CN116896051A - 用于调适距离保护以防由于远程馈入和故障电阻所致的电抗效应的方法、装置和系统 - Google Patents

用于调适距离保护以防由于远程馈入和故障电阻所致的电抗效应的方法、装置和系统 Download PDF

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Abstract

本公开涉及一种用于控制距离保护系统的方法，该方法包括：接收测量值，测量值包括沿着电力系统的输电线路在第一位置处的电流和/或电压测量值；根据接收到的测量值计算第一阻抗；根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置；响应于确定的故障位置计算第二阻抗；根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置；以及根据确定的故障位置或重新确定的故障位置控制距离保护系统。本公开还涉及相应的装置和系统。

Description

用于调适距离保护以防由于远程馈入和故障电阻所致的电抗 效应的方法、装置和系统
技术领域
本公开涉及一种用于控制距离保护系统的方法、装置和系统，该距离保护系统包括沿着电力系统的输电线路位于第一位置处的距离保护装置。
背景技术
距离保护被广泛用于检测故障并防止故障通过电力系统中的输电线路传播。距离保护包括位于终端处的继电器，该继电器测量三相的局部总线/节点电压和/或线路电流。基于测量的终端电压和电流，计算从终端到输电线路的要保护的部分所经历的视在阻抗或继电器阻抗。如果故障是螺接(bolted)短路(即，如果故障电阻为零)，则所述视在阻抗与终端和接地故障位置之间的距离成比例。因此，距离保护计算故障位置并控制适当的继电器(当故障位置落在所述继电器的操作区内时)。通常，距离保护包括多个区，诸如区1、区2、区3等，以便为上游/下游线路上的继电器提供主要保护以及协调的后备保护。
图1a)图示了距离保护和被保护的输电线路的概况。输电线路‘L’100由包括继电器111的总线/终端‘M’110终止，该继电器使用电流互感器CT测量电流以及使用电位互感器PT测量电压。输电线路‘L’100进一步由总线/终端‘N’120终止并被划分为包括多个区，诸如区1 131、区2 132和区3 133。可靠的操作要求继电器111可靠地检测在其区131、132和132中的一个中是否发生了故障。安全的操作要求继电器111选择性地检测其对应区131、132或132中的故障。例如，故障F1应由总线‘M’110处的继电器111检测为区1 131故障，而故障F2应检测为区2 132故障。
参考图1a)，在被保护的输电线路‘L’上的位置‘F1’处的故障，总线‘M’处的距离继电器如下测量视在阻抗ZR：
其中，VR和IR分别是预定义的继电器电压和继电器电流，它们是从在继电器111处测量的电压和电流推导的。如果故障是螺接短路(bolted short circuit)(即，如果故障电阻为零)并且输电线路上的故障点/位置处于接地电位，则测量的视在阻抗ZR对应于故障线路段阻抗dZ1L，因为它是唯一与在终端‘M’110和地面之间流过故障点的继电器电流相对抗的阻抗。此处，‘d’是故障点距继电器终端‘M’110的每单位距离，且Z1L是线路‘L’110的正序阻抗。
然而，对于电阻性故障的情况并非如此，因为线路上的故障点不再处于接地电位。因此，继电器电压和电流是依据dZ1L、故障电阻RF、故障电流IF或从远程侧‘N’120到故障点的电流贡献Irem经由更复杂的关系式而相关的。可以以一种由故障线路段阻抗dZ1L和附加的偏差项ΔZR组成的形式来如下描述测量的继电器阻抗ZR：
将测量的继电器阻抗ZR与复R-X(实-虚)平面(该平面包括对应于区131、132和133中的每一个的边界(本文中被称为操作特性或距离继电器特性))进行比较，以确定故障位置来查明对于偏差阻抗项的一定的可靠性程度。图1b)图示了距离继电器特性，其包括阻抗的第一基础边界151、第二基础边界152和第三基础边界153。
如从等式(2)中显而易见的，测量的继电器阻抗ZR中的偏差的大小和相位角取决于故障电阻和从终端进入故障中的电流贡献。这两个参数都可以取决于故障的性质和原因以及故障前线路负载条件而广泛地变化。因此，离线设计的继电器特性在实际的系统操作中可能不适用。例如，二次继电器特性通常被设计成在R-X平面上具有附加的电阻性覆盖范围，如图1b)中所图示的，它假设偏差阻抗主要地是电阻性的。然而，取决于实际的故障场景，偏差阻抗也可以明显地是无功的以逃离继电器的无功到达边界。因此，需要调适距离继电器操作以改进其在此类情况下的可靠性。
为此，继电器的区1跳闸特性可从其基础设计进行修改，使得继电器使用跨越被保护的输电线路的双端口等效模型来可靠地检测故障，如图2中所图示的。跨越被保护的输电线路的双端口等效模型包括第一源211和第二源221，这两个源具有它们相应的源阻抗ZsM212和ZsN 222以及它们的电压参数(EM、EN和δ)。总线‘M’110和总线‘N’120之间的线路段是依据dZ1L、(1-d)Z1L和RF来建模的。所述修改可通过以下步骤来执行：分析在不同的故障参数(诸如，故障位置‘d’和故障电阻‘RF’)下的视在阻抗的可能轨迹，从而产生修改后的区1跳闸特性301(或等效地，调适后的第一基础边界301)，如图3中所图示的。然而，此类修改需要模型参数，诸如准确地描述故障前操作条件的源阻抗(ZsM 212和ZsN 222)和源电压参数(EM、EN和δ)。进一步地，调适后的第一基础边界301可与超范围区2特性(或等效地，第二基础边界152)重叠，如图3中所图示的，这进而可能导致不安全的继电器操作。
替代地，可仅调整二次继电特性中的无功到达边界的倾斜角度。用于修改的角度可基于测量的继电器电流和故障电流的替代物获得。例如，对于A-G故障，可将继电器处的负序电流用作故障电流的代理，并且可通过减去继电器电流的相位角和负序继电器电流的相位角来获得角度。尽管此类方法导致对区1跳闸特性的调整最小，但它在选择合适的代理方面是近似的。此外，过分简单化的修改可能并未充分考虑到远程馈入。
替代地，继电器的跳闸特性可保持不变，而视在阻抗计算可以以补偿偏差阻抗的方式修改。图4图示了距离保护的调适后的视在阻抗计算。特别地，图4a)和图4b)分别图示了当偏差阻抗为电感性和电容性时对复平面上的视在阻抗ZR的计算。偏差阻抗ΔZR与视在阻抗ZR如下相关：
假设线路阻抗参数是已知的，如果可以确定偏差阻抗的相位角φΔ，则可以计算偏差阻抗。偏差阻抗的相位角φΔ可以从等式(2)如下推导：
，其中，arg(X)表示复数X的自变量的数学符号。注意，RF是实值数，因此arg(RF)＝0。等式(4)意味着，为了确定φΔ，必须知道故障电流的相位角。当推导等式(3)时，RF被认为是实值的实体。故障电流IF不是可直接测量的量。它可以被近似计算为在线路上发生故障期间来自总线‘M’110和总线‘N’120侧的电流贡献之和。然而，这将附加地需要以时间同步的方式传达在继电器终端120处的远端电流，这不是距离继电器的默认特征。故障电流也可以关于由继电器测量的增量电流来确定。例如，对于A-G故障(或一般而言相对地故障)，可以示出：
其中，ΔIMa1是由于故障所致而在继电器处测量的叠加或增量正序电流，并且Ifa1是正序故障电流，并且其中，
然而，故障位置‘d’在等式(6)中仍然是未知数，且因此获得arg(IF)并不是直截了当的。
假设系统是同质的(即，源阻抗ZsM 212和ZsN 222的相位角大约等于线路阻抗的相位角)，等式(6)的D1可以被近似计算为实数，代价是从计算中消除源阻抗。这导致以下表达式：
