CN115149505A - 用于双回路传输系统的设备、系统和方法 - Google Patents

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CN115149505A CN202210319688.4A CN202210319688A CN115149505A CN 115149505 A CN115149505 A CN 115149505A CN 202210319688 A CN202210319688 A CN 202210319688A CN 115149505 A CN115149505 A CN 115149505A
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Abstract

提供了一种适用于具有第一线路(11)和第二线路(12)的双回路输电系统的设备(20)。所述设备(20)包括接口，所述接口用于接收所述第二线路(12)的电流测量结果。所述设备包括至少一个处理模块，所述至少一个处理模块能够操作以基于第二零序电流来估计所述第一线路(11)中的第一零序电流，并且基于所估计的第一零序电流来确定表观阻抗。

Description

用于双回路传输系统的设备、系统和方法
技术领域
本发明涉及输电系统和用于保护输电系统的设备和方法。本发明具体地涉及在执行保护功能时能够操作以考虑双回路传输系统的并联线路之间的互耦的方法和设备。
背景技术
双回路传输线路系统被广泛地用于促进在狭窄的物理通道中的电力传输。这些系统可以包括带有共享通行权的传输线路的双回路塔、或单回路塔。
双回路传输线路基本上是彼此靠近放置(例如并联布置)的载流导体。因此，一条线路的磁通量会链接到另一条线路。磁通链与流经线路的总电流成正比。流经线路的正序和负序电流之和为零并且因此磁通链为零。因此，转置并联传输线路中不存在正负序互阻抗。
然而，传输线路的所有三相中的零序电流彼此同相并且其之和不等于零。这产生了两条线路之间的互通链并且被称为零序互耦。零序互耦效应可以有效地由等效回路中的零序互阻抗来表示。
基于从继电器看到的计算的表观阻抗操作的距离保护被广泛地用于传输线路保护。
可以使用放置保护继电器的端子处的电压和电流测量结果来计算表观阻抗。传统上，距离继电器的相-地元件计算表观阻抗Zapp，如以下等式(1)中所示。
Figure BDA0003570001250000011
Uph是故障相中的本地相对地电压，并且Iph是故障相中的短路电流。
I0是零序电流。K0是由
Figure BDA0003570001250000012
得到的补偿因子。
Z0是受保护继电器保护的线路的零序线路阻抗。Z1是受保护继电器保护的线路的正序线路阻抗。
然而，等式(1)对于双回路/并联线路是不准确的，因为没有考虑零序互耦效应。互耦效应如果没有得到适当补偿，可能会导致距离元件超范围或欠范围，这取决于并联线路中的电流方向。
Yi Hu等人，“An adaptive scheme for parallel-line distance protection[用于并联线路距离保护的自适应方案]”，IEEE Transactions on Power Delivery[IEEE输电汇刊]，第17卷，第1期，第105-110页，2002年1月，doi：10.1109/61.974195和WO 1999/040662 A1公开了用于并联线路保护的自适应方案。该方案使用基于现场数据准备的线路操作状态，以实现最大覆盖和无误操作行为的方式调整其区域限制。当状态信号不可用时使用最坏情况区域特性。
M.Sharifzadeh和M.Sanaye-Pasand，“An adaptive distance scheme fordouble circuit line protection[用于双回路线路保护的自适应距离方案]”，2007年第42届国际大学电力工程会议，布莱顿，2007年，第310-315页公开了用于并联线路保护的自适应方案。本文档中所公开的技术不能良好地执行所有系统条件。
B.R.Bhalja和R.P.Maheshwari，“High-Resistance Faults on Two TerminalParallel Transmission Line：Analysis，Simulation Studies，and an AdaptiveDistance Relaying Scheme[两个端子并联传输线路上的高阻故障：分析、模拟研究和自适应距离中继方案]”，IEEE输电汇刊，第22卷，第2期，第801-812页，2007年4月提供了对从中继点看到的表观阻抗的分析，其考虑了传输线路参数不确定性的影响、简单和更复杂配置的并联线路的相互影响、并联电容影响和受保护线路外部的系统的变化。使用径向基函数神经网络提出了自适应数字距离中继方案。对于各种保护应用来说，神经网络方案的海量数据和训练要求可能是不期望的。
双回路/并联线路中的零序互耦效应使得根据等式(1)的传统表观阻抗计算不准确。
为了提高所确定的表观阻抗的准确性，在计算双回路/并联线路中的表观阻抗时可以考虑与良好的并联线路中的电流成比例的项。零序互耦补偿可以通过修改继电器电流以包括与流经良好的并联线路的电流成比例的项来实现。这传统上需要测量并联线路中的电流作为输入。
然而，由于多种原因，从并联线路获得电流测量结果在双回路线路中可能是一个挑战。首先，当并联线路断开并接地时(可能是针对维护的情况)，烧杯线路侧的电流互感器不可用可能导致无法获得上述电流测量结果。其次，即使两条线路都在使用中，出于安全原因，也不期望将电流测量结果从一条线路传送到另一条线路的保护继电器。
另一种获得互耦补偿的方法可以使用设置组，所述设置组使用领域专业知识和研究来修改K0因子。然而，这种方法对适应不同类型的系统可能具有挑战性，特别是电网随着可再生能源渗透率的提高而不断发展。
发明内容
需要考虑双回路传输系统的线路(如双回路传输系统的并联导体)之间的互耦的改进技术。具体地需要允许在不需要来自良好的线路的电流测量结果的情况下在双回路传输系统中获得零序互耦补偿的设备、系统和方法。具体地需要允许在双回路传输系统中执行零序互耦补偿的设备、系统和方法，所述设备、系统和方法适合于与各种系统配置(如不同的变压器配置)的保护功能(如距离保护功能)一起使用。
本发明的实施例提供了能够操作以在双回路传输系统中执行零序互耦补偿的设备、系统和方法，所述设备、系统和方法可以估计并行于受设备保护的线路(在本文中被称为“第二线路”)延伸的线路(在本文中被称为“第一线路”)中的电流。第一线路中的所估计的电流可以用于计算如通过设备(例如，保护继电器)看到的表观阻抗的更准确值并采取适当的保护动作(如距离保护)。
第一线路中的所估计的电流可以是并行于受保护线路延伸的第一线路中的所估计的零序电流。可以使用受保护线路中的测得电流来估计所估计的零序电流，从而避免了对获得用于确定表观阻抗的第一线路的电流测量结果的需要。所述设备和方法消除了对电流测量结果的需要或将电流测量结果从第一线路(即，良好的线路)传送到保护第二线路(即，故障线路)的设备的需要。可以确定表观阻抗使得其适应互耦，从而执行互耦补偿。
附加信息可以用于估计第一线路中的零序电流。例如，在本地端子(即，更靠近设备位置的端子)获得电压测量结果。
所述设备、系统和方法在不需要来自良好的第一线路的电流测量结果的情况下提供针对双回路线路的距离保护的自适应互耦补偿。使用在受设备保护的线路处获得的可用本地测量结果来估计并联的第一线路中的电流。
所述设备、系统和方法能够操作以执行迭代技术，其中，计算对故障位置、第一线路中的零序电流、和表观阻抗的初始估计，并且随后计算对故障位置、第一线路中的零序电流、和表观阻抗的细化估计。可以仅使用(a)系统参数(如(i)线路阻抗，(ii)互耦阻抗，以及(iii)变压器阻抗和(iv)源阻抗中的至少一项)和(b)在受设备保护的第二线路处获得的测量结果来计算初始估计和细化估计。
在第二线路处获得的测量结果可以是在靠近设备的本地端子处获得的测量结果。例如，对于保护继电器，可以在不使用来自第二线路的远程端子的测量结果的情况下仅使用(a)系统参数(如(i)线路阻抗，(ii)互耦阻抗，以及(iii)变压器阻抗和(iv)源阻抗中的至少一项)和(b)在受设备保护的第二线路的本地端子处获得的测量结果来计算初始估计和细化估计。
所述设备、系统和方法能够操作成使得通过考虑故障位置和并联回路电流方向来估计互感电流(例如，由互耦感应的电流)。因此，所述设备和方法提供确定表观阻抗的更准确的技术。
所述设备、系统和方法能够操作成使得可以调用相同程序以估计与设置保护设备的线路并行的线路中的电流，而不管变压器配置和/或线路状态如何。
所述设备、系统和方法能够操作成使得数字变电站数据用于确定线路配置。所述设备和方法能够操作以基于线路配置(并且可选地基于变压器配置)来确定要调用哪个程序来估计与设置保护设备的线路并行的线路中的电流。
所述设备、系统和方法允许使用来自数字变电站数据、本地测量结果和系统阻抗参数的状态信号来估计与受设备保护的线路并行的线路中的零序电流。系统阻抗参数可以包括线路阻抗，以及变压器阻抗和源阻抗中的至少一项(取决于线路配置)。
一种根据实施例的设备能够操作以与具有第一线路和第二线路的双回路输电系统一起使用，所述第一线路并行于所述第二线路。所述设备包括：接口，所述接口用于接收所述第二线路的电流测量结果；以及至少一个处理模块，所述至少一个处理模块能够操作以从所述电流测量结果计算所述第二线路中的第二零序电流，基于所述第二零序电流来估计所述第一线路中的第一零序电流，以及基于所估计的第一零序电流来确定表观阻抗。
所述设备可以是保护继电器。
所述设备能够操作以基于所述表观阻抗来执行保护功能。
所述设备能够操作以基于所述表观阻抗能来执行距离保护功能。
所述设备能够操作以在不使用所述第一线路的电流测量结果的情况下估计所述第一零序电流。
所述设备能够操作以使用所述第二线路的本地端子(即，更靠近所述设备的端子)处的电压测量结果来估计所述第一零序电流。
所述设备能够操作以在不使用所述第一线路的电压测量结果的情况下估计所述第一零序电流。
所述设备能够操作以确定对所述第二线路中故障的故障位置的估计。
所述设备能够操作以基于对所述故障位置的所述估计来估计所述第一零序电流。
所述设备能够操作以在迭代程序中确定对所述故障位置、所述第一零序电流和所述表观阻抗的估计。
所述接口能够操作以接收指示所述第二线路的端子处的零序电压的电压测量结果。
所述设备能够操作以基于所述零序电压来确定所述第一零序电流。
所述设备能够操作以将所述第二零序电流乘以乘法因子来估计所述第一零序电流。
所述设备能够操作以确定所述乘法因子。
所述乘法因子可以独立于所述第一线路的状态和/或所述第一线路和所述第二线路两者的相对端子处的变压器的变压器配置。
所述设备能够操作成使得所述乘法因子取决于所述第一线路的状态。
所述设备能够操作成使得所述乘法因子取决于所述第一线路是(i)在使用中还是(ii)断开并接地。
所述设备能够操作成使得所述乘法因子取决于所述第一线路和所述第二线路的两个端子处的变压器配置。
所述设备能够操作成使得所述乘法因子取决于所述变压器的配置是(i)三角形-Y形接地还是(ii)Y形接地-Y形接地。
所述设备能够操作成使得所述乘法因子取决于所述三角形-Y形接地变压器配置的所述变压器的至少一个变压器阻抗。
所述设备能够操作成使得所述乘法因子取决于所述Y形接地-Y形接地变压器配置的所述变压器后面的源的至少一个源阻抗。
所述设备能够操作以使用数字变电站数据来确定所述第一线路的配置和/或所述变压器的配置。
所述设备能够操作以使用数字变电站数据来确定要调用几个计算程序中的哪个计算程序来估计所述第一线路的第一零序电流。
所述设备能够操作以使用所述第一线路中的所估计的第一零序电流来执行互耦补偿从而确定所述表观阻抗。
所述设备能够操作以确定包括互耦补偿的所述表观阻抗，所述互耦补偿取决于所述第一线路中的所估计的第一零序电流。
所述设备能够操作以执行针对所述双回路传输系统的距离保护的所述互耦补偿。
所述设备能够操作以执行所述互耦补偿，包括计算以下各项之和来确定所述表观阻抗：所述第二线路的故障相中的短路电流、第一因子和所估计的第一零序电流的乘积以及第二因子和所述第二零序电流的乘积。
所述设备能够操作成使得估计所述第一零序电流可以包括独立于所述第一线路是否在使用中和/或独立于所述变压器是处于所述Y形接地-Y形接地配置还是处于所述三角形-Y形接地配置而估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000061
其中，
Figure BDA0003570001250000062
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压；
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS2是所述远程端子后面的源阻抗。
所述设备能够操作成使得估计所述第一零序电流可以包括独立于所述第一线路是否在使用中和/或独立于所述变压器是处于所述Y形接地-Y形接地配置还是处于所述三角形-Y形接地配置而估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000063
其中，
Figure BDA0003570001250000064
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS1，ZS2分别是所述本地端子和远程端子后面的源阻抗。
所述设备能够操作成使得估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路在使用中并且所述变压器处于所述三角形-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000071
其中，
Figure BDA0003570001250000072
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压；
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZT2是远程变压器的变压器阻抗。
所述设备能够操作成使得估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路在使用中并且所述变压器处于所述Y形接地-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000073
其中，
Figure BDA0003570001250000074
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压；
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS2是所述远程端子后面的源阻抗。
所述设备能够操作成使得估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路断开并接地并且所述变压器处于所述三角形-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000081
其中，
Figure BDA0003570001250000082
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压；
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZT2是远程变压器的变压器阻抗。
所述设备能够操作成使得估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路断开并接地并且所述变压器处于所述Y形接地-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000083
其中，
Figure BDA0003570001250000084
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压；
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS2是所述远程端子后面的源阻抗。
所述设备能够操作成使得估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路在使用中并且所述变压器处于所述三角形-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000091
其中，
Figure BDA0003570001250000092
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZT1，ZT2分别是本地变压器和远程变压器的变压器阻抗。
所述设备能够操作成使得估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路在使用中并且所述变压器处于所述Y形接地-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000093
其中，
Figure BDA0003570001250000094
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS1，ZS2分别是所述本地端子和远程端子后面的源阻抗。
所述设备能够操作成使得估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路断开并接地并且所述变压器处于所述三角形-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000101
其中，
Figure BDA0003570001250000102
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZT1，ZT2分别是本地变压器和远程变压器的变压器阻抗。
所述设备能够操作成使得估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路断开并接地并且所述变压器处于所述Y形接地-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000103
其中，
Figure BDA0003570001250000104
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS1，ZS2分别是所述本地端子和远程端子后面的源阻抗。
