where f1 is the frequency of DMC an

where f1 is the frequency of DMC and fa is the frequency of DSC, if it is existed, otherwise fa is chosen as the frequency of the second main component. It should be noted that faults on the main feeder do not generate subordinate component with considerable amplitude. To observe the trend of subordinate component, 3-phase faults are simulated on branches 1–6 in distribution system of Fig. 1, and the frequency spectrum of V1 are shown for each fault in Fig. 5. As shown in this figure, in addition to DMCs, DSCs are also generated. Frequencies of DSCs are 4993, 6571, 7191, 10,940, 12,200, and 14,520 Hz respectively. Table 1 shows the values of DF for Fig. 5a–f respectively. In Fig. 5a there are three subordinate components with considerable amplitude for faults occurred on the first branch. So first subordinate component with lower frequency is picked up to calculate DF in Eq. (1). Table 1 indicates that by increasing the number of nodes between faulted branch and substation, the value of DF increases regularly. Simulating faults in different points shows that value of DF along each branch is almost constant. Considering increasing trend of DF versus increasing the distance of faulted branch from substation, DF can be used as a criterion to identify faulted branch in distribution systems. So, the proposed algorithm for identification of faulted section and calculation of fault distance from substation in a distribution system can be summarized as follows:
Step 1: DMC and DSC (if any) of the TW in V1 are identified and DF is calculated using Eq. (1).
Step 2: Using generated database, branches whose frequency curves contain DMCF are identified and DF is calculated for each branch.
Step 3: The faulted branch is identified by comparing the DF value for fault with the DF value associated with identified branches in the previous step.
Step 4: Fault distance is calculated based on the DMCF using frequency–distance curve associated with faulted branch. Although the above mentioned results are presented for 3-phase faults, simulation results show that the frequency components in frequency spectrum of V1, for all types of faults except SLG happened at the same positions, are identical. Hence, the extracted curves for the 3-phase faults can be used for identification of the faulted section and fault distance of all fault types except SLG.

Kết quả (Việt) 1:

nơi f1 là tần số của DMC và fa là tần số của DSC, nếu nó tồn tại, nếu không fa được chọn làm tần số của các thành phần chính thứ hai. Cần lưu ý rằng lỗi trên các feeder chính không tạo ra các thành phần phụ thuộc với biên độ đáng kể. Để quan sát xu hướng của phụ thuộc thành phần, giai đoạn 3 lỗi được mô phỏng trên cành 1-6 trong hệ thống phân phối của hình 1, và quang phổ tần số của V1 được hiển thị cho mỗi lỗi trong hình 5. Như minh hoạ trong hình này, ngoài DMCs, DSCs cũng được tạo ra. Tần số của DSCs là 4993, 6571, 7191, 10.940 người, 12,200 và 14.520 Hz tương ứng. Bảng 1 cho thấy các giá trị của DF cho hình 5a-f tương ứng. Trong hình 5a có những ba phụ thuộc thành phần với biên độ đáng kể, cho lỗi xảy ra trên các chi nhánh đầu tiên. Do đó, thành phần phụ thuộc đầu tiên với tần số thấp được chọn để tính toán DF trong Eq. (1). Bảng 1 cho thấy rằng bằng cách tăng số lượng các nút giữa faulted chi nhánh và trạm biến áp, giá trị của DF làm tăng thường xuyên. Mô phỏng lỗi tại các điểm khác nhau cho thấy rằng giá trị của DF dọc theo mỗi chi nhánh là hầu như không đổi. Xem xét các xu hướng ngày càng tăng của DF so với tăng khoảng cách faulted chi nhánh từ trạm biến áp, DF có thể được sử dụng như là một tiêu chí để xác định faulted chi nhánh trong hệ thống phân phối. Vì vậy, thuật toán được đề xuất để xác định các phần faulted và tính toán khoảng cách lỗi từ trạm biến áp trong một hệ thống phân phối có thể được tóm tắt như sau:Bước 1: DMC và DSC (nếu có) của TW ở V1 được xác định và DF được tính bằng cách sử dụng Eq. (1).Bước 2: Sử dụng tạo ra cơ sở dữ liệu, chi nhánh đường cong tần số có chứa DMCF được xác định và DF được tính cho mỗi chi nhánh.Bước 3: Chi nhánh faulted được xác định bằng cách so sánh giá trị DF cho lỗi với giá trị DF liên kết với các chi nhánh được xác định trong bước trước.Bước 4: Khoảng cách lỗi được tính dựa trên DMCF bằng cách sử dụng đường cong tần số-khoảng cách liên kết với faulted chi nhánh. Mặc dù kết quả nêu được trình bày cho giai đoạn 3 lỗi, kết quả mô phỏng Hiển thị các thành phần tần số trong phổ tần số của V1, cho tất cả các loại lỗi ngoại trừ SLG xảy ra tại các vị trí tương tự, là giống hệt nhau. Do đó, các đường cong trích xuất cho các lỗi 3-giai đoạn có thể được sử dụng để xác định khoảng cách mục và lỗi faulted của tất cả các loại lỗi ngoại trừ SLG.