arg(IF)≈arg(ΔIMa1) (7)
可以针对任何其他故障类型(诸如，相对相、相对相对地和三相故障)来推导IF的此类近似计算。必须使用对应于故障类型(或相位)分类的适当公式。
替代地，等式(4)的相位角φΔ可假设为零，即，假设从两端进入故障中的电流贡献具有相同的相位角。如果系统是真正同质的，则此类假设可以是有效的。然而，在任何互连的电力系统中，系统的同质性是无法保证的，尤其是在具有可再生发电的系统的逐渐发展的范例中。
替代地，故障位置‘d’可基于单端测量通过以下步骤来估计：迭代地估计故障位置‘d’，然后计算偏差阻抗相位角和偏差阻抗ΔZR以整定视在阻抗ZR，直到达到收敛并且不再需要整定视在阻抗。虽然此类估计没有关于系统的性质做任何假设，但如果偏差阻抗大，则收敛会是一个问题。
发明内容
因此，需要改进一种用于调适距离保护以防由于远程馈入和故障电阻所致的电抗效应的方法、装置和系统。
本公开涉及用于控制距离保护系统的方法、装置和系统。特别地，本公开的方法可以是计算机实施的。
本公开涉及一种用于控制距离保护系统的方法，该方法包括：接收测量值，测量值包括沿着电力系统的输电线路在第一位置处的电流和/或电压测量值；根据接收到的测量值计算第一阻抗；根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置；响应于确定的故障位置计算第二阻抗；根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置；以及根据确定的故障位置或重新确定的故障位置控制距离保护系统。
根据实施例，第一阻抗边界指示由距离保护系统保护的第一物理距离。根据实施例，第一阻抗边界指示第一物理距离是沿着输电线路在第一位置和第二位置之间的距离。
根据实施例，该方法还包括：根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置，其中，第二阻抗边界是根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者计算的。
根据实施例，该方法进一步包括：根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置，其中，第二阻抗边界是根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值和/或至少一个阻抗计算的。
根据实施例，第二阻抗边界指示由距离保护系统保护的视在距离。根据实施例，视在距离是在输电线路上存在电阻性故障的情况下沿着输电线路在第一位置和视在位置之间的距离。根据实施例，视在位置是最远可能位置，特别是输电线路上的电阻性故障的最远可能位置，如由距离保护基于计算的第一阻抗或等式(1)的计算所感知的。
根据实施例，计算第二阻抗包括：根据至少一个阻抗确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，根据所述至少一个阻抗近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，根据接收到的测量值和所述至少一个阻抗估计故障位置；以及根据估计的故障位置计算第二阻抗。根据实施例，计算第二阻抗包括：根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，根据在第一位置处接收到的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗估计故障位置；以及根据估计的故障位置计算第二阻抗。根据实施例，计算第二阻抗包括：根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，根据在第一位置处接收到的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者估计故障位置；以及根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，近似计算第二阻抗是基于对第三阻抗的相位角的基于同质性的近似计算。根据实施例，第三阻抗是第一阻抗与线路的故障段的阻抗由于故障电阻所致的偏差。根据实施例，线路的故障段的阻抗是线路阻抗的落在输电线路上的第一位置和故障的位置之间的比例。
根据实施例，所述至少一个阻抗是或者包括：输电线路的线路阻抗；或跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗。
根据实施例，所述至少一个阻抗是根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值更新的。
根据实施例，跨越输电线路的双端口等效的等效模型是根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值估计和/或更新的。
根据实施例，故障位置处的故障是电阻性故障。
根据实施例，第一阻抗边界指示第一物理距离是沿着输电线路在第一位置和第二位置之间的距离。
根据实施例，该方法进一步包括：当计算的第一阻抗在第一阻抗边界之内时，确定故障位置在第一物理距离之内。
根据实施例，根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置包括确定计算的第一阻抗是否在第一阻抗边界之内。
根据实施例，根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置包括确定计算的第一阻抗是否在第二阻抗边界之内。
根据实施例，该方法进一步包括：当计算的第一阻抗在第二阻抗边界之外时，确定故障位置在第一物理距离之外。
根据实施例，根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置包括确定计算的第二阻抗是否在第一阻抗边界之内。
根据实施例，该方法进一步包括：当计算的第二阻抗在第一阻抗边界之内时，确定故障位置在第一物理距离之内。
本公开还涉及一种用于控制距离保护系统的方法，该距离保护系统包括沿着电力系统的输电线路位于第一位置处的距离保护装置，该方法包括：由距离保护装置接收测量值，这些测量值包括电流和/或电压测量值；由距离保护装置或电力系统根据接收到的测量值计算第一阻抗；由距离保护装置或电力系统根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置；由距离保护装置或电力系统响应于确定的故障位置计算第二阻抗；由距离保护装置或电力系统根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置；以及根据确定的故障位置或重新确定的故障位置控制距离保护系统。
根据实施例，第一阻抗边界指示由距离保护系统保护的第一物理距离。根据实施例，第一阻抗边界指示第一物理距离是沿着输电线路在第一位置和第二位置之间的距离。
根据实施例，该方法进一步包括：由距离保护装置或电力系统根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置，其中，第二阻抗边界是由距离保护装置或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值和/或至少一个阻抗计算的。
根据实施例，该方法进一步包括：由距离保护装置或电力系统根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置，其中，第二阻抗边界是由距离保护装置或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者计算的。