所述设备能够操作成使得所述乘法因子可以取决于所述第二线路中故障的所估计的故障位置。
所述设备能够操作以基于以下各项来确定所估计的故障位置：所述第二线路中的相对地电压Uph、所述第二线路中的短路电流Iph、所述第二线路的零序线路阻抗Z0L、所述第二线路的正序线路阻抗Z1、和所述第二零序电流I0。
所述设备能够操作以在迭代程序中确定所估计的故障位置、所述第一零序电流和所述表观阻抗。
所述设备能够操作成使得在所述迭代程序的第一次迭代中可以确定初始分数故障位置估计，使得所述初始分数故障位置估计满足
Figure BDA0003570001250000111
所述设备能够操作成使得在所述迭代程序的第一次迭代中可以确定对所述表观阻抗的初始估计，使得对所述表观阻抗的初始估计满足
Figure BDA0003570001250000112
其中，
Figure BDA0003570001250000113
其中：
I0′(din)是针对所述初始分数故障位置估计din获得的对所述第一零序电流的初始估计，
Uph是与所述第二线路相关联的相中的相对地电压，
Iph是与所述第二线路相关联的相中的短路电流，
Z0L是所述第二线路的零序线路阻抗，
Z1是所述第二线路的正序线路阻抗，并且
Z0M是无故障状态下所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗。
所述设备能够操作成使得在所述迭代程序的第二次迭代中可以将所述故障位置确定为细化分数故障位置估计
Figure BDA0003570001250000114
所述设备能够操作成使得在所述迭代程序的第二次迭代中确定对所述表观阻抗的细化估计，使得对所述表观阻抗的细化估计满足
Figure BDA0003570001250000115
其中，
Figure BDA0003570001250000116
其中：
I0′(d)是针对所述细化分数故障位置估计获得的对所述第一零序电流的细化估计。
所述设备能够操作成使得在所述迭代程序的第k次迭代(其中，k≥2)之后对所述表观阻抗的所述细化估计用于执行保护功能、具体地距离保护功能。
所述设备能够操作以从电流互感器接收所述第二线路中的电流测量结果并处理所述电流测量结果以估计所述第一零序阻抗。
一种根据实施例的电力系统包括双回路传输系统，所述双回路传输系统包括第一线路；并行于所述第一线路的第二线路；以及本文所公开的任何实施例的设备，所述设备可操作地耦接到所述第二线路以对所述第二线路执行保护功能。
第一线路和第二线路可以形成三相双回路传输系统。
第一线路和第二线路可以具有相等的线路阻抗。
第一线路和第二线路可以具有相同长度和相同直径。
第一线路和第二线路的第一端子可以耦接到第一总线并且第一线路和第二线路的第二端可以耦接到第二总线。
电力系统可以是发电、配电或输电系统，所述电力系统具有经由第一变压器耦接到第一线路和第二线路的第一源并且具有经由第二变压器耦接到第一线路和第二线路的第二源。
所述设备可以是保护继电器。
电力系统可以包括电流互感器以执行第二线路中的电流测量。
电力系统可以包括感测本地端子处的电压并将感测到的电压提供给设备用于估计第一零序电流的电压感测设备。
电力系统可以包括响应于表观阻抗而跳闸的继电器、断路器或开关。
根据实施例的方法包括由设备估计双回路传输系统的第一线路中的第一零序电流，所述第一线路并行于故障的第二线路，所述第一零序电流是基于所述第二线路中的第二零序电流来估计的，并且由所述设备基于所估计的第一零序电流来确定表观阻抗。
所述方法可以进一步包括从电流测量结果计算所述第二线路中的所述第二零序电流。
所述方法可以进一步包括基于所述表观阻抗来执行保护功能。
所述保护功能可以是距离保护功能。
可以在不使用所述第一线路的电流测量结果的情况下估计所述第一零序电流。
可以使用所述第二线路的本地端子(即，更靠近所述设备的端子)处的电压测量结果来估计所述第一零序电流。
可以在不使用所述第一线路的电压测量结果的情况下估计所述第一零序电流。
所述方法可以包括确定对所述第二线路中故障的故障位置的估计。
可以基于对所述故障位置的所述估计来估计所述第一零序电流。
所述方法可以包括用于确定对所述故障位置、所述第一零序电流和所述表观阻抗的估计的迭代过程。
所述方法可以包括接收指示所述第二线路的端子处的零序电压的电压测量结果。
可以基于所述零序电压来确定所述第一零序电流。
估计所述第一零序电流可以包括将所述第二零序电流乘以乘法因子。
所述乘法因子可以独立于所述第一线路的状态和/或所述第一线路和所述第二线路两者的相对端子处的变压器的变压器配置。
所述乘法因子可以取决于所述第一线路的状态。
所述乘法因子可以取决于所述第一线路是(i)在使用中还是(ii)断开并接地。
所述乘法因子可以取决于所述第一线路和所述第二线路的两个端子处的变压器配置。
所述乘法因子可以取决于所述变压器的配置是(i)三角形-Y形(delta-wye)接地还是(ii)Y形接地-Y形接地。
所述乘法因子可以取决于所述三角形-Y形接地变压器配置的所述变压器的至少一个变压器阻抗。
所述乘法因子可以取决于所述Y形接地-Y形接地变压器配置的所述变压器后面的源的至少一个源阻抗。
所述方法可以进一步包括使用数字变电站数据来确定所述第一线路的配置和/或所述变压器的配置。
所述方法可以进一步包括使用数字变电站数据来确定要调用几个计算程序中的哪个计算过程来估计所述第一线路的第一零序电流。
所述方法可以包括基于所述第一线路中的所估计的第一零序电流来执行互耦补偿从而确定所述表观阻抗。
所述方法可以包括确定包括互耦补偿的所述表观阻抗，所述互耦补偿取决于所述第一线路中的所估计的第一零序电流。
所述方法可以包括执行针对所述双回路传输系统的距离保护的所述互耦补偿。
执行所述互耦补偿，包括计算以下各项之和来确定所述表观阻抗：所述第二线路的故障相中的短路电流、第一因子和所估计的第一零序电流的乘积以及第二因子和所述第二零序电流的乘积。
估计所述第一零序电流可以包括独立于所述第一线路是否在使用中和/或独立于所述变压器是处于所述Y形接地-Y形接地配置还是处于所述三角形-Y形接地配置而估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000141
其中，
Figure BDA0003570001250000142
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压；
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS2是所述远程端子后面的源阻抗。
估计所述第一零序电流可以包括独立于所述第一线路是否在使用中和/或独立于所述变压器是处于所述Y形接地-Y形接地配置还是处于所述三角形-Y形接地配置而估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000143
其中，
Figure BDA0003570001250000144
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS1，ZS2分别是所述本地端子和远程端子后面的源阻抗。
估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路在使用中并且所述变压器处于所述三角形-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000151
其中，
Figure BDA0003570001250000152
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压；
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZT2是远程变压器的变压器阻抗。
估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路在使用中并且所述变压器处于所述Y形接地-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000153
其中，
Figure BDA0003570001250000154
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压；
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS2是所述远程端子后面的源阻抗。
估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路断开并接地并且所述变压器处于所述三角形-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000161
其中，
Figure BDA0003570001250000162
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压；
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZT2是远程变压器的变压器阻抗。
估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路断开并接地并且所述变压器处于所述Y形接地-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000163
