FI115323B - A method for determining the distance from a single-phase earth fault in an electricity distribution network - Google Patents

Description

! 115323! 115323

MENETELMÄ YKSIVAIHEISEN MAASULKUVIAN ETÄISYYDEN MÄÄRITTÄMISEKSI SÄHKÖNJAKELUVERKOSSAMETHOD FOR DETERMINING ONE-STAGE EARTH-DISTANCE DISTANCE IN ELECTRICITY DISTRIBUTION NETWORK

KEKSINNÖN ALAFIELD OF THE INVENTION

Keksintö liittyy sähkönjakeluverkon vianhal- 5 lintaan.The invention relates to fault management of a power distribution network.

KEKSINNÖN TAUSTABACKGROUND OF THE INVENTION

Sähkönjakeluverkon tarkoituksena on tarjota sähköenergiaa kuluttajille luotettavasti ja turvalli-10 sesti. Sähkönjakeluverkossa esiintyvistä vikatyypeistä yksi on ns. maasulku. Maasulku seuraa sähkönjakeluverkon vaihejohtimen ja maan välisestä eristysviasta. Vian korjaamiseksi on tarpeen tunnistaa eristysvian sijainti sähkönjakeluverkossa.The purpose of the electricity distribution network is to provide consumers with reliable and safe electricity. One of the types of faults in the electricity distribution network is the so called. ground contact. An earth fault results from an insulation fault between the phase conductor of the power distribution network and ground. In order to remedy the fault, it is necessary to identify the location of the insulation fault in the electricity distribution network.

15 Tunnetussa tekniikassa vikapaikan etäisyyden arviointi tehdään pelkästään sähköasemalla mitattujen vianaikaisten virta- ja jännitemittausten avulla. Tunnetut ratkaisut perustuvat mittauspisteen ja vikapaikan välisen johdon impedanssin ja sitä kautta johdon 20 induktanssin määrittämiseen varaustransientin tai pe-rustaajuisten signaalien avulla.15 In the prior art, fault location distance estimation is performed solely by fault-current current and voltage measurements at the substation. The known solutions are based on the determination of the impedance of the line between the measuring point and the fault location and thereby the inductance of the line 20 by means of a charge transient or fundamental frequency signals.

Yksivaiheinen maasulku aiheuttaa sähköverkossa transientti-ilmiön, jossa viallisen vaiheen jännite laskee ja sen maakapasitanssit purkautuessaan aiheut-25 tavat ns. purkaustransientin. Samanaikaisesti terveiden vaiheiden jännitteet nousevat ja niiden maaka-: . pasitanssit varautuvat aiheuttaen varaustransientin.A single-phase earth fault causes a transient phenomenon in the power grid, in which the voltage of the faulty phase drops and its earth capacitances when discharged cause so-called. discharge transient. At the same time, the tensions of the healthy phases rise and their voltage:. the solitances are charged, causing a charge transient.

·,,,' Yksivaiheinen maasulku voidaan laskennallisesti pai kantaa varaustransientin avulla, koska se on taajuu-30 deltaan pienempi ja amplitudiltaan suurempi kuin pur- i · kaustransientti. Transienttipohjaisissa menetelmissä * · · viallinen vaihe kuvataan yleensä differentiaaliyhtälön * # · ’·’ * avulla, josta induktanssi ratkaistaan numeerisella in-· ,,, 'A one-phase earth fault can be computationally positioned by the charge transient because it is smaller in frequency-30 delta and larger in amplitude than the burst transient. In transient-based methods * · ·, the faulty phase is generally described by the differential equation * # · '·' *, from which the inductance is solved by a numerical in-

I »I » II »I» I

tegroinnilla tai muodostamalla Fourier-muunnoksella 35 tehospektri tai vaimenevan signaalin mallilla tai Wa- velet-muunnoksella muodostettujen kertoimien avulla.power spectrum, or by the coefficient generated by the attenuation signal model or the Wavelet transform.

• I• I

115323 2115323 2

Menetelmien tarkkuus perustuu siihen, että virran ja jännitteen varaustransientti voidaan erottaa tarpeeksi tarkasti suodattamalla muusta mitatusta signaalista.The accuracy of the methods is based on the fact that the current and voltage charge transients can be separated sufficiently precisely by filtering from the other measured signal.

Edellä mainituista menetelmistä numeeriseen 5 integrointiin perustuva ns. differentiaaliyhtälöalgo- ritmi on kuvattu esimerkiksi julkaisussa DE3636367 "Koglin, H.-J. & Schegner, P.: Verfahren und Vorrich- tung zur Feststellung der Entfernung und der Richtung von Erdschlussen in isolierten und kompensierten 10 Sterkstromnetzen, 1995".From the above methods, so-called numerical integration based on numerical the differential equation algorithm is described, for example, in DE3636367, "Koglin, H.-J. & Schegner, P.: Verfahren and Vorrich-Tung zur Feststellung der Entfernung und Rechtsanwalt in Sterling and Compensation 10 Sterkstromnetzen, 1995".

Julkaisussa "Igel, M.: Neuartige Verfahren fiir den Erdschlussdistanzschutz in isoliert and kom-pensiert betriebenen Netzen - Signale und Algorithmen im Frequenzbereich, Universität des Saarlandes, Saar-15 brucken/Germany, 1990" on esitetty Fourier-muunnos- menetelmä, joka ratkaisee johdon impedanssin taajuus-tasossa. Viallisen johtopituuden reaktanssi saadaan suoraan virran ja jännitteen taajuusspektrin komponenteista lasketun impedanssin imaginaariosana.In "Igel, M.: Neuartige Verfahren Fischer in Erdschlussdistanzschutz in Isolation and Compensation for the Netzen - Signal and Algorithm in Frequency Science, University of Saarlandes, Saar-15 Brucken / Germany, 1990", a Fourier transform method is described in the impedance frequency plane of the wire. The reactance of the defective line length is obtained directly as an imaginary part of the impedance calculated from the components of the frequency spectrum of the current and the voltage.

20 Vaimenevan signaalin malliin pohjautuva to teutusperiaate vikaetäisyyden laskennassa on esitetty julkaisussa "Lehtonen, M.: Transient analysis for ground fault distance estimation in electrical distri-: bution networks, Espoo, 1992 (VTT Publications no.20 An implementation principle based on a model of attenuated signal for calculating fault distance is described in "Lehtonen, M.: Transient Analysis for Ground Fault Estimation in Electrical Distri- bution Networks, Espoo, 1992 (VTT Publications no.

: 25 115)". Transienttiparametrien estimoinnissa käytetään ...,: ns. muunneltua Pronyn-menetelmää, jossa hyödynnetään * * ;·>·ι pienimmän neliösumman laskentaan pohjautuvaa käyränso-: 25 115) ". Transient parameter estimation uses the so-called modified Pronyn method, which uses a * *; ·> · ι curve-based curve

* I* I

vitusmenetelmää.vitusmenetelmää.

* »* »

Vaimenevan signaalin mallia on käytetty myös 30 patentoidussa menetelmässä, joka on esitetty julkai- : *.·’ sussa FI102700B "Rantanen, R. , Suontausta, J. : Mene- • « · •tt>i telmä yksivaiheisen maasulun paikantamiseksi sähkönja- keluverkossa, ABB Research Ltd, Zurich, Switzerland, 30 p., 1999." Vikaetäisyys määritetään muodostamalla 35 sähköaseman ja vikapaikan välinen induktanssi suodat- tamalla varaustransientti ensin kampasuotimella ja tä-: män jälkeen käsittelemällä suodatettua signaalia sin- 115323 3 gulaariarvohajotelman kautta lasketulla pienimmän neliösumman Pronylla ja Pronyn spektrin avulla.The attenuating signal model has also been used in the 30 patented method disclosed in: *. Rantanen, R., Suontausta, J.: A Method for Locating a Single-Phase Earth Fault in a Power Distribution Network, ABB Research Ltd, Zurich, Switzerland, 30 pp. 1999. " The fault distance is determined by generating the inductance between the 35 substations and the fault site by first filtering the charge transient with a comb filter and then processing the filtered signal sin 115323 using the least squares calculated by Prony and Prony spectra.

Vikaetäisyyden laskenta differentiaaliyhtälö-algoritmilla sen yleisessä ja patentoimattomassa muo-5 dossa on esitetty muun muassa julkaisussa "Phadke, A.G., Thorp, J.S.: Computer Relaying for Power Sys tems, England, Research Studies Press Ltd., 286 p. , 1990". Edellä mainitun menetelmän ja Wavelet-muunnoksen käyttöön perustuvan menetelmän vertailu vi-10 kaetäisyyden laskennassa on esitetty esimerkiksi julkaisussa "Hänninen, S., Lehtonen, M., Hakola, T. & Rantanen, R. : Comparison of wavelet and differential equation algorithms in earth fault distance computation, PSCC'99, 13th Power Systems Computations Conferen-15 ce, Trondheim, Norway, June 28 - July 2, ProceedingsThe calculation of the fault distance by a differential equation algorithm in its generic and unpatented form is disclosed, inter alia, in "Phadke, A.G., Thorp, J.S .: Computer Relaying for Power Systems, England, Research Studies Press Ltd., 286 p., 1990". A comparison of the above method and the method based on the use of the Wavelet transform in the calculation of the vi-10 distance is given, for example, in "Hänninen, S., Lehtonen, M., Hakola, T. & Rantanen, R.: Comparison of wavelet and differential equation algorithms in earth. fault distance computation, PSCC'99, 13th Power Systems Computations Conference-15 ce, Trondheim, Norway, June 28-July 2, Proceedings

Vol. 2, p. 801 ... 807, 1999".Vol 2, pp. 801 ... 807, 1999 '.

