CN114184843A - 用于估计一条或多条传输线路上的源阻抗的方法和设备 - Google Patents
用于估计一条或多条传输线路上的源阻抗的方法和设备 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114184843A CN114184843A CN202111072067.2A CN202111072067A CN114184843A CN 114184843 A CN114184843 A CN 114184843A CN 202111072067 A CN202111072067 A CN 202111072067A CN 114184843 A CN114184843 A CN 114184843A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- line
- impedance
- fault
- current
- calculated
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title claims abstract description 103
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 66
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 72
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 25
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 17
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 11
- 230000006870 function Effects 0.000 description 12
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 description 11
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 6
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 5
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 3
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 241001441571 Hiodontidae Species 0.000 description 1
- 101100499229 Mus musculus Dhrsx gene Proteins 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000010187 selection method Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
- G01R19/25—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof using digital measurement techniques
- G01R19/2513—Arrangements for monitoring electric power systems, e.g. power lines or loads; Logging
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
- H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
- H02H3/006—Calibration or setting of parameters
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R27/00—Arrangements for measuring resistance, reactance, impedance, or electric characteristics derived therefrom
- G01R27/02—Measuring real or complex resistance, reactance, impedance, or other two-pole characteristics derived therefrom, e.g. time constant
- G01R27/08—Measuring resistance by measuring both voltage and current
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
- G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
- G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
- G01R31/081—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors
- G01R31/085—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors in power transmission or distribution lines, e.g. overhead
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
- G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
- G01R31/088—Aspects of digital computing
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Locating Faults (AREA)
- Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
本发明涉及估计连接至少两个变电站的一条或多条传输线路上的源阻抗。每个变电站与具有相应源阻抗的等效源相关联。获得电压测量值和电流测量值以及状态信号。电压测量值和电流测量值提供每个线端处的线端电压或总线电压、和线路电流，并且所述状态信号与所述一条或多条传输线路上或所述变电站上的切换事件相关联。从所获得的状态信号和所获得的测量值中的一者或多者检测与干扰或电流注入相关联的事件。每个等效源的源阻抗是基于所述事件、使用线路参数以及与所述事件相关联的电压测量值和电流测量值来估计的。
Description
背景技术
本发明的实施例涉及电力传输系统。更具体地，实施例涉及估计电力传输线路上的源阻抗。
电力传输线路中的各种分析(例如与线路保护相关的分析)取决于电力传输系统的等效模型，例如从线路线端看到的。考虑连接在线端总线M与N之间的双回路传输线路。通常，在互连的高压传输系统中，每条这种线路将通过其他传输线路连接到网络的其余部分。取决于操作要求，也可以在总线上连接分流元件，如(多个)电抗器或(多个)电容器。负载元件可以是下游的较低电压水平网络和/或直接高压(HT)的负载分接。
这种等效模型可以用于设置距离继电器的操作特性。该模型还可以用于设置功率摆动盲区和失步逻辑，如在IEEE PSRC WG D6，2005年的“Power swing and out-of-stepConsiderations on transmission lines[传输线路上的功率摆动和失步原因]”中解释的。
源阻抗(其是典型等效模型的组成部分)用于定义线路的源阻抗比(SIR)，源阻抗比确定线路是短线路、中线路还是长线路，以用于设置欠/超范围元件并设计纵联保护(pilot protection)方案，如在M.J.Thomson、A.Somani，SEL，2015年的“A Tutorial onCalculating Source Impedance Ratios for Determining Line Length[计算源阻抗比以确定线路长度的教程]”中描述的。
