CN114825285A - 用于执行二端口等效的在线更新的设备、系统、和方法 - Google Patents
用于执行二端口等效的在线更新的设备、系统、和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114825285A CN114825285A CN202210054416.6A CN202210054416A CN114825285A CN 114825285 A CN114825285 A CN 114825285A CN 202210054416 A CN202210054416 A CN 202210054416A CN 114825285 A CN114825285 A CN 114825285A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- bus
- impedance
- line
- updated
- tripping
- 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.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 199
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 102
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 203
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 117
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 70
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 62
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 51
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 37
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 15
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 9
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 9
- 238000010187 selection method Methods 0.000 claims description 9
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 21
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 12
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 8
- 238000003012 network analysis Methods 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 101000873502 Homo sapiens S-adenosylmethionine decarboxylase proenzyme Proteins 0.000 description 3
- 102100035914 S-adenosylmethionine decarboxylase proenzyme Human genes 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 241000272814 Anser sp. Species 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 241001441571 Hiodontidae Species 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
- H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
- H02H7/26—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured
- H02H7/261—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured involving signal transmission between at least two stations
- H02H7/263—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured involving signal transmission between at least two stations involving transmissions of measured values
-
- 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
- G01R27/16—Measuring impedance of element or network through which a current is passing from another source, e.g. cable, power line
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
- G06F17/10—Complex mathematical operations
- G06F17/11—Complex mathematical operations for solving equations, e.g. nonlinear equations, general mathematical optimization problems
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
- G06F17/10—Complex mathematical operations
- G06F17/16—Matrix or vector computation, e.g. matrix-matrix or matrix-vector multiplication, matrix factorization
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
- H02H1/00—Details of emergency protective circuit arrangements
- H02H1/0007—Details of emergency protective circuit arrangements concerning the detecting means
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
- H02H1/00—Details of emergency protective circuit arrangements
- H02H1/0061—Details of emergency protective circuit arrangements concerning transmission of signals
- H02H1/0084—Details of emergency protective circuit arrangements concerning transmission of signals by means of pilot wires or a telephone network; watching of these wires
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
- H02H1/00—Details of emergency protective circuit arrangements
- H02H1/0092—Details of emergency protective circuit arrangements concerning the data processing means, e.g. expert systems, neural networks
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
- H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
- H02H7/22—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions for distribution gear, e.g. bus-bar systems; for switching devices
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
- H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
- H02H7/26—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured
- H02H7/261—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured involving signal transmission between at least two stations
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
- H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
- H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
- H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
- H02J13/00016—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using a wired telecommunication network or a data transmission bus
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
- H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
- H02J13/00028—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment involving the use of Internet protocols
-
- 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
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
- H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
Abstract
提供了一种用于电力系统(10)的设备(20)或系统。电力系统(10)具有第一母线(M)、第二母线(N)、第三母线(P)、第一和第二母线(M，N)之间的第一线路(11)、以及第三母线(P)与第一和第二母线(M，N)之一之间的第二线路(12)。该设备或系统可操作以响应于至少一个跳闸事件，确定跨线路(11)的等效模型的一个或多个更新阻抗。
Description
技术领域
本发明涉及电力传输系统以及用于保护电力传输系统的设备和方法。本发明尤其涉及可操作以更新跨传输线路的二端口等效的一个或多个等效阻抗的方法和设备，该一个或多个等效阻抗可以用于各种保护、控制、或协调功能。
背景技术
电力传输线路保护中的各种分析使用系统的如从线路终端看到的等效模型。通常，在互连的高压传输系统中，每条此类线路通过其他传输线路连接到网络的其余部分。根据运行要求，分流元件(如电抗器或电容器)也可连接在母线上。
系统的等效模型如图2所示，其中系统的所有组件(关注的线路除外)都是以二端口戴维南等效获取的。等效系统有具有相应阻抗ZsM和ZsN的两个源。此外，可能存在阻抗为
的传输路径，该传输路径表示用于母线M和N之间的电流流动的电力系统的等效(通过分支MN本身的直接路径除外)。
如果全网络拓扑和/或网络阻抗矩阵(即，ZBUS)可用作输入，则可以计算二端口戴维南等效。基于完整网络信息的短路分析可以得出感兴趣的任何特定线路的二端口等效参数。当系统拓扑发生变化时可采用这种技术，但用于重新计算二端口戴维南等效所需的信息在例如变电站级通常不可用。
为了响应拓扑的动态变化，可能可期望的是仅使用过程母线信息在变电站级(以分散方式)更新等效模型，而不依赖来自电网的中央控制中心的重复更新。但是，整个网络拓扑的信息和来自整个系统的拓扑更新可能在变电站级不可用。因此，完整网络分析(CNA)可能不是用于在变电站设备上执行的可行方案。
使用线路终端处的短路电流位准和线路对故障电流的贡献的信息来近似计算等效模型的技术可能适用于变电站级处的实施方式。2005年的IEEE PSRC WG D6于第45-48页公开“POWER SWING AND OUT-OF-STEP CONSIDERATIONS ON TRANSMISSION LINES(传输线路上的功率摆动和失步考虑)”提供了一种示例性技术。然而，可能难以同时在两条母线上获取所需的数据，除非每次发生拓扑变化时，在每条母线上重复进行或执行短路试验。
其他变电站级方法可以考虑在线路的终端上放置螺栓短路(参见例如，J.Mooney和J.Peer于1997年10月在华盛顿州斯波坎市的第二十四届年度西方保护继电器会议(Annual Western Protective Relay Conference)的论文集上发表的“ApplicationGuidelines for Ground Fault Protection(用于接地故障保护的应用指南)”)。可以通过计算从标称值的母线电压降与由源看到的电流变化的比率来估算源阻抗。此类技术通常解决了获取由线路终端处的保护继电器看到的源阻抗的有限问题。此外，它们还面临着在正常运行期间一定会在系统中产生故障的挑战。
