CN115336130A - 电力传输系统中的故障检测 - Google Patents

电力传输系统中的故障检测 Download PDF

Info

Publication number
CN115336130A
CN115336130A CN202180021211.1A CN202180021211A CN115336130A CN 115336130 A CN115336130 A CN 115336130A CN 202180021211 A CN202180021211 A CN 202180021211A CN 115336130 A CN115336130 A CN 115336130A
Authority
CN
China
Prior art keywords
phase
fault
loop
current
impedance angle
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
Application number
CN202180021211.1A
Other languages
English (en)
Inventor
S·马图鲁
S·斯里瓦斯塔瓦
A·格
O·D·奈杜
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Hitachi Energy Co ltd
Original Assignee
Hitachi Energy Switzerland AG
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Hitachi Energy Switzerland AG filed Critical Hitachi Energy Switzerland AG
Publication of CN115336130A publication Critical patent/CN115336130A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

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
    • H02H3/38—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 responsive to both voltage and current; responsive to phase angle between voltage and current
    • H02H3/382—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 responsive to both voltage and current; responsive to phase angle between voltage and current involving phase comparison between current and voltage or between values derived from current and voltage
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R25/00—Arrangements for measuring phase angle between a voltage and a current or between voltages or currents
    • 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
    • G01R31/086—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors in power transmission or distribution networks, i.e. with interconnected conductors
    • 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
    • H02H1/04—Arrangements for preventing response to transient abnormal conditions, e.g. to lightning or to short duration over voltage or oscillations; Damping the influence of dc component by short circuits in ac networks
    • 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
    • H02H3/40—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 responsive to ratio of voltage and current
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R25/00—Arrangements for measuring phase angle between a voltage and a current or between voltages or currents
    • G01R25/02—Arrangements for measuring phase angle between a voltage and a current or between voltages or currents in circuits having distributed constants
    • 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
    • H02H3/02—Details
    • H02H3/05—Details with means for increasing reliability, e.g. redundancy arrangements
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications
    • Y04S10/52—Outage or fault management, e.g. fault detection or location

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Testing Of Short-Circuits, Discontinuities, Leakage, Or Incorrect Line Connections (AREA)
  • Locating Faults (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

本主题描述了电力传输系统中的功率振荡期间的故障检测。在所述电力传输系统的端子处对于每个相获得电压测量结果和电流测量结果。基于获得的测量结果，对于电压和电流的每个采样值，计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变的值，其中所述阻抗角的改变的值是分开预定间隔的两个样本的阻抗角之差。此外，对于每个相对地环路和每个相对相环路，基于预定数目的阻抗角的改变的值计算阻抗角的改变的平均值。将计算的所述平均值与阻抗角的改变的阈值进行比较，以及基于所述比较，检测所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障且将所述故障分类。