源阻抗的信息对于某些分析是不可避免的，如在仅使用单端测量值时定位线路上的故障，如在L.Eriksson、M.M.Saha和G.D.Rockefeller的“An Accurate Fault Locatorwith Compensation for Apparent Reactance in The Fault Resistance Resultingfrom Remote-End Infeed[对远端馈电导致的故障电阻中的视在电抗进行补偿的准确故障定位器]”，IEEE电力装置和系统学报，第PAS-104卷，第2期，第423-436页(1985年2月)中解释的。
如果可获得网络的阻抗矩阵(ZBUS)作为输入，则可以方便地计算源阻抗。如果网络拓扑有任何变化并且如果这些变化被正确捕获，则可以通过这种方法使用更新的ZBUS来重新计算源阻抗。然而，在变电站层面的演习中，可能无法获得整个网络拓扑的信息。因此，该方法对于变电站工程师/操作员寻找源阻抗几乎没有帮助。
已经探索了不同的方法来仅使用所关注线路附近的有限测量值来估计源阻抗。
在IEEE PSRC WG D6，2005年的“Power swing and out-of-step considerationson transmission lines[传输线路上的功率摆动和失步原因]”中，提出了一种方法，该方法使用关于末端总线的短路电流水平以及线路对故障电流的贡献的信息来近似计算源阻抗。这种方法的局限性在于，除非在每条总线上进行或分阶段进行短路实验，否则可能难以同时在两条总线上获得所需的数据。
在J.Mooney和J.Peer于1997年10月的华盛顿州斯波坎市(Spokane,WA)的第24届西方保护继电器会议论文集上的“Application Guidelines for Ground FaultProtection[接地故障保护应用指南]”中提出了一种方法，该方法建议在IED总线(如两个线端总线M和N中的总线‘M’)上执行金属性短路(bolted short-circuit)。标称系统电压除以调节后的故障电流(即故障电流减去线路对故障的贡献)给出了IED总线源阻抗的度量。
在M.J.Thomson、A.Somani，SEL，2015年的“A Tutorial on Calculating SourceImpedance Ratios for Determining Line Length[计算源阻抗比以确定线路长度的教程]”中提出了一种方法，该方法主张在远程端总线上放置短路。此处，IED总线电压相对于标称系统电压的下降除以通过线路的电流，给出了本地总线上的源阻抗。
在专利US 8050878(B2)中，使用线路断路器断开状态期间的上游测量电压与断路器闭合时的本地总线电压之间的差来确定网络特性。将该差除以断路器闭合后的线路电流以确定网络特性。所估计的网络特性似乎是由于总线上的金属性短路(bolted short-circuit)引起的电流阻抗。此外，这种方法似乎限于基于断路器状态对这种网络特性进行计算。此外，对于任何状态变化事件，该方法似乎仅利用一个位置的测量值，并且因此仅估计一个位置的网络特性。换言之，该方法似乎不涉及估计与传输线路的等效模型相关联的源阻抗。
如上所述的现有技术方法适用于近似评估源阻抗的幅度值。然而，对于某些功能(例如，角度起主要作用的保护功能)，仅估计源阻抗幅度是不够的。此外，现有技术方法可能面临的挑战是，在正常操作期间必须在系统中产生故障，这可能并不总是可行的。
因此需要一种改进的技术来估计源阻抗，其中不仅确定幅度，而且还确定角度。进一步地，这种技术应该消除对产生故障以确定源阻抗的需要。
发明内容
本发明涉及估计源阻抗的改进，这些改进克服了现有技术的至少一些限制。
本发明的一个方面提供了一种用于估计一条或多条传输线路上的源阻抗的方法。所述一条或多条传输线路连接至少两个变电站。根据不同的实施例，所述方法可以针对连接两个变电站的传输线路(即两个线端线路)来实施。然而，可以将其扩展到具有两个以上线端的其他传输线路，例如具有连接到两个其他线端的公共线端(例如将总线M连接到总线N和总线P的线路，或者将总线M和总线N连接到总线p的线路)。作为示例，电力传输系统可以是三相系统，其通过平行架空线路连接两个变电站。每个变电站与具有相应源阻抗的等效源相关联。等效源可以代表变电站处连接的两条或更多条传输线路的组合，(多条)传输线路、(多个)电抗器和/或(多个)负载的组合，或者各种电源/子系统的组合。
所述方法包括获得电压测量值和电流测量值以及状态信号。所述电压测量值和所述电流测量值提供每个变电站的线端(或总线)电压和线路电流。例如，可以在所述一条或多条传输线路的每个线端(例如变电站线端或总线(母线))进行测量。线路电流包括入射在线端上的电流或从线端循环的电流。线路电流还可以包括通过分流元件的电流。所述状态信号与所述一条或多条传输线路上或所述变电站处的切换事件相关联。这些事件可以包括但不必限于(多个)线路断路器、线端处的断路器、(多个)分流元件等的切换(开/关)，其中这种开关可以设置在传输线路或(例如，线端上连接的)变电站处。
所述方法进一步包括检测与所述一条或多条传输线路之一中的干扰相关联或与所述变电站中的一个变电站处(例如，在变电站线端(线端)或母线(busbar)(总线)上)的电流注入相关联的事件。例如，所述事件可以是干扰，如所述一条或多条传输线路之一上的故障。作为另一示例，所述事件是线端或总线上的故障。作为又另一示例，所述事件是分流元件的切换(开/关)。分流元件的示例包括但不限于电抗器、电容器和负载。
根据各种实施例，所述事件是从所获得的状态信号和所获得的测量值中的一者或多者检测的。
所述方法进一步包括基于所述事件估计每个等效源的源阻抗。根据不同的实施例，所估计的源阻抗具有复数值，即，既有幅度又有角度。在此，所述源阻抗是使用线路参数以及与所述事件相关联的电压测量值和电流测量值来估计的，其中，与所述事件相关联的测量值包括所述事件之前和之后的测量值。传输线路的线路参数可以包括但不限于传输线路的特性阻抗、传播常数和线路长度中的一者或多者。
根据实施例，所述干扰是所述一条或多条传输线路之一上的故障。根据实施例，估计每个等效源的源阻抗包括：
·估计所述传输线路上的故障位置；
·使用所估计的故障位置计算故障电流；
·计算两个总线阻抗，每个总线阻抗与所述一条或多条传输线路的相应线端(即变电站线端或母线(总线))相关联、并且是使用对应线端的线端电压的变化和所计算的故障电流来计算的；
·使用所述线路参数和所估计的故障位置计算线路阻抗和区段阻抗中的一者或多者，其中，所述区段阻抗是位于所述线端与所估计的故障位置之间的线路区段的阻抗；以及
·使用所计算的线路阻抗和所计算的区段阻抗中的一者或多者、以及所述两个总线阻抗来估计每个等效源的源阻抗。
在上述实施例中，计算每个总线阻抗可选地包括将所述总线阻抗与校正因子相乘。在此，所述校正因子是使用故障电压与所计算的故障电流的比值、以及所述线路区段(即位于所述线端与所述故障位置之间的线路区段)的分流导纳来计算的。在此，所述故障电压是使用所估计的故障位置来计算的，并且所述分流导纳是使用所估计的故障位置和线路参数来计算的。
此外，在上述实施例中，估计所述源阻抗可选地包括去除分流导纳的贡献。在此，所述分流导纳的贡献是使用至少一条传输线路的分流导纳和所述线路区段的分流导纳中的一者或多者计算的，所述线路区段的分流导纳是使用所述故障位置和所述线路参数计算的。
根据实施例，在所述变电站中的一个变电站处(例如在变电站线端或总线上)存在电流注入，这是由于干扰是所述总线上的故障(总线故障)或由于分流元件的切换(开/关)。根据实施例，估计每个等效源的源阻抗包括：
·从针对对应线端获得的电流测量值获得在变电站的线端处注入的电流或故障电流；
·计算两个总线阻抗，每个总线阻抗与所述一条或多条传输线路的相应线端(即所述变电站线端或总线)相关联、并且是使用对应线端的线端电压的变化和所注入的电流或故障电流来计算的；
·使用所述线路参数计算线路阻抗；以及
·使用所计算的线路阻抗和所述两个总线阻抗估计每个等效源的源阻抗。
在上述实施例中，分流元件是电抗器、电容器和负载中的一者。进一步地，估计所述源阻抗可选地包括去除使用线路参数计算的分流导纳的贡献。
所估计的源阻抗可以用于与保护功能和控制功能中的至少一者相关联地来调整等效模型。作为示例，所估计的源阻抗用于配置变电站设备中的保护功能和控制功能中的一者。