US 8 050 878 B2公开了用于动态地确定网络的阻抗的设备和方法。该设备至少包括处理系统，该处理系统用于测量所述网络被确定为处于第一状态时的网络电压和网络电流，测量所述网络被确定为处于第二状态时的网络电压，根据所述测量的电压和电流估计阻抗值，基于至少一个先前的阻抗值调节估计的阻抗，以及至少存储调节后的阻抗。
发明内容
需要一种确定跨传输线路的等效模型的更新阻抗和/或使用此类更新阻抗来执行保护和/或协调功能的改进设备、系统、和方法。尤其需要允许传输线路的二端口戴维南等效模型的更新阻抗的此类设备、系统、和方法，该传输线路包括待更新的两个源阻抗和传输路径阻抗。特别需要允许在不需要关于全网络拓扑的信息的情况下确定更新阻抗的设备、系统、和方法。尤其需要允许使用从传输线路的端部(即，传输线路在其间延伸的母线)、网络拓扑中上一级的另一母线、以及该另一母线和传输线路的终端节点之一之间的另一传输线路的终端节点获取的测量值来确定更新阻抗的设备、系统、和方法。
根据本发明的实施例，提供了提供二端口等效的在线更新的设备、系统、和方法。此类在线更新可响应于跳闸事件被执行。在线更新能促进继电器的自适应设置，从而提高其可靠性和安全性。
这些设备、系统、和方法需要仅来自变电站级测量值附近的信息。这些设备、系统、和方法可以在变电站级实现，而无需来自控制中心的更新。
这些设备、系统、和方法提供了可用于各种保护应用的二端口等效的在线更新，并为数字变电站解决方案增加了价值。
这些设备、系统、和方法使用与感兴趣的线路相邻的线路和母线的信息，即相邻拓扑的网络信息，来更新跨感兴趣的线路的二端口等效模型。感兴趣的线路附近的拓扑变化的影响可以通过更新其二端口等效来考虑。
这些设备、系统、和方法可操作以响应限于网络拓扑中上一级的拓扑变化，使用变电站过程母线数据来执行跨传输线路的二端口等效的在线更新。这些设备、系统、和方法可操作以响应至少以下类型的网络拓扑变化来执行二端口等效的在线更新：
-在感兴趣的线路的终端母线之一上关联的线路跳闸。
-连接在相邻母线上的分流元件跳闸。
这些设备、系统、和方法可操作以在不依赖全网络拓扑或全网络阻抗矩阵的情况下更新网络阻抗子矩阵。相反，在估计网络阻抗子矩阵时，仅使用诸如初始等效参数、感兴趣的传输线路和跳闸元件(例如，相邻母线处的分流元件或第二线路)的参数、以及有限数量的电压测量值、和(可选地)电流测量值等信息，从而使得本技术适合在变电站级执行。所使用的参数具体可包括或者是感兴趣的传输线路和跳闸元件(例如，相邻母线处的分流元件或第二线路)的基频模型表示的阻抗。
本发明的实施例响应于拓扑变化(如本公开所述)，通过使用与拓扑事件相关的电压和/或电流测量值以及初始等效来更新等效，拓扑事件是由一个或多个开关组件的断路器/开关状态输入确定的。这与2005年的IEEE PSRC WG D6出版的“POWER SWING AND OUT-OF-STEP CONSIDERATIONS ON TRANSMISSION LINES”、J.Mooney和J.Peer于1997年10月在华盛顿州斯波坎市的第二十四届年度西方保护继电器会议的论文集上发表的“Application Guidelines for Ground Fault Protection”、以及M.J.Thomson和A.Somani于2015年在SEL上发表的“A Tutorial on Calculating Source ImpedanceRatios for Determining Line Length(用于确定线路长度的源阻抗比计算教程)”不同，这需要在每次发生拓扑事件时通过丢弃之前的等效数据重新应用。
2005年的IEEE PSRC WG D6出版的“POWER SWING AND OUT-OF-STEPCONSIDERATIONS ON TRANSMISSION LINES”、J.Mooney和J.Peer于1997年10月在华盛顿州斯波坎市的第二十四届年度西方保护继电器会议的论文集上发表的“ApplicationGuidelines for Ground Fault Protection”、以及M.J.Thomson和A.Somani于2015年在SEL上发表的“A Tutorial on Calculating Source Impedance Ratios for DeterminingLine Length(用于确定线路长度的源阻抗比计算教程)”的技术需要对修正后的系统(即，拓扑变化后的系统)的故障进行分期，或者必须等待故障事件发生，然后才能部署它们以重新估计等效。这可能导致获取新等效参数的延迟，并且依赖于这些参数的功能必须继续使用旧数据。
提供了一种用于电力系统的设备或系统。电力系统具有第一母线、第二母线、第三母线、第一和第二母线之间的第一线路、以及第三母线与第一和第二母线之一之间的第二线路。该设备或系统包括接口，该接口用于接收包括一条或多条母线的电压测量值的测量值并接收开关状态信息。该设备或系统可操作以响应于至少一个跳闸事件，从接收到的测量值和等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗来确定等效模型的一个或多个更新阻抗。
该设备或系统可以操作以使用第二线路或分流元件中跳闸的至少一者以及第一线路的模型参数来确定更新阻抗。
该接口可操作以接收电流测量值。
该接口可操作以接收第一和第二线路中的至少一者或至少一个分流元件的电流测量值。
该设备或系统可操作以通过确定一个或多个更新阻抗，在现场操作期间执行等效模型的在线更新。
该设备或系统可操作以使得可以在第一线路附近获取用于确定等效模型的一个或多个更新阻抗的所有测量值和(可选地)开关状态信息。
第一线路附近(使用来自其的测量值来确定更新阻抗)可以包括第一和第二线路、第一母线、第二母线、和第三母线、以及连接到它们的分流元件，这些分流元件包括相关联的开关和/或断路器。
该设备或系统可操作以使得从第一线路附近获取用于确定等效模型的一个或多个更新阻抗的所有测量值和(可选地)开关状态信息，第一线路附近包括第一和第二线路、第一母线、第二母线、和第三母线、以及连接到它们的分流元件，这些分流元件包括相关联的开关和/或断路器。
该设备或系统可操作以在不需要除了从第一线路附近获取的测量值以外的测量值的情况下确定等效模型的更新阻抗，第一线路附近包括第一和第二线路、第一母线、第二母线、和第三母线、以及连接到它们的分流元件，这些分流元件包括相关联的开关和/或断路器。
该设备或系统可操作以通过变电站自动化通信网络接收测量值(例如，电压和/或电流测量值)和/或开关状态信息。
该设备或系统可操作以在根据变电站自动化通信协议的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
该设备或系统可操作以在根据变电站自动化通信协议的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
该设备或系统可操作以在根据IEC 61850或与其兼容的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
该设备或系统可操作以在根据IEC 61850:8-1、IEC 61850:8-2、和/或IEC 61850:9或与其兼容的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
该设备或系统可操作以在根据IEC 61850:8-1(2011)、IEC 61850:8-2(2018)、和/或IEC 61850:9(2011)和/或IEC61850:9/AMD1:2020(2020)的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
该设备或系统可操作以使得用于确定等效模型的一个或多个更新阻抗的所有测量值和(可选地)开关状态信息可以是变电站过程母线级测量值。
开关状态信息可以是或可以包括开关状态(例如，跳闸或未跳闸)的测量值。
开关状态信息可以是或可以包括由至少一个智能电子设备IED发送的、并且指示当前或即将发生的开关状态(例如，跳闸或未跳闸)的消息。开关状态信息可以通过分析由至少一个IED发送的消息来获取。这些消息可以是GOOSE消息或根据IEC 61850的其他消息。
开关状态信息可以包括指示有关在感兴趣的线路的终端母线之一上关联的线路上的开关跳闸的信息。
开关状态信息可以包括指示连接在与感兴趣的线路的终端母线相邻的母线处的分流元件跳闸的信息。
可以基于开关状态信息、并且更具体地基于开关状态的变化(例如，从未跳闸到跳闸)来检测至少一个跳闸事件。
等效模型的一个或多个更新阻抗可以是在至少一个跳闸事件之后跨第一线路的二端口等效的更新阻抗。
等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗可以包括二端口等效的等效模型在至少一个跳闸事件之前的基本阻抗。
该设备或系统可操作以使用等效模型的更新阻抗来执行至少一种保护功能。
该设备或系统可操作以将等效模型的更新阻抗用于以下各项中的至少一项：
-距离继电保护；
-自适应继电保护；
-故障位置确定(例如但不限于，单端故障位置确定)；
-系统非同质因子确定；
-距离继电器范围确定；
-用于系统保护的相位选择方法的自适应选择，可选地其中，相位选择方法包括基于相量、叠加量、或行波的方法；
-短路比SCR确定；
-过流继电器协调。
等效模型的更新阻抗可以包括更新的第一等效源阻抗、更新的第二等效源阻抗、和更新的等效传输路径阻抗。
该设备或系统可操作以使用测量值来确定阻抗子矩阵的至少一个矩阵元素，执行阻抗子矩阵的串联和/或分流分支修正以确定修正后的阻抗子矩阵的矩阵元素，并使用修正后的阻抗子矩阵来确定二端口等效的等效模型的更新阻抗。
该设备或系统可操作以使用测量值来确定母线阻抗子矩阵的至少一个矩阵元素，执行母线阻抗子矩阵的串联和/或分流分支修正以确定修正后的母线阻抗子矩阵的矩阵元素，并使用修正后的母线阻抗子矩阵来确定二端口等效的等效模型的更新阻抗。
母线阻抗子矩阵可以是
其中，Zij表示等效模型的从{m,n,p}中选择的两个节点i和j之间的阻抗，其中m表示第一母线，n表示第二母线，并且p表示第三母线。
该设备或系统可操作以使用测量值来确定Znp＝Zpn。
该设备或系统可操作以从二端口等效的等效模型的在至少一个跳闸事件和修正计算之前获取的阻抗来确定至少Zmm、Zmn、Znm、和Znn。
该设备或系统可操作以确定等效模型响应于第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该设备或系统可操作以使用第二母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化、在第二线路的跳闸之前在第二线路上在第一母线处的电流(其可以测量或计算得出)、以及在第二线路的跳闸之前第二线路的充电电流(其计算得出)的测量值，确定等效模型响应于第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该设备或系统可操作以使用从测量值获取的以下附加量(其包括从测量值计算得出的量)来确定等效模型的一个或多个更新阻抗：(i)第一和第三母线处响应第二线路的跳闸的电压变化；或(ii)在第二线路的跳闸之前第二线路在第一母线处的电流。
该设备或系统可操作以仅使用第二母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化、以及在第二线路的跳闸之前在第二线路上在第一母线处的电流(其可以测量或计算得出)、和(i)第一和第三母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化(其可以测量或从测量值计算得出)；或(ii)在第二线路的跳闸之前第二线路在第一母线处的电流(其可以测量或从测量值计算得出)的测量值，确定等效模型响应于第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该设备或系统可操作以响应于第二线路的跳闸来确定Znp＝Zpn，使得它满足
其中：
k＝(Imc+Ipc)/(Imp+Imc),
其中，
是与跳闸的第二线路的充电电流相关联的阻抗，
ΔVn是第二母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化，
Imc是在第二线路的跳闸之前在第一母线处第二线路的充电电流(其可以计算得出)，Ipc是在第二线路的跳闸之前在第二母线处第二线路的充电电流(其可以计算得出)，并且Imp+Imc是在第二线路的跳闸之前在第一母线处在第二线路上测量的电流(其可以测量或从测量值计算得出)。
该设备或系统可操作以根据以下等式确定Imc和Ipc：
该设备或系统可操作以从电流测量值来确定Imp+Imc。
该设备或系统可操作以从电压测量值，根据以下等式来计算确定Imp+Imc：
其中，
和
分别是在跳闸事件发生之前在母线M和母线P处测量的电压，并且
是与跳闸的第二线路的充电电流相关联的阻抗，
是跳闸的第二线路的串联阻抗。
该设备或系统可操作以通过使用二端口等效的等效模型的在至少一个跳闸事件和修正计算之前获取的阻抗，确定至少Zmp、Zpm、和Zpp。
该设备或系统可操作以使用测量值来确定至少Zmp、Zpm、和Zpp。
该设备或系统可操作以响应于第二线路的跳闸来确定Znp＝Zpn、Zmp＝Zpm、和Zpp，使得它们满足
其中：
其中，
是第二线路的线路阻抗，
ΔVm是第一母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化，
ΔVn是第二母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化，
ΔVp是第三母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化，并且
Imp+Imc是在第二线路的跳闸之前在第一母线处在第二线路上测量的电流(其可以测量或从测量值计算得出)。
该设备或系统可操作以从电流测量值来确定Imp+Imc。
该设备或系统可操作以从电压测量值，根据以下等式计算确定Imp+Imc：
其中，
和
分别是跳闸事件发生之前在母线M和母线P处测量的电压，并且
是与跳闸的第二线路的充电电流相关联的阻抗，
是跳闸的第二线路的串联阻抗。
该设备或系统可操作以确定等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该设备或系统可操作以使用在分流元件的跳闸之前在第三母线处通过分流元件的分流电流(其可以测量或从测量值计算得出)、和第二母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化(其可以测量或从测量值计算得出)，确定等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该设备或系统可操作以仅使用测量值中包括的或从测量值计算得出的以下量来确定等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗：在分流元件的跳闸之前在第三母线处通过分流元件的分流电流和第二母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化。
