Способ дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи и устройство для его осуществления (варианты) Российский патент 2024 года по МПК G01R31/08 

Изобретение относится к электроэнергетике и может быть использовано для дистанционного определения места короткого замыкания (КЗ) на линии электропередачи (ЛЭП), находящейся под рабочим напряжением.

Известен СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ РАЗВЕТВЛЕННОЙ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (Патент на изобретение РФ №2532760, МПК Н02Н 3/16, G01R 31/08, 2013 г.), основанный на синхронизированном по времени с помощью спутниковой системы двустороннем измерении аварийных составляющих токов и напряжений, фиксации моментов времени t₁ и t₂ прихода волн к концам линии и определении по измеренной разности Δt=t₁-t₂ и известных скорости распространения электромагнитной волны ν и длине L линии электропередачи расстояния до места повреждения=(L+Δtν)/2.

Недостатками указанного способа, основанного на синхронизированных двусторонних измерениях аварийных составляющих, являются сложность технической реализации, а также существенная зависимость замера от погрешностей первичных преобразователей. Поскольку традиционные электромагнитные трансформаторы из-за своих частотных характеристик существенно искажают вторичный сигнал (особенно фронт пришедшей волны), время прихода волны, определенное по осциллограмме, может быть не точным, что повлияет на точность замера расстояния до места КЗ. Кроме того, в указанном методе скорость распространения волны принята постоянной и не даны рекомендации по ее выбору.

Известен СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (заявка на изобретение РФ №2001102357, МПК G01R 31/08, 2002 г.), который заключается в следующем. Измеряют с одной (и с другой) стороны линии фазные токи и напряжения основной частоты в момент короткого замыкания и ток предаварийного режима в фазе А. По измеренным величинам определяют расчетные значения напряжений и токов в зависимости от вида короткого замыкания. При однофазных коротких замыканиях в качестве расчетных значений используют фазное напряжение, компенсированный фазный ток и аварийную составляющую полного тока короткого замыкания; при многофазных коротких замыканиях - линейное напряжение, линейный ток и аварийную составляющую полного тока короткого замыкания. Кроме того, в расчете используют параметры схемы замещения электрической сети. Далее осуществляют итерационный процесс, на первой итерации которого коэффициент токораспределения, необходимый для определения аварийной составляющей полного тока короткого замыкания, принимают равным единице, а полное сопротивление от начала линии до места повреждения находят через расчетные величины напряжений и токов. Отношение полного сопротивления от начала линии до места повреждения к полному сопротивлению линии на первой итерации приближенно указывает, где произошло повреждение. Через найденное на первой итерации полное сопротивление, на второй итерации уточняют коэффициент токораспределения и вновь производят расчет полного сопротивления от начала линии до места повреждения (уже с откорректированным коэффициентом токораспределения). Определяют отношение полного сопротивления от начала линии до места повреждения к полному сопротивлению линии (для второй итерации). Если разница между указанным соотношением на первой и на второй итерациях меньше предварительно задаваемой величины δ, отвечающей за точность определения места повреждения (ОМП), то расчет заканчивают. Если эта разница больше, то расчет продолжают по аналогии с предыдущими итерациями, до тех пор, пока не будет достигнута заданная точность в определении места повреждения.

Недостатком способа является низкая скорость выделения комплекта замеров, пригодного для ОМП, а также необходимость создания полной схемы замещения электрической сети для определения комплексных сопротивлений прямой, обратной и нулевой последовательностей и эквивалентных электродвижущих сил (ЭДС) питающих систем по сторонам линии. Указанный недостаток может приводить к значительной погрешности в определении места повреждения из-за некорректных данных о параметрах схемы замещения питающих систем, которые могут изменяться в зависимости от режима.