其中，
Figure BDA0003570001250000164
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压；
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS2是所述远程端子后面的源阻抗。
估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路在使用中并且所述变压器处于所述三角形-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000171
其中，
Figure BDA0003570001250000172
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZT1，ZT2分别是本地变压器和远程变压器的变压器阻抗。
估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路在使用中并且所述变压器处于所述Y形接地-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000173
其中，
Figure BDA0003570001250000174
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS1，ZS2分别是所述本地端子和远程端子后面的源阻抗。
估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路断开并接地并且所述变压器处于所述三角形-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000175
其中，
Figure BDA0003570001250000176
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZT1，ZT2分别是本地变压器和远程变压器的变压器阻抗。
估计所述第一零序电流可以包括当所述第一线路断开并接地并且所述变压器处于所述Y形接地-Y形接地配置时估计所述第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000181
其中，
Figure BDA0003570001250000182
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS1，ZS2分别是所述本地端子和远程端子后面的源阻抗。
所述乘法因子可以取决于所述第二线路中故障的所估计的故障位置。
所述方法可以进一步包括基于以下各项来确定所估计的故障位置：所述第二线路中的相对地电压Uph、所述第二线路中的短路电流Iph、所述第二线路的零序线路阻抗Z0L、所述第二线路的正序线路阻抗Z1、和所述第二零序电流I0。
可以在迭代程序中确定所估计的故障位置、所述第一零序电流和所述表观阻抗。
在所述迭代程序的第一次迭代中可以确定初始分数故障位置估计，使得所述初始分数故障位置估计满足
Figure BDA0003570001250000183
在所述迭代程序的第一次迭代中可以确定对所述表观阻抗的初始估计，使得对所述表观阻抗的初始估计满足
Figure BDA0003570001250000184
其中，
Figure BDA0003570001250000191
其中：
I0′(din)是针对所述初始分数故障位置估计din获得的对所述第一零序电流的初始估计，
Uph是与所述第二线路相关联的相中的相对地电压，
Iph是与所述第二线路相关联的相中的短路电流，
Z0是所述第二线路的零序线路阻抗，
Z1是所述第二线路的正序线路阻抗，并且
Z0M是无故障状态下所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗。
在所述迭代程序的第二次迭代中可以将所述故障位置确定为细化分数故障位置估计
Figure BDA0003570001250000192
在所述迭代程序的第二次迭代中确定对所述表观阻抗的细化估计，使得对所述表观阻抗的细化估计满足
Figure BDA0003570001250000193
其中，
Figure BDA0003570001250000194
其中：
I0′(d)是针对所述细化分数故障位置估计获得的对所述第一零序电流的细化估计。
在所述迭代程序的第k次迭代(其中，k≥2)之后对所述表观阻抗的所述细化估计用于执行保护功能、具体地距离保护功能。
所述方法可以进一步包括从电流互感器接收所述第二线路中的电流测量结果并处理所述电流测量结果以估计所述第一零序阻抗。
第一线路和第二线路可以形成三相传输系统。
第一线路和第二线路可以具有近似相等的线路阻抗。
第一线路和第二线路可以具有相同长度和相同直径。
第一线路和第二线路的第一端子可以耦接到第一总线并且第一线路和第二线路的第二端可以耦接到第二总线。
第一线路和第二线路可以由电力系统、具体地发电、配电或输电系统构成，所述电力系统具有经由第一变压器耦接到第一线路和第二线路的第一源并且具有经由第二变压器耦接到第一线路和第二线路的第二源。
所述方法由保护继电器执行。
所述方法可以进一步包括由电流互感器测量所述第二线路中的电流。
所述方法可以进一步包括根据所述表观阻抗使继电器、断路器或开关跳闸。
通过根据实施例的设备、系统和方法，获得了各种效果和优点。
在不需要来自并行于由确定表观阻抗的设备保护的线路延伸的第一线路的电流测量结果的情况下获得针对双回路传输系统线路的距离保护的自适应互耦补偿。自适应互耦补偿不需要将电流测量结果从第一线路传送到受保护线路(即，第二线路)上的设备(例如，继电器)，由于测量结果的不可用性或安全考虑，这可能是不期望的。
所述设备、系统和方法在不需要从领域专业知识、标准和研究获得的设置组的情况下是可操作的。所述设备、系统和方法适用于可再生能源渗透率增加的现代发展电网。
所述设备、系统和方法考虑了并联回路中电流的方向变化，因此比传统技术更准确。
根据实施例的设备、方法和系统可以与具有并联线路的三相传输系统结合使用。这些设备、方法和系统可以用于改进由保护继电器执行的距离保护功能，但不限于此。
附图说明
将参考附图中图示的优选示例性实施例更详细地解释本发明的主题，在附图中：
图1是包括双回路线路和保护设备的系统的部分示意图。
图2是双回路传输系统的示意图。
图3是保护设备的框图。
图4是方法的流程图。
图5是由保护设备执行的处理的框图。
图6是包括具有三角形-Y形接地变压器配置的双回路线路和断开并接地的第一线路的系统的示意图。
图7是图6的系统状态和配置的双回路线路的等效零序网络。
图8是包括具有Y形接地-Y形接地变压器配置的双回路线路和断开并接地的第一线路的系统的示意性表示。
图9是图8的系统状态和配置的双回路线路的等效零序网络。
图10是包括具有三角形-Y形接地变压器配置的双回路线路和在使用中的第一线路的系统的示意性表示。
图11是图10的系统状态和配置的双回路线路的等效零序网络。
图12是包括具有Y形接地-Y形接地变压器配置的双回路线路和在使用中的第一线路的系统的示意性表示。
图13是图12的系统状态和配置的双回路线路的等效零序网络。
图14是方法的流程图。
图15是包括双回路传输系统线路和保护设备的系统的示意性表示，针对所述系统得到图16至图19的数据。
图16是示出了针对三角形-Y形接地变压器配置并且第一线路断开并接地的实际阻抗、当使用第一线路处的电流测量结果时获得的表观阻抗以及当使用本发明的技术来估计第一线路中的零序电流时获得的表观阻抗的图。
图17是示出了针对Y形接地-Y形接地变压器配置并且第一线路断开并接地的实际阻抗、当使用第一线路处的电流测量结果时获得的表观阻抗以及当使用本发明的技术来估计第一线路中的零序电流时获得的表观阻抗的图。
图18是示出了针对三角形-Y形接地变压器配置并且第一线路在使用中的实际阻抗、当使用第一线路处的电流测量结果时获得的表观阻抗以及当使用本发明的技术来估计第一线路中的零序电流时获得的表观阻抗的图。
图19是示出了针对Y形接地-Y形接地变压器配置并且第一线路在使用中的实际阻抗、当使用第一线路处的电流测量结果时获得的表观阻抗以及当使用本发明的技术来估计第一线路中的零序电流时获得的表观阻抗的图。
图20是示出了针对三角形-Y形接地变压器配置并且第一线路断开并接地的实际阻抗和针对实际远程源阻抗并且远程源阻抗在其实际值附近变化当使用本发明的技术来估计第一线路中的零序电流时获得的表观阻抗的图。
具体实施方式
将参考附图描述本发明的示例性实施例，其中，相同或相似的附图标记表示相同或相似的要素。虽然将在背景下描述一些实施例，但下文详细描述的方法和设备可以用于多种系统中。
除非另有特别说明，否则实施例的特征可以彼此组合。
根据本发明的实施例，提供了能够操作以执行电力系统的保护功能、具体地距离保护功能的设备和方法。更具体地，所述设备和方法能够操作以提供针对双回路传输系统中的距离保护功能的互耦补偿。如本文所使用的，术语“双回路传输系统”(在本领域中也经常被称为“双回路传输线路”)承载两个回路的导体。对于两相双回路传输系统，每个塔支撑四个导体并使四个导体绝缘。对于三相双回路传输系统，每个塔支撑六个导体并使六个导体绝缘。通常，双回路传输系统是其中两个回路的导体共享同一通行权和/或悬挂在同一塔上的传输系统。