Perustaajuisia virta- ja jännitemittauksia käyttäviä etäisyyden laskentamenetelmiä on kuvattu muun muassa US-patentissa 5,839,093 "Novosel, D., 20 Hart, D., Hu, Y. & Myllymäki, J. : System for locating faults and estimating fault resistance in distribution networks with tapped loads, ABB Transmit Oy, Vaasa, _ ;· Finland, 24 p. + app. 7 p., 1998".Methods for calculating distance using basic frequency current and voltage measurements are described, inter alia, in U.S. Patent No. 5,839,093 to Novosel, D., 20 Hart, D., Hu, Y. & Myllymäki, J.: System for Locating Faults and Estimating Fault Resistance in Distribution Networks tapped loads, ABB Transmit Oy, Vaasa, _; · Finland, 24p. + app. 7p., 1998 ".

·*·,, Tunnetut ratkaisut edellyttävät sähköasemalla : 25 kaikkien vaihejännitteiden sekä jokaisen johtolähdön • · ,,,,,· vaihevirtoj en samanaikaista mittaamista. Transientti- .. , pohjaisissa menetelmissä virtojen ja jännitteiden mit- taaminen on tehtävä suhteellisen suurella näytteenot-totaajuudella. Menetelmien käyttöönoton esteenä on ol-30 lut se, että niitä ei ole voitu implementoida numeeri-i V siin suojareleisiin toimimaan normaalien suojausfunk- •ti>: tioiden rinnalle. Menetelmät sinänsä on mahdollista ,·,··, implementoida toimimaan numeerisissa releissä, mutta !.. releiden kapasiteetti ei toistaiseksi riitä suojaus- 35 funktioiden ja etäisyyden laskennan toteuttamiseen sa-·,·,· manaikaisesti, koska nykyisten releiden näytteenotto- : taajuus on noin 2 kHz. Lisäksi etäisyydenlaskentafunk- 4 115323 tiota varten erillisesti toteutettu suuritaajuinen näytteenotto sähköaseman kaikkien johtolähtöjen eri vaiheista on ollut tarvittavan laitteiston kannalta liian kallis toteutettavaksi. Nykyisten menetelmien 5 soveltaminen olemassa oleville sähköasemille niin sanottuna jälkiasennuksena on hankalaa, koska tietoliikenneyhteyttä ei ole johdotettu useinkaan lähtökohtaisille suojareleille asti.· * · ,, Known solutions at the substation require: 25 simultaneous measurement of all phase voltages and each of the line outputs • · ,,,,, ·. In transient based methods, currents and voltages must be measured at a relatively high sampling rate. An obstacle to the implementation of the methods has been that they could not be implemented in numerical protection relays to operate alongside normal protection functions>. As such, it is possible to implement the methods ·, ·· · to operate on numerical relays, but so far the capacity of the relays is insufficient to carry out protection functions and distance calculation simultaneously, since the sampling frequency of current relays is approx. 2 kHz. In addition, the high frequency sampling of the various phases of each of the substation wiring outputs for the distance calculation function has been too costly to implement. Applying current methods 5 to so-called retrofit to existing substations is difficult because the communication link is often not wired up to the original protection relays.

Perustaajuisten menetelmien etuna on se, että 10 ne ovat helposti asennettavissa numeerisiin suojare- leisiin toimimaan erillisinä funktioina, jolloin voi daan hyödyntää releen mittaamia virta- ja jännite-osoittimia. Perustaajuisten menetelmien heikkoutena on etäisyyden laskennan huono tarkkuus. Laskentatarkkuu-15 teen vaikuttaa ratkaisevasti vikaresistanssi ja kuormituksen jakauma johdon varrella, joita kumpaakaan ei pystytä kyllin luotettavasti estimoimaan pelkästään sähköasemalla tehtävien vianaikaisten mittausten perusteella. Laskentatarkkuuteen vaikuttaa myös se, että 20 vianaikaisen perustaajuisen vikavirtakomponentin laskeminen on epätarkkaa erityisesti maasta erotetussa avojohtoverkossa, jossa tutkimusten mukaan 70 % viois-·· ta on ns. katkeilevia valokaarivikoja.The basic frequency methods have the advantage that they can be easily installed in numerical protection relays to function as separate functions, whereby the current and voltage indicators measured by the relay can be utilized. A disadvantage of basic frequency methods is the poor accuracy of distance calculation. Calculation accuracy-15 is decisively influenced by fault resistance and load distribution along the line, neither of which can be reliably estimated based on fault-only measurements at the substation. The accuracy of the calculation is also affected by the fact that the calculation of the 20 basic fault current fault current components is inaccurate, especially in an isolated overhead line, where 70% of the faults are · so-called. intermittent arc defects.

’> Sähkönjakeluverkon maasulkuvian laskennalla- .·. : 25 seksi paikallistamiseksi on kehitetty useita toimivik- _ | si todistettuja menetelmiä, jotka ovat kuitenkin vaa- .. , tineet vaihekohtaisen virtojen ja jännitteiden mitta- • « « • _ ;1 uksen kaikista johtolähtökennoista suhteellisen korke- '·1·’ alla näytteenottotaajuudella. Kolmivaiheisen sähkönja- 30 keluverkon tapauksessa tunnetut menetelmät ovat edel- • V lyttäneet kolmen vaihejännitteen sekä jokaisen asemalla : ta lähtevän johdon kolmen vaihevirran mittauksen. Tämä on käytännössä ollut liian kallista ja teknisesti han-kalaa, jotta maasulkuvian paikannus olisi edennyt käy- • 1 ';· 35 tännön toteutukseen.'> Power Distribution Ground fault calculation-. ·. : Several functionalities have been developed for 25 localization _ | However, it has been proved, however, that phase-by-phase current and voltage measurement of all line output cells is relatively high at a sampling frequency. In the case of a three-phase power distribution network, known methods have required the measurement of three phase voltages and three phase currents at each station output line. In practice, this has been too costly and technically difficult for ground fault detection to progress to practical • 1 '; · 35 implementation.

• > « · c 115323 b•> «· c 115323 b

KEKSINNÖN TARKOITUSPURPOSE OF THE INVENTION

Keksinnön avulla voidaan laskea sähkönjakelu-verkon vaihejohtimen ja maan välisen eristysvian seurauksena syntyvän maasulun etäisyys mittauspisteestä 5 vikapaikkaan. Mittauspisteenä on tyypillisesti sähkö-asema. Erityisesti keksinnön tarkoituksena on helpottaa edellä mainittuja ongelmia.By means of the invention it is possible to calculate the distance of the earth fault resulting from the isolation fault between the phase conductor of the power distribution network and the ground from the measuring point 5 to the fault location. The measuring point is typically an electrical station. In particular, it is an object of the invention to alleviate the above problems.

KEKSINNÖN YHTEENVETOSUMMARY OF THE INVENTION

10 Esillä olevan keksinnön tunnusomaisten piir teiden osalta viitataan patenttivaatimuksiin.10 With respect to the features of the present invention, reference is made to the claims.

Esillä olevassa keksinnössä esitetään erityisesti menetelmä ja järjestelmä sähkönjakeluverkon vaihejohtimen ja maan välisen eristysvian seurauksena 15 syntyvän maasulun etäisyyden laskemiseksi mittauspisteestä vikapaikkaan. Mittauspisteenä on tyypillisesti sähköasema. Sähkönjakeluverkko sisältää yhden tai useamman sähköasemalta lähtevän johtolähdön. Kyseiset johtolähdöt on kytketty sähköaseman päämuuntajan syöt-20 tämään kiskostoon. Tunnetussa tekniikassa maasulun paikallistaminen edellyttää sähköasemalla kaikkien ·· vaihejännitteiden sekä jokaisen johtolähdön vaihevir- j*. tojen samanaikaisen mittaamisen. Esillä olevan keksin- ; nön mukaisessa menetelmässä sen sijaan riittää, että ’ 25 mitataan vain yhden vaihevirran ja nollajännitteen ar- t · .. , voja tai niihin verrannollisia suureita sähköaseman • * t ' syöttökennossa. Sähköaseman viallinen johtolähtö voi- *··* daan tunnistaa kyseisen johtolähdön katkaisijan toimi misesta. Yksivaiheinen maasulku aiheuttaa sähköverkos-; 30 sa transientti-ilmiön. Mitatusta signaalista määrite- : tään transientin huippukohta nollajännitteen perus- !. teella, etsitään transientin alkuhetki ennen huippua ja poistetaan suodattamalla perustaajuinen 50 Hz kom-·;·' ponentti signaalista. Tämän jälkeen määritetään va- : : : 35 raustransientin taajuus Fourier-analyysin avulla, jon- ka jälkeen signaalille tehdään alipäästösuodatus toi- 115323 6 sen asteen Bessel-suodattimena. Suodattimen rajataajuus valitaan transientin taajuutta suuremmaksi siten, että korkeampitaajuiset yliaallot saadaan poistettua.In particular, the present invention provides a method and system for calculating an earth fault distance from a measuring point to a fault location as a result of an earth fault between the phase conductor of the power distribution network and ground. The measuring point is typically a substation. The power distribution network includes one or more power outputs from the substation. These line outputs are connected to a bus fed by the substation main transformer. In the prior art, the localization of an earth fault requires a phase current of all ·· phase voltages at each substation and each line output. simultaneous measurement. The present invention; Instead, in the method of the present invention, it is sufficient to measure only the values of one phase current and zero voltage, ·,, or corresponding quantities in the supply cell of the substation • * t '. A faulty wiring output of a substation can be identified by the operation of a circuit breaker for that wiring. A single-phase earth fault causes an electrical network; 30 transient phenomenon. From the measured signal, the peak of the transient is determined as the base zero voltage. , search for the start of the transient before the peak and remove it by filtering the 50 Hz component of the fundamental frequency from the signal. The frequency of the va-:: 35 grain transient is then determined by Fourier analysis, after which the signal is subjected to low pass filtering as a Bessel filter. The cutoff frequency of the filter is selected higher than the transient frequency so that higher frequency harmonics can be eliminated.