根据实施例，第二阻抗边界指示由距离保护系统保护的视在距离。根据实施例，视在距离是在输电线路上存在电阻性故障的情况下沿着输电线路在第一位置和视在位置之间的距离。根据实施例，视在位置是最远可能位置，特别是输电线路上的电阻性故障的最远可能位置，如由距离保护基于计算的第一阻抗或等式(1)的计算所感知的。
根据实施例，计算第二阻抗包括：由距离保护装置或电力系统根据至少一个阻抗确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，由距离保护装置或电力系统根据所述至少一个阻抗近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，由距离保护装置或电力系统根据接收到的测量值和所述至少一个阻抗估计故障位置；以及由距离保护装置或电力系统根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，计算第二阻抗包括：由距离保护装置或电力系统根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，由距离保护装置或电力系统根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，由距离保护装置或电力系统根据在第一位置处接收到的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗估计故障位置；以及由距离保护装置或电力系统根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，计算第二阻抗包括：由距离保护装置或电力系统根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，由距离保护装置或电力系统根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，由距离保护装置或电力系统根据在第一位置处接收到的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者估计故障位置；以及由距离保护装置或电力系统根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，近似计算第二阻抗是基于对第三阻抗的相位角的基于同质性的近似计算。根据实施例，第三阻抗是第一阻抗与线路的故障段的阻抗由于故障电阻所致的偏差。根据实施例，线路的故障段的阻抗是线路阻抗的落在输电线路上的第一位置和故障的位置之间的比例。
根据实施例，所述至少一个阻抗是或者包括：输电线路的线路阻抗；或跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗。
根据实施例，所述至少一个阻抗是由距离保护或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值更新的。
根据实施例，跨越输电线路的双端口等效的等效模型是由距离保护或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值估计和/或更新的。
根据实施例，故障位置处的故障是电阻性故障。
根据实施例，第一物理距离是沿着输电线路在第一位置和第二位置之间的距离。
根据实施例，根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置包括：由距离保护装置或电力系统确定计算的第一阻抗是否在第一阻抗边界之内。
根据实施例，该方法进一步包括：当计算的第一阻抗在第一阻抗边界之内时，由距离保护装置或电力系统确定故障位置在第一物理距离之内。
根据实施例，根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置包括：由距离保护装置或电力系统确定计算的第一阻抗是否在第二阻抗边界之内。
根据实施例，该方法进一步包括：当计算的第一阻抗在第二阻抗边界之外时，由距离保护装置或电力系统确定故障位置在第一物理距离之外。
根据实施例，根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置包括：由距离保护装置或电力系统确定计算的第二阻抗是否在第一阻抗边界之内。
根据实施例，该方法进一步包括：当计算的第二阻抗在第一阻抗边界之内时，由距离保护装置或电力系统确定故障位置在第一物理距离之内。
本公开还涉及一种用于控制距离保护系统的装置，该距离保护系统包括沿着电力系统的输电线路位于第一位置处的距离保护装置，该装置包括处理器，该处理器被配置成：接收(例如，经由距离保护装置)测量值，这些测量值包括电流和/或电压测量值；根据接收到的测量值计算第一阻抗；根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置；响应于确定的故障位置计算第二阻抗；根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置；以及根据确定的故障位置或重新确定的故障位置控制距离保护系统。
根据实施例，第一阻抗边界指示由距离保护系统保护的第一物理距离。根据实施例，第一阻抗边界指示第一物理距离是沿着输电线路在第一位置和第二位置之间的距离。
根据实施例，处理器进一步被配置成：根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置，其中，第二阻抗边界是根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者计算的。根据实施例，处理器进一步被配置成：根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置，其中，第二阻抗边界是根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值和/或至少一个阻抗计算的。
根据实施例，第二阻抗边界指示由距离保护系统保护的视在距离。根据实施例，视在距离是在输电线路上存在电阻性故障的情况下沿着输电线路在第一位置和视在位置之间的距离。根据实施例，视在位置是最远可能位置，特别是输电线路上的电阻性故障的最远可能位置，如由距离保护基于计算的第一阻抗或等式(1)的计算所感知的。
根据实施例，计算第二阻抗包括：根据至少一个阻抗确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，根据所述至少一个阻抗近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，根据接收到的测量值和所述至少一个阻抗估计故障位置；以及根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，计算第二阻抗包括：根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，根据在第一位置处接收到的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗估计故障位置；以及根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，计算第二阻抗包括：根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，根据在第一位置处接收到的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者估计故障位置；以及根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，近似计算第二阻抗是基于对第三阻抗的相位角的基于同质性的近似计算。根据实施例，第三阻抗是第一阻抗与线路的故障段的阻抗由于故障电阻所致的偏差。根据实施例，线路的故障段的阻抗是线路阻抗的落在输电线路上的第一位置和故障的位置之间的比例。