保护设备可以被实施为保护继电器。保护设备可以可操作地与双回路传输系统的第二线路相关联，其中，双回路传输系统具有并行于第二线路延伸的第一线路。
保护设备能够操作以进行以下操作：接收针对第二线路获得的电流测量结果(例如，从第二线路处的电流互感器)；基于第二线路中的第二零序电流来估计第一线路中的第一零序电流；以及基于所估计的第一零序电流来确定表观阻抗。
可以基于在与保护设备相关联的第二线路上获得的电流和电压测量结果来确定表观阻抗，并且不需要在第一线路上获得的任何电流测量结果。
确定表观阻抗可以包括根据第一零序电流和第二零序电流的加权和来确定表观阻抗。加权和可以被确定为K0I0+K0mI0′，其中，I0是通过处理测量结果获得的第二零序电流并且I′0是所估计的第一零序电流。系数K0和K0m可以取决于系统阻抗(具体地线路阻抗)。以这种方式，可以考虑互耦(从而提供互耦补偿)。
保护设备能够操作以基于表观阻抗来执行第二线路的保护功能。保护功能可以包括使如断路器或开关等保护元件跳闸。保护功能可以包括执行受控断开连接和/或重新连接。
替代性地或另外地，保护设备能够操作以根据表观阻抗生成如警报、警告或其他信息等输出。可以经由用户接口将输出提供给操作者。
当估计第一零序电流和/或确定表观阻抗和/或执行互耦补偿时，保护设备可以使用各种参数，如一个或几个源阻抗和/或一个或几个变压器阻抗。本文所公开的技术针对源和/或变压器阻抗的数值的不准确性是稳健的。因此，本文所使用的术语“源阻抗”和“变压器阻抗”涵盖对源阻抗或变压器阻抗或适应来自实际值的一些变化的其他值的估计。
图1是电力系统10的部分示意图。电力系统具有并行延伸的第一线路11和第二线路12。第一线路11和第二线路12可以各自是双回路传输系统的导体。
第一线路11和第二线路12可以是双回路传输系统的作为彼此靠近放置的载流导体的传输线路。第一线路11和第二线路12可以是传输线路并且所述传输线路可以被操作成使得它们的电流之和不等于零。
第一线路11和第二线路12的第一端子可以耦接到第一变压器16。第一源15可以耦接到第一变压器16、(如从保护设备20、20’观察)位于第一变压器16后面，即，在第一线路11和第二线路12的第一端处。
虽然图1中未示出，但是第一线路11和第二线路22的相对第二端子可以耦接到第二变压器。第二源可以耦接到第二变压器，即，在第一线路11和第二线路12的第二端处。
保护设备20被设置用于保护第二线路12。保护设备20能够操作以为第二线路22提供距离保护或另一种保护功能。保护设备22可以是保护继电器。
保护设备20设置在第二线路22的第一端子处或附近。因此，第一端子也被称为“本地端子”。在下文中，在第二线路12的设置保护设备20的端处设置的变压器将被称为“本地变压器”，并且在第二线路12的设置保护设备20的端处的源将被称为“本地源”。第二线路12的相对端处的变压器将被称为“远程变压器”并且第二线路12的相对端处的源将被称为“远程源”。
应当理解，另一个保护设备(图1中未示出)通常设置在第二线路12的相对端处，对于所述保护设备，源15是“远程源”(因为其设置在第二线路12的与设置该另一个保护设备的端相对的端处)并且变压器16是“远程变压器”(因为其设置在第二线路12的与设置该另一个保护设备的端相对的端处)。
保护设备20耦接到第二线路12的第一端处的电流互感器30。保护设备20能够操作以接收第二线路12的电流测量结果。电流测量结果允许得到第二线路12的零序电流。为简洁起见，第二线路12的零序电流被称为“第二零序电流”。为简洁起见，第一线路11的零序电流被称为“第一零序电流”。
保护设备20能够操作以提供考虑两条线路11、12之间的互通链的增强技术并且被称为零序互耦。零序互耦效应可以有效地由等效回路中的零序互阻抗来表示。如从保护设备20观察，保护设备20能够操作以确定表观阻抗，所述表观阻抗考虑了互耦并且包括与对第一线路11中的第一零序电流的估计成比例的项。保护设备20能够操作以将双回路/并联线路中的表观阻抗确定为
Figure BDA0003570001250000231
其中，
I′0是对并联第一线路11中的第一零序电流的估计，
K0m和K0是取决于线路阻抗的系数，如下文将更详细地解释的，其中，K0m与第一线路11与第二线路12之间的互阻抗成比例。
保护设备20能够操作以根据第二线路12中的测得电流并使用已知系统阻抗(线路阻抗以及变压器阻抗或电源阻抗中的至少一项)来确定对第一零序电流的估计I′0。确定对第一零序电流的估计I′0所依据的程序取决于第二线路12的本地端和远程端两者处的变压器的变压器配置以及第一线路11的状态。保护设备20可以从数字变电站状态和配置数据19取得关于变压器配置和第一线路11的状态的信息。例如，数字变电站状态和配置数据19可以包括变电站配置描述和/或动态变电站拓扑，保护设备20使用所述变电站配置描述和/或动态变电站拓扑来确定要调用几个程序中的哪个程序来估计表观阻抗。
虽然将参考保护设备20描述根据本发明的设备的操作，但是与第一线路11相关联的保护设备20’可以具有类似的操作。具体地，保护设备20’能够操作以从第一线路11上的电流互感器30’接收第一线路11的电流测量结果，可以使用变电站状态和配置数据基于此并基于系统阻抗来估计第二零序电流，并且可以使用从第一线路的测量结果获得的第一零序电流和通过估计获得的第二零序电流来确定表观阻抗，而不需要在保护设备20、20’之间传送任何电流测量结果或将任何电流测量结果从电流互感器30传送到保护设备20’。
图2是示出了双回路传输系统的塔的示意图，其中，两个回路的导体共享同一通行权和/或被支撑在同一塔上。第一线路11和第二线路12可以是双回路传输系统的不同回路的导体。如图2所示，三相双回路传输线路总共具有六个导体a’、b’、c’、a、b、c，所述六个导体被设置用于构成两个不同传输回路，第一线路11和第二线路12。第一线路11包括与三相相对应的三个导体a’、b’、c’，并且第二线路12包括与三相相对应的其他三个导体a、b、c。使第一线路11和第二线路12彼此靠近运行将涉及导体之间的电感耦接，例如如果其并联布置的话。
图3是根据实施例的保护设备20的框图。保护设备20具有第一接口28，所述第一接口能够操作以接收受保护设备20保护的线路的电流测量结果。第一接口20能够操作以耦接到电流互感器。
保护设备20具有执行处理功能的一个或几个集成电路(IC)21。一个或几个IC 21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)或其任何组合中的一个或几个。
一个或多个IC 21能够操作以实施表观阻抗确定元件22。表观阻抗确定元件22可以接收受保护线路的电流和电压测量结果作为输入，可以估计与受保护线路并行的另一条线路中的零序电流，并且可以使用与设置保护设备20的线路并行的第一线路11中的所估计的零序电流，结合受保护线路中的零序电流来估计表观阻抗，这考虑了双线路回路中的互耦。
一个或多个IC 21能够操作以实施距离元件23。距离元件23能够操作以执行保护功能，具体地距离保护功能。距离元件23能够操作以使用表观阻抗来确定需要的校正措施。距离元件23能够操作以确定需要保护的区域。通过使用考虑到互耦的表观阻抗，减轻了距离元件23的超范围或欠范围动作的风险。
一个或多个IC 21能够操作以经由至少一个第二接口29来发出信号或命令以使得采取确定的保护动作。
一个或多个IC 21能够操作以实施输出生成元件24。输出生成元件24可以使输出(警报、警告、通知或其他信息)被输出到例如控制中心处的操作者。
图4是方法40的流程图。方法40可以由保护设备20自动执行。
在步骤41处，获得受保护设备保护的线路的电流测量结果。可以接收受保护线路的电压测量结果(具体地相对地电压)。
步骤41可以可选地包括接收指示第二线路的本地端子处的零序电压的电压测量结果。
在步骤42处，可选地取得系统状态和配置数据。系统状态和配置数据可以包括关于与受保护线路并行的另一条线路是在操作中还是断开并接地(如可能是维护的情况)的信息。系统状态和配置数据可以包括关于在受保护线路两端处的变压器的变压器配置的信息。步骤42是可选的。根据实施例的方法和设备在不需要关于与受保护线路并行的线路的状态的信息和/或不需要关于变压器配置的信息的情况下可以是可操作的。
在步骤43处，估计与受保护线路并行的线路中的零序电流。可以使用取决于第一线路的状态(在使用中或断开并接地)和/或变压器配置的数据处理从受保护线路中的零序电流确定对与受保护线路并行的线路中的零序电流的估计。可以在不需要(具体地不使用)与受保护线路并行的线路中的任何电流测量结果的情况下确定对与受保护线路并行的线路中的零序电流的估计。
在步骤44处，使用对与受保护线路并行的线路中的零序电流的估计来确定表观阻抗。可以确定表观阻抗，使得所述表观阻抗取决于第一零序电流和第二零序电流的加权和。加权和可以被确定为K0I0+K0mI0′，其中，I0是从受保护线路上的测量结果获得的零序电流并且I′0是第一线路中的所估计的零序电流。系数K0和K0m可以取决于系统阻抗(具体地线路阻抗和至少一个变压器阻抗或源阻抗)。
步骤43和步骤44可以在迭代程序中实施。迭代程序可以涉及初始化对受保护线路中故障的故障位置和表观阻抗的估计。故障位置、对第一条线路中零序电流的估计以及表观阻抗可以在初始化之后的至少一次迭代中被迭代地细化。
表观阻抗可以用于执行保护功能，具体地距离保护功能。
图5是示出了根据实施例的保护设备20和方法的整体操作的视图50。所使用的输入51是来自受保护线路的电压和电流测量结果、线路阻抗、以及来自两个端子的变压器阻抗参数和源阻抗参数中的至少一项。还获取包括两条线路的本地端和远程端的断路器状态的数字变电站数据52以确定线路配置。另外地，还取得变压器配置52信息。可以执行对第一线路11的线路电流估计和两步表观阻抗计算53以获得对可以用作输出的表观阻抗(在互耦补偿之后)的准确估计54。
可以在根据实施例的保护设备20和方法中采用的技术在以下两个部分中描述：(A)对第一线路中的零序电流的估计，以及(B)使用第一线路11的所估计的第一零序电流进行的互耦补偿。
(A)对并联线路中的零序电流的估计
对并联线路状态和变压器配置的独立估计
可以在不需要关于第一线路11是在操作中还是断开并接地的信息并且不需要关于本地端子和远程端子处的变压器配置的信息的情况下实施对第一线路11(即，与受保护第二线路12并行的线路)中的零序电流的估计。
设备20能够操作以估计第一线路11中的作为以下各项的函数的第一零序电流：第二线路中的至少第二零序电流、来自本地端子的所估计的分数故障位置、第二线路的正序阻抗、第一线路和第二线路的零序互阻抗、以及远程端子后面的源阻抗。设备20可以另外使用(i)本地端子处的零序电压、(ii)本地端子后面的源阻抗中的至少一项来确定对第一线路11中的第一零序电流的估计。
设备20能够操作成使得估计第一零序电流可以包括独立于第一线路是否在使用中和/或独立于变压器是处于Y形接地-Y形接地配置还是处于三角形-Y形接地配置而估计第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000271
其中，
Figure BDA0003570001250000272
其中：
VA0是本地端子(即，所述第二线路的更靠近所述设备的端子)处的所述零序电压：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS2是所述远程端子后面的源阻抗。
替代性地或另外地，设备能够操作成使得估计第一零序电流可以包括独立于第一线路是否在使用中和/或独立于变压器是处于Y形接地-Y形接地配置还是处于三角形-Y形接地配置而估计第一零序电流I′0，使得所述第一零序电流满足
Figure BDA0003570001250000273
其中，
Figure BDA0003570001250000274
其中：
I0是所述第二线路中的所述第二零序电流；
d是来自本地端子的所估计的分数故障位置；
Z0L是所述第二线路的正序阻抗；
Z0M是所述第一线路和所述第二线路的零序互阻抗；
ZS1，ZS2分别是所述本地端子和远程端子后面的源阻抗。
所估计的分数故障位置可以如下文更详细描述的那样获得，并且可以在包括初始步骤和至少一个进一步迭代的迭代过程中被迭代地改进，如下文将描述的。
等式(3)、(4)或等式(5)、(6)可以针对特定的并联线路状态和变压器配置得到，但是令人惊讶的是，提供了稳健的估计和稳健的距离保护功能，所述稳健的估计和稳健的距离保护功能独立于第一线路11(即，与受设备20保护的线路12并行的线路11)是断开并接地还是在操作中并且独立于本地端子和远程端子处的变压器配置而使用互耦补偿。使用等式(3)、(4)或等式(5)、(6)的实施方式在不需要关于第一线路11(即，与受设备20保护的线路12并行的线路11)是断开并接地还是在操作中的信息并且不需要关于本地端子和远程端子处的变压器配置的信息的情况下提供了实施可靠的互耦补偿的效果。
考虑并联线路状态和变压器配置的估计
在受保护线路上的故障期间，可以使用双回路传输线路系统的零序等效回路来实现对良好的第一线路中的零序电流的估计。
零序等效回路取决于(1)双回路线路两个端子处的变压器配置以及(2)两条线路的本地端和远端处的断路器状态。该信息可以作为输入从数字变电站数据获得并且可以用于确定如何(即，使用哪些表达式或数据处理例程)确定第一线路中的零序电流(也被称为“第一零序阻抗”)。
当连接发电站时最常见的变压器配置是三角形-Y形接地。类似地，当连接变电站时最常见的变压器配置是Y形-Y形接地。进一步地，双回路线路的两种常见配置是：两条线路都在操作中，以及一条线路在操作中而另一条线路断开并接地。下文解释对上述每个配置的第一线路的等效回路的形成和电流的估计。
下面使用以下符号：
I′0：与受保护线路并行的线路中的零序电流(也被称为“第一零序电流”)；
I0：受保护线路中的零序电流(也被称为“第二零序电流”)；
VA0：受保护线路的本地端子处的零序电压(也被称为本地零序电压)；
IF：流入故障电阻的故障电流；
d：来自本地端子的分数故障位置(“分数”故障位置表示线路的零序阻抗的在其后发生故障的分数)；
Z1，Z0L：线路的正序阻抗和零序阻抗；
Z0m：第一线路和第二线路的互阻抗；
ZT1，ZT2：分别在本地端子和远程端子处的变压器的变压器阻抗(索引1表示本地端子(即，靠近执行保护功能的保护设备的端子)处的变压器，而索引2表示远程端子处的变压器)；
ZS1，ZS2：分别在本地端子和远程端子后面的源阻抗(索引1表示本地端子(即，靠近执行保护功能的保护设备的端子)处的源，而索引2表示远程端子处的源)。
下文将讨论分别对于第一线路11的不同状态和对于不同变压器配置，与受保护线路并行的线路中的零序电流(也被称为“第一零序电流”)与受保护线路中的测得零序电流(也被称为“第二零序电流”)的相关性。
第一线路断开并接地
变压器配置：三角形-Y形接地
良好的第一线路11断开并接地(图6)的双回路线路的等效零序网络如图7所示。两个端子处的变压器配置为三角形-Y形接地。故障发生在距受保护继电器R1保护的在操作中的线路12上端子A的距离d处。
在图7中，上分支A1-B1表示断开并接地的良好的第一线路11。I′0是第一线路中的零序电流。I0×d×Z0m是在故障点F之前的部分中由电流I0感应的电压。(I0-IF)×(1-d)×Z0m是在故障点F之后的部分中由电流(I0-IF)感应的电压。
下分支A2-B2表示受保护的在操作中的线路12。I0是受保护线路中的零序电流。I′0×Z0m是由第一线路11中的电流I′0在线路12中感应的电压。
将基尔霍夫法则应用于环路1和环路2(如图7所示)，得出以下等式(7)和(8)。
Z0LI′0-Z0MI0+(1-d)Z0MIF＝0 (7)
(ZT1+Z0L+ZT2)I0-((1-d)Z0+ZT2)IF-Z0MI′0＝0 (8)
这些表达式是针对具有基本上相同线路阻抗的并联线路得到的，即，Z0L≈Z′0L。这是对例如在输电网络中并行延伸的具有相同材料和直径的线路的良好近似。
未知故障电流IF可以从等式(7)得到，如以下等式(9)所示，
Figure BDA0003570001250000291
将来自等式(9)的故障电流IF代入等式(8)，与受保护线路12并行的第一线路11中的第一零序电流可以表示为
Figure BDA0003570001250000301
其中，
Figure BDA0003570001250000302
因此，第一线路11中的零序电流表示为以下各项的函数：故障位置、系统阻抗(更具体地：变压器阻抗)和线路阻抗(零序阻抗Z0L和零序互阻抗Z0M)以及从在受保护线路12处测得的电流得到的零序电流I0。
当VA0时，通过测量结果获得受设备20保护的线路12的本地端子处的零序电压，与受保护线路12并行的第一线路11中的第一零序电流可以表示为
Figure BDA0003570001250000303
其中，
Figure BDA0003570001250000304
使用等式(12)、(13)，第一线路11中的零序电流被确定为以下各项的函数：故障位置、系统阻抗(更具体地：远程变压器阻抗)、线路阻抗(零序阻抗Z0L和零序互阻抗Z0M)、从在受保护线路12处测得的电流得到的零序电流I0、以及线路12的本地端子处的零序电压。
变压器配置：Y形接地-Y形接地
良好的第一线路11断开并接地(图8)的双回路线路的等效零序网络如图9所示。两个端子处的变压器配置为Y形接地-Y形接地。故障发生在距在操作中的线路12上端子A的距离d处。
第一线路11中的零序电流与受保护线路12中的零序电流的相关性可以使用如上文所描述的类似技术来估计。在等式(14)中给出表达式。
Figure BDA0003570001250000305
其中，
Figure BDA0003570001250000311
因此，第一线路11中的零序电流表示为以下各项的函数：故障位置、系统阻抗(具体地源阻抗)和线路阻抗以及从在受保护线路12处测得的电流得到的零序电流。
当VA0时，通过测量结果获得受设备20保护的线路12的本地端子处的零序电压，与受保护线路12并行的第一线路11中的第一零序电流可以表示为
Figure BDA0003570001250000312
其中，
Figure BDA0003570001250000313
使用等式(16)、(17)，第一线路11中的零序电流被确定为以下各项的函数：故障位置、系统阻抗(更具体地：远程源阻抗)、线路阻抗(零序阻抗Z0L和零序互阻抗Z0M)、从在受保护线路12处测得的电流得到的零序电流I0、以及线路12的本地端子处的零序电压。
在操作中的两条线路11、12
变压器配置：三角形-Y形接地