Kun oletetaan, että maasulun aikana virran nolla-, 5 myötä- ja vastakomponentti ovat yhtä suuret, lisätään tämän jälkeen syöttökennon virtatransienttiin nolla-komponentin osuus. Tämä tarkoittaa vaihevirran transientin näytepisteiden kertomista kertoimella 1.5, jos virran mittaus tehdään viallisesta vaiheesta. Jos vir-10 ran mittaus tehdään terveestä vaiheesta, on kertoimena oltava -3. Nyt voidaan laskea sähköaseman ja vikapai-kan välinen johdon induktanssi käyttäen tunnetun tekniikan mukaista differentiaaliyhtälöalgoritmia tai jotain muuta transienttipohjaista algoritmia. Kun laske-15 taan induktanssi kummallakin edellä mainitulla vaihe-virran kertoimella, saadaan tulokseksi toisessa tapauksessa positiivinen ja toisessa negatiivinen induktanssin arvo. Valitaan tässä tilanteessa positiivinen induktanssin arvo. Tästä induktanssin arvosta on vielä 20 vähennettävä 2/3-kertaisena muuntajan vaiheinduktans-sin arvo. Lopputuloksena saatua induktanssia verrataan johdolle ominaiseen induktanssiin ja tästä saadaan ar-vio vikapaikan etäisyydelle sähköasemasta.Assuming that the earth current, zero, forward, and return components are equal during an earth fault, the proportion of zero component is then added to the current transient of the feed cell. This means multiplying the sample current transient sample points by a factor of 1.5 if current measurement is made from a faulty phase. If vir-10 ran is measured from a healthy phase, the factor must be -3. It is now possible to calculate the wire inductance between the substation and the fault location using a prior art differential equation algorithm or some other transient based algorithm. Calculating the inductance with each of the aforementioned phase-current coefficients results in a positive and a negative inductance in one case. In this situation, select a positive inductance value. From this value of inductance, 20 times the value of the phase inductance of the transformer must be subtracted twice. The resulting inductance is compared to the inductance specific to the line and this gives an estimate of the fault location from the substation.

ii

Esillä olevan keksinnön eräässä vaihtoehtoi- t · " 25 sessa sovelluksessa mitataan edellä mainittujen suu- '· ‘1 reiden sijasta kolmen vaihejännitteen ja yhden vaihe- * · virran arvoja tai niihin verrannollisia suureita säh- • ’,·* köaseman syöttökennossa. Maasulun etäisyyden laskenta ; tehdään muuten samoin vaihein kuin edellä, paitsi 30 muuntajan vaiheinduktanssin arvon vähentäminen 2/3-V. kertaisena jätetään tässä sovelluksessa pois. Vialli- .*··. sen vaiheen jännitettä käytetään transienttipohjaises- sa menetelmässä induktanssin laskemiseksi.In an alternative embodiment of the present invention, values of three phase voltages and one phase current, or their equivalent in an electrical power supply cell, are measured instead of the above magnitudes. otherwise done in the same steps as above, except that the reduction of the transformer phase inductance by 2/3 V is omitted in this application. The error * ··. phase voltage is used in the transient based method to calculate the inductance.

> t » v ’ Eräässä toisessa esillä olevan keksinnön ·,,,’ 35 vaihtoehtoisessa sovelluksessa mitataan edellä mainit- tujen suureiden sijasta sähköaseman nollajännitteen ja ,♦··, summavirran arvoja lähdön alussa. Lisäksi summavirran 115323 7 transientista kompensoidaan kyseisen lähdön maaka-pasitanssien vaikutus. Muuten johdon induktanssi ja edelleen maasulun sijaintipaikka lasketaan kuten ensimmäisenä esitetyssä keksinnön sovelluksessa.In another alternative embodiment of the present invention, the values of the substation zero voltage and, ♦ ··, at the beginning of the output are measured instead of the above values. In addition, the sum of 115323 of the 7 transients compensates for the effect of the Maaka passivities of that output. Otherwise, the wire inductance and further the earth fault location are calculated as in the first embodiment of the invention.

5 Eräs toisenlainen vaihtoehtoinen sovellus esillä olevan keksinnön mukaista menetelmää koskien poikkeaa aiemmin esitetystä siten, että syöttökennossa mitataan nollajännitettä ja kolmea vaihevirtaa. Viallisen vaiheen virtaa käytetään transienttipohjaisessa 10 menetelmässä induktanssin laskemiseksi. Muuten maasulun etäisyyden laskenta tehdään kuten ensimmäisenä esitetyssä keksinnön sovelluksessa.Another alternative embodiment of the method of the present invention differs from that described above in that a zero voltage and three phase currents are measured in the supply cell. The faulty phase current is used in the transient-based method to calculate the inductance. Otherwise, the earth fault distance calculation is performed as in the first embodiment of the invention.

Esillä olevan keksinnön avulla jollakin sähköaseman syöttämällä johdolla sattuvan yksivaiheisen 15 maasulkuvian etäisyys pystytään laskemaan mittaamalla sähköaseman päämuuntajan syöttökennosta edullisesti ainoastaan yksi vaihevirta ja nollajännite. Seurauksena on, että mittauskanavien tarve vähenee tapauksesta riippuen jopa 1/30-osaan.By means of the present invention, the distance of a single-phase earth fault 15 occurring on a line supplied by a substation can be computed by measuring only one phase current and zero voltage from the substation main transformer supply cell. As a result, the need for measurement channels is reduced to up to 1 / 30th, depending on the case.

20 Esillä olevan keksinnön mukainen menetelmä poistaa tunnetun tekniikan mukaisten menetelmien varjopuolia, koska mittausten määrä vähenee. Keksinnön j. mukaisessa menetelmässä tarvitaan vain yksi kaksi- « * j » ;·, kanavainen mittausyksikkö. Lisäksi keksinnön mukainen t*t . 25 menetelmä ei tarvitse tietoliikenneyhteyttä sähköase- • * » ) man johtolähtöjen suojareleille asti.The method of the present invention eliminates the drawbacks of prior art methods because the number of measurements is reduced. Invention j. method requires only one two-channel measurement unit. Further, t * t according to the invention. The method does not require communication up to the electrical relay protection relays.

Lisäksi keksinnön etuna on se, että etäisyy- • t · : ' denlaskenta on mahdollista ja lisäksi suhteellisen ’...· edullista toteuttaa jälkiasennuksena myös olemassa 30 oleville vanhoille sähköasemille, joissa yleensä on . · : käytettävissä johtolähtöjen katkaisijan tilatiedot, joita tarvitaan viallisen lähdön tunnistamiseksi.A further advantage of the invention is that distances ·: 'counting is possible and also relatively' ... · advantageous for retrofitting to existing existing substations, which usually have. ·: Available line output circuit breaker status information needed to identify a faulty output.

KUVIOLUETTELOLIST OF FIGURES

* 35 Kuvio 1 esittää erään esimerkin esillä olevan keksinnön mukaisesta menetelmästä, jossa esitetään me- » i * t » 8 115323 netelmässä käytettävän syöttökennon mittauksen periaate, ja kuvio 2 esittää erään esillä olevan keksinnön mukaisen järjestelmän.Fig. 1 shows an example of a method according to the present invention illustrating the principle of measuring a feed cell to be used in the method, and Fig. 2 illustrates a system according to the present invention.