Известен СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПРИ НЕСИНХРОНИЗИРОВАННЫХ ЗАМЕРАХ С ДВУХ ЕЕ КОНЦОВ (Патент на изобретение РФ №2508556, МПК G01R 31/08, 2014 г.). В способе определения места короткого замыкания на воздушной линии электропередачи, имеющей длину l, активное сопротивление R и индуктивное сопротивление X_L, соединяющей две питающие системы, измеряют с двух концов линии не синхронизированные по времени фазные токи и напряжения во время короткого замыкания, определяют поврежденные фазы, определяют относительное значение расстояния до места короткого замыкания п и физическое расстояние до места короткого замыкания со стороны конца линии с индексом ' по выражению l'=n⋅l, измеряют с двух концов линии (' - один конец линии, '' - второй конец линии) мгновенные значения фазных токов (i'_A, i'_B, i'_C), (i''_A, i''_B, i''_C) и напряжений (u'_A, u'_B, u'_C), (u''_A, u''_B, u''_C), во время короткого замыкания получают осциллограммы токов и напряжений, совмещают осциллограммы с двух концов линии по срезу начала короткого замыкания, выбирают на интервале двух-десяти периодов от начала короткого замыкания сечение на осциллограммах тока и напряжения поврежденной фазы, снимают мгновенные значения токов i', i'' и напряжений u', u'' в сечении и в соседних точках, вычисляют производные от токов по времени di'/dt, di''/dt, определяют относительное значение расстояния до места короткого замыкания по выражению

, где n - относительное значение расстояния

до места короткого замыкания; u', u'' - мгновенные значения напряжений, полученные в сечении осциллограмм напряжений поврежденной фазы с одного и второго концов линии (В); i', i'' - мгновенные значения токов, полученные в сечении осциллограмм токов поврежденной фазы с одного и второго концов линии (A); di'/dt, di''/dt - производные токов по времени (А/с); R, X_L - активное и индуктивное фазные сопротивления линии (Ом).

Недостатками указанного способа являются погрешности при определении относительного значения расстояния до места короткого замыкания из-за использования в формуле расчета индуктивного сопротивления и справочного активного сопротивления, которые могут существенно изменяться во время эксплуатации линии электропередачи, дополнительные погрешности в определении места замыкания в связи с искажением формы кривой тока из-за насыщения или остаточной намагниченности магнитопровода трансформатора тока, используемого для регистрации переходного тока, вычислительные погрешности при расчете производной тока и погрешности из-за несинхронизировашюсти мгновенных значений токов и напряжений.

Известен СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА НЕСИММЕТРИЧНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (Патент на изобретение РФ №2700168, МПК Н02Н 3/16, G01R 31/08, 2019 г.), осуществляемый сравниванием вычисленного отношения токов обратной последовательности по ее концам с рассчитанным током, отличающийся тем, что для расчетов токов обратной последовательности, вызванных коротким замыканием, составляют схему замещения электрической системы, содержащей искомую линию, уточняют в процессе короткого замыкания сопротивления обратной последовательности концевых элементов (генераторов, нагрузок) отношением напряжений обратной последовательности к токам обратной последовательности на этих элементах, в полученной схеме рассчитывают токи по концам линии, где определяется место короткого замыкания, при подключении источника тока произвольной величины и изменении точки подключения источника тока вдоль схемы замещения искомой линии, сравнивают отношения рассчитанных токов с отношением токов, измеренным в процессе короткого замыкания, и в результате точка короткого замыкания определяется там, где расчетное отношение токов совпадает с измеренным.

Недостатком способа является низкая точность определения места короткого замыкания вследствие использования модели линии электропередачи, учесть параметры которой в полной мере затруднительно, а также сильного отличия модельных соотношений электрических величин от фактических из-за погрешностей измерений токов и напряжений.

Известен СПОСОБ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (Патент РФ на изобретение №2149489, МПК Н02НН 3/40, G01R 1/08, 2000 г. ), согласно которому выделяют напряжения и токи основных гармоник, подают напряжения на входы моделей, подключают нагрузки в заданных местах моделей, устанавливают нагрузки такими, чтобы токи на входах моделей совпали с выделенными токами линии, определяют сопротивления установленных нагрузок, выбирают из них резистивные, фиксируют места подключения последних и судят по ним о месте и зоне повреждения линии, отличающийся тем, что выполняют раздельно нагрузки для предположительно поврежденных и предположительно неповрежденных фаз и для каждого вида повреждения, сравнивают величины активных сопротивлений резистивных нагрузок предположительно поврежденных фаз с первой уставкой, сравнивают полные сопротивления нагрузок предположительно неповрежденных фаз тех же мест линии со второй уставкой, фиксируют места линии, в которых указанное активное сопротивление уступает первой уставке, а указанное полное сопротивление превосходит вторую уставку, и, если такое место окажется единственным, полагают его местом повреждения линии, если же таких мест окажется более одного, сравнивают их полные сопротивления, определяют место с максимальным полным сопротивлением и полагают его местом повреждения линии, а если таких мест вообще не обнаружится, сравнивают комплексные сопротивления нагрузок на входах моделей с характеристикой срабатывания измерительного органа сопротивления и, если указанный орган срабатывает, принимают, что повреждение имеет место в начале линии.

Недостатком способа является низкая точность, обусловленная сложностью реализации модели, учитывающей широкий спектр параметров имитационной модели контролируемой линии электропередачи.

Известен СПОСОБ ДИСТАНЦИОННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ (Патент на изобретение РФ №2700370, МПК G01R 31/08), принятый за прототип. В способе дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, имеющей длину l, определяют поврежденные фазы, определяют относительное значение расстояния до места короткого замыкания n и абсолютное расстояние до места короткого замыкания со стороны конца линии с индексом ' по выражению l'=n⋅l. При этом с двух концов линии устанавливают цифровые трансформаторы тока и напряжения, синхронизированные с системой единого времени, каждый из которых снабжен датчиком постоянного тока, резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения, поясом Роговского. С помощью датчика постоянного тока получают синхронизированные по времени мгновенные значения фазных токов. С помощью резистивного или резистивно-емкостного делителя напряжения получают синхронизированные по времени мгновенные значения напряжений. С помощью пояса Роговского получают синхронизированные по времени мгновенные значения производных фазных токов. В доаварийном электроэнергетическом режиме вычисляют векторы фазных токов и напряжений. Формируют матрицы модальных составляющих токов и напряжений, матрицы модальных сопротивлений. Вычисляют матрицы фазных сопротивлений, сопротивления прямой и нулевой последовательностей. Определяют активное сопротивление линии R и индуктивность линии L, соответствующие текущей схемно-режимной ситуации и фактическим погодным условиям. Во время короткого замыкания вычисляют мгновенные значения токов, производных токов и напряжений с обоих концов линии. Выполняют расчет расстояния до места короткого замыкания.

Недостатком способа является недостаточные точность и быстродействие дистанционного определения места короткого замыкания, наличие погрешности при измерении мгновенных значений токов и напряжений, чувствительных к высокочастотным шумам.

Технический результат заключается в повышении точности дистанционного определения места короткого замыкания на линиях электропередачи, находящихся под рабочим напряжением.

Технический результат достигается тем, что в способе дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, имеющей длину l (' - один конец линии, '' - второй конец линии), включающем измерение с двух концов линии синхронизированных по времени мгновенных значений напряжений u'_A, u'_B, u'_C, u''_A, u''_B, u''_C, определение векторов фазных напряжений , определение по рассчитанным векторам поврежденной фазы расстояния до места короткого замыкания, получают синхронизированные по времени мгновенные значения производных фазных токов di'_A/dt, di'_B/dt, di'_C/dt, di''_A/dt, di''_B/dt, di''_C/dt, при помощи устройств синхронизированных векторных измерений, синхронизированных с системой единого времени, определяют векторы напряжений и векторы производных фазных токов с обоих концов линии, при помощи концентратора синхронизированных векторных данных осуществляют сбор и передачу указанных синхронизированных векторных измерений для определения с использованием специализированного программного обеспечения расстояния до места короткого замыкания.

