Come i componenti simmetrici contribuiscono ad Accurate Fault Location nelle reti di distribuzione

Matematicamente, la trasformazione viene eseguita utilizzando l'operatore Fortescue [a = 1 ⁇ 120°].

• I0 = (Ia + Ib + Ic) / 3
• I1 = (Ia + a·Ib + a2·Ic) / 3
• I2 = (Ia + a2·Ib + a·Ic) / 3

Le tensioni sono decomposte allo stesso modo. Questa trasformazione è lineare e invertibile, il che significa che le quantità di fase originali possono essere recuperate in qualsiasi momento. Lavorando con componenti simmetriche, gli ingegneri convertono una condizione complessa sbilanciata in tre semplici reti bilanciate che possono essere analizzate separatamente utilizzando tecniche standard per-fase. Questo è particolarmente utile per l'analisi dei guasti perché diversi tipi di guasto producono modelli distinti nei componenti di sequenza, rendendo l'identificazione e la posizione più semplice.

Perché il dominio di sequenza è utile per le guasti

In un funzionamento equilibrato dello stato costante, esistono solo componenti di sequenza positiva; sequenze negative e zero sono zero. Quando si verifica un guasto, la simmetria del sistema è rotta, causando componenti di calcolo negativi e zero-sequenza da comparire. L'ampiezza e gli angoli di fase relativi di questi componenti si correlano direttamente con il tipo di guasto e la posizione.

Impatto sbilanciato nelle reti di distribuzione

Le reti di distribuzione sperimentano una varietà di tipi di guasto, ognuna presentando un modello unico di componenti simmetrici. Capire questi modelli è il primo passo verso una posizione di errore accurata.

Predefinizioni singole (SLG)

Per una fase di errore A-to-ground, il diagramma di rete di sequenza mostra le reti di sequenza positive, negative e zero connesse in serie al punto di errore. La corrente di guasto comprende tutti e tre i componenti di sequenza, con la corrente di zero-sequenza che scorre attraverso il percorso neutro.

Guasti linea-to-line (LL)

Un difetto LL (ad esempio, fase B alla fase C) non comporta terreno, quindi i componenti di sequenza zero sono assenti (a meno che il sistema non sia incentrato, che è raro). Le reti di sequenza positiva e negativa si connettono in parallelo al punto di errore. La corrente di guasto è dominata da sequenze positive e negative di magnitudine approssimativamente uguali, con sequenza zero vicino a zero.

Predefinizioni a doppia linea (DLG)

I difetti DLG coinvolgono due fasi e terra. La rete di sequenza consiste in tutte e tre le reti collegate in parallelo al punto di errore. Entrambe le sequenze negative e zero appaiono ma hanno magnitudine diverse rispetto ai difetti SLG. DLG spesso producono correnti di guasto superiori a difetti monofase ma inferiori a errori trifase. Il rapporto tra zero e negativo aiuta a differenziare DLG da altri difetti di base.

Predefinizioni a tre fasi

Un difetto bilanciato trifase (chiamato anche guasto simmetrico trifase) è il più grave ma meno comune. Poiché il difetto è simmetrico, esistono solo componenti di sequenza positiva; le sequenze negative e zero rimangono zero. Mentre i componenti simmetriche non sono strettamente necessari per analizzare i guasti bilanciati, la loro assenza da sequenze negative e zero è ancora un indicatore diagnostico utile.

Applicazione a posizione predefinita

L'essenza della posizione di guasto utilizzando componenti simmetrici consiste nel confrontare le quantità di fase misurate in una sottostazione o in un punto con la misurazione dei valori teorici derivati dai modelli di rete di sequenza.

Misurazione e Calcolo dei componenti di sequenza

Il primo passo è quello di registrare le tensioni e le correnti trifase all'estremità della sorgente (o a più punti se si utilizzano algoritmi multi-end). Questi phasors devono essere allineati nel tempo, che possono richiedere misurazioni GPS time-stamping.

Determinazione del tipo di guasto da Sequence Signatures

Una volta ottenuti i componenti di sequenza misurati, il tipo di guasto può essere identificato esaminando la presenza e la magnitudine relativa di sequenze negative e zero.

• SLG:[] I2 e I0 presenti; I0 è significativamente più grande di I2.
• LL:] I2 presente; I0 è zero (o trascurabilmente piccolo).
• DLG:[] I2 e I0 presenti; I0 è simile o più grande di I2, ma non dominante come in SLG.
• Tre fasi:[ I2 = I0 = 0.

Il riconoscimento del modello più avanzato, come i controlli logici sugli angoli di fase, può essere utilizzato quando esiste l'ambiguità. Questo passaggio è vitale perché ogni tipo di guasto richiede una formula di calcolo a distanza diversa.

Estimare la distanza di guasto utilizzando il metodo di reazione

Una delle tecniche più utilizzate è la posizione di errore basata sull'impedenza, che sfrutta i componenti di sequenza per cancellare il carico e altri disturbi. Per un sistema di single-end, l'impedenza apparente dal punto di misura al difetto è Z[LT:0] [FLT:]] [FLT:]]] = V_{]] f[FLT] [FLT]}

d = (Imag[V[_]a]]] / [[_]a + k0 · I0)]] / Imag[z₁]]]]]]

dove z₁] è l'impedenza della linea di sequenza positiva per lunghezza unitaria, e k0 = (z0 – z1) / z1 è un fattore di compensazione che rappresenta la differenza tra l'impedenza di sequenza zero e positiva. Utilizzando la parte immaginaria (reazione), il metodo diventa meno sensibile alla resistenza di guasto, che è tipicamente resistivo e non contribuisce alla reattività.

Per i guasti LL, la distanza è calcolata dai loop di sequenza positiva e negativa, mentre per i guasti DLG, il loop di sequenza zero fornisce ulteriori informazioni. L'accuratezza del metodo dipende dalla conoscenza precisa dei parametri di linea, dall'assunzione di mezzo omogeneo (se si utilizza un singolo fine), e dall'assenza di corrente di carico durante il guasto (che è ragionevolmente valida se il difetto è ad alta corrente).

Pratiche sfide e soluzioni

Mentre i componenti simmetrici forniscono una solida base per la posizione dei guasti, i sistemi di distribuzione del mondo reale introducono complessità che devono essere affrontate per risultati accurati.

Impatto di Generazione Distribuita

La proliferazione dei pannelli solari, delle turbine eoliche e di altre risorse energetiche distribuite (DER) ha cambiato i profili correnti di guasto nelle reti di distribuzione. I DER possono contribuire alla corrente di errore che non è continua (le sorgenti basate su inverter hanno una magnitudine di corrente limitata e angoli di fase differenti rispetto ai generatori di sincronizzazione).

Trattare con effetti transitori e subtransienti

Immediatamente dopo un guasto, la corrente di errore contiene componenti transitori (DC offset) e, per sorgenti sincroni, reagizioni subtransienti e transitorie. I componenti di sequenza derivati da dati pre-fault o di primo ciclo possono differire da valori stabili-stato. Per mitigare questo algoritmo, i relè numerici moderni applicano il filtraggio digitale (ad esempio, la trasformazione discreta di Fourier con un ciclo di guasto o le finestre di cortocircuito)

Linee di accoppiamento e non omogenee

Nei circuiti di distribuzione, in particolare i cavi sotterranei o le linee aeree con più circuiti sulla stessa torre, l'accoppiamento induttivo reciproco tra fasi e tra circuiti paralleli influisce sull'impedenza di zero-sequenza significativamente. Il modello di componente simmetrico deve includere impedimenti reciproci nella rete di zero-sequenza.

Confronto con altre tecniche di localizzazione di default

I metodi di impedenza basati su componenti simmetrici non sono l'unico strumento nella cassetta degli strumenti dell'ingegnere, mentre altri due approcci di rilievo sono metodi di onda di viaggio e metodi basati sull'apprendimento.

Metodi d'onda di trasporto \ / strong> utilizzare il tempo di volo delle onde elettromagnetiche di viaggio generate dal guasto. Sono veloci e precisi (errore di μμμ10m) ma richiedono elevati tassi di campionamento (MHz) e sensori dedicati. Sono meno colpiti dalla resistenza di guasto, dal carico e dalla configurazione di sistema. Tuttavia, sono più costosi e complessi da distribuire rispetto ai metodi di impedenza.