Яблоков Андрей Анатольевич, канд. техн. наук, доц. кафедры автоматического управления электроэнергетическими системами, Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Лени- на, Иваново, Россия; andrewyablokov@yandex.ru. Иванов Игорь Евгеньевич, канд. техн. наук, доц. кафедры электрических систем, Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина, Иваново, Россия; Igor.e.ivanov.777@gmail.com. Тычкин Андрей Романович, магистрант кафедры автоматического управления электроэнергетическими системами, Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина, Иваново, Россия; tychkin.a@bk.ru. Панащатенко Антон Витальевич, аспирант кафедры автоматического управления электроэнергетическими системами, Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина, Ива- ново, Россия; pan.anton_@mail.ru. Шарыгин Дмитрий Сергеевич, аспирант кафедры автоматического управления электроэнергетическими системами, Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина, Иваново, Россия; sharyginds@yandex.ru. Куликов Филипп Александрович, аспирант кафедры электрических систем, Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина, Иваново, Россия; kulikov96@outlook.com. Andrey A. Yablokov, Cand. Sci. (Eng.), Ass. Prof. of the Department of Automatic Control of Electric Power Systems, Ivanovo State Power Engineering University named after V.I. Lenin, Ivanovo, Russia; andrewyablokov@yandex.ru. Igor E. Ivanov, Cand. Sci. (Eng.), Ass. Prof. of the Department of Electrical Systems, Ivanovo State Power Engineering University named after V.I. Lenin, Ivanovo, Russia; Igor.e.ivanov.777@gmail.com. Andrey R. Tychkin, Master’s Student of the Department of Automatic Control of Electric Power Systems, Ivanovo State Power Engineering University named after V.I. Lenin, Ivanovo, Russia; tychkin.a@bk.ru. Anton V. Panashatenko, Postgraduate Student of the Department of Automatic Control of Electric Power Systems, Ivanovo State Power Engineering University named after V.I. Lenin, Ivanovo, Russia; pan.anton_@mail.ru. Dmitriy S. Sharygin, Postgraduate Student of the Department of Automatic Control of Electric Power Systems, Ivanovo State Power Engineering University named after V.I. Lenin, Ivanovo, Russia; sharyginds@yandex.ru. Filip A. Kulikov, Postgraduate Student of the Department of Electrical Systems, Ivanovo State Power Engineering University named after V.I. Lenin, Ivanovo, Russia; kulikov96@outlook.com. Практическая реализация методов определения места повреждения высоковольтных линий электропередачи на базе синхронизированных векторных измерений сопряжена с рядом трудностей, среди которых можно выделить существенное влияние апериодической составляющей тока короткого замыкания, остаточной намагниченности измерительных преобразователей тока, а также первоначальную ориентированность технологии синхронизированных векторных измерений на фиксацию, в первую очередь, установившихся режимов и медленно протекающих электромеханических переходных режимов. Вышесказанное свидетельствует о необходимости существенных изменений в организации измерительных каналов для использования данных векторных измерений для локализации места повреждения. В работе анализируется эффективность использования различных способов организации каналов измерений первичных токов для целей определения места повреждения на воздушной линии электропередачи сверхвысокого напряжения с использованием устройств синхронизированных векторных измерений. Цель работы заключается в определении оптимальной структуры измерительных каналов для расчета расстояния до места повреждения на основе векторных измерений, а также в исследовании возможности применения цифровых преобразователей тока, выполненных на основе катушки Роговского, для исключения влияния насыщения трансформаторов тока на точность локализации повреждения. Методология проведения исследований предполагает широкое использование программно-аппаратного комплекса моделирования в реальном времени RTDS, реальных устройств синхронизированных векторных измерений различных производителей и усилителя сигнала. Предметом исследования являются методы повышения точности определения места повреждения на воздушных линиях электропередачи. В качестве тестовых методов используются хорошо известные двусторонние методы определения места повреждения, оперирующие различными составляющими синхронизированных векторов токов и напряжений. В результате проведенного исследования сделаны выводы о необходимости перехода к новой парадигме организации измерительных каналов, используемых устройствами синхронизированных векторных измерений, на основе нетрадиционных измерительных трансформаторов. Показано преимущество использования для целей определения места повреждения цифровых фильтров класса Р с обязательным условием их подключения к релейным обмоткам трансформаторов тока. Проанализированы конкретные варианты организации измерительных каналов для рассматриваемой задачи. The practical implementation of phasor measurement unit (PMU)-based fault location in high-voltage overhead lines presents a number of difficulties including the significant impact of DC components in the current waveform and residual magnetization in the current transformer. Synchrophasor measurement technology was only meant to capture steady states and electromechanical transients. The issues mentioned above indicate the need for significant changes in the measurement of synchrophasor-based fault location. This paper investigates the efficiency of various current measurement configurations for fault location purposes in an extra-high voltage overhead line using synchrophasor measurements. The main goal of this research is to identify the optimal current measurement configuration for phasor-based fault location and to assess the possibility of using digital current transducers with built-in Rogowski coils to reduce the effect of current transformer saturation on fault location accuracy. The research methodology involves extensive use of a real-time digital simulator (RTDS), production-type PMU devices from various vendors, and signal amplifiers, with the main focus on improving the fault location accuracy in overhead transmission lines. A few well-known double-end fault location methods utilizing different voltage and current components are taken for numerical experiments. The results show the importance a new measurement paradigm based on applying innovative instrument transducers to provide input signals for synchrophasor applications. A clear advantage of class-P PMUs connected to the relay coils of current transformers for fault location purposes is shown. Several measurement channel configuration approaches are compared in terms of their performance in the context of phasor-based fault location. Исследование выполнено за счёт гранта Российского научного фонда, проект № 21-79-00122, https://rscf.ru/project/21-79-00122/. The study was supported by the Russian Science Foundation Grant No. 21-79-00122, https://rscf.ru/project/21-79-00122/.