(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】特許公報(B2)
(11)【特許番号】
(24)【登録日】2024-02-15
(45)【発行日】2024-02-26
(54)【発明の名称】２重回路伝送システムのための装置、システム、および方法
(51)【国際特許分類】
H02H 3/36 20060101AFI20240216BHJP
【ＦＩ】
H02H3/36 D
【請求項の数】
15
【外国語出願】
(21)【出願番号】P 2022050083
(22)【出願日】2022-03-25
(65)【公開番号】P2022155536
(43)【公開日】2022-10-13
【審査請求日】2022-07-07
(31)【優先権主張番号】202141014259
(32)【優先日】2021-03-30
(33)【優先権主張国・地域又は機関】IN
(31)【優先権主張番号】21175403
(32)【優先日】2021-05-21
(33)【優先権主張国・地域又は機関】EP
(73)【特許権者】
【識別番号】523380173
【氏名又は名称】ヒタチ・エナジー・リミテッド
【氏名又は名称原語表記】ＨＩＴＡＣＨＩ ＥＮＥＲＧＹ ＬＴＤ
(74)【代理人】
【識別番号】110001195
【氏名又は名称】弁理士法人深見特許事務所
(72)【発明者】
【氏名】ニィートゥ・ジョージ
(72)【発明者】
【氏名】オー・ディ・ナイドゥ
【審査官】高野 誠治
(56)【参考文献】
【文献】特開平０４－１４００１７（ＪＰ，Ａ）
【文献】特開昭５７－０３１３２７（ＪＰ，Ａ）
【文献】特開２００３－１７７１５５（ＪＰ，Ａ）
【文献】国際公開第２０１９／２２９６３８（ＷＯ，Ａ１）
【文献】米国特許第０５９５６２２０（ＵＳ，Ａ）
(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)
Ｈ０２Ｈ １／００ － ３／０７
Ｈ０２Ｈ ９９／００
Ｈ０２Ｈ ３／３２ － ３／５２
(57)【特許請求の範囲】
【請求項1】
第１の線路と第２の線路とを有する２重回路電力伝送システムと共に使用するための装置であって、前記装置が、前記第２の線路の電流測定値を受信するためのインターフェースと、
前記電流測定値に基づいて前記第２の線路の第２のゼロシーケンス電流を計算し、
前記第２のゼロシーケンス電流に基づいて前記第１の線路の第１のゼロシーケンス電流を推定し、前記第１のゼロシーケンス電流は、
前記第２のゼロシーケンス電流と、
前記第２の線路の初期の見かけのインピーダンスと、
前記第１の線路および前記第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスとから推定され、
前記推定された第１のゼロシーケンス電流と前記ゼロシーケンス相互インピーダンスに依存する係数とにより、前記第１の線路に相互結合された前記第２の線路の校正された見かけのインピーダンスを決定する
ように動作する少なくとも１つの処理モジュールと
を備える、装置。
【請求項2】
前記装置が、前記校正された見かけのインピーダンスにより、前記第２の線路に設けられたリレー、回路遮断器、またはスイッチのトリップの機能を実行するように動作する保護装置である、請求項１に記載の装置。
【請求項3】
前記機能が距離保護機能である、請求項２に記載の装置。
【請求項4】
前記装置が、前記第１の線路の電流測定値を使用せずに前記第１のゼロシーケンス電流を推定するように動作する、請求項１～請求項３のいずれか１項に記載の装置。
【請求項5】
前記装置が、前記初期の見かけのインピーダンスと前記第２の線路の正シーケンス線路インピーダンスとから前記第２の線路における故障の故障位置の推定値を決定するように動作する、請求項１～請求項４のいずれか１項に記載の装置。
【請求項6】
前記装置が、－前記故障位置の前記推定値と、
－前記第２の線路のゼロシーケンス線路インピーダンスと、
－前記ゼロシーケンス相互インピーダンスと、
－前記第１および第２の線路の、変圧器インピーダンスまたは変圧器の背後のソースのソースインピーダンスと、
から前記第１のゼロシーケンス電流を推定するように動作する、請求項５に記載の装置。
【請求項7】
前記装置が、前記校正された見かけのインピーダンスから、反復手順において前記故障位置、前記第１のゼロシーケンス電流、および校正された見かけのインピーダンスの更新された推定値を決定するように動作する、請求項５または６に記載の装置。
【請求項8】
前記インターフェースが、前記第２の線路の端末でゼロシーケンス電圧を受信するように動作し、前記装置が、前記ゼロシーケンス電圧と、前記第２の線路の、変圧器インピーダンスまたは変圧器の背後のソースのソースインピーダンスとから、前記第１のゼロシーケンス電流を決定するように動作する、請求項１～請求項７のいずれか１項に記載の装置。
【請求項9】
前記装置が、前記第１のゼロシーケンス電流を推定するために、前記第２のゼロシーケンス電流に乗算係数を乗算するように動作する、請求項１～請求項８のいずれか１項に記載の装置。
【請求項10】
前記乗算係数が、前記第１の線路の状態および／または前記第１の線路および前記第２の線路の両方の対向する端末にある変圧器の変圧器構成とは無関係である、請求項９に記載の装置。
【請求項11】
前記乗算係数が、前記第１の線路の状態に依存し、前記乗算係数が、前記第１の線路および前記第２の線路の両方の対向する端末にある変圧器の変圧器構成に依存し、任意選択的に、前記乗算係数が、
前記第１の線路が（ｉ）稼働中であるか、または（ｉｉ）開放され接地されているかどうか、および
前記第１の線路および前記第２の線路の両方の対向する端末にある変圧器の変圧器構成が（ｉ）ΔＹ接地されているか、または（ｉｉ）Ｙ接地－Ｙ接地されているかどうか
に依存し、および／または
任意選択的に、前記乗算係数が、
前記変圧器の少なくとも１つの変圧器インピーダンスに依存し、前記ΔＹ接地された変圧器構成のソースインピーダンスとは無関係である、および
前記Ｙ接地－Ｙ接地変圧器構成の前記変圧器の背後のソースの少なくとも１つのソースインピーダンスに依存する、請求項９に記載の装置。
【請求項12】
前記校正された見かけのインピーダンスを決定することは、前記第２の線路の故障相の短絡電流と、第１の係数と前記推定された第１のゼロシーケンス電流との積と、第２の係数と前記第２のゼロシーケンス電流との積との和を計算することを含み、前記第１の係数は、前記ゼロシーケンス相互インピーダンスに比例する、請求項１～請求項１１のいずれか１項に記載の装置。
【請求項13】
第１の線路と、第２の線路と
を備える２重回路伝送システムと、
前記第２の線路に動作可能に結合される、請求項１～請求項１２のいずれか１項に記載の装置と
を備える電力システム。
【請求項14】
装置によって、２重回路伝送システムの第１の線路の第１のゼロシーケンス電流を推定することであって、前記第１のゼロシーケンス電流が、前記２重回路伝送システムの故障した第２の線路の第２のゼロシーケンス電流に基づいて推定されること、
を含み、
前記第１のゼロシーケンス電流は、
前記第２のゼロシーケンス電流と、
前記第２の線路の初期の見かけのインピーダンスと、
前記第１の線路および前記第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスとから推定され、
前記推定された第１のゼロシーケンス電流と前記ゼロシーケンス相互インピーダンスに依存する係数とにより、前記第１の線路に相互結合された前記第２の線路の校正された見かけのインピーダンスを決定する
方法。
【請求項15】
前記校正された見かけのインピーダンスを決定することは、前記第２の線路の故障相の短絡電流、第１の係数と前記推定された第１のゼロシーケンス電流との積、および第２の係数と前記第２のゼロシーケンス電流との積の和を計算することを含み、前記第１の係数は、前記ゼロシーケンス相互インピーダンスに比例する、請求項１４に記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
技術分野
本発明は、電力伝送システムならびに電力伝送システムを保護するための装置および方法に関する。本発明は、特に、保護機能を実行するときに２重回路伝送システムの並列線路間の相互結合を考慮するように動作する方法および装置に関する。
本発明は、電力伝送システムならびに電力伝送システムを保護するための装置および方法に関する。本発明は、特に、保護機能を実行するときに２重回路伝送システムの並列線路間の相互結合を考慮するように動作する方法および装置に関する。
【背景技術】
【0002】
背景技術
２重回路伝送線路システムは、狭い物理通路での電力伝送を容易にするために広く採用されている。これらのシステムは、通行権を共有する伝送線路を有する２重回路塔または単一回路塔を含むことができる。
２重回路伝送線路システムは、狭い物理通路での電力伝送を容易にするために広く採用されている。これらのシステムは、通行権を共有する伝送線路を有する２重回路塔または単一回路塔を含むことができる。
【0003】
２重回路伝送線路は、基本的に、互いに近接して配置された、例えば並列に配置された通電導体である。このため、一方の線路の磁束が他方の線路に繋がる。磁束結合は、線路を通って流れる総電流に正比例する。線路を通って流れる正シーケンス電流および負シーケンス電流は合計０になり、したがって磁束結合は０になる。したがって、正シーケンスおよび負シーケンスの相互インピーダンスは、転置された並列伝送線路には存在しない。
【0004】
しかしながら、伝送線路の３つの相すべてのゼロシーケンス電流は互いに同相であり、それらの合計は０に等しくない。これは、２線路間に相互磁束結合を生じさせ、ゼロシーケンス相互結合と呼ばれる。ゼロシーケンス相互結合効果は、等価回路におけるゼロシーケンス相互インピーダンスによって効果的に表すことができる。
【0005】
リレーから見た計算された見かけのインピーダンスに基づいて動作する距離保護は、伝送線路保護に広く採用されている。
【0006】
見かけのインピーダンスは、保護リレーが配置されている端末における電圧および電流の測定値を使用して計算することができる。従来、距離リレーの位相－接地素子は、以下の式（１）のように見かけのインピーダンスZappを計算する。
【0007】
【数1】
【0008】
Z０は保護リレーによって保護されている線路のゼロシーケンス線路インピーダンスである。Z１は、保護リレーによって保護されている線路の正シーケンス線路インピーダンスである。
【0009】
しかしながら、式（１）は、ゼロシーケンス相互結合の影響を考慮していないため、２重回路／並列線路に対して不正確である。相互結合の影響は、適切に補償されない場合、並列線路内の電流の方向に応じて距離要素をオーバーリーチまたはアンダーリーチさせる可能性がある。
【0010】
Ｙｉ Ｈｕらによる「Ａｎ ａｄａｐｔｉｖｅ ｓｃｈｅｍｅ ｆｏｒ ｐａｒａｌｌｅｌ－ｌｉｎｅ ｄｉｓｔａｎｃｅ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ」ＩＥＥＥ Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓ ｏｎ Ｐｏｗｅｒ Ｄｅｌｉｖｅｒｙ、ｖｏｌ．１７、ｎｏ．１、ｐｐ．１０５－１１０、Ｊａｎ．２００２、ｄｏｉ：１０．１１０９／６１．９７４１９５、および国際公開第１９９９／０４０６６２号パンフレットは、並列線路保護のための適応方式を開示している。この方式は、フィールドデータに基づいて準備された線路動作状態を使用して、最大カバレッジおよび誤動作のない挙動を達成するようにそのゾーン制限を調整する。状態信号が利用できない場合、最悪の場合のゾーン特性が使用される。
【0011】
Ｍ．ＳｈａｒｉｆｚａｄｅｈおよびＭ．Ｓａｎａｙｅ－Ｐａｓａｎｄによる「Ａｎ ａｄａｐｔｉｖｅ ｄｉｓｔａｎｃｅ ｓｃｈｅｍｅ ｆｏｒ ｄｏｕｂｌｅ ｃｉｒｃｕｉｔ ｌｉｎｅ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ」２００７ ４２ｎｄ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｉｅｓ Ｐｏｗｅｒ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，Ｂｒｉｇｈｔｏｎ，２００７，ｐｐ．３１０－３１５は、並列線路のための適応距離保護を提案している。本明細書に開示された技術は、すべてのシステム条件で良好に機能するわけではない。
【0012】
Ｂ．Ｒ．ＢｈａｌｊａおよびＲ．Ｐ．Ｍａｈｅｓｈｗａｒｉによる「Ｈｉｇｈ－Ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ Ｆａｕｌｔｓ ｏｎ Ｔｗｏ Ｔｅｒｍｉｎａｌ Ｐａｒａｌｌｅｌ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｌｉｎｅ：Ａｎａｌｙｓｉｓ，Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ Ｓｔｕｄｉｅｓ，ａｎｄ ａｎ Ａｄａｐｔｉｖｅ Ｄｉｓｔａｎｃｅ Ｒｅｌａｙｉｎｇ Ｓｃｈｅｍｅ」ＩＥＥＥ Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓ ｏｎ Ｐｏｗｅｒ Ｄｅｌｉｖｅｒｙ，ｖｏｌ．２２，ｎｏ．２，ｐｐ．８０１－８１２，Ａｐｒｉｌ ２００７は、伝送線路パラメータの不確実性の影響、単純なおよびより複雑な構成のための並列線路の相互の影響、シャントキャパシタンスの影響、ならびに保護線路の外部のシステムの変動を考慮して、中継点から見た見かけのインピーダンスの分析を提供している。動径基底関数ニューラルネットワークを用いた適応型デジタル距離中継方式が提案されている。ニューラルネットワーク方式による膨大なデータおよび訓練要件は、様々な保護用途には望ましくない場合がある。
【0013】
２重回路／並列線路におけるゼロシーケンス相互結合効果は、式（１）による従来の見かけのインピーダンス計算を不正確にする。
【0014】
決定された見かけのインピーダンスの精度を向上させるために、健全な並列線路の電流に比例する項を考慮して、２重回路／並列線路の見かけのインピーダンスを計算することができる。ゼロシーケンス相互結合の補償は、健全な並列線路を流れる電流に比例する項を含むようにリレー電流を修正することによって達成することができる。これは、従来、入力として並列線路における電流の測定値を必要とする。
【0015】
しかしながら、並列線路からの電流測定の利用可能性は、多くの理由により、２重回路線路において課題となり得る。第１に、（メンテナンスの場合のように）並列線路が開放され接地されている場合、ビーカーの線路側の変流器が利用できないと、上述の電流測定が利用できなくなる可能性がある。第２に、両方の線路が稼働中であっても、一方の線路から他方の線路の保護リレーへの電流測定値の転送は、安全上の理由から望ましくない。
【0016】
相互結合補償を達成するための別の手法は、分野の専門知識および研究を使用してK０係数を変更する設定グループを使用することができる。しかしながら、そのようなアプローチは、特に再生可能エネルギーの普及が進んでいる発展中のグリッドでは、異なるタイプのシステムに対応することが困難であり得る。
【発明の概要】
【課題を解決するための手段】
【0017】
発明の概要
２重回路伝送システムの線路（２重回路伝送システムの並列導体など）間の相互結合を考慮する改善された技術が必要とされている。特に、健全な線路からの電流測定値を必要とせずに、２重回路伝送システムにおけるゼロシーケンス相互結合補償を達成することを可能にする装置、システム、および方法が必要とされている。特に、様々なシステム構成（異なる変圧器構成など）に対して、距離保護機能などの保護機能と共に使用するのに役立つ２重回路伝送システムにおけるゼロシーケンス相互結合補償を実行することを可能にする装置、システム、および方法が必要とされている。
２重回路伝送システムの線路（２重回路伝送システムの並列導体など）間の相互結合を考慮する改善された技術が必要とされている。特に、健全な線路からの電流測定値を必要とせずに、２重回路伝送システムにおけるゼロシーケンス相互結合補償を達成することを可能にする装置、システム、および方法が必要とされている。特に、様々なシステム構成（異なる変圧器構成など）に対して、距離保護機能などの保護機能と共に使用するのに役立つ２重回路伝送システムにおけるゼロシーケンス相互結合補償を実行することを可能にする装置、システム、および方法が必要とされている。
【0018】
本発明の実施形態は、２重回路伝送システムにおいてゼロシーケンス相互結合補償を実行するように動作する装置、システム、および方法を提供し、これは、装置によって保護された線路（本明細書では「第２の線路」とも呼ばれる）に並列に延在する線路（本明細書では「第１の線路」とも呼ばれる）内の電流を推定することができる。第１の線路の推定電流は、装置（例えば、保護リレー）によって見られる見かけのインピーダンスのより正確な値を計算し、適切な保護動作（距離保護など）を行うために使用され得る。
【0019】
第１の線路の推定電流は、保護されている線路に並列に延在する第１の線路の推定ゼロシーケンス電流であってもよい。推定ゼロシーケンス電流は、保護されている線路の測定電流を使用して推定することができ、見かけのインピーダンスを決定するために第１の線路の電流測定値を得る必要がなくなる。装置および方法は、第１の線路（すなわち、健全な線路）から、第２の線路（すなわち、故障した線路）を保護する装置への電流測定または電流測定値の転送の必要性を排除する。見かけのインピーダンスは、それが相互結合に対応し、それによって相互結合補償を実行するように決定され得る。
【0020】
第１の線路におけるゼロシーケンス電流を推定するために追加の情報が使用されてもよい。説明のために、ローカル端末（すなわち、装置の位置により近い端末）で得られた電圧測定値。
【0021】
装置、システム、および方法は、健全な第１の線路からの電流測定値を必要とせずに、２重回路線路の距離保護のための適応相互結合補償を提供する。並列の第１の線路の電流は、装置によって保護されている線路で得られた利用可能なローカル測定値を使用して推定される。
【0022】
装置、システム、および方法は、故障位置の初期推定値、第１の線路のゼロシーケンス電流、および見かけのインピーダンスが計算され、その後、故障位置の精緻化推定値、第１の線路のゼロシーケンス電流、および見かけのインピーダンスが計算される、反復技術を実行するように動作することができる。初期推定値および精緻化推定値は、（ａ）システムパラメータ（（ｉ）線路のインピーダンス、（ｉｉ）相互結合インピーダンス、ならびに（ｉｉｉ）変圧器インピーダンスおよび（ｉｖ）ソースインピーダンスのうちの少なくとも１つなど）および（ｂ）装置によって保護されている第２の線路で得られた測定値のみを使用して計算することができる。
【0023】
第２の線路で得られた測定値は、装置に近いローカル端末で得られた測定値であり得る。例示のために、保護リレーの場合、初期推定値および精緻化推定値は、第２の線路のリモート端末からの測定値を使用せずに、（ａ）システムパラメータ（（ｉ）線路のインピーダンス、（ｉｉ）相互結合インピーダンス、ならびに（ｉｉｉ）変圧器インピーダンスおよび（ｉｖ）ソースインピーダンスのうちの少なくとも１つなど）および（ｂ）装置によって保護されている第２の線路のローカル端末で得られた測定値のみを使用して計算することができる。
【0024】
装置、システム、および方法は、故障位置および並列回路電流方向を考慮することによって相互電流（例えば、相互結合によって誘導される電流）が推定されるように動作することができる。したがって、装置および方法は、見かけのインピーダンスを決定するより正確な技術を提供する。
【0025】
装置、システム、および方法は、変圧器構成および／または線路の状態に関係なく、保護装置が設けられている線路に並列の線路の電流を推定するために同じ手順が呼び出され得るように動作することができる。
【0026】
装置、システム、および方法は、デジタル変電所データが線路の構成を決定するために使用されるように動作することができる。装置および方法は、線路の構成に基づいて（および任意選択的に変圧器構成に基づいて）、保護装置が設けられている線路に並列の線路の電流を推定するために呼び出されるべき手順を決定するように動作することができる。
【0027】
装置、システム、および方法は、デジタル変電所データ、ローカル測定値、およびシステムインピーダンスパラメータからの状態信号を使用して、装置によって保護された線路に並列の線路のゼロシーケンス電流を推定することを可能にする。システムインピーダンスパラメータは、線路のインピーダンスと、（線路の構成に応じて）変圧器インピーダンスおよびソースインピーダンスの少なくとも一方とを含むことができる。
【0028】
一実施形態による装置は、第１の線路と第２の線路とを有する２重回路電力伝送システムと共に使用するように動作し、第１の線路は第２の線路に並列である。装置は、第２の線路の電流測定値を受信するためのインターフェースと、電流測定値から第２の線路における第２のゼロシーケンス電流を計算し、第２のゼロシーケンス電流に基づいて第１の線路における第１のゼロシーケンス電流を推定し、推定された第１のゼロシーケンス電流に基づいて見かけのインピーダンスを決定するように動作する少なくとも１つの処理モジュールとを備える。
【0029】
装置は、保護リレーであってもよい。
装置は、見かけのインピーダンスに基づいて保護機能を実行するように動作し得る。
装置は、見かけのインピーダンスに基づいて保護機能を実行するように動作し得る。
【0030】
装置は、見かけのインピーダンスに基づいて距離保護機能を実行するように動作し得る。
【0031】
装置は、第１の線路の電流測定値を使用せずに第１のゼロシーケンス電流を推定するように動作し得る。
【0032】
装置は、第２の線路のローカル端末（すなわち、装置により近い端末）における電圧測定値を使用して第１のゼロシーケンス電流を推定するように動作し得る。
【0033】
装置は、第１の線路の電圧測定値を使用せずに第１のゼロシーケンス電流を推定するように動作し得る。
【0034】
装置は、第２の線路における故障の故障位置の推定値を決定するように動作し得る。
装置は、故障位置の推定値に基づいて第１のゼロシーケンス電流を推定するように動作し得る。
装置は、故障位置の推定値に基づいて第１のゼロシーケンス電流を推定するように動作し得る。
【0035】
装置は、反復手順において故障位置、第１のゼロシーケンス電流、および見かけのインピーダンスの推定値を決定するように動作し得る。
【0036】
インターフェースは、第２の線路の端末におけるゼロシーケンス電圧を示す電圧測定値を受信するように動作し得る。
【0037】
装置は、ゼロシーケンス電圧に基づいて第１のゼロシーケンス電流を決定するように動作し得る。
【0038】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定するために、第２のゼロシーケンス電流に乗算係数を乗算するように動作し得る。
【0039】
装置は、乗算係数を決定するように動作し得る。
乗算係数は、第１の線路の状態および／または第１の線路と第２の線路の両方の対向する端末にある変圧器の変圧器構成とは無関係であってもよい。
乗算係数は、第１の線路の状態および／または第１の線路と第２の線路の両方の対向する端末にある変圧器の変圧器構成とは無関係であってもよい。
【0040】
装置は、乗算係数が第１の線路の状態に依存するように動作し得る。
装置は、乗算係数が、第１の線路が（ｉ）稼働中であるか、または（ｉｉ）開放され接地されているかどうかに依存するように動作し得る。
装置は、乗算係数が、第１の線路が（ｉ）稼働中であるか、または（ｉｉ）開放され接地されているかどうかに依存するように動作し得る。
【0041】
装置は、乗算係数が第１の線路および第２の線路の両方の端末における変圧器の構成に依存するように動作し得る。
【0042】
装置は、乗算係数が、変圧器の構成が（ｉ）ΔＹ接地されているか、または（ｉｉ）Ｙ接地－Ｙ接地されているかに依存するように動作し得る。
【0043】
装置は、乗算係数がΔＹ接地変圧器構成の変圧器の少なくとも１つの変圧器インピーダンスに依存するように動作し得る。
【0044】
装置は、乗算係数が、Ｙ接地－Ｙ接地変圧器構成の変圧器の背後のソースの少なくとも１つのソースインピーダンスに依存するように動作してもよい。
【0045】
装置は、第１の線路の構成および／または変圧器の構成を決定するために、デジタル変電所データを使用するように動作し得る。
【0046】
装置は、第１の線路の第１のゼロシーケンス電流を推定するためにいくつかの計算手順のうちのどれが呼び出されるべきかを決定するために、デジタル変電所データを使用するように動作してもよい。
【0047】
装置は、見かけのインピーダンスを決定するために相互結合補償を実行するために、第１の線路の推定された第１のゼロシーケンス電流を使用するように動作し得る。
【0048】
装置は、相互結合補償を含む見かけのインピーダンスを決定するように動作してもよく、相互結合補償は、第１の線路の推定された第１のゼロシーケンス電流に依存する。
【0049】
装置は、２重回路伝送システムの距離保護のために相互結合補償を実行するように動作し得る。
【0050】
装置は、見かけのインピーダンスを決定するために、第２の線路の故障相の短絡電流の和、第１の係数と推定された第１のゼロシーケンス電流との積、および第２の係数と第２のゼロシーケンス電流との積を計算することを含む相互結合補償を実行するように動作し得る。
【0051】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が稼働中であるかどうかとは無関係に、および／または変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成またはΔＹ接地構成にあるかどうかとは無関係に、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0052】
【数2】
【0053】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0054】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が稼働中であるかどうかとは無関係に、および／または変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成またはΔＹ接地構成にあるかどうかとは無関係に、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0055】
【数3】
【0056】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１、ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１、ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0057】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が稼働中であり、変圧器がΔＹ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0058】
【数4】
【0059】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT２は、リモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT２は、リモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0060】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が稼働中であり、変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0061】
【数5】
【0062】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0063】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が開放され接地されており、変圧器がΔＹ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0064】
【数6】
【0065】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT２は、リモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT２は、リモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0066】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が開放され接地されており、変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0067】
【数7】
【0068】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0069】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が稼働中であり、変圧器がΔＹ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0070】
【数8】
【0071】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT１，ZT２は、それぞれローカル変圧器およびリモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT１，ZT２は、それぞれローカル変圧器およびリモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0072】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が稼働中であり、変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0073】
【数9】
【0074】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１，ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１，ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0075】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が開放され接地されており、変圧器がΔＹ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0076】
【数10】
【0077】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT１，ZT２は、それぞれローカル変圧器およびリモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT１，ZT２は、それぞれローカル変圧器およびリモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0078】
装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が開放され接地されており、変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0079】
【数11】
【0080】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１，ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１，ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0081】
装置は、乗算係数が第２の線路における故障の推定故障位置に依存し得るように動作可能であり得る。
【0082】
装置は、第２の線路における相－接地電圧Ｕｐｈ、第２の線路における短絡電流Ｉｐｈ、第２の線路のゼロシーケンス線路インピーダンスＺ０Ｌ、第２の線路の正シーケンス線路インピーダンスＺ１、および第２のゼロシーケンス電流Ｉ０に基づいて推定故障位置を決定するように動作し得る。
【0083】
装置は、反復手順において推定故障位置、第１のゼロシーケンス電流、および見かけのインピーダンスを決定するように動作し得る。
【0084】
装置は、反復手順の第１の反復において、初期部分故障位置推定値が以下を満たすように決定され得るように動作し得る。
【0085】
【数12】
【0086】
ここで、
Ｉ’０（din）は、初期部分故障位置推定値ｄｉｎに対して得られた第１のゼロシーケンス電流の初期推定値であり、
Ｕｐｈは、第２の線路に関連する相における相－接地電圧であり、
Ｉｐｈは、第２の線路に関連する相の短絡電流であり、
Ｚ０Ｌは、第２の線路のゼロシーケンス線路インピーダンスであり、
Ｚ１は、第２の線路の正シーケンス線路インピーダンスであり、
Ｚ０Ｍは、故障していない状態における第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであること
を満たすように決定され得るように動作し得る。
Ｉ’０（din）は、初期部分故障位置推定値ｄｉｎに対して得られた第１のゼロシーケンス電流の初期推定値であり、
Ｕｐｈは、第２の線路に関連する相における相－接地電圧であり、
Ｉｐｈは、第２の線路に関連する相の短絡電流であり、
Ｚ０Ｌは、第２の線路のゼロシーケンス線路インピーダンスであり、
Ｚ１は、第２の線路の正シーケンス線路インピーダンスであり、
Ｚ０Ｍは、故障していない状態における第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであること
を満たすように決定され得るように動作し得る。
【0087】
装置は、反復手順の第２の反復において、故障位置が、精緻化された部分故障位置推定値として決定され得るように動作し得る。
【0088】
【数13】
【0089】
ここで、
Ｉ’０（d）は、精緻化された部分故障位置推定値に対して得られた第１のゼロシーケンス電流の精緻化推定値であること
を満たすように決定されるように動作し得る。
Ｉ’０（d）は、精緻化された部分故障位置推定値に対して得られた第１のゼロシーケンス電流の精緻化推定値であること
を満たすように決定されるように動作し得る。
【0090】
装置は、ｋ≧２である反復手順のｋ回目の反復後の見かけのインピーダンスの精緻化推定値が、保護機能、特に距離保護機能を実行するために使用されるように動作し得る。
【0091】
装置は、変流器から第２の線路の電流測定値を受信し、電流測定値を処理して第１のゼロシーケンスインピーダンスを推定するように動作することができる。
【0092】
一実施形態による電力システムは、第１の線路を備える２重回路伝送システムと、第１の線路に並列の第２の線路と、第２の線路の保護機能を実行するために第２の線路に動作可能に結合される本明細書に開示される任意の実施形態の装置とを備える。
【0093】
第１の線路および第２の線路は、３相２重回路伝送システムを形成してもよい。
第１の線路および第２の線路は、等しい線路インピーダンスを有し得る。
第１の線路および第２の線路は、等しい線路インピーダンスを有し得る。
【0094】
第１の線路および第２の線路は、同じ長さおよび同じ直径を有し得る。
第１の線路および第２の線路の第１の端末は第１のバスに結合されてもよく、第１の線路および第２の線路の第２の端部は第２のバスに結合されてもよい。
第１の線路および第２の線路の第１の端末は第１のバスに結合されてもよく、第１の線路および第２の線路の第２の端部は第２のバスに結合されてもよい。
【0095】
電力システムは、第１の変圧器を介して第１および第２の線路に結合された第１のソースを有し、かつ第２の変圧器を介して第１および第２の線路に結合された第２のソースを有する、発電、配電または伝送システムであり得る。
【0096】
装置は、保護リレーであってもよい。
電力システムは、第２の線路における電流測定を実行するための変流器を備えることができる。
電力システムは、第２の線路における電流測定を実行するための変流器を備えることができる。
【0097】
電力システムは、ローカル端末における電圧を検知し、かつ検知された電圧を、第１のゼロシーケンス電流を推定する際に使用するための装置に提供するための電圧検知装置を備えることができる。
【0098】
電力システムは、見かけのインピーダンスに応答してトリップするリレー、回路遮断器、またはスイッチを備えることができる。
【0099】
一実施形態による方法は、装置によって、２重回路伝送システムの第１の線路の第１のゼロシーケンス電流を推定することであって、第１の線路が、故障した第２の線路に並列であり、第１のゼロシーケンス電流が、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流に基づいて推定されることと、装置によって、推定された第１のゼロシーケンス電流に基づいて見かけのインピーダンスを決定することとを含む。
【0100】
本方法は、電流測定値から第２の線路の第２のゼロシーケンス電流を計算することをさらに含むことができる。
【0101】
本方法は、見かけのインピーダンスに基づいて保護機能を実行することをさらに含み得る。
【0102】
保護機能は、距離保護機能であってもよい。
第１のゼロシーケンス電流は、第１の線路の電流測定値を使用せずに推定され得る。
第１のゼロシーケンス電流は、第１の線路の電流測定値を使用せずに推定され得る。
【0103】
第１のゼロシーケンス電流は、第２の線路のローカル端末（すなわち、装置により近い端末）における電圧測定値を使用して推定され得る。
【0104】
第１のゼロシーケンス電流は、第１の線路の電圧測定値を使用せずに推定され得る。
本方法は、第２の線路における故障の故障位置の推定値を決定することを含み得る。
本方法は、第２の線路における故障の故障位置の推定値を決定することを含み得る。
【0105】
第１のゼロシーケンス電流は、故障位置の推定値に基づいて推定され得る。
本方法は、故障位置、第１のゼロシーケンス電流、および見かけのインピーダンスの推定値を決定するための反復手順を含み得る。
本方法は、故障位置、第１のゼロシーケンス電流、および見かけのインピーダンスの推定値を決定するための反復手順を含み得る。
【0106】
本方法は、第２の線路の端末におけるゼロシーケンス電圧を示す電圧測定値を受信することを含み得る。
【0107】
第１のゼロシーケンス電流は、ゼロシーケンス電圧に基づいて決定され得る。
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第２のゼロシーケンス電流に乗算係数を乗算することを含み得る。
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第２のゼロシーケンス電流に乗算係数を乗算することを含み得る。
【0108】
乗算係数は、第１の線路の状態および／または第１の線路と第２の線路の両方の対向する端末にある変圧器の変圧器構成とは無関係であってもよい。
【0109】
乗算係数は、第１の線路の状態に依存してもよい。
乗算係数は、第１の線路が（ｉ）稼働中であるか、または（ｉｉ）開放され接地されているかどうかに依存してもよい。
乗算係数は、第１の線路が（ｉ）稼働中であるか、または（ｉｉ）開放され接地されているかどうかに依存してもよい。
【0110】
乗算係数は、第１の線路および第２の線路の両方の端末における変圧器の構成に依存してもよい。
【0111】
乗算係数は、変圧器の構成が（ｉ）ΔＹ接地されているか、または（ｉｉ）Ｙ接地－Ｙ接地されているかに依存してもよい。
【0112】
乗算係数はΔＹ接地変圧器構成の変圧器の少なくとも１つの変圧器インピーダンスに依存してもよい。
【0113】
乗算係数は、Ｙ接地－Ｙ接地変圧器構成の変圧器の背後のソースの少なくとも１つのソースインピーダンスに依存してもよい。
【0114】
本方法は、第１の線路の構成および／または変圧器の構成を決定するために、デジタル変電所データを使用することをさらに含み得る。
【0115】
本方法は、第１の線路の第１のゼロシーケンス電流を推定するためにいくつかの計算手順のうちのどれが呼び出されるべきかを決定するために、デジタル変電所データを使用することをさらに含み得る。
【0116】
本方法は、見かけのインピーダンスを決定するために、第１の線路の推定された第１のゼロシーケンス電流に基づいて相互結合補償を実行することを含み得る。
【0117】
本方法は、相互結合補償を含む見かけのインピーダンスを決定することを含んでもよく、相互結合補償は、第１の線路の推定された第１のゼロシーケンス電流に依存する。
【0118】
本方法は、２重回路伝送システムの距離保護のために相互結合補償を実行することを含み得る。
【0119】
相互結合補償を実行することは、見かけのインピーダンスを決定するために、第２の線路の故障相の短絡電流の和、第１の係数と推定された第１のゼロシーケンス電流との積、および第２の係数と第２のゼロシーケンス電流との積を計算することを含む。
【0120】
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第１の線路が稼働中であるかどうかとは無関係に、および／または変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成またはΔＹ接地構成にあるかどうかとは無関係に、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0121】
【数14】
【0122】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0123】
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第１の線路が稼働中であるかどうかとは無関係に、および／または変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成またはΔＹ接地構成にあるかどうかとは無関係に、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0124】
【数15】
【0125】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１、ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１、ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0126】
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第１の線路が稼働中であり、変圧器がΔＹ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0127】
【数16】
【0128】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT２は、リモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT２は、リモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0129】
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第１の線路が稼働中であり、変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0130】
【数17】
【0131】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0132】
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第１の線路が開放され接地されており、変圧器がΔＹ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0133】
【数18】
【0134】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT２は、リモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT２は、リモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0135】
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第１の線路が開放され接地されており、変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0136】
【数19】
【0137】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0138】
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第１の線路が稼働中であり、変圧器がΔＹ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0139】
【数20】
【0140】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT１、ZT２は、それぞれローカル変圧器およびリモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT１、ZT２は、それぞれローカル変圧器およびリモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0141】
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第１の線路が稼働中であり、変圧器がＹ－Ｙ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0142】
【数21】
【0143】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１、ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１、ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0144】
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第１の線路が開放され接地されており、変圧器がΔＹ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0145】
【数22】
【0146】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT１、ZT２は、それぞれローカル変圧器およびリモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZT１、ZT２は、それぞれローカル変圧器およびリモート変圧器の変圧器インピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0147】
第１のゼロシーケンス電流を推定することは、第１の線路が開放され接地されており、変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成にあるときに、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0148】
【数23】
【0149】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１、ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１、ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0150】
乗算係数は、第２の線路における故障の推定故障位置に依存し得る。
方法は、第２の線路における相－接地電圧Ｕｐｈ、第２の線路における短絡電流Ｉｐｈ、第２の線路のゼロシーケンス線路インピーダンスＺ０Ｌ、第２の線路の正シーケンス線路インピーダンスＺ１、および第２のゼロシーケンス電流Ｉ０に基づいて推定故障位置を決定することをさらに含み得る。
方法は、第２の線路における相－接地電圧Ｕｐｈ、第２の線路における短絡電流Ｉｐｈ、第２の線路のゼロシーケンス線路インピーダンスＺ０Ｌ、第２の線路の正シーケンス線路インピーダンスＺ１、および第２のゼロシーケンス電流Ｉ０に基づいて推定故障位置を決定することをさらに含み得る。
【0151】
推定故障位置、第１のゼロシーケンス電流、および見かけのインピーダンスは、反復手順において決定され得る。
【0152】
反復手順の第１の反復において、初期部分故障位置推定値は、以下を満たすように決定され得る。
【0153】
【数24】
【0154】
ここで、
Ｉ’０（ｄｉｎ）は、初期部分故障位置推定値ｄｉｎに対して得られた第１のゼロシーケンス電流の初期推定値であり、
Ｕｐｈは、第２の線路に関連する相における相－接地電圧であり、
Ｉｐｈは、第２の線路に関連する相の短絡電流であり、
Ｚ０は、第２の線路のゼロシーケンス線路インピーダンスであり、
Ｚ１は、第２の線路の正シーケンス線路インピーダンスであり、
Z０Mは、故障していない状態における第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであること
を満たすように決定され得るように動作し得る。
Ｉ’０（ｄｉｎ）は、初期部分故障位置推定値ｄｉｎに対して得られた第１のゼロシーケンス電流の初期推定値であり、
Ｕｐｈは、第２の線路に関連する相における相－接地電圧であり、
Ｉｐｈは、第２の線路に関連する相の短絡電流であり、
Ｚ０は、第２の線路のゼロシーケンス線路インピーダンスであり、
Ｚ１は、第２の線路の正シーケンス線路インピーダンスであり、
Z０Mは、故障していない状態における第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであること
を満たすように決定され得るように動作し得る。
【0155】
反復手順の第２の反復において、故障位置は、精緻化された部分故障位置推定値として決定され得る。
【0156】
【数25】
【0157】
ここで、
Ｉ’０（ｄ）は、精緻化された部分故障位置推定値に対して得られた第１のゼロシーケンス電流の精緻化推定値であること
を満たすように決定されるように動作し得る。
Ｉ’０（ｄ）は、精緻化された部分故障位置推定値に対して得られた第１のゼロシーケンス電流の精緻化推定値であること
を満たすように決定されるように動作し得る。
【0158】
ｋ≧２である反復手順のｋ回目の反復後の見かけのインピーダンスの精緻化推定値は、保護機能、特に距離保護機能を実行するために使用される。
【0159】
本方法は、変流器から第２の線路の電流測定値を受信することと、第１のゼロシーケンスインピーダンスを推定するために電流測定値を処理することとをさらに含み得る。
【0160】
第１の線路および第２の線路は、３相伝送システムを形成し得る。
第１の線路および第２の線路は、ほぼ等しい線路インピーダンスを有し得る。
第１の線路および第２の線路は、ほぼ等しい線路インピーダンスを有し得る。
【0161】
第１の線路および第２の線路は、同じ長さおよび同じ直径を有し得る。
第１の線路および第２の線路の第１の端末は第１のバスに結合されてもよく、第１の線路および第２の線路の第２の端部は第２のバスに結合されてもよい。
第１の線路および第２の線路の第１の端末は第１のバスに結合されてもよく、第１の線路および第２の線路の第２の端部は第２のバスに結合されてもよい。
【0162】
第１のおよび第２の線路は、第１の変圧器を介して第１および第２の線路に結合された第１のソースを有し、かつ第２の変圧器を介して第１および第２の線路に結合された第２のソースを有する、電力システム、特に発電、配電または伝送システムにより構成され得る。
【0163】
本方法は、保護リレーによって実行される。
本方法は、変流器によって、第２の線路の電流を測定することをさらに含むことができる。
本方法は、変流器によって、第２の線路の電流を測定することをさらに含むことができる。
【0164】
本方法は、見かけのインピーダンスの関数としてリレー、回路遮断器、またはスイッチをトリップすることをさらに含むことができる。
【0165】
実施形態による装置、システム、および方法によって、様々な効果および利点が達成される。
【0166】
見かけのインピーダンスを決定する装置によって保護されている線路に並列に延在する第１の線路からの電流測定値を必要とせずに、２重回路伝送システム線路の距離保護のための適応相互結合補償が達成される。第１の線路から、保護されている線路（すなわち、第２の線路）上の装置（例えば、リレー）への電流測定値の転送（これは、測定不可または安全上の懸念のために望ましくない場合がある）は、適応相互結合補償に必要とされない。
【0167】
装置、システム、および方法は、分野の専門知識、標準、および研究から得られる設定グループを必要とせずに動作する。装置、システム、および方法は、再生可能エネルギーの普及が進んだ現代の発展中のグリッドでの使用に適している。
【0168】
装置、システム、および方法は、並列回路の電流の方向変化を考慮しているため、従来技術よりも正確である。
【0169】
実施形態による装置、方法、およびシステムは、並列線路を有する３相伝送システムに関連して使用することができる。装置、方法、およびシステムは、これに限定されず、保護リレーによって実行される距離保護機能を改善するために使用され得る。
【0170】
図面の簡単な説明
本発明の主題は、添付の図面に示されている好ましい例示的な実施形態を参照してより詳細に説明される。
本発明の主題は、添付の図面に示されている好ましい例示的な実施形態を参照してより詳細に説明される。
【図面の簡単な説明】
【0171】
【図1】２重回路線路と保護装置とを備えるシステムの概略部分図である。
【図2】２重回路伝送システムの概略図である。
【図3】保護装置のブロック図である。
【図4】方法のフローチャートである。
【図5】保護装置によって実行される処理のブロック図である。
【図6】ΔＹ接地変圧器構成を有する２重回路線路と、開放され接地された第１の線路とを備えるシステムの概略図である。
【図8】Ｙ接地－Ｙ接地変圧器構成を有する２重回路線路と、開放され接地された第１の線路とを備えるシステムの概略図である。
【図10】ΔＹ接地変圧器構成を有する２重回路線路と、稼働中の第１の線路とを備えるシステムの概略図である。
【図12】Ｙ接地－Ｙ接地変圧器構成を有する２重回路線路と、稼働中の第１の線路とを備えるシステムの概略図である。
【図14】方法のフローチャートである。
【図16】ΔＹ接地変圧器構成および第１の線路が開放され接地されている場合の、実際のインピーダンス、第１の線路の電流測定値を使用するときに得られる見かけのインピーダンス、および本発明の技術を使用して第１の線路のゼロシーケンス電流を推定するときに得られる見かけのインピーダンスを示す図である。
【図17】Ｙ接地－Ｙ接地変圧器構成および第１の線路が開放され接地されている場合の、実際のインピーダンス、第１の線路の電流測定値を使用するときに得られる見かけのインピーダンス、および本発明の技術を使用して第１の線路のゼロシーケンス電流を推定するときに得られる見かけのインピーダンスを示す図である。
【図18】ΔＹ接地変圧器構成および稼働中の第１の線路について、実際のインピーダンス、第１の線路で電流測定値を使用するときに得られる見かけのインピーダンス、および本発明の技術を使用して第１の線路でゼロシーケンス電流を推定するときに得られる見かけのインピーダンスを示す図である。
【図19】Ｙ接地－Ｙ接地変圧器構成および稼働中の第１の線路について、実際のインピーダンス、第１の線路で電流測定値を使用するときに得られる見かけのインピーダンス、および本発明の技術を使用して第１の線路でゼロシーケンス電流を推定するときに得られる見かけのインピーダンスを示す図である。
【図20】実際のリモートソースインピーダンスおよびその実際の値周辺のリモートソースインピーダンスの変動について、ΔＹ接地変圧器構成および第１の線路が開放され接地されている場合の、実際のインピーダンス、および本発明の技術を使用して第１の線路のゼロシーケンス電流を推定するときに得られる見かけのインピーダンスを示す図である。
【発明を実施するための形態】
【0172】
発明を実施するための形態
本発明の例示的な実施形態は、同一または類似の参照符号が同一または類似の要素を示す図面を参照して説明される。いくつかの実施形態を文脈において説明するが、以下で詳細に説明する方法および装置は、多種多様なシステムで使用することができる。
本発明の例示的な実施形態は、同一または類似の参照符号が同一または類似の要素を示す図面を参照して説明される。いくつかの実施形態を文脈において説明するが、以下で詳細に説明する方法および装置は、多種多様なシステムで使用することができる。
【0173】
実施形態の特徴は、特に明記しない限り、互いに組み合わせることができる。
本発明の実施形態によれば、電力システムのための保護機能、特に距離保護機能を実行するように動作する装置および方法が提供される。より具体的には、装置および方法は、２重回路伝送システムにおける距離保護機能のための相互結合補償を提供するように動作することができる。本明細書で使用される場合、「２重回路伝送システム」（当技術分野ではしばしば「２重回路伝送線路」とも呼ばれる）という用語は、２回路の導体を有する。２相２重回路伝送システムの場合、各塔は４つの導体を支持し絶縁する。３相２重回路伝送システムの場合、各塔は６つの導体を支持し絶縁する。一般に、２重回路伝送システムは、２回路の導体が同じ通行権を共有し、および／または同じ塔に吊り下げられている伝送システムである。
本発明の実施形態によれば、電力システムのための保護機能、特に距離保護機能を実行するように動作する装置および方法が提供される。より具体的には、装置および方法は、２重回路伝送システムにおける距離保護機能のための相互結合補償を提供するように動作することができる。本明細書で使用される場合、「２重回路伝送システム」（当技術分野ではしばしば「２重回路伝送線路」とも呼ばれる）という用語は、２回路の導体を有する。２相２重回路伝送システムの場合、各塔は４つの導体を支持し絶縁する。３相２重回路伝送システムの場合、各塔は６つの導体を支持し絶縁する。一般に、２重回路伝送システムは、２回路の導体が同じ通行権を共有し、および／または同じ塔に吊り下げられている伝送システムである。
【0174】
保護装置は、保護リレーとして実装されてもよい。保護装置は、２重回路伝送システムの第２の線路と動作可能に関連付けられてもよく、２重回路伝送システムは、第２の線路に並列に延在する第１の線路を有する。
【0175】
保護装置は、第２の線路について（例えば、第２の線路における変流器から）得られた電流測定値を受信し、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流に基づいて第１の線路の第１のゼロシーケンス電流を推定し、推定された第１のゼロシーケンス電流に基づいて見かけのインピーダンスを決定するように動作することができる。
【0176】
見かけのインピーダンスは、保護装置が関連付けられている第２の線路で得られる電流および電圧測定値に基づいて、第１の線路で得られる電流測定値を必要とせずに、決定することができる。
【0177】
【数26】
【0178】
保護装置は、見かけのインピーダンスに基づいて第２の線路の保護機能を実行するように動作することができる。保護機能は、回路遮断器またはスイッチなどのトリップ保護要素を備えることができる。保護機能は、制御された切断および／または再接続を実行することを含み得る。
【0179】
代替的または追加的に、保護装置は、見かけのインピーダンスに依存して、警報、警告、または他の情報などの出力の生成を引き起こすように動作することができる。出力は、ユーザインターフェースを介してオペレータに提供され得る。
【0180】
保護装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定するとき、および／または見かけのインピーダンスを決定するとき、および／または相互結合補償を実行するときに、１つまたは複数のソースインピーダンスおよび／または１つまたは複数の変圧器インピーダンスなどの様々なパラメータを使用することができる。本明細書に開示される技術は、ソースおよび／または変圧器インピーダンスの数値の不正確さに対して堅牢である。したがって、本明細書で使用される「ソースインピーダンス」および「変圧器インピーダンス」という用語は、ソースインピーダンスもしくは変圧器インピーダンス、または実際の値からのいくつかの変動に対応する他の値の推定値を包含する。
【0181】
図１は、電力システム１０の部分概略図である。電力システムは、並列に延在する第１の線路１１および第２の線路１２を有する。第１の線路１１および第２の線路１２は各々、２重回路伝送システムの導体であり得る。
【0182】
第１の線路１１および第２の線路１２は、互いに近接して配置された通電導体である２重回路伝送システムの伝送線路であり得る。第１の線路１１および第２の線路１２は伝送線路であってもよく、それらの電流の合計が０に等しくならないように動作し得る。
【0183】
第１の線路１１および第２の線路１２の第１の端末は、第１の変圧器１６に結合されてもよい。第１のソース１５は、第１の変圧器１６の背後で（保護装置２０、２０’から分かるように）、すなわち第１の線路１１および第２の線路１２の第１の端部で、第１の変圧器１６に結合されてもよい。
【0184】
図１には示されていないが、第１の線路１１および第２の線路２２の反対側の第２の端末は、第２の変圧器に結合されてもよい。第２のソースは、第２の変圧器に、すなわち第１の線路１１および第２の線路１２の第２の端部に、結合されてもよい。
【0185】
第２の線路１２を保護するための保護装置２０が設けられている。保護装置２０は、第２の線路２２に距離保護または別の保護機能を提供するように動作し得る。保護装置２２は、保護リレーであってもよい。
【0186】
保護装置２０は、第２の線路２２の第１の端末またはその近傍に設けられている。したがって、第１の端末は「ローカル端末」とも呼ばれる。以下では、保護装置２０が設けられている第２の線路１２の端部にある変圧器は「ローカル変圧器」と呼ばれ、保護装置２０が設けられている第２の線路１２の端部にあるソースは「ローカルソース」と呼ばれる。第２の線路１２の反対側の端部にある変圧器は、「リモート変圧器」と呼ばれ、第２の線路１２の反対側の端部にあるソースは、「リモートソース」と呼ばれる。
【0187】
別の保護装置（図１には図示せず）が典型的には第２の線路１２の反対側の端部に設けられ、そのためにソース１５は「リモートソース」であり（この別の保護装置が設けられている端部とは反対側の第２の線路１２の端部に設けられているため）、変圧器１６は「リモート変圧器」である（この別の保護装置が設けられている端部とは反対側の第２の線路１２の端部に設けられているため）ことが理解されよう。
【0188】
保護装置２０は、第２の線路１２の第１の端部で変流器３０に結合されている。保護装置２０は、第２の線路１２の電流測定値を受信するように動作する。電流測定により、第２の線路１２のゼロシーケンス電流を導出することが可能になる。第２の線路１２のゼロシーケンス電流は、簡潔にするために「第２のゼロシーケンス電流」と呼ばれる。第１の線路１１のゼロシーケンス電流は、簡潔にするために「第１のゼロシーケンス電流」と呼ばれる。
【0189】
保護装置２０は、２つの線路１１、１２間の相互磁束結合を考慮する強化された技術を提供するように動作し、ゼロシーケンス相互結合と呼ばれる。ゼロシーケンス相互結合効果は、等価回路におけるゼロシーケンス相互インピーダンスによって効果的に表すことができる。保護装置２０は、保護装置２０から見て、相互結合を考慮し、第１の線路１１内の第１のゼロシーケンス電流の推定値に比例する項を含む、見かけのインピーダンスを決定するように動作する。保護装置２０は、２重回路／並列線路における見かけのインピーダンスを、
【0190】
【数27】
【0191】
として決定するように動作し、
Ｉ’０は、並列の第１の線路１１内の第１のゼロシーケンス電流の推定値であり、
K０mおよびK０は、以下により詳細に説明するように、線路インピーダンスに依存する係数であり、K０mは第１の線路１１と第２の線路１２との間の相互インピーダンスに比例する。
Ｉ’０は、並列の第１の線路１１内の第１のゼロシーケンス電流の推定値であり、
K０mおよびK０は、以下により詳細に説明するように、線路インピーダンスに依存する係数であり、K０mは第１の線路１１と第２の線路１２との間の相互インピーダンスに比例する。
【0192】
保護装置２０は、既知のシステムインピーダンス（線路インピーダンスおよび変圧器またはソースインピーダンスの少なくとも一方）を使用して、第２の線路１２内の測定電流から第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０の推定値を決定するように動作する。第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０の推定値が決定される手順は、第２の線路１２のローカル端部およびリモート端部の両方における変圧器の変圧器構成ならびに第１の線路１１の状態に依存する。変圧器構成および第１の線路１１の状態に関する情報は、デジタル変電所状態および構成データ１９から保護装置２０によって取得されてもよい。例示のために、デジタル変電所状態および構成データ１９は、見かけのインピーダンスを推定するためにいくつかの手順のうちのどれが呼び出されるべきかを決定するために保護装置２０によって使用される、変電所構成記述および／または動的変電所トポロジを含むことができる。
【0193】
本発明による装置の動作は、保護装置２０を参照して説明されるが、第１の線路１１に関連する保護装置２０’も同様の動作を有し得る。特に、保護装置２０’は、第１の線路１１上の変流器３０’から第１の線路１１の電流測定値を受信するように動作することができ、それに基づいて、かつシステムインピーダンスに基づいて、変電所状態および構成データを使用して第２のゼロシーケンス電流を推定することができ、保護装置２０、２０’間または変流器３０から保護装置２０’に通信される電流測定値を必要とせずに、第１の線路の測定値から入手できる第１のゼロシーケンス電流、および推定値によって得られる第２のゼロシーケンス電流を使用して、見かけのインピーダンスを決定することができる。
【0194】
図２は、２回路の導体が同じ通行権を共有し、および／または同じ塔に支持される、２重回路伝送システムの塔を示す概略図である。第１の線路１１および第２の線路１２は、２重回路伝送システムの異なる回路の導体であり得る。図２に示すように、３相２重回路伝送線路は、第１の線路１１および第２の線路１２の２つの異なる伝送回路を形成するために設けられた合計６つの導体ａ’、ｂ’、ｃ’、ａ、ｂ、ｃを有する。第１の線路１１は、３相に対応する３つの導体ａ’、ｂ’、ｃ’を含み、第２の線路１２は、３相に対応する他の３つの導体ａ，ｂ，ｃを含む。第１の線路１１および第２の線路１２を互いに近接して走行させることは、例えばそれらが並列に配置されている場合、導体間の誘導結合を含む。
【0195】
図３は、一実施形態による保護装置２０のブロック図である。保護装置２０は、保護装置２０によって保護されている線路の電流測定値を受信するように動作する第１のインターフェース２８を有する。第１のインターフェース２０は、変流器に結合するように動作してもよい。
【0196】
保護装置２０は、処理機能を実行する１つまたは複数の集積回路（ＩＣ）２１を有する。１つまたは複数のＩＣ２１は、プロセッサ、マイクロプロセッサ、コントローラ、マイクロコントローラ、フィールドプログラマブルゲートアレイ（ＦＰＧＡ）、特定用途向け集積回路（ＡＳＩＣ）、またはそれらの任意の組み合わせのうちの１つまたは複数を含み得る。
【0197】
ＩＣ２１は、見かけのインピーダンス決定要素２２を実装するように動作する。見かけのインピーダンス決定要素２２は、保護されている線路の電流および電圧測定値を入力として受信することができ、保護されている線路に並列の別の線路のゼロシーケンス電流を推定することができ、保護装置２０が設けられている線路に並列の第１の線路１１の推定されたゼロシーケンス電流を、保護されている線路のゼロシーケンス電流と組み合わせて使用して、２重線回路における相互結合を考慮に入れた見かけのインピーダンスを推定することができる。
【0198】
ＩＣ２１は、距離要素２３を実装するように動作することができる。距離要素２３は、保護機能、特に距離保護機能を実行するように動作することができる。距離要素２３は、どの補正動作が必要かを決定するために見かけのインピーダンスを使用するように動作することができる。距離要素２３は、保護が必要とされる領域を決定するように動作することができる。相互結合を考慮に入れた見かけのインピーダンスを使用することによって、距離要素２３によるオーバーリーチまたはアンダーリーチ動作のリスクが軽減される。
【0199】
ＩＣ２１は、少なくとも１つの第２のインターフェース２９を介して信号またはコマンドを発行して、決定された保護動作を行わせるように動作することができる。
【0200】
ＩＣ２１は、出力生成要素２４を実装するように動作することができる。出力生成要素２４は、出力（警報、警告、通知、または他の情報）をオペレータ、例えば制御センタに出力させることができる。
【0201】
図４は、方法４０のフローチャートである。方法４０は、保護装置２０によって自動的に実行されてもよい。
【0202】
ステップ４１において、保護装置によって保護されている線路の電流測定値が得られる。保護されている線路の電圧測定値（特に、相－接地電圧）が受信され得る。
【0203】
ステップ４１は、任意選択的に、第２の線路のローカル端末でゼロシーケンス電圧を示す電圧測定値を受信することを含んでもよい。
【0204】
ステップ４２において、システム状態および構成データが任意選択的に取得される。システム状態および構成データは、保護されている線路に並列の別の線路が動作中であるか、または（メンテナンスの場合のように）開放され接地されているかどうかに関する情報を含むことができる。システム状態および構成データは、保護されている線路の両端の変圧器の変圧器構成に関する情報を含むことができる。ステップ４２は任意である。実施形態による方法および装置は、保護されている線路に並列の線路の状態に関する情報を必要とせずに、および／または変圧器構成に関する情報を必要とせずに動作することができる。
【0205】
ステップ４３において、保護されている線路に並列の線路のゼロシーケンス電流が推定される。保護されている線路に並列の線路のゼロシーケンス電流の推定値は、第１の線路の状態（稼働中または開放および接地）および／または変圧器構成に依存するデータ処理を使用して、保護されている線路のゼロシーケンス電流から決定することができる。保護されている線路に並列の線路のゼロシーケンス電流の推定値は、保護されている線路に並列の線路の電流測定値を必要とせずに、特に使用せずに決定することができる。
【0206】
【数28】
【0207】
ステップ４３および４４は、反復手順で実施されてもよい。反復手順は、保護されている線路内の故障の故障位置および見かけのインピーダンスの推定値を初期化することを含むことができる。故障位置、第１の線路におけるゼロシーケンス電流の推定値、および見かけのインピーダンスは、初期化後の少なくとも１回の反復で反復的に精緻化することができる。
【0208】
見かけのインピーダンスは、保護機能、特に距離保護機能を実行するために使用され得る。
【0209】
図５は、一実施形態による保護装置２０および方法の全体的な動作を示す図５０である。使用される入力５１は、保護されている線路からの電圧および電流測定値、線路インピーダンス、ならびに両端末からの変圧器インピーダンスおよびソースインピーダンスパラメータの少なくとも１つである。線路構成を決定するために、両線路のローカル端部およびリモート端部における遮断器の状態を含むデジタル変電所データ５２も取得される。さらに、変圧器構成５２の情報も取得される。出力として使用され得る見かけのインピーダンス（相互結合補償後）５４の正確な推定値を得るために、第１の線路１１の線路電流推定値および２段階の見かけのインピーダンス計算５３を実行することができる。
【0210】
一実施形態による保護装置２０および方法で使用され得る技術は、以下の２つのセクション、すなわち、（Ａ）第１の線路におけるゼロシーケンス電流の推定、および（Ｂ）第１の線路１１に対する推定された第１のゼロシーケンス電流を用いた相互結合補償で説明される。
【0211】
（Ａ）並列線路のゼロシーケンス電流の推定
並列線路の状態および変圧器の構成とは無関係の推定
第１の線路１１（すなわち、保護されている第２の線路１２に並列の線路）におけるゼロシーケンス電流の推定は、第１の線路１１が動作しているか開放され接地されているかに関する情報を必要とせずに、かつローカル端末およびリモート端末における変圧器構成に関する情報を必要とせずに実施することができる。
並列線路の状態および変圧器の構成とは無関係の推定
第１の線路１１（すなわち、保護されている第２の線路１２に並列の線路）におけるゼロシーケンス電流の推定は、第１の線路１１が動作しているか開放され接地されているかに関する情報を必要とせずに、かつローカル端末およびリモート端末における変圧器構成に関する情報を必要とせずに実施することができる。
【0212】
装置２０は、第２の線路における少なくとも第２のゼロシーケンス電流、ローカル端末からの推定された部分故障位置、第２の線路の正シーケンスインピーダンス、第１の線路および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンス、ならびにリモート端末の背後のソースインピーダンスの関数として、第１の線路１１における第１のゼロシーケンス電流を推定するように動作することができる。装置２０はさらに、（ｉ）ローカル端末におけるゼロシーケンス電圧、（ｉｉ）第１の線路１１における第１のゼロシーケンス電流の推定値を決定するためのローカル端末の背後のソースインピーダンス、のうちの少なくとも一方を使用することができる。
【0213】
装置２０は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が稼働中であるかどうかとは無関係に、および／または変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成またはΔＹ接地構成にあるかどうかとは無関係に、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0214】
【数29】
【0215】
ここで、
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
VＡ０は、ローカル端末（すなわち、装置により近い第２の線路の端末）におけるゼロシーケンス電圧であり、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS２は、リモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0216】
代替的にまたは追加的に、装置は、第１のゼロシーケンス電流を推定することが、第１の線路が稼働中であるかどうかとは無関係に、および／または変圧器がＹ接地－Ｙ接地構成またはΔＹ接地構成にあるかどうかとは無関係に、第１のゼロシーケンス電流Ｉ’０が
【0217】
【数30】
【0218】
ここで、
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１、ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
I０は、第２の線路の第２のゼロシーケンス電流であり、
dは、ローカル端末からの推定された部分故障位置であり、
Z０Lは、第２の線路の正シーケンスインピーダンスであり、
Z０Mは、第１および第２の線路のゼロシーケンス相互インピーダンスであり、
ZS１、ZS２は、それぞれローカル端末およびリモート端末の背後のソースインピーダンスであること
を満たすように第１のゼロシーケンス電流を推定することを含み得るように動作し得る。
【0219】
推定された部分故障位置は、以下でより詳細に説明するように得ることができ、以下に説明するように、開始ステップおよび少なくとも１回のさらなる反復を含む反復プロセスにおいて反復的に改善することができる。
【0220】
式（３）、（４）または式（５）、（６）は、特定の並列線路の状態および変圧器の構成について導出することができるが、驚くべきことに、第１の線路１１（すなわち、装置２０によって保護された線路１２に並列の線路１１）が開放され接地されているか、または動作中であるかに関係なく、かつローカルおよびリモート端末における変圧器構成に関係なく、相互結合補償を使用する堅牢な推定値および堅牢な距離保護機能を提供する。式（３）、（４）または式（５）、（６）を使用する実装形態は、第１の線路１１（すなわち、装置２０によって保護された線路１２に並列の線路１１）が開放され接地されているか、または動作中であるかに関する情報を必要とせずに、かつローカルおよびリモート端末における変圧器構成に関する情報を必要とせずに、信頼性の高い相互結合補償を実装する効果を提供する。
【0221】
並列線路の状態および変圧器の構成を考慮した推定
健全な第１の線路におけるゼロシーケンス電流の推定は、保護されている線路上の故障中に２重回路伝送線路システムのゼロシーケンス等価回路を使用して達成することができる。
健全な第１の線路におけるゼロシーケンス電流の推定は、保護されている線路上の故障中に２重回路伝送線路システムのゼロシーケンス等価回路を使用して達成することができる。
【0222】
ゼロシーケンス等価回路は、（１）２重回路線路の両端末における変圧器の構成、および（２）両線路のローカル端部およびリモート端部における回路遮断器の状態に依存する。この情報は、デジタル変電所データからの入力として得ることができ、第１の線路のゼロシーケンス電流（「第１のゼロシーケンスインピーダンス」とも呼ばれる）がどのように（すなわち、どの式またはデータ処理ルーチンを使用して）決定されるかを決定するために使用することができる。
【0223】
発電ステーションを接続するときの最も一般的な変圧器構成は、ΔＹ接地である。同様に、変電所を接続するときの最も一般的な変圧器構成は、Ｙ－Ｙ接地である。さらに、２重回路線路の２つの一般的な構成は、両方の線路が動作中である、および、一方の線路が動作中であり、他方の線路が開放され接地されている。以下、上記の各構成について、第１の線路の等価回路の形成および電流の推定を説明する。
【0224】
以下の表記が使用される。
Ｉ’０：保護されている線路に並列の線路のゼロシーケンス電流（「第１のゼロシーケンス電流」とも呼ばれる）；
I０：保護されている線路のゼロシーケンス電流（「第２のゼロシーケンス電流」とも呼ばれる）；
VＡ０：保護されている線路のローカル端末におけるゼロシーケンス電圧（ローカルゼロシーケンス電圧とも呼ばれる）；
IF：故障抵抗に流れ込む故障電流；
d：ローカル端末からの部分故障位置（「部分」故障位置は、その後に故障が発生する線路のゼロシーケンスインピーダンスの部分を示す）；
Z１、 Z０L：線路の正シーケンスおよびゼロシーケンスインピーダンス；
Z０m：第１および第２の線路の相互インピーダンス；
ZT１，ZT２：ローカル端末およびリモート端末それぞれにおける変圧器の変圧器インピーダンス（インデックス１は、ローカル端末、すなわち保護機能を実行する保護装置に近い端末にある変圧器を指定し、インデックス２は、リモート端末にある変圧器を指定する）；
ZS１、ZS２：ローカル端末およびリモート端末それぞれの背後のソースインピーダンス（インデックス１は、ローカル端末、すなわち保護機能を実行する保護装置に近い端末にあるソースを指定し、インデックス２は、リモート端末にあるソースを指定する）； 保護されている線路に並列の線路のゼロシーケンス電流（「第１のゼロシーケンス電流」とも呼ばれる）の、保護されている線路の測定されたゼロシーケンス電流（「第２のゼロシーケンス電流」とも呼ばれる）に対する依存性は、第１の線路１１の異なる状態および異なる変圧器構成に対してそれぞれ以下に説明される。
Ｉ’０：保護されている線路に並列の線路のゼロシーケンス電流（「第１のゼロシーケンス電流」とも呼ばれる）；
I０：保護されている線路のゼロシーケンス電流（「第２のゼロシーケンス電流」とも呼ばれる）；
VＡ０：保護されている線路のローカル端末におけるゼロシーケンス電圧（ローカルゼロシーケンス電圧とも呼ばれる）；
IF：故障抵抗に流れ込む故障電流；
d：ローカル端末からの部分故障位置（「部分」故障位置は、その後に故障が発生する線路のゼロシーケンスインピーダンスの部分を示す）；
Z１、 Z０L：線路の正シーケンスおよびゼロシーケンスインピーダンス；
Z０m：第１および第２の線路の相互インピーダンス；
ZT１，ZT２：ローカル端末およびリモート端末それぞれにおける変圧器の変圧器インピーダンス（インデックス１は、ローカル端末、すなわち保護機能を実行する保護装置に近い端末にある変圧器を指定し、インデックス２は、リモート端末にある変圧器を指定する）；
ZS１、ZS２：ローカル端末およびリモート端末それぞれの背後のソースインピーダンス（インデックス１は、ローカル端末、すなわち保護機能を実行する保護装置に近い端末にあるソースを指定し、インデックス２は、リモート端末にあるソースを指定する）； 保護されている線路に並列の線路のゼロシーケンス電流（「第１のゼロシーケンス電流」とも呼ばれる）の、保護されている線路の測定されたゼロシーケンス電流（「第２のゼロシーケンス電流」とも呼ばれる）に対する依存性は、第１の線路１１の異なる状態および異なる変圧器構成に対してそれぞれ以下に説明される。
【0225】
第１の線路開放接地
変圧器構成：ΔＹ接地
健全な第１の線路１１が開放され接地されている（図６）２重回路線路の等価ゼロシーケンスネットワークを図７に示す。両端末の変圧器構成は、ΔＹ接地されている。故障は、保護リレーＲ１によって保護されている動作中の線路１２上の端末Ａから距離ｄにある。
変圧器構成：ΔＹ接地
健全な第１の線路１１が開放され接地されている（図６）２重回路線路の等価ゼロシーケンスネットワークを図７に示す。両端末の変圧器構成は、ΔＹ接地されている。故障は、保護リレーＲ１によって保護されている動作中の線路１２上の端末Ａから距離ｄにある。
【0226】
【数31】
【0227】
【数32】
【0228】
したがって、第１の線路１１のゼロシーケンス電流は、故障位置、システムインピーダンス（より具体的には、変圧器インピーダンス）および線路インピーダンス（ゼロシーケンスインピーダンスＺ０Ｌおよびゼロシーケンス相互インピーダンスＺ０Ｍ）ならびに保護されている線路１２で測定された電流から導出されたゼロシーケンス電流I０の関数として表される。
【0229】
装置２０によって保護されている線路１２のローカル端末におけるゼロシーケンス電圧VＡ０が測定によって得られる場合、保護されている線路１２に並列の第１の線路１１における第１のゼロシーケンス電流は、以下のように表すことができる。
【0230】
【数33】
【0231】
式（１２）、（１３）を使用して、第１の線路１１のゼロシーケンス電流は、故障位置、システムインピーダンス（より具体的には、リモート変圧器インピーダンス）、線路インピーダンス（ゼロシーケンスインピーダンスＺ０Ｌおよびゼロシーケンス相互インピーダンスＺ０Ｍ）、保護されている線路１２で測定された電流から導出されたゼロシーケンス電流I０、および線路１２のローカル端末におけるゼロシーケンス電圧の関数として決定される。
【0232】
変圧器構成：Ｙ接地－Ｙ接地
健全な第１の線路１１が開放され接地されている（図８）２重回路線路の等価ゼロシーケンスネットワークを図９に示す。両端末の変圧器構成は、Ｙ接地－Ｙ接地されている。故障は、動作中の線路１２上の端末Ａから距離ｄにある。
健全な第１の線路１１が開放され接地されている（図８）２重回路線路の等価ゼロシーケンスネットワークを図９に示す。両端末の変圧器構成は、Ｙ接地－Ｙ接地されている。故障は、動作中の線路１２上の端末Ａから距離ｄにある。
【0233】
保護されている線路１２のゼロシーケンス電流に対する第１の線路１１のゼロシーケンス電流の依存性は、上記と同様の技術を用いて推定することができる。式を式（１４）に示す。
【0234】
【数34】
【0235】
したがって、第１の線路１１のゼロシーケンス電流は、故障位置、システムインピーダンス（特にソースインピーダンス）および線路インピーダンス、ならびに保護されている線路１２で測定された電流から導出されたゼロシーケンス電流の関数として表される。
【0236】
装置２０によって保護されている線路１２のローカル端末におけるゼロシーケンス電圧VＡ０が測定によって得られる場合、保護されている線路１２に並列の第１の線路１１における第１のゼロシーケンス電流は、以下のように表すことができる。
【0237】
【数35】
【0238】
式（１６）、（１７）を使用して、第１の線路１１のゼロシーケンス電流は、故障位置、システムインピーダンス（より具体的には、リモートソースインピーダンス）、線路インピーダンス（ゼロシーケンスインピーダンスＺ０Ｌおよびゼロシーケンス相互インピーダンスＺ０Ｍ）、保護されている線路１２で測定された電流から導出されたゼロシーケンス電流I０、および線路１２のローカル端末におけるゼロシーケンス電圧の関数として決定される。
【0239】
両線路１１、１２動作中
変圧器構成：ΔＹ接地
健全な第１の線路１１が稼働中である（図１０）２重回路線路の等価ゼロシーケンスネットワークを図１１に示す。両端末の変圧器構成は、ΔＹ接地されている。故障Ｆは、保護装置（例えば、リレーＲ１）によって保護されている動作中の線路１２上の端末Ａから距離ｄにある。
変圧器構成：ΔＹ接地
健全な第１の線路１１が稼働中である（図１０）２重回路線路の等価ゼロシーケンスネットワークを図１１に示す。両端末の変圧器構成は、ΔＹ接地されている。故障Ｆは、保護装置（例えば、リレーＲ１）によって保護されている動作中の線路１２上の端末Ａから距離ｄにある。
【0240】
保護されている線路１２のゼロシーケンス電流に対する第１の線路１１のゼロシーケンス電流の依存性は、上記と同様の技術を用いて推定することができる。式を式（１８）に示す。
【0241】
【数36】
【0242】
したがって、第１の線路１１のゼロシーケンス電流は、故障位置、システムインピーダンス（より具体的には、変圧器インピーダンス）および線路インピーダンス（ゼロシーケンスインピーダンスＺ０Ｌおよびゼロシーケンス相互インピーダンスＺ０Ｍ）ならびに保護されている線路１２で測定された電流から導出されたゼロシーケンス電流I０の関数として表される。
【0243】
装置２０によって保護されている線路１２のローカル端末におけるゼロシーケンス電圧VＡ０が測定によって得られる場合、保護されている線路１２に並列の第１の線路１１における第１のゼロシーケンス電流は、以下のように表すことができる。
【0244】
【数37】
【0245】
式（２０）、（２１）を使用して、第１の線路１１のゼロシーケンス電流は、故障位置、システムインピーダンス（より具体的には、リモート変圧器インピーダンス）、線路インピーダンス（ゼロシーケンスインピーダンスＺ０Ｌおよびゼロシーケンス相互インピーダンスＺ０Ｍ）、保護されている線路１２で測定された電流から導出されたゼロシーケンス電流I０、および線路１２のローカル端末におけるゼロシーケンス電圧の関数として決定される。
【0246】
変圧器構成：Ｙ接地－Ｙ接地
健全な第１の線路１１が稼働中である（図１２）２重回路線路の等価ゼロシーケンスネットワークを図１３に示す。両端末の変圧器構成は、Ｙ接地－Ｙ接地されている。故障Ｆは、保護装置（例えば、リレーＲ１）によって保護されている動作中の線路１２上の端末Ａから距離ｄにある。
健全な第１の線路１１が稼働中である（図１２）２重回路線路の等価ゼロシーケンスネットワークを図１３に示す。両端末の変圧器構成は、Ｙ接地－Ｙ接地されている。故障Ｆは、保護装置（例えば、リレーＲ１）によって保護されている動作中の線路１２上の端末Ａから距離ｄにある。
【0247】
保護されている線路１２のゼロシーケンス電流に対する第１の線路１１のゼロシーケンス電流の依存性は、上記と同様の技術を用いて推定することができる。式を式（２２）に示す。
【0248】
【数38】
【0249】
したがって、第１の線路１１のゼロシーケンス電流は、故障位置、システムインピーダンス（特にソースインピーダンス）および線路インピーダンス、ならびに保護されている線路１２で測定された電流から導出されたゼロシーケンス電流I０の関数として表される。
【0250】
装置２０によって保護されている線路１２のローカル端末におけるゼロシーケンス電圧VＡ０が測定によって得られる場合、保護されている線路１２に並列の第１の線路１１における第１のゼロシーケンス電流は、以下のように表すことができる。
【0251】
【数39】
【0252】
式（２４）、（２５）を使用して、第１の線路１１のゼロシーケンス電流は、故障位置、システムインピーダンス（より具体的には、リモートソースインピーダンス）、線路インピーダンス（ゼロシーケンスインピーダンスＺ０Ｌおよびゼロシーケンス相互インピーダンスＺ０Ｍ）、保護されている線路１２で測定された電流から導出されたゼロシーケンス電流I０、および線路１２のローカル端末におけるゼロシーケンス電圧の関数として決定される。
【0253】
（Ｂ）推定された第１のゼロシーケンス電流を用いた相互結合補償
上述したように、ゼロシーケンス相互結合補償は、第１の線路１１のゼロシーケンス電流に比例する電流を測定するリレーに関連項を追加することによって達成される。第１のゼロシーケンス電流が、保護されている線路からのローカル測定値およびインピーダンスパラメータからのローカル測定値を使用して推定され得る方法は、上述されている。このセクションでは、推定電流を使用して適応ゼロシーケンス相互結合補償を達成する方法について説明する。
上述したように、ゼロシーケンス相互結合補償は、第１の線路１１のゼロシーケンス電流に比例する電流を測定するリレーに関連項を追加することによって達成される。第１のゼロシーケンス電流が、保護されている線路からのローカル測定値およびインピーダンスパラメータからのローカル測定値を使用して推定され得る方法は、上述されている。このセクションでは、推定電流を使用して適応ゼロシーケンス相互結合補償を達成する方法について説明する。
【0254】
第１のゼロシーケンス電流の式は、式（３）～（６）および（１０）～（２５）に示すように、未知の故障位置の関数dである。したがって、相互結合補償を行うことができるのは反復手順である。相互結合補償は、２段階の手順として実行することができる。
【0255】
最初のステップとして、相互結合を考慮しない以下の式（２６）を使用して計算した従来の見かけのインピーダンスを用いて、未知の故障位置の初期推定値を得ることができる。
【0256】
見かけのインピーダンスの初期推定値Zapp，inを正シーケンス線路インピーダンスの合計Z１で除算して、部分故障位置の初期推定値を得る（式（２７））。
【0257】
【数40】
【0258】
次のステップとして、故障位置の計算された初期推定値ｄｉｎを使用して、第１の線路１１のゼロシーケンス電流Ｉ’０を推定する。
【0259】
第１の線路１１におけるゼロシーケンス電流Ｉ’０の推定は、例えば、式（３）、（４）または（５）、（６）のいずれか１つを使用して、線路構成および変圧器構成とは無関係に行うことができる。
【0260】
あるいは、第１の線路１１のゼロシーケンス電流Ｉ’０の推定は、線路構成および変圧器構成に基づいて適切な手順を選択することによって実行されてもよい。第１の線路１１のゼロシーケンス電流（すなわち、「第１のゼロシーケンス電流」）の可能な表現は、上記で説明した各構成について以下の２つの表にまとめられている。
【0261】
式は、ローカル端末におけるゼロシーケンス電圧が使用される場合に関する以下の表から選択することができる。
【0262】
【表1】
【0263】
式は、ローカル端末におけるゼロシーケンス電圧が使用される場合に関する以下の表から選択することができる。
【0264】
【表2】
【0265】
それぞれの式（線路の状態および変圧器の構成を考慮に入れるか否かにかかわらず）は、式（２６）および（２７）に従って得られた故障位置推定値で最初に評価される。
【0266】
第１の線路１１のゼロシーケンス電流を推定する際には、以下の式（２８）を用いて見かけのインピーダンスを更新する。第１の線路１１のゼロシーケンス電流は、そのステップで以下の式（２８）のＩ’０として使用される。
【0267】
【数41】
【0268】
続いて、故障位置推定値は、式（２７）のZinを式（２８）によるZappによって置き換えることによって更新される。故障位置の更新された推定値は、以下のように決定することができる。
【0269】
【数42】
【0270】
式（２９）の更新された故障位置推定値を使用して、上記の表に示された式のうちの１つを使用して、第１の線路の電流の更新された推定値を得ることができる（線路の状態および変圧器の構成に応じて適切な式を選択する）。見かけのインピーダンスの更新された値は、式（２８）を使用して（Ｉ’０の更新された推定ゼロシーケンス電流を使用して）決定される。
【0271】
この更新された見かけのインピーダンスは、最終的な見かけのインピーダンスとして出力することができ、および／または保護機能を実装するために使用することができる。
【0272】
初期化ステップと、その後のただ１回のさらなる反復とを含む反復手順が記載されているが、２回、３回または３回を超える反復による反復手順が実施されてもよい。しかしながら、図１５～図１９を参照してより詳細に説明するように、上記および図１４で説明したような反復手順は、非常に良好な結果を提供する。
【0273】
図１４は、方法６０のフローチャートである。方法６０は、保護装置２０によって自動的に実行されてもよい。
【0274】
ステップ６１において、保護されている線路の測定値が受信される。測定値は、Ｕｐｈ、Ｉｐｈ、およびＩ０の値を含むことができ、あるいは保護装置がＵｐｈ、Ｉｐｈ、およびＩ０を導出することを可能にすることができる。測定値は、保護装置がローカル端末においてゼロシーケンス電圧を導出するための値を含み得るか、またはそれを可能にし得る。
【0275】
保護装置はまた、保護されている線路の正シーケンスインピーダンスＺ１、保護されている線路のゼロシーケンスインピーダンスＺ０Ｌ、および（故障していない状態の）線路１１、１２の相互インピーダンスＺ０ｍを取得することができる。これらのシステムインピーダンスパラメータ（ならびにソースおよび／または変圧器インピーダンス）は、保護装置２０にローカルに格納されてもよく、または保護装置によって別個の記憶システムから検索されてもよい。
【0276】
ステップ６２において、装置２０によって保護されている線路１２に並列に延在する線路１１の状態が、任意選択的に決定され得る。決定は、状態信号または状態情報を得ることを含み得る。この情報は、デジタル変電所データから得られてもよい。
【0277】
ステップ６２において、変圧器の構成を任意選択的に得ることができる。変圧器の構成は、変電所構成記述から得られてもよく、オペレータによって指定されてもよく、または他の方法で提供されてもよい。
【0278】
上記で説明したように、ステップ６２は任意選択である。装置２０は、第１のゼロシーケンス電流の推定値を決定し、見かけのインピーダンスの推定値を決定し、かつ／または保護されている線路１２に並列に延在する線路１１の状態とは無関係に、および／または変圧器の構成とは無関係に相互結合補償を実行するように動作することができる。
【0279】
ステップ６３において、見かけのインピーダンスの推定値を初期化することができる。見かけのインピーダンス推定値は、式（２７）に従って、すなわち相互結合に関係なく初期化することができる。
【0280】
ステップ６４において、保護されている線路内の故障位置の推定値を初期化することができる。故障位置の初期値は、式（２８）に従って決定することができる。
【0281】
ステップ６５において、測定値から導出された保護されている線路のゼロシーケンス電流、以前に得られた故障位置推定値、およびシステムインピーダンスパラメータを使用して、第１の線路のゼロシーケンス電流の初期推定値を決定することができる。ゼロシーケンス電流の初期推定値が保護されている線路の電流測定値から導出されたゼロシーケンス電流に依存する方法、以前に得られた故障位置推定値、およびシステムインピーダンスパラメータは、上記で説明したように、（ｉ）第１の線路の状態（稼働中または開放および接地）および（ｉｉ）変圧器の構成とは無関係であってもよいし、依存してもよい。
【0282】
ステップ６６において、第１の線路におけるゼロシーケンス電流について以前に得られた推定値を使用して、見かけのインピーダンスの推定値が更新される。これは、式（２８）を使用して行うことができる。
【0283】
ステップ６７において、（見かけのインピーダンスについて以前に決定された推定値で式（２９）を使用して）故障位置について精緻化された推定値を決定することができ、保護されている線路に並列の線路１１のゼロシーケンス電流が決定される。これは、式（３）、（４）（これらは、（ｉ）第１の線路の状態（稼働中または開放および接地）および（ｉｉ）変圧器の構成とは無関係である）、式（５）、（６）（これらは、（ｉ）第１の線路の状態（稼働中または開放および接地）および（ｉｉ）変圧器の構成とは無関係である）を使用して、または（ｉ）第１の線路の状態（稼働中または開放および接地）および（ｉｉ）変圧器の構成に依存して選択された式（１０）～（２４）の適切な１つ（Ａの定義は、それぞれゼロシーケンス電流の式に関連付けられることが理解される）を使用して再び行われ得る。
【0284】
以下に説明するように、１回の反復は典型的には非常に良好な結果をもたらすが、ステップ６７を繰り返すことによっていくつかの反復を実行することができる。
【0285】
ステップ６８において、見かけのインピーダンスの最後の推定値を見かけのインピーダンスとして使用することができる。見かけのインピーダンスは、出力されてもよく、および／または保護機能を実行するために使用されてもよい。相互結合補償は、例えば式（２８）に従って相互結合を考慮することによって実行される。
【0286】
例
このセクションは、一実施形態による保護装置および方法を使用して得られた結果を提示する。図１５に示す長さ２００ｋｍの５０Ｈｚ、４００ｋＶの２重回路伝送線路システム６９は、Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ ＣＡＤ（ＰＳＣＡＤ）を使用してモデル化されている。インピーダンスパラメータを以下に示す。
このセクションは、一実施形態による保護装置および方法を使用して得られた結果を提示する。図１５に示す長さ２００ｋｍの５０Ｈｚ、４００ｋＶの２重回路伝送線路システム６９は、Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ ＣＡＤ（ＰＳＣＡＤ）を使用してモデル化されている。インピーダンスパラメータを以下に示す。
【0287】
【表3】
【0288】
線路Ａ１－Ｂ１は、リレーＲ１によって保護されている線路である。線路Ａ１－Ｂ１の端末Ａ１からの電圧および電流測定値、ならびに線路およびシステムインピーダンスパラメータが入力として取得される。さらに、デジタル変電所データからの状態信号は、線路の構成を決定するために使用される。両端末の変圧器構成も取得される。
【0289】
線路および変圧器構成の異なる組み合わせが試験され、結果が以下に説明される。
第１の線路開放接地
変圧器構成：ΔＹ接地
図１６は、図１５の第２の線路１２の異なる位置における故障について計算した見かけのインピーダンスの値およびプロットを示す。故障位置は、部分故障位置（すなわち、保護装置が配置されている端末から測定される、故障前の線路インピーダンス合計に対する線路インピーダンスの部分）として決定される。
第１の線路開放接地
変圧器構成：ΔＹ接地
図１６は、図１５の第２の線路１２の異なる位置における故障について計算した見かけのインピーダンスの値およびプロットを示す。故障位置は、部分故障位置（すなわち、保護装置が配置されている端末から測定される、故障前の線路インピーダンス合計に対する線路インピーダンスの部分）として決定される。
【0290】
図１６は、保護装置Ｒ１によって見られる実際のインピーダンス７１を示す。
図１６は、一実施形態による保護装置または方法を使用して得られる見かけのインピーダンス７３（実線および塗りつぶした菱形の記号で示す）を示す。より具体的には、見かけのインピーダンス７３は、図１３の方法を使用して得られ、ステップ６７においてただ１回の反復が実行される。見かけのインピーダンス７３は、第１の線路１１の電流測定なしで得られる。
図１６は、一実施形態による保護装置または方法を使用して得られる見かけのインピーダンス７３（実線および塗りつぶした菱形の記号で示す）を示す。より具体的には、見かけのインピーダンス７３は、図１３の方法を使用して得られ、ステップ６７においてただ１回の反復が実行される。見かけのインピーダンス７３は、第１の線路１１の電流測定なしで得られる。
【0291】
図１６は、第１の線路１１内の第１のゼロシーケンス電流が測定値から導出可能である方法を使用して得られる見かけのインピーダンス７２（実線および白丸で示される）を示す。
【0292】
図１６から分かるように、一実施形態による保護装置または方法を使用して得られた見かけのインピーダンス７３は、第１の線路１１からの実際の電流測定値を使用する見かけのインピーダンス７２と優れた一致を示す。したがって、実施形態の保護装置および方法は、第１の線路１１上の変流器から、線路１２の保護機能を提供する保護装置Ｒ１に、そのような電流測定値を転送する必要性を排除しながら、第１の線路１１からの実際の電流測定値を使用するときに得られる結果に匹敵する結果を提供する。
【0293】
見かけのインピーダンス７３はまた、ＰＳＣＡＤによって得られる実際のインピーダンスの良好な近似を提供する。推定電流を使用して計算した見かけのインピーダンスは、測定電流を使用して計算したインピーダンスに非常に近く、他の線路からの測定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３よりも実際のインピーダンス７１から大きくずれることはない。これにより、提案されたアルゴリズムの精度が証明される。
【0294】
変圧器構成：Ｙ接地－Ｙ接地
同様に、図１７は、第１の線路１１が開放され接地されており、変圧器構成がＹ－Ｙ接地されている場合に、第２の線路１２上の異なる位置の故障について計算した見かけのインピーダンスを示す。一実施形態による保護装置および方法によって得られた、実際のインピーダンス７１、第１の線路から測定された電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２、および提案した解決策のように推定された第１の線路の電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３が示されている。推定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３は、測定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２に非常に近く、相互結合補償を実行する保護装置によって保護された線路に並列の線路から電流測定値を得る必要性を回避する。
同様に、図１７は、第１の線路１１が開放され接地されており、変圧器構成がＹ－Ｙ接地されている場合に、第２の線路１２上の異なる位置の故障について計算した見かけのインピーダンスを示す。一実施形態による保護装置および方法によって得られた、実際のインピーダンス７１、第１の線路から測定された電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２、および提案した解決策のように推定された第１の線路の電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３が示されている。推定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３は、測定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２に非常に近く、相互結合補償を実行する保護装置によって保護された線路に並列の線路から電流測定値を得る必要性を回避する。
【0295】
両線路動作中
変圧器構成：ΔＹ接地
図１８は、両方の線路１１，１２が動作しており、変圧器構成がΔＹ接地されている場合に、第２の線路１２上の異なる位置における故障について計算した見かけのインピーダンスを示す。一実施形態による保護装置および方法によって得られた、実際のインピーダンス７１、第１の線路から測定された電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２、および提案した解決策のように推定された第１の線路の電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３が示されている。推定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３は、測定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２に非常に近く、相互結合補償を実行する保護装置によって保護された線路に並列の線路から電流測定値を得る必要性を回避する。
変圧器構成：ΔＹ接地
図１８は、両方の線路１１，１２が動作しており、変圧器構成がΔＹ接地されている場合に、第２の線路１２上の異なる位置における故障について計算した見かけのインピーダンスを示す。一実施形態による保護装置および方法によって得られた、実際のインピーダンス７１、第１の線路から測定された電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２、および提案した解決策のように推定された第１の線路の電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３が示されている。推定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３は、測定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２に非常に近く、相互結合補償を実行する保護装置によって保護された線路に並列の線路から電流測定値を得る必要性を回避する。
【0296】
変圧器構成：Ｙ接地－Ｙ接地
図１９は、両方の線路１１，１２が動作しており、変圧器構成がΔＹ接地されている場合に、第２の線路１２上の異なる位置における故障について計算した見かけのインピーダンスを示す。一実施形態による保護装置および方法によって得られた、実際のインピーダンス７１、第１の線路から測定された電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２、および提案した解決策のように推定された第１の線路の電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３が示されている。推定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３は、測定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２に非常に近く、相互結合補償を実行する保護装置によって保護された線路に並列の線路から電流測定値を得る必要性を回避する。
図１９は、両方の線路１１，１２が動作しており、変圧器構成がΔＹ接地されている場合に、第２の線路１２上の異なる位置における故障について計算した見かけのインピーダンスを示す。一実施形態による保護装置および方法によって得られた、実際のインピーダンス７１、第１の線路から測定された電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２、および提案した解決策のように推定された第１の線路の電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３が示されている。推定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７３は、測定電流を使用して計算した見かけのインピーダンス７２に非常に近く、相互結合補償を実行する保護装置によって保護された線路に並列の線路から電流測定値を得る必要性を回避する。
【0297】
システムインピーダンス変動に対する堅牢性
本明細書に開示された技術は、ソースインピーダンスおよび／または変圧器インピーダンスなどのシステムインピーダンスの変動に対して堅牢であることが判明している。したがって、推定値は、上記で開示された技術におけるソースインピーダンスおよび／または変圧器インピーダンスに近似するのに十分である。推定値は、より具体的な情報がない場合にはデフォルト値であってもよく、またはシステム構成情報として受信されてもよい。
本明細書に開示された技術は、ソースインピーダンスおよび／または変圧器インピーダンスなどのシステムインピーダンスの変動に対して堅牢であることが判明している。したがって、推定値は、上記で開示された技術におけるソースインピーダンスおよび／または変圧器インピーダンスに近似するのに十分である。推定値は、より具体的な情報がない場合にはデフォルト値であってもよく、またはシステム構成情報として受信されてもよい。
【0298】
図２０は、Ｙ接地－Ｙ接地変圧器構成および稼働中の第１の線路について、実際のインピーダンス７１、および本発明の技術を使用して第１の線路でゼロシーケンス電流を推定するときに得られる見かけのインピーダンス７３～７７を示す図である。曲線７３は、実際のリモートソースインピーダンスＺＳ２を使用したときに得られた見かけのインピーダンスを表す。曲線７４は、実際のリモートソースインピーダンスを１０％超えるＺＳ２の値を使用した場合に得られた見かけのインピーダンスを表す。曲線７５は、実際のリモートソースインピーダンスを２０％超えるＺＳ２の値を使用した場合に得られた見かけのインピーダンスを表す。曲線７６は、実際のリモートソースインピーダンスの１０％に満たないＺＳ２の値を使用した場合に得られた見かけのインピーダンスを表す。曲線７７は、実際のリモートソースインピーダンスの２０％に満たないＺＳ２の値を使用した場合に得られた見かけのインピーダンスを表す。
【0299】
図２０から明らかなように、結果は、ソースインピーダンスの数値の実際の値からの偏差に対して堅牢である。これは、ローカルおよびリモートの両方のソースインピーダンスに依存する式を使用する場合、および／または変圧器インピーダンスに依存する式を使用する場合に、同様に適用される。
【0300】
実施形態による保護装置、方法、およびシステムは、２重回路伝送線路の距離保護のためのゼロシーケンス相互結合補償を提供する。実施形態による装置、方法、およびシステムは、相互結合補償を達成するために、保護装置が設けられている線路に並列の線路から電流測定値を得る必要性を排除する。代わりに、第１の線路の電流における第１のゼロシーケンス電流は、利用可能なデジタル変電所データ、保護されている線路上のローカル測定値、およびインピーダンスパラメータを使用して推定される。
【0301】
実施形態による装置、方法、およびシステムは、正確かつ堅牢な結果を提供する。
実施形態による装置、方法、およびシステムは、伝送ネットワークの距離保護を提供するために使用され得、伝送ネットワークにおいて、線路は少なくとも５０ｋｍ、少なくとも１００ｋｍ、少なくとも１５０ｋｍ、少なくとも２００ｋｍの長さを有し得るがそれらに限定されない。
実施形態による装置、方法、およびシステムは、伝送ネットワークの距離保護を提供するために使用され得、伝送ネットワークにおいて、線路は少なくとも５０ｋｍ、少なくとも１００ｋｍ、少なくとも１５０ｋｍ、少なくとも２００ｋｍの長さを有し得るがそれらに限定されない。
【0302】
実施形態による装置、方法、およびシステムは、再生可能エネルギー源を含む送電網の伝送ネットワークに距離保護を提供するために使用され得る。
【0303】
本発明を図面および前述の説明において詳細に説明してきたが、そのような説明は説明的または例示的であり、限定的ではないと考えられるべきである。開示された実施形態に対する変形は、図面、開示、および添付の特許請求の範囲の研究から、当業者によって、および特許請求された発明を実施することによって理解および達成され得る。特許請求の範囲において、「備える（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」という語は他の要素またはステップを排除せず、不定冠詞「ａ」または「ａｎ」は複数を排除しない。特定の要素またはステップが別個の特許請求の範囲に記載されているという単なる事実は、これらの要素またはステップの組み合わせを有利に使用することができないことを示すものではなく、具体的には、実際の特許請求の範囲の従属性に加えて、任意のさらなる意味のある特許請求の範囲の組み合わせが開示されていると見なされるべきである。
【図1】
【図2】
【図3】
【図4】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】
【図10】
【図11】
【図12】
【図13】
【図14】
【図15】
【図16】
【図17】
【図18】
【図19】
【図20】