Технический результат достигается тем, что устройство дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, по первому варианту, содержащее два установленных с двух концов линии цифровых трансформатора тока и напряжения, синхронизированных с системой единого времени, каждый из которых снабжен катушкой Роговского и резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения, содержит локальную вычислительную сеть с автоматизированным рабочим местом, оснащенным специализированным программным обеспечением для определения места повреждения линии, к которому подключен концентратор синхронизированных векторных данных, соединенный с устройствами синхронизированных векторных измерений, каждое устройство синхронизированных векторных измерений синхронизировано с системой единого времени и соединено с соответствующим цифровым трансформатором тока и напряжения.

Технический результат достигается тем, что устройство дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, по второму варианту, содержащее два установленных с двух концов линии цифровых трансформатора тока и напряжения, синхронизированных с системой единого времени, каждый из которых снабжен катушкой Роговского и резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения, содержит локальную вычислительную сеть с автоматизированным рабочим местом, оснащенным специализированным программным обеспечением для определения места повреждения линии, к которому подключен концентратор синхронизированных векторных данных, соединенный с каждым цифровым трансформатором тока и напряжения, при этом каждым цифровой трансформатор тока и напряжения снабжен устройством синхронизированных векторных измерений, синхронизированным с системой единого времени.

Сущность изобретения поясняется графическими материалами.

На фиг. 1 приведена блок-схема устройства для осуществления предложенного способа по первому варианту. На фиг. 2 приведена блок-схема устройства для осуществления предложенного способа по второму варианту.

На чертежах использованы следующие обозначения: линия электропередачи 1 (1' - один конец линии, 1'' - второй конец линии), цифровые трансформаторы тока и напряжения 2' и 2'', часы 3' и 3'' системы единого времени, устройства синхронизированных векторных измерений 4' и 4'', концентратор синхронизированных векторных данных 5, автоматизированное рабочее место оператора 6.

Устройство дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи (по первому варианту, фиг. 1), содержит цифровой трансформатор тока и напряжения (ЦТТН) 2', установленный на конце линии 1', и цифровой трансформатор тока и напряжения 2'', установленный на конце линии 1''. Цифровой трансформатор тока и напряжения 2' соединен с часами 3' системы единого времени, а цифровой трансформатор тока и напряжения 2'' соединен с часами 3'' системы единого времени. Цифровой трансформатор тока и напряжения 2' подключен к устройству синхронизированных векторных измерений 4', соединенному с часами 3' системы единого времени, синхронизированными при помощи GPS/ГЛОНАСС-антенны. Цифровой трансформатор тока и напряжения 2'' подключен к устройству синхронизированных векторных измерений 4'', соединенному с часами 3'' системы единого времени, синхронизированными при помощи GPS/ГЛОНАСС-антенны. Цифровые трансформаторы тока и напряжения 2' и 2'' и устройства синхронизированных векторных измерений 4' и 4'' при помощи оптоволоконных линий связи подключены к коммутаторам (элементам локальной вычислительной сети). Таким образом, цифровые трансформаторы тока и напряжения 2' и 2'' и устройства синхронизированных векторных измерений 4' и 4'' с концентратором синхронизированных векторных данных 5 объединены в локальную вычислительную сеть, с автоматизированным рабочим местом оператора 6. Каждый цифровой трансформатор тока и напряжения 2' и 2'' снабжен катушкой Роговского и резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения. Автоматизированное рабочее место 6, оснащено специализированным программным обеспечением для определения места повреждения линии.

Способ дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи реализуется следующим образом.

С помощью ЦТТН 2' и 2'', синхронизированных с системой единого времени при помощи GPS/ГЛОНАСС, измеряют с двух концов линии синхронизированные по времени мгновенные значения напряжений u'_A, u'_B, u'_C, u''_A, u''_B, u''_C и мгновенные значения производных фазных токов di'_A/dt, di'_B/dt, di'_C/dt, di''_A/dt di''_B/dt, di''_C/dt.

Катушка Роговского выполняет масштабное преобразование измеряемого тока, при этом выходной сигнал пропорционален производной тока:

, (1)

где M - взаимная индуктивность, которая определяется по формуле:

M=μ_0⋅p⋅S, (2)

где μ₀=4π⋅10^-7 Гн/м; S - площадь поперечного сечения сердечника, м²; р - плотность витков.

Катушка Роговского не искажает форму кривой тока (поскольку отсутствует магнитопровод) и имеет линейную амплитудно-частотную характеристику (коэффициент усиления линейно увеличивается с ростом частоты) в отличие от традиционных электромагнитных трансформаторов тока. Указанные выше факторы позволяют на основе физических законов определять производную тока при помощи катушки Роговского с более высокой точностью в переходных режимах по сравнению с вычислением производной математически при использовании сигналов от электромагнитных трансформаторов тока. В каждом цифровом трансформаторе тока и напряжения сигналы катушки Роговского проходят первичную обработку (нормирование, фильтрация и др.), синхронное аналого-цифровое преобразование и вторичную обработку, индивидуальную для каждого первичного преобразователя. Таким образом, получают синхронизированные по времени мгновенные значения производных фазных токов di'_A/dt, di'_B/dt, di'_C/dt, di''_A/dt di''_B/dt, di''_C/dt, что обеспечивает повышение точности и быстродействия способа дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи.

Резистивный или резистивно-емкостный делитель напряжения выполняет масштабное преобразование напряжения без искажения формы (в том числе в переходных режимах). В каждом ЦТТН 2' и 2'' сигналы резистивного или резистивно-емкостного делителя напряжения проходят первичную обработку (нормирование, антиалайзинговая фильтрация и др.), синхронное аналого-цифровое преобразование и вторичную обработку, индивидуальную для каждого первичного преобразователя. Таким образом, получают синхронизированные по времени мгновенные значения напряжений u'_A, u'_B, u'_C, u''_A, u''_B, u''_C.

При помощи устройств синхронизированных векторных измерений 4' и 4'', синхронизированных с системой единого времени, определяют векторы напряжений и векторы производных фазных токов с обоих концов линии. Цифровые трансформаторы тока и напряжения 2' и 2'' передают мгновенные значения напряжения и производной тока в соответствии с протоколом IEC 61850-9-2. Соответствующие устройства синхронизированных векторных измерений 4' и 4'' принимают мгновенные значения напряжения и производной тока в соответствии с протоколом IEC 61850-9-2 и выдают синхронизированные векторные измерения напряжения и производной тока в формате протокола IEEE С37.118.

При помощи концентратора синхронизированных векторных данных осуществляют сбор и передачу указанных синхронизированных векторных измерений для определения с использованием специализированного программного обеспечения расстояния до места короткого замыкания. В специализированном программном обеспечении автоматизированного рабочего места оператора 6 определяют расстояние до места повреждения, в соответствии со следующим алгоритмом: выполняют интегрирование векторов производных фазных токов, полученных от концентратора векторных данных 5, любым известным способом (например, на основе симметричных составляющих токов при однофазном коротком замыкании) определяют наличие повреждения и выделяют поврежденную фазу, а также рассчитывают на основе векторов фазных токов и напряжений по известным методам определения места повреждения значение расстояния до места короткого замыкания. Результаты расчета отображаются на дисплее автоматизированного рабочего места оператора 6. Синхронизированные векторные измерения, в отличие от мгновенных значений, менее чувствительны к высокочастотным шумам, а такжеобеспечивают быстрое выделение пригодных для цели определения места повреждения замеров токов и напряжений.

Устройство дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи (по второму варианту, фиг. 2), содержит ЦТТН 2', установленный на конце линии 1', и ЦТТН 2'', установленный на конце линии 1''. ЦТТН 2' соединен с часами 3' системы единого времени, а ЦТТН 2'' соединен с часами 3'' системы единого времени, синхронизированными при помощи GPS/ГЛОНАСС-антенны. ЦТТН 2' и 2'' при помощи оптоволоконных линий связи подключены к коммутаторам (элементам локальной вычислительной сети). Таким образом, ЦТТН 2' и 2'' с концентратором синхронизированных векторных данных 5 объединены в локальную вычислительную сеть, с автоматизированным рабочим местом оператора 6. Каждый ЦТТН 2' и 2'' снабжен катушкой Роговского и резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения, а также устройством синхронизированных векторных измерений. Автоматизированное рабочее местом 6 оснащено специализированным программным обеспечением для определения места повреждения линии.