55

KEKSINNÖN YKSITYISKOHTAINEN KUVAUSDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Yksivaiheisen, pieniresistanssisen maasulun vikapaikan etäisyyden määrittämiseksi on kehitetty uusi menetelmä. Sähköaseman syöttämällä jollakin johto-10 lähdöllä sattuvan maasulun vikapaikan etäisyys pystytään määrittämään muuntajan syöttökennoon asennetulla yhdellä mittalaitteella, joka voi olla esimerkiksi numeerinen rele. Mitattavat suureet ovat kolmivaihejärjestelmän yksi vaihevirta ja nollajännite. Vikapaikan 15 etäisyyden määrittämisessä käytetään maasulun alku-transienttia ja esimerkiksi differentiaaliyhtälöalgo-ritmia sen yleisesti tunnetussa ja patentoimattomassa muodossa (esim. Phadke, A.G., Thorp, J.S., 1990). Tal tiointiin riittää muutama verkkojakso siten, että maa-20 sulun alkuhetki ja virran sekä jännitteen alkutran-sientit pystytään tunnistamaan. Laskenta edellyttää, että vaihevirta ja nollajännite taltioidaan vähintään , 7,5 kHz näytteenottotaajuudella. Viallinen lähtö voi- j daan tunnistaa lähdön katkaisijan avautumisesta. Las- : *,· 25 kenta-algoritmi voidaan implementoida suoraan nykyai- kaiseen ohjelmoitavaan numeeriseen releeseen. Releessä on oltava muistikapasiteettia riittävästi, koska dif-f erent iaaliyhtälöalgoritmi käsittelee näytteinä vika- • * tapahtumasta mitatun virran ja jännitteen. Lisäksi 30 näytteet on voitava suodattaa edestakaisin. Releestä : *' saadaan laskennan tuloksena sähköaseman ja vikapaikan välisen johdon reaktanssin arvo tai suoraan arvio vi-kaetäisyydestä, jos releeseen on taltioitu johtojen .·*·, reaktanssi pituusyksikköä kohti.A new method has been developed to determine the fault location of a single-phase, low-resistance earth fault. By supplying the substation with one of the wires 10 outputs, the ground fault fault distance can be determined by a single measuring device mounted in the transformer supply cell, which may be, for example, a numerical relay. The quantities to be measured are the single phase current and the zero voltage of the three-phase system. The starting point transient of the earth fault and, for example, the differential equation algorithm in its generally known and unpatented form (e.g. Phadke, A.G., Thorp, J.S., 1990) are used to determine the distance of fault location 15. A few grid cycles are sufficient for recognition, so that the onset of the earth 20 and the initial transients of current and voltage can be identified. The calculation requires that the phase current and zero voltage be recorded at a sampling frequency of at least 7.5 kHz. A faulty output can be identified by opening the output breaker. Calc: *, · 25 field algorithm can be implemented directly into a state-of-the-art programmable numerical relay. The relay must have sufficient memory capacity because the diff erential equation algorithm handles samples of current and voltage • from the fault event. In addition, 30 samples must be able to be filtered back and forth. The relay: * 'results in a calculation of the reactance value of the line between the substation and the fault location, or a direct estimate of the fault distance if the reactance per wattage unit is recorded in the relay.

’ 35 Laskenta-algoritmi pystyy tunnistamaan sen, V.* onko käytetty virtamittaus ollut viallisessa vai ter- ·,,,· veessä vaiheessa. Etäisyyden laskennan perustuessa 115323 9 nollajännitteen (U0) ja vaihevirran (Iv) transientin käyttöön, lasketaan kaksi tulosta olettamalla, että virtamittaus on joko viallisessa tai terveessä vaiheessa. Mikäli mittaus on oikein kytketty, laskentatu-5 loksen positiivinen etumerkki osoittaa, kumpi laskentatuloksista on oikea.'35 The computation algorithm is able to detect V. * whether the current measurement used has been in a faulty or a healthy phase. Based on distance calculation based on 115323 9 use of a zero voltage (U0) and phase current (Iv) transient, two results are calculated assuming that the current measurement is either faulty or healthy. If the measurement is properly connected, the positive sign of the calculation result indicates which of the calculation results is correct.

Differentiaaliyhtälöalgoritmi on alunperin kehitetty vikapaikan etäisyyden laskemiseksi, kun laskennassa käytetään viallisen lähdön alussa mitattua 10 vaihevirran ja vaihejännitteen alkutransienttia. Maa-sulun aikana syöttökennossa mitattu viallisen vaiheen virta poikkeaa lähdön alussa mitatusta virrasta siinä, että Yd-kytkentäisen muuntajan syöttökennon virrassa ei esiinny nollakomponenttia. Vaihevirta sisältää vain 15 myötä- ja vastakomponentin. Koska vikatapauksessa virran nolla-, myötä- ja vastakomponentti ovat yhtä suuret, voidaan vikavirta arvioida myös terveen vaiheen mittauksen perusteella. Lisäksi syöttökennon virta sisältää kaikkien lähtöjen kuormitusvirran ja mahdolli-20 sen loistehon kompensointikondensaattorin virran. Ennen differentiaaliyhtälöalgoritmin soveltamista on syöttökennosta mitatusta virrasta kompensoitava edellä mainittujen tekijöiden vaikutus, jolloin virtatran- t sientti palautuu lähdön alussa mitattua transienttia , 25 vastaavaksi.The differential equation algorithm was originally developed to calculate the fault location distance using 10 initial transients of phase current and phase voltage measured at the beginning of the faulty output. During a ground fault, the measured phase current in the feed cell differs from the current measured at the beginning of the output in that there is no zero component in the feed cell current of the Y-connected transformer. The phase current contains only 15 forward and reverse components. Because the zero, the downstream, and the reverse component of the current are equal in the event of a fault, the fault current can also be estimated from a healthy phase measurement. In addition, the supply cell current includes a load current for all outputs and a potential reactive power compensation capacitor current. Before applying the differential equation algorithm, the effect of the above factors must be compensated for the current measured from the feed cell, whereby the current transient returns to the transient measured at the beginning of the output.

* 1 I* 1 I

* '· Maasulun etäisyyden laskenta toimii seuraa-* '· Earthing distance calculation works as follows-

< 1 I ) I<1 I) I

vassa esitettävällä tavalla. Mitataan sähköaseman : syöttökennosta yksi vaihevirta ja nollajännite. Mikäli * » t *',,/ loistehon kompensointikondensaattori on kytketty syöt- 30 tökiskostoon, mitataan vaihevirran sijasta kompensoin-tikondensaattorin vaihevirran ja syöttökiskon vaihe-virran erosignaali. Sähköaseman viallinen johtolähtö voidaan tunnistaa kyseisen johtolähdön katkaisijan ’·' * toimimisesta.vaa. Measure one phase current and zero voltage from the substation: supply cell. If * »t * ', / reactive power compensation capacitor is connected to the supply bus, the difference between the phase current of the compensation capacitor and the phase current of the supply bus is measured instead of the phase current. The faulty wiring output of the substation can be identified by the operation of the "·" * circuit breaker for that wiring.

35 Tämän jälkeen poistetaan 50 Hz komponentti virrasta ja jännitteestä seuraavasti. Ensin määrite-tään transientin huippukohta nollajännitteen perus- « i 115323 10 teella. Tämän jälkeen etsitään transientin alkukohta ennen huippua. Seuraavaksi sovelletaan suodatinta, jonka ulostulo- ja sisäänmenosignaalit riippuvat toisistaan seuraavasti: 5 g(t)=f(t)-f(t+T), (1) jossa f(t) = alkuperäinen signaali, g(t) = suodatettu signaali ja T = 50 Hz on signaalin jaksonaika.35 The 50 Hz component is then removed from current and voltage as follows. First, the peak of the transient is determined by a zero voltage basis. After this, the origin of the transient is searched for before the peak. Next, apply a filter whose output and input signals are interdependent as follows: 5 g (t) = f (t) -f (t + T), (1) where f (t) = original signal, g (t) = filtered signal and T = 50 Hz is the period of the signal.

10 Seuraavaksi poistetaan signaalista korkeampi- taajuiset yliaallot. Aluksi tehdään nollajännitteelle 50 Hz jakson mittainen Fourier-analyysi alkaen 100 Hz:stä. Fourier-analyysi tehdään vaihtuvalla kantataa-juudella ja siinä otetaan n näytettä jaksoa kohden.Next, higher frequency harmonics are removed from the signal. Initially, a zero-voltage 50 Hz cycle Fourier analysis starting at 100 Hz is performed. Fourier analysis is performed at variable baseband and takes n samples per cycle.

15 Näytteiden lukumäärälle jaksoa kohden, näytteenottotaajuudelle ja näytteiden lukumäärälle transientin jaksoa kohden pätee seuraavat relaatiot: m=fs/50 (2) 20 n=m/2, (3) joissa m = näytteiden lukumäärä per 50 Hz jakso, fs = I, näytteenottotaajuus ja n = näytteiden lukumäärä per transientin jakso (minimi on 6 näytettä) . Suurin nol- » t · \ , 25 lajännitteen Fourier-komponentti vastaa transientti- > * · '* ’· taajuutta fc. Varsinainen korkeampitaajuisten yliaal- ’ ' tojen poisto tehdään alipäästösuodattamalla virta ja : jännite toisen asteen Bessel-suodattimella, jonka ra- > jataajuus valitaan transienttitaajuutta suuremmaksi.15 For the number of samples per cycle, the sampling rate and the number of samples per transient period the following relations apply: m = fs / 50 (2) 20 n = m / 2, (3) where m = number of samples per 50 Hz cycle, fs = I, sampling frequency and n = number of samples per transient period (minimum 6 samples). The highest zero · \, Fourier component of the 25 sets corresponds to the transient-> * · '*' · frequency fc. The actual elimination of the higher frequency harmonics is done by low-pass filtering current and: voltage with a second order Bessel filter whose cut-off frequency is selected higher than the transient frequency.

