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专利名称：多末端故障定位系统的制作方法
技术领域：
本发明涉及一种电力系统的故障定位系统，特别涉及一种双末端乃至多末端故障定位系统。
背景技术：
精确计算的故障定位信息对于一个电力系统的正常运行是很重要的。可由自动保护系统、系统操作员以及电力系统保护工程师来使用该故障定位信息。故障定位影响电力系统运行的一个显著方面涉及沿输电线查找故障点所需的时间。另一方面涉及由于故障而导致断路器打开之后的复闭性能。
单末端故障定位，即由输电线上的一个单继电器提供的信息计算出的故障定位，在当前最通用的基于微处理器的保护继电器中已成为一种标准的功能部件。在许多数字故障记录器系统中也提供故障定位能力作为一种选择。单末端故障定位技术通常利用输电线基于阻抗的计算方法且该技术通常简单而快捷，并不需要与保护线路上的其它末端设备，如一个下游的继电器，进行通讯。
然而，大家公认的是单末端系统的故障定位结果中存在大量的错误。发生此种错误的情形包括如下几种在相邻的输电线之间存在强的零序相互耦合、电力系统包括多个远程终端特别是包括了三终端输电线的情形，在向输电线供电的电源和输电线本身之间存在大的相角差，或输电线是非换位的。
更具体地说，通常存在两种类型的单末端故障定位系统，一种使用基于电抗的计算方法，而另一种使用通称为基于Takagi的计算方法。在电抗方法中，故障定位系统首先测量线路的视在阻抗，然后求出视在阻抗的电抗(虚数部分)与整个线路上的已知电抗之比。该比率实际上和单末端终端到故障点的距离成比例。电抗方法在均匀的电力系统中运行相当正常，在上述均匀电力系统中故障不会导致显著的故障电阻或者负载流量。电抗计算方法不考虑或者不试图对错误进行补偿，而这些错误在上述这些情形中会导致显著的故障电阻或者负载流量。
在T.Takagi等人撰写的、标题为“使用一个终端电压和电流数据的新故障定位器的发展”、收录在PAS中的IEEE on PAS，PAS-s101，1982年8月第8期第2842～2898页的论文中对Takagi方法进行了描述，该方法力图对这些特定的错误源进行补偿。然而Tagaki方法一般要求知道保护线路故障相部分的故障前相位电流。如果故障定位计算系统没有精确的故障前数据，故障定位结果将会受到严重的影响。进一步而言，非均匀的电力系统也可导致产生故障定位信息中的错误。错误的数量依赖于下列各因素故障的任一方的系统相角的差异、故障电阻的大小以及负载流量的方向。在故障电阻的较高值时错误最显著。对基于阻抗的故障定位方法的全面评价可在由Edmund O.Schweitzer III编写、标题为“基于阻抗的故障定位经验的回顾”一文中找到，上述论文被收录在1990年10月16日的第十四期Iowa-Nebraska系统保护研讨会论文集中。
当作出对非均匀系统错误的补偿时，该补偿包括通过一个选定的因子ejT的顶部线路电抗特征计算的“倾斜”，其中T是一个等于特定故障定位的所需位移角的值，这个和其它的补偿技术都不是很有效。例如电抗倾斜方法仅对保护线路上的一个点有效。
单末端故障定位方法的基本难点在于并不知道流经故障电阻的总电流，而它们必须对此进行补偿。然而对该特定的难点的基本解决方法是使所有继电器相互之间进行通讯并在故障定位计算中起一定作用，其中上述继电器保护一个特定线路的。例如，对于一个在其两个末端具有两个继电器的单保护线路，从两个继电器上可以得到关于该线路的电力信号的信息，然后利用其作出故障定位的判断。通常将其称之为双末端故障定位。该方法相对于单末端(单个继电器)方法可以显著地提高故障定位信息的精确度，但需要来自远程继电器的大数据量的通讯以及本地和远程继电器(线路的两个末端)之间的数据(称之为数据集合)的相位校准。