Способ дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи устройством по второму варианту реализуется аналогичным приведенному выше образом, но функции векторных измерений реализованы непосредственно в ЦТТН 2' и 2'', которые выдают синхронизированные векторные измерения напряжения и производной тока в формате протокола С37.118. Использование устройства по второму варианту позволяет снизить совокупные затраты за счет интеграции функции векторных измерений непосредственно в ЦТТН.

Таким образом, предлагаемый способ и устройства для его осуществления позволяют повысить точность дистанционного определения места короткого замыкания на линиях электропередачи, находящихся под рабочим напряжением.

Изобретение относится к электроэнергетике. Технический результат заключается в повышении точности дистанционного определения места короткого замыкания на линиях электропередачи, находящихся под рабочим напряжением. Для этого дистанционное определение места короткого замыкания на линии электропередачи заключается в измерении с двух концов линии электропередачи синхронизированных по времени мгновенных значений напряжений, определении векторов фазных напряжений, определении по рассчитанным векторам поврежденной фазы расстояния до места короткого замыкания, получают синхронизированные по времени мгновенные значения производных фазных токов, при помощи устройств синхронизированных векторных измерений, синхронизированных с системой единого времени, определяют векторы напряжений и векторы производных фазных токов с обоих концов линии, при помощи концентратора синхронизированных векторных данных осуществляют сбор и передачу указанных синхронизированных векторных измерений для определения с использованием специализированного программного обеспечения расстояния до места короткого замыкания. 3 н.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, имеющей длину l (' - один конец линии, '' - второй конец линии), включающий измерение с двух концов линии синхронизированных по времени мгновенных значений напряжений u'_A, u'_B, u'_C, u''_А, u''_B, u''_C, определение векторов фазных напряжений , определение по рассчитанным векторам поврежденной фазы расстояния до места короткого замыкания, отличающийся тем, что получают синхронизированные по времени мгновенные значения производных фазных токов di'_A/dt, di'_B/dt, di'_C/dt, di''_A/dt di''_B/dt, di''_C/dt, при помощи устройств синхронизированных векторных измерений, синхронизированных с системой единого времени, определяют векторы напряжений и векторы производных фазных токов с обоих концов линии, при помощи концентратора синхронизированных векторных данных осуществляют сбор и передачу указанных синхронизированных векторных измерений для определения с использованием специализированного программного обеспечения расстояния до места короткого замыкания.

2. Устройство дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, содержащее два установленных с двух концов линии цифровых трансформатора тока и напряжения, синхронизированных с системой единого времени, каждый из которых снабжен катушкой Роговского и резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения, отличающееся тем, что содержит локальную вычислительную сеть с автоматизированным рабочим местом, оснащенным специализированным программным обеспечением для определения места повреждения линии, к которому подключен концентратор синхронизированных векторных данных, соединенный с устройствами синхронизированных векторных измерений, каждое устройство синхронизированных векторных измерений синхронизировано с системой единого времени и соединено с соответствующим цифровым трансформатором тока и напряжения.

3. Устройство дистанционного определения места короткого замыкания на линии электропередачи, содержащее два установленных с двух концов линии цифровых трансформатора тока и напряжения, синхронизированных с системой единого времени, каждый из которых снабжен катушкой Роговского и резистивным или резистивно-емкостным делителем напряжения, отличающееся тем, что содержит локальную вычислительную сеть с автоматизированным рабочим местом, оснащенным специализированным программным обеспечением для определения места повреждения линии, к которому подключен концентратор синхронизированных векторных данных, соединенный с каждым цифровым трансформатором тока и напряжения, при этом каждый цифровой трансформатор тока и напряжения снабжен устройством синхронизированных векторных измерений, синхронизированным с системой единого времени.