Kết quả (Việt) 2:

nơi f1 là tần số của DMC và fa là tần số của DSC, nếu nó tồn tại, nếu không fa được chọn là tần số của thành phần chính thứ hai. Cần lưu ý rằng lỗi trên các tuyến trung chuyển chính không tạo ra thành phần cấp dưới với biên độ đáng kể. Để quan sát các xu hướng của thành phần cấp dưới, các đứt gãy 3 pha được mô phỏng trên cành 1-6 trong hệ thống phân phối của hình. 1, và phổ tần số của V1 được hiển thị cho mỗi lỗi trong hình. 5. Như thể hiện trong hình này, ngoài DMCs, DSCs cũng được tạo ra. Tần số của DSCs là 4993, 6571, 7191, 10.940, 12.200, và 14.520 Hz tương ứng. Bảng 1 cho thấy các giá trị của DF cho hình. 5a-f tương ứng. Trong hình. 5a có ba thành phần cấp dưới với biên độ đáng kể cho những lỗi xảy ra trên các chi nhánh đầu tiên. Thành phần cấp dưới vì vậy đầu tiên với tần số thấp hơn được chọn để tính toán DF trong Eq. (1). Bảng 1 chỉ ra rằng bằng cách tăng số lượng các nút giữa chi nhánh đứt gãy và trạm biến áp, giá trị của DF tăng thường xuyên. Mô phỏng lỗi tại các điểm khác nhau cho thấy giá trị của DF dọc theo mỗi chi nhánh là gần như không đổi. Xem xét xu hướng ngày càng tăng của DF so với cách tăng khoảng cách của chi nhánh đứt gãy từ trạm biến áp, DF có thể được sử dụng như là một tiêu chí để xác định chi nhánh đứt gãy trong các hệ thống phân phối. Vì vậy, các thuật toán đề xuất để xác định các phần đứt gãy và tính toán khoảng cách từ trạm biến áp lỗi trong một hệ thống phân phối có thể được tóm tắt như sau:
Bước 1: DMC và DSC (nếu có) của TW trong V1 được xác định và DF được tính bằng cách sử dụng phương . . (1)
Bước 2: Sử dụng cơ sở dữ liệu được tạo ra, các chi nhánh có đường cong tần số chứa DMCF được xác định và DF được tính cho từng ngành.
Bước 3: Các chi nhánh bị sự cố được xác định bằng cách so sánh giá trị DF cho lỗi với các giá trị DF liên quan với các ngành được xác định . ở bước trước
Bước 4: khoảng cách Fault được tính toán dựa trên DMCF sử dụng đường cong tần số khoảng cách liên kết với chi nhánh đứt gãy. Mặc dù các kết quả nêu trên được trình bày cho những lỗi 3 pha, kết quả mô phỏng cho thấy rằng các thành phần tần số trong dải tần số của V1, cho tất cả các loại lỗi trừ SLG xảy ra tại các vị trí tương tự, giống hệt nhau. Do đó, các đường cong được chiết xuất cho những lỗi lầm 3 pha có thể được sử dụng để xác định các mục và khoảng cách lỗi là lỗi của tất cả các loại lỗi trừ SLG.