数据通讯显著加强了故障定位计算的时间，因此它不可能实时地完成，这是该方法的一个显著的运行缺点。可通过多种方法来完成数据的校准，包括将每一个继电器中的采样时钟与一个单时间源(如来自卫星)校准(同步)或者将一个继电器作为参考，使得其它继电器与其同步，但这种方法为整个系统增加了运行时间和成本。进一步而言，在一段时间内保持同步是非常困难的并且校准的结果并不是很精确。
然而遗憾的是常规双末端故障定位系统也具有显著的缺点。其中一个缺点关系到平行线路应用中的零序相互耦合的影响，该缺点不仅影响单末端计算，也影响使用相位量的双末端系统。如果计算包括相位电压值，该相位电压值包括零序量，则在故障线路和平行线路之间的零序量的相互耦合将导致故障定位结果的不精确。随着进行计算的继电器到故障点之间的距离的增加，错误会变得更为显著。试图对零序相互耦合进行的补偿会对继电器的设计和整个保护方法增加很大的难度。
上面简要提及的常规双末端系统的另一个显著的缺点是从一个远程终端(继电器)到进行故障定位确定的本地终端的数据通讯。这样大量的数据必须从远程终端处进行传送，通常涉及在一个初始故障识别之后的完整的事件报告记录。事件报告是一个常规的术语，意思是电力信号的电压、电流和其它数据的完整集合，它覆盖了在故障发生之前不久到电力中断结束的一个时间段。
事件报告中的信息是相当重要的，并且包括须传送给本地终端然后与本地数据集合相校准的数据集合。该数据集合一般包括电力信号的所有三相的电压和电流信息。这是一个相当大的数据量并需要相当的时间对其进行传送，这样导致了故障初始化之后本地继电器作出的故障定位确认的显著滞后。该滞后对电力系统的整个所需的运行有显著的影响。
一旦接收到了远程数据，如上所述必须对其进行校准。如果校准包括故障前数据，则该故障前数据必须是有效的。如果校准包括故障数据，则将增加计算的负担，因为必须使用一个迭代计算方法。
因此希望具有一个双末端故障定位系统，该系统在最小计算负担下可以提供精确的故障定位信息并且基本上实时地作出故障定位确定。也希望该系统可在线路(多末端)上有附加终端的情况下运行。
发明概述因此本发明涉及一种对在其上具有第一和第二终端的输电线路上的故障进行定位的系统，包括在故障发生时获得关于每一个终端位置的输电线上的电力信号的选定信息的设备，上述信息包括逆序电流的幅值和逆序阻抗的幅值和相角值，以及用于从选定的信息确定输电线上故障位置点的装置。


图1是本发明系统的方块图。
图2和3是一个系统框图(图2)和一个数据表(图3)，其展示了本发明的另一个实施例的运行结果。
图4、5、6是展示图1实施例的结果的一个系统框图(图4)和两个图表(图5、6)。
图7是展示本发明系统的一个三终端应用的线路图。
图8是图7中的三终端系统的顺序连接图。
图9是图8的一个等价的逆序网络图。
图10A、10B和10C是展示了在一个发生故障的输电线上使用本发明系统控制开关的图表。
本发明的优选实施方式在图1中展示了本发明的一个实施例。本发明的一个重要方面是仅利用来自所有线路末端选定的逆序量定位接地故障，其中选定的逆序数据不需要与本地继电器数据相校准。例如对于一个单线路而言，使用来自线路上的、其间发生故障的两个保护继电器的逆序量。
通过对于各相使用包括零序量的逆序量而不是相位电压，消除了与零序相互耦合相联系的固有的系统难度。进一步而言，逆序源阻抗和电流(绝对值)量不需要对两终端(双末端)输电线的数据集合进行校准，即远程终端数据和本地终端数据的校准。用于确定本发明故障定位的方程仅使用这些来自远程终端的特定量，该特定量不需要与本地终端的相似量进行校准。上文已述并在下文详论的两个量是|I2|(绝对值)和逆序源阻抗Z2的一个计算值。