该设备或系统可操作以还使用第一和第三母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化(其可以测量或从测量值计算得出)，确定等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该设备或系统可操作以仅使用测量值中包括的或从测量值计算得出的以下量来确定等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗(注意，所使用的其他量不需要从现场操作中的测量值来确定)：在分流元件的跳闸之前在第三母线处通过分流元件的分流电流、以及第二母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化、以及第一和第三母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化的测量值。
该设备或系统可操作以响应于第三母线处的分流元件的跳闸来确定Znp＝Zpn，使得它满足：
其中，Zsh是在分流元件的跳闸之前第三母线处的分流元件的阻抗，
ΔVn是第二母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化。
该设备或系统可操作以在分流元件的跳闸之前从分流电流测量值获取
该设备或系统可操作以根据
通过计算获取
该设备或系统可操作以通过使用二端口等效的等效模型的在至少一个跳闸事件和修正计算之前获取的阻抗，确定至少Zmp、Zpm、和Zpp。
该设备或系统可操作以使用测量值确定至少Zmp、Zpm、和Zpp。
该设备或系统可操作以响应于第三母线处的分流元件的跳闸来确定Znp＝Zpn、Zmp、Zpm、和Zpp，使得它们满足
其中，Zsh是在分流元件的跳闸之前第三母线处的分流元件的阻抗，
ΔVn是第二母线处响应分流元件的跳闸的电压变化，
ΔVm是第一母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化，并且
ΔVp是第三母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化。
该设备或系统可操作以从分流元件的跳闸之前的分流电流测量值获取
该设备或系统可操作以根据
通过计算获取
该设备或系统可操作以通过执行串联分支修正(包括去除节点m和p之间的分支以及节点m和n之间的分支)，从母线阻抗子矩阵Z(mnp)确定修正后的母线阻抗子矩阵
该设备或系统可操作以确定二端口等效的等效模型的更新阻抗，使得它们满足
该设备或系统可操作以确定等效模型响应于以下各项中的至少一项的一个或多个更新阻抗：
第二线路的跳闸；
第三母线处的分流元件的跳闸。
该设备或系统可以包括至少一个集成电路，该集成电路耦合到接口并且可操作以确定等效模型的至少一个更新阻抗。
该接口可操作用于通信耦合到变电站母线。
该设备或系统可以包括存储设备，用于存储等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗和/或母线阻抗子矩阵元素。
该设备或系统可操作用于通信耦合到存储设备，以从存储设备检索等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗和/或母线阻抗子矩阵元素。
该设备或系统可以是变电站设备或变电站系统，例如变电站计算机。
根据实施例的电力系统包括第一母线、第二母线、第三母线、第一和第二母线之间的第一线路、第三母线与第一和第二母线之一之间的第二线路、以及根据任何实施例的用于从接收到的测量值和等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗确定二端口等效的等效模型的更新阻抗的设备和系统。
该设备或系统可操作以使用第二线路或分流元件中跳闸的至少一个和第一线路的模型参数来确定更新阻抗。
该设备或系统可以是保护或协调系统，可操作以使用等效模型的更新阻抗来执行至少一个保护或协调功能。
电力系统可以包括通信耦合到该设备或系统的保护或协调系统，该保护或协调系统可操作以使用等效模型的更新阻抗来执行至少一个保护或协调功能。
该设备或系统可操作以确定跨第一线路的二端口等效的等效模型响应于第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗。
电力系统可以包括第三母线处的分流元件。
该设备或系统可操作以确定跨第一线路的二端口等效的等效模型响应于分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗。
可操作以确定等效模型的更新阻抗的设备或系统是变电站设备或变电站系统。
根据实施例的电力系统可以包括多个变电站，每个变电站包括可操作以确定二端口等效模型的更新阻抗的变电站设备或系统。
可操作以确定更新阻抗的设备或系统可以分别是根据实施例的设备或系统。
电力系统可以包括中央实体，其通信地耦合到变电站设备或系统并且可操作以协调变电站设备或系统和/或组合从不同变电站设备或系统获取的更新阻抗。
变电站设备或系统可操作以彼此独立地更新等效阻抗。
第一变电站设备或系统可操作以使用变电站以及(可选地)相邻母线和故障线路响应于第一跳闸事件的测量值来更新阻抗。第一变电站设备或系统确定更新阻抗的时间可以独立于任何其他变电站设备或系统(例如，第二变电站的第二变电站设备或系统和/或第三变电站的第三变电站设备或系统)确定更新阻抗的时间。
第二变电站设备或系统可操作以使用变电站以及(可选地)相邻母线和故障线路响应于第二跳闸事件的测量值来更新阻抗。第二变电站设备或系统确定更新阻抗的时间可以独立于任何其他变电站设备或系统(例如，第二变电站的第一变电站设备或系统和/或第三变电站的第三个变电站设备或系统)确定更新阻抗的时间。
在现场操作期间更新的第一、第二、和(如果存在)附加变电站设备或系统的阻抗可以不时更新和/或更新为彼此独立的值。
中央实体可操作以从变电站设备或系统接收更新阻抗。
中央实体可操作以组合来自变电站设备或系统的更新阻抗。
中央实体可操作以使用来自变电站设备或系统的更新阻抗来更新母线矩阵。
中央实体可操作以协调不同变电站的变电站设备或系统的操作。
中央实体可以是中央控制器。
中央实体和/或变电站设备或系统可操作以将更新阻抗用于分析、保护、和/或协调功能。
中央实体和/或变电站设备或系统可操作以将更新阻抗用于以下各项中的一项或多项：设置距离继电器的操作特性、设置功率摆动盲区和/或失步逻辑、定位仅使用单端测量时的线路上的故障。
提供了一种确定跨电力系统的传输线路的等效模型的更新阻抗的方法。该电力系统具有第一母线、第二母线、第三母线、第一和第二母线之间的第一线路、以及第三母线与第一和第二母线之一之间的第二线路。该方法包括由设备或系统接收包括一条或多条母线的电压测量值的测量值和开关状态信息。该方法包括由设备或系统响应于至少一个跳闸事件，从接收到的测量值和等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗来确定等效模型的一个或多个更新阻抗。
在该方法中，可以在现场操作期间通过确定一个或多个更新阻抗来执行等效模型的在线更新。
在该方法中，使用第二线路或分流元件中跳闸的至少一者以及第一线路的模型参数来确定更新阻抗。
测量值可以包括电流测量值。
电流测量值可以包括第一和第二线路中的至少一个的电流测量值或至少一个分流元件的电流测量值。
可以在第一线路附近获取用于确定等效模型的一个或多个更新阻抗的所有测量值以及(可选地)开关状态信息。
用于确定等效模型的一个或多个更新阻抗的所有测量值以及(可选地)开关状态信息可以是变电站过程总线级测量值。
第一线路附近(使用来自其的测量值来确定更新阻抗)可以包括第一和第二线路、第一母线、第二母线、和第三母线、以及连接到它们的分流元件，这些分流元件包括相关联的开关和/或断路器。
可以从第一线路附近获取用于确定等效模型的一个或多个更新阻抗的所有测量值以及(可选地)开关状态信息，第一线路附近包括第一和第二线路，第一母线、第二母线、和第三母线、以及连接到它们的分流元件，这些分流元件包括相关联的开关和/或断路器。
除了从包括第一和第二线路、第一母线、第二母线、和第三母线、以及连接到它们的分流元件(包括相关联的开关和/或断路器)的第一线路附近获取的测量值之外，可以在不需要其他测量值的情况下确定等效模型的更新阻抗。
测量值(例如，电压和/或电流测量值)和/或开关状态信息可以通过变电站自动化通信网络接收。
可以在根据变电站自动化通信协议的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
可以在根据变电站自动化通信协议的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
可以在根据IEC 61850或与其兼容的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
可以在根据IEC 61850:8-1、IEC 61850:8-2、和/或IEC 61850:9或与其兼容的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
可以在根据IEC 61850:8-1(2011)、IEC 61850:8-2(2018)、和/或IEC 61850:9(2011)和/或IEC 61850:9/AMD1:2020(2020)或与它们兼容的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
开关状态信息可以是或可以包括开关状态(例如，跳闸或未跳闸)的测量值。
开关状态信息可以是或可以包括由至少一个智能电子设备IED发送的、并且指示当前或即将发生的开关状态(例如，跳闸或未跳闸)的消息。开关状态信息可以通过分析由至少一个IED发送的消息来获取。这些消息可以是GOOSE消息或根据IEC 61850的其他消息。
开关状态信息可以包括指示有关在感兴趣的线路的终端母线之一上关联的线路的开关跳闸的信息。
开关状态信息可以包括指示连接在与感兴趣的线路的终端母线相邻的母线处的分流元件跳闸的信息。
可以基于开关状态信息、并且更具体地基于开关状态的变化(例如，从未跳闸到跳闸)来检测至少一个跳闸事件。
等效模型的一个或多个更新阻抗可以是跨第一线路的二端口等效在至少一个跳闸事件之后的更新阻抗。
等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗可以包括二端口等效的等效模型在至少一个跳闸事件之前的阻抗。
等效模型的更新阻抗可以包括更新的第一等效源阻抗、更新的第二等效源阻抗、和更新的等效传输路径阻抗。
该方法可以包括使用测量值来确定阻抗子矩阵的至少一个矩阵元素，执行阻抗子矩阵的串联和/或分流支路修正以确定修正后的阻抗子矩阵的矩阵元素、以及使用修正后的阻抗子矩阵来确定二端口等效的等效模型的更新阻抗。
该方法可以包括使用测量值来确定母线阻抗子矩阵的至少一个矩阵元素、执行母线阻抗子矩阵的串联和/或分流支路修正以确定修正后的母线阻抗子矩阵的矩阵元素、以及使用修正后的母线阻抗子矩阵来确定二端口等效的等效模型的更新阻抗。
母线阻抗子矩阵可以是
其中，Zij表示等效模型的从{m,n,p}中选择的两个节点i和j之间的阻抗，其中m表示第一母线，n表示第二母线，并且p表示第三母线。
可以使用测量值来确定阻抗子矩阵元素Znp＝Zpn。
可以从二端口等效的等效模型的在至少一个跳闸事件和修正计算之前获取的阻抗来确定至少Zmm、Zmn、Znm、和Znn。
该方法可以包括确定等效模型响应于第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该设备或系统可以使用第二母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化、以及在第二线路的跳闸之前在第二线路上在第一母线处的电流(其可以测量或者计算得出)、以及在第二线路的跳闸之前第二线路的充电电流(其计算得出)的测量值，确定等效模型响应于第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该方法可以包括使用从测量值获取的以下附加量(其包括从测量值计算得出的量)来确定：(i)第一和第三母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化；或(ii)在第二线路的跳闸之前在第一母线处第二线路的电流。
该方法可以包括仅使用第二母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化、以及在第二线路的跳闸之前在第二线路上在第一母线处的电流(其可以测量或计算得出)、和(i)第一和第三母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化(其可以测量或从测量值计算得出)；或(ii)在第二线路的跳闸之前第二线路在第一母线处的电流(其可以测量或从测量值计算得出)的测量值，确定等效模型响应于第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该方法可以包括响应于第二线路的跳闸来确定Znp＝Zpn，使得它满足
其中：
k＝(Imc+Ipc)/(Imp+Imc),
其中，
是与跳闸的第二线路的充电电流相关联的阻抗，
ΔVn是第二母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化，
Imc是在第二线路的跳闸之前第二线路在第一母线处的充电电流(其计算得出)，Ipc是在第二线路的跳闸之前第二线路在第二母线处的充电电流(其可以计算得出)，并且Imp+Imc是在第二线路的跳闸之前在第二线路上在第一母线处测量的电流(其可以测量或从测量值计算得出)。
该方法可以包括根据以下等式确定Imc和Ipc：
该方法可以包括从电流测量值确定Imp+Imc。
该方法可以包括从电压测量值，根据以下等式计算确定Imp+Imc：
其中，
和
分别是在跳闸事件发生之前在母线M和母线P处测量的电压，并且
是与跳闸的第二线路的充电电流相关联的阻抗，
是跳闸的第二线路的串联阻抗。
该方法可以包括通过使用二端口等效的等效模型的在至少一个跳闸事件和修正计算之前获取的阻抗来确定至少Zmp、Zpm、和Zpp。
该方法可以包括使用测量值来确定至少Zmp、Zpm、和Zpp。
该方法可以包括响应于第二线路的跳闸来确定Znp＝Zpn、Zmp＝Zpm、和Zpp，使得它们满足
其中：
其中，
是第二线路的线路阻抗，
ΔVm是第一母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化，
ΔVn是第二母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化，
ΔVp是第三母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化，并且
Imp+Imc是在第二线路的跳闸之前在第一母线处在第二线路上测量的电流(其可以测量或从测量值计算得出)。
该方法可以包括从电流测量值确定Imp+Imc。
该方法可以包括根据以下等式，从电压测量值计算确定Imp+Imc：
其中，
和
分别是跳闸事件发生之前在母线M和母线P处测量的电压，并且
是与跳闸的第二线路的充电电流相关联的阻抗，
是跳闸的第二线路的串联阻抗。
该方法可以包括确定等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该方法可以包括使用在分流元件的跳闸之前在第三母线处通过分流元件的分流电流(其可以测量或从测量值计算得出)和第二母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化(其可以测量或从测量值计算得出)，确定等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该方法可以包括仅使用测量值中包括的或从测量值计算得出的以下量来确定等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗(注意，所使用的其他量不需要从现场操作中的测量来确定)：在分流元件的跳闸之前在第三母线处通过分流元件的分流电流、和第二母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化。
该方法可以包括还使用第一和第三母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化(其可以测量或从测量值计算得出)，确定等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗。
该方法可以包括仅使用测量值中包括的或从测量值计算得出的以下量来确定等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗(注意，所使用的其他量不需要从现场操作中的测量来确定)：在分流元件的跳闸之前在第三母线处通过分流元件的分流电流(其可以从电流测量值获取或从电压测量值计算确定)、以及第二母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化、以及第一和第三母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化的测量值。
该方法可以包括响应于第三母线处的分流元件的跳闸来确定Znp＝Zpn，使得它满足
其中，Zsh是在分流元件的跳闸之前第三母线处的分流元件的阻抗，
ΔVn是第二母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化。
该方法可以包括从分流元件的跳闸之前的分流电流测量值确定
该方法可以包括根据
通过计算确定
该方法可以包括通过使用在至少一个跳闸事件和修正计算之前获取的二端口等效的等效模型的阻抗来确定至少Zmp、Zpm、和Zpp。
该方法可以包括使用测量值来确定至少Zmp、Zpm、和Zpp。
该方法可以包括响应于第三母线处的分流元件的跳闸来确定Znp＝Zpn、Zmp、Zpm、和Zpp，使得它们满足
其中，Zsh是在分流元件的跳闸之前第三母线处的分流元件的阻抗，
ΔVn是第二母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化，
ΔVm是第一母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化，并且
ΔVp是第三母线处响应于分流元件的跳闸的电压变化。
该方法可以包括从分流元件的跳闸之前的分流电流测量值来确定
该方法可以包括根据
通过计算确定
该方法可以包括通过执行串联分支修正(包括去除节点m和p之间的分支以及节点m和n之间的分支)，从母线阻抗子矩阵Z(mnp)确定修正后的母线阻抗子矩阵
该方法可以包括确定二端口等效的等效模型的更新阻抗，使得它们满足
该方法可以包括确定等效模型响应于以下各项中的至少一项的一个或多个更新阻抗：
第二线路的跳闸；
第三母线处的分流元件的跳闸。
该设备或系统可以包括至少一个集成电路，这些集成电路耦合到接口并且其确定等效模型的至少一个更新阻抗。
该接口可以通信地耦合到变电站母线。
可以从存储设备检索等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗和/或母线阻抗子矩阵元素。
存储设备可以集成在确定等效模型的更新阻抗的设备或系统中或与其分离。
该设备或系统可以是变电站设备或变电站系统，例如变电站计算机。
一种执行至少一个保护功能的方法可以包括使用实施例的方法确定等效模型的更新阻抗并使用等效模型的更新阻抗。
等效模型的更新阻抗可用于以下各项中的至少一项：
-距离继电保护；
-自适应继电保护；
-故障位置确定(例如但不限于，单端故障位置确定)；
-系统非同质因子确定；
-距离继电器范围确定；
-用于系统保护的相位选择方法的自适应选择，可选地其中，相位选择方法包括基于相量、叠加量、或行波的方法；
-短路比SCR确定；
-过流继电器协调。
执行该方法的设备或系统可以是保护或协调系统，其可操作以使用等效模型的更新阻抗来执行至少一个保护或协调功能。
执行该方法的设备或系统可以确定跨第一线路的二端口等效的等效模型响应于第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗。
执行该方法的设备或系统可以确定跨第一线路的二端口等效的等效模型响应于第三母线处的分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗。
根据本发明的另一方面，提供了可由至少一个处理设备、特别是数字变电站设备或数字变电站系统的至少一个集成电路执行的指令代码，该指令代码使得该至少一个处理设备自动执行根据任何实施例的方法。
根据本发明的另一方面，提供了一种存储介质，其上存储有可由至少一个处理设备、特别是数字变电站设备或数字变电站系统的至少一个集成电路执行的指令代码，该指令代码使得该至少一个处理设备自动执行根据任何实施例的方法。
存储介质可以是非暂态存储介质。
通过根据实施例的设备、系统、和方法获得各种效果和优点。
该设备、系统、和方法允许使用线路终端和拓扑中上一级母线处的变电站和/或过程母线数据来确定更新的等效阻抗。可以使用数字变电站中的测量值和通信基础设施来获取数据。
该设备、系统、和方法允许针对诸如相邻母线处的事故线路跳闸和分流元件跳闸之类的拓扑事件来执行等效阻抗的更新。
该设备、系统、和方法不需要终端母线的短路级和来自所关注的线路本身的故障电流贡献的信息来确定等效模型的更新阻抗。
该设备、系统、和方法不需要关于分段母线故障的信息来确定等效模型的更新阻抗。
该设备、系统、和方法不需要关于整个网络拓扑信息的信息来确定等效模型的更新阻抗。
该设备、系统、和方法提供了确定等效模型的更新阻抗的简单和非迭代实现。
该设备、系统、和方法可操作以使用诸如，基本等效参数、感兴趣的传输线路和跳闸元件(例如，相邻母线处的第二线路或分流元件)的参数、和有限数量的电压测量值和(可选地)电流测量值的信息来估计阻抗子矩阵，从而使该技术适用于变电站级。所使用的参数可以具体包括或者是感兴趣的传输线路和跳闸元件(例如，相邻母线处的第二线路或分流元件)的基频模型表示的阻抗。
根据实施例的设备、方法、和系统可以与三相传输系统结合使用，特别是用于具有可再生能源的电网。
附图说明
将参考附图中所示的优选示例性实施例，更详细地说明本发明的主题，在附图中：
图1是具有数字变电站设备的电力系统的示意性局部示意图。
图2是电力系统的示意性局部示意图。
图3是跨图2的传输线路的二端口戴维南等效的示意图。
图4是变电站设备的框图。
图5是一种方法的流程图。
图6是事故线路跳闸后的单线路示意图。
图7是一种方法的流程图。
图8是一种方法的流程图。
图9是示出事故线路跳闸之前的电流的单线路示意图。
图10是示出图9所示的系统的等效的单线路示意图。
图11是一种方法的流程图。
图12是分流元件跳闸后的单线路示意图。
图13是一种方法的流程图。
图14是一种方法的流程图。
图15是一种方法的流程图。
图16是测试系统的单线路示意图。
图17是变电站设备的示意性局部示意图。
图18是电力系统的示意性局部示意图。
具体实施方式
将参考附图描述本发明的示例性实施例，在附图中，相同或相似的附图标记表示相同或相似的元件。尽管将在以下上下文中描述一些实施例，但下文详细描述的方法和设备可用在多种系统中。
除非另有特别说明，否则实施例的特征可以相互组合。
根据本发明的实施例，提供了可操作以执行等效模型的阻抗(在本文中也称为“等效阻抗”)的在线更新的设备、系统、和方法。该设备、系统、和方法可操作以执行跨传输线路的二端口戴维南等效的等效阻抗的在线更新。
该设备、系统、和方法可操作以确定响应于至少以下类型的网络拓扑变化的更新阻抗(例如，跨传输线路的二端口戴维南等效中的两个更新的源阻抗和更新的传输路径阻抗)：
-在感兴趣的传输线路的其中一个终端母线上关联的线路跳闸。
-连接在与感兴趣的传输线路的终端母线相邻的母线处的分流元件跳闸。
该设备、系统、和方法可操作以通过使用关于在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗的信息(例如，跨感兴趣的传输线路的二端口戴维南等效的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗和跨事故传输线路的二端口戴维南等效的基本阻抗)并结合测量值来执行在线更新。跳闸的分流元件或事故线路中的至少一者以及感兴趣的线路的模型参数也用于确定更新阻抗。
执行在线更新所需要的测量值来自感兴趣的传输线路附近。用于执行在线更新的测量值可以包括感兴趣的传输线路、事故线路、感兴趣的传输线路的终端母线、与感兴趣的传输线路的终端母线相邻的母线处的电压(可选地，以及电流)以及感兴趣的传输线路的终端母线和/或相邻母线的分流元件电流。电流测量值是可选的。用于执行在线更新的测量值可局限于感兴趣的传输线路、事故线路、感兴趣的传输线路的终端母线、与感兴趣的传输线路的终端母线相邻的母线处的电流或电压、以及感兴趣的传输线路的终端母线和/或相邻母线的分流元件电流。通过使用仅来自感兴趣的传输线路附近的测量值，等效阻抗的在线更新可以由变电站设备或以其他方式在变电站级执行，而无需来自控制中心的更新和/或无需响应于拓扑变化而重新计算完整网络的全阻抗矩阵。
如本文所使用的，术语“测量”应被理解使得并不排除对所部署的感测设备的输出执行处理。为了说明，如本文所理解的，“电压变化的测量值”旨在涵盖从电压测量值计算得出的电压变化(例如，作为跳闸事件之前和之后测量的电压的差值)。
感兴趣的传输线路附近(使用来自其的测量值来确定更新阻抗)可以限于感兴趣的传输线路(在本文中也称为“第一传输线路”)、其终端母线、相邻母线(此处也称为“第三母线”)、以及事故传输线路(此处也称为“第二传输线路”)、以及相关联的分流元件、断路器、和/或开关。无需附近区域外部的测量值即可确定更新阻抗。
可以在根据变电站自动化通信协议的消息(例如，根据IEC 61850或与其兼容的消息)中接收测量值和/或开关状态信息。可以在根据IEC 61850:8-1、IEC 61850:8-2、和/或IEC 61850:9或与其兼容的消息中接收测量值和/或开关状态信息。可以在根据IEC 61850:8-1(2011)、IEC 61850:8-2(2018)、和/或IEC 61850:9(2011)和/或IEC 61850:9/AMD1:2020(2020)或与其兼容的消息中接收测量值和/或开关状态信息。
如本文所使用的，“确定阻抗”应理解为涵盖确定与等效模型的阻抗近似的值。虽然将测量值的使用限制到在感兴趣的传输线路附近可用的测量值(例如，变电站级母线数据或测量值)需要一些近似值，但根据实施例的设备、系统、和方法提供了仅具有微小误差的更新等效阻抗。
图1是具有数字变电站设备30的电力系统10的示意性局部示意图。
电力系统10具有第一母线M和第二母线N之间的第一传输线路11。第一传输线路11在本文中也称为线路MN(因为它在母线M和N之间延伸)或称为“感兴趣的传输线路”(因为该第一传输线路的等效阻抗正在响应于拓扑变化而被更新)。
电力系统10具有第三母线P与第一母线M之间的第二传输线路12。一般，第二传输线路12可以是在第一传输线路的终端母线M、N其中之一和与第一传输线路的终端母线M、N之一相邻(例如，在网络层级中的上一级)的母线P之间延伸的任何传输线路。第二传输线路12在本文中也将被称为“事故线路”。
分流元件21、22、23设置在母线P、M、N处。分流元件21、22、23可以是或可以包括电抗器、电容器组、负载阻抗中的任何一者或它们的任何组合。
电力系统10具有可以选择性地跳闸的断路器13-19。断路器13-19可操作以向变电站设备30提供测量值(例如，电流测量值)。断路器13-19可操作以向变电站设备30提供状态信息(跳闸或未跳闸)。
变电站设备30可以是通信耦合到在变电站级的其他设备的数字变电站设备。变电站设备30可操作以通过变电站通信总线接收和/或发送数据。
变电站设备30可操作以确定第一传输线路11的等效模型响应于跳闸事件的更新阻抗。变电站设备30可操作以确定第一传输线路11的等效模型响应于以下各项的更新阻抗：
-第二线路12(即，在感兴趣的传输线路11的终端母线M、N之一上关联的线路)的跳闸；
-连接在与感兴趣的传输线路11的终端母线M、N相邻的母线P处的分流元件21的跳闸。
变电站设备30可操作以响应于其他跳闸事件(例如，分流元件22或分流元件23的跳闸)执行第一传输线路11的等效模型的阻抗的更新。然而，变电站设备30优选地可操作以在上述两种情况下，至少执行第一传输线路11的等效模型的更新阻抗的确定。
跳闸事件，即第一传输线路11附近的网络拓扑的变化，可以触发更新过程的确定。更新阻抗可用于保护或协调功能中的任何一种或任何组合，如下文将更详细地说明。
根据发生的跳闸，可以使用不同的测量值。用于确定更新阻抗的所有测量值可以从例如，第一和第二线路11、12和母线P、M、N、以及相关联的开关、断路器、和分流元件获取。
为了说明、以及如本文将更充分地说明的，为了确定响应于第二线路12的跳闸的更新阻抗，可以使用以下测量值：
第二母线12处响应于第二线路的跳闸的电压变化，以及