Description

电力传输系统中的故障检测
技术领域
本主题总体上涉及电力传输线路中的故障检测。具体地，本主题涉及电力传输系统中的在功率振荡期间的故障检测。
背景技术
电力传输系统是大且复杂的网络，该网络包括具有许多电气部件——诸如发电机、变压器、继电器等——的传输线路。电力传输系统常常遭受系统干扰，诸如由于传输线路故障、重负载电力传输线路中的切换操作、负载幅值和方向的改变等。通常，故障可以被定义为电气系统的、导致正常电流流动的中断的异常状况。此电流偏离流动导致电压和/或电流流动的改变，这中断电力传输。在传输系统中发生的系统干扰可以导致功率振荡。
功率振荡是发电机组的转子角相对于彼此加速或减速、导致三相潮流(three-phase power flow)的变化的现象。特别地，区域间振荡可以导致电力系统的、经由联络线路(tie line)连接的两个区域之间的大功率波动。
在功率振荡现象期间继电器跳闸是不期望的，且因此它们通常在功率振荡期间被锁定。因此，在锁定时段期间在功率振荡期间发生的故障可能未被检测到，这可能导致系统断电(blackout)。
附图说明
将关于下面的描述和附图更好地理解本主题的特征、方面和优点。在不同的图中使用相同的参考数字指示类似的或相同的特征和部件。
图1(a)、图1(b)、图1(c)和图1(d)在第一示例中例示了基于本领域已知的方法监测电力传输线路中的增量电流以进行故障检测。
图2(a)、图2(b)、图2(c)和图2(d)在第二示例中例示了基于本领域已知的方法监测电力传输线路中的增量电流以进行故障检测。
图3例示了根据本主题的实施方案的双源等效电网的框图。
图4例示了根据本主题的实施方案的具有用于功率振荡期间的故障检测的设备的双端子系统。
图5例示了根据本主题的一个实施方案的用于电力传输系统中的功率振荡期间的故障检测的方法。
图6(a)、图6(b)和图6(c)例示了根据本主题的一个示例实施方式的故障检测。
图7(a)、图7(b)和图7(c)例示了根据本主题的另一个示例实施方式的故障检测。
发明内容
本发明的实施方案提供了一种用于电力传输系统中的功率振荡期间的故障检测的方法、一种用于故障检测的设备、以及一种用于故障检测的计算机可读存储介质。
根据第一方面，提供了一种用于电力传输系统中的功率振荡期间的故障检测的方法。所述方法包括在所述电力传输系统的端子处对于每个相获得电压测量结果和电流测量结果。所述电压测量结果和所述电流测量结果是使用与所述电力传输系统的所述端子相关联的一个或多个测量装备获得的。所述电压测量结果和所述电流测量结果包括在所述端子处获得的电压和电流的采样值。基于所述电压和电流的每个采样值，计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变的值，其中所述阻抗角的改变的值是分开预定间隔的两个样本的阻抗角之差。此外，对于每个相对地环路和每个相对相环路，针对预定数目的阻抗角的改变的值计算阻抗角的改变的平均值。将对于每个相对地环路和每个相对相环路计算的所述平均值与阻抗角的改变的阈值进行比较，以及基于所述比较，检测所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障。所述阈值可以是1度至3度的范围。当所述阻抗角的改变的平均值位于所述阈值范围内时，检测到所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障。
根据第二方面，提供了一种检测电力传输线路中的故障的智能电子设备(IED)。所述IED包括处理器以及可由处理器执行的故障检测模块。所述故障检测模块被配置为在所述电力传输系统的端子处从每个相获得电压测量结果和电流测量结果。所述电压测量结果和所述电流测量结果是使用与所述电力传输系统的所述端子相关联的一个或多个测量装备获得的。所述电压测量结果和所述电流测量结果包括在所述端子处获得的电压和电流的采样值。所述故障检测模块被配置为：对于所述电压和电流的每个采样值，计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变的值。所述阻抗角的改变是两个样本的阻抗角之差且所述两个样本分开预定间隔。此外，所述故障检测模块被配置为：对于每个相对地环路和每个相对相环路，针对预定数目的阻抗角的改变的值计算阻抗角的改变的平均值。将对于每个相对地环路和每个相对相环路计算的所述平均值与阻抗角的改变的阈值进行比较。基于所述比较，检测到基于所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障。所述阈值可以是1度至3度的范围。当阻抗角的变化的平均值在所述阈值范围内时，检测到所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障。
根据第三方面，一种非暂时性计算机可读介质，其含有程序指令，所述程序指令在被执行时导致智能电子设备(IED)检测电力传输线路中的故障。所述程序指令包括指令以：在所述电力传输系统的端子处从每个相获得电压测量结果和电流测量结果。所述电压测量结果和所述电流测量结果是使用与所述电力传输系统的所述端子相关联的一个或多个测量装备获得的。所述电压测量结果和所述电流测量结果包括在所述端子处获得的电压和电流的采样值。所述程序指令还包括指令以：对于所述电压和电流的每个采样值，计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变的值。所述阻抗角的改变是两个样本的阻抗角之差且所述两个样本分开预定间隔。此外，所述程序指令包括指令以：对于每个相对地环路和每个相对相环路，针对预定数目的阻抗角的改变的值计算阻抗角的改变的平均值。将对于每个相对地环路和每个相对相环路计算的所述平均值与阻抗角的改变的阈值进行比较。所述阈值可以是1度至3度的范围。当阻抗角的改变的平均值位于所述阈值范围内时，检测到所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障。
具体实施方式
本主题涉及电力传输线路中的故障检测。下面描述与功率振荡有关的故障检测，特别是检测在振荡中心电压处或接近振荡中心电压的故障。然而，主题不限于功率振荡中的故障检测。
功率振荡一般被分类为稳定的功率振荡和不稳定的功率振荡。稳定的功率振荡发生在发电机不滑极(slip poles)或失去同步且系统达到可接受的运行状态的情况下。然而，不稳定的功率振荡可能导致发电机之间的极的滑差，从而导致电压、电流和功率中的剧烈波动。
在功率振荡时段期间，距离继电器通常将被锁定不能运行以防止误运行，因为阻抗轨迹(impedance locus)可能进入距离测量区的运行区域。如果在功率振荡期间在距离继电器的锁定时段期间发生故障，则该故障将保持未被检测到。未检测到故障对电力系统元件——诸如变压器、发电机等——施加压力。对电力系统元件的压力进而影响电力系统稳定性。为了避免广泛的干扰，距离继电器应只被允许在功率振荡期间对于短路故障才运行，且在功率振荡期间在没有故障发生时保持解锁。这被称为功率振荡解锁。当不能够检测到在功率振荡期间发生的故障时，它们可能导致装备或系统故障且在最坏的情况下可能导致断电。
除了故障检测之外，还必须执行故障分类以能够识别故障类型。通常，故障可以被分类为四种类型的故障，即线路对地(line-to-ground)故障A-g、线路对线路(line-to-line)故障AB、双线路对地(double line-to-ground)故障BC-g和三相(three-phase)故障ABC-g，其中A、B和C是电力传输线路的三个相。
在一种技术中，对于在功率振荡期间——即，在功率振荡解锁时段期间——的故障检测和分类，使用差量电流(delta current)。然而，这些差量电流或增量电流并非在所有电力系统状况下都可用，例如在振荡中心电压附近的故障、具有高源阻抗的系统、基于逆变器的系统(可再生能源)、在高阻抗故障期间等。因此，在这样的电力系统状况期间，故障检测和分类可能被不可靠地执行。
图1(a)、图1(b)、图1(c)和图1(d)在第一示例中例示了基于本领域已知的方法监测电力传输线路中的增量电流以进行故障检测。在第一种情况下，预定义的阈值电流被设置为1kA的值。该预定义的阈值被设置为基于增量电流值与设置的阈值的比较来检测故障。
图1(a)-图1(d)的示例认为在受保护的线路的20％的距离处在传输线路上可能已经发生了故障。两个源的源线路阻抗比(SIR)被认为是0.1:1，其中SIR是源阻抗与线路阻抗之比。故障开始角(fault inception angle)是60度。此外，滑差频率(slip frequency)被认为是0.5赫兹，故障开始的时间被认为是3秒。基于这些参数，执行基于增量电流的故障检测分析。
图1(a)描绘了用于电力传输系统中的故障检测和分类的增量电流量分析。在相A中测量的电流由102表示，在相B中测量的电流由104表示，在相C中测量的电流由106表示。如从该图可以观察到的，在相A中测量的电流102在3秒的时间之后示出其值的增量上升。在相B中测量的电流104和在相C中测量的电流106未在相同时间示出电流值的任何增量上升。在故障开始之后仅在相A中观察到电流测量结果的增量值。因此，通过将在相A中测量的电流102的增量值与设置为1kA的预定义的阈值进行比较来识别有故障的相。因为有故障的相被识别为相A，故障被分类为线路对地故障A-g。
图1(b)描绘了用于电力传输系统中的故障检测和分类的增量电流量分析，其中从该图可以观察到，在相A中测量的电流102和在相B中测量的电流104在3秒的时间之后示出增量值。在相C中测量的电流106未在相同时间示出任何增量电流值。在故障开始之后仅在相A和相B中观察到电流测量结果的增量值。因此，通过将在相A中测量的电流102和在相B中测量的电流104的增量值与设置为1kA的预定义的阈值进行比较来识别有故障的相。因为有故障的相被识别为相A和相B且基于这些识别的相中的电流的幅值，故障被分类为线路对线路故障AB。
图1(c)描绘了用于电力传输系统中的故障检测和分类的增量电流量分析，其中从该图可以观察到，在相B中测量的电流104和在相C中测量的电流106在3秒的时间之后示出增量值。当在相B和在相C中的电流示出增量改变时，在相A中测量的电流102未在相同时间示出任何增量电流值。在故障开始之后，仅在传输线路的相B和相C中观察到增量电流测量结果。因此，通过将在相B中测量的电流104和在相C中测量的电流106的增量值与设置为1kA的预定义的阈值进行比较来识别有故障的相。因为有故障的相被识别为相B和相C且基于识别的相中的电流的幅值，故障被分类为双线路对地故障BC-g。
图1(d)描绘了用于电力传输系统中的故障检测和分类的增量电流量分析，其中从该图可以观察到，在相A中测量的电流102、在相B中测量的电流104和在相C中测量的电流106在3秒的时间之后示出增量值。在故障开始之后，在传输线路的所有三个相(例如相A102、相B 104和相C 106)中观察到增量电流测量结果。因此，通过将在相A、相B和相C中测量的电流102、104、106的增量值与设置为1kA的预定义的阈值进行比较来识别有故障的相。因为有故障的相被识别为相A、相B和相C且基于识别的相中的电流的幅值，故障被分类为三相对地故障ABC-g。
图2(a)、图2(b)、图2(c)和图2(d)在第二示例中例示了基于本领域已知的方法监测电力传输线路中的增量电流以进行故障检测。在第二示例中，与第一示例类似，预定义的阈值电流被设置为1kA以用于故障检测和分类。设置该预定义的阈值以与在发生故障时观察到的增量电流值进行比较。
在图2(a)-图2(d)中所示出的示例中，在振荡中心电压处在5Hz的振荡期间在受保护的线路的80％的距离处模拟故障。在此情况下已经在具有5Hz的高滑差频率的振荡中心电压处模拟了故障，以用于在不利状况下基于增量电流监测故障检测和分类。两个源的源-线路阻抗比(SIR)在第二种情况下被认为是5:2，其中故障电阻为10欧姆。此外，故障开始的时间被设置为1.3秒。基于这些参数，执行基于增量电流的故障检测分析。
图2(a)描绘了用于电力传输系统中的故障检测和分类的增量电流量分析。在相A中测量的电流由波形202表示，在相B中测量的电流由波形204表示，在相C中测量的电流由波形206表示。如从该图可以观察到的，在相A中测量的电流202在1.3秒的时间之后示出增量值。当在A处测量的电流示出增量改变时，在相B中测量的电流204和在相C中测量的电流206未在相同时间示出任何增量电流值。在故障开始之后，仅在相A中观察到增量电流测量结果。为了识别有故障的相，将在相A中测量的电流102的增量值与设置为1kA的预定义的阈值进行比较。然而，因为增量电流小于阈值，故障未被检测到且不可以被分类。
图2(b)描绘了用于电力传输系统中的故障检测和分类的增量电流量分析，其中从该图可以观察到，在相A中测量的电流202和在相B中测量的电流204在1.3秒的时间之后示出增量值。当在相A处测量的电流和在相B处测量的电流示出增量改变时，在相C中测量的电流206未在相同时间示出任何增量电流值。在故障开始之后，仅在相A和相B中观察到增量电流测量结果。为了识别有故障的相，将在相A中测量的电流202和在相B中测量的电流206的增量值与设置为1kA的预定义的阈值进行比较。然而，因为电流的增量上升小于阈值，故障未被检测到且不可以被分类。
图2(c)描绘了用于电力传输系统中的故障检测和分类的增量电流量分析，其中如从该图可以观察到的，在相B中测量的电流204和在相C中测量的电流206在1.3秒的时间之后示出它们的值的增量上升。当在相B处测量的电流和在相C处测量的电流示出增量改变时，在相A中测量的电流202未在相同时间示出任何增量电流值。在故障开始之后，仅在传输线路的相B和相C中观察到增量电流测量结果。为了识别有故障的相，将在相B中测量的电流204和在相C中测量的电流206的增量值与设置为1kA的预定义的阈值进行比较。然而，因为增量电流小于阈值，故障未被检测到且不可以被分类。
图2(d)描绘了用于电力传输系统中的故障检测和分类的增量电流量分析，如从该图可以观察到的，在相A中测量的电流202，在相B中测量的电流204和在相C中测量的电流206在1.3秒的时间之后示出增量值。在故障开始之后，在传输线路的所有三个相(相A 202、相B 204和相C 206)中观察到增量电流测量结果。为了识别有故障的相，将在相A中测量的电流202、在相B中测量的电流204和在相C中测量的电流206的增量值与设置为1kA的预定义的阈值进行比较。然而，因为电流的增量上升小于阈值，故障未被检测到且不可以被分类。
可以从上文参考图1(a)-图1(d)和图2(a)-图2(d)所讨论的第一示例和第二示例看出，对于图2(a)-图2(d)中所描述的情况，电流的增量上升不在阈值以上。增量量取决于各种因素，诸如系统的SIR、故障的位置、故障开始角和故障阻抗。考虑到线路对地故障——A-g故障——的具体示例，从上文所讨论的两个示例观察到，在第一示例中测量的电流的最大增量量是50kA，其大于1kA的阈值，在第二示例中测量的电流的最大增量量是0.5kA，其小于1kA的阈值。因此，可以检测到第一示例中的故障的发生，而不可以检测到第二示例中的故障的发生。
因此，使用在传输线路的任何一个相中测量的电流的增量量与预定义的阈值的比较来识别有故障的相在所有状况下不是可靠的。此外，阈值取决于参数，诸如故障开始、故障的位置和故障电阻、以及在电压的振荡波峰(crest)或中心处的故障。因此，需要针对功率振荡期间的故障开发一种无电流阈值的故障检测和分类方法。
本主题提供特别是在电力传输系统中的功率振荡期间、使用受保护的线路上的本地测量结果的准确单端故障检测和分类。所述故障检测和分类基于阻抗角的改变，所述阻抗角也称为差量阻抗角(delta impedance angle)。一种示例方法包括测量三个相电压和电流以获得在传输线路的一个端子处或一端处的电压测量结果和电流测量结果。电压的测量结果和电流的测量结果是分别以电压信号和电流信号的形式从测量装备获得的。根据配置的采样频率对信号进行采样以获得电压和电流的采样值。可以在一个测量循环中对于每个瞬间获得采样值。例如，一个测量循环可以具有20毫秒(50Hz频率)，且可以1kHz的采样频率在每毫秒处获得多个样本。根据采样值计算电压和电流的幅度和角。对于所获得的采样值中的每个，参考与所考虑的样本分开预定间隔的另一个样本，计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变。此外，对于每个相对地环路和每个相对相环路，针对预定数目的阻抗角的改变的值计算平均值。将计算的平均值与阈值进行比较，且基于所述比较，在对应的环路中检测故障和对所述故障分类。例如，阈值可以是阈值范围，且当平均值在所述阈值范围内时，可以检测到故障，且可以根据检测到所述故障的回路对所述故障进行分类。
将关于下面的描述和附图更好地解释本主题的以上和其他特征、方面和优点。只要有可能，在附图和下面的描述中使用相同的参考数字指代相同或类似的部分。虽然描述了数个示例，但是修改、适配和其他实施方式是可能的。
图3例示了根据本主题的一个实施方案的双源等效电网300的框图。双源等效电网300包括连接在两个端子总线M 301和总线N 302之间的电力传输线路312。两个电源——即源303和源304分别向总线M 301和总线N 302供应电力。在一个示例中，源303和源304可以是电力发电机，诸如同步电力发电机。电网300可以诸如在数千伏的范围内的高电压下和诸如在数十或数百千米的长距离内传输电功率。
本主题的技术可以用与电力传输线路相关联的一个或多个设备来实施。所述设备可以包括电流变压器、电压变压器、电路断路器(circuit breaker)和智能电子设备(IED)。如图3中所示出的，IED A 308与也称为第一端子的总线M 301相关联，且IED B 310与也称为第二端子的总线N 302相关联。每个端子处的电压变压器被描绘为VT，且每个端子处的电流变压器被描述为CT。IED可以被配置为使用本领域已知的技术来检测电力传输线路中的功率振荡，且随后检测功率振荡期间的故障。
在一个示例中，本主题的方法的步骤可以由一个或多个模块执行。所述模块可以被实施为可由一个或多个处理器执行的指令。在一些示例中，所述方法可以由IED执行，而在其他示例中，所述方法可以由从IED接收电压测量结果和电流测量结果的服务器执行。例如，在IED(诸如IED 308和IED 310)执行所述方法的示例中，模块由IED 308和IED 310的处理器执行。在服务器执行所述方法的其他示例中，所述模块可以由服务器的处理器执行。如果所述方法部分地由IED实施且部分地由服务器实施，所述模块(取决于步骤)将被相应地分布在所述IED和所述服务器中。
在一个示例中，IED A 308和IED B 310可以具有与如图3中所示出的类似的部件，且可以被配置为从连接到传输线路312的各种测量装备接收输入测量信号，所述测量装备是诸如电流变压器、电压变压器、罗戈夫斯基(Rogowski)线圈或其他测量传感器。IED 308和IED 310可以处理分别在处理器320-1和处理器320-2的帮助下获得的测量结果。处理器320-1和处理器320-2可以单独地称为处理器320。处理器320可以被实施为专用处理器、共享处理器或多个单独的处理器，所述处理器中的一些可以是共享的。IED308和IED 310可以分别各自包括通信地连接到相应的处理器320的存储器326-1和存储器326-2。存储器326-1和326-2可以单独地称为存储器326。除了别的能力之外，处理器320可以获取且执行存储在存储器326中的计算机可读指令。在一个示例中，存储器326-1和存储器326-2可以分别存储故障检测模块322-1和故障检测模块322-2。故障检测模块322-1和故障检测模块322-2可以单独地称为故障检测模块322。在其他示例中，故障检测模块322可以在存储器326外部。存储器326可以包括任何非暂时性计算机可读介质，包括：例如易失性存储器，诸如RAM；或非易失性存储器，诸如EPROM、闪存等。
在一个示例中，在检测到传输线路中的功率振荡时，可以由IED执行一种检测可以在功率振荡期间发生的故障的方法。为了讨论，参考实施在端子M 301处的IED 308描述用于故障检测的方法。然而，如可以理解的，将由在端子N处的IED 310执行一种类似的方法。为了检测故障，IED 308的处理器320可以获取指令以执行故障检测模块322以根据端子M301处的测量的电压和电流计算电压相量(phasor)和电流相量。在一个示例中，可以根据所述测量的电压和电流的采样值的平均值计算电压相量和电流相量。计算的电压相量和电流相量可以被用来计算阻抗角。可以针对许多样本计算阻抗角的改变，以计算阻抗角的改变的平均值。基于阻抗角的改变的平均值，可以在传输线路312中检测到故障。在一个示例中，在检测到故障时，故障检测模块322可以为对应的环路启用线路保护功能。在一个示例中，故障检测模块322可以为对应的环路启用距离保护功能，该距离保护功能通常在功率振荡期间被锁定。例如，IED 308可以被配置为释放如下一个相：在该相中可以检测到传输线路上的故障以用于距离保护。可以使用本领域已知的技术来执行距离保护功能。
此外，IED 308和IED 310可以分别包括输出接口324-1和输出接口324-2，以传达从故障检测模块322获得的结果，例如，到服务器。输出接口324-1和输出接口324-2可以单独地称为输出接口324。在一个实施例中，当在服务器处实施所述方法时，IED 308可以通过输出接口324将电流测量结果和电压测量结果传达到服务器。输出接口324可以包括各种各样的基于计算机可读指令的接口和硬件接口，所述接口允许与其他通信设备、存储设备和计算设备——诸如网络实体、网络服务器、数据库、和外部存储库、和外围设备交互。在一个示例中，可以在连接到输出接口324的或与IED 308和IED 310集成的显示器上查看故障检测参数、电流测量结果和电压测量结果等。
图4例示了根据本主题的一个示例实施方案的具有用于功率振荡期间的故障检测的设备的双端子系统。双端子测试系统400可以包括两个源ESM 402和ESN 404。在一个示例中，两个源ESM 402和ESN 404可以是分别连接到两个总线M 406和N 408的同步电力发电机。总线M 406替代地称为第一端子M 406，且总线N 408替代地称为第二端子N 408。在一个示例中，可以存在两个传输线路：线路1 411和线路2 412，所述线路1 411和线路2 412可以连接在两个端子M 406和N 408之间。