众所周知，当从保护线路的两个末端处观察时，在一个发生故障的线路上的故障电压相等。因此在线路的一个末端的一个继电器S(本地源)处V2F＝I2S·(Z2S+m·Z2L) (1)其中V2F是逆序故障电压，I2S是逆序源电流，Z2S是本地逆序源阻抗，m是从继电器S到故障点的归一化距离(per unit distance)，Z2L是逆序线路阻抗(在继电器S和R之间整个保护线路的阻抗)。在线路的另一端处的继电器R(远程)上V2F＝I2R·(Z2R+(1-m)·Z2L) (2)其中I2R和Z2R是远程终端上的逆序电流和阻抗。因为方程(1)和方程(2)产生一个相同的结果，即继电器S处的V2F等于继电器R处的V2F，所以两个方程可以被合并并被整理成I2R=I2S·(Z2S+m·Z2L)(Z2R+(1-m)·Z2L)---(3)]]>如上所示，不必对继电器S和继电器R的数据集合即来自两个继电器的数据进行校准来确定发生故障的位置，因为仅使用选定的逆序各数值量(不是相角值)。因此|I2R|=|I2S·(Z2S+m·Z2L)(Z2R+(1-m)·Z2L)|---(4)]]>|I2R|=||I2S·(Z2S+m·Z2L)||(Z2R+(1-m)·Z2L))|---(5)]]>|I2R|=|(I2S·Z2S)+m·(I2S·Z2L)||(Z2R+Z2L)-m·(Z2L)|---(6)]]>为了简化上述方程6，可使用下列任意变量，其中每一个变量都具有一个实部和一个虚部I2S·Z2S＝a+jbI2S·Z2L＝c+jdZ2R+Z2L＝e+jfZ2L＝g+jh将上述变量代入到方程(6)中得到如下表达式|I2R|=|(a+jb)+m·(c+jd)||(e+jf)-m·(g+jh)|---(7)]]>方程(7)可以被整理成|I2R|=|(a+mc)+j·(b+md)||(e-mg)+j·(f-m·h)|---(8)]]>然后对方程两边同时平方|I2R|2=(a+mc)2+(b+md)2(e-mg)2+(f-m·h)2---(9)]]>将方程(9)展开并整理成为如下的级数表达式(a+m·c)2+(b+m·d)2＝|I2R|2·[(e-m·g)2+(f-m·h)2]m2·(c2+d2)+2·m·(a·c+b·d)+(a2+b2)＝|I2R|2·[m2·(g2+h2)-2·m(e·g+f·h)+(e2+f2)m2[|I2R|2·(g2+h2)-(c2+d2)]+m[-2|I2R|2(e·g+f·h)-2(a·c+b·d)]+[|I2R|2(e2+f2)-(a2+b2)]＝0上面最后一个方程具有二次方程A·m2+B·m+C＝0的形式，其中A、B、C是变量，m是到故障点的归一化值。设A、B和C等于方程中某一选定的值时，可以将最后一个方程进行简化A＝|I2R|2(g2+h2)-(c2+d2)B＝2|I2R|2(eg+fh)-2(ac+bd)C＝|I2R|2(e2+f2)-(a2+b2)上述的重新整理适合于如下的一般二次方程m=-B±B2+4AC2A---(10)]]>其中m是一个关键值，为两个终端之间以继电器S为基准的故障位置的归一化值(per unit value)。因为方程中的正负量，这样在结果中具有两个可能的故障位置，其中一个是实际存在的，另一个是通常不存在的。一旦知道m的值后，涉及m值和两个继电器之间的总的线路长度的一个简单计算可以得出用于计算的本地继电器S到故障发生处的距离，其中是上述本地继电器进行的计算。
可以看到，对于两终端(双末端)线路的运用，远程继电器必须发送的信息仅为下面的逆序量|I2|、|Z2source|和∠Z2source
上述信息从远程继电器R处传送过来并与来自本地继电器S的相同信息一起来作出故障定位确定。与常规双末端故障定位系统所需的数据相比这会使用较少的数据。因此利用本发明可以实时地来确定故障发生点。这可导致对保护系统的运行作相当大的改进，包括复闭运行的改进。
图1展示了实施上述过程来确定故障发生点的一个系统的基本方块图。在图1中，焦点是本地继电器S，信息是来自一个远程继电器R。然而，计算也可以在远程继电器中进行。
电压和电流值可以由本地继电器S从输电线处得到。电压的所有三个相位VA、VB、VC和电流的三个相位IA、IB、IC均从输电线处得到。在图1中用标记13概括地表示。这些量太高不能直接对其进行处理，所以将它们输入到一组变压器14上，在此它们被降低到可以处理的水平。从变压器14出来的电压和电流值被输入到一个多路复用器和A-D转换电路16中。多路复用器/A-D转换器16的输出被输入到一个数字滤波器18上。在本地继电器S内的一个微控制器20中进行数字滤波。
可以理解的是从输电线获得电压和电流值的设备以及变压器14、多路复用器/A-D转换器16都是常规设备，因此不对它们作进一步的讨论。数字过滤器18也同样如此。
从数字滤波器18出来的过滤后的信息被输入到一个计算块22中，在计算块22中对来自过滤器18的每一电压值和电流值的相幅和相角进行计算。接下来，计算出来自相量的顺序电压和电流量。然后将计算块22的输出输入到被称之为事件报告块24中。在事件报告块24中，来自计算块22的信息首先被格式化成常规的事件报告。然后在属于事件报告块24一部分的一个缓冲存储器中使该信息连续地循环。
事件报告块24的另一个输入来自保护和事件报告触发块26。触发块26也对来自过滤器块18的电压和电流的相幅和相角以及来自块28的设定作出响应。该设定是通过继电器的用户来建立的，如通过前面板输入或串口命令。将来自过滤器18的测量到的电压和电流值与保护和事件触发块26的保护部分的预先设定值相比较。由块26作出的任何结论性的故障确定被输入到事件报告块24中作为“触发”信号。触发信号表明在存储器中循环的数据何时需要的存储，因为该数据覆盖了故障条件的前后时间。该被存储的信息成为事件报告。
在此点处，继电器的常规保护行为被初始化，包括打开一个或多个断路器；也对故障定位确定进行了初始化。
然后将来自块24的事件报告内的信息输入到一个中间故障选定逻辑块30中，该逻辑块30可确定大约故障发生期间中间时刻电压和电流的值。该步骤可确保精确的故障数据。故障开始时的电压和电流可能不稳定，而故障结束时的电压和电流可能受断路器运行的影响。块24中的事件报告的形成和故障中间时刻(mid-fault)信息的识别是常规的操作，因此不对其作进一步的论述。
然后将来自块30的故障中间时刻信息输入到一个计算块32中，在该计算块32中计算出了本发明系统中重要的电力参数值(powerquantity)即逆序阻抗Z2和逆序电流I2。如在块30中所示，Z2和I2的值最初是复数矢量形式(极坐标量)。Z2值以一个相幅和相角的形式与逆序电流的绝对值|I2|分别沿着线路33和35被返回到保护和事件报告触发块26中。然后块26在输出线路34上将该信息送出到一个串口块36中。串口块36通常是一个通用的异步接收-传输设备(UART)。UART36的输出被输入到一个数据口38并由此通过一个合适的通讯线路39传送给远程继电器R。
来自块32的计算出的Z2和I2值在一个输入端被输入到一个故障定位计算块40中，该计算块40可根据上面论述的计算方法确定出m的值。实施例中的计算块40确定出m值、距离继电器S的实际的故障发生位置以及总的故障电流(IF)和故障电阻(RF)。上面详细讨论了m值的确定；在下文中将对IR和RF的确定进行讨论。
如上所述，本发明的系统是双末端的，即它是用来自远程终端(除了本地终端之外)的信息进行故障的确定。因此，Z2和|I2|从远程继电器传送过来，更具体地说，就是|Z2R|、∠Z2R和|I2R|。该信息是通过数据口38经通讯线路39从远程终端处接收来的，然后通过UART36从而进入到接收数据缓冲器42中。
缓冲器42暂时将数据存储起来，然后将数据直接输入到一个“变换数据”块44中，在实施例所示的该“变换数据”块44对逐位发送的传送数据进行重新组合使其成为一数据流，即该“变换数据”块将数据变为其最初的字节形式。然后将来自块44的信息输入到计算块40中作为其另一个输入。这样，计算块40使用来自线路的两个末端(本地继电器S和远程继电器R)的逆序值来确定发生故障的位置。然后将故障定位信息返回到线路45上的保护块26中，由此该信息通过输出线路34被返回给远程终端和合适的显示器或其他设备。