在第二线路的跳闸之前在第一母线M处、在第二线路12上的电流，以及
(i)第一和第三母线M、P处响应于第二线路12的跳闸的电压变化或(ii)在第二线路12的跳闸之前在第一母线M处测量的第二线路12的电流。
为了进一步说明，为了确定响应于第三母线P处的分流元件的跳闸的更新阻抗，可以使用以下测量值：
在分流元件的跳闸之前在第三母线P处通过分流元件的分流电流和第二母线N处响应于分流元件的跳闸的电压变化；可选地第一和第三母线M、P处响应于分流元件的跳闸的电压变化的测量值。
所公开的技术在不需要其他量的在线测量值的情况下用于执行阻抗更新。所公开的技术可操作以在不需要或不使用电流测量值的情况下确定更新阻抗。可以通过计算确定电流。
图2示出了电力系统10的对于本文详细描述的更新过程来说感兴趣的部分。终端母线M、N之间的第一传输线路11由等效模型表示，并且变电站设备30可操作以确定等效模型响应于跳闸事件的更新阻抗。应当明白的是，仅示意性地示出的电力系统的其余部分29包括各种附加的传输线路、母线等。这里描述的阻抗更新使用等效模型的对应于未跳闸系统的阻抗值、仅来自第一传输线路11附近的测量值、以及仅来自第一传输线路11附近的拓扑信息。如本文所述的阻抗更新不需要电力系统的布置在第三母线P及其一个或多个分流元件以外的部分的拓扑信息。
图3示出了跨第一传输线路11的二端口戴维南等效。该等效系统由具有对应阻抗ZsM和ZsN的两个源组成。此外，可以存在具有阻抗
的传输路径，其表示除了通过支路MN本身的直接路径(由阻抗Zl表示)之外的、用于母线M和N之间的电流流动的网络的等效。
确定跨第一传输线路11的二端口戴维南等效的更新阻抗包括确定
的更新值。二端口戴维南等效的阻抗的基本值，即基本网络的值
(没有第二传输线路12的跳闸并且没有母线P处的分流元件的跳闸)用于确定更新阻抗。
虽然图3示出了跨第一传输线路11的二端口戴维南等效模型，但是跨第二传输线路12的二端口戴维南等效模型具有类似的参数
如本文更详细地说明的，变电站设备30可操作以使用：
-跨第一传输线路11的二端口戴维南等效的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗
(即，初始的未跳闸系统的阻抗)，
-第二母线N处响应于跳闸事件的电压变化的测量值，
-第一母线M和第三母线P处在跳闸事件之前的电压的测量值，
-可选地至少以下测量值：
(i)在响应于第二传输线路12的跳闸而更新阻抗时，从测量值获取的、在第二线路的跳闸之前在第二传输线路12上在第一母线M处的电流，
(ii)在响应于分流元件21的跳闸而更新阻抗时，在第三母线P处的分流元件21的跳闸之前分流元件电流的测量值；
-跨第二传输线路12的二端口戴维南等效的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗
(即，初始的未跳闸系统的阻抗)或第一母线M和第三母线P处响应于跳闸事件的电压变化的测量值。
跨第一传输线路11的二端口戴维南等效的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗
和(如果使用)跨第二传输线路12的二端口戴维南等效的在至少一次跳闸事件之前获取的阻抗
是通过全网络分析(即，包括电力系统的连接到图1至图3所示的母线之外的部分)获取的阻抗值。
在现场操作期间确定更新阻抗的设备或系统可以接收未跳闸系统的阻抗(或基本阻抗)作为输入。当在现场操作期间分别响应跳闸事件多次重新确定阻抗时，不需要重新接收输入。未跳闸系统的阻抗(或基本阻抗)可以持久地存储在现场操作中确定更新阻抗的设备或系统中。
为了说明，在现场操作期间确定响应于第一跳闸事件(例如，第一事故线路跳闸或第一分流元件跳闸)的第一修正阻抗和在现场操作期间确定响应于继第一跳闸事件之后的第二跳闸事件(例如，第二事故线路跳闸或第二分流元件跳闸)的第二更新阻抗可以在不必重新从控制中心接收或以其他方式接收阻抗的情况下执行。
如果第二线路在第三母线处的分流元件的跳闸(第一跳闸事件)之后跳闸(第二跳闸事件)，则二端口戴维南等效阻抗(跳闸事件后)的更新值可以用作确定任何后续的阻抗更新确定(如果需要)的基本阻抗。
用户或运营商可以从控制中心(可以是区域或主控制中心)获取未跳闸系统的阻抗(或基本阻抗)作为一次性练习，该控制中心基于其对整个网络拓扑数据的访问应该能够计算这些阻抗。可以在现场操作之前(例如，在确定更新阻抗的IED或系统的调试期间，例如在变电站的调试期间)或者在该设备或系统已经进入现场操作之后的系统维护期间，检索未跳闸系统的阻抗(或基本阻抗)并将它们提供给确定更新阻抗的设备或系统。
在现场操作期间确定的二端口戴维南等效阻抗(跳闸事件后)的更新值随后可以用作任何后续更新(如果需要)的基本阻抗。
结果，变电站设备30确定跨第一传输线路11的二端口戴维南等效的阻抗
的更新值。
更新阻抗可用于各种目的，包括分析、保护、和/或协调功能。为了说明，更新阻抗可用于以下任一项或它们的任意组合：
-提高距离继电器性能，
-启用自适应设置功能(特别是用于距离继电保护)，
-执行单端故障位置确定，
-计算系统非同质因子，
-距离继电器范围计算，
-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)，以保护具有高再生性的系统；源阻抗信息可用于自适应切换，
-短路比(SCR)的计算，
-过流继电器协调。
图4是根据实施例的变电站设备或系统30的框图。变电站设备或系统30具有第一接口38，该第一接口可操作以接收测量值以及可选地，其他数据。第一接口38可操作用于通信耦合到断路器，以接收断路器状态信息和电流测量值。第一接口38可操作用于通信耦合到断路器，以接收断路器状态信息和电流测量值。
第一接口38可操作以接收在跳闸事件之前和之后第二母线N处的电压测量值，或允许变电站设备或系统30确定第二母线N处响应于跳闸事件的电压变化的其他测量值。
第一接口38可操作以接收在第二线路12的跳闸之前第二传输线路12的充电电流或允许变电站设备或系统30确定在第二线路12的跳闸之前第二传输线路12的充电电流的其他测量值。变电站设备或系统30可操作以处理这些测量值，以确定响应于第二传输线路12的跳闸的更新阻抗。
第一接口38可操作以接收在分流元件21的跳闸之前通过分流元件21的分流元件电流。变电站设备或系统30可操作以处理这些测量值，以确定响应于分流元件21的跳闸的更新阻抗。
第一接口38可以可选地可操作性以接收在跳闸事件之前和之后第一和第三母线M、P处的电压的测量值，或允许变电站设备或系统30确定在第一和第三母线M、P处响应于跳闸事件的电压变化的其他测量值。
变电站设备或系统30具有执行处理功能的一个或多个集成电路(IC)31。一个或多个IC 31可以包括处理器、微处理器、控制器、微控制器、现场可编程门阵列(FPGA)、专用集成电路(ASIC)中的一者或多者或它们的任意组合。
一个或多个IC 31可操作以实现阻抗更新模块32。阻抗更新模块32可以使用本文公开的任何一种处理技术来确定跨第一传输线路11的二端口戴维南等效的阻抗
的、响应于跳闸事件的更新值。
一个或多个IC 31可操作以实现分析、保护、或协调功能33。这个功能也可与变电站设备30分开实现。分析、保护、或协调功能33可操作以执行保护功能，尤其是距离保护功能。分析、保护、或协调功能33可操作以执行各种功能，例如以下各项中的任何一项或它们的任何组合：自适应设置(特别是对于自适应距离继电保护)、执行单端故障位置确定、计算系统非同质因子、距离继电器范围计算、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性的系统、短路比(SCR)的计算、过流继电器协调。
一个或多个IC 31可操作以经由至少一个第二接口39发出信号或命令，以促使采取确定的动作、应用确定的设置、或输出确定的信息。
一个或多个IC 31可操作以实现输出生成模块34。输出生成模块34可以使输出量(警报、警告、通知、或其他信息)输出到操作员，例如变电站操作员。
关于跨第一传输线路11的等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗
的信息、关于直接连接MN(见图3)的线路阻抗Zl的信息、以及(在可适用的情况下)关于跨第二传输线路12的等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗
的信息、关于直接连接MP的线路阻抗Zl的信息(注意，这个阻抗可以与直接连接MN的线路阻抗不同)、以及关于可以跳闸的一个或多个分流元件的阻抗的信息可以存储在存储设备35中并且可以从中检索以供一个或多个IC 31处理。存储设备35可以集成在变电站设备30中或者可以与变电站设备30分开设置。
图5是方法40的流程图。方法40可以由变电站设备或系统30自动执行。
在步骤41，接收测量值。测量值可以包括电压测量值。电压测量值可以包括母线N、M和P中的一条或几条母线处响应于跳闸事件的电压变化。电压变化的确定可以由变电站设备或系统30或由单独实体执行。
在步骤42，确定阻抗子矩阵的矩阵元素。阻抗子矩阵可以是3×3矩阵。阻抗子矩阵可以是母线阻抗矩阵的3×3子矩阵。阻抗子矩阵的一些矩阵元素可以根据跨第一传输线路11的二端口戴维南等效的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗值
来确定。阻抗子矩阵的至少一个矩阵元素可以使用接收到的测量值来确定。阻抗子矩阵的其余矩阵元素可以根据跨第二传输线路12的二端口戴维南等效的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗
来确定或使用接收到的测量值来确定。
在步骤43，使用在步骤42确定的阻抗子矩阵来确定跨第一传输线路11的二端口戴维南等效的更新阻抗
在步骤44，基于更新阻抗生成输出以执行分析、保护、和/或协调功能。
该方法可以包括执行分析、保护、和/或协调功能。分析、保护、和/或协调功能可以包括以下各项中的任何一项或它们的任何组合：自适应设置(特别是对于自适应距离继电保护)、执行单端故障位置确定、计算系统非同质因子、距离继电器范围计算、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性的系统、计算短路比(SCR)、过流继电器协调。
该设备或方法需要仅来自变电站级测量值附近的在线信息来提供二端口等效的在线更新。该设备或方法使用与感兴趣的线路相邻的线路和母线的信息，即相邻拓扑的网络信息来更新跨感兴趣的线路的二端口等效模型。感兴趣的线路附近的拓扑变化的影响可以通过更新其二端口等效来考虑。
该设备或方法考虑在所关注的线路11的终端母线M之一上发生的线路12的跳闸或拓扑中上一级的母线P(即，相邻母线)处的分流元件21(电抗器/电容器)的跳闸。该设备或方法在不需要更新全电力系统10的母线阻抗矩阵ZBUS的情况下执行阻抗的更新并且仅使用可用作变电站过程母线电平测量值和数据的本地更新信息。这些本地测量值和数据可以是所关注的线路两端的母线电压测量值、在终端母线上关联的线路上的电流、通过连接的分流元件的电流、以及线路和相邻元件(即，故障线路和相邻分流元件)的模型参数。该设备或方法可以利用与切换事件及所关注的线路和跳闸元件的参数相关的测量值来更新二端口等效。电流测量值是可选的。为了说明，也可以计算电流，如这里更详细地说明的。
该设备或方法可以利用传输线路11的两端和网络中上一级的变电站处的数字变电站测量值。例如，对于图1到图3的在其中感兴趣的线路是母线M和N之间的线路11的系统，变电站设备30可以访问来自变电站M、N、和P的测量值。符号P表示网络拓扑中相对于感兴趣的线路11的上一级的任何母线。感兴趣的线路和所有事故元件(例如，在其中一条终端母线上关联的线路和连接到网络拓扑中上一级任何母线的分流组件)的模型参数也可用于变电站设备30。
该设备或方法可以确定或以其他方式处理阻抗子矩阵的矩阵元素。阻抗子矩阵可以是电力网络的全阻抗矩阵Zbus的子矩阵。
该设备或方法可以处理全电力网络的母线阻抗矩阵Zbus的以下子举证中的一个或几个：
Z(mnp)表示全电力网络的、仅由与节点M、N和P对应的9个元素构成的阻抗子矩阵母线阻抗矩阵Zbus。
阻抗子矩阵Z(mnp)′对应于从中去除节点M和N之间的分支的网络。
阻抗子矩阵Z(mnp)″对应于从中去除节点M和N之间的分支以及跳闸元件的网络。
例如，对于母线M和P之间的线路跳闸的情况，Z(mnp)″是在没有母线M和N之间的线路以及母线M和P之间的线路的网络的阻抗子矩阵Zbus。
没有线路MN(即，没有图3中的阻抗Zl)的二端口等效网络(图3)的导纳矩阵Ybus可以表示为
来自阻抗子矩阵的二端口等效的更新阻抗的相关性
从上述关系，可以如下获取跨基本网络中的线路M和N的二端口等效的阻抗：
将此扩展到从中去除跳闸元件的网络，可以如下获取跨修正后的网络中的线路M和N的二端口等效：
因此，该设备或方法可以建立阻抗子矩阵Z(mnp)″并且可以使用等式(4)来确定传输线路11的二端口等效模型的更新阻抗。
使用Z(mnp)、Z(mnp)′、和Z(mnp)″的元素之间的关系
Z(mnp)、Z(mnp)′、和Z(mnp)″'的元素是相关的。这是因为通过对Z(mnp)执行串联和分流支路(对应于线路MN的串联阻抗和分流导纳)修正，可以从Z(mnp)获取Z(mnp)′。
对应于节点i、j、和k的网络阻抗子矩阵Z(ijk)由下面的等式(5)给出。
当在母线i和j之间将阻抗为Zbr的新支路串联地添加到网络中时，可以使用以下公式获取新的Z(ijk)子矩阵，
其中，{Zij}表示Z(ijk)的第i列和第j列与实体Δij＝Zii+Zjj–2Zij+Zbr之间的向量差。在将母线i和j之间的阻抗为Zbr的分支从网络去除的情况下，则可以使用-Zbr代替Δij公式中的+Zbr来使用相应的公式。
当在母线i处将阻抗为Zsh的分流元件添加到网络时，可以使用以下等式来获取新的Z(ijk)子矩阵
其中，{Zi}表示Z(ijk)的第i列并且实体Δii＝Zii-Zsh。在从网络去除母线i处阻抗为Zsh的分流元件的情况下，可以通过在Δij公式中保持-Zsh代替+Zsh来使用相应的公式。
根据实施例的变电站设备和方法可以使用用于系列(6)和分流支路(7)修正的公式来从Z(mnp)确定Z(mnp)″。
根据实施例的变电站设备和方法可操作以：
-确定Z(mnp)(使用在至少一个跳闸事件之前获取的可用的阻抗值和可用的测量值；示例性技术在下面参考图6至图15进行描述)；
-根据等式(6)(事故线路的跳闸)或等式7(事故母线处的分流元件的跳闸)从Z(mnp)确定Z(mnp)″；和
-确定跨第一传输线路11的二端口戴维南等效的更新阻抗
获取阻抗子矩阵Z(mnp)的元素：
该设备或方法可以使用跨基本网络中的线路MN和MP的二端口等效的阻抗参数(即，针对跨第一传输线路11的等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的二端口等效阻抗