所述方法可以在计算机程序产品中实施。因此，在实施例中，本发明提供了一种用于估计一条或多条传输线路上的源阻抗的计算机程序产品。所述计算机程序产品包括非暂态计算机可读存储介质，所述非暂态计算机可读存储介质包括指令，所述指令当由处理器执行时使所述处理器执行所述方法(即根据情况，执行方法的一部分或整个方法)。
所述方法可以用电力系统或变电站设备来实施。例如，所述方法可以用服务器来实施。该服务器可以是变电站服务器或远程定位的服务器，其接收所获得的电压测量值和电流测量值(例如来自测量装置、IED或继电器)以及状态信号(例如来自切换装置或继电器)。作为另一示例，所述方法可以用智能电子设备(IED)来实施，所述设备具有本地端(线端)电压测量值和电流测量值、并且与远程端的IED通信地耦接。在该示例中，IED还具有切换状态(或状态信号)。
因此，在一个方面，本发明提供了一种用于估计连接至少两个变电站的一条或多条传输线路上的源阻抗的设备。根据不同的实施例，所述设备可以在连接两个变电站的两个线端线路中使用。然而，所述设备还可以在其他配置(如具有两个以上线端的其他传输线路的情况)中使用，例如具有连接到两个其他线端的公共线端(例如将总线M连接到总线N和总线P的线路，或者将总线M和总线N连接到总线p的线路)。如以上结合所述方法所描述的，每个变电站与具有相应源阻抗的等效源相关联。
所述设备包括数据采集单元，所述数据采集单元被配置为获得电压测量值和电流测量值以及状态信号，其中，所述电压测量值和所述电流测量值提供每个变电站处(例如所述一条或多条传输线路的每个线端处)的线端电压和线路电流。所述状态信号与所述一条或多条传输线路上或所述变电站上的切换事件相关联。
所述设备进一步包括信号处理单元，所述信号处理单元通信地耦接到所述数据采集单元并且被配置为检测与所述一条或多条传输线路之一中的干扰或所述变电站中的一个变电站处的电流注入相关联的事件。在此，所述信号处理单元被配置为从所获得的状态信号和所获得的测量值中的一者或多者检测所述事件。可替代地，所述事件可以由另一单元/模块检测，并且事件信息可以作为输入提供给信号处理单元(例如，经由数据采集单元)。
所述信号处理单元还被配置为基于所述事件、使用线路参数以及与所述事件相关联的电压测量值和电流测量值来估计每个等效源的源阻抗。在此，与所述事件相关联的测量值包括所述事件之前和之后的测量值。
所述设备还包括控制单元，所述控制单元通信地耦接到所述信号处理单元。由于源阻抗的变化，可能需要调整等效模型。在这种情况下，所述控制单元被配置为基于所估计的源阻抗调整等效模型以执行保护功能和控制功能中的至少一者。可替代地，所述控制单元可以提供更新的源阻抗作为输入以供在另一变电站设备中使用。
在实施例中，干扰是传输线路上的故障。根据实施例，所述信号处理单元被配置为：
·估计所述传输线路上的故障位置；
·使用所估计的故障位置计算故障电流；
·计算两个总线阻抗，每个总线阻抗与所述一条或多条传输线路的相应线端(即变电站线端或总线)相关联、并且是使用对应线端的线端电压的变化和所计算的故障电流来计算的；
·使用所述线路参数和所估计的故障位置计算线路阻抗和区段阻抗中的一者或多者，其中，所述区段阻抗是位于所述线端与所估计的故障位置之间的线路区段的阻抗；以及
·使用所计算的线路阻抗和所计算的区段阻抗中的一者或多者、以及所述两个总线阻抗来估计每个等效源的源阻抗。
在上述实施例中，所述信号处理单元还可以被配置为通过将总线阻抗乘以校正因子来计算每个总线阻抗，其中，所述校正因子是使用故障电压与所计算的故障电流的比值、以及所述线路区段(即位于所述线端与所述故障位置之间的线路区段)的分流导纳来计算的。在此，所述故障电压是使用所估计的故障位置来计算的，并且所述分流导纳是使用所估计的故障位置和线路参数来计算的。
进一步地，所述信号处理单元还可以被配置为通过去除分流导纳的贡献来估计所述源阻抗，其中，所述分流导纳的贡献是使用至少一条传输线路的分流导纳和所述线路区段的分流导纳中的一者或多者计算的，所述线路区段的分流导纳是使用所述故障位置和所述线路参数计算的。
在实施例中，在线端之一上的电流注入是由于干扰是总线上的故障或分流元件的切换中的一者。根据实施例，所述信号处理单元被配置为：
·从针对对应线端获得的电流测量值获得在线端处注入的电流或故障电流；
·计算两个总线阻抗，每个总线阻抗与所述一条或多条传输线路的相应线端(即变电站线端或总线)相关联、并且是使用对应线端的线端电压的变化和在线端上注入的电流或故障电流来计算的；
·使用线路参数计算线路阻抗；以及
·使用所计算的线路阻抗和两个总线阻抗来估计每个等效源的源阻抗。
在上述实施例中，所述信号处理单元可以被配置为去除传输线路的分流导纳的贡献，所述贡献是使用线路参数计算的。
附图说明
图1是具有双回路传输线路的电力传输系统的示意图。
图2示出了图1的电力传输系统的等效模型。
图3是根据本发明的各种实施例的用于估计源阻抗的方法的流程图。
图4示出了根据本发明的实施例的具有由pi模型表示的传输线路的等效双端口模型。
图5是根据本发明的实施例的用于估计源阻抗的方法的流程图。
图6和图7是在线路的中点处模拟故障之后的总线电压和线路电流的示例图形结果。
图8示出了根据本发明的另一实施例的具有由pi模型表示的传输线路的等效双端口模型。
图9是根据本发明的另一实施例的用于估计源阻抗的方法的流程图。
图10和图11是在模拟的分流切换事件之后的总线电压和线路电流的示例图形结果。
图12是根据本发明的实施例的电力传输系统的简化表示，在所述电力传输系统中提供了服务器用于估计源阻抗。
图13是根据本发明的实施例的电力传输系统的简化表示，在所述电力传输系统中提供了智能电子设备用于估计源阻抗。
图14是根据本发明的实施例的用于估计源阻抗的设备的框图。
图15是根据示例性场景的传输线路上的双源等效源的简化表示。
具体实施方式
电力传输线路中的各种分析(例如线路保护)取决于电力传输系统的等效模型。考虑图1中示出的电力传输系统。该电力传输系统具有连接线端(或总线)M和N的双回路传输线路，即如图所示的回路-1和回路-2。进一步地，如图所示，传输线路可以连接到网络的其余部分(例如，通过其他传输线路)。此外，取决于操作要求，可以在总线上连接分流元件，如电抗器或电容器，如图1所示。负载元件可以表示下游的较低电压水平网络和/或直接高压(High Tension，HT)的负载分接。
在图2中示出了图1的电力传输系统的等效模型，其中，系统中除所关注线路外的部件都折叠成位于对应阻抗后面两个等效源。在图2中，等效源被示为等效源M和等效源N。在本实施例中，等效源是(图1的)网络线路的组合。然而，等效源可以是其他电力系统设备或子系统的组合。例如，等效源可以表示传输线路、发电机、互感器、电抗器和/或负载中的一者或多者的分组，或本领域普通技术人员显而易见的其他这样的组合。
通常，类似于图2所示的等效模型被用于各种电力系统设备中，例如用于设置距离继电器的操作特性、用于设置功率摆动盲区(power swing blinder)和失步逻辑；以及被用于其他系统/设备配置中等。
源阻抗(例如等效源M或N的阻抗)是典型等效模型的组成部分，用于定义线路的源阻抗比(SIR)。例如，源阻抗比可以确定线路是短线路、中线路还是长线路，以用于设置欠范围/超范围元件并设计纵联保护方案。
本发明涉及对阻抗ZSM和ZSN(见图2)的估计，它们被称为源阻抗(即等效源的阻抗)。解决这个问题的直接方法是使用系统ZBUS来得到阻抗。然而，作为变电站层面的演习，可能无法总是获得整个网络拓扑的信息。因此，在本发明中，我们的方法是仅利用变电站层面的测量值和传输线路数据来寻找对阻抗的估计。这些测量值和数据是两端的总线电压测量值和线路电流测量值、入射在线端总线上的线路电流、通过所连接的分流元件的电流以及线路本身的模型参数。
应该注意的是，该方法和设备是关于图2所示的等效模型来描述的。然而，可以将本发明扩展到其他传输线路配置。
本发明利用在如但不限于线路故障、总线故障、线路短路或线端总线上的切换事件等事件期间的测量值，以用于估计过程。本发明利用事件之后传输线路两端的数字变电站测量值来估计源阻抗。由于额外电流注入(或故障电流)而导致测得的总线电压的变化被用于计算等效源的源阻抗。
参考图3，其是根据本发明的各种实施例的用于估计一条或多条传输线路上(例如，对于如图1所示的电力传输系统中的等效源)的源阻抗的方法的流程图。
在302处，该方法包括获得电压测量值和电流测量值以及状态信号。电压和电流可以通过测量装置获得，如电压或电流互感器、罗氏(Rogowski)线圈或其他合适的电压或电流传感器。