根据实施例，所述至少一个阻抗是或者包括：输电线路的线路阻抗；或跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗。
根据实施例，所述至少一个阻抗是由距离保护或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值更新的。根据实施例，跨越输电线路的双端口等效的等效模型是由距离保护或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值估计和/或更新的。
根据实施例，故障位置处的故障是电阻性故障。
根据实施例，第一物理距离是沿着输电线路在第一位置和第二位置之间的距离。
根据实施例，根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置包括：确定计算的第一阻抗是否在第一阻抗边界之内。
根据实施例，处理器进一步被配置成：当计算的第一阻抗在第一阻抗边界之内时，确定故障位置在第一物理距离之内。
根据实施例，根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置包括：确定计算的第一阻抗是否在第二阻抗边界之内。根据实施例，处理器进一步被配置成：当计算的第一阻抗在第二阻抗边界之外时，确定故障位置在第一物理距离之外。根据实施例，根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置包括：确定计算的第二阻抗是否在第一阻抗边界之内。
根据实施例，处理器进一步被配置成：当计算的第二阻抗在第一阻抗边界之内时，确定故障位置在第一物理距离之内。
本公开进一步涉及一种电力系统，包括上述装置中的至少一者。
除了别的之外，所呈现的方法、装置和系统在距离继电器的可靠性方面改进了其性能。此外，这种可靠性的改进是在保障继电器安全性的同时实现的。所呈现的方法、装置和系统并不仅仅依赖于对继电器特性的修改。通过本公开，有可能建立关于基础区特性的两级检查，以查明其区内的故障。另外，对于本公开，既不要求也不假设网络同质性。所呈现的方法、装置和系统并不排除与经转换器对接的可再生能源发电厂连接的输电线路。
本文中所公开的本公开的各种示例性实施例针对提供多个特征，这些特征在结合附图时通过参考以下描述将变得容易显而易见。根据各种实施例，本文中公开了示例性系统、方法和装置。然而，应理解，这些实施例是作为示例而非限制呈现的，并且对于阅读了本公开的本领域普通技术人员而言，将显而易见的是，可以在保持在本公开的范围内的同时对所公开的实施例进行各种修改。
因此，本公开不限于本文中所描述和图示的示例性实施例和应用。附加地，本文中所公开的方法中的步骤的特定顺序和/或层次仅仅是示例性方法。基于设计偏好，可以在保持在本公开的范围内的同时重新布置所公开的方法或过程的步骤的特定顺序或层次。因此，本领域普通技术人员将理解，本文中所公开的方法和技术以样本顺序呈现各种步骤或动作，并且除非另有明确陈述，否则本公开不限于所呈现的特定顺序或层次。
在附图、描述和权利要求书中更详细地描述了以上和其他方面及其实施方式。
附图说明
图1a)图示了距离保护和被保护的输电线路的概况。
图1b)图示了距离保护的常规操作特性。
图2图示了跨越输电线路的双端口等效模型。
图3图示了距离保护的调适后的操作特性。
图4图示了距离保护的调适后的视在阻抗计算。
图5图示了根据本公开的实施例的方法的流程图。
图6a)和图6b)图示了流程图，该流程图图示根据本公开的实施例的方法的概况。
图7图示了根据本公开的实施例的示例性总线测试系统。
图8图示了跨越输电线路的双端口等效模型的示例性双端口等效参数。
图9a)图示了根据本公开的实施例的在沿着输电线路定位的继电器处的电压和电流测量。图9b)图示了根据本公开的实施例的距离保护的操作特性。图9c)图示了根据本公开的实施例的由距离保护保护的输电线路的区的跳闸输出。图9d)图示了根据本公开的实施例的距离保护的单端故障定位器的输出。
图10a)图示了根据本公开的实施例的在沿着输电线路定位的继电器处的电压和电流测量。图10b)图示了根据本公开的实施例的距离保护的操作特性。图10c)图示了根据本公开的实施例的由距离保护保护的输电线路的区的跳闸输出。图10d)图示了根据本公开的实施例的距离保护的单端故障定位器的输出。
图11a)图示了根据本公开的实施例的装置。图11b)图示了根据本公开的实施例的电力系统。
具体实施方式
图5图示了根据本公开的实施例的方法的流程图。该方法特别适用于控制距离保护系统，该距离保护系统包括沿着电力系统的输电线路位于第一位置处的距离保护装置。第一块S501执行接收(例如，由距离保护装置)测量值，这些测量值包括电流和/或电压测量值。本领域技术人员应理解，措词‘接收’可包括或具有与‘获得’、‘测量’、‘感测’等相同的含义，因此可与之互换地使用。第二块S502执行(例如，由距离保护装置或电力系统)根据接收到的测量值计算第一阻抗。本领域技术人员应理解，措词‘计算’可包括或具有与措词‘确定’等相同的含义，因此可与之互换地使用。第三块S503执行(例如，由距离保护装置或电力系统)根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置。第四块S504执行(例如，由距离保护装置或电力系统)响应于确定的故障位置计算第二阻抗。第五块S505执行(例如，由距离保护装置或电力系统)根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置。第六块S506执行根据确定的故障位置或重新确定的故障位置控制距离保护系统。这可例如由距离保护装置或电力系统来完成。技术人员应理解，措词‘根据(from)’可包括或具有与措词‘基于’、‘使用’等相同的含义，因此可与之互换地使用。
根据实施例，第一阻抗边界指示由距离保护系统保护的第一物理距离。
根据实施例，该方法进一步包括：例如由距离保护装置或电力系统根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置，其中，第二阻抗边界是例如由距离保护装置或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值和/或跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗计算的。
根据实施例，该方法进一步包括：例如由距离保护装置或电力系统根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置，其中，第二阻抗边界是例如由距离保护装置或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者计算的。
根据实施例，第二阻抗边界指示由距离保护系统保护的视在距离。根据实施例，视在距离是在输电线路上存在电阻性故障的情况下沿着输电线路在第一位置和视在位置之间的距离。根据实施例，视在位置是最远可能位置，特别是输电线路上的电阻性故障的最远可能位置，如由距离保护基于计算的第一阻抗或等式(1)的计算所感知的。
根据实施例，计算第二阻抗包括：例如由距离保护装置或电力系统根据至少一个阻抗确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，例如由距离保护装置或电力系统根据所述至少一个阻抗近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，例如由距离保护装置或电力系统根据接收到的测量值和所述至少一个阻抗估计故障位置；以及例如由距离保护装置或电力系统根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，计算第二阻抗包括：例如由距离保护装置或电力系统根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，例如由距离保护装置或电力系统根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，例如由距离保护装置或电力系统根据在第一位置处接收到的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗估计故障位置；以及例如由距离保护装置或电力系统根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，计算第二阻抗包括：例如由距离保护装置或电力系统根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，例如由距离保护装置或电力系统根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，例如由距离保护装置或电力系统根据在第一位置处接收到的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者估计故障位置；以及例如由距离保护装置或电力系统根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，近似计算第二阻抗是基于对第三阻抗的相位角的基于同质性的近似计算。根据实施例，第三阻抗是第一阻抗与线路的故障段的阻抗由于故障电阻所致的偏差。根据实施例，线路的故障段的阻抗是线路阻抗的落在输电线路上的第一位置和故障的位置之间的比例。
根据实施例，所述至少一个阻抗是或者包括：输电线路的线路阻抗；或跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗。
根据实施例，所述至少一个阻抗是例如由距离保护或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值更新的。
根据实施例，跨越输电线路的双端口等效的等效模型是例如由距离保护或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值估计和/或更新的。
根据实施例，故障位置处的故障是电阻性故障。
根据实施例，第一物理距离是沿着输电线路在第一位置和第二位置之间的距离。
根据实施例，根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置包括：例如由距离保护装置或电力系统确定计算的第一阻抗是否在第一阻抗边界之内。
根据实施例，该方法进一步包括：当计算的第一阻抗在第一阻抗边界之内时，例如由距离保护装置或电力系统确定故障位置在第一物理距离之内。
根据实施例，根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置包括：例如由距离保护装置或电力系统确定计算的第一阻抗是否在第二阻抗边界之内。
根据实施例，该方法进一步包括：当计算的第一阻抗在第二阻抗边界之外时，例如由距离保护装置或电力系统确定故障位置在第一物理距离之外。
根据实施例，根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置包括：例如由距离保护装置或电力系统确定计算的第二阻抗是否在第一阻抗边界之内。
根据实施例，该方法进一步包括：当计算的第二阻抗在第一阻抗边界之内时，例如由距离保护装置或电力系统确定故障位置在第一物理距离之内。
图6a)和图6b)图示了流程图，该流程图图示根据本公开的实施例的方法的概况。图6的方法实施例获取数据610(特别地通过执行第一块S501)，基于所获取的数据检测故障620，基于检测到的故障对相位进行分类630，并且计算视在阻抗ZR(特别地根据等式(1))。将所述视在阻抗ZR与第一基础边界151进行比较，如650中所示。根据实施例，该比较包括检查所述视在阻抗ZR是否在第一基础边界151内。根据实施例，距离保护系统和/或包括在其中的距离继电器111执行所述比较650。另外，在610中获取的数据由故障前分析块612接收611，该故障前分析块执行对在故障之前获得的数据的分析。该分析包括双端口等效估计或更新、以及对第一基础边界151的修改。修改后的第一基础边界在下文中被称为调适后的第一基础边界301。根据实施例，调适后的第一基础边界301是第二阻抗边界。故障前分析块612的输出被馈送到内部自适应计算块660。
如果发现ZR位于第一基础边界151内，则当在区1 131中检测到故障时，距离保护系统和/或包括在其中的所述至少一个距离继电器产生瞬时跳闸信号。如果ZR不在第一基础边界151内，则执行内部自适应计算块660。内部自适应计算块660包括：第一决策块661，其用于检查ZR是否在调适后的第一基础边界301之内；第二决策块662，其用于确定系统是否为同质的；第三块663，其用于基于单端测量来估计故障位置‘d’；以及第四块664，其用于计算修改后的视在阻抗
第一决策块661检查ZR是否在调适后的第一基础边界301之内。如果ZR不在调适后的第一基础边界301之内，则故障被确定为不在第一区1 131内。因此，跳闸确定和控制被超范围区(2、3、......)所超越(块665)。根据实施例，第一决策块661由距离保护系统和/或距离继电器111执行。根据实施例，故障位置由距离保护系统和/或不同于距离继电器111的另外的距离继电器进一步重新确定，这对应于超范围区(区2、区3、等)。根据实施例，距离保护系统和/或另外的距离继电器是基于进一步重新确定的故障位置来控制的。
如果ZR在调适后的区1边界之内，则特别地基于跨越输电线路‘L’100的双端口等效的等效模型200的至少一个阻抗来确定应用距离保护的电力系统的同质性。如果系统是同质的，即，发现源阻抗ZsM 212和ZsN 222相对于线路阻抗具有类似的相位角(例如，偏差小于10°)，则根据块666计算修改后的视在阻抗 是通过以下步骤计算的：首先基于在第一位置处获得的测量值、输电线路的线路阻抗和跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗来估计故障位置(单端)故障位置。也就是说，如下计算/>
将等式(3)的ΔZR代入等式(8)中，得到的以下表达式：
当系统被确定为同质时(特别地由第二决策块662)，等式(4)的φΔ可以基于等式(7)的近似公式来计算以用于等式(9)中。