应理解，用于故障检测的双端子测试系统400可以包括用于监测、感测和控制可能与传输线路相关联但为简洁起见而未示出的各种参数的多个附加的部件或设备。例如，诸如电路断路器、传感器、电流变压器、电压变压器、连接到传输线路的负载、并联电抗器、智能电子设备IED、保护继电器等的部件可以连接到传输线路。
在图4中所示出的一个示例中，双端子测试系统400包括分别连接到线路2和线路1上的端子M的一对电路断路器CB1 410-1和CB3 410-3。类似地，电路断路器CB2 410-2和电路断路器CB4 410-4分别连接到线路2和线路1上的端子N。电路断路器CB是用于接通或切断电力传输线路中的电流流动的电气开关。它们通常被配置为基于来自IED或其他保护设备的信号自动运行或手动运行。电路断路器被用于保护高电压电力传输线路免受可能在故障期间发生的电流过载状况。它们在发生所述故障的情况下切断电流流动，这保护传输线路和连接到传输线路的部件免受进一步损坏，且在清除所述故障时，电路断路器可以被配置为恢复正常运行。
IED414和IED 416分别被设置在传输线路411的端子M和端子N处。IED 414和IED416可以类似于上文所讨论的IED 308和IED 310。应理解，传输线路412也可以在每个端子处连接到IED。在一个示例中，IED 414和IED 416可以分别包括故障检测模块420-1和故障检测模块420-2。故障检测模块420-1和故障检测模块420-2可以单独地称为故障检测模块420。为了易于讨论，作为一个示例，使用IED 414来提供下面的描述。然而，应理解，IED 416也将以类似的方式运行。
在IED 414检测到功率振荡时，故障检测模块420可以由IED 414触发。故障检测模块420在电力传输系统的对应的端子处对于每个相获得电压测量结果和电流测量结果。如上文所解释的，电压测量结果和电流测量结果可以是使用与电力传输系统的所述端子相关联的一个或多个测量装备——诸如电流变压器和电压变压器——获得的。电压测量结果和电流测量结果包括在所述端子处获得的电压和电流的采样值。
故障检测模块420对测量的三个相电压信号和三个相电流信号进行预处理。对测量的电压信号和电流信号的预处理包括对于每个相或测量环路计算相对地电压幅度和电流幅度以及相对相电压幅度和电流幅度以及它们的相位角——也被称为电压相量和电流相量。可以基于电压测量结果和电流测量结果的全循环离散傅里叶变换分别计算每个相对地环路和每个相对相环路的电压相量和电流相量。电压测量结果和电流测量结果包括从电压相量和电流相量获得的电压和电流的采样值，且被存储在IED 414的存储器中。样本数目N取决于采样频率和采样间隔。例如，如果以1kHz的速率对50Hz信号进行采样，每个基本功率循环可以存在20个样本。电压和电流的这些采样值被存储在存储器中的缓冲器中，且当IED A 414检测到功率振荡时被用于故障检测。
在功率振荡期间，在三相功率流中可以存在持续变化。作为一个示例，这可能是由于连接在双端子系统400中的发电机的转子角的相对提前或延迟。这样的变化可能是由于故障或它可能是典型的功率振荡变化。在检测到功率振荡时，检测故障的方法可以由IED414触发且由故障检测模块420执行。
故障检测模块420计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变的值，其中所述阻抗角的改变的值是分开预定间隔的两个样本的阻抗角之差。
等式1提供了相对地环路和相对相环路的阻抗角的改变的值的计算，所述阻抗角替代地称为差量阻抗角：
dθLx(k)＝θLx(k)-θLx(k-N) (1)
其中，
θLx是环路x的阻抗角，
dθLx是环路x的第k个样本的阻抗角的改变，
θLx(k)是计算的、环路x的第k个样本的阻抗角，
N是每个测量循环的样本数目，其中一个测量循环包括基于采样频率的预定数目的样本，且
x代表相对地环路或相对相环路。
在此，x可以取值1、2、3、12、23和31。在一个示例中，当x等于1时，计算出相A的相对地环路的阻抗角的改变的值。当x等于2时，计算出相B的相对地环路的阻抗角的改变的值。当x等于3时，计算出相C的相对地环路的阻抗角的改变的值。类似地，当x等于12时，计算出相AB的相对相环路的阻抗角的改变的值。当x等于23时，计算出相BC的相对相环路的阻抗角的改变的值，且当x等于31时，计算出相CA的相对相环路的阻抗角的改变的值。
如所讨论的，对于电压和电流值的每个采样值，可以计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变的值。阻抗角的改变的值是分开预定间隔的两个样本的阻抗角之差。在一个示例中，可以对于相A、针对是当前样本的第21个样本计算阻抗角的改变的值，且其中样本总数目N＝20。阻抗角的改变的值可以使用等式1计算，其中，将N和k的值代入等式1，我们得到：
dθLx(21)＝θLx(21)-θLx(1) (1)
因此，第21个样本的阻抗的改变的值将是针对第21个样本获得的阻抗角与针对第一个样本获得的阻抗角之差。一旦计算出阻抗角的改变的值，对于每个相对地环路和每个相对相环路，针对预定数目的阻抗角的改变的值，计算阻抗角的改变的平均值。
可以采用某一预定数目的阻抗角的改变的值来计算平均值。例如，五个阻抗角的改变的值——诸如dθLx(21)、dθLx(22)、dθLx(23)、dθLx(24)和dθLx(25)的值——可以被平均。在一个实施方案中，通过应用移动窗口平均过滤器计算样本的阻抗角的改变的值来计算平均值，其中阻抗角的改变的值的预定数目是所述移动窗口的大小。在一个示例中，所述移动窗口的大小可以等于一个测量循环中的样本数目。阻抗角的改变的值的移动平均值可以用等式2所示出的那样计算：
Figure BDA0003845532910000121
其中，DθLx是阻抗角的改变的平均值，dθLx(q)是在第q个样本处阻抗角的改变的值，q取k-N+1的值，其中k是目前样本，且N是每个循环的样本总数目。应理解，在其他示例中，可以使用不同的N值。使用平均值，特别是使用移动平均值，有助于平滑掉计算出的阻抗角的改变的值。
将对于每个相对地环路和每个相对相环路计算的阻抗角的改变的平均值与阻抗角的改变的阈值进行比较。所述阈值可以由用户——例如专家——设置。在一个示例中，所述阈值是一个范围，其中所述范围是1度至3度。将阻抗角的改变的平均值与所述阈值范围进行比较。因此，可以确定所述移动平均值是否位于所述范围内。在一个示例中，当阻抗角的改变的平均值位于阻抗角的改变的阈值范围内时，在相对地环路或相对相环路的一个或多个中检测到故障。根据阻抗角的改变的移动平均值在所述范围内的环路，所述故障可以进一步被分类为相对地故障或相对相故障。当阻抗角的改变的移动平均值的值不位于所述阈值范围内时，未检测到故障。
将在每个步骤处(即针对每个样本)计算的平均值与所述阈值范围进行迭代比较，直到检测到故障，或直到与在功率振荡持续时间期间获得的样本对应的所有平均值都已经被比较。
此外，在检测到故障时，IED 414的距离保护功能可能被触发，该距离保护功能通常在功率振荡期间被锁定。距离保护功能在检测到相对地环路或相对相环路中的一个或多个中的故障时释放对应的距离测量环路，以确定端子M 406与故障的开始点之间的距离。
因此，本主题提供了一种基于阻抗角的改变的值的高效故障检测技术，使得可以检测到故障，尤其是在功率振荡期间。在功率振荡期间，阻抗角线性地改变，而在发生故障时，阻抗角没有大幅改变(几乎恒定)，尤其是当故障接近振荡中心电压时。因此，为了检测这些故障，利用阻抗角的改变的值。此外，双端子系统400不仅检测功率振荡中的故障，而且检测可能发生在振荡中心电压处或附近的故障，从而使双端子系统400非常高效。这样的振荡中心电压是双源等效系统的电压——当该电压值为零或接近零时，例如当两个系统的转子角相隔180度时。
图5例示了根据本主题的一个实施方案的用于电力传输线路中的功率振荡期间的故障检测的方法。描述方法500所按的顺序不意在被解释为限制，且可以按不同的顺序执行所描述的方法框中的一些以实施方法500或替代的方法。此外，方法500可以任何合适的硬件、计算机可读指令、固件或它们的组合来实施。为了讨论，参考图3-图4中所例示的实施方式来描述方法500。
在方法500中，在框502处，在电力传输系统的一个端子处对于每个相获得电压测量结果和电流测量结果。所述电压测量结果和电流测量是使用与所述电力传输系统的所述端子相关联的一个或多个测量装备获得的。所述电压测量结果和电流测量结果包括在所述端子处获得的电压和电流的采样值。在一个示例中，可以通过电压变压器或电势变压器在所述电力传输系统的所述端子处对于每个相获得所述电压测量结果，且可以通过电流变压器在所述电力传输系统的所述端子处对于每个相获得所述电流测量结果。在一个示例中，所述电流变压器和电压变压器可以在端子M和端子N处可操作地连接到智能电子设备IED。在图4的示例中，端子M由406示出，且端子N由408示出。在传输线路的端子M和端子N处测量的三相电压测量结果和电流测量结果可以分别被馈送到IED414和IED 416。根据在线路1411上监测的电流测量结果和电压测量结果，计算电压相量和电流相量。在一个示例中，使用全循环离散傅里叶变换(DFT)计算电压相量和电流相量。
在框504处，对于所述电压和电流的每个采样值，计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变的值。所述阻抗角的改变的值是分开预定间隔的两个样本的阻抗角之差。用于确定阻抗角的改变的值的所述两个样本之间的所述预定间隔是一个测量循环的持续时间，其中一个测量循环包括基于采样频率的预定数目的样本。
在框506处，对于每个相对地环路和每个相对相环路，针对预定数目的阻抗角的改变的值计算阻抗角的改变的平均值。所述预定数目的值可以取从一开始的任何正整数值。在一个示例中，用于计算阻抗角的改变的平均值的预定数目的值可以是5。可以通过应用移动窗口平均过滤器计算样本的阻抗角的改变的值来计算所述平均值，其中阻抗角的改变的值的预定数目是移动窗口的大小。
在框508处，将对于每个相对地环路和每个相对相环路计算的阻抗角的改变的平均值与阻抗角的改变的阈值范围进行比较。在一个示例中，所述阈值在1度至3度的范围内。当确定所述移动平均值在所述阈值范围内时，检测到故障的发生。
在框510处，基于在框508处的比较，故障被检测到且进一步被分类为相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障。在一个示例中，基于所述比较在相对地环路或相对相环路的一个或多个中检测到的故障可以在振荡中心电压处。当移动平均值的值位于所述阈值范围内时，故障被检测到且被分类为相对地故障、相对相故障或双相对地故障。在检测到故障的发生时，IED被配置为在检测到相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障时释放对应的环路以进行距离保护，以测量从所述电力传输系统的所述端子距故障的距离，其中所述距离是端子M或端子N到故障的开始点之间的距离。
图6(a)、图6(b)和图6(c)例示了根据本主题的一个示例实施方式的故障检测。
针对如图3所示出的500kV单电路系统测试了基于阻抗角的改变的值的故障检测和分类的技术。在端子M和端子N处测量的三相电压和三相电压电流被馈送到端子M处的IED308和端子N处的IED 310。针对不同类型的故障、不同的故障电阻值、源线路阻抗比、故障位置、滑差频率和振荡时段的故障位置的不同故障场景被创建和测试。
针对用于故障检测的两种技术测试和比较了第一场景。用于故障检测的第一种技术基于差量电流的存在——一种本领域已知的方法。用于故障检测的第二种技术基于根据本主题的基于阻抗角的改变的值。下面的参数被用于模拟第一种技术和第二种技术的故障检测，模拟且测试了线路1上的故障距离为50km且故障开始时间为1.08秒的相A上的相对地故障。
图6(a)描绘了分别在端子M的IED A处测量的、相A、B和C的三相电压信号602、604和606以及相A、B、C和中性点的电流信号608、610、612和614。图6(b)描绘了故障开始时的三相电流信号616、618和620。该图表示出了从用于故障检测的第一种技术获得的结果，且观察到在故障开始时已经检测到三相电流的在电流阈值以下的低差量电流。因此，未检测到相A上的相对地故障。然而，图6(c)描绘了分别在相A、B和C中用于通过本主题的阻抗角的改变进行故障检测的距离测量的释放信号622、624和626。在检测到相A中的相对地故障时，通过根据本主题的阻抗角的改变的技术获得的输出产生在1.235秒处要测量的距离的释放信号622。
图7(a)、图7(b)和图7(c)例示了根据本主题的另一个示例实施方式的故障检测。
针对用于故障检测的两种技术测试且比较了第二种场景。用于故障检测的第一种技术基于差量电流的存在——一种本领域已知的方法。用于故障检测的第二种技术基于根据本主题的阻抗角的改变的值。下面的参数被用于模拟第一种技术和第二种技术的故障检测，模拟且测试了线路1上的故障距离为50km且故障开始时间为1.08秒的相AB上的相对相对地故障。
图7(a)描绘了分别在端子M的IED A处测量的、相A、B和C的三相电压信号702、704和706以及相A、B、C和中性点的电流信号708、710、712和714。图7(b)描绘了故障开始时的三相电流信号716、718和720。该图表示出了根据用于故障检测的第一种技术获得的结果，且观察到已经对于有故障的相测量低差量电流。因为在如图7(b)中所描绘的图表中在故障开始期间不存在观察到的在阈值之上的差量电流，所以未检测到相AB上的相对相对地故障。然而，图7(c)描绘了分别在相A、B和C中用于通过本主题的阻抗角的改变进行故障检测的距离测量的释放信号722、724和726。在检测到相A和相B中的相对相对地故障时，通过根据本主题的阻抗角的改变的技术获得的输出产生在1.235s处要测量的距离的释放信号722和724。
因此，本主题提供了一种基于在功率振荡期间发生的阻抗角的改变的值来检测故障和对故障分类的准确的单端方法。当在差量电流中观察到最小限度的改变或观察不到改变时，所述方法还检测和分类发生在振荡中心电压处的故障。所述方法还通过使用如关于图4所讨论的阻抗角的改变的平均值来提供可靠的相选择。可靠的相选择确保释放用于在功率振荡期间被锁定的距离保护的对应的环路。在识别到有故障的环路时，所述距离保护由距离保护继电器或IED执行，以应对功率振荡中的故障情形。因此，可以使用本主题的方法和设备在功率振荡期间可靠地执行故障检测和分类。

Claims (20)

1.一种用于电力传输系统中的功率振荡期间的故障检测的方法，所述方法包括：
在所述电力传输系统的端子处对于每个相获得电压测量结果和电流测量结果，其中所述电压测量结果和所述电流测量结果是使用与所述电力传输系统的所述端子相关联的一个或多个测量装备获得的，其中所述电压测量结果和所述电流测量结果包括在所述端子处获得的电压和电流的采样值；
对于所述电压和电流的每个采样值，计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变的值，其中所述阻抗角的改变的值是分开预定间隔的两个样本的阻抗角之差；
对于每个相对地环路和每个相对相环路，针对预定数目的阻抗角的改变的值计算阻抗角的改变的平均值；
将对于每个相对地环路和每个相对相环路计算的所述平均值与阻抗角的改变的阈值进行比较；以及
基于所述比较，检测到所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述方法包括：在检测到所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障时，释放对应的环路以进行距离保护。
3.根据权利要求1所述的方法，其中所述预定间隔是一个测量循环的持续时间，其中一个测量循环包括基于采样频率的预定数目的样本。
4.根据权利要求1所述的方法，其中计算所述平均值包括：应用移动窗口平均过滤器以对于样本计算阻抗角的改变的值，其中阻抗角的改变的值的所述预定数目是移动窗口的大小。
5.根据权利要求4所述的方法，其中所述移动窗口的大小等于在一个测量循环中的样本数目。
6.根据权利要求1所述的方法，其中所述阈值是一个范围。
7.根据权利要求6所述的方法，其中所述范围是1度至3度。
8.根据权利要求1所述的方法，包括：基于在其中检测到故障的环路，将检测到的故障分类为相对地故障、相对相故障或双相对地故障。
9.根据权利要求1所述的方法，其中所述方法包括：基于所述电压测量结果和所述电流测量结果的全循环离散傅立叶变换，对于每个相对地环路和每个相对相环路分别计算电压相量和电流相量。
10.根据权利要求1所述的方法，包括：检测在振荡中心电压处的、所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障。
11.一种检测电力传输线路中的功率振荡期间的故障的智能电子设备(IED)，所述IED包括：
处理器；以及
故障检测模块，所述故障检测模块可由处理器执行以：
在所述电力传输系统的端子处从每个相获得电压测量结果和电流测量结果，其中所述电压测量结果和所述电流测量结果是使用与所述电力传输系统的所述端子相关联的一个或多个测量装备获得的，其中所述电压测量结果和所述电流测量结果包括在所述端子处获得的电压和电流的采样值；
对于所述电压和电流的每个采样值，计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变的值，其中所述阻抗角的改变的值是分开预定间隔的两个样本的阻抗角之差；
对于每个相对地环路和每个相对相环路，针对预定数目的阻抗角的改变的值计算阻抗角的改变的平均值；
将对于每个相对地环路和每个相对相环路计算的所述平均值与阻抗角的改变的阈值进行比较；以及
基于所述比较，检测到所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障。
12.根据权利要求11所述的设备，其中所述设备被配置为在检测到所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障时释放对应的环路以进行距离保护。
13.根据权利要求11所述的设备，其中所述预定间隔是一个测量循环的持续时间，其中一个测量循环包括基于采样频率的预定数目的样本。
14.根据权利要求11所述的设备，其中，为了计算所述平均值，所述故障检测模块被配置为应用移动窗口平均过滤器以对于样本计算阻抗角的改变的值，其中阻抗角的改变的值的所述预定数目是移动窗口的大小。
15.根据权利要求14所述的设备，其中所述移动窗口的大小等于一个测量循环中的样本数目。
16.根据权利要求11所述的设备，其中所述阈值是一个范围。
17.根据权利要求16所述的设备，其中所述范围是1度至3度。
18.根据权利要求11所述的设备，其中所述故障检测模块被配置为基于在其中检测到故障的环路，将检测到的故障分类为相对地故障、相对相故障或双相对地故障。
19.一种非暂时性计算机可读介质，其含有程序指令，所述程序指令在被执行时导致智能电子设备(IED)检测电力传输线路中的功率振荡期间的故障，其中所述程序指令包括以下指令以：
在所述电力传输系统的端子处从每个相获得电压测量结果和电流测量结果，其中所述电压测量结果和所述电流测量结果是使用与所述电力传输系统的所述端子相关联的一个或多个测量装备获得的，其中所述电压测量结果和所述电流测量结果包括在所述端子处获得的电压和电流的值的采样值；
对于所述电压和电流的每个采样值，计算每个相对地环路和每个相对相环路的阻抗角的改变的值，其中所述阻抗角的改变的值是分开预定间隔的两个样本的阻抗角之差；
对于每个相对地环路和每个相对相环路，针对预定数目的阻抗角的改变的值计算阻抗角的改变的平均值；
将对于每个相对地环路和每个相对相环路计算的所述平均值与阻抗角的改变的阈值进行比较，其中所述阈值是1度至3度的范围；以及
当阻抗角的改变的平均值位于所述阈值内时，检测到所述相对地环路或相对相环路的一个或多个中的故障。
20.根据权利要求19所述的非暂时性计算机可读介质，其中所述程序指令包括用以基于在其中检测到故障的环路将检测到的故障分类为相对地故障、相对相故障或双相对地故障的指令。
CN202180021211.1A 2020-04-16 2021-02-16 电力传输系统中的故障检测 Pending CN115336130A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
IN202041016504 2020-04-16
IN202041016504 2020-04-16
PCT/EP2021/053756 WO2021209180A1 (en) 2020-04-16 2021-02-16 Fault detection in a power transmission system

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN115336130A true CN115336130A (zh) 2022-11-11

Family

ID=74672287

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202180021211.1A Pending CN115336130A (zh) 2020-04-16 2021-02-16 电力传输系统中的故障检测

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20230142049A1 (zh)
EP (1) EP4136725A1 (zh)
JP (1) JP7490078B2 (zh)
CN (1) CN115336130A (zh)
WO (1) WO2021209180A1 (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115577565A (zh) * 2022-11-12 2023-01-06 广东电网有限责任公司广州供电局 一种消弧线圈接地系统的单回线复故障保护方法及系统
CN116973673B (zh) * 2023-09-25 2024-01-05 中国电子产品可靠性与环境试验研究所（（工业和信息化部电子第五研究所）（中国赛宝实验室）） 电子器件的失效定位方法、装置、系统及计算机设备

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4841511B2 (ja) 2007-07-04 2011-12-21 三菱電機株式会社 周波数変化率保護継電装置
US8451570B2 (en) 2008-06-26 2013-05-28 Siemens Aktiengesellshaft Method for production of an oscillating signal and of an electrical protection device or measurement instrument having an oscillation identification device
JP2011254626A (ja) 2010-06-02 2011-12-15 Chugoku Electric Power Co Inc:The 送電線保護装置
JP6685182B2 (ja) 2016-06-09 2020-04-22 三菱電機株式会社 信号処理装置

Also Published As

Publication number Publication date
JP7490078B2 (ja) 2024-05-24
WO2021209180A1 (en) 2021-10-21
US20230142049A1 (en) 2023-05-11
EP4136725A1 (en) 2023-02-22
JP2023521190A (ja) 2023-05-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10739414B2 (en) Determining status of electric power transmission lines in an electric power transmission system
US10333291B2 (en) Multiple generator ground fault detection
FI115488B (fi) Menetelmä ja laitteisto katkeilevan maasulun tunnistamiseksi sähkönjakeluverkossa
US8823307B2 (en) System for detecting internal winding faults of a synchronous generator, computer program product and method
US7180300B2 (en) System and method of locating ground fault in electrical power distribution system
US10931097B2 (en) Generator stator ground protection using third harmonic
EP1195874B1 (en) Method for identification of a faulting or faulted sending end or feeder branch in an electrical distribution system
US10859639B2 (en) Fault-type identification in an electric power delivery system using composite signals
US20210083468A1 (en) Temporary overvoltage and ground fault overvoltage protection based on arrester current measurement and analysis
EP2686691A1 (en) A method for detecting earth faults
WO1998029752A1 (en) System for locating faults and estimating fault resistance in distribution networks with tapped loads
JP7282928B2 (ja) 電力動揺中のインテリジェント電子装置の動作
JP7490078B2 (ja) 送電システムにおける障害検出
Hinge et al. Secure phase comparison schemes for transmission-line protection using synchrophasors
Wahlroos et al. Application of novel multi-frequency neutral admittance method into earth-fault protection in compensated MV-networks
US10578653B2 (en) Overexcitation protection for electric power system equipment
CN115280625A (zh) 检测电力传输线路的被监控区域内的电气故障
US20230324451A1 (en) Fault location determination in a power transmission system
US11320495B2 (en) Current-based directional element in a power delivery system
US20170353026A1 (en) Improvements in or relating to circuit interruption apparatuses
Berggren et al. Novel method for selective detection of earth faults in high impedance grounded distribution networks
de Miguel et al. Implementation of a digital directional Fault Passage Indicator
SE1651571A1 (sv) Open current circuit detection
Riccio Characterization of a test bench for the certification of the protection smart terminations used in secondary substation
CN110346689A (zh) 中性点非直接接地系统中接地故障的检测方法

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