电压测量值和电流测量值提供每个变电站的线端(例如变电站线端或母线(总线))电压和线路电流。换言之，该一条或多条传输线路的每个线端处的电压测量值和电流测量值是通过对应的测量装置获得的。线路电流包括入射在线端上的电流或从线端循环的电流。线路电流还可以包括来自分流元件(如果被设置在线端上)的电流。状态信号与该一条或多条传输线路上或变电站上的切换事件相关联。这些事件可以包括但不必限于(多个)线路断路器、线端处的断路器、(多个)分流元件等的切换(开/关)，其中这种开关可以设置在传输线路或(例如，线端上连接的)变电站上。状态信号(或切换状态)可以直接从切换装置获得，或者经由其他设备获得，这些其他设备如用于监控和/控制对应切换装置的智能电子设备(IED)或继电器。
在304处，该方法包括检测与该一条或多条传输线路之一中的干扰相关联或与变电站中的一个变电站处(例如，在变电站线端或总线处)的电流注入相关联的事件。根据各种实施例，该事件是从所获得的状态信号和所获得的测量值中的一者或多者检测的。
可以基于线路上的保护IED的状态输出来检测线路上的故障。例如，如果跳闸(trip)输出为“1”，则可以断定线路上发生了故障，其中可能已经根据所获得的测量值检测到故障。还可以基于线路断路器的状态来检测故障事件，包括总线故障。如果通过断开线路清除故障，则断路器状态改变。由操作员(例如变电站操作员)设置的指示发生故障的标志也可以用于检测故障。
类似地，可以基于设备状态或人为标志来检测分流元件的切换事件。例如，如果在线路线端上添加/去除分流元件，则对应的断路器状态会改变。作为另一示例，操作员设置的标志可以指示分流元件的切换(开/关)。
在306处，该方法包括基于该事件估计每个等效源的源阻抗。根据不同的实施例，所估计的源阻抗具有复数值，即，既有幅度又有角度。在此，所述源阻抗是使用线路参数以及与该事件相关联的电压测量值和电流测量值来估计的，其中，与该事件相关联的测量值包括该事件之前和之后的测量值。传输线路的线路参数可以包括但不限于传输的特性阻抗、传播常数和线路长度中的一者或多者。
下面描述了该方法的实施例，其中一个实施例，该事件为线路故障，而在另一实施例中，该事件为变电站线端处的分流注入。
让我们考虑图4所示的网络，其描绘了具有由pi模型表示的传输线路的等效双端口模型。节点‘F’(总线F)是虚构的节点，其表示线路上的故障发生点。注意的是，在随后的分析和讨论中使用双回路线路，因为其在高压(HV)传输中非常常见。然而，该分析也适用于单回路线路，这也将在后面指出。
实施例：使用与线路故障相关的测量值估计源阻抗
让我们考虑图4的网络。总线F上的故障可以被认为是在同一总线上注入故障电流Iflt。由于网络中的这种额外的电流注入，线端总线M和N上的电压发生变化。在此，线端M和N可以看作是变电站线端或母线(即总线)。让我们为每条总线定义以下阻抗，如下面的(1)所示。
每个总线的源阻抗(或总线阻抗)是对应总线电压的变化与故障电流的比值。符号V和I分别表示电压相量和电流相量，它们例如可以通过对从变电站的测量装置(例如电流互感器和电压互感器)获得的测量值应用离散傅立叶变换(DFT)来获得。上标‘0’表示稳态量，而‘f’表示故障状态量。由于故障电流注入而引起的总线电压变化也可以用网络参数表示，如下面的(2)所示。
根据(2)，可以如下面的(3)所示计算ZMF和ZNF。
在(3)中，Zsum＝Zl+Zl1+Zl2并且
上述关系式(2)中，忽略了线路的分流导纳支路中的电流。当求解这些等式以找到ZsM和ZsN(即，分别为等效源M和N的源阻抗)时，产生以下结果，如下面的(4)所示。
在上述关系式(4)中，
并且
假设传输线路的等效pi回路模型，
Zl＝Zcsinh(γl)，Zl1＝Zcsinh(γdl)，Zl2＝Zcsinh(γ(1-d)l)，
其中，Zc是线路的特性阻抗，并且γ是线路的传播常数。如显而易见的，Zl1和Zl2(即线端与故障位置之间的线路区段的阻抗)以及所有相关量都取决于故障位置‘d’，这是该方法实施例的先决条件。作为示例，这可以通过使用简单的原理来发现，即，使用来自线路两端的测量值计算出的故障点电压应该相同。可以使用下式来计算‘d’。
在(5)中，
如(1)中定义的量ZMF和ZNF(即总线阻抗)是通过使用来自两端总线的稳态相量和故障后电压相量以及故障电流相量来计算的。一旦获得故障位置，就可以计算故障电流Iflt(认为远离总线‘F’为正)。为此，我们可以首先获得来自每个线端总线M和N的故障电流贡献，如下面的(6(6a，6b))所示。
然后通过将来自总线M侧和总线N侧的贡献相加获得总故障电流，如(7)所示。
应该注意的是，可以使用其他方法来计算故障位置和故障电流相量，并且方法不限于以上所示的计算。
上述方法实施例的步骤如图5的流程图所示。如所提及的，该实施例可以在线路上检测到故障之后执行。
在502处，通过使用两端的电压测量值和电流测量值以及线路参数来估计故障位置‘d’，如(5)中所示。
在504处，通过使用故障位置d以及两端电压测量值和电流测量值来计算故障电流Iflt，如(7)中所示。
在506处，将总线阻抗ZMF和ZNF计算为相应总线电压的变化与故障电流的比值，如(1)中所示。
在508处，使用线路参数和故障位置d来计算线路阻抗和/或区段阻抗(阻抗Zl，Zl1，Zl2)。
在510处，使用(4)来估计等效源的源阻抗(ZsM和ZsN)，即使用总线阻抗以及线路阻抗和/或区段阻抗进行估计。
在等式(1)和(2)中，忽略了分流导纳支路中的电流。为了将它们考虑在内，如果系统中存在分流导纳支路，则可以进行以下校正。
校正1(C1)：
对于如以上步骤506中获得的ZMF和ZNF，乘以作为校正因子的
其中，
注意的是，一旦故障位置d已知，就可以针对故障回路的线路区段MF在pi等效模型等式中通过使用VM测量值和IM1测量值来找到故障点电压VF。
校正2(C2)：
从如以上步骤5中获得的值ZsM和ZsN中去除线路分流导纳的贡献，即有：
在以上等式中，
图2所示类型的测试系统被考虑用于数值说明。它是在PSCAD环境中模拟的。这些线路(每条120km)在模拟中用频率相关的相位模型表示。线路的特性阻抗Zc为244.16∠-3.4745Ω，并且传播常数γ为1.0806×10-06∠86.461°。每个回路中的线路阻抗大约等于31.661∠82.922°。等效源被建模为阻抗后面的50Hz、220kV电压源，其中相位角差为5.5°。出于此说明的目的，源阻抗的值(即ZsM和ZsM)保持为63.32∠84.81°和158.3∠79°。在0.2s时，在传输线路的回路1的中点处产生故障。在该故障发生后，总线电压和线路电流发生变化，如图6和图7所示。
对于计算，我们仅使用了从故障开始时间起30ms到50ms(毫秒)的窗口中的电压测量值和电流测量值。这样做的前提是，通过至少在从故障开始时间起两个半周期后操作断路器来清除故障；在这之后，我们将不会对故障回路进行任何故障后线路电流测量。每个分析步骤的结果如下所示。
1.使用(5)估计故障位置：d＝0.5002
2.在(6)和(7)中使用获得的d值计算故障电流：Iflt＝2.2835∠14.936°kA
3.以
计算并且应用校正因子C1的ZMF被发现为＝46.071∠82.594°Ω，类似地，ZNF＝49.373∠82.193°Ω
4.使用已知值Zc、γ和d，我们获得Zl＝31.573∠82.941°Ω，Zl1＝15.823∠82.926°Ω，Zl2＝15.817∠82.926°Ω
5.在(4)中使用计算出的值ZMF，ZNF，Zl，Zl1，Zl2，然后应用校正C2，我们得到
和
这相当于(总向量)误差分别为0.4％和1％。
实施例：使用与分流注入相关的测量值估计源阻抗
对于该实施例，考虑如图8所示的具有由pi模型表示的传输线路的等效双端口模型。让我们考虑由于线端总线(如总线M)上的分流元件(例如电抗器/电容器/负载)切换事件引起的电流注入。如同对上述实施例所做的那样，让我们为每个总线M和N定义以下阻抗(即总线阻抗)。
在此，Iinj表示总线上的分流电流注入(当在进入总线的方向上测量时被认为是正的)。由于电流注入而引起的总线电压变化也可以用网络参数表示，如下所示：
根据(9)，可以如下面的(10)所示计算ZMF和ZNF。
当求解等式(10)以找到ZsM和ZsN(即等效源的源阻抗)时，产生如(11)所示的结果，该结果可以进一步简化为(12)所示的表达式。
在(12)中，IM＝IM1+IM2，IN＝IN4+IN2，上标‘0’表示稳态量，而‘I’表示切换事件后实体的值。注意的是，可以通过在等式(2)中保持d＝0来找到(9)中的表达式。对于总线N上的分流注入，可以通过在等式(2)中保持d＝1来得到类似于(9)-(12)的等式。