m值和故障定位的计算可以基本上被实时地完成，因为可以特别快地得到来自远程继电器的所需信息以及很快地完成所需的计算。进一步而言，通过使用逆序源值，基本上可以将V2和I2之间的相角值抵偿掉，这样就不必将来自远程继电器的数据集合信息与源(本地)继电器上的数据集合信息进行校准，即使其同步。
上面所述的系统通常是优选的，因为得到所需故障信息所必需的是传输相对较少数据量和单个计算。然而应当理解的是，还有其它故障确定的方法，该方法使用选定的逆序量。下面描述的另一种可选方法具有前述实施例的许多优点，但是要求用于故障定位计算的额外时间，这是因为要与远程继电器进行大量的数据交换。
如上所述，当从保护的线路的两个末端观察时，逆序量(以及顺序和零序量)故障电压V2F是相等的。重复一下，在源继电器S处V2F＝I2S·(Z2S+m·Z2L) (11)在继电器R处V2F＝I2R·(Z2R+(1-m)·Z2L)) (12)在该实施例中，m的一个初始值如0.5是由计算块选定的。然后利用方程11和12使用m值以及I2S、V2S、I2R、V2R的计算出的逆序值和Z2L的已知值，在继电器S处，也在继电器R处对V2F进行计算。然后比较|V2S|和|V2R|的|V2F|值，即|V2FS|-|V2FR|。如果所得ΔVF是负值，则m的初始值就太小了，即在故障发生时电流和阻抗的计算值的m大于0.5。
假定初始确定值是负的，则下次选定的值是m取位于0.5和1.0之间的0.75。然后执行相同的计算和比较。每一个连续的迭代所得ΔVF都要接近于0。当ΔVF等于0时，在此点处选定的m值是真正的m值。图2中展示了使用该方法的一个例子，上述例子是处于如图3所示的一个选定故障条件下的。图3展示了在一个特定的系统上一个特定故障的事件报告信息。可以理解的是在此处顺序值的信息与逆序值的信息是相同的。可以看到图1中的过程使用了7次迭代从而达到了正确值m＝0.6。在上述例子中迭代方式是选择在前值之间的一个中间m值，但也可以选择其它的迭代方式。然而该实施例的主要缺点是耗费时间，即它要求多次连续的计算。在优选的实施例中，只需要一次计算。
图4展示了一个两终端、近乎均匀的系统。其中“均匀”的意思是源S、源R和传输线路具有相同的相位角。在一个典型的非均匀系统中，两个源的相位角将有显著的不同，通常大于5°。图5和图6展示了继电器60和62相距100英里的条件下在本发明系统和在前的单末端系统之间的故障定位精确度的差别。在图5中展示了图4中的系统，故障发生在与继电器60相距25英里的点64处。图5中的线66表明由本发明得出的计算结果是故障发生位置非常接近相距继电器60的25英里处。由线68表示的传统的单末端故障定位结果提供的位置大约在23.75英里处，其于实际的故障发生位置有很大的差别。单末端系统的误差随着距离的增加而增加。如果从另一末端进行计算，本发明将非常接近理想答案75英里，而传统的单末端方法将得出85英里这一结论，一个相当大的误差。
图6展示了图4的系统中在距离50英里的点70处的一个故障的结果。线72表示本发明的结论，而线74表示常规单末端系统的结论。
使用常规方法的可能的误差是非常值得注意的，因为它倾向于实际降低部分线路服务人员在结果精确度上的信心。本发明的误差通常小于线路长度的1％。在非均匀EHV(超高压)传输系统中使用本发明也可得到相似的结果。使用上述的实施例中的任一个都可以得到精确的结论。
申请人的发明也可以应用到三终端线路上，例如图7中所示的。在现有的电力系统中三终端线路是很罕见的。电力公司将具有一个电源Z的线路80(线路部分5)与具有两个电源Y和X的现有两终端线路84(线路部分1和2)相连接，从而产生三终端线路，意思是具有三个电源的线路。当故障发生时，所有三个电源都提供了故障能量。对于更为复杂的三终端线路，其精确故障定位会变得更加复杂。图7的系统也包括了展示典型场条件的平行线路结构(线路部分3、4、6)。
如果单末端故障定位设备位于每一线路的末端，在故障期间其线路段与另一线路段不平行的继电器可得到最精确的故障定位。例如，如果一个单线路接地故障发生在图7中的线路90(线路部分1)上，来自继电器92的故障定位信息会比由继电器94或96处得到的故障定位信息更为精确。
在所示的实施例中，通过观察逆序网络环境中的三终端线路可得到更为精确的计算。图8中所示的程序表是基于单线路接地(SLG)故障的，该故障与母线100相距m归一化距离，上述母线100与电源X相连接。当故障处于分接头点97时，大家知道继电器94和继电器96将会得到相同的V2F和V2TAP值(分接头点97处的电压)。可如下计算在线路部分90上的故障定位在继电器92处 [email protected]＝[email protected]·[email protected]在继电器94处 [email protected]＝[email protected]·[email protected]在继电器96处 [email protected]＝[email protected]·[email protected]其中I2是在三个电源X、Y和Z的数值，用1、2和5分别表示继电器92、94和96的电压和阻抗值。
对于线路部分90上的故障，继电器94处的V2TAP等于继电器96处的V2TAP。每一个继电器计算出V2TAP并将其传送给另两个继电器，一旦每个继电器接收到来自另外继电器的V2TAP电压，则初步选定不十分匹配的特定V2TAP信号。例如在图7中所示的例子中，继电器94和96处的V2TAP最为匹配。
一旦发生故障的线路部分被这样识别出来，另两个线路部分的平行组合即被转换成为一个单阻抗。该转换是简单的V2TAP/I2Y+I2Z。然而继电器94和96的I2Y和I2Z不能简单的相叠加，这是因为它们的采样时钟不是对齐的(aligned)。然而我们知道相角(继电器92处的V2TAP)/(继电器96处的V2TAP)等于继电器92和96之间的校准相角。一旦知道了该相角后，则可使用继电器92和96的逆序电流来计算点97(分接头点)处的视在逆序源。图8中示出了图7的三终端线路实例的一个顺序连接图表。图9中示出了相当的逆序网络图表。
在三终端线路中，由每一个继电器发送给其他各继电器中的的最少信息为1.|I2RELAY|2.∠I2RELAY3.|V2TAP|4.∠V2TAP在故障定位计算之前，每一个继电器将对上述这些参数量执行如下步骤。首先，对由各继电器计算出的V2TAP量进行比较。这些继电器在此处称为远程继电器1和2。具有大约相同V2TAP的两个继电器是不与发生故障的线路部分相联系的。由远程继电器1和2的相应V2TAP相角可确定出该两个继电器之间的校准相角。具有|I2RELAY|值的继电器被用作基准继电器。随后以上面确定的校准相角对非参考远程继电器逆序电流的相角进行调整。基准远程继电器的逆序电流随后被叠加到非基准远程继电器的调整后的逆序电流的相角上。该值被称为I2TAP。然后由V2TAP/I2TAP计算出Z2TAP。
上述用于两终端线路的二次方程在此仍是适用的，对于三终端线路具有如下的置换Z2TAP+Z2L＝e+jf和I2R＝I2TAP。
因为三个继电器中的每一个都具有所需的数据，所以它们都可计算出精确的m值。本发明的系统可对三终端线路基本上实时地计算出精确的故障定位结果。对于现存的故障定位系统而言这是一个极大的优点。
一旦知道了故障定位信息，则可计算出故障电阻(RF)。这是本发明系统的一个附加特性。一般而言即使可使用故障电阻来确定一个特定线路配置的保护继电器被设定的灵敏性，故障电阻也是未知的。目前这些设定是在故障电阻未知的情况下保守地完成的。精确的知道线路上以往故障的故障电阻的变化过程可以提高线路的保护设定(距离和方向性接地故障)的精确度。除了用于建立距离和方向性接地故障灵敏性外，故障电阻值也可用于跟踪过去曾发生在一个特定保护线路上的最大故障电阻。这样有利于安全工程师来研究故障。
在计算故障电阻RF时，如在一个位于距继电器m归一化距离的A接地故障的例子中，由继电器测量的A相电压可表示为VA＝m·Z1L·(IAS+K0·IR)+RF·IF(13)
其中RF是重要的量。为了解出RF和A相(RAF)，方程中的所有其他量都乘以(M·Z1L·(IAS+K0·IR))*，略去虚数部分，结果如下RAF=Im[VA·(Z1L·(IA+k0·IR))*]Im[IAF·(Z1L·(IA+k0F·IR))*]---(14)]]>其中IAF＝ITOTAL，ITOTAL是A相接地故障通过RF的电流。B和C相接地故障的方程与上面所示的A相接地故障的方程相似。
现在，为了计算ITOTAL，如下使用故障定位、本地和远程源信息以及复制(replica)线阻抗I2S=ITOTAL·[(1-m)·Z2L+Z2R][Z1S+Z1L+Z1R]---(15)]]>现解ITOTAL(通过故障电阻RF的总电流)ITOTAL=I2S·[Z1S+Z1L+Z1R][(1-m)·Z2L+Z2R]---(16)]]>其中Z1L和Z2L是复制(replica)线阻抗量。
对于三终端线路，在方程16中用Z2TAP代替了Z2R。上述系统已被证明在计算RF和ITOTAL的精确值时非常有效。
在过去，由对每一个单个传输线路(每一相位中的一个)的位置相对于在线路之下的地面进行周期性调换来平衡电力传输线路上的电压和电流。为了平衡相位线而进行上述工作。单个相位线的调换包括沿着线路在选定距离间隔上相对于地面改变每一个相位线的相对位置，即单个A相、B相、C相的物理位置在传输线路塔架上三个间隔垂直位置之间有规律地旋转。也可在水平线路之间发生调换，其中每一个相位线在一个传输线路塔架的三个不同水平位置之间有规律的转动。
然而在实际操作中传输线路是不转动的，这是因为发现在调换点处传输线路故障发生的几率较大。不进行调换确实能减少故障的发生；然而它也导致了不平衡的相位线路以及正常负载和故障发生时的杂散(errant)逆序和零序电流。在此情况下，IA2和IA0(逆序和零序电流)与由常规的稳态故障定位方法计算出来的结果不一致。输电线的不调换可在使用逆序线路阻抗量的故障定位系统中引起可能的故障定位误差。
在现存的故障定位系统中没有对由不调换导致的影响进行考虑和补偿。由于杂散的不平衡电流是一个相当复杂的情形，一般可通过如下方式对其影响进行补偿从故障产生的逆序电流中减去故障前逆序电流值而得到最后的逆序电流。在上面的方程中，最后的逆序电流是简单地代替了IA2。如果线路是对称的，故障前I2总是为0。
这样本发明的多末端故障定位器系统可产生一个输出，该输出可表示故障定位、故障电阻(RF)、总故障电流(IF)。当然，当系统操作员指示线路维护人员沿线到达正确位置以进行维修时，故障定位信息具有即时的用途。如上解释的那样，精确的信息对于系统运行以及特别是在复杂地形处的维修人员的士气和信心很重要。
然而实时的精确故障定位信息也可以应用到其它领域，特别是发生故障线路上的断路器和/或开关的控制。图10A、10B、10C展示了一个包括负载112和114以及开关116～119的保护线路110。在该例子中，故障发生在线路中部(mid-line)的点122处。
在常规的线路控制技术下，给定时间内开关116～119对开关任一侧接近于0的电压进行响应而将开关打开，例如在由于故障的原因继电器124使断路器126跳闸时，这就会发生。当实际中不必对故障进行响应时，常规的复闭机制将最终导致开关116被打开一段时间。在此情形下，由负载112服务的顾客受到了不必要的影响。
在本发明中，故障定位信息向继电器124内的比较器逻辑块产生一个输出。继电器124将故障定位信息与两个阈值相比较，上述两个阈值代表了开关117和118之间的距离。如果故障定位信息位于两个阈值之间，继电器124将向开关117和118发送跳闸命令。结果是负载112和114被很快的恢复。在电力系统保护方案中使用精确故障定位的其它例子对于本领域技术人员而言是显而易见的。
因此，本发明描述和展示了故障定位系统，该系统使用了逆序量，特别是|I2|和Z2(幅值和相角)。该系统不仅克服了现有系统的许多缺点，而且由于与远程终端相对较小的信息交换，具有能实时地得到结果的优点。进一步而言，该系统也可被应用在三终端线路的故障定位上。这样在多末端的故障定位器领域是一个显著的进步。
虽然在此为了说明起见披露了本发明的一个优选实施例，但可以理解的是在不脱离本发明精神的情况下，对该实施例作出的各种变化、修改和替代都处于由后附的权利要求书限定的本发明的精神范围之内。
权利要求
1.一种在其上具有第一和第二终端的输电线上对故障进行定位的系统，包括在故障发生时获得关于每一个终端位置的输电线上的电力信号的选定信息的设备，上述信息包括逆序电流的幅值和逆序阻抗的幅值和相角值；和用于从选定的信息自动确定输电线上故障位置点的装置。
2.如权利要求1所述的系统，其中确定装置包括用于计算故障发生处在总线路长度上的分数值m的设备，然后使用数值m和输电线的已知长度来确定发生故障的输电线上的一个距离点。
3.如权利要求1所述的系统，其中第一终端是一个确定所述故障定位点的本地终端，第二终端是一个远程终端；其中来自远程终端的选定信息不与来自本地终端的选定信息进行校准。
4.如权利要求2所述的系统，其中m值的计算是基于下列表达式，该表达式包括逆序故障电压V2F的第一和第二等价方程I2S(Z2S+m·Z2L)＝I2R(Z2R+(1-m)Z2L)＝V2F其中I2S等于计算m值的输电线上一个本地终端处的逆序电流，Z2S等于本地终端处的逆序阻抗，I2R等于输电线上一个远程终端处的逆序电流，Z2R等于远程终端处的逆序阻抗，其中Z2L是这两个本地和远程终端之间的输电线上的逆序阻抗。
5.如权利要求2所述的系统，其中输电线具有双末端配置。
6.如权利要求2所述的系统，其中关于电力信号的选定信息是在故障发生期中及时地获得的。
7.如权利要求2所述的系统，包括获得输电线上所有三个相位的电压和电流信息的装置和使该信息在一个缓冲器中循环的装置以及进一步包括对输电线上的一个故障的指示进行响应从而在大约故障发生期内暂时存储所述电压和电流信息的装置。
8.如权利要求4所述的系统，其中m值的计算包括将所述逆序电流和阻抗信息整理成为二次方程的形式并解所述二次方程而得到m的值。
9.如权利要求7所述的系统，其中确定装置使用所述电压和电流信息来产生逆序电流和阻抗值。
10.如权利要求2所述的系统，包括基本实时地将逆序电流和逆序阻抗量及相角传送给远程终端的装置
11.如权利要求2所述的系统，其中输电线具有与三个输电线部分相联系的三个终端，并包括用于调整说明所述三个终端的故障定位的确定的装置。
12.如权利要求11所述的系统，其中用于调整的装置包括确定哪一个输电线部分在分接头点处电压不匹配的装置和用于将剩余的两个线路部分转换成一个单阻抗值的装置，其中三个输电线连接在所述分接头点处。
13.如权利要求2所述的系统，其中计算装置包括用于自动选定m的连续值并解第一和第二方程直到其结果基本相等的装置。
14.如权利要求2所述的系统，包括用于计算来自故障定位信息的故障电阻(RF)值的装置。
15.如权利要求1所述的系统，包括对故障定位信息进行响应的装置，该信息应用于输电线的一个保护系统的运行。
16.如权利要求14所述的系统，包括使用故障电阻值来计算总故障电流ITOTAL的装置。
全文摘要
在一个故障定位系统中,在多末端输电线上的每一个终端位置处得到关于电力信号的选定信息。保护继电器通常位于终端位置。选定的信息包括故障发生期中的电力信号的逆序电流的幅值和逆序阻抗的幅值及相角。本发明提供了从逆序值计算出总线路长度的一个分数值m的装置,以及由故障定位计算终端使用该m值和两个终端之间的总长度,从而计算出距发生故障之处的距离的装置,上述m值表示了发生故障的线路上的点。
文档编号G01R31/08GK1350642SQ00806402
公开日2002年5月22日 申请日期2000年2月22日 优先权日1999年2月24日
发明者J·B·罗伯茨, G·本穆亚尔, D·楚奥巴拉斯 申请人:施魏策尔工程实验公司