如果系统被确定为非同质，则通过执行第三块663来计算根据实施例，所述计算方法是基于在继电器111处可用的电压和电流测量值以及双端口等效模型200的至少一个参数。根据实施例，所述/>计算方法被用于不同于相对地故障的任何故障类型。通常，所述/>计算方法只有在故障暂态已衰减之后才能令人满意地执行，为此可以使用延迟的数据窗口，例如在故障检测后1.5-2.5个周期。根据实施例，所述延迟对于获得故障位置的合理准确的估计(～低于5％)是必要的。故障位置的所得估计值‘dest’与修改后的视在阻抗/>如下相关：
其中，‘ε’是为保持该方法对于故障位置估计误差的安全性而保留的裕度。
最终，内部自适应计算块660计算特别是根据等式(9)或等式(10)，在块670中将/>与第一基础边界进行比较。如果发现/>位于第一基础边界151内，则当在区1 131中检测到故障时，距离保护系统和/或包括在其中的所述至少一个距离继电器产生瞬时跳闸信号。如果ZR不在第一基础边界151内，则故障被确定为不在第一区1 131内并返回到数据获取610。
图6的方法在内部利用调适后的第一基础边界301(第一决策块661)来确定视在阻抗ZR是否真正逃离了第一基础边界151。这是因为，调适后的第一基础边界301是裁定继电器针对viz-a-viz故障的管辖范围的一种更好的手段，因为它更能代表系统的盛行的操作条件。虽然ZR在调适后的第一基础边界301内的不存在给出了故障超出区1 131的良好保证，但ZR存在于其中可能要么是由于故障在区1 131中所致，要么是由于调适后的第一基础边界301超出了故障的第二基础边界152的范围。因此，图6的方法领先一步以基于补偿后的视在阻抗来实施检查。这样做时，提议利用可用的双端口等效模型参数来评估系统的同质性，因为这可以避免基于迭代‘dest’估计来对/>进行时间延迟计算，且因此区1 131可以以最小的时间延迟(这对于执行第一决策块661可能是必要的)操作，这是期望的。如上文所描述的，如果系统不是同质的，则执行663和664块，这些块确保了区1 131的正确操作，不过有几个周期的时间延迟。根据实施例，通过对二次等式求解计算出‘d’和‘RF’来计算故障位置，而没有任何迭代/收敛问题。图6的方法并不排除应用于与经转换器对接的可再生能源发电厂连接的输电线路，条件是此类系统在线路故障期间可以由图2中所示的双端口等效模型200表示。/>
图7图示了根据本公开的实施例的示例性总线测试系统。特别地，基于如图7所示的IEEE 39总线测试系统来研究图6的用于自适应距离中继的方法。该系统是在PSCA D中模拟的。
出于此图示的目的，总线26和27之间的输电线路被认为是双回路线路，即，在总线之间平行延伸的两条相同的线路。线路之间的相互联接也被建模。图8中提供了线路26-27的示例性参数。
此处关注的主要线路是总线26-27之间的双回路线路中的电路I。总线26被认为是针对该案例研究的继电器站‘M’110。总线27是远端总线‘N’120。在针对此处的图示所考虑的故障前操作状态下，线路25-26被认为是停电的(即，退出操作)。在线路26-27(I)上考虑两种故障场景以演示所提出的方案。在场景(1)中，在线路上在距继电器总线26的70％长度处模拟A-G故障，故障电阻为30Ω。在场景(2)中，在距继电器总线26的90％处模拟故障，故障电阻为20Ω。场景(1)的故障是在继电器的区1管辖范围内，并且场景(2)的故障是在区2中。因此，继电器应只检测区1中的场景(1)的故障。图9和图10中分别图示了场景(1)和场景(2)。
图9a)图示了根据本公开的实施例的在沿着输电线路定位的继电器处的电压和电流测量，并且图9b)图示了根据本公开的实施例的距离保护的操作特性。特别地，图9a)图示了当在1.4s发生故障时在继电器终端‘M’110处看到的电压和电流波形，并且图9b)图示了视在阻抗ZR相对于基础区1 151(或等效地，第一基础边界151)的位置。位于继电器的区1131中的这个故障避开了基础区1跳闸边界151并落在区2跳闸边界152内。
图8中示出了跨越线路走廊26-27的网络的故障前双端口等效参数。这些参数与线路阻抗参数一起被用来构建也绘制在图9b)中的调适后的区1特性301(或等效地，调适后的第一基础边界301)。所观察到的是，ZR是在调适后的区1内，且因此这种情况值得进一步检查。
线路阻抗相位角大约等于85°。总线26和总线27处的源阻抗ZsM 212和ZsN 222的相位角分别大约等于65°和76°。线路阻抗和源阻抗ZsM 212和ZsN 222之间的相位角差异并非小到可忽略不计。然而，出于演示的目的，讨论了两种方法，即，分别考虑系统是同质的和非同质的。
首先，考虑同质的系统。根据等式(7)，通过将arg(If)近似计算为等于arg(ΔIMa1)来估计角度φΔ。这种近似计算导致结果是φΔ≈7.6864°。然而，根据模拟的测量值计算φΔ得出φΔ＝3.6320°。在φΔ中引入的误差是由于近似计算所致。然后在等式(9)中使用该近似值(approximate)φΔ来计算补偿后的视在阻抗发现它为0.6580+j6.9086Ω。这在图9b)中也被绘制为同质系统的补偿后的视在阻抗/>针对这种情况的故障线路阻抗dZ1L是1.0368+j10.8868Ω。显然，/>是对故障线路阻抗的不良的近似计算，这可能是由于同质性假设造成的。
替代地，考虑非同质系统，这将调用故障位置估计(如在块663中)，以便根据块664计算补偿后的视在阻抗图9d)中示出了故障位置估计模块的结果，使用该结果，基于等式(10)，发现/>为1.0206+j10.7159Ω。这在图9b)中被绘制为不同质系统的补偿后的视在阻抗/> 的这个值确实是对故障线路阻抗的良好的近似计算，且因此当将/>与基础区1跳闸边界151进行比较时有助于继电器做出更可靠的决策。在这种情况下，由于故障位置估计(块663)所致，区1跳闸的决策被延迟2.5个周期，如图9c)中所示。这仍然比基于区2 132内的进一步故障位置确定的延迟了20个周期的清除好。此处可以主张，通过假设同质性找到的/>的值也位于基础区1边界151内，并且将因此也导致正确的跳闸决策。然而，一般而言，允许继电器基于对故障线路阻抗的不良的近似计算做出跳闸决策会导致误操作。这方面在场景(2)中将变得清楚，如图10中所图示的。
图10a)图示了根据本公开的实施例的在沿着输电线路定位的继电器处的电压和电流测量，并且图10b)图示了根据本公开的实施例的距离保护的操作特性。特别地，图10a)图示了当在1.4s发生故障时在继电器终端‘M’110处看到的电压和电流波形。图10b)图示了视在阻抗ZR相对于基础继电器特性151(或等效地，第一基础边界151)的位置。这个故障位于继电器的基础区1跳闸边界151之外并落在区2 152内。
首先，考虑同质的系统。通过将arg(If)近似计算为等于arg(ΔIMa1)来估计角度φΔ。这种近似计算导致结果是φΔ≈7.5634°。然而，根据模拟的测量值计算φΔ得出φΔ＝1.7662°。再次，在φΔ中引入的误差是由于近似计算所致。然后在等式(9)中使用该近似值(app roximate)φΔ来计算补偿后的视在阻抗发现它为0.7894+j8.2887Ω。这在图10b)中也被绘制为同质系统的补偿后的视在阻抗/>针对这种情况的故障线路阻抗dZ1L是1.3331+j14.0Ω。显然，/>是对故障线路阻抗的不良的近似计算，这可能是由于同质性假设造成的。此外，发现/>位于基础区1边界151内。因此，故障位置被错误地确定为在区1131内，并且距离保护系统和/或距离继电器111被控制。这图示了仅仅依赖视在阻抗/>的基于同质性的校正也会导致继电器误操作。
替代地，考虑不同质的系统，这将调用故障位置估计(如在块663中)，以便根据块664计算补偿后的视在阻抗图10d)中示出了故障位置估计模块的结果，使用该结果，基于(10)，发现/>为1.2212+j12.8225Ω。这在图10b)中被绘制为不同质系统的补偿后的视在阻抗/> 的这个值确实是对故障线路阻抗的良好的近似计算，且因此当将这个与基础区1跳闸边界151进行比较时有助于距离保护系统和/或至少一个距离继电器做出更可靠的决策。距离保护系统和/或所述至少一个距离继电器正确地识别区外故障并且区1跳闸输出保持处于0，如图10c)中所图示的。然后，该故障将在区2中被继电器清除。图6的方法(特别是内部自适应计算块660)并不干扰或延迟区2操作，因为无论如何，它被规定只在故障检测后(通常)20个周期的协调间隔之后发生。根据实施例，通过使用(7)的适当的近似公式和/或适当的单端故障定位技术，可将图6的方法应用于除了相对地故障之外的任何其他故障类型(诸如，相对相、相对相对地和三相故障)。
图11a)图示了根据本公开的实施例的装置。装置1110是用于控制距离保护系统的装置，该距离保护系统包括沿着电力系统的输电线路位于第一位置处的距离保护装置，装置1110包括处理器1111，该处理器被配置成：接收测量值，这些测量值包括电流和/或电压测量值；根据接收到的测量值计算第一阻抗；根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置；响应于确定的故障位置计算第二阻抗；根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置；以及根据确定的故障位置或重新确定的故障位置控制距离保护系统。
根据实施例，第一阻抗边界指示由距离保护系统保护的第一物理距离。根据实施例，第一阻抗边界指示第一物理距离是沿着输电线路在第一位置和第二位置之间的距离。
根据实施例，处理器进一步被配置成：根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置，其中，第二阻抗边界是根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值和/或至少一个阻抗计算的。
根据实施例，处理器进一步被配置成：根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置，其中，第二阻抗边界是根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者计算的。
根据实施例，第二阻抗边界指示由距离保护系统保护的视在距离。根据实施例，视在距离是在输电线路上存在电阻性故障的情况下沿着输电线路在第一位置和视在位置之间的距离。根据实施例，视在位置是最远可能位置，特别是输电线路上的电阻性故障的最远可能位置，如由距离保护基于计算的第一阻抗或等式(1)的计算所感知的。
根据实施例，计算第二阻抗包括：根据至少一个阻抗确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，由距离保护装置或电力系统根据所述至少一个阻抗近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，根据接收到的测量值和所述至少一个阻抗估计故障位置；以及根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，计算第二阻抗包括：根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，由距离保护装置或电力系统根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，根据在第一位置处接收到的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗和输电线路的线路阻抗估计故障位置；以及根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，计算第二阻抗包括：根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者确定电力系统的同质性；以及当电力系统被确定为同质时，由距离保护装置或电力系统根据跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者近似计算第二阻抗；或者当电力系统被确定为非同质时，根据在第一位置处接收到的测量值、跨越输电线路的双端口等效的等效模型的所述至少一个阻抗或输电线路的线路阻抗中的至少一者估计故障位置；以及根据估计的故障位置计算第二阻抗。
根据实施例，近似计算第二阻抗是基于对第三阻抗的相位角的基于同质性的近似计算。根据实施例，第三阻抗是第一阻抗与线路的故障段的阻抗由于故障电阻所致的偏差。根据实施例，线路的故障段的阻抗是线路阻抗的落在输电线路上的第一位置和故障的位置之间的比例。
根据实施例，所述至少一个阻抗是或者包括：输电线路的线路阻抗；或跨越输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗。
根据实施例，所述至少一个阻抗是由距离保护或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值更新的。
根据实施例，跨越输电线路的双端口等效的等效模型是由距离保护或电力系统根据在故障位置处的故障发生之前获得的测量值估计和/或更新的。
根据实施例，故障位置处的故障是电阻性故障。
根据实施例，第一物理距离是沿着输电线路在第一位置和第二位置之间的距离。
根据实施例，根据计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置包括：确定计算的第一阻抗是否在第一阻抗边界之内。
根据实施例，处理器进一步被配置成：当计算的第一阻抗在第一阻抗边界之内时，确定故障位置在第一物理距离之内。
根据实施例，根据计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定故障位置包括：确定计算的第一阻抗是否在第二阻抗边界之内。
根据实施例，处理器进一步被配置成：当计算的第一阻抗在第二阻抗边界之外时，确定故障位置在第一物理距离之外。
根据实施例，根据计算的第二阻抗和第一阻抗边界重新确定故障位置包括：确定计算的第二阻抗是否在第一阻抗边界之内。
根据实施例，处理器进一步被配置成：当计算的第二阻抗在第一阻抗边界之内时，确定故障位置在第一物理距离之内。
图11b)图示了根据本公开的实施例的电力系统。电力系统1100包括由受装置1110控制的距离保护系统保护的输电线路1120，并且装置1110包括处理器1111，该处理器被配置成执行上述实施例中的任一者。
在下文中，将描述本公开的示例性实施例。注意，除非另有陈述或显而易见，否则所描述实施例中的任一者的一些方面也可在一些其他实施例中找到。然而，为了提高可理解性，每个方面只在第一次提到时进行详细描述，并且对该方面的任何重复描述都将被省略。
虽然上文已描述了本公开的各种实施例，但应理解，它们仅作为示例而非作为限制呈现。同样，各种图可描绘示例架构或配置，提供这些图以使得本领域普通技术人员能够理解本公开的示例性特征和功能。然而，此类人员将理解，本公开不限于所图示的示例架构或配置，而是可以使用多种替代性架构和配置来实施。附加地，如本领域普通技术人员将理解，一个实施例的一个或多个特征可以与本文中所描述的另一个实施例的一个或多个特征进行组合。因此，本公开的广度和范围不应受到任何上述示例性实施例的限制。
还应理解，本文中使用诸如“第一、”“第二”等的名称对元件进行的任何引用通常不限制那些元件的数量或顺序。相反，这些名称在本文中可以被用作在两个或更多个元件或元件实例之间进行区分的便利手段。因此，对第一元件和第二元件的引用并不意味着只可以采用两个元件，或者第一元件必须以某种方式位于第二元件之前。
附加地，本领域普通技术人员将理解，可以使用多种不同技艺和技术中的任一种来表示信息和信号。例如，可以通过电压、电流、电磁波、磁场或粒子、光场或粒子或其任何组合来表示例如可在以上描述中引用的数据、指令、命令、信息、信号、位和符号。
技术人员将进一步了解，可以由电子硬件(例如，数字实施方式、模拟实施方式或两者的组合)、固件、结合指令的各种形式的程序或设计代码(为方便起见，其在本文中可以称为“软件”或“软件单元”)或这些技术的任何组合来实施结合本文中所公开的方面描述的各种图示性逻辑块、单元、处理器、器件、电路、方法和功能中的任一者。
为了清楚地图示硬件、固件和软件的这种可互换性，各种图示性部件、块、单元、电路和步骤在上文已通常就它们的功能进行了描述。此类功能是否被实施为硬件、固件或软件或这些技术的组合取决于特定的应用和对整个系统所强加的设计约束。技术人员可以针对每个特定应用以各种方式来实施所描述的功能，但是此类实施决策不会引起背离本公开的范围。根据各种实施例，处理器、装置、部件、电路、结构、机器、单元等可以被配置成执行本文中所描述的功能或方法中的一者或多者。如本文中关于指定的操作或功能所使用的术语“被配置成”或“被配置成用于”指代物理地被构建、编程和/或布置成执行该指定的操作或功能的处理器、装置、部件、电路、结构、机器、单元等。
此外，技术人员将理解，本文中所描述的各种图示性方法、逻辑块、单元、装置、部件和电路可以在集成电路(IC)内实施或由集成电路(IC)执行，该IC可以包括：通用处理器、数字信号处理器(DSP)、专用集成电路(ASIC)、现场可编程门阵列(FPG A)或其他可编程逻辑装置或其任何组合。逻辑块、单元和电路可以进一步包括天线和/或收发器，以与网络内或装置内的各种部件进行通信。通用处理器可以是微处理器，但在替代方案中，处理器可以是任何常规的处理器、控制器或状态机。处理器还可以被实施为计算装置的组合，例如，DSP和微处理器的组合、多个微处理器、与DSP核结合的一个或多个微处理器、或任何其他合适的配置，以执行本文中所描述的功能。如果在软件中实施，则功能可以作为一个或多个指令或代码被存储在计算机可读介质上。因此，本文中所公开的方法或算法的步骤可以被实施为存储在计算机可读介质上的软件。
计算机可读介质包括计算机存储介质和通信介质两者，通信介质包括可以被赋能为将计算机程序或代码从一个地方转移到另一个地方的任何介质。存储介质可以是计算机可以访问的任何可用介质。作为示例而非限制，此类计算机可读介质可以包括RAM、ROM、EEPROM、CD-ROM或其他光盘存储装置、磁盘存储装置或其他磁性存储装置，或可以被用来以指令或数据结构的形式存储期望的程序代码并且可以由计算机访问的任何其他介质。
附加地，在本公开的实施例中可采用存储器或其他存储装置以及通信部件。将了解，为了清楚的目的，以上描述已参考不同的功能单元和处理器描述了本公开的实施例。然而，将显而易见的是，在不贬低本公开的情况下，可使用在不同的功能单元、处理逻辑元件或域之间的任何合适的功能分布。例如，被图示为由单独的处理逻辑元件或控制器执行的功能可由同一个处理逻辑元件或控制器来执行。因此，对特定功能单元的引用只是对用于提供所描述的功能的适当手段的引用，而非指示严格的逻辑或物理结构或组织。
对本公开中所描述的实施方式的各种修改对于本领域技术人员来说将容易显而易见，并且在不脱离本公开的范围的情况下，本文中定义的一般原理可以应用于其他实施方式。因此，本公开不旨在限于本文中所示的实施方式，而是将被赋予与如本文中所公开的新颖特征和原理一致的最宽范围，如所附权利要求书中叙述的最宽范围。

Claims (14)

1.一种用于控制距离保护系统的方法，所述方法包括：
接收测量值，所述测量值包括沿着电力系统的输电线路在第一位置处的电流和/或电压测量值；
根据所接收到的测量值计算第一阻抗；
根据所计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置；
响应于所确定的故障位置计算第二阻抗；
根据所计算的第二阻抗和所述第一阻抗边界重新确定所述故障位置；以及
根据所确定的故障位置或所重新确定的故障位置控制所述距离保护系统。
2.根据权利要求1所述的方法，还包括：根据所计算的第一阻抗和第二阻抗边界重新确定所述故障位置，
其中，所述第二阻抗边界是根据在所述故障位置处的故障发生之前获得的测量值、跨越所述输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗或所述输电线路的线路阻抗中的至少一者计算的。
3.根据权利要求1至2中任一项所述的方法，其中，计算所述第二阻抗包括：
根据跨越所述输电线路的双端口等效的等效模型的至少一个阻抗和所述输电线路的线路阻抗确定所述电力系统的同质性；以及
当所述电力系统被确定为同质时，根据跨越所述输电线路的所述双端口等效的所述等效模型的所述至少一个阻抗和所述输电线路的所述线路阻抗近似计算所述第二阻抗；或者
当所述电力系统被确定为非同质时，根据在所述第一位置处接收到的所述测量值、跨越所述输电线路的所述双端口等效的所述等效模型的所述至少一个阻抗和所述输电线路的所述线路阻抗估计所述故障位置；以及根据所估计的故障位置计算所述第二阻抗。
4.根据权利要求2或3所述的方法，其中，跨越所述输电线路的所述双端口等效的所述等效模型是根据在所述故障位置处的故障发生之前获得的测量值估计和/或更新的。
5.根据权利要求2至4中任一项所述的方法，其中，所述第一阻抗边界指示第一物理距离是沿着所述输电线路在所述第一位置与第二位置之间的距离。
6.根据权利要求5所述的方法，还包括：当所计算的第一阻抗在所述第一阻抗边界内时，确定所述故障位置在所述第一物理距离内。
7.根据权利要求1至6中任一项所述的方法，其中，根据所计算的第一阻抗和所述第一阻抗边界确定所述故障位置包括确定所述计算的第一阻抗是否在所述第一阻抗边界内。
8.根据权利要求5至7中任一项所述的方法，其中，根据所计算的第一阻抗和所述第二阻抗边界重新确定所述故障位置包括确定所述计算的第一阻抗是否在所述第二阻抗边界内。
9.根据权利要求8所述的方法，还包括：当所述计算的第一阻抗在所述第二阻抗边界外时，确定所述故障位置在所述第一物理距离外。
10.根据权利要求5至9中任一项所述的方法，其中，根据所计算的第二阻抗和所述第一阻抗边界重新确定所述故障位置包括确定所述计算的第二阻抗是否在所述第一阻抗边界内。
11.根据权利要求10所述的方法，还包括：当所述计算的第二阻抗在所述第一阻抗边界内时，确定所述故障位置在所述第一物理距离内。
12.一种用于控制距离保护系统的装置，所述距离保护系统包括沿着电力系统的输电线路位于第一位置处的距离保护装置，所述用于控制距离保护系统的装置包括处理器，所述处理器被配置成：
接收测量值，所述测量值包括沿着电力系统的输电线路在第一位置处的电流和/或电压测量值；
根据所接收到的测量值计算第一阻抗；
根据所计算的第一阻抗和第一阻抗边界确定故障位置；
响应于所确定的故障位置计算第二阻抗；
根据所计算的第二阻抗和所述第一阻抗边界重新确定所述故障位置；以及
根据所确定的故障位置或所重新确定的故障位置控制所述距离保护系统。
13.根据权利要求12所述的装置，其中，所述处理器进一步被配置成执行根据权利要求2至11中任一项所述的方法。
14.一种电力系统，包括输电线路和根据权利要求13所述的装置。
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