上述方法实施例的步骤如图9的流程图所示。如所提及的，该实施例可以在线端总线上检测到切换事件之后执行。
在902处，直接根据变电站测量值获得注入电流Iinj。
在904处，将总线阻抗(ZMF和ZNF)计算为相应总线电压的变化与注入电流的比值，如等式(8)中所示。
在906处，使用线路参数来计算线路阻抗Zl。
在908处，在(11)中使用所获得的ZMF和ZNF来估计等效源的源阻抗(ZsM和ZsN)。可替代地，通过使用ZMF、ZNF以及在两端测得的线路电流变化来估计源阻抗(ZsM和ZsN)，如(12)中所示。
在上述实施例中，可以可选地考虑线路分流导纳的影响。为了考虑到它们的影响，需要应用以下校正。
校正：
从如以上步骤908中获得的值ZsM和ZsN中去除线路分流导纳的贡献，即有
其中，
为了对上述与分流注入相关的实施例进行数值说明，考虑与线路故障实施例的测试系统类似的测试系统。我们在0.2s时在总线M上创建分流电抗器切换，并使用获得的测量值来估计源阻抗。切换到总线上的电抗器在220kV标称线间总线电压下的额定功率为100MVar。在该切换发生后，总线电压和线路电流发生变化，如图10和图11所示。每个分析步骤的结果如下所示。
1.由于电抗器切换而引起的注入电流被测量为Iinj＝0.35434∠-91.192°kA
2.ZMF计算为
类似地，
3.测得的线路电流的变化
和
分别获得为0.082745∠94.675°和0.099926∠-87.6°kA。在(12)中使用它们以及值Iinj，ZMF和ZNF，然后应用校正C3，我们得到
和
这相当于(总向量)误差分别为1.82％和1.75％。
在总线故障的情况下，可以采用类似的方法，并且代替由于切换事件而注入的电流，可以根据获得的测量值获得总线上的故障电流。
上述方法不限于双回路线路，并且可以容易地扩展到单回路线路。对于单回路传输线路，需要进行如下调节。
(a)线路故障：由于只有一个回路，我们可以将第二回路的阻抗考虑为Zl＝∞。这使得项
和Zpar＝Zl1+Zl2。将这些值代入等式(4)，以获得ZsM和ZsN。
(b)总线注入：使用等式(12)获得源阻抗，唯一的变化是IM＝IM1和IN＝IN1，因为不存在第二回路。
该方法可以在计算机程序产品中实施。因此，在实施例中，本发明提供了一种用于估计一条或多条传输线路上的源阻抗的计算机程序产品。该计算机程序产品可以是但不必限于光盘(例如DVD、CD或其他盘型计算机存储产品)、或硬盘驱动器或其他能够存储计算机程序或机器可读指令的存储器设备。作为示例，该计算机程序产品可以是带有指令的存储器，该存储器可以是服务器的或变电站设备的一部分。
该计算机程序产品包括非暂态计算机可读存储介质。这种非暂态计算机可读存储介质的示例可以是但不必限于随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦除可编程只读存储器(EPROM)、外部存储器设备(例如USB存储器、闪速驱动器等)或其他类似类型的存储介质。该非暂态计算机可读存储介质包括指令，这些指令当由处理器执行时使该处理器执行如上所述的方法(即根据情况，执行方法的一部分或整个方法)。这些指令是定义该方法的程序或机器可读指令(即，定义如上所述的方法的指令)。这些指令可以通过处理器来执行，该处理器可以是计算机处理单元、多处理器、微控制器和数字信号处理器中的一者或其组合。当这样的指令被执行时，该方法的一个或多个步骤被执行。
如上所述的方法可以用电力系统或变电站设备来实施。例如，如图12所示，该方法可以用服务器来实施。该服务器可以是变电站服务器或远程定位的服务器，其接收所获得的电压测量值和电流测量值(例如来自测量装置、IED或继电器)以及状态信号(例如来自切换装置或继电器)。作为另一示例，如图13所示，该方法可以用智能电子设备(IED)来实施，该设备具有本地端(线端)电压测量值和电流测量值、并且与远程端的IED通信地耦接以接收与该另一端相对应的测量值/数据。在该示例中，IED还具有状态信号。
图14是用于估计电力传输系统中的源阻抗的这种设备(例如服务器或IED)的框图。如图所示，该设备包括(例如经由通信总线(1412))彼此通信地耦接的数据采集单元(1402)、信号处理单元(1404)、控制单元(1406)、通信单元(1408)以及存储器单元(1410)。
该设备的各种模块用如处理器、I/O等硬件设备来实施。该处理器被配置为通过执行相应指令来(单独地或同时地)调用每个模块，以执行上文所述方法的各个步骤中的一个或多个步骤。这样的指令可以存储在存储器单元中。每个模块被配置为执行该方法的一个或多个步骤。例如，数据采集单元可以执行步骤302，而信号处理单元可以执行步骤304和306。
根据各种实施例，数据采集单元被配置为从测量装置(或IED或继电器)和切换装置(或相关联的IED或继电器)获得电压测量值和电流测量值(例如，如1414所示)以及状态信号。进一步地，该信号处理单元通信地耦接到数据采集单元并且被配置为检测与该一条或多条传输线路之一中的干扰、或线端之一处的电流注入相关联的事件。
该信号处理单元被配置为从所获得的状态信号和所获得的测量值中的一者或多者检测该事件。可替代地，该事件可以由另一模块(例如事件检测模块(未示出))检测，并且可以将该事件作为输入馈送到数据采集单元和/或信号处理单元。
该信号处理单元还被配置为基于该事件，使用线路参数以及与该事件相关联的电压测量值和电流测量值来估计每个等效源的源阻抗，与该事件相关联的测量值包括该事件之前和之后的测量值。
该设备还包括控制单元，该控制单元通信地耦接到信号处理单元。由于源阻抗的变化，可能需要调整等效模型。在这种情况下，该控制单元被配置为基于所估计的源阻抗调整(例如，如1416所示)等效模型以执行保护功能和控制功能中的至少一者。这种调整可以经由通信单元推送到相关设备(例如，当该设备为服务器时，相关设备为继电器)。可替代地，可以根据这些调整更新存储器。在一些情况下，根据需要，可以将更新的源阻抗传达至另一设备以供在对应设备处使用。
在实施例中，该设备的各种模块被配置为执行与根据图5的实施例的估计源阻抗有关的步骤。在另一实施例中，该设备的各种模块被配置为执行与根据图9的实施例的估计源阻抗有关的步骤。在这些实施例中，信号处理单元还可以被配置为对分流导纳支路或线路分流导纳进行校正。
因此，本发明利用系统事件期间的数字变电站数据来同时估计一条或多条传输线路上的源阻抗。如总线上的分流注入、总线故障和线路上的故障等事件可以用于估计。进一步地，本发明提供复源阻抗而不是仅提供源阻抗幅度。本发明仅利用故障位置信息作为源阻抗估计的输入，并且不需要外部网络拓扑的信息。换言之，本发明在计算上是简单的，并且在实施方式上是非迭代的。
本发明可以有助于实现以下目的。首先，源阻抗的在线估计可以促进继电器的自适应设置，从而可以提高其可靠性和安全性。其次，仅依赖于变电站层面的测量值的方法可以立即被变电站工程师使用。第三，与分阶段发生总线故障相比(这可能并不总是可能或可接受的)，可以利用如线路上的故障和在线端总线处的切换分流元件等事件的方法更具有实际意义。
本发明可以用于改进以下保护功能：
·其改进了距离继电器的性能并实现了自适应设置功能。
·其提高了单端故障位置算法的准确性。
·其可以用于计算系统不均匀性因子和距离继电器范围(reach)计算。
·源阻抗信息可以用于自适应切换不同的相位选择方法(基于相量或叠加量或行波)，以保护具有高可再生能源的系统。
·其可以用于计算短路比(SCR)，并将用于过电流继电器的协调。
例如可以从下面提供的描述中理解上述益处。考虑图15所示的双源等效模型。通过回路分析可以看出：
其中，
表示如从总线M侧看到的故障电流的电流分布因子。VM和IM是在故障期间在IED处测得的电压和电流；并且IfM是电流IM中的故障电流分量，或者换言之，是来自(相对于IED位置而言)本地总线M的故障电流贡献。等式(E1)可以重新写为：
其表示在IED处测得的阻抗。显然，对源阻抗的估计可以有助于分析继电器范围，以获取各种故障相关参数，如本地/远程故障电流贡献、故障位置和故障电阻。基于这些分析，可以调整继电器操作特性的电阻范围设置和电抗范围设置。
功率摆动期间的继电器阻抗轨迹由以下表达式近似：
其中，角度δ表示等效源EM相较于EN的相位超前。可以使用等式(E3)的模型通过插入估计的源阻抗的值并将角度δ从初始加载角度改变到180°，来分析实际功率摆动期间的预期摆动阻抗轨迹。使用该估计的轨迹，可以自适应地确定功率摆动闭锁(blocking)参数，如相对于距离区元件的盲区位置以及延迟定时器设置。