无故障的第一线路11在使用中(图10)的双回路线路的等效零序网络如图11所示。两个端子处的变压器配置为三角形-Y形接地。故障F发生在距受保护设备(例如，继电器R1)保护的在操作中的线路12上端子A的距离d处。
第一线路11中的零序电流与受保护线路12中的零序电流的相关性可以使用如上文所描述的类似技术来估计。在等式(18)中给出表达式。
Figure BDA0003570001250000314
其中，
Figure BDA0003570001250000315
因此，第一线路11中的零序电流表示为以下各项的函数：故障位置、系统阻抗(更具体地：变压器阻抗)和线路阻抗(零序阻抗Z0L和零序互阻抗Z0M)以及从在受保护线路12处测得的电流得到的零序电流I0。
当VA0时，通过测量结果获得受设备20保护的线路12的本地端子处的零序电压，与受保护线路12并行的第一线路11中的第一零序电流可以表示为
Figure BDA0003570001250000321
其中，
Figure BDA0003570001250000322
使用等式(20)、(21)，第一线路11中的零序电流被确定为以下各项的函数：故障位置、系统阻抗(更具体地：远程变压器阻抗)、线路阻抗(零序阻抗Z0L和零序互阻抗Z0M)、从在受保护线路12处测得的电流得到的零序电流I0、以及线路12的本地端子处的零序电压。
变压器配置：Y形接地-Y形接地
良好的第一线路11在使用中(图12)的双回路线路的等效零序网络如图13所示。两个端子处的变压器配置为Y形接地-Y形接地。故障F发生在距受保护设备(例如，继电器R1)保护的在操作中的线路12上端子A的距离d处。
第一线路11中的零序电流与受保护线路12中的零序电流的相关性可以使用如上文所描述的类似技术来估计。在等式(22)中给出表达式。
Figure BDA0003570001250000323
其中，
Figure BDA0003570001250000324
因此，第一线路11中的零序电流表示为以下各项的函数：故障位置、系统阻抗(具体地源阻抗)和线路阻抗以及从在受保护线路12处测得的电流得到的零序电流I0。
当VA0时，通过测量结果获得受设备20保护的线路12的本地端子处的零序电压，与受保护线路12并行的第一线路11中的第一零序电流可以表示为
Figure BDA0003570001250000331
其中，
Figure BDA0003570001250000332
使用等式(24)、(25)，第一线路11中的零序电流被确定为以下各项的函数：故障位置、系统阻抗(更具体地：远程源阻抗)、线路阻抗(零序阻抗Z0L和零序互阻抗Z0M)、从在受保护线路12处测得的电流得到的零序电流I0、以及线路12的本地端子处的零序电压。
(B)使用所估计的第一零序电流进行互耦补偿
如上文所解释的，零序互耦补偿是通过将相关项添加到与第一线路11的零序电流成比例的继电器测量电流来实现的。上文已经描述了可以使用来自受保护线路和来自阻抗参数的本地测量结果来估计第一零序电流的方式。该部分描述如何使用所估计的电流来实现自适应零序互耦补偿。
第一零序电流的表达式是未知故障位置d的函数，如等式(3)-(6)和(10)-(25)所示。因此，互耦补偿可以在迭代程序中执行。互耦补偿可以作为两步程序来执行。
作为第一步骤，对未知故障位置的初始估计可以使用利用以下等式(26)计算的常规表观阻抗来获得，所述等式不考虑互耦。
对表观阻抗的初始估计Zapp，in除以总正序线路阻抗Z1以获得对分数故障位置的初始估计(等式(27))。
Figure BDA0003570001250000341
Figure BDA0003570001250000342
作为下一步骤，使用对故障位置的所计算的初始估计din来估计第一线路11中的零序电流I′0。
例如，使用等式(3)、(4)或(5)、(6)中的任何一个，可以独立于线路配置和变压器配置来执行对第一线路11中的零序电流I′0的估计。
替代性地，可以通过基于线路和变压器配置来选择适当的程序而执行对第一线路11中的零序电流I′0的估计。对于上文所解释的每种配置，第一线路11中的零序电流(即“第一零序电流”)的可能表达式总结在以下两个表中。
表达式可以从以下表中选择，所述表涉及使用本地端子处的零序电压的情况。
Figure BDA0003570001250000343
表达式可以从以下表中选择，所述表涉及不使用本地端子处的零序电压的情况。
Figure BDA0003570001250000351
相应等式(不管是否考虑线路状态和变压器配置)最初是用根据等式(26)和(27)获得的故障位置估计来评估的。
当估计第一线路11中的零序电流时，使用以下等式(28)来更新表观阻抗。在该步骤中，第一线路11中的零序电流被用作以下表达式(28)中的I0′：
Figure BDA0003570001250000352
其中，
Figure BDA0003570001250000353
随后，通过用根据等式(28)的Zapp替换等式(27)中的Zin来更新故障位置估计。对故障位置的更新的估计可以被确定为
Figure BDA0003570001250000354
利用对等式(29)的更新的故障位置估计，可以使用上表中给出的表达式之一来获得对第一线路电流的更新的估计(其中，根据线路状态和变压器配置来选择适当的表达式)。使用等式(28)(使用I0′的更新的估计零序电流)来确定表观阻抗的更新值。
这个更新的表观阻抗可以作为最终表观阻抗输出和/或可以用于实施保护功能。
虽然已经描述了涉及初始化步骤并且然后仅涉及一个进一步迭代的迭代程序，但是可以实施具有两个、三个或多于三个迭代的迭代程序。然而，如将参考图15至图19更详细地描述的，如上文所描述的和图14中的迭代程序提供了非常好的结果。
图14是方法60的流程图。方法60可以由保护设备20来执行。
在步骤61处，接收受保护线路的测量结果。测量结果可以包括Uph、Iph和I0的值或者可以允许保护设备得到所述值。测量结果可以包括在本地端子处的零序电压的值或者可允许保护设备得到所述值。
保护设备还可以取得受保护线路的正序阻抗Z1、受保护线路的零序阻抗Z0L、以及线路11、12(在无故障状态下)的互阻抗Z0m。这些系统阻抗参数(以及源和/或变压器阻抗)可以本地存储在保护设备20中或者可以由保护设备从单独的存储系统中取得。
在步骤62处，可以可选地确定并行于受设备20保护的线路12延伸的线路11的状态。确定可以包括获得状态信号或状态信息。该信息可以从数字变电站数据获得。
在步骤62处，可以可选地获得变压器配置。变压器配置可以从变电站配置描述获得，可以由操作者指定，或者可以以其他方式提供。
如上文所解释的，步骤62是可选的。设备20能够操作以确定对第一零序电流的估计、确定对表观阻抗的估计和/或独立于并行于受保护线路12延伸的线路11的状态和/或独立于变压器配置来执行互耦补偿。
在步骤63处，可以初始化对表观阻抗的估计。可以根据等式(27)来初始化表观阻抗估计(即，不考虑互耦)。
在步骤64处，可以初始化对受保护线路中故障位置的估计。可以根据等式(28)来确定故障位置的初始值。
在步骤65处，可以使用从测量结果得到的受保护线路中的零序电流、先前获得的故障位置估计以及系统阻抗参数来确定对第一线路中的零序电流的初始估计。对零序电流的初始估计取决于从受保护线路中的电流测量结果得到的零序电流、先前获得的故障位置估计以及系统阻抗参数的方式可以是独立的或者可以取决于(i)第一线路的状态(在使用中或断开并接地)和(ii)变压器配置，如上文所解释的。
在步骤66处，使用先前获得的对第一线路中的零序电流的估计来更新对表观阻抗的估计。这可以使用等式(28)来完成。
在步骤67处，可以确定对故障位置的细化估计(使用等式(29)和先前确定的对表观阻抗的估计)，确定与受保护线路并行的线路11中的零序电流。这可以再次使用等式(3)、(4)(独立于(i)第一线路的状态(在使用中或断开并接地)和(ii)变压器配置)，等式(5)、(6)(独立于(i)第一线路的状态(在使用中或断开并接地)和(ii)变压器配置)，或者使用根据(i)第一线路的状态(在使用中或断开并接地)和(ii)变压器配置而选择的等式(10)-(24)中适当的一个(应当理解，A的定义分别与零序电流的表达式相关联)来完成)。
虽然一次迭代通常提供非常好的结果，如下文将解释的，但是可以通过重复步骤67来执行多次迭代。
在步骤68处，对表观阻抗的最后估计可以用作表观阻抗。表观阻抗可以被输出和/或可以用于执行保护功能。通过考虑互耦根据例如等式(28)来执行互耦补偿。
示例
该部分呈现了使用根据实施例的保护设备和方法获得的结果。使用电力系统CAD(PSCAD)对如图15所示的长度为200km的50Hz、400kV双回路传输线路系统69进行建模。下面给出了阻抗参数。
阻抗参数 值
正序阻抗 0.36＜84.9°ohm/km
零序阻抗 1.41＜82.8°ohm/km
零序互阻抗 0.95＜80.6ohm/km
变压器正序阻抗 42.35＜59ohm
线路A1-B1是受继电器R1保护的线路。将来自线路A1-B1的端子A1的电压和电流测量结果以及线路和系统阻抗参数作为输入。另外地，来自数字变电站数据的状态信号用于确定线路配置。还获取了两个端子处的变压器配置。
测试了线路和变压器配置的不同组合，并且结果在下文中进行讨论。
第一线路断开并接地
变压器配置：三角形-Y形接地
图16示出了针对图15中第二线路12上不同位置处的故障计算的表观阻抗的值和图。故障位置被确定为分数故障位置(即，相对于总线路阻抗，线路阻抗的在故障之前的部分，如从布置保护设备的端子处测得的)。