和针对跨第二传输线路12的等效模型的在至少一个跳闸事件之前获取的二端口等效阻抗
设备或方法可以获取Z(mnp)的除了Zpn(＝Znp)以外的所有元素。如下文将进一步说明的，在另外的实施例中，当更多测量值可用时，不需要知道针对跨第二传输线路12的等效模型的二端口等效阻抗
关系式(3)的结果是，如果参数集
(跨第一传输线路11的二端口等效的阻抗)对于基本网络(即，在跳闸事件之前)是已知的，则可以根据等式(8)获取元素Z′mm、Z′mn、Z′nm、和Z′nn：
其中，
一旦根据实施例的变电站设备或方法获取到阻抗子矩阵元素Z′mm、Z′nn、和Z′mn，即可通过对Z(mn)′执行涉及在母线M和N之间添加线路MN(如参考等式(6)所说明的)的修正计算来获取元素Zmm、Zmn、Znm、和Znn。类似地，使用用于基本网络的参数集
根据实施例的变电站设备或方法可以按照相同的过程获取Zmp、Zpm、和Zpp。
因此，如果
和
的初始参数集(例如，从存储设备35)是可访问的，则变电站设备或方法可以获取Z(mnp)的除Znp和Zpn以外的所有元素。
变电站设备或方法可操作以从可用的变电站测量值获取Znp和Zpn。由于全电力网络的阻抗矩阵Zbus及其任何子矩阵总是对称的，因此Znp＝Zpn。下面详细讨论用于确定Znp(进而确定Zpn)的各种技术。
图7是方法50的流程图。该方法可以由设备30自动执行。
在步骤51，获取母线阻抗子矩阵Z(mnp)的矩阵元素。矩阵元素可以从
和可选地，
的初始参数集、以及一条或多条线路的参数(诸如分流阻抗)获取。
在步骤52，可以使用在变电站母线级可用的测量值来确定矩阵元素Znp＝Zpn。下面详细描述用于确定这些矩阵元素的实现。
在步骤53，通过执行修正计算(等式(6)和(7))，从阻抗子矩阵Z(mnp)确定阻抗子矩阵Z(mnp)″。
在步骤54，根据等式(4)，从阻抗子矩阵Z(mnp)″确定
的更新参数集。
该方法还可以包括基于
的更新参数集来执行分析、保护、或协调功能。
确定Znp和事故线路跳闸的更新阻抗值
这个场景对应于以下情况，即系统在(准)稳态下运行并且在某些事件(例如，短路故障)之后，第二传输线路12(即，母线MP之间的线路)跳闸从而导致系统进入新运行条件。在这个新运行条件下，第一线路11、即母线MN之间的传输线路的两个端口等效参数已经改变并且将被更新。图6示出了跳闸后的单线路示意图。
矩阵元素Znp＝Zpn的确定可以使用以下输入中的一个、多个、或所有：
(i)跨第一传输线路11的二端口等效的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗
(即，跳闸之前的初始阻抗)；可选地，跨第二传输线路12的二端口等效的在至少一个跳闸事件之前获取的阻抗
(即，跳闸之前的初始阻抗)；
(ii)第二母线N处的电压测量值、以及可选地，母线M和P处的电压测量值；
(iii)可选地，第一母线M处的事故线路MP(即，第二线路12)的电流测量值；
(iv)母线M和N之间的第一线路11和/或母线M和P之间的第二线路12的参数(例如，第二线路12处的跳闸的分流元件的分流元件阻抗)；
(v)事故线路MP(即，第二线路12)的断路器状态信号。
对于本节的其余部分，为方便起见，假设阻抗子矩阵Z(mnp)′对应于从其中、从基本网络去除线路MP的网络。阻抗子矩阵Z(mnp)″对应于从其中也去除线路MN的网络。注意，Z(mnp)″的元素将保持与以前一样，因为仅改变了从基本网络去除线路的顺序。
线路MP上的电流流动可以被看作系统的母线M和P处的电流注入，而不需要线路MP实际存在于网络中，如图9所示。
在图9中，Imp和Ipm是线路MP的负载电流。Imc是线路MP在母线M处的充电电流。Imp是线路MP在母线P处的充电电流。
因此，线路MP的跳闸可以被看作不具有线路MP的系统的母线M和母线P处的电流注入的变化，如图10所示。因此，对于线路MP跳闸，母线N处的电压变化(即，跳闸之前和之后的电压差)可以写成如下：
Imc是第二线路的跳闸之前第二线路在第一母线处的充电电流(其可以计算得出)，Ipc是第二线路的跳闸之前第二线路在第二母线处的充电电流(其可以计算得出)，并且Imp+Imc是在第二线路的跳闸之前在第二线路上在第一母线处测量的电流(可以测量得出或从测量值计算得出)。
可以使用以下关系式计算电流：
其中，
和
分别是在跳闸事件发生之前在母线M和母线P处测量的电压，
是与跳闸的第二线路的充电电流相关联的阻抗，
是跳闸的第二线路的串联阻抗。如上所述，子矩阵Z(mnp)′的元素通过与线路MP相关的串联和分流分支修正与Z(mnp)的元素相关。表达式(9)的右侧可以完全写成Z(mnp)的元素。由于左侧的量可以从测量值获取，这产生以Zpn为变量的等式。
由此产生的等式本质上是线性的，并且可以根据以下等式方便地求解以找出Zpn：
其中：
k＝(Imc+Ipc)/(Imp+Imc),
其中：
ΔVn是第二母线处响应于第二线路的跳闸的电压变化，
Imc是在第二线路的跳闸之前第二线路在第一母线处的充电电流(可计算得出)，Ipc是在第二线路的跳闸之前第二线路在第二母线处的充电电流(可计算得出)，并且Imp+Imc是在第二线路的跳闸之前在第二线路上在第一母线处测量的电流。
计算出的电流可以如上文所述地参考等式(E1)和(E2)进行计算。
可以使用二端口等效的等效模型的在至少一个跳闸事件和修正计算之前获取的阻抗来确定至少Zmp、Zpm、和Zpp(方程(6))。
确定事故线路跳闸的更新阻抗值(第一种技术)
因此，根据实施例的设备或方法可以如下确定故障线路跳闸的更新阻抗值：
-通过使用跨基本网络中的第一线路11(线路MN)的二端口等效的在跳闸事件之前的阻抗参数以及与添加线路MN相关的修正计算(等式(5)和(6))来获取Z(mn)(即，Zmm、Znn、和Zmn＝Znm)；
-通过使用跨基本网络中的事故线路12(即，线路MP)的二端口等效的阻抗参数和与添加线路MP有关的修正计算(等式(5)和(6))来获取Z(mp)(即，Zpp、和Zmp＝Zpm)；
-获取在线路跳闸之前母线M、P处的测量电压，并使用等式(E1)计算事故线路12(即，线路MP)上的充电电流，从而计算充电电流的总和；获取在母线M处的事故线路12跳闸之前在母线M处的事故线路12上测量的电流或使用(E2)计算该电流。
-获取由于线路跳闸在母线N处测量的电压变化，并使用等式(10)确定Zpn；一旦获取到Zpn，Z(mnp)的所有元素都被识别。
-使用必要的串联和分流修正计算从Z(mnp)去除线路MN和MP的影响，以获取Z(mnp)″(等式(6)和(7))；
-从Z(mnp)″确定跨第一传输线路11的二端口等效的更新等效阻抗
(等式(4))。
图8是方法60的流程图。该方法可以由设备30自动执行。
在步骤61，获取总线阻抗子矩阵Z(mnp)的矩阵元素Zmm、Znn、和Zmn＝Znm。可以从
的初始参数集、线路MN的线路阻抗Zl、以及等式(6)的修正计算获取矩阵元素。
在步骤62，获取总线阻抗子矩阵Z(mnp)的矩阵元素Zpp和Zmp＝Zpm。可以从
的初始参数集和线路MP的参数(例如，其线路阻抗
)获取矩阵元素。
在步骤63，可以使用在变电站母线级可用的测量值(例如，基于等式(10))来确定矩阵元素Znp＝Zpn。
在步骤64，确定
的更新参数集。这可以包括通过执行修正计算(等式(6)和(7))从阻抗子矩阵Z(mnp)确定阻抗子矩阵Z(mnp)″，并根据等式(4)从阻抗子矩阵Z(mnp)″确定
的更新参数集。
该方法还可以包括基于
的更新参数集执行分析、保护、或协调功能。
确定事故线路跳闸的更新阻抗值(第二种技术)
可以对上述测量值的处理进行各种修正，以便确定
的更新参数集。
为说明起见，类似于等式(9)，可以为母线M和P导出类似表达式如下：
Imc是在第二线路的跳闸之前第二线路在第一母线处的充电电流(其可计算得出)，Ipc是在第二线路的跳闸之前第二线路在第二母线处的充电电流(其可计算得出)，并且Imp+Imc是在第二线路的跳闸之前在第一母线处在第二线路上测量的电流(其可以测量得出或从测量值计算得出)。
计算出的电流可以如上所述地参考等式(E1)和(E2)计算。
如果线路MP上的充电电流与负载电流的比值较小，则等式(9)、(11)、和(12)可以如下近似：
将线路MP看作阻抗为
的串联支路(因为已经假定分流导纳可以忽略不计)，可以获取Z(mnp)和Z(mnp)′的元素之间的以下关系：
可以对等式(13)和(14)同时求解，以获取(Zmm-Zmp)、(Znm-Znp)、和(Zpm-Zpp)，如下面的(15)所示。
其中
因此，在已经获取到关于Zmm和Znm的信息之后，根据实施例的设备或方法可以获取Zmp、Znp和Zpp，而不需要在跳闸事件之前线路MP的等效阻抗参数。因此，该技术提供了对参照上述等式(10)描述的解决方案的替代方案。本技术基于线路MP的充电电流与线路负载电流相比可以忽略不计的简化近似。
因此，根据实施例的设备或方法可以如下确定事故线路跳闸的更新阻抗值：
-通过使用跨基本网络中的第一线路11(线路MN)的二端口等效的在跳闸事件之前的阻抗参数以及与添加线路MN有关的修正计算(等式(5)和(6))来获取Z(mn)(即，Zmm、Znn、和Zmn＝Znm)；
-获取母线M、N、和P处由于线路12(即，母线M和P之间的事故线路)的跳闸的电压变化；以及从测量值或使用公式(E2)计算获取在母线M端处线路MP上的电流；
-求解(1)并利用Z(mn)来获取Zmp、Znp、和Zpp并构造Z(mnp)；
-使用必要的串联和分流修正计算从Z(mnp)中依次去除线路MN和MP的影响，以获取Z(mnp)″(等式(6)和(7))；
-从Z(mnp)″确定跨第一传输线路11的二端口等效的更新等效阻抗
(等式(4))。
图11是方法70的流程图。该方法可以由设备30自动执行。
在步骤71，获取总线阻抗子矩阵Z(mnp)的矩阵元素Zmm、Znn、和Zmn＝Znm。可以从
的初始参数集、线路MN的线路阻抗Zl、以及等式(6)的修正计算获取矩阵元素。
在步骤72，使用变电站母线级可用的测量值，例如基于等式(15)来确定母线阻抗子矩阵Z(mnp)的矩阵元素Zpp、Zmp＝Zpm、和Znp＝Zpn。
在步骤73，确定
的更新参数集。这可以包括通过执行修正计算(等式(6)和(7))从阻抗子矩阵Z(mnp)确定阻抗子矩阵Z(mnp)″，并根据等式(4)从阻抗矩阵Z(mnp)″确定
的更新参数集。
该方法还可以包括基于
的更新参数集来执行分析、保护、或协调功能。
应用到测试系统
所考虑的测试系统是IEEE 39母线NETS-NYPS系统(马尼托巴(Manitoba)HVDC研究中心，IEEE测试系统，可从http://forum.hvdc.ca/1598644/IEEE-Test-Systems获取)。单线路示意图如图16所示。系统包括10个源、39条母线、34条传输线路、12个变压器、和19个负载。传输线路由Bergeron模型表示。为了说明，我们考虑以下情况：线路MN＝17-16，线路MP＝17-27。参考图7到10说明的方法(包括使用等式(10))用于更新图16中的线路17-16的二端口等效。通过基本网络的完整网络分析方法获取基本等效阻抗参数。将获取的结果与通过修正网络的完整网络分析获取的等效结果进行比较。分步分析如下所示。
1.通过使用跨基本网络中的线路MN的二端口等效的阻抗参数和与添加线路MN相关的修正计算来获取Z(mn)：
线路MN的基本等效阻抗参数为ZsM＝0.0075+0.0288i、ZsN＝0.0054+0.0167i、
使用等式(5)，得到
Z(mn)是通过对Z(mn)′进行与在母线M和N之间添加串联阻抗为Zl的线路MN有关的修正计算如下所示地确定的：
其中，Z12表示Z(mn)′的两列之间的向量差。如下所示地获取Z(mn)矩阵。
2.对线路MP使用其基本等效阻抗参数和与添加线路MP相关的修正计算(被认为具有串联支路和分流导纳支路两者)进行类似的确定，以获取
3.从测量值(模拟试验)可知，母线N的电压变化、在跳闸的线路MP跳闸之前在线路MP上在母线M端处的电流、以及充电电流之和与负载电流的比值如下：
ΔVn＝-0.8276-0.7141i，
Imc+Imp＝-0.1648+0.1199i，
Imc+Ipc＝0.3472+0.1865i
4.Zpn是通过使用等式(10)获取的，并且Z(mnp)是通过整合Z(mn)、Z(mp)和Zpn构造的。
Zpn＝0.0028+0.0067i
5.从获取的Z(mnp)，如下所示地去除线路MN的影响：
其中，Z12表示Z(mnp)的前两列之间的向量差。以类似的方式从Z(mnp)′去除线路MP的影响(被认为具有串联支路和分流导纳支路两者)，以获取
6.然后，使用等式(4)，我们获取线路MN的更新等效阻抗：
ZsM＝0.0100+0.0440i，ZsN＝0.0052+0.0167i,
为了进行比较，对于修正后的网络从网络分析获取的等效阻抗(即，基于对全网络的总线阻抗矩阵的重新计算获取的)提供：
将从步骤6获取的结果与上述实际值进行比较，我们在估计中获取以下百分比误差：
err_ZsM＝1.54％,err_ZsN＝0.77％,err_Ztr＝12.3％
因此，即使仅使用本地测量值也能获得良好的结果，而无需重新计算全网络的总线阻抗矩阵。
确定Znp和分流元件跳闸的更新阻抗值
这种情景对应于以下情况，其中：系统在(准)稳态下运行并且分流元件22(例如，电抗器/电容器)在母线P处跳闸，从而使得系统进入新运行条件。在这个新运行条件下，线路MN的两个端口等效参数发生了变化，应对其进行估计。图12描述了这种状态。
矩阵元素Znp＝Zpn的确定可以使用以下输入中的一个、多个、或所有：
(i)跨第一传输线路11的二端口等效在跳闸事件之前的阻抗
(即，跳闸前的初始阻抗)；可选地，跨第二传输线路12的二端口等效在跳闸事件之前的阻抗
(即，跳闸前的初始阻抗)；
(ii)第二母线N处的电压测量值、以及可选地，母线M和P处的电压测量值；
(iii)母线P处的分流元件22的电流测量值和阻抗参数(电流测量值是可选的)；
(iv)母线M和N之间的第一线路11和/或母线M和P之间的第二线路12的参数(例如，线路阻抗Zl和
)；
(v)分流元件22的断路器状态信号。
图13是方法80的流程图。该方法可以由设备30自动执行。
在步骤81，获取总线阻抗子矩阵Z(mnp)的矩阵元素。可以从
和可选地，
的初始参数集以及一条或多条线路的参数(例如，分流阻抗)获取矩阵元素。
在步骤82，可以使用在变电站母线级可用的测量值来确定矩阵元素Znp＝Zpn。下面详细描述用于确定这些矩阵元素的实现。
在步骤83，通过执行修正计算(等式(6)和(7))从阻抗子矩阵Z(mnp)确定阻抗子矩阵Z(mnp)″。修正计算包括去除母线P处的分流元件22和母线M和N之间的第一线路11。
在步骤84，根据等式(4)从阻抗子矩阵Z(mnp)″确定
的更新参数集。
该方法还可以包括基于
的更新参数集来执行分析、保护、或协调功能。