等式(E2)也构成单端故障位置算法的基本原理，其中，VM，IM和IfM是可测量的输入，而‘d’是要与未知故障电阻Rf一起估计的未知量。源阻抗估计对于用于表征DM项的这种算法至关重要。
系统不均匀性因子表示与三个阻抗ZsM，Zline和ZsN相关联的角度之间的变化。它是源阻抗估计的直接结果，并且它可以用于调整某些分析。例如，如果系统是均匀的，即所有三个阻抗都具有近似相同的角度，则只需求解等式(E2)的虚部即可直接获得‘d’而无需估计Rf。这是因为在这种情况下，在(E2)右侧的第二项的虚部趋于零。
所估计的源阻抗可以用于决定在IED总线M上是实施基于电流的还是基于电压的相位选择策略。例如，IED总线后面的弱源(即，高源阻抗ZsM)通常会导致总线M的增量(或故障)电流贡献较小。在这种情况下，最好切换到基于增量电压的相位选择策略。
所估计的源阻抗还可以用于推断每个线端总线M和N上的短路MVA，如以下等式中表示的：
这种信息可用于监控故障电流水平以及过电流继电器特性的自适应协调。
Claims (16)
1.一种用于估计连接至少两个变电站的一条或多条传输线路上的源阻抗的方法，每个变电站与具有相应源阻抗的等效源相关联，所述方法包括：
获得电压测量值和电流测量值以及状态信号，所述电压测量值和所述电流测量值提供每个变电站处的线端电压和线路电流，并且所述状态信号与所述一条或多条传输线路处或所述变电站处的切换事件相关联；
检测与传输线路中的干扰或所述变电站中的一个变电站处的电流注入相关联的事件，所述事件是从所获得的状态信号和所获得的测量值中的一者或多者检测到的；以及
基于所述事件，使用线路参数以及与所述事件相关联的电压测量值和电流测量值来估计每个等效源的源阻抗，与所述事件相关联的测量值包括所述事件之前和之后的测量值。
2.如权利要求1所述的方法，其中，所述线路参数包括传输线路的特性阻抗和传播常数中的一者或多者。
3.如权利要求2所述的方法，其中，所述线路参数进一步包括所述传输线路的线路长度。
4.如权利要求1所述的方法，其中，使用故障电流或在所述变电站的线端处注入的电流进一步估计所述源阻抗。
5.如权利要求1所述的方法，其中，所述干扰是所述一条或多条传输线路中的一条传输线路上的故障，并且其中，估计每个等效源的源阻抗包括：
估计所述传输线路上的故障位置；
使用所估计的故障位置计算故障电流；
计算两个总线阻抗，每个总线阻抗与所述一条或多条传输线路的相应线端相关联、并且是使用对应线端的线端电压的变化和所计算的故障电流来计算的；
使用所述线路参数和所估计的故障位置计算线路阻抗和区段阻抗中的一者或多者，其中，所述区段阻抗是位于所述线端与所估计的故障位置之间的线路区段的阻抗；以及
使用所计算的线路阻抗和所计算的区段阻抗中的一者或多者、以及所述两个总线阻抗来估计每个等效源的源阻抗。
6.如权利要求5所述的方法，其中，计算每个总线阻抗包括将所述总线阻抗与校正因子相乘，其中，所述校正因子是使用故障电压与所计算的故障电流的比值、以及所述线路区段的分流导纳计算的，其中，所述故障电压是使用所估计的故障位置计算的，并且所述分流导纳是使用所估计的故障位置和所述线路参数计算的，
可选地其中，估计所述源阻抗包括去除分流导纳的贡献，其中，所述分流导纳的贡献是使用至少一条传输线路的分流导纳和所述线路区段的分流导纳中的一者或多者计算的，所述线路区段的分流导纳是使用所述故障位置和所述线路参数计算的。
7.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所估计的源阻抗是既有幅度又有角度的复源阻抗。
8.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所估计的源阻抗用于配置变电站设备中的保护功能和控制功能中的一者。
9.一种用于估计一条或多条传输线路上的源阻抗的计算机程序产品，所述计算机程序产品包括非暂态计算机可读存储介质，所述非暂态计算机可读存储介质包括指令，所述指令当由处理器执行时使所述处理器执行如权利要求1至8中任一项所述的方法。
10.一种用于估计连接至少两个变电站的一条或多条传输线路上的源阻抗的设备，每个变电站与具有相应源阻抗的等效源相关联，所述设备包括：
数据采集单元，所述数据采集单元被配置为获得电压测量值和电流测量值以及状态信号，所述电压测量值和所述电流测量值提供每个变电站处的线端电压和线路电流，并且所述状态信号与所述一条或多条传输线路处或所述变电站处的切换事件相关联；
信号处理单元，所述信号处理单元通信地耦接到所述数据采集单元并且被配置为：
检测与所述一条或多条传输线路之一中的干扰或所述变电站中的一个变电站处的电流注入相关联的事件，所述信号处理单元被配置为从所获得的状态信号和所获得的测量值中的一者或多者检测所述事件；以及
基于所述事件，使用线路参数以及与所述事件相关联的电压测量值和电流测量值来估计所述等效源的源阻抗，与所述事件相关联的测量值包括所述事件之前和之后的测量值；以及
控制单元，所述控制单元通信地耦接到所述信号处理单元。
11.如权利要求10所述的设备，其中，所述线路参数包括传输线路的特性阻抗和传播常数中的一者或多者。
12.如权利要求11所述的设备，其中，所述线路参数进一步包括所述传输线路的线路长度。
13.如权利要求10所述的设备，其中，使用故障电流或在所述变电站的线端处注入的电流进一步估计所述源阻抗。
14.如权利要求10所述的设备，其中，所述干扰是所述一条或多条传输线路中的一条传输线路上的故障，并且其中，所述信号处理单元被配置为：
估计所述传输线路上的故障位置；
使用所估计的故障位置计算故障电流；
计算两个总线阻抗，每个总线阻抗与所述一条或多条传输线路的相应线端相关联、并且是使用对应线端的线端电压的变化和所计算的故障电流来计算的；
使用所述线路参数和所估计的故障位置计算线路阻抗和区段阻抗中的一者或多者，其中，所述区段阻抗是位于所述线端与所估计的故障位置之间的线路区段的阻抗；以及
使用所计算的线路阻抗和所计算的区段阻抗中的一者或多者、以及所述两个总线阻抗来估计每个等效源的源阻抗。
15.如权利要求14所述的设备，其中，所述信号处理单元被配置为通过将所述总线阻抗与校正因子相乘来计算每个总线阻抗，其中，所述校正因子是使用故障电压与所计算的故障电流的比值、以及所述线路区段的分流导纳计算的，其中，所述故障电压是使用所估计的故障位置计算的，并且所述分流导纳是使用所估计的故障位置和所述线路参数计算的，
可选地其中，所述信号处理单元被配置为通过去除分流导纳的贡献来估计所述源阻抗，其中，所述分流导纳的贡献是使用至少一条传输线路的分流导纳和所述线路区段的分流导纳中的一者或多者计算的，所述线路区段的分流导纳是使用所述故障位置和所述线路参数计算的。
16.如权利要求10至15中任一项所述的设备，其中，所述设备是变电站服务器，
可选地其中，所述变电站服务器与一个或多个测量装置和切换装置通信地耦接；或者
其中，所述设备是与所述一条或多条传输线路的线端相关联的智能电子设备，并且所述智能电子设备与同所述一条或多条传输线路的另一线端相关联的另一智能电子设备通信地耦接。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IN202041039933 | 2020-09-15 | ||
| IN202041039933 | 2020-09-15 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114184843A true CN114184843A (zh) | 2022-03-15 |
| CN114184843B CN114184843B (zh) | 2024-04-19 |
Family
ID=73726572
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111072067.2A Active CN114184843B (zh) | 2020-09-15 | 2021-09-14 | 用于估计一条或多条传输线路上的源阻抗的方法和设备 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11916367B2 (zh) |
| EP (1) | EP3968034B1 (zh) |
| JP (1) | JP2022049007A (zh) |
| CN (1) | CN114184843B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2021090280A2 (en) * | 2019-11-08 | 2021-05-14 | Ree Technology Gmbh | Autonomous vehicle interface using bus impedance to identify control units, and associated systems and methods |
| CN116087693B (zh) * | 2023-04-13 | 2023-08-04 | 昆明理工大学 | 一种lcc-hvdc输电线路单端测距方法及系统 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2001016762A (ja) * | 1999-06-29 | 2001-01-19 | East Japan Railway Co | 信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置 |
| US6584417B1 (en) * | 1999-10-22 | 2003-06-24 | Abb Inc. | Method and directional element for fault direction determination in a capacitance-compensated line |
| US8050878B2 (en) * | 2008-11-13 | 2011-11-01 | General Electric Company | Method and system for estimation of source impedence on electrical distribution lines |
| US20140371929A1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-12-18 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Source Impedance Estimation |
| US20160116522A1 (en) * | 2014-10-27 | 2016-04-28 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Fully adaptive fault location method |
| JP2017017832A (ja) * | 2015-06-30 | 2017-01-19 | 株式会社東芝 | サーバー装置 |
| US20170117936A1 (en) * | 2014-06-19 | 2017-04-27 | Telefonaktiebolaget Lm Ericsson (Pub) | Estimation of impedances in a transmission medium |
| US20180316183A1 (en) * | 2015-10-30 | 2018-11-01 | Abb Schweiz Ag | Method and System for Protection in a Mixed Line |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SE433405B (sv) * | 1982-09-14 | 1984-05-21 | Asea Ab | Forfarande och anordning for lokalisering av ett felstelle pa en trefasig kraftledning |
| SE442920B (sv) * | 1984-06-15 | 1986-02-03 | Asea Ab | Forfarande och anordning for detektering och lokalisering av ett felstelle pa en kraftledning |
| US4841405A (en) * | 1985-03-06 | 1989-06-20 | Westinghouse Electric Corp. | Protective relaying apparatus for providing fault-resistance correction |
| DD294349A5 (de) * | 1990-05-04 | 1991-09-26 | Technische Hochschule Leipzig,De | Verfahren und schaltungsanordnung zur bestimmung der quellimpedanz elektrischer netze |
| JPH0670449A (ja) * | 1992-08-17 | 1994-03-11 | Mitsubishi Electric Corp | 距離リレー装置 |
| JP3460336B2 (ja) * | 1994-10-21 | 2003-10-27 | 富士電機株式会社 | 多端子系送電線における故障点標定方法 |
| KR101299610B1 (ko) | 2011-12-28 | 2013-08-26 | 와이피피 주식회사 | 병행 ２회선 송전선로의 자기단 등가전원 임피던스 추정 방법 |
| JP2017208902A (ja) * | 2016-05-17 | 2017-11-24 | 株式会社日立製作所 | 電力系統の設備計画支援装置および電力系統の配電監視制御装置 |
| WO2019166903A1 (en) | 2018-02-28 | 2019-09-06 | Abb Schweiz Ag | Method and device for fault location in a two-terminal transmission system |
| JP7230215B2 (ja) * | 2019-01-08 | 2023-02-28 | ヒタチ・エナジー・スウィツァーランド・アクチェンゲゼルシャフト | 伝送線路の差動保護 |
-
2020
- 2020-12-04 EP EP20211743.8A patent/EP3968034B1/en active Active
-
2021
- 2021-09-13 JP JP2021148865A patent/JP2022049007A/ja active Pending
- 2021-09-14 CN CN202111072067.2A patent/CN114184843B/zh active Active
- 2021-09-15 US US17/475,972 patent/US11916367B2/en active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2001016762A (ja) * | 1999-06-29 | 2001-01-19 | East Japan Railway Co | 信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置 |
| US6584417B1 (en) * | 1999-10-22 | 2003-06-24 | Abb Inc. | Method and directional element for fault direction determination in a capacitance-compensated line |
| US8050878B2 (en) * | 2008-11-13 | 2011-11-01 | General Electric Company | Method and system for estimation of source impedence on electrical distribution lines |
| US20140371929A1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-12-18 | Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. | Source Impedance Estimation |