图16示出了如通过保护设备R1看到的实际阻抗71。
图16示出了使用根据实施例的保护设备或方法获得的表观阻抗73(由实线和实心菱形符号示出)。更具体地，使用图13的方法来获得表观阻抗73，其中，在步骤67处仅执行一次迭代。在不需要第一线路11的任何电流测量结果的情况下获得表观阻抗73。
图16示出了使用其中第一线路11中的第一零序电流可从测量结果得到的方法获得的表观阻抗72(由实线和空心圆示出)。
如从图16可以看到的，使用根据实施例的保护设备或方法获得的表观阻抗73与使用来自第一线路11的实际电流测量结果的表观阻抗72非常一致。因此，实施例的保护设备和方法提供了与当使用来自第一线路11的实际电流测量结果时获得的结果相当的结果，同时避免了将这种电流测量结果从第一线路11上的电流互感器传送到提供线路12的保护功能的保护设备R1的需要。
表观阻抗73也提供了由PSCAD获得的实际阻抗的良好近似。使用所估计的电流计算的表观阻抗非常接近使用测得电流计算的阻抗并且与使用从另一条线路测得的电流计算的表观阻抗73相比，与实际阻抗71的偏差不会更大。这证明了所提出的算法的准确性。
变压器配置：Y形接地-Y形接地
类似地，图17示出了当第一线路11断开并接地并且变压器配置为Y形-Y形接地时针对第二线路12上不同位置处的故障计算的表观阻抗。示出的是实际阻抗7l、使用从第一线路测得的电流计算的表观阻抗72以及使用如在所提出的解决方案中估计的第一线路电流计算的表观阻抗73，如通过根据实施例的保护设备和方法获得的。使用所估计的电流计算的表观阻抗73非常接近使用测得电流计算的表观阻抗72，同时避免了从与受执行互耦补偿的保护设备保护的线路并行的线路获得电流测量结果的需要。
在操作中的两条线略
变压器配置：三角形-Y形接地
图18示出了当两条线路11、12都在操作中并且变压器配置为三角形-Y形接地时针对第二线路12上不同位置处的故障计算的表观阻抗。示出的是实际阻抗71、使用从第一线路测得的电流计算的表观阻抗72以及使用如在所提出的解决方案中估计的第一线路电流计算的表观阻抗73，如通过根据实施例的保护设备和方法获得的。使用所估计的电流计算的表观阻抗73非常接近使用测得电流计算的表观阻抗72，同时避免了从与受执行互耦补偿的保护设备保护的线路并行的线路获得电流测量结果的需要。
变压器配置：Y形接地-Y形接地
图19示出了当两条线路11、12都在操作中并且变压器配置为三角形-Y形接地时针对第二线路12上不同位置处的故障计算的表观阻抗。示出的是实际阻抗71、使用从第一线路测得的电流计算的表观阻抗72以及使用如在所提出的解决方案中估计的第一线路电流计算的表观阻抗73，如通过根据实施例的保护设备和方法获得的。使用所估计的电流计算的表观阻抗73非常接近使用测得电流计算的表观阻抗72，同时避免了从与受执行互耦补偿的保护设备保护的线路并行的线路获得电流测量结果的需要。
针对系统阻抗变化的稳健性
本文所公开的技术证明针对系统阻抗(如一个或多个源阻抗和/或一个或多个变压器阻抗)的变化是稳健的。因此，估计足以近似上文所公开的技术中的一个或多个源阻抗和/或一个或多个变压器阻抗。在不存在更具体的信息的情况下，估计甚至可以是默认值或者可以作为系统配置信息接收。
图20示出了针对Y形接地-Y形接地变压器配置并且第一线路在使用中的实际阻抗71以及当使用本发明的技术来估计第一线路中的零序电流时获得的表观阻抗73-77。曲线73表示当使用实际远程源阻抗ZS2时获得的表观阻抗。曲线74表示当使用超过实际远程源阻抗10％的ZS2值时获得的表观阻抗。曲线75表示当使用超过实际远程源阻抗20％的ZS2值时获得的表观阻抗。曲线76表示当使用比实际远程源阻抗小10％的ZS2值时获得的表观阻抗。曲线77表示当使用比实际远程源阻抗小20％的ZS2值时获得的表观阻抗。
如从图20可以明显看出，针对一个或多个源阻抗的数值与其实际值的偏差，结果是稳健的。这类似地在使用取决于本地源阻抗和远程源阻抗两者的一个或多个等式和/或在使用取决于一个或多个变压器阻抗的一个或多个等式时适用。
根据实施例的保护设备、方法和系统为双回路传输线路的距离保护提供了零序互耦补偿。根据实施例的设备、方法和系统消除了从与设置保护设备的线路并行的线路获得电流测量结果以实现互耦补偿的需要。相反，使用可用数字变电站数据、受保护线路上的本地测量结果和阻抗参数来估计第一线路电流中的第一零序电流。
根据实施例的设备、方法和系统提供了既准确又稳健的结果。
根据实施例的设备、方法和系统可以用于为传输网络提供距离保护，其中，这些线路的长度可以为至少50km、至少100km、至少150km、至少200km，但不限于此。
根据实施例的设备、方法和系统可以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，但是这种描述应被认为是说明性的或示例性的而不是限制性的。根据对附图、本公开和所附权利要求的研究，本领域技术人员在实施所要求保护的本发明时可以理解和实现所公开的实施例的变型。在权利要求中，词语“包括”并不排除其他要素或步骤，并且不定冠词“一个”或“一种”并不排除复数。在不同的权利要求中陈述某些要素或步骤的简单事实并不表示不能使用这些要素或步骤的组合来获得好处，特别是，除了实际的权利要求从属关系之外，任何其他有意义的权利要求组合都应视为已公开。

Claims (15)

1.一种用于具有第一线路和第二线路的双回路输电系统的设备，所述设备包括：
接口，所述接口用于接收所述第二线路的电流测量结果；以及
至少一个处理模块，所述至少一个处理模块能够操作以：
基于所述电流测量结果来计算所述第二线路中的第二零序电流，
基于所述第二零序电流来估计所述第一线路中的第一零序电流，以及
基于所估计的第一零序电流来确定表观阻抗。
2.如权利要求1所述的设备，其中，所述设备是保护设备，所述保护设备能够操作以基于所述表观阻抗来执行保护功能。
3.如权利要求2所述的设备，其中，所述保护功能是距离保护功能。
4.如前述权利要求中任一项所述的设备，其中，所述设备能够操作以在不使用所述第一线路的电流测量结果的情况下来估计所述第一零序电流。
5.如前述权利要求中任一项所述的设备，其中，所述设备能够操作以确定对所述第二线路中的故障的故障位置的估计。
6.如权利要求5所述的设备，其中，所述设备能够操作以基于对所述故障位置的估计来估计所述第一零序电流。
7.如权利要求5或6所述的设备，其中，所述设备能够操作以在迭代程序中确定对所述故障位置、第一零序电流和表观阻抗的估计。
8.如前述权利要求中任一项所述的设备，其中，所述接口能够操作以接收所述第二线路的端子处的零序电压，并且所述设备能够操作以基于所述零序电压来确定所述第一零序电流。
9.如前述权利要求中任一项所述的设备，其中，所述设备能够操作以将所述第二零序电流乘以乘法因子来估计所述第一零序电流。
10.如权利要求9所述的设备，其中，所述乘法因子独立于所述第一线路的状态和/或独立于所述第一线路和第二线路两者的相对端子处的变压器的变压器配置。
11.如权利要求9所述的设备，其中，所述乘法因子取决于所述第一线路的状态，并且其中，所述乘法因子取决于所述第一线路和所述第二线路两者的相对端子处的变压器的变压器配置，
可选地其中，所述乘法因子取决于：
所述第一线路是(i)在使用中还是(ii)断开并且接地，以及
所述第一线路和所述第二线路两者的相对端子处的变压器的变压器配置是(i)三角形-Y形接地还是(ii)Y形接地-Y形接地，和/或
可选地其中，所述乘法因子：
取决于所述变压器中的至少一个的变压器阻抗并且独立于针对所述三角形-Y形接地变压器配置的源阻抗，并且
取决于所述Y形接地-Y形接地变压器配置的所述变压器后面的源中的至少一个的源阻抗。
12.如前述权利要求中任一项所述的设备，其中，所述设备能够操作以确定包括互耦补偿的所述表观阻抗，所述互耦补偿取决于所述第一线路中的所估计的第一零序电流，
可选地其中，执行所述互耦补偿以确定用于所述双回路传输系统的距离保护的所述表观阻抗，和/或
可选地其中，确定包括所述互耦补偿的所述表观阻抗包括计算以下各项之和来确定所述表观阻抗：所述第二线路的故障相中的短路电流、第一因子和所估计的第一零序电流的乘积、以及第二因子和所述第二零序电流的乘积。
13.一种电力系统，所述电力系统包括：
双回路传输系统，所述双回路传输系统包括：
第一线路和
第二线路；以及
如前述权利要求中任一项所述的设备，所述设备能够操作地耦接到所述第二线路以执行对所述第二线路的保护功能。
14.一种方法，所述方法包括：
由设备估计双回路传输系统的第一线路中的第一零序电流，所述第一零序电流是基于所述双回路传输系统的故障的第二线路中的第二零序电流来估计的；以及
由所述设备基于所估计的第一零序电流来确定表观阻抗。
15.如权利要求14所述的方法，其中，确定所述表观阻抗包括：
确定包括互耦补偿的所述表观阻抗，所述互耦补偿取决于所述第一线路中的所估计的第一零序电流，
可选地其中，执行所述互耦补偿以确定用于所述双回路传输系统的距离保护的所述表观阻抗，和/或
可选地其中，确定包括所述互耦补偿的所述表观阻抗包括计算以下各项之和来确定所述表观阻抗：所述第二线路的故障相中的短路电流、第一因子和所估计的第一零序电流的乘积、以及第二因子和所述第二零序电流的乘积。
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