30 Olettamalla, että maasulun aikana virran nol la-, myötä- ja vastakomponentti ovat yhtä suuret, li-sätään syöttökennon virtatransienttiin nollakomponen-tin osuus eli kerrotaan mitatun vaihevirran transien-‘ tin näytepisteet kertoimella ki = 1.5, jos virran mit- ...* 35 taus on viallisesta vaiheesta. Mikäli virran mittaus on terveestä vaiheesta, on vaihevirran transientin näytepisteet kerrottava kertoimella ki = -3.30 Assuming that the zero component of the current during the earth fault, the forward and reverse components are equal, the proportion of the zero component is added to the current transient of the supply cell, i.e. the transient sample points of the measured phase current are multiplied by ... 35 background is from a faulty phase. If the current measurement is from a healthy phase, the sample points of the phase current transient must be multiplied by a factor ki = -3.

115323 11 Tämän jälkeen lasketaan differentiaaliyhtälö-algoritmilla tai jollakin muulla transienttipohjaisel-la algoritmilla sähköaseman ja vikapaikan välinen johdon induktanssi. Vähennetään lasketusta induktanssin 5 arvosta 2/3-kertaisena muuntajan vaiheinduktanssin arvo (2/3*LT) , koska nollajännitteen mittaus tehdään muuntajan tähtipisteen ja maan väliltä. Muuntajan vai-heinduktanssilla tarkoitetaan oikosulkuinduktanssia tai myötäinduktanssia tai vastainduktanssia. Vertaa-10 maila laskettua induktanssin arvoa johdon induktanssiin saadaan arvio vikaetäisyydelle.115323 11 Then the differential equation algorithm or some other transient based algorithm is used to calculate the line inductance between the substation and the fault location. Subtract 2/3 times the calculated inductance 5 from the transformer phase inductance value (2/3 * LT) because the zero voltage measurement is made between the transformer's star point and ground. Transformer phase inductance refers to short-circuit or forward inductance or counter-inductance. Compare the calculated value of the inductance of the 10-bar to the inductance of the line to get an estimate of the fault distance.

Kuviossa 1 on esitetty esillä olevan keksinnön mukainen menetelmä maasulkuvian sijainnin paikallistamiseksi. Lisäksi kuvioon 1 on sisällytetty sähkö-15 voimaverkon osia, jotka ovat keksinnön kannalta olennaisia. Voidaan ajatella, että sähköasemalle 10 säh-köntuotantolaitoksen (voimalaitos) suunnalta saapuva korkeajännitteinen sähköenergia ilmaistaan generaattorina 11. Tämä sähköasemalle saapuva sähkövoimaverkon 20 jännite voi olla esimerkiksi 110 kV. Sähköasemalla tarvitaan muuntaja 12, jotta sähköenergia saadaan muunnettua optimaalisesta korkeasta jännitetasosta ja-keluverkon jännitetasolle. Käytännössä yhdellä muuntajalla jännitteen muutos voidaan tehdä suhteellisen 25 pienellä muuntosuhteella eli tässä tapauksessa esimer- • · kiksi 110 kV:sta 20 kV:iin. Muuntajalta sähköenergia ’ syötetään kiskostoon 14, josta lähtee useita johtoläh- töjä 15 kohden kuluttajia. Sähköaseman syöttökennossa (ei kuviossa) muuntajan ja kiskoston välissä mitataan 30 yhtä vaihevirtaa Iv ja nollajännitettä U0 13. Mittauk-sen jälkeen signaali ohjataan signaalinkäsittelyloh- .·*. koon 16, jossa poistetaan signaalista edellä kuvatun • « « mukaisesti 50 Hz:n komponentti sekä korkeampitaajuiset » » » ’·' ' yliaallot. Näiden suodatusten jälkeen signaali ohja- 35 taan lohkoon 17, jossa tehdään tämän jälkeen varsinai-nen maasulkuvian etäisyyden paikannus edellä esitetyl-lä tavalla. Tähän laskentaan kuuluu vaihevirran tran-Figure 1 illustrates a method for locating an earth fault in accordance with the present invention. In addition, Figure 1 includes parts of the electric power transmission network which are essential to the invention. It is conceivable that the high voltage electrical energy arriving at the substation 10 from the direction of the power plant (power plant) is expressed as a generator 11. This voltage of the electric power network 20 arriving at the substation can be, for example, 110 kV. A transformer 12 is required at the substation to convert the electrical energy from the optimum high voltage level and the voltage level of the excitation network. In practice, with a single transformer, the voltage change can be made at a relatively small conversion ratio, i.e., for example, from 110 kV to 20 kV. From the transformer, the electrical energy 'is supplied to the busbar 14, from which several line outlets 15 are output per consumer. In the substation supply cell (not shown), 30 single phase currents Iv and zero voltage U0 13 are measured between the transformer and the busbar. After the measurement, the signal is controlled by a signal processing block · *. size 16, which removes the 50 Hz component from the signal as described above and the higher frequency harmonics »» »'·' '. After these filtering, the signal is directed to block 17, whereupon the actual ground fault distance positioning is performed as described above. This calculation includes the phase current trans-

* ) I*) I

115323 12 sientin näytepisteiden kertominen joko kertoimella 1.5 tai -3.0, sähköaseman ja vikapaikan välisen johdon induktanssin laskeminen differentiaaliyhtälöalgoritmilla tai jollakin muulla transienttipohjaisella algoritmil-5 la, muuntajan vaiheinduktanssin 2/3-kertaisen arvon vähentäminen lasketusta induktanssin arvosta sekä vertaamalla lopullista saatua induktanssin arvoa johdon induktanssiin pituusyksikköä kohden.115323 Multiplying 12 Sentent Sampling Points by either 1.5 or -3.0, calculating substation-to-fault line inductance by differential equation algorithm or other transient based algorithm, reducing transformer phase inductance by 2/3 times the calculated inductance value, and subtracting inductance from for.

Kuviossa 2 on esitetty esillä olevan keksin-10 nön mukainen järjestelmä konkreettisine osineen, joita esitelty menetelmä käyttää. Kuvio 2 sisältää kuvion 1 kanssa yhtenevästi sähköaseman 20, jossa sähköasemalle syötettävä korkeajännitteinen energia mallinnetaan generaattorilla 21. Sähköasemalla 20 on muuntaja 22, 15 jolta sähköenergia syötetään kiskostoon 24. Kiskostos-ta lähtee kuluttajien suuntaan yksi tai useampi johto-lähtö 25. Jännitteen ja virran mittausyksikkö 23 on kytketty muuntajan ja kiskoston välille sähköaseman syöttökennossa. Signaalista poistetaan perustaajuinen 20 komponentti sekä korkeampitaajuiset komponentit suo-dattimilla 26, jotka on kuvattu edellä. Esillä olevan keksinnön mukaiset laskennalliset operaatiot tehdään mikroprosessorissa 27, joka antaa lopputuloksena vial-;·, lisen johtolähdön maasulun etäisyyden sähköasemalta \ . 25 20.Fig. 2 shows a system according to the present invention with concrete parts used by the disclosed method. Fig. 2 includes, as in Fig. 1, a substation 20, in which the high voltage energy supplied to the substation is modeled by a generator 21. The substation 20 has a transformer 22, 15 from which electricity is supplied to the busbar 24. 23 is connected between the transformer and the busbar in the substation feed cell. The signal 20 is removed from the signal as well as the higher frequency components by the filters 26 described above. The computational operations of the present invention are performed on a microprocessor 27 which ultimately results in an earth fault distance from the substation to the faulty wiring output. 25 20

’ | Esillä olevan keksinnön mukainen menetelmä poistaa tunnetun tekniikan mukaisten menetelmien var- • i t >' ' jopuolia, koska mittausten määrä vähenee. Tarvitaan ·..,· vain yksi kaksikanavainen mittausyksikkö. Keksinnön 30 mukainen menetelmä ei edellytä tietoliikenneyhteyttä : johtolähtöjen suojareleille .'| The method according to the present invention eliminates many of the prior art methods by reducing the number of measurements. Only one dual channel unit is required. The method according to the invention 30 does not require a communication connection: for the protection relays of the wire outputs.

Lisäksi etuna on se, että etäisyydenlaskenta on mahdollista ja lisäksi suhteellisen edullista to-|(' teuttaa jälkiasennuksena myös olemassa oleville van-A further advantage is that distance calculation is possible and, in addition, relatively inexpensive |

* I* I

’···' 35 hoille sähköasemille, joissa yleensä on käytettävissä :Y: johtolähtöjen katkaisijan tilatiedot, joita tarvitaan viallisen lähdön tunnistamiseksi. Menetelmä ei tarvit- 115323 13 se tietoliikenneyhteyttä sähköaseman johtolähtöjen suojareleille asti.For · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · The method does not require a communication connection up to the substation line relay protection relays.

Menetelmän mahdollinen haitta on sama kuin yleensä kaikilla transienttipohjaisilla menetelmillä 5 eli se, että transientti vaimenee vikaresistanssin kasvaessa. Transienttipohjaisia menetelmiä voidaan soveltaa vikaetäisyyden laskennassa, kun vikaresistanssi Rf on pienempi kuin 50 Ω. Hyvin suuri kuormitusvirta IL verrattuna verkon maasulkuvirran arvoon vaikuttaa myös 10 jonkin verran laskentatarkkuutta heikentävästi. Seu-raavissa taulukoissa on muutamia esimerkkejä kuormi-tusvirran vaikutuksesta laskentatarkkuuteen maasta erotetussa verkossa. Vertailun vuoksi on taulukoiden oikeanpuoleisessa sarakkeessa esitetty perinteisen 15 ratkaisun tarkkuus, kun algoritmia sovelletaan johto-lähdön alusta saatuihin mittauksiin.The potential drawback of the method is the same as that generally with all transient-based methods 5, that is, the transient attenuates as the fault resistance increases. Transient-based methods can be used to calculate a fault distance when the fault resistance Rf is less than 50 Ω. The very high load current IL compared to the earth fault current of the network also has some effect on the calculation accuracy. The following tables give some examples of the effect of load current on computational accuracy in a grid isolated from the ground. By way of comparison, the right hand column of the tables shows the accuracy of the conventional solution 15 when applying the algorithm to measurements obtained from the beginning of the lead output.

Mitattu virta Syöttökennomitta- Mittaus lähdön (lv) us (U0 ja Iv) alussa (Uv ja Iv)Measured current Supply cell measurement - Measurement at start of output (lv) us (U0 and Iv) (Uv and Iv)

Keskimääräinen Keskimääräinen _virhe (km)_virhe (km)_ _Ir__0.51__0,80_ :'· Is 0.78 > ’ " .....Average Average _ error (km) _ error (km) _ _Ir__0.51__0,80_: '· Is 0.78>' ".....

It 0.59 * · —»--* - 1 — > · * · | Taulukko 1: Maasulun etäisyydenlaskennan kes- ,, . 20 kimääräiset virheet, kun maasulut on simuloitu 1 km > · ‘ ; välein 1...40 km. Rf= 1 Ω ja IL = 0 A. Rinnakkaisilla ’···* lähdöillä n. 8 MVA kuorma. Vika oli R-vaiheessa.It 0.59 * · - »- * - 1 -> · * · | Table 1: Middle distance calculation of the earth fault. 20 additional errors when earth faults are simulated 1 km> · '; every 1 ... 40 km. Rf = 1 Ω and IL = 0 A. With parallel '··· * outputs approximately 8 MVA load. The fault was in the R phase.

I *,* Mitattu virta Syöttökennomitta- Mittaus lähdön • * * (Iv) us (U0 ja Iv) alussa (Uv ja Iv)I *, * Measured current Supply cell measurement- Measurement of output • * * (Iv) us (U0 and Iv) at start (Uv and Iv)

Keskimääräinen Keskimääräinen * < * virhe (km) virhe (km) • » -—--- --- Il — - *:*’ Jr_ 1.34_ 0,83_ \V _ 1.35__Average Average * <* error (km) error (km) • »-—--- --- Il - - *: * 'Jr_ 1.34_ 0.83_ \ V _ 1.35__

Lit_ 11.33_________ 115323 14Lit_ 11.33 _________ 115323 14

Taulukko 2: Maasulun etäisyydenlaskennan keskimääräiset virheet, kun maasulut on simuloitu 1 km välein 1...40 km. Rf= 1 Ω ja IL = 50 A. Rinnakkaisilla 5 lähdöillä n. 8 MVA kuorma. Vika oli R-vaiheessa.Table 2: Average faults for earth fault distance calculations when earth faults are simulated every 1 to 40 km. Rf = 1 Ω and IL = 50 A. With 5 outputs approximately 8 MVA load. The fault was in the R phase.

Edellä esitetty vikaetäisyyden laskenta saattaa antaa hieman todellisuudesta poikkeavia arvioita vikapaikan sijainnille. Koska taustaverkon syöttämän vikavirran transientti "oikaisee" osaksi vaiheiden vä-10 listen kapasitanssien kautta, voi edellä kuvatun mukainen kompensointi (=ki:llä kertominen) antaa verkon koosta ja johtojen maakapasitanssien arvoista riippuen liian suuren virtatransientin arvon, mikä näkyy liian lyhyinä laskettuina vikaetäisyyksinä. Tämä vaikutus 15 voidaan tarkemmassa laskennassa eliminoida kertomalla virtatransientin arvot korjauskertoimella k, joka ottaa huomioon verkon vaiheiden väliset kapasitanssit ja syöttömuuntajan vaiheinduktanssin seuraavasti: 20 I=k*Is, (4) jossa I = kompensoitu syöttökennon virta, Is = syöttö-;· kennon mittauksesta laskettu vikavirran arvo ja k = korjauskerroin: . . : 25 ' I k = 1 - C0t2 * 3CppLT, (5) jossa (öt = transientin kulmataajuus, Cpp = verkon vai-··’ heiden välinen kapasitanssi ja LT = syöttömuuntaj an 30 vaiheinduktanssi.The above calculation of the fault distance may give slightly different estimates of the fault location. Because the transient "rectifies" the fault current supplied by the backbone via "intermediate capacitances", the compensation described above (= multiplication by ki) may, depending on the size of the network and the ground capacitance values of the wires, overestimate the current transient value. This effect 15 can be eliminated in a more accurate calculation by multiplying the current transient values by a correction factor k that takes into account the capacitances between the mains phases and the phase inductance of the supply transformer as follows: 20 I = k * Is, (4) where I = compensated input current; calculated fault current value and k = correction factor:. . : 25 'I k = 1 - C0t2 * 3CppLT, (5) where (five = transient angular frequency, Cpp = capacitance between phases of the network and LT = phase inductance of input transformer 30.

Verkon vaiheiden välinen kapasitanssi Cpp voi-: daan laskea verkkotietojärjestelmän avulla tai arvioi- maila hyvin pieniresistanssisen maasulun tapauksessa vaihejännitteistä lasketun nollajännitteen ja vaihe-*;*’ 35 virroista lasketun myötä- ja vastakomponentin avulla, koska maasulussa nolla-, myötä- ja vastakomponent ti ovat yhtä suuret.The phase-to-phase capacitance Cpp can be calculated using a network information system or, in the case of a very low-resistance earth fault, estimated by the zero voltage calculated from the phase voltages and the phase-to-counter component calculated from phase currents. of a size.

115323 15115323 15

Eräs esillä olevan keksinnön vaihtoehtoinen muunnelma perustuu kolmen vaihejännitteen ja yhden vaihevirran mittaamiseen syöttökennosta. Mikäli nolla-jännitteen asemesta käytetään vaihejännitteen tran-5 sienttia, on laskennassa käytettävä nimenomaan viallisen vaiheen jännitetransienttia. Tämä edellyttää silloin luonnollisesti sitä, että viallinen vaihe pitää tunnistaa. Viallisen vaiheen tunnistaminen onnistuu laskennallisesti taltioiduista vaihejännitteen näyt-10 teistä tai vaihtoehtoisesti tieto saadaan kyseisen lähdön releeltä katkaisijan avauduttua. Mikäli viallinen vaihe tiedetään, paljastaa se samalla myös, onko virtamittaus tehty viallisesta vai terveestä vaiheesta. Käytettäessä laskennassa vaihejännitteen tran-15 sienttia ei edellä mainittua muuntajan vaiheinduktans-sin vähentämistä tehdä lasketusta induktanssin arvosta .An alternative variation of the present invention is based on measuring three phase voltages and one phase current from a supply cell. If a transient of the phase voltage tran-5 is used instead of the zero voltage, the voltage transient of the faulty phase must be used in the calculation. This then naturally requires that the faulty phase be identified. The faulty phase can be identified by computing the phase voltage samples recorded or alternatively the information is obtained from the relay of the output in question when the circuit breaker opens. If a faulty phase is known, it also reveals whether the current measurement is made from a faulty or a healthy phase. When calculating the phase voltage tran-15 spin, the aforementioned reduction in transformer phase inductance is not made from the calculated inductance value.

Eräs toinen vaihtoehtoinen muunnelma on mitata nollajännitteen transientti sekä summavirran tran-20 sientti viallisen lähdön alusta. Tässä ratkaisussa pitää summavirran transientista kompensoida kyseisen lähdön maakapasitanssien vaikutus lisäämällä mitattuun :* virtaan kyseisen johdon maakapasitanssin kautta palaa- va vikavirran suhteellinen osuus. Kolmannessa vaihto-: 25 ehtoisessa muunnelmassa mitataan nollajännite ja vial- lisen vaiheen virta lähdön alusta. Jos virtamittaus on johtolähdön alussa, ei syöttökiskostoon mahdollisesti kytketyn loistehon kompensoint ikondensaattorin vaiku-'·*·* tusta tarvitse erikseen eliminoida.Another alternative variation is to measure the zero voltage transient and the sum current tran-20 spike at the beginning of the faulty output. In this solution, the sum of the transient from the transient must compensate for the effect of the ground capacitances of that output by adding: * the proportion of the fault current returning to the current through the ground capacitance of that line. The third AC: 25 condition variant measures the zero voltage and the current of the faulty phase from the beginning of the output. If the current measurement is at the beginning of the line output, the effect of the capacitor possibly connected to the busbar does not need to be eliminated separately.