| US20170117936A1 (en) * | 2014-06-19 | 2017-04-27 | Telefonaktiebolaget Lm Ericsson (Pub) | Estimation of impedances in a transmission medium |
| US20160116522A1 (en) * | 2014-10-27 | 2016-04-28 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Fully adaptive fault location method |
| JP2017017832A (ja) * | 2015-06-30 | 2017-01-19 | 株式会社東芝 | サーバー装置 |
| US20180316183A1 (en) * | 2015-10-30 | 2018-11-01 | Abb Schweiz Ag | Method and System for Protection in a Mixed Line |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2022049007A (ja) | 2022-03-28 |
| US11916367B2 (en) | 2024-02-27 |
| EP3968034A1 (en) | 2022-03-16 |
| CN114184843B (zh) | 2024-04-19 |
| EP3968034B1 (en) | 2024-07-17 |
| US20220085594A1 (en) | 2022-03-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Sadeh et al. | Accurate fault location algorithm for series compensated transmission lines | |
| Saha et al. | First zone algorithm for protection of series compensated lines | |
| WO1995024014A2 (en) | One-terminal data fault location system | |
| Bains et al. | Supplementary impedance-based fault-location algorithm for series-compensated lines | |
| Zadeh et al. | Phasor measurement unit based transmission line protection scheme design | |
| CN114184843B (zh) | 用于估计一条或多条传输线路上的源阻抗的方法和设备 | |
| Paladhi et al. | Adaptive zone-1 setting following structural and operational changes in power system | |
| US10641815B2 (en) | Secure distance protection of electric power delivery systems under transient conditions | |
| Xu et al. | Ground distance relaying algorithm for high resistance fault | |
| Hussain et al. | Fault location on series and shunt compensated lines using unsynchronized measurements | |
| Ji et al. | Improved fault location through analysis of system parameters during autoreclose operations on transmission lines | |
| Azizi et al. | A modified formula for distance relaying of tapped transmission lines with grounded neutrals | |
| de Lima Vianna et al. | Time-domain distance protection of transmission lines based on the conic section general equation | |
| CN110024249B (zh) | 用于检测电力传输线路中的故障的方法和使用该方法的保护系统 | |
| Qi et al. | A novel fast distance relay for series compensated transmission lines | |
| Abdollahzadeh et al. | A functional auxiliary module for 1st-zone conventional distance relays of double-circuit lines to eliminate high fault resistance-introduced under-reach | |
| Khorashadi-Zadeh et al. | A novel PMU-based transmission line protection scheme design | |
| Hoq et al. | An incremental quantity based protection with capacitor voltage estimation for mid-line series compensation | |
| CN112865048B (zh) | 交直流混联输电系统保护方法、装置及终端设备 | |
| Barbosa et al. | A modified least mean square algorithm for adaptive frequency estimation in power systems | |
| de Nunes et al. | Ground distance relaying with remote end infeed compensation | |
| Patel et al. | Fault detection & classification using innovative MFCDFT based slope tracking method for digital distance protection | |
| Al-Mahrooqi et al. | Simulation of distance protection for parallel transmission lines | |
| Heydari et al. | A novel technique in detection and classification of faults using power factor angle | |
| Filomena et al. | Fault resistance influence on faulted power systems with distributed generation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20240115 Address after: Zurich, SUI Applicant after: Hitachi Energy Co.,Ltd. Address before: Swiss Baden Applicant before: Hitachi energy Switzerland AG |
|
| TA01 | Transfer of patent application right | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |