یک روش بهبود یافته برای مکان‌یابی آنلاین خطا مبتنی بر واحد اندازه‌گیری فازور در خطوط انتقال با در نظر گرفتن حد حرارتی

محورهای موضوعی : انرژی های تجدیدپذیر

محمدرضا رضائی ¹ (گروه مهندسی برق- واحد اراک، دانشگاه آزاد اسلامی، اراک، ایران)
سید رضا هادیان امرئی ² (گروه مهندسی برق- واحد جیرفت، دانشگاه آزاد اسلامی، جیرفت، کرمان، ایران)
محمدرضا میوه ³ (دانشکده مهندسی برق- دانشگاه تفرش، تفرش، ایران)

تاریخ دریافت : 1400/08/21 تاریخ پذیرش : 1400/11/12 تاریخ انتشار : 1402/03/01

کلید واژه: تخمین آنلاین محل خطا, تخمین پارامترهای خطوط, حد حرارتی, خطوط جبران شده با خازن سری, واحد اندازه‌گیری فازور,

چکیده مقاله :

در این مقاله، یک روش بهبود‎‎یافته آنلاین برای تخمین همزمان پارامترها و محل‎خطا در خطوط انتقال مبتنی بر واحدهای اندازه گیری فازور ‌نصب‎ شده در دو ‎طرف خط انتقال پیشنهاد شده است. برخلاف روش‌های آفلاین، این روش به مشخصات هندسی خطوط، مقاومت ‎خطا و امپدانس منابع معادل تونن بستگی ندارد. مهمترین کاربرد مدل‌سازی خطوط، تخمین حد‎ حرارتی خطوط انتقال است که ظرفیت انتقال توان را محدود می‌سازد. روش‌های آفلاین به کار‎ رفته، باعث بدون استفاده ماندن بخشی از ظرفیت انتقال توان و ایجاد تراکم غیر‎واقعی در سیستم انتقال می‌شوند. بنابراین، تخمین حد حرارتی باید به روشی تعیین گردد که بهصورتآنلاین بوده و دارای دقت و سرعت مناسبی باشد. محاسبه حد حرارتی کار پیچیده ای است که نیاز به تخمین پارامترهای خطوط، محاسبه دمای خطوط و تعیین شرایط آب و هوایی محیط اطراف خطوط مورد مطالعه دارد. لذا در این مقاله، روش جدیدی مبتنی بر ترکیب روش پایش مستقیم دمای هادی و روش مبتنی بر شرایط آب و هوایی پیشنهاد شده است. در این روش، ابتدا پارامترهای خط انتقال تخمین زده شده و سپس با استفاده از این پارامترها و شرایط آب و هوایی خط مورد نظر، حد حرارتی به صورت آنلاین محاسبه می گردد. برای انجام فرآیند تخمین همزمان محل خطا و پارامترهای خطوط از روش حداقل مربعات غیرخطی (NLS) استفاده شده است. شبیه سازی ها در محیط نرم‌افزاری متلب و بر روی یک سیستم انتقال استاندارد با جبران ساز سری انجام شده است. نتایج شبیه سازی نشان می دهد که روش پیشنهادی از دقت و سرعت بالایی برخوردار بوده و می تواند نقش بسزایی در افزایش سرعت تعمیر خطوط و قابلیت اطمینان سیستم و همچنین کاهش زیان‌های اجتماعی و اقتصادی داشته باشد.

چکیده انگلیسی:

In this paper, an improved online method for simultaneous estimation of parameters and fault location in transmission lines based on Phasor Measurement Units (PMUs) installed on both sides of the transmission line is proposed. Unlike offline methods, the proposed method does not depend on the geometric characteristics of the lines, the fault resistance and the impedance of the equivalent Thevenin sources. The most important application of line modeling is to estimate the thermal rating of transmission lines, which limits the power transmission capacity. Offline methods cause part of the power transmission capacity to be unused and create unrealistic congestion in the transmission system. Therefore, the estimation must be determined in a way that is online and has the appropriate accuracy and speed. Calculating the thermal rating is a complex task that requires estimating the parameters of the lines, calculating the temperature of the lines and determining the climatic conditions of the environment around the studied lines. Therefore, a new method based on a combination of direct conductor temperature monitoring method and method based on climatic conditions is proposed in this paper. In this method, first, the parameters of the transmission line are estimated and then using these parameters and the weather conditions of the desired line, the thermal rating is calculated online. In this paper, the Nonlinear Least Squares (NLS) method is used to perform the process of simultaneously estimating the fault location and line parameters. The simulations were performed in the MATLAB software environment on a standard series capacitor-compensated transmission lines. The simulation results show that the proposed method has high accuracy and speed and can play a significant role in increasing the speed of line repairs and system reliability and reducing social and economic losses.

منابع و مأخذ:

[1] C. Li, Y. Zhang, H. Zhang, Q. Wu, V. Terziia, ''Measurement-based transmission line parameter estimation with adaptive data selection scheme'', IEEE Trans. on Smart Grid, vol. 9, Article Number: 6, pp. 5764-5773, Nov. 2018 (doi: 10.1109/TSG.2017.2696619).

[2] P.E. Farias, A.P. Morais, J.P. Rossini, G.C. Jr, ''Non-linear high impedance fault distance estimation in power distribution systems: A continually online-trained neural network approach'', Electric Power Systems Research, vol. 157, pp. 20-28, April 2018 (doi: 10.1016/j.epsr.2017.11.018).

[3] M.M. Devi, M. Geethanjali,  A.R. Devi, ''Fault  localization  for  transmission  lines  with  optimal  phasor measurement units'', Computers and Electrical Engineering, vol. 70, pp. 163-178, Aug. 2018 (doi: 10.101­6/j.co­mpeleceng.2018.01.043).

[4] D. Akmaz, M.S. Mamis, M. Arkan, M.E. Tagluk, ''Transmission line fault location using traveling wave frequencies and extreme learning machine'', Electric Power Systems Research, vol. 155, pp. 1-7, Feb. 2018 (doi: 10.1016/j.epsr.2017.09.019).

[5] P.R. Chegireddy, R. Bhimasingu, ''Synchrophasor based fault location algorithm for three terminal homog­eneous transmission lines'', Electric Power Systems Research, vol. 191, Article Number: 106889, Feb. 2021 (doi: 10.1016/j.epsr.2020.106889).

[6] A. Mouco, A. Abur, ''Improving the wide-area PMU-based fault location method using ordinary least squares estimation'', Electric Power Systems Research, vol. 189, Article Number: 106620, Dec. 2020 (doi: 10.1016­/j.e­psr.20­20.106620).

[7] S.K. Paraddi, H.S. Veena, "Wide area monitoring system- Identification and location of fault using voltage measurement", Proceeding of the IEEE/I2CT,  pp. 1-6, Bombay, India, March 2019 (doi: 10.1109/I2C­T45­611.2­019.9033813).

[8] Z.S. Chafi, H. Afrakhte, ''Wide area fault location on transmission systems using synchronized/ unsynchron­ized voltage/current measurements'', Electric Power Systems Research, vol. 197, Article Number: 107285, Aug. 2021 (doi: 10.1016/j.epsr.2021.107285).

[9] A.S. Dobakhshari, ''Wide-area fault location of transmission lines by hybrid synchronized/unsynchronized voltage measurements'', IEEE Trans. on Smart Grid, vol. 9, no. 3, pp. 1869–1877, May 2018 (doi: 10.1109/TSG.2016.2601379).

[10] A. Ansari, F.H. Fesharaki, ''Placement of phasor measurement units in power networks and optimal distribution of measurement redundancy'', Journal of Intelligent Procedures in Electrical Technology, vol. 9, no. 36, pp. 3-14, March 2019 (dor: 20.1001.1.23223871.1397.9.36.1.6).

[11] P. Ren, H.L. Ari, A. Abur, ''Tracking three phase untransposed transmission line parameters using synchronized measurements'', IEEE Trans. on Power System, vol. 33, no. 4, pp. 4155-4163, Jul. 2018 (doi: 10.1109/TPWRS.2017.2780225).

[12] X. Kong, Y. Xu, Z. Jiao, D. Dong, X. Yuan, S. Li, ''Fault location technology for power system based on information about the power internet of things'', IEEE Trans. on Industrial Informatics, vol. 16, no. 10, pp. 6682-6692, Oct. 2020 (doi: 10.1109/TII.2019.2960440).

[13] N. Peng, L. Zhou, R. Liang, H. Xu, ''Fault location of transmission lines connecting with short branches based on polarity and arrival time of asynchronously recorded traveling waves'', Electric Power Systems Research, vol. 169, pp. 184-194, April 2019 (doi: 10.1016/j.epsr.2018.12.022).

[14] A. Jain, A. Tc, M. Sahoo, ''A methodology for fault detection and classification using PMU measurements'', 20th National Power Systems Conference (NPSC), India, Dec. 2018 (doi: 10.1109/NPSC.2018.8771757).

[15] P.C. Fernandes, T.R. Honorato, F.V. Lopes, K.M. Silva, H.N.G.V Gonçalves, ''Evaluation of travelling wave-based fault location methods applied to HVDC systems'', Electric Power Systems Research, vol. 189, Article Number: 106619, Dec. 2020 (doi: 10.1016/j.epsr.2020.106619).

[16] A. Xue, F. Xu, K.E. Martin, H. You, J. Xu, L. Wang, G. Wei, ''Robust identification method for transmission line parameters that considers PMU phase angle error'', IEEE Access, vol. 8, pp. 86962-86971, May 2020 (doi: 10.1109/ACCESS.2020.2992247).

[17] S.S.M. Seyedi, F. Aminifar, S. Afsharnia, ''Parameter estimation of multi terminal transmission lines using joint PMU and SCADA data'', IEEE Trans. on Power Delivery, vol. 30, no. 3, pp. 1077-1085, June 2015 (doi: 10.1109/TPWRD.2014.2369500).

[18] A.S. Dobakhshari, ''Fast accurate fault location on transmission system utilizing wide-area unsynchronized measurements'', International Journal of Electrical Power and Energy Systems, vol. 101, pp. 234-242, Oct. 2018 (doi: 10.1016/j.ijepes.2018.03.009).

[19] S.S. M.-Seyedi, F. Aminifar, S. Afsharnia, ''Application of WAMS and SCADA data to online modeling of series-compensated transmission lines'', IEEE Trans. on Smart Grid, vol. 8, no. 4, pp. 1968-1976, July 2017 (doi: 10.1109/TSG.2015.2513378).

[20] M.R. Rezaei, S.R. H. Amrei, M.R. Miveh, ''Online identification of power transformer and transmission line parameters using synchronized voltage and current phasors'', Electric Power Systems Research, vol. 203, Article Number: 107638, Feb. 2022 (doi: 10.1016/j.epsr.2021.107638).

[21] CIGRE, ''Thermal behavior of overhead conductors'', Cigre wg12, Electra, Number: 144, pp.107-125, Oct. 1992.

[22] IEEE Standard for calculating the current-temperature of bare overhead conductors, IEEE Standard: 738-2006, Jan. 2007 (doi: 10.1109/IEEESTD.2007.301349).

[23] H. Saadat, ''Power system analysis'', 3^rd Edition, PSA Publishing LLC, pp. 1-720, Jan. 2011.

[24] A.J. Wood, B.F. Wollenberg, ''Power generation, operation and control'', 2^th Edition, Wiley-interscience Publication, pp. 1-593, 1996.

[25] A.G. Phadke, J.S. Thorp, ''Synchronized phasor measurements and their applications'', 1^st Edition, Springer Boston MA, pp. 1-248, 2008 (doi: 10.1007/978-0-387-76537-2).