30 Edellä mainittujen virran ja jännitteen mit- ; ,* tausvaihtoehtojen lisäksi kehitetyn menetelmän muita vaihtoehtoisia muunnelmia ovat transienttiparametrien erilaiset estimointimenetelmät. Kaikkia edellä kuvat-tuja mittausvaihtoehtoja käytettäessä transienttipara-35 metrien ja vikaetäisyyden estimointiin voidaan diffe-V,! rentiaaliyhtälöalgoritmin sijasta käyttää myös esimer- : : kiksi Fourier-menetelmää, vaimenevan signaalin mallia, 115323 16 pienimmän neliösumman laskentaan perustuvia käyränso-vitusmenetelmiä tai wavelet-menetelmää.30 Measuring the current and voltage of the aforesaid; , * In addition to the background options, other alternative variations of the developed method include different methods for estimating the transient parameters. Using all of the measurement options described above, a diffe V can be used to estimate the transient beams of 35 meters and the fault distance. Instead of using the rental equation algorithm, for example, the Fourier method, the attenuating signal model, the 115323 16 least squares calculation curve fitting methods or the wavelet method are also used.

Edullisin toteutustapa maasulkuvian etäisyyden laskennassa on se, jossa vian aikana mitataan pää-5 muuntajan syöttökennosta nollajännite ja yhden vaiheen virta, jolloin tarvitaan vain yksi kaksikanavainen mittausyksikkö. Muuntajan syöttökennomittauksia käytettäessä tarvitsee johtolähtökohtaisesti tietää katkaisijan tilatieto, joka myös vanhoilla sähköasemalla 10 on yleensä käytettävissä.The most preferred embodiment for calculating the earth fault distance is one where the zero voltage and one phase current are measured from the main 5 transformer supply cell, requiring only one two-channel measurement unit. When using transformer feeder cell measurements, it is necessary to know the circuit breaker status information, which is also generally available at the old substation 10.

Muut vaihtoehtoiset ratkaisut edellyttävät lukumääräisesti enemmän mittauksia. Lisäksi ne muunnelmat, jotka käyttävät johtolähtökohtaisia virtojen mittauksia, edellyttävät myös tietoliikenneyhteyden 15 olemassaoloa lähdön suojareleelle saakka.Other alternative solutions require a greater number of measurements. In addition, variants that use line-specific current measurements also require the existence of a communication link 15 up to the output protection relay.

Transienttiparametrien estimointi ja vika-etäisyyden laskenta on edullisinta toteuttaa differen-tiaaliyhtälöalgoritmilla, koska se on laskentaominai-suuksiltaan nopein ja vaatii vähiten laskentakapasi-20 teettia.The estimation of the transient parameters and the calculation of the fault distance is most advantageously carried out by a differential equation algorithm because it has the fastest computational properties and requires the least computational capacity.

Keksintöä ei rajata pelkästään edellä esitettyjä sovellusesimerkkejä koskevaksi, vaan monet muun-:· nokset ovat mahdollisia pysyttäessä patenttivaatimus- ten määrittelemän keksinnöllisen ajatuksen puitteissa.The invention is not limited to the above embodiments only, but many modifications are possible: within the scope of the inventive idea as defined by the claims.

t • · * • » • · t t · * » · * » • · t t t * tt • · * • »• · t t · *» · * »• · t t t * t

Claims (8)

115323 17115323 17 1. Menetelmä sähkönjakeluverkon vaihejohtimen ja maan välisen eristysvian seurauksena syntyvän maa-sulun etäisyyden laskemiseksi mittauspisteestä vika-5 paikkaan, missä sähkönjakeluverkko sisältää yhden tai useamman sähköasemalta lähtevän johtolähdön, jotka on kytketty sähköaseman päämuuntajan syöttämään kiskos-toon, joka menetelmä käsittää vaiheet: määritetään transientin alkuhetki mitatun jännit-10 teen perusteella; suodatetaan pois mitatun jännitteen ja virran pe-rustaajuinen komponentti; estimoidaan varaustransientin taajuus; alipäästösuodatetaan pois varaustransienttia kor-15 keampitaajuiset jännite- ja virtasignaalit; lasketaan transienttipohjaisella menetelmällä vi-kaetäisyydelle estimaatti; tunnettu siitä, että menetelmä edelleen käsittää vaiheet: 20 mitataan yhden vaihevirran ja nollajännitteen ar voja tai niihin verrannollisia suureita sähköaseman syöttökennossa; ·' kerrotaan mitattu vaihevirta kertoimella 1.5 ja/tai -3.0; : J 25 lasketaan transienttipohjaisella menetelmällä in- , duktanssin arvo; valitaan positiivinen induktanssin arvo; * · vähennetään vikaetäisyyden estimointia varten va- * · litusta induktanssin arvosta kaksi kolmasosaa kertaa 30 sähköaseman päämuuntajan induktanssin arvo; ja : ·' arvioidaan vikaetäisyys vertaamalla laskettua in- duktanssin arvoa johdon induktanssiin.A method for calculating a ground fault distance from a measuring point from a measuring point to fault-5 resulting from a phase conductor of a power distribution network and a ground failure, wherein the power distribution network includes one or more power outputs from the substation on the basis of the measured voltage 10; filtering off the fundamental frequency component of the measured voltage and current; estimating the frequency of the charge transient; low-pass filtering out voltage and current signals higher than 15 times the charge transient; calculating, by the transient-based method, the estimate of the wavelength; characterized in that the method further comprises the steps of: measuring values of a single phase current and a zero voltage, or proportional quantities thereof, in a supply cell of a substation; · 'Multiplied by the measured phase current by a factor of 1.5 and / or -3.0; : J 25 calculates, using the transient-based method, the value of in-, ductance; selecting a positive inductance value; * · Subtract two thirds from the inductance value selected for fault distance estimation * · The inductance value of 30 substations main transformers; and: · 'estimate the fault distance by comparing the calculated inductance value with the line inductance. 2. Patenttivaatimuksen 1 mukainen menetelmä, tunnettu siitä, että menetelmä edelleen käsittää * · 35 vaiheet: 115323 18 mitataan kolmen vaihejännitteen ja yhden vaihevir-ran arvoja tai niihin verrannollisia suureita sähkö-aseman syöttökennossa; määrätään transientin alkuhetki viallisen vaiheen 5 jännitteen perusteella; kerrotaan mitattu vaihevirta kertoimella 1.5 ja/tai -3.0; lasketaan jollakin transienttipohjaisella menetelmällä induktanssin arvo käyttämällä viallisen vaiheen 10 jännitettä ja mainittua kerrottua virran arvoa; valitaan positiivinen induktanssin arvo; ja arvioidaan vikaetäisyys vertaamalla laskettua induktanssin arvoa johdon induktanssiin.A method according to claim 1, characterized in that the method further comprises * · 35 steps: 115323 18 measuring values of three phase voltages and one phase current, or their corresponding quantities, in the supply cell of an electric station; determining the starting moment of the transient based on the voltage of the faulty step 5; multiplying the measured phase current by a factor of 1.5 and / or -3.0; calculating, by any transient-based method, the inductance value using the voltage of the faulty step 10 and said multiplied current value; selecting a positive inductance value; and estimating the fault distance by comparing the calculated inductance value with the line inductance. 3. Patenttivaatimuksen 1 mukainen menetelmä, 15 tunnettu siitä, että menetelmä edelleen käsittää vaiheet: mitataan sähköaseman nollajännitteen ja summavir-ran arvoja lähdön alussa; kompensoidaan summavirran transientista lähdön 20 maakapasitanssien vaikutus; lasketaan estimaatti johdon induktanssille käyttämällä jotakin transienttipohjaista menetelmää sekä mi-:. tattuja nollajännitettä ja summavirtaa; vähennetään lasketusta induktanssin arvosta kaksi 25 kolmasosaa kertaa sähköaseman päämuuntajan induktans- i t s in arvo; ja • » arvioidaan vikaetäisyys vertaamalla laskettua in- * · : ·’ duktanssin arvoa johdon induktanssiin.A method according to claim 1, characterized in that the method further comprises the steps of: measuring the values of the substation zero voltage and the sum current at the start of the output; compensating for the effect of the earth capacitances of the transient output 20 of the sum current; calculate an estimate of the line inductance using any transient-based method plus mi- :. guaranteed zero voltage and total current; subtracting from the calculated inductance value two 25 thirds of the substation main transformer inductance t s value; and • »estimating the fault distance by comparing the calculated value of the in * ·: · 'ductance with the wire inductance. 4. Patenttivaatimuksen 1 mukainen menetelmä, 30 tunnettu siitä, että menetelmä edelleen käsittää ; 1 : vaiheet: mitataan sähköaseman nollajännitteen sekä kolmen vaihevirran arvoja lähdön alussa; määrätään transientin alkukohta nollajännitteen ·.* 35 perusteella; > i * k » 115323 19 lasketaan estimaatti johdon induktanssille käyttämällä jotakin transienttipohjaista menetelmää sekä mitattua nollajännitettä ja viallisen vaiheen virtaa; vähennetään lasketusta induktanssin arvosta kaksi 5 kolmasosaa kertaa sähköaseman päämuuntajan induktanssin arvo; ja arvioidaan vikaetäisyys vertaamalla laskettua induktanssin arvoa johdon induktanssiin.A method according to claim 1, characterized in that the method further comprises; 1: Phases: Measure the values of the substation zero voltage and the three phase currents at the beginning of the output; determining the origin of the transient based on a zero voltage ·. * 35; > i * k »115323 19 calculate an estimate of the line inductance using any transient-based method plus the measured zero voltage and faulty phase current; subtracting from the calculated inductance value two 5/3 times the value of the substation main transformer inductance; and estimating the fault distance by comparing the calculated inductance value with the line inductance. 5. Järjestelmä sähkönjakeluverkon vaihejohti-10 men ja maan välisen eristysvian seurauksena syntyvän maasulun etäisyyden laskemiseksi mittauspisteestä vi-kapaikkaan, joka järjestelmä käsittää: ainakin yhden sähköaseman (20); sähkönjakeluverkon sisältäen yhden tai useamman 15 sähköasemalta lähtevän johtolähdön (25), jotka on kytketty sähköaseman (20) päämuuntajan (22) syöttämään kiskostoon (24); määritysvälineet (27) transientin alkuhetken määrittämiseksi mitatun jännitteen perusteella; 20 suodattimen (26) mitatun jännitteen ja virran pe- rustaajuisen komponentin suodattamiseksi pois; ensimmäiset estimointivälineet (27) varaustran-sientin taajuuden arvioimiseksi; alipäästösuodattimen (26) varaustransienttia kor-25 keampitaajuisten jännite- ja virtasignaalien pois suo-dattamiseksi ; vikaetäisyyden estimointivälineet (27) transient- 1 * · tipohjaisella menetelmällä tapahtuvaa vikaetäisyyden laskentaa varten; 30 tunnettu siitä, että järjestelmä edel- ; ·'; leen käsittää: • » ensimmäiset mittausvälineet (23) yhden vaihevirran (Iv) ja nollajännitteen (U0) arvojen tai niihin verran-nollisien suureiden mittaamiseksi sähköaseman (20) ' i '··’ 3 5 syöttökennossa ; kertojan (27) mitatun vaihevirran kertomiseksi kertoimella 1.5 tai -3.0; 115323 20 induktanssin laskentavälineet (27) jollakin tran-sienttipohjaisella menetelmällä tapahtuvan induktanssin arvon (L) laskemiseksi; valitsimen (27) positiivisen induktanssin arvon 5 valitsemiseksi,- ensimmäisen laskurin (27), jossa vähennetään valitusta induktanssin arvosta kaksi kolmasosaa kertaa sähköaseman (20) päämuuntajan (22) induktanssin arvo (2/3*LT) ; ja 10 toisen laskurin (27) vikaetäisyyden arvioimiseksi vertaamalla laskettua induktanssin arvoa johdon induktanssiin.A system for calculating an earth fault distance from a measuring point to a fault location caused by an earth fault between the phase conductor 10 of the electricity distribution network and the system comprising: at least one substation (20); an electricity distribution network including one or more line outputs (25) from the substation connected to a rail (24) supplied by the main transformer (22) of the substation (20); determining means (27) for determining the initial moment of the transient based on the measured voltage; 20 filters (26) for filtering out the fundamental frequency component of the measured voltage and current; first estimating means (27) for estimating the frequency of the charge transient; a low-pass filter (26) charge transient for filtering out higher-frequency voltage and current signals; fault distance estimation means (27) for calculating a fault distance using a transient-1 * · tip-based method; 30 characterized in that the system is pre-; · '; The leen comprises: • first measuring means (23) for measuring values of one phase current (Iv) and zero voltage (U0) or quantities equal thereto in the supply cell of the substation (20) 'i' ···; a multiplier (27) for multiplying the measured phase current by a factor of 1.5 or -3.0; 115323 20 inductance calculating means (27) for calculating an inductance value (L) by any of a transient based method; a selector (27) for selecting a positive inductance value 5, a first counter (27) subtracting from the selected inductance value two-third times the inductance value (2/3 * LT) of the substation (20) of the substation (20); and 10 second counters (27) for estimating the fault distance by comparing the calculated inductance value with the line inductance. 6. Patenttivaatimuksen 5 mukainen järjestelmä, tunnettu siitä, että järjestelmä edelleen kä- 15 sittää: toiset mittausvälineet (23) kolmen vaihejännitteen (UR, Us, Ut) ja yhden vaihevirran (Iv) arvojen tai niihin verrannollisien suureiden mittaamiseksi sähköaseman (20) syöttökennossa; 20 määritysvälineet (27) transientin alkuhetken mää rittämiseksi viallisen vaiheen jännitteen perusteella; kertojan (27) mitatun vaihevirran kertomiseksi kertoimella 1.5 tai -3.0; induktanssin laskentavälineet (27) jollakin tran-’> . 25 sienttipohjaisella menetelmällä tapahtuvan induktans- ' | sin arvon (L) laskemiseksi käyttämällä viallisen vai heen jännitettä ja mainittua kerrottua virran arvoa; • * * • ·’ mainitun valitsimen (27) positiivisen induktanssin arvon valitsemiseksi; ja 30 mainitun toisen laskurin (27) vikaetäisyyden arvi- ; * : oimiseksi vertaamalla laskettua induktanssin arvoa johdon induktanssiin.System according to claim 5, characterized in that the system further comprises: second measuring means (23) for measuring the values of three phase voltages (UR, Us, Ut) and one phase current (Iv) in the supply cell of the substation (20); Determining means (27) for determining the onset of the transient based on a faulty phase voltage; a multiplier (27) for multiplying the measured phase current by a factor of 1.5 or -3.0; inductance calculating means (27) by any tran - '>. 25 inductance by the sponge-based method sin to calculate a value (L) using the voltage of the faulty phase and said multiplied current value; • * * • · 'for selecting a positive inductance value of said selector (27); and 30, estimating a fault distance of said second counter (27); *: function by comparing the calculated inductance value with the wire inductance. 7. Patenttivaatimuksen 5 mukainen järjestel-mä, tunnettu siitä, että järjestelmä edelleen kä- ;·’ 35 sittää: t 115323 21 kolmannet mittausvälineet (23) sähköaseman (20) nollajännitteen (UQ) ja summavirran (IQ) arvojen mittaamiseksi lähdön alussa; kompensointivälineet (27) lähdön maakapasitanssien 5 vaikutuksen kompensoimiseksi summavirran transientista; toiset estimointivälineet (27) johdon induktanssin arvioimiseksi käyttämällä jotakin transienttipohjaista menetelmää sekä mitattuja nollajännitettä ja summavir-10 taa; mainitun ensimmäisen laskurin (27), jossa vähennetään lasketusta induktanssin arvosta kaksi kolmasosaa kertaa sähköaseman (20) päämuuntajan (22) induktanssin arvo (2/3*LT) ; ja 15 mainitun toisen laskurin (27) vikaetäisyyden arvi oimiseksi vertaamalla laskettua induktanssin arvoa johdon induktanssiin.A system according to claim 5, characterized in that the system further comprises: 115323 21 third measuring means (23) for measuring the values of the zero voltage (UQ) and the sum current (IQ) of the substation (20) at the start of the output; compensation means (27) for compensating the effect of the output ground capacitances 5 from the sum current transient; second estimating means (27) for estimating line inductance using any of a transient-based method and measured zero voltage and sum current; said first counter (27) subtracting from the calculated inductance value two-thirds the inductance value (2/3 * LT) of the main transformer (22) of the substation (20); and 15 for estimating a fault distance of said second counter (27) by comparing the calculated inductance value with the line inductance. 8. Patenttivaatimuksen 5 mukainen järjestelmä, tunnettu siitä, että järjestelmä edelleen kä-20 sittää: neljännet mittausvälineet (23) sähköaseman (20) nollajännitteen (U0) sekä kolmen vaihevirran (IR, Is, IT) arvojen mittaamiseksi lähdön alussa; määritysvälineet (27) transientin alkuhetken mää- ,: 25 rittämiseksi mitatun nollajännitteen (UD) perusteella; < · ifj kolmannet estimointivälineet (27) johdon induk- * . , tanssin arvioimiseksi käyttämällä jotakin transientti- * ♦ pohjaista menetelmää sekä mitattuja nollajännitettä ja * * ·' viallisen vaiheen virtaa; 30 mainitun ensimmäisen laskurin (27), jossa vähenne tään lasketusta induktanssin arvosta kaksi kolmasosaa ; kertaa sähköaseman (20) päämuuntajan (22) induktanssin arvo (2/3*LT) ; ja mainitun toisen laskurin (27) vikaetäisyyden arvi-35 oimiseksi vertaamalla laskettua induktanssin arvoa johdon induktanssiin. » 22 115323A system according to claim 5, characterized in that the system further comprises: fourth measuring means (23) for measuring the values of the zero voltage (U0) of the substation (20) and three phase currents (IR, Is, IT) at the start of the output; determining means (27) for detecting the amount of initial transient based on the measured zero voltage (UD); <· Ifj third estimation means (27) for the management induct *. , for estimating dance using some transient * ♦ based method plus measured zero voltage and * * · 'defective phase current; 30 said first counter (27) subtracting two-thirds from the calculated inductance value; times the value of the inductance (2/3 * LT) of the main transformer (22) of the substation (20); and said second counter (27) for calculating a fault distance estimate-35 by comparing the calculated inductance value with the line inductance. »22 115323