-за несинхронизировашюсти мгновенных значений токов и напряжений.The disadvantages of this method are errors in determining the relative value of the distance to the short circuit due to the use of inductive reactance and reference active resistance in the calculation formula, which can change significantly during operation of the power line, additional errors in determining the location of the short circuit due to distortion of the curve shape current due to saturation or residual magnetization of the magnetic circuit of the current transformer used to record the transient current, computational errors in calculating the derivative of the current and errors due to non-synchronization of instantaneous values of currents and voltages.

Известен СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА НЕСИММЕТРИЧНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (Патент на изобретение РФ №2700168, МПК Н02Н 3/16, G01R 31/08, 2019 г.), осуществляемый сравниванием вычисленного отношения токов обратной последовательности по ее концам с рассчитанным током, отличающийся тем, что для расчетов токов обратной последовательности, вызванных коротким замыканием, составляют схему замещения электрической системы, содержащей искомую линию, уточняют в процессе короткого замыкания сопротивления обратной последовательности концевых элементов (генераторов, нагрузок) отношением напряжений обратной последовательности к токам обратной последовательности на этих элементах, в полученной схеме рассчитывают токи по концам линии, где определяется место короткого замыкания, при подключении источника тока произвольной величины и изменении точки подключения источника тока вдоль схемы замещения искомой линии, сравнивают отношения рассчитанных токов с отношением токов, измеренным в процессе короткого замыкания, и в результате точка короткого замыкания определяется там, где расчетное отношение токов совпадает с измеренным.There is a known METHOD FOR DETERMINING THE LOCATION OF AN ASSYMMETRICAL SHORT CIRCUIT ON A POWER TRANSMISSION LINE (RF Patent for invention No. 2700168, IPC N02N 3/16, G01R 31/08, 2019), carried out by comparing the calculated ratio of negative sequence currents at its ends with the calculated current, differing in that , that in order to calculate negative sequence currents caused by a short circuit, an equivalent circuit is drawn up for the electrical system containing the desired line, and in the process of short circuiting, the negative sequence resistance of the end elements (generators, loads) is specified by the ratio of the negative sequence voltages to the negative sequence currents on these elements, in In the resulting circuit, currents are calculated at the ends of the line, where the location of the short circuit is determined, when connecting a current source of arbitrary magnitude and changing the connection point of the current source along the equivalent circuit of the desired line, comparing the ratios of the calculated currents with the ratio of currents measured during the short circuit, and as a result, the point short circuit is determined where the calculated current ratio coincides with the measured one.

Недостатком способа является низкая точность определения места короткого замыкания вследствие использования модели линии электропередачи, учесть параметры которой в полной мере затруднительно, а также сильного отличия модельных соотношений электрических величин от фактических из-за погрешностей измерений токов и напряжений.The disadvantage of this method is the low accuracy of determining the location of a short circuit due to the use of a power line model, the parameters of which are difficult to fully take into account, as well as the strong difference between the model ratios of electrical quantities and the actual ones due to errors in current and voltage measurements.

Известен СПОСОБ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (Патент РФ на изобретение №2149489, МПК Н02НН 3/40, G01R 1/08, 2000 г. ), согласно которому выделяют напряжения и токи основных гармоник, подают напряжения на входы моделей, подключают нагрузки в заданных местах моделей, устанавливают нагрузки такими, чтобы токи на входах моделей совпали с выделенными токами линии, определяют сопротивления установленных нагрузок, выбирают из них резистивные, фиксируют места подключения последних и судят по ним о месте и зоне повреждения линии, отличающийся тем, что выполняют раздельно нагрузки для предположительно поврежденных и предположительно неповрежденных фаз и для каждого вида повреждения, сравнивают величины активных сопротивлений резистивных нагрузок предположительно поврежденных фаз с первой уставкой, сравнивают полные сопротивления нагрузок предположительно неповрежденных фаз тех же мест линии со второй уставкой, фиксируют места линии, в которых указанное активное сопротивление уступает первой уставке, а указанное полное сопротивление превосходит вторую уставку, и, если такое место окажется единственным, полагают его местом повреждения линии, если же таких мест окажется более одного, сравнивают их полные сопротивления, определяют место с максимальным полным сопротивлением и полагают его местом повреждения линии, а если таких мест вообще не обнаружится, сравнивают комплексные сопротивления нагрузок на входах моделей с характеристикой срабатывания измерительного органа сопротивления и, если указанный орган срабатывает, принимают, что повреждение имеет место в начале линии.There is a known METHOD FOR REMOTE PROTECTION AND DETERMINATION OF THE LOCATION OF GROUND FAULT IN POWER LINES (RF Patent for invention No. 2149489, IPC N02NN 3/40, G01R 1/08, 2000), according to which voltages and currents of the main harmonics are isolated, voltages are applied to the inputs of the models , connect the loads in specified locations of the models, install the loads such that the currents at the inputs of the models coincide with the allocated line currents, determine the resistance of the installed loads, select resistive ones from them, fix the connection points of the latter and judge from them the location and area of the line damage, differing in that that perform separate loads for the supposedly damaged and supposedly undamaged phases and for each type of damage, compare the values of the active resistances of the resistive loads of the supposedly damaged phases with the first setting, compare the impedances of the loads of the supposedly undamaged phases of the same places of the line with the second setting, fix the places of the line, in which the specified active resistance is inferior to the first setting, and the specified total resistance exceeds the second setting, and, if such a place turns out to be the only one, consider it to be a line fault site, but if there are more than one such places, compare their impedances, determine the place with the maximum total resistance and consider it to be the site of line damage, and if such places are not found at all, compare the complex resistance of the loads at the inputs of the models with the response characteristic of the resistance measuring element and, if the specified element is triggered, it is assumed that the damage occurs at the beginning of the line.

Недостатком способа является низкая точность, обусловленная сложностью реализации модели, учитывающей широкий спектр параметров имитационной модели контролируемой линии электропередачи.The disadvantage of the method is low accuracy due to the complexity of implementing the model, which takes into account a wide range of parameters of the simulation model of the controlled power line.

Известен СПОСОБ ДИСТАНЦИОННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ (Патент на изобретение РФ №2700370, МПК G01R 31/08), принятый за прототип. В способе дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, имеющей длину l, определяют поврежденные фазы, определяют относительное значение расстояния до места короткого замыкания n и абсолютное расстояние до места короткого замыкания со стороны конца линии с индексом ' по выражению l'=n⋅l. При этом с двух концов линии устанавливают цифровые трансформаторы тока и напряжения, синхронизированные с системой единого времени, каждый из которых снабжен датчиком постоянного тока, резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения, поясом Роговского. С помощью датчика постоянного тока получают синхронизированные по времени мгновенные значения фазных токов. С помощью резистивного или резистивно-емкостного делителя напряжения получают синхронизированные по времени мгновенные значения напряжений. С помощью пояса Роговского получают синхронизированные по времени мгновенные значения производных фазных токов. В доаварийном электроэнергетическом режиме вычисляют векторы фазных токов и напряжений. Формируют матрицы модальных составляющих токов и напряжений, матрицы модальных сопротивлений. Вычисляют матрицы фазных сопротивлений, сопротивления прямой и нулевой последовательностей. Определяют активное сопротивление линии R и индуктивность линии L, соответствующие текущей схемно-режимной ситуации и фактическим погодным условиям. Во время короткого замыкания вычисляют мгновенные значения токов, производных токов и напряжений с обоих концов линии. Выполняют расчет расстояния до места короткого замыкания.There is a known METHOD FOR REMOTE DETERMINATION OF THE LOCATION OF A SHORT CIRCUIT (RF Patent for invention No. 2700370, IPC G01R 31/08), adopted as a prototype. In the method of remotely determining the location of a short circuit on a power line having a length l, the damaged phases are determined, the relative value of the distance to the short circuit n and the absolute distance to the short circuit from the end of the line with the index ' are determined by the expression l'=n⋅l . At the same time, digital current and voltage transformers are installed at both ends of the line, synchronized with a unified time system, each of which is equipped with a direct current sensor, a resistive or resistive-capacitive voltage divider, and a Rogowski coil. Using a direct current sensor, time-synchronized instantaneous values of phase currents are obtained. Using a resistive or RC voltage divider, time-synchronized instantaneous voltage values are obtained. Using a Rogowski coil, time-synchronized instantaneous values of the derivatives of phase currents are obtained. In the pre-emergency electrical power mode, the vectors of phase currents and voltages are calculated. Matrices of modal components of currents and voltages, matrices of modal resistances are formed. The matrices of phase resistances, direct and zero sequence resistances are calculated. The active resistance of the line R and the inductance of the line L are determined, corresponding to the current circuit-mode situation and actual weather conditions. During a short circuit, the instantaneous values of currents, derivative currents and voltages from both ends of the line are calculated. Calculate the distance to the short circuit.

Недостатком способа является недостаточные точность и быстродействие дистанционного определения места короткого замыкания, наличие погрешности при измерении мгновенных значений токов и напряжений, чувствительных к высокочастотным шумам.The disadvantage of this method is the insufficient accuracy and speed of remote determination of the location of a short circuit, the presence of errors when measuring instantaneous values of currents and voltages that are sensitive to high-frequency noise.

Технический результат заключается в повышении точности дистанционного определения места короткого замыкания на линиях электропередачи, находящихся под рабочим напряжением.The technical result consists in increasing the accuracy of remote determination of the location of a short circuit on power lines under operating voltage.

Технический результат достигается тем, что в способе дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, имеющей длину l (' - один конец линии, '' - второй конец линии), включающем измерение с двух концов линии синхронизированных по времени мгновенных значений напряжений u'_A, u'_B, u'_C, u''_A, u''_B, u''_C, определение векторов фазных напряжений , определение по рассчитанным векторам поврежденной фазы расстояния до места короткого замыкания, получают синхронизированные по времени мгновенные значения производных фазных токов di'_A/dt, di'_B/dt, di'_C/dt, di''_A/dt, di''_B/dt, di''_C/dt, при помощи устройств синхронизированных векторных измерений, синхронизированных с системой единого времени, определяют векторы напряжений и векторы производных фазных токов с обоих концов линии, при помощи концентратора синхронизированных векторных данных осуществляют сбор и передачу указанных синхронизированных векторных измерений для определения с использованием специализированного программного обеспечения расстояния до места короткого замыкания.The technical result is achieved by the fact that in the method of remotely determining the location of a short circuit on a power transmission line having a length l (' - one end of the line, '' - the second end of the line), including measurement from both ends of the line of time-synchronized instantaneous voltage values u' _A , u' _B , u' _C , u'' _A , u'' _B , u'' _C , determination of phase voltage vectors , determining the distance to the short circuit from the calculated vectors of the damaged phase, time-synchronized instantaneous values of the derivative phase currents di' _A /dt, di' _B /dt, di' _C /dt, di'' _A /dt, di'' are obtained _B /dt, di'' _C /dt, using synchronized vector measurement devices synchronized with the unified time system, determine the voltage vectors and vectors of derivative phase currents from both ends of the line, using a synchronized vector data concentrator, collect and transmit the specified synchronized vector measurements to determine, using specialized software, the distance to the short circuit.

Технический результат достигается тем, что устройство дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, по первому варианту, содержащее два установленных с двух концов линии цифровых трансформатора тока и напряжения, синхронизированных с системой единого времени, каждый из которых снабжен катушкой Роговского и резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения, содержит локальную вычислительную сеть с автоматизированным рабочим местом, оснащенным специализированным программным обеспечением для определения места повреждения линии, к которому подключен концентратор синхронизированных векторных данных, соединенный с устройствами синхронизированных векторных измерений, каждое устройство синхронизированных векторных измерений синхронизировано с системой единого времени и соединено с соответствующим цифровым трансформатором тока и напряжения.The technical result is achieved by the fact that the device for remotely determining the location of a short circuit on a power line, according to the first option, contains two digital current and voltage transformers installed at both ends of the line, synchronized with a unified time system, each of which is equipped with a Rogowski coil and a resistive or resistive capacitive voltage divider, contains a local computer network with an automated workstation equipped with specialized software for determining the location of a line fault, to which a synchronized vector data concentrator is connected, connected to synchronized vector measurement devices, each synchronized vector measurement device is synchronized with a unified time system and connected with corresponding digital current and voltage transformer.

Технический результат достигается тем, что устройство дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, по второму варианту, содержащее два установленных с двух концов линии цифровых трансформатора тока и напряжения, синхронизированных с системой единого времени, каждый из которых снабжен катушкой Роговского и резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения, содержит локальную вычислительную сеть с автоматизированным рабочим местом, оснащенным специализированным программным обеспечением для определения места повреждения линии, к которому подключен концентратор синхронизированных векторных данных, соединенный с каждым цифровым трансформатором тока и напряжения, при этом каждым цифровой трансформатор тока и напряжения снабжен устройством синхронизированных векторных измерений, синхронизированным с системой единого времени.The technical result is achieved by the fact that the device for remotely determining the location of a short circuit on a power line, according to the second option, contains two digital current and voltage transformers installed at both ends of the line, synchronized with a unified time system, each of which is equipped with a Rogowski coil and a resistive or resistive capacitive voltage divider, contains a local computer network with an automated workstation equipped with specialized software for determining the location of a line fault, to which is connected a synchronized vector data hub connected to each digital current and voltage transformer, with each digital current and voltage transformer equipped with a device synchronized vector measurements, synchronized with the unified time system.

Сущность изобретения поясняется графическими материалами.The essence of the invention is illustrated by graphic materials.

На фиг. 1 приведена блок-схема устройства для осуществления предложенного способа по первому варианту. На фиг. 2 приведена блок-схема устройства для осуществления предложенного способа по второму варианту.In fig. Figure 1 shows a block diagram of a device for implementing the proposed method according to the first option. In fig. Figure 2 shows a block diagram of a device for implementing the proposed method according to the second option.

На чертежах использованы следующие обозначения: линия электропередачи 1 (1' - один конец линии, 1'' - второй конец линии), цифровые трансформаторы тока и напряжения 2' и 2'', часы 3' и 3'' системы единого времени, устройства синхронизированных векторных измерений 4' и 4'', концентратор синхронизированных векторных данных 5, автоматизированное рабочее место оператора 6.The following designations are used in the drawings: power line 1 (1' - one end of the line, 1'' - the second end of the line), digital current and voltage transformers 2' and 2'', clocks 3' and 3'' unified time systems, devices synchronized vector measurements 4' and 4'', synchronized vector data concentrator 5, automated operator workstation 6.

Устройство дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи (по первому варианту, фиг. 1), содержит цифровой трансформатор тока и напряжения (ЦТТН) 2', установленный на конце линии 1', и цифровой трансформатор тока и напряжения 2'', установленный на конце линии 1''. Цифровой трансформатор тока и напряжения 2' соединен с часами 3' системы единого времени, а цифровой трансформатор тока и напряжения 2'' соединен с часами 3'' системы единого времени. Цифровой трансформатор тока и напряжения 2' подключен к устройству синхронизированных векторных измерений 4', соединенному с часами 3' системы единого времени, синхронизированными при помощи GPS/ГЛОНАСС-антенны. Цифровой трансформатор тока и напряжения 2'' подключен к устройству синхронизированных векторных измерений 4'', соединенному с часами 3'' системы единого времени, синхронизированными при помощи GPS/ГЛОНАСС-антенны. Цифровые трансформаторы тока и напряжения 2' и 2'' и устройства синхронизированных векторных измерений 4' и 4'' при помощи оптоволоконных линий связи подключены к коммутаторам (элементам локальной вычислительной сети). Таким образом, цифровые трансформаторы тока и напряжения 2' и 2'' и устройства синхронизированных векторных измерений 4' и 4'' с концентратором синхронизированных векторных данных 5 объединены в локальную вычислительную сеть, с автоматизированным рабочим местом оператора 6. Каждый цифровой трансформатор тока и напряжения 2' и 2'' снабжен катушкой Роговского и резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения. Автоматизированное рабочее место 6, оснащено специализированным программным обеспечением для определения места повреждения линии.The device for remotely determining the location of a short circuit on a power line (according to the first option, Fig. 1) contains a digital current and voltage transformer (CTVT) 2' installed at the end of the line 1', and a digital current and voltage transformer 2'' installed at end of line 1''. The digital current and voltage transformer 2' is connected to the clock 3' of the uniform time system, and the digital current and voltage transformer 2' is connected to the clock 3' of the uniform time system. The digital current and voltage transformer 2' is connected to a synchronized vector measurement device 4', connected to a unified time system clock 3', synchronized using a GPS/GLONASS antenna. A 2'' digital current and voltage transformer is connected to a 4'' synchronized vector measurement device connected to a 3'' unified time system clock synchronized using a GPS/GLONASS antenna. Digital current and voltage transformers 2' and 2'' and synchronized vector measurement devices 4' and 4'' are connected to switches (elements of a local area network) using fiber-optic communication lines. Thus, digital current and voltage transformers 2' and 2'' and synchronized vector measurement devices 4' and 4'' with a synchronized vector data hub 5 are combined into a local computer network, with an automated operator workstation 6. Each digital current and voltage transformer 2' and 2'' are equipped with a Rogowski coil and a resistive or RC voltage divider. Automated workstation 6 is equipped with specialized software for determining the location of line damage.

Способ дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи реализуется следующим образом.The method for remotely determining the location of a short circuit on a power line is implemented as follows.

С помощью ЦТТН 2' и 2'', синхронизированных с системой единого времени при помощи GPS/ГЛОНАСС, измеряют с двух концов линии синхронизированные по времени мгновенные значения напряжений u'_A, u'_B, u'_C, u''_A, u''_B, u''_C и мгновенные значения производных фазных токов di'_A/dt, di'_B/dt, di'_C/dt, di''_A/dt di''_B/dt, di''_C/dt.Using CTTN 2' and 2'', synchronized with the unified time system using GPS/GLONASS, time-synchronized instantaneous voltage values u' _A , u' _B , u' _C , u'' _A , u are measured from both ends of the line '' _B , u'' _C and instantaneous values of derivative phase currents di' _A /dt, di' _B /dt, di' _C /dt, di'' _A /dt di'' _B /dt, di'' _C / dt.

Катушка Роговского выполняет масштабное преобразование измеряемого тока, при этом выходной сигнал пропорционален производной тока:The Rogowski coil performs a scaling transformation of the measured current, and the output signal is proportional to the derivative of the current:

, (1) , (1)

где M - взаимная индуктивность, которая определяется по формуле:where M is mutual inductance, which is determined by the formula:

M=μ_0⋅p⋅S, (2)M=μ _0⋅ p⋅S, (2)

где μ₀=4π⋅10^-7 Гн/м; S - площадь поперечного сечения сердечника, м²; р - плотность витков.where μ ₀ =4π⋅10 ^-7 H/m; S is the cross-sectional area of the core, ^m2 ; p is the density of turns.

Катушка Роговского не искажает форму кривой тока (поскольку отсутствует магнитопровод) и имеет линейную амплитудно-частотную характеристику (коэффициент усиления линейно увеличивается с ростом частоты) в отличие от традиционных электромагнитных трансформаторов тока. Указанные выше факторы позволяют на основе физических законов определять производную тока при помощи катушки Роговского с более высокой точностью в переходных режимах по сравнению с вычислением производной математически при использовании сигналов от электромагнитных трансформаторов тока. В каждом цифровом трансформаторе тока и напряжения сигналы катушки Роговского проходят первичную обработку (нормирование, фильтрация и др.), синхронное аналого-цифровое преобразование и вторичную обработку, индивидуальную для каждого первичного преобразователя. Таким образом, получают синхронизированные по времени мгновенные значения производных фазных токов di'_A/dt, di'_B/dt, di'_C/dt, di''_A/dt di''_B/dt, di''_C/dt, что обеспечивает повышение точности и быстродействия способа дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи.The Rogowski coil does not distort the shape of the current curve (since there is no magnetic circuit) and has a linear amplitude-frequency characteristic (the gain increases linearly with increasing frequency) in contrast to traditional electromagnetic current transformers. The above factors make it possible, based on physical laws, to determine the derivative of the current using a Rogowski coil with higher accuracy in transient modes compared to calculating the derivative mathematically using signals from electromagnetic current transformers. In each digital current and voltage transformer, the Rogowski coil signals undergo primary processing (normalization, filtering, etc.), synchronous analog-to-digital conversion and secondary processing, individual for each primary converter. Thus, time-synchronized instantaneous values of the derivatives of phase currents di' _A /dt, di' _B /dt, di' _C /dt, di'' _A /dt di'' _B /dt, di'' _C /dt, which improves the accuracy and speed of the method for remotely determining the location of a short circuit on a power line.

Резистивный или резистивно-емкостный делитель напряжения выполняет масштабное преобразование напряжения без искажения формы (в том числе в переходных режимах). В каждом ЦТТН 2' и 2'' сигналы резистивного или резистивно-емкостного делителя напряжения проходят первичную обработку (нормирование, антиалайзинговая фильтрация и др.), синхронное аналого-цифровое преобразование и вторичную обработку, индивидуальную для каждого первичного преобразователя. Таким образом, получают синхронизированные по времени мгновенные значения напряжений u'_A, u'_B, u'_C, u''_A, u''_B, u''_C.A resistive or RC voltage divider performs large-scale voltage conversion without distorting the shape (including in transient modes). In each CTTN 2' and 2'', the signals of a resistive or resistive-capacitive voltage divider undergo primary processing (normalization, anti-aliasing filtering, etc.), synchronous analog-to-digital conversion and secondary processing, individual for each primary converter. Thus, time-synchronized instantaneous voltage values u' _A , u' _B , u' _C , u'' _A , u'' _B , u'' _C are obtained.

При помощи устройств синхронизированных векторных измерений 4' и 4'', синхронизированных с системой единого времени, определяют векторы напряжений и векторы производных фазных токов с обоих концов линии. Цифровые трансформаторы тока и напряжения 2' и 2'' передают мгновенные значения напряжения и производной тока в соответствии с протоколом IEC 61850-9-2. Соответствующие устройства синхронизированных векторных измерений 4' и 4'' принимают мгновенные значения напряжения и производной тока в соответствии с протоколом IEC 61850-9-2 и выдают синхронизированные векторные измерения напряжения и производной тока в формате протокола IEEE С37.118.Using synchronized vector measurement devices 4' and 4'', synchronized with the unified time system, the voltage vectors and vectors of derivative phase currents from both ends of the line are determined. Digital current and voltage transformers 2' and 2'' transmit instantaneous voltage and current derivative values in accordance with the IEC 61850-9-2 protocol. The corresponding 4' and 4'' synchronized phasor measurement devices accept instantaneous voltage and current derivative measurements in accordance with the IEC 61850-9-2 protocol and provide synchronized phasor voltage and current derivative measurements in IEEE C37.118 protocol format.

При помощи концентратора синхронизированных векторных данных осуществляют сбор и передачу указанных синхронизированных векторных измерений для определения с использованием специализированного программного обеспечения расстояния до места короткого замыкания. В специализированном программном обеспечении автоматизированного рабочего места оператора 6 определяют расстояние до места повреждения, в соответствии со следующим алгоритмом: выполняют интегрирование векторов производных фазных токов, полученных от концентратора векторных данных 5, любым известным способом (например, на основе симметричных составляющих токов при однофазном коротком замыкании) определяют наличие повреждения и выделяют поврежденную фазу, а также рассчитывают на основе векторов фазных токов и напряжений по известным методам определения места повреждения значение расстояния до места короткого замыкания. Результаты расчета отображаются на дисплее автоматизированного рабочего места оператора 6. Синхронизированные векторные измерения, в отличие от мгновенных значений, менее чувствительны к высокочастотным шумам, а такжеобеспечивают быстрое выделение пригодных для цели определения места повреждения замеров токов и напряжений.Using a synchronized vector data concentrator, the specified synchronized vector measurements are collected and transmitted to determine the distance to the short circuit using specialized software. In specialized software of the operator's automated workstation 6, the distance to the fault location is determined in accordance with the following algorithm: the vectors of derivative phase currents received from the vector data concentrator 5 are integrated by any known method (for example, based on the symmetrical components of currents in a single-phase short circuit ) determine the presence of a fault and isolate the damaged phase, and also calculate the distance to the short circuit based on the vectors of phase currents and voltages using known methods for determining the location of the fault. The calculation results are displayed on the display of the operator's automated workstation 6. Synchronized vector measurements, in contrast to instantaneous values, are less sensitive to high-frequency noise, and also provide quick identification of current and voltage measurements suitable for the purpose of determining the location of damage.

Устройство дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи (по второму варианту, фиг. 2), содержит ЦТТН 2', установленный на конце линии 1', и ЦТТН 2'', установленный на конце линии 1''. ЦТТН 2' соединен с часами 3' системы единого времени, а ЦТТН 2'' соединен с часами 3'' системы единого времени, синхронизированными при помощи GPS/ГЛОНАСС-антенны. ЦТТН 2' и 2'' при помощи оптоволоконных линий связи подключены к коммутаторам (элементам локальной вычислительной сети). Таким образом, ЦТТН 2' и 2'' с концентратором синхронизированных векторных данных 5 объединены в локальную вычислительную сеть, с автоматизированным рабочим местом оператора 6. Каждый ЦТТН 2' и 2'' снабжен катушкой Роговского и резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения, а также устройством синхронизированных векторных измерений. Автоматизированное рабочее местом 6 оснащено специализированным программным обеспечением для определения места повреждения линии.The device for remotely determining the location of a short circuit on a power line (according to the second option, Fig. 2) contains a central heating device 2' installed at the end of line 1', and a central heating device 2'' installed at the end of line 1''. CTTN 2' is connected to the clock 3' of the uniform time system, and CTTN 2'' is connected to the clock 3'' of the uniform time system, synchronized using a GPS/GLONASS antenna. CTTN 2' and 2'' are connected to switches (elements of a local area network) using fiber optic communication lines. Thus, CTTN 2' and 2'' with a synchronized vector data concentrator 5 are combined into a local computer network, with an automated operator workstation 6. Each CTTN 2' and 2'' is equipped with a Rogowski coil and a resistive or RC voltage divider, and also a device for synchronized vector measurements. Automated workstation 6 is equipped with specialized software for determining the location of line damage.

Способ дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи устройством по второму варианту реализуется аналогичным приведенному выше образом, но функции векторных измерений реализованы непосредственно в ЦТТН 2' и 2'', которые выдают синхронизированные векторные измерения напряжения и производной тока в формате протокола С37.118. Использование устройства по второму варианту позволяет снизить совокупные затраты за счет интеграции функции векторных измерений непосредственно в ЦТТН.The method for remotely determining the location of a short circuit on a power line by a device according to the second option is implemented in a similar manner to the above, but the vector measurement functions are implemented directly in the CTTN 2' and 2'', which provide synchronized vector measurements of voltage and current derivative in the format of the C37.118 protocol. Using the device according to the second option allows you to reduce total costs by integrating the vector measurement function directly into the central heating system.

Таким образом, предлагаемый способ и устройства для его осуществления позволяют повысить точность дистанционного определения места короткого замыкания на линиях электропередачи, находящихся под рабочим напряжением.Thus, the proposed method and devices for its implementation make it possible to increase the accuracy of remote determination of the location of a short circuit on power lines under operating voltage.

Claims

1. A method for remotely determining the location of a short circuit on a power line having a length l (' - one end of the line, '' - the second end of the line), including measurement from both ends of the line of time-synchronized instantaneous voltage values u' _A , u' _B , u' _C , u'' _A , u'' _B , u'' _C , determination of phase voltage vectors , determination from the calculated vectors of the damaged phase of the distance to the short circuit, characterized in that time-synchronized instantaneous values of the derivative phase currents di' _A /dt, di' _B /dt, di' _C /dt, di'' _A /dt are obtained di'' _B /dt, di'' _C /dt, using synchronized vector measurement devices synchronized with the unified time system, determine voltage vectors and vectors of derivative phase currents from both ends of the line, and collect and transmit using a synchronized vector data concentrator specified synchronized vector measurements to determine, using specialized software, the distance to the short circuit.

2. A device for remotely determining the location of a short circuit on a power line, containing two digital current and voltage transformers installed at both ends of the line, synchronized with a unified time system, each of which is equipped with a Rogowski coil and a resistive or resistive-capacitive voltage divider, characterized in that contains a local computer network with an automated workstation equipped with specialized software for determining the location of a line fault, to which a synchronized vector data concentrator is connected, connected to synchronized vector measurement devices, each synchronized vector measurement device is synchronized with a unified time system and connected to the corresponding digital transformer current and voltage.

3. A device for remotely determining the location of a short circuit on a power line, containing two digital current and voltage transformers installed at both ends of the line, synchronized with a single time system, each of which is equipped with a Rogowski coil and a resistive or resistive-capacitive voltage divider, characterized in that contains a local computer network with an automated workstation equipped with specialized software for determining the location of a line fault, to which a synchronized vector data concentrator is connected, connected to each digital current and voltage transformer, wherein each digital current and voltage transformer is equipped with a synchronized vector measurement device, synchronized with the unified time system.