以下是由设备执行的建议过程的描述，其中，阻抗子矩阵Z(mnp)′对应于从其中、从基本网络去除母线P处的分流元件(阻抗为Zsh)的网络。阻抗子矩阵Z(mnp)″对应于从其中还去除了线路MN的网络。母线P处的分流元件上的电流
可以被看作系统的母线P处的电流注入，而分流元件实际上没有出现在网络中。因此，对于在母线P处没有分流元件的系统，分流元件22的跳闸可被看作母线P处电流注入的变化。
对于母线P处的分流元件的跳闸，母线N处的电压变化可用下式表示：
因此，可以从母线N处由于母线P处的分流元件的跳闸的电压降的测量值和在其跳闸前由分流元件所承载的电流来获取Z′pn。
可以直接测量电流
可以根据以下等式(E3)计算电流
从而使该技术无需使用任何电流测量来确定更新阻抗：
阻抗子矩阵Z(mnp)′的元素通过与母线P处的分流元件相关的分流支路修正与Z(mnp)的元素相关。具体而言，适用以下关系：
它是通过与去除母线P处的分流支路有关的修正计算获取的。求解(15)和(16)，可以如下面的等式(17)所示地确定Zpn。
确定分流元件跳闸的更新阻抗值(第一种技术)
因此，根据实施例的设备或方法可以如下确定事故线路跳闸的更新阻抗值：
-通过使用跨基本网络中的线路MN的二端口等效的阻抗参数和与添加线路MN有关的修正计算来获取Z(mn)；
-通过使用跨基本网络中的线路MP的二端口等效的阻抗参数和与添加线路MP相关的修正计算来获取Z(mp)；
-从测量值获取母线N由于母线P处的分流元件跳闸的电压变化，并获取在分流元件跳闸之前通过分流元件的电流(通过电流测量或通过使用例如，等式(E3)从电压测量值计算得出电流)；
-求解(17)以获取Zpn并构造矩阵Z(mnp)；
-使用必要的串联和分流修正计算来从Z(mnp)依次去除线路MN和母线P处的分流元件的影响，以获取Z(mnp)″；
-从Z(mnp)″确定跨第一传输线路11的二端口等效的更新等效阻抗
(等式(4))。
图14是方法90的流程图。该方法可以由设备30自动执行。
在步骤91，获取总线阻抗子矩阵Z(mnp)的矩阵元素Zmm、Znn、和Zmn＝Znm。可以使用等式(6)和(7)的修正计算，从
的初始参数集获取矩阵元素。
在步骤92，获取总线阻抗子矩阵Z(mnp)的矩阵元素Zpp和Zmp＝Zpm。可以使用等式(6)和(7)的修正计算，从
的初始参数集获取矩阵元素。
在步骤93，可以使用在变电站母线级可用的测量值(例如基于等式(17))来确定矩阵元素Znp＝Zpn。
在步骤94，确定
的更新参数集。这可以包括通过执行修正计算(等式(6)和(7))从阻抗子矩阵Z(mnp)确定阻抗子矩阵Z(mnp)″，并根据等式(4)从阻抗子矩阵Z(mnp)″确定
的更新参数集。
该方法还可以包括基于
的更新参数集来执行分析、保护、或协调功能。
确定分流元件跳闸的更新阻抗值(第二种技术)
替代地，该设备和方法可以不需要关于跨线路MP的二端口等效在跳闸事件之前的阻抗的信息来确定二端口等效的更新阻抗。在这种情况下，除了Zpn外，也可以从测量值确定Zmp和Zpp。例如，可以使用以下关系：
该设备和方法可以使用等式(18)来确定Zpp。所获取的Zpp值可分别用于求解Zmp和Znp的等式(17)和(18)。因此，可以使用较少的基本信息获取更新源阻抗，特别是不需要跨线路MP的二端口等效在跳闸事件之前的阻抗。然而，该设备和方法需要来自母线P和M的响应于分流元件跳闸的测量值。
因此，根据实施例的设备或方法可以如下确定事故线路跳闸的更新阻抗值：
-通过使用跨基本网络中的线路MN的二端口等效的阻抗参数获取Z(mn)′。
-通过使用与添加线路MN相关的修正计算，获取Z(mn)的除Zmp、Znp、和Zpp以外的所有元素。
-获取母线M、N、P的由于母线P处的分流元件跳闸的电压变化。还获取在分流元件跳闸之前通过分流元件的电流(通过电流测量或通过使用例如，等式(E3)从电压测量值计算得出电流)。
-求解等式(17)-(19)以获取Zmp、Znp、和Zpp，并构造矩阵Z(mnp)；
-使用必要的串联和分流修正计算从Z(mnp)依次去除线路MN和MP的影响以获取Z(mnp)″；
-使用等式(4)获取更新等效阻抗。
图15是方法100的流程图。该方法可以由设备30自动执行。
在步骤101，获取总线阻抗子矩阵Z(mnp)的矩阵元素Zmm、Znn、和Zmm＝Znn。可以从
的初始参数集和等式(6)、(7)的修正计算获取矩阵元素。
在步骤102，使用在变电站母线级可用的测量值(例如基于等式(17)-(19))来确定总线阻抗子矩阵Z(mnp)的矩阵元素Zpp、Zmp＝Zpm和Znp＝Zpn。
在步骤103，确定
的更新参数集。这可以包括通过执行修正计算(等式(6)和(7))从阻抗子矩阵Z(mnp)确定阻抗子矩阵Z(mnp)″，以及根据等式(4)从阻抗子矩阵Z(mnp)″确定
的更新参数集。
该方法还可以包括基于
的更新参数集来执行分析、保护、或协调功能。
应用到测试系统
所考虑的测试系统是IEEE 39母线NETS-NYPS系统(图16)。以下情况：线路MN＝5-8，线路MP＝5-6，连接在母线6处的额定200MVar的分流电抗器跳闸。应用上述技术来更新线路5-8的二端口等效。通过基本网络的完整网络分析方法获取基本等效阻抗参数(认为在母线6处存在分流电抗器)。将获取的结果与通过修正网络的完整网络分析获取的等效结果进行比较。
1.通过使用跨基本网络中的线路MN的二端口等效的阻抗参数和与添加线路MN相关的修正计算来获取Z(mn)：
线路MN的基本等效阻抗参数为ZsM＝0.0038+0.0221i、ZsN＝0.0171+0.0410i、
使用公式(5)，得到
Z(mn)是通过对Z(mn)′进行与添加线路MN有关的修正计算如下所示地确定的：
2.对线路MP使用其基本等效阻抗参数和与添加线路MP相关的修正计算(被认为具有串联支路和分流导纳支路两者)进行类似的处理，以获取
3.从测量值(模拟试验)，获取母线N的电压变化和在分流元件跳闸之前通过分流元件的电流：
ΔVn＝-1.2838-3.2123i,
4.Zpn是通过求解(16)、(17)获取的，并且Z(mnp)是通过整理Z(mn)、Z(mp)和Zpn构造的。
Zpn＝0.0034+0.0131i
5.从获取的Z(mnp)，去除线路MN和MP的影响以获取：
6.使用等式(4)，如下获取线路MN的更新等效阻抗：
ZsM＝0.0036+0.0214i ZsN＝0.0167+0.0405i Ztr＝0.0011+0.0174i
从网络分析中为修正网络获取的等效阻抗：
将从步骤6获取的结果与上述实际值进行比较，我们在估计中获取以下百分比误差：
err_ZsM＝0.4％,err_ZsN＝1.0％,err_Ztr＝0.05％
因此，即使仅使用本地测量值也能获得良好的结果，而无需重新计算全网络的总线阻抗矩阵。
更新等效模型可用于各种分析、保护、和/或协调功能。例如，它可用于设置保护感兴趣的传输线路的距离继电器的操作特性，并用于确定继电器的源线阻抗比(SIR)，例如使用2016年6月30日出版的IEEE Std C37.113-2015(IEEE Std C37.113-1999的修订版)的第1-141页的“IEEE Guide for Protective Relay Applications to Transmission Lines”中描述的技术。更新模型也可用于设置功率摆动盲板和失步逻辑，例如，使用IEEE PSRC WGD6，2005，第45-48页的“POWER SWING AND OUT-OF-STEP CONSIDERATIONS ONTRANSMISSION LINES”描述的技术。此外，更新模型可以帮助分析，例如在仅使用单端测量时定位线路上的故障，例如使用L.Eriksson、M.M.Saha和G.D.Rockefeller于1985年2月在IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems的PAS-104，No.2，第423-436页发表的“An Accurate Fault Locator with Compensation for Apparent Reactance inThe Fault Resistance Resulting from Remote-End Infeed”中描述的技术。
二端口等效的参数取决于网络拓扑。根据本发明实施例的设备、系统、和方法允许随着网络拓扑变化而在线更新二端口等效的参数，而不需要重新计算全网络的母线阻抗矩阵。
本文公开的技术可以由作为保护设备的变电站设备30来执行。替代地或附加地，确定跨传输线路的二端口等效的更新阻抗的设备30可以通信地耦合到保护继电器121、122、故障定位设备123、和/或变电站系统120的其他元件，如图17所示。变电站设备30可以经由变电站通信母线通信地耦合到保护继电器121、122，故障定位设备123、和/或变电站系统120的其他元件。
图18是电力系统130的示意图。电力系统130具有多个变电站131-133，每个变电站包括可操作以使用本文公开的技术确定二端口等效模型的更新阻抗的变电站设备或系统141-143。
电力系统130可以包括通信耦合到变电站设备或系统141-143的中央实体150。中央实体150可操作以协调变电站设备或系统141-143。替代地或附加地，中央实体150可操作以组合从不同变电站设备或系统141-143获取的更新阻抗。
变电站设备或系统141-143可操作以彼此独立地更新等效阻抗。为了说明，第一变电站设备或系统141可操作以使用相关联的第一变电站131以及可选地，相邻母线和故障线路的测量值响应于第一跳闸事件而更新阻抗。第一变电站设备或系统141确定更新阻抗的时间可以独立于任何其他变电站设备或系统142、143(例如，第二变电站132的第二变电站设备或系统142和/或第三变电站133的第三变电站设备或系统143)确定更新阻抗的时间。在现场操作期间更新的第一、第二、和(如果存在)附加变电站设备或系统141-143的阻抗可以不时更新和/或更新为彼此独立的值。
中央实体150可操作以从变电站设备或系统141-143接收更新阻抗。
中央实体150可操作以组合来自变电站设备或系统的更新阻抗。中央实体150可操作以使用来自变电站设备或系统141-143的更新阻抗来更新母线矩阵。
中央实体150可操作以协调不同变电站的变电站设备或系统141-143的操作。
中央实体150和/或变电站设备或系统141-143可操作以将更新阻抗用于分析、保护、和/或协调功能。中央实体150和/或变电站设备或系统141-143可操作以将更新阻抗用于以下一项或多项：设置距离继电器的操作特性、设置功率摆动盲板和/或失步逻辑、定位线路上的故障(例如，当仅使用单端测量时、或用于执行故障定位的其他技术时)。
本发明的实施例提供了一种用于更新跨传输线路的二端口戴维南等效的设备、系统、和方法。该设备和方法可操作以整合来自拓扑中上一级的线路终端和变电站的数据和测量值，以便在感兴趣的线路附近发生拓扑变化时更新等效模型。考虑的场景是事故线路跳闸和相邻母线处分流元件跳闸。提供了对应于这些场景的各种解决方案。该设备、系统、和方法可以实现在支持自适应保护特征的数字变电站中，但不限于此。
根据实施例的设备、方法、和系统可以用于为传输网络提供改进的距离保护，在该传输网络中，线路可以具有至少50公里、至少100公里、至少150公里、至少200公里的长度(但不限于此)。为了说明，根据实施例的设备、方法、和系统可以用于为电力系统执行多种不同的保护、监测、和/或分析功能。
在这些方法、设备、和系统中，可以使用更新阻抗自动触发保护功能和/或输出的生成。
根据实施例的设备、方法、和系统可用于为包括可再生能源的电网中的传输网络提供距离保护。
虽然已经在附图和前面的描述中详细描述了本发明，但是这样的描述被认为是说明性或示例性的而不是限制性的。通过研究附图、本公开、和所附权利要求，本领域技术人员通过实践要求保护的发明可以理解和实现对所公开的实施例的变化。在权利要求中，“包括”一词不排除其他元素或步骤，并且不定冠词“一”或“一个”不排除复数。某些元素或步骤在不同的权利要求被引述的事实并不表示这些元素或步骤的组合不能被有利地使用，具体而言，除了实际的权利要求从属关系之外，任何进一步有意义的权利要求组合都应视为被公开。
Claims (19)
1.一种用于电力系统的确定跨传输线路的等效模型的更新阻抗的方法，所述电力系统具有第一母线、第二母线、第三母线、所述第一母线和所述第二母线之间的第一线路、以及在所述第一母线和所述第二母线中的一者与所述第三母线之间的第二线路，所述方法包括：
由设备或系统接收包括所述母线中的一条或多条母线的电压测量值的测量值和开关状态信息；以及
由所述设备或系统响应于至少一个跳闸事件，从接收到的测量值和所述等效模型的在所述至少一个跳闸事件之前获取的阻抗确定所述等效模型的一个或多个更新阻抗。
2.根据权利要求1所述的方法，其中：用于确定所述等效模型的一个或多个更新阻抗的所有测量值是变电站过程母线级测量值。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，所述等效模型的更新阻抗包括更新的第一等效源阻抗、更新的第二等效源阻抗、和更新的等效传输路径阻抗。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，所述测量值是在所述变电站中的变电站级获取的。
5.根据权利要求3所述的方法，其中，所述设备或系统可操作以在无需重新计算所述电力系统的全母线阻抗矩阵的情况下确定所述一个或多个更新阻抗。
6.根据权利要求2所述的方法，其中，用于确定所述等效模型的一个或多个更新阻抗的所有测量值是在所述第一线路附近获取的。
7.根据权利要求1或2或3或4所述的方法，其中，所述等效模型的一个或多个更新阻抗是跨所述第一线路的二端口等效的等效模型在所述至少一个跳闸事件之后的更新阻抗，并且其中，所述等效模型在所述跳闸事件之前的阻抗包括所述二端口等效的等效模型在所述至少一个跳闸事件之前的阻抗。
8.根据前述权利要求中任一项所述的方法，还包括：使用所述等效模型的更新阻抗执行至少一个保护功能。
9.根据权利要求1或2或3或4或5所述的方法，还包括将所述等效模型的更新阻抗用于以下各项中的至少一项：
-距离继电保护；
-自适应继电保护；
-故障位置确定；
-系统非同质因子确定；
-距离继电器范围确定；
-用于系统保护的相位选择方法的自适应选择，可选地其中，所述相位选择方法包括基于相量、叠加量、或行波的方法；
-短路比SCR确定；
-过流继电器协调。
10.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中，确定所述等效模型的一个或多个更新阻抗包括：
使用所述测量值确定母线阻抗子矩阵的至少一个矩阵元素；
执行所述母线阻抗子矩阵的串联和/或分流分支修正，以确定修正后的母线阻抗子矩阵的矩阵元素；以及
使用所述修正后的母线阻抗子矩阵，确定所述二端口等效的等效模型的更新阻抗。
11.根据权利要求10所述的方法，其中，所述母线阻抗子矩阵为：
其中，所述设备或系统使用所述测量值确定Znp＝Zpn，
其中，所述设备或系统从所述二端口等效的等效模型在所述至少一个跳闸事件和修正计算之前的阻抗，确定至少
和
其中，Zij表示所述等效模型的从{m,n,p}选择的两个节点i和j之间的阻抗，其中，m表示所述第一母线，n表示所述第二母线，并且p表示所述第三母线，
可选地其中，所述设备或系统通过执行串联分支修正，从所述母线阻抗子矩阵Z(mnp)确定所述修正后的母线阻抗子矩阵
所述串联分支修正包括去除节点m和节点p之间的分支以及节点m和节点n之间的分支，
其中，所述设备或系统确定所述二端口等效的等效模型的更新阻抗，使得它们满足
12.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述设备或系统确定所述等效模型响应于所述第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗。
13.根据权利要求12所述的方法，其中，所述设备或系统使用以下各项的测量值确定所述等效模型响应于所述第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗：
所述第二母线处响应于所述第二线路的跳闸的电压变化，以及
在所述第二线路的跳闸之前在所述第二线路上在所述第一母线处的电流；
可选地其中，所述设备或系统使用从测量值获取的以下量确定所述等效模型响应于所述第二线路的跳闸的一个或多个更新阻抗：
(i)所述第一母线和所述第三母线处响应于所述第二线路的跳闸的电压变化；
或
(ii)在所述第二线路的跳闸之前所述第二线路在所述第一母线处的电流。
14.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述设备或系统确定所述等效模型响应于所述第三母线处分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗。
15.根据权利要求14所述的方法，其中，所述设备或系统使用从测量值获取的以下量确定所述等效模型响应于所述第三母线处分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗：
在所述分流元件的跳闸之前在所述第三母线处通过所述分流元件的分流电流，所述分流电流是从在所述跳闸之前的分流电流测量值获取的或是通过计算确定的；以及
所述第二母线处响应于所述分流元件的跳闸的电压变化；
可选地其中，所述设备或系统使用所述第一母线和所述第三母线处响应于所述第三母线处分流元件的跳闸的电压变化的测量值，确定所述等效模型响应于所述分流元件的跳闸的一个或多个更新阻抗。
16.一种用于电力系统的设备或系统，所述电力系统具有第一母线、第二母线、第三母线、所述第一母线和所述第二母线之间的第一线路、以及在所述第一母线和所述第二母线中的一者与所述第三母线之间的第二线路，
其中，所述设备或系统包括接口，所述接口用于接收包括所述母线中的一条或多条母线的电压测量值的测量值和开关状态信息；
其中，所述设备或系统可操作以响应于至少一个跳闸事件，从接收到的测量值和等效模型的在所述至少一个跳闸事件之前获取的阻抗确定所述等效模型的一个或多个更新阻抗。
17.根据权利要求16所述的设备或系统，其中，所述设备或系统可操作以执行根据权利要求1至15中任一项所述的方法。
18.一种电力系统，包括：
第一母线；
第二母线；
第三母线；
所述第一母线和所述第二母线之间的第一线路；和
在所述第一母线和所述第二母线中的一者与所述第三母线之间的第二线路；和
权利要求16或17所述的设备或系统，用于从接收到的测量值和所述等效模型的基本阻抗确定二端口等效的等效模型的更新阻抗。
19.一种电力系统，包括：
多个变电站，每个变电站包括根据权利要求16或17所述的变电站设备或系统，
可选地，中央实体，所述中央实体通信地耦合到所述变电站设备或系统并且可操作以协调所述变电站设备或系统和/或可操作以组合从不同变电站设备或系统获取的更新阻抗。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IN202141002387 | 2021-01-19 | ||
| IN202141002387 | 2021-01-19 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114825285A true CN114825285A (zh) | 2022-07-29 |
Family
ID=74858278
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210054416.6A Pending CN114825285A (zh) | 2021-01-19 | 2022-01-18 | 用于执行二端口等效的在线更新的设备、系统、和方法 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20220229099A1 (zh) |
| EP (1) | EP4030573A1 (zh) |
| JP (1) | JP7432073B2 (zh) |
| CN (1) | CN114825285A (zh) |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7415725B2 (en) * | 2002-08-29 | 2008-08-19 | Power Measurement Ltd. | Multi-function intelligent electronic device with secure access |
| EP1411613A1 (en) | 2002-10-14 | 2004-04-21 | Abb Research Ltd. | Simulation of an electrical power transmission network |
| US8050878B2 (en) | 2008-11-13 | 2011-11-01 | General Electric Company | Method and system for estimation of source impedence on electrical distribution lines |
| US10079486B2 (en) * | 2015-12-03 | 2018-09-18 | Abb Inc. | Securing against malicious control of circuit breakers in electrical substations |
| ES2744222T3 (es) * | 2016-08-31 | 2020-02-24 | General Electric Technology Gmbh | Aparato de protección |
| CN111937264B (zh) * | 2018-03-31 | 2024-03-08 | 日立能源有限公司 | 用于在多终端电力传输系统中进行保护的方法和装置 |
| JP6995821B2 (ja) | 2019-03-08 | 2022-01-17 | 株式会社日立製作所 | 外部ネットワークに対する等価パラメータを推定する方法およびシステム |
| US10908203B2 (en) | 2019-04-09 | 2021-02-02 | Mitsubishi Electric Research Laboratories, Inc. | Simultaneous fault detection and location of power distribution systems |
-
2021
- 2021-03-04 EP EP21160638.9A patent/EP4030573A1/en active Pending
- 2021-12-23 JP JP2021209675A patent/JP7432073B2/ja active Active
-
2022
- 2022-01-18 CN CN202210054416.6A patent/CN114825285A/zh active Pending
- 2022-01-19 US US17/579,320 patent/US20220229099A1/en active Pending
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP7432073B2 (ja) | 2024-02-16 |
| JP2022111070A (ja) | 2022-07-29 |
| EP4030573A1 (en) | 2022-07-20 |
| US20220229099A1 (en) | 2022-07-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Salim et al. | Further improvements on impedance-based fault location for power distribution systems | |
| Filomena et al. | Fault location for underground distribution feeders: An extended impedance-based formulation with capacitive current compensation | |
| Gabr et al. | A new impedance-based fault location scheme for overhead unbalanced radial distribution networks | |
| US20030040846A1 (en) | Stability prediction for an electric power network | |
| Li et al. | Multi-sample differential protection scheme in DC microgrids | |
| Nunes et al. | Impedance-based fault location formulation for unbalanced primary distribution systems with distributed generation | |
| Lee et al. | A new two-terminal numerical algorithm for fault location, distance protection, and arcing fault recognition | |
| Galvez et al. | Fault location in active distribution networks containing distributed energy resources (DERs) | |
| Dzafic et al. | Impedance based fault location for weakly meshed distribution networks | |
| CN113030644B (zh) | 多数据源信息融合的配电网故障定位方法 | |
| Azizi et al. | A modified formula for distance relaying of tapped transmission lines with grounded neutrals | |
| CN108521116B (zh) | 一种用于对输电线路纵向故障进行识别的方法及系统 | |
| Alwash et al. | New impedance‐based fault location method for unbalanced power distribution systems | |
| CN114184843A (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 | |
| Zhu | Analysis of transmission system faults in the phase domain | |
| Ghaedi et al. | Modified WLS three-phase state estimation formulation for fault analysis considering measurement and parameter errors | |
| JP7432073B2 (ja) | ２ポート等価回路のオンライン更新を実行するための装置、システム、および方法 | |
| US11114892B2 (en) | Electric power system transducer failure monitor and measurement recovery | |
| Ghiasi et al. | A New Fast Bus Tripping System Design of Protection Relay in an AC Power Network | |
| Henville et al. | Dynamic simulations challenge protection performance | |
| CN116773971B (zh) | 有源配电网故障电流的确定方法、装置、设备及介质 | |
| JP7437583B2 (ja) | ２重回路伝送システムのための装置、システム、および方法 | |
| Bhalja et al. | A new digital relaying scheme for parallel transmission line | |
| CN112865048B (zh) | 交直流混联输电系统保护方法、装置及终端设备 | |
| Nagpure et al. | Bisection Search of Faulted Segment Based on Radially Energized Distribution Feeder |
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 | ||
| TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20240111 Address after: Zurich, SUI Applicant after: Hitachi Energy Co.,Ltd. Address before: Swiss Baden Applicant before: Hitachi energy Switzerland AG |