The proposed algorithm in the previ

The proposed algorithm in the previous section cannot be applied to locating the SLG faults. Although grounding transformers is placed at the secondary side of sub-transmission power transformer, but due to delta connection of secondary winding, amplitude of current for SLG faults decreases significantly in comparison to the other types of fault. So, the amplitude of SLG fault generated TW, is less than the other fault types considerably and distinguishing DMCs and DSCs cannot be done precisely. Phase voltages of fault measured at substation, for 3-phase and SLG faults at 6 km on the main feeder of Fig. 1 are shown in Fig. 6. Simulating of SLG faults in different points shows that frequency spectrum of the first aerial mode voltage (V1) and the ground mode voltage (V0) are the same, but amplitude of frequency components of V0 is higher than V1. So, in this paper, application of ground mode voltage (V0) is proposed for locating SLG faults. Fig. 7 shows frequency spectrum of V1 and V0 for a SLG fault at 6 kmon the main feeder. Results of simulations show that frequency spectrum of modal voltages are identical for SLG faults on the branches and the main feeder. It should be noted that decrement in frequency versus increasing in the fault distance from substation is still a valid fact for all paths of the distribution system, but rate of the frequency decrease for faults on a branch is faster than that of faults on the main feeder. So, frequencies for the faults on the branches or on the main feeder with the same distance from substation are not equal. Therefore, if two SLG faults are occurred at point A1 on a branch and point B1 on the main feeder with the same distance from the substation, frequency components of V0 for fault at A1 is less than that of fault at B1. On the other hand, if two SLG faults are happened at points A2 and B2, equally distant from the substation, but A2 is located on a branch farther than B2, frequency components of V0 for fault at A2 is less than that of fault at B2. So the frequency difference (DF) in the frequency spectrum of V0 can also be used as a criterion for identification of faulted section. Based on the proposed criterion, by increasing the distance of the faulted branch from substation, DF values are decreased for fault locations with the same DMC frequencies. Therefore, the proposed algorithm for identifying the faulted section and calculation of the SLG fault distance from substation is summarized as follows:

Kết quả (Việt) 1:

Các thuật toán được đề xuất trong phần trước đó không thể được áp dụng để định vị các lỗi SLG. Mặc dù nền tảng máy biến áp được đặt ở phía bên thứ cấp của máy biến áp điện truyền tiểu, nhưng do đồng bằng kết nối của thứ cấp quanh co, biên độ của hiện tại cho SLG lỗi giảm đáng kể so với các loại khác của lỗi. Vì vậy, biên độ SLG lỗi được tạo ra TW, là ít hơn lỗi khác loại đáng kể và phân biệt DMCs và DSCs không thể được thực hiện chính xác. Giai đoạn điện áp của lỗi đo tại trạm, 3-giai đoạn và SLG lỗi lúc 6 km trên các feeder chính của hình 1 được thể hiện trong hình 6. Mô phỏng của SLG lỗi ở điểm khác nhau cho thấy rằng phổ tần số của các chế độ chụp từ trên không đầu tiên điện áp (V1) và điện áp chế độ mặt đất (V0) đều giống nhau, nhưng biên độ của các thành phần tần số của V0 là cao hơn so với V1. Vì vậy, trong bài báo này, các ứng dụng của điện áp chế độ mặt đất (V0) được đề xuất cho vị trí SLG lỗi. Hình 7 cho thấy phổ tần số của V1 và V0 cho một lỗi SLG lúc 6 kmon các feeder chính. Hiển thị các kết quả của mô phỏng mà phổ tần số của phương thức điện áp là giống hệt nhau cho SLG lỗi vào các chi nhánh và các feeder chính. Cần lưu ý rằng lượng tại tần số so với ngày càng tăng ở khoảng cách lỗi từ trạm vẫn còn là một thực tế hợp lệ cho tất cả các đường dẫn của hệ thống phân phối, nhưng tỷ lệ của tần số cho lỗi trên một chi nhánh giảm nhanh hơn so với lỗi trên các feeder chính. Vì vậy, tần số cho các lỗi trên các cành hoặc trên các feeder chính với cùng khoảng cách từ trạm biến áp là không bình đẳng. Do đó, nếu hai SLG lỗi đang xảy ra tại điểm A1 trên một chi nhánh và điểm B1 trên các feeder chính với cùng khoảng cách từ trạm biến áp, thành phần tần số của V0 cho lỗi ở A1 là ít hơn so với lỗi ở B1. Mặt khác, nếu hai SLG lỗi đang xảy ra tại điểm A2 và B2, bình đẳng với xa từ trạm biến áp, nhưng A2 nằm trên một chi nhánh xa hơn so với B2, thành phần tần số của V0 cho lỗi ở A2 là ít hơn so với lỗi ở B2. Vì vậy sự khác biệt của tần số (DF) trong phổ tần số của V0 cũng có thể được sử dụng như là một tiêu chí để xác định phần faulted. Dựa trên các tiêu chí được đề xuất, bằng cách tăng khoảng cách của các chi nhánh faulted từ trạm biến áp, DF giá trị được giảm cho lỗi địa điểm với tần số DMC cùng. Vì vậy, các thuật toán được đề xuất để xác định phần faulted và tính toán khoảng cách lỗi SLG từ trạm biến áp là tóm tắt như sau:

Kết quả (Việt) 2:

Các thuật toán đề xuất trong phần trước không thể được áp dụng để định vị các lỗi SLG. Mặc dù nền tảng máy biến áp được đặt ở phía thứ cấp của điện phụ truyền biến áp, nhưng do kết nối đồng bằng trung học quanh co, biên độ của hiện tại cho những lỗi lầm SLG giảm đáng kể so với các loại khác của lỗi. Vì vậy, biên độ của SLG lỗi được tạo ra TW, ít hơn so với các loại lỗi khác đáng kể và nước thành viên đang phân biệt và DSCs không thể được thực hiện một cách chính xác. Điện áp pha của lỗi đo tại trạm biến áp, 3 pha và SLG lỗi tại 6 km trên tuyến trung chuyển chính của hình. 1 được hiển thị trong hình. 6. Mô phỏng lỗi SLG tại các điểm khác nhau cho thấy phổ tần số của chế độ đầu tiên điện áp trên không (V1) và điện áp chế độ nền (V0) là như nhau, nhưng biên độ của các thành phần tần số của V0 là cao hơn so với V1. Vì vậy, trong bài báo này, áp dụng chế độ điện áp mặt đất (V0) được đề xuất để định vị lỗi SLG. Hình. 7 cho thấy phổ tần số của V1 và V0 cho một lỗi SLG lúc 6 kmon feeder chính. Kết quả mô phỏng cho thấy phổ tần số của điện áp phương thức là giống hệt nhau cho những lỗi SLG trên cành và nhánh chính. Cần lưu ý rằng lượng giảm ở tần số theo ngày càng tăng trong khoảng cách từ trạm biến áp lỗi vẫn là một thực tế có giá trị cho tất cả các đường dẫn của hệ thống phân phối, nhưng tỷ lệ giảm tần số cho những lỗi trên một nhánh là nhanh hơn so với các lỗi trên các tuyến trung chuyển chính . Vì vậy, tần số cho các lỗi về ngành, về trung chuyển chính với cùng một khoảng cách từ trạm biến áp không bằng nhau. Vì vậy, nếu hai đứt gãy SLG đang xảy ra tại thời điểm A1 trên một chi nhánh và điểm B1 trên tuyến trung chuyển chính với cùng một khoảng cách từ trạm biến áp, các thành phần tần số của V0 cho lỗi ở A1 là ít hơn so với các lỗi ở B1. Mặt khác, nếu hai lỗi SLG đang xảy ra tại các điểm A2 và B2, kém xa các trạm biến áp, nhưng A2 nằm trên một nhánh xa hơn so với B2, các thành phần tần số của V0 cho lỗi ở A2 là ít hơn so với các lỗi ở B2 . Vì vậy, sự khác biệt tần số (DF) trong phổ tần số của V0 cũng có thể được sử dụng như một tiêu chuẩn để xác định các phần đứt gãy. Dựa trên các tiêu chí đề ra, bằng cách tăng khoảng cách của chi nhánh là lỗi từ trạm biến áp, giá trị DF được giảm cho các địa điểm có lỗi với các tần số cùng DMC. Do đó, các thuật toán đề xuất để xác định các phần bị sự cố và tính toán các lỗi khoảng cách từ trạm biến áp SLG được tóm tắt như sau: