CN113848389B - 互耦输电线路的零序阻抗估计方法和装置 - Google Patents

Abstract

本申请涉及一种互耦输电线路的零序阻抗估计方法和装置。该方法包括：获取目标电流信号和故障输电线路两端的目标电压信号。根据目标电压信号和故障电流信号，确定线路故障位置。根据线路故障位置和故障输电线路的接地故障类型，得到互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组。根据故障电流信号、非故障电流信号和目标电压信号求解基尔霍夫定律方程组，得到零序阻抗。采用本方法能够对互耦输电线路的零序阻抗进行估计，并且结果误差小。

Description

互耦输电线路的零序阻抗估计方法和装置

技术领域

本申请涉及电力***分析技术领域，特别是涉及一种互耦输电线路的零序阻抗估计方法和装置。

背景技术

随着电力***分析技术的发展，高精度的输电线路零序阻抗估计对于预测电力***响应特性、维护电力***的稳定性、安全性等具有重要意义。交流输电线往往是同塔多回输电线路架构，多回输电线路之间为并联结构，所以，多回输电线路会存在相互耦合作用，形成互耦输电线路。

然而，在实现过程中，发明人发现传统技术中至少存在如下问题：传统方法仅考虑了单条输电线路，缺少针对互耦输电线路的零序阻抗估计方法，导致无法对互耦输电线路的零序阻抗进行估计。

发明内容

基于此，有必要针对上述技术问题，提供一种互耦输电线路的零序阻抗估计方法和装置。

为了实现上述目的，本申请实施例提供了一种互耦输电线路的零序阻抗估计方法，包括以下步骤：

获取目标电流信号和故障输电线路两端的目标电压信号；其中，目标电流信号包括故障电流信号和非故障电流信号；故障电流信号为故障输电线路的电流信号，非故障电流信号为非故障输电线路的电流信号；

根据目标电压信号和故障电流信号，确定线路故障位置；线路故障位置为故障输电线路的第一端至故障发生处的线路长度占故障输电线路全长的百分比；

根据线路故障位置和故障输电线路的接地故障类型，得到互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组；

根据故障电流信号、非故障电流信号和目标电压信号求解基尔霍夫定律方程组，得到零序阻抗。

本申请实施例还提供了一种互耦输电线路的零序阻抗估计装置，互耦输电线路包括并联连接的故障输电线路和非故障输电线路，故障输电线路与非故障输电线路耦合；所述装置包括：

信号获取模块，获取目标电流信号和故障输电线路两端的目标电压信号；其中，目标电流信号包括故障电流信号和非故障电流信号；故障电流信号为故障输电线路的电流信号，非故障电流信号为非故障输电线路的电流信号；

故障定位模块，用于根据目标电压信号和故障电流信号，确定线路故障位置；线路故障位置为故障输电线路的第一端至故障发生处的线路长度占故障输电线路全长的百分比；

方程组确定模块，用于根据线路故障位置和故障输电线路的接地故障类型，得到互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组；

零序阻抗获取模块，用于根据故障电流信号、非故障电流信号和目标电压信号求解基尔霍夫定律方程组，得到零序阻抗。

上述技术方案中的一个技术方案具有如下优点和有益效果：

通过获取互耦输电线路发生故障时的故障电流信号和故障电压信号(即目标电压信号)，根据故障数据来估计零序阻抗，避免了稳态运行时零序分量不足的问题，可获得足够多的互耦输电线路的零序分量，根据故障电流信号和故障电压信号得到线路故障位置，得到互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图。基于对应的目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组，从而可以根据基尔霍夫定律方程组得到互耦输电线路的零序阻抗。如此，可基于输电线路发生故障时足够多的零序分量，以及输电线路之间的零序阻抗耦合因素实现互耦输电线路的零序阻抗估计。同时，本申请基于故障电流信号和故障电压信号对零序阻抗进行估计，而不是根据输电线路的导线等结构类型进行估计，因此本申请可以不受***条件和***结构变化的影响，进而能够有效估计互耦输电线路的零序阻抗，并且零序阻抗结果误差小。

附图说明

图1为一个实施例中互耦输电线的零序阻抗估计方法的应用环境图；

图2为一个实施例中互耦输电线的零序阻抗估计方法的示意性流程示意图；

图3为一个实施例中故障前、故障期间和故障后的信号波形图；

图4为一个实施例中对电流信号进行同步的流程示意图；

图5为一个实施例中对电流信号进行同步的流程示意图；

图6为一个实施例中利用TT变换得到突变量检测结果的示意图；

图7为一个实施例中确定线路故障位置的流程示意图；

图8为一个实施例中单相接地等值网络图示意图；

图9为一个实施例中两相接地等值网络图示意图；

图10为一个具体的实施例中互耦输电线的零序阻抗估计方法的流程顺序示意图；

图11为一个实施例中互耦输电线的零序阻抗估计装置的结构框图。

具体实施方式

为了便于理解本申请，下面将参照相关附图对本申请进行更全面的描述。附图中给出了本申请的首选实施例。但是，本申请可以以许多不同的形式来实现，并不限于本文所描述的实施例。相反地，提供这些实施例的目的是使对本申请的公开内容更加透彻全面。

除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本申请的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本申请的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施例的目的，不是旨在于限制本申请。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。

为了使本申请的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本申请进行进一步详细说明。应当理解，此处描述的具体实施例仅仅用以解释本申请，并不用于限定本申请。

本申请可以用于对互耦输电线路的零序阻抗进行估计，其中，互耦输电线路是指同塔多回路架构输电***中两条或两条以上相互耦合的输电线路，同塔多回路架构的两条或两条以上的输电线路往往是并联结构，并联输电线路之间会产生耦合作用。

图1示出了一个实例中互耦输电线路的线路示意图。如图1所示，输电***包括六条导体并联连接线，该***为同塔双回路架构，双回路为第一输电线路110和第二输电线路120，第一输电线路110和第二输电线路120之间并联连接，形成互耦输电线路第一输电线路110和第二输电线路120总长均为100km，同时第一输电线路110第一端与第二输电线路120第一端通过第五输电线路150连接，第一输电线路110第二端与第二输电线路120第二端通过第六输电线路160连接。互耦输电线路通过第三输电线路130连接到第二交流***180，并通过第四输电线路140连接到第一交流***170。可以理解，除图1示出的连接示意图外，互耦输电线路还可包括两条输电线路以上的并联输电线路。本申请可对任意类型、任意连接关系的互耦输电线路进行零序阻抗估计。为便于理解，下述各实施例以对图1所示互耦输电线路进行零序阻抗估计为例进行说明。

在一个实施例中，如图2所示，提供了一种互耦输电线的零序阻抗估计方法，包括以下步骤：

步骤S210，获取目标电流信号和故障输电线路两端的目标电压信号；其中，目标电流信号包括故障电流信号和非故障电流信号；故障电流信号为故障输电线路的电流信号，非故障电流信号为非故障输电线路的电流信号。

具体地，故障输电线路是指互耦输电线路中发生故障的输电线路，非故障输电线路是指没有发生故障的输电线路。例如，当第一输电线路110发生单相接地故障或两相故障时，故障输电线路为第一输电线路110，非故障输电线路为第二输电线路120；当第二输电线路120发生单相接地故障或两相接地故障时，故障输电线路为第二输电线路120，非故障输电线路为第一输电线路110。

具体地，获取故障输电线路的电流信号和非故障输电线路的电流信号，并获取故障输电线路第一端的电压信号和第二端的电压信号。可以理解，故障输电线路第一端的电压信号等于非故障输电线路的第一端的电压信号，故障输电线路第二端的电压信号等于非故障输电线路的第二端的电压信号。

进一步地，故障电流信号还可以包括故障输电线路发生故障前两端的电流信号，目标电压信号还可以包括故障输电线路发生故障前两端的电压信号。例如，第一输电线路110发生故障，可以得到第一输电线路110发生故障前的第一端的电流信号和电压信号，第二端的电流信号和电压信号。

步骤S220，根据目标电压信号和故障电流信号，确定线路故障位置；其中，线路故障位置为故障输电线路的第一端至故障发生处的线路长度占故障输电线路全长的百分比。

具体地，可以根据故障输电线路发生故障前后第一端的电流信号相量的变化量、故障输电线路发生前后第一端的电压信号相量的变化量、故障输电线路发生前后第二端的电流信号相量的变化量和故障输电线路发生前后第二端的电压信号相量的变化量，得到故障点与第一端的具体距离，再根据已知的故障输电线路长度得到线路故障位置。在一个具体的示例中，如图1所示，当第一输电线路110发生故障时，得到线路故障位置为故障发生点190至故障输电线路第一端的线路长度占故障输电线路长度的百分比。

步骤S230，根据线路故障位置和故障输电线路的接地故障类型，得到互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组。

具体地，可以根据输电线路发生故障的相线来确定接地故障类型，例如输电线路的A相发生接地故障，接地故障类型为单相接地故障；输电线路的A相和B相发生接地故障，接地故障类型为两相接地故障。

根据故障输电线路的接地故障类型，得到不同的接地故障网络图，根据线路故障位置和接地故障网络图，得到非故障输电线路在故障输电线路上产生耦合电压的目标等值网络图。从而根据目标等值网络图的参数列写方程，得到基尔霍夫定律方程组。

其中，耦合电压为互零序阻抗和非故障输电线路的电流信号确定的电压，基尔霍夫定律方程组为KVL(基尔霍夫电压定律)方程组，KVL方程组包括KVL方程，KVL方程包括故障电流信号、故障电压信号和零序阻抗。基尔霍夫定律方程组为KCL(基尔霍夫电压定律)方程组，KCL方程组包括KCL方程，KCL方程包括故障电流信号、故障电压信号和零序阻抗。

步骤S240，根据故障电流信号、非故障电流信号和目标电压信号求解基尔霍夫定律方程组，得到零序阻抗。

具体地，故障电流信号和故障输电线路两端的目标电压信号作为已知参数，零序阻抗作为未知量，考虑非故障电流信号在故障输电路产生的耦合电压，求解基尔霍夫方程组，即求解方程组中的未知量，可以得到零序阻抗。

上述互耦输电线路的零序阻抗的估计方法，通过获取互耦输电线路发生故障时的故障电流信号和故障电压信号(即目标电压信号)，根据故障数据来估计零序阻抗，避免了稳态运行时零序分量不足的问题，可获得足够多的互耦输电线路的零序分量。根据故障电流信号和故障电压信号得到线路故障位置，得到互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图。基于对应的目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组，从而可以根据基尔霍夫定律方程组得到互耦输电线路的零序阻抗。如此，可基于输电线路发生故障时足够多的零序分量，以及输电线路之间的零序阻抗耦合因素实现互耦输电线路的零序阻抗估计。同时，本申请基于故障电流信号和故障电压信号对零序阻抗进行估计，而不是根据输电线路的导线等结构类型进行估计，因此本申请可以不受***条件和***结构变化的影响，进而能够有效估计互耦输电线路的零序阻抗，并且零序阻抗结果误差小。

在一个实施例中，故障电流信号包括同步的第一电流信号和第二电流信号，目标电压信号包括同步的第一电压信号和第二电压信号。第一电流信号为故障输电线路第一端的电流信号，第二电流信号为故障输电线路第二端的电流信号，第一电压信号为故障输电线路第一端的电压信号，第二电压信号为故障输电线路第二端的电压信号。

获取目标电流信号和故障输电线路两端的目标电压信号的步骤，包括：

获取初始电流信号和故障输电线路两端的初始电压信号；其中，初始电流信号包括非同步的第一电流信号和第二电流信号，初始电压信号包括非同步的第一电压信号和第二电压信号；

对初始电流信号进行同步处理，得到故障电流信号，并对初始电压信号进行同步处理，得到目标电压信号。

具体地，可以通过计算得到非同步的第一电流信号和第二电流信号同步角，根据同步角对第一电流信号和第二电流信号进行同步；其中，同步是指将第一电流信号波形和第二电流信号波形的时间对齐，得到同一绝对时间的第一电流信号和第二电流信号。

进一步地，可通过上述方式对第一电压信号和第二电压信号进行同步处理。

在其中一个实施例中，输电线路发生接地故障时，分别对故障输电线路两端的电流信号进行记录，得到非同步的第一电流信号和第二电流信号；并分别对故障输电线路两端的电压信号进行记录，得到非同步的第一电压信号和第二电压信号。其中，同一端的电压信号和电流信号是同步的，第一电流信号和非故障电流信号是同步的。在一个具体的示例中，如图3所示，当输电线路发生单相接地故障时，得到故障输电线路其中一端故障前、故障期间和故障后的电压信号波形，并得到故障输电线路其中一端故障前、故障期间和故障后的电流信号波形。

本实施例中，通过分别对故障输电线路非同步的初始电流信号和非同步的初始电压进行同步处理，得到同步的故障电流信号和同步的目标电压信号。从而在获取故障电流信号和目标电压信号时，不需获取两端同步的信号，进而无需安装PMU(PhasorMeasurement Unit，相量检测单元)。该方法简单易行，还能够适用于不同的故障位置、电阻和塔架情况，能更准确地对互耦输电线路的零序阻抗进行估计。

在一个实施例中，如图4所示，对初始电流信号进行同步处理，得到故障电流信号的步骤，包括：

步骤S410，对非同步的第一电流信号和第二电流信号进行突变量检测，得到第一故障发生时间和第二故障发生时间。其中，第一故障发生时间为第一电流信号突变量对应的时间，第二故障发生时间为第二电流信号突变量对应的时间。

步骤S420，基于第一故障发生时间和第二故障发生时间，对非同步的第一电流信号和第二电流信号进行同步，得到故障电流信号。

如图5所示，对初始电压信号进行同步处理，得到目标电压信号的步骤，包括：

步骤S510，对非同步的第一电压信号和第二电压信号进行突变量检测，得到第三故障发生时间和第四故障发生时间；其中，第三故障发生时间为第一电压信号突变量对应的时间，第四故障发生时间为第二电压信号突变量对应的时间。

步骤S520，基于第三故障发生时间和第四故障发生时间，对非同步的第一电压信号和第二电压信号进行同步，得到目标电压信号。

其中，输电线路发生接地故障时，电压信号和电流信号会产生高频分量，突变量检测用于检测电压信号和/或电流信号的高频分量，以得到最大高频分量对应的时间，该时间为故障发生时间。如此，可以分别确定第一电压信号、第二电压信号、第一电流信号和第二电流信号的故障发生时间。

具体地，可以基于小波变换，对第一电流信号进行突变量检测，得到突变量发生的时间，该突变量发生的时间为第一故障发生时间。根据上述突变量检测方法得到第二电流信号的第二故障时间；根据第一故障发生时间和第二故障发生时间，将第一电流信号的波形和第二电流信号的波形对齐，得到同步的第一电流信号和第二电流信号。

根据上述对第一电流信号和第二电流信号进行同步的方法，对第一电压信号和第二电压信号进行同步。

本实施例中，通过突变量检测，得到各信号突变量对应的时间，根据突变发生的时间可以更直观准确地得到故障发生时间，基于准确的故障发生时间进行同步处理，能够更好地实现信号的同步，得到更高的同步率。

在一个实施例中，对非同步的第一电流信号和第二电流信号进行突变量检测，得到第一故障发生时间和第二故障发生时间的步骤，包括：

分别对非同步的第一电流信号和第二电流信号进行TT变换，得到第一TT矩阵和第二TT矩阵；

将第一TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为第一故障发生时间，并将第二TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为第二故障发生时间；

对非同步的第一电压信号和第二电压信号进行突变量检测，得到第三故障发生时间和第四故障发生时间的步骤，包括：

分别对非同步的第一电压信号和第二电压信号进行TT变换，得到第三TT矩阵和第四TT矩阵；

将第三TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为第三故障发生时间，并将第四TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为第四故障发生时间。

其中，TT矩阵的对角线序列由故障信号的高频分量组成，对角线序列模的最大值为突变量。

具体地，对第一电流信号进行TT变换，得到TT矩阵，将TT矩阵的最大对角线序列模确定为突变量。在一个具体的实施例中，如图6所示，当输电线路发生单相故障接地时，根据TT变换得到的突变量检测的结果。根据最大对角线序列模对应的时间为突变量检测对应的时间，得到第一故障发生时间。

其中，TT变换如下式(1)：

式(1)中，τ为TT变换的窗函数位置，t表示时间，f为第一电流信号频率；

其中，SF(τ，f)为S变换，TT变换由S变换经过傅里叶反变换得到，S变换由短时傅里叶变换得到，短时傅里叶变换如下式(2)：

式(2)中，f(t)表示第一电流信号函数，h(τ-t)表示第一电流信号窗函数；窗函数由式(3)得到：

将式(3)代入式(2)，得到S变换：

根据上述对第一电流信号进行TT变换的方法，分别对第二电流信号、第一电压信号和第二电压信号进行TT变换，对应得到第二故障发生时间、第三故障发生时间和第四故障发生时间。

本实施例中，TT变换是一维时间序列的二维实时表示，具有很强的局部时间分析能力，对电压信号和电流信号利用TT变换进行突变量检测，可以得到更加准确的突变量检测结果，进而能够得到更准确的故障发生时间。

在一个实施例中，如图7所示，根据目标电压信号和故障电流信号，确定线路故障位置的步骤，包括：

步骤S710，获取第一故障位置；其中，第一故障位置为根据正序网络得到的，故障输电线路第一端至故障发生处的线路长度占故障输电线路全长的百分比。

步骤S720，获取第二故障位置；其中，第二故障位置为根据负序网络得到的，故障输电线路第一端至故障发生处的线路长度占故障输电线路全长的百分比。

步骤S730，计算第一故障位置和第二故障位置的平均值，得到线路故障位置。

具体地，通过正序网络获取第一故障位置，通过负序网络获取第二故障位置，对第一故障位置和第二故障位置求平均，得到线路故障位置。如此，可以实现故障输电线路更精准的故障定位，并且能够应用于不同架构的输电线路，不受输电线路结构的影响。

在一个实施例中，故障电流信号包括同步的第一电流信号和第二电流信号，目标电压信号包括同步的第一电压信号和第二电压信号；第一电流信号为故障输电线路第一端的电流信号，第二电流信号为故障输电线路第二端的电流信号，第一电压信号为故障输电线路第一端的电压信号，第二电压信号为故障输电线路第二端的电压信号；

获取第一故障位置和第二故障位置的步骤，包括：

基于以下表达式得到第一故障位置：

其中，d₁为第一故障位置、

为自正序阻抗、V_l ⁺为第一电压信号的正序电压值、V_r ⁺为第二电压信号的正序电压值、/>

为第一电流信号的正序电流值、/>

为第二电流信号的正序电流值；

基于以下表达式得到第二故障位置：

其中，d₂为第二故障位置、

为自负序阻抗、V_l ^-为第一电压信号的负序电压值、V_r ^-为第二电压信号的负序电压值、/>

为第一电流信号的负序电流值、/>

为第二电流信号的负序电流值。

具体地，相较于互零序阻抗，互正序阻抗、互负序阻抗都较小，因此，在计算时可以忽略互正序阻抗和互负序阻抗，即认为互正序阻抗和互负序阻抗为零。根据已知的互耦输电线路的自正序阻抗和自负序阻抗，并根据正序网络，由下式(7)得到第一故障位置d₁：

根据负序网络，由下式(8)得到第二故障位置d₂：

本实施例中，得到线路故障位置的方法简单，没有复杂的方程求解，给出了具体的故障定位表达式，容易计算；并且得到线路故障位置的方法仅与互耦输电线路两侧的电压信号、电流信号和输电线路的基本参数有关，容易获取数据。

在一个实施例中，零序阻抗包括自零序阻抗和互零序阻抗。

如图8所示，根据线路故障位置和故障输电线路的接地故障类型，得到互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组的步骤，包括：

当接地故障类型为单相接地故障时，根据线路故障位置，得到互耦输电线路在耦合状态下的单相接地故障等值网络图；

根据单相接地故障等值网络图，基于基尔霍夫电压定律，得到第一个KVL方程：

由单相接地故障等值网络图中的单相零序等值网络，基于基尔霍夫电压定律，得到第二个KVL方程：

其中，单相零序等值网络为单相接地故障等值网络图的最下方的网络回路。

根据单相接地等值网络图，基于基尔霍夫电压定律，得到第三个KVL方程：

根据上述式(9)(10)(11)，得到一个基尔霍夫方程组。

其中，d为线路故障位置；

为自正序阻抗、/>

为自负序阻抗、/>

为自零序阻抗、

为互零序阻抗、R_f为故障电阻；V_l ⁺为第一电压信号的正序电压值、V_l ^-为第一电压信号的负序电压值、V_l ⁰为所述第一电压信号的零序电压值、V_r ⁺为第二电压信号的正序电压值、V_r ^-为第二电压信号的负序电压值、V_r ⁰为所述第二电压信号的零序电压值；/>

为第一电流信号的正序电流值；/>

为第二电流信号的正序电流值、/>

为第一电流信号的负序电流值、/>

为第二电流信号的负序电流值、/>

为第一电流信号的零序电流值、/>

为第二电流信号的零序电流值、/>

为非故障电流信号的零序电流值、I_f为故障电流。

值得说明的是，图8中

的电流方向为各输电线路两端预设的电流正方向，并不代表实际电流的方向，在各输电线路两端均对各输电线路实际电流进行测量，实际电流方向与预设电流方向相同带正号，相反则带负号。

在一个具体的实施例中，并联耦合输电线路的参数如表1所示，利用本申请的方法，对并联耦合输电线路进行了不同的单相接地故障情况的模拟，分别得到各相故障时的自零序阻抗和互零序阻抗。根据自零序阻抗和已知的输电线路的自零序电阻，计算得到自零序感应电抗；根据自零序阻抗和已知的输电线路的自零序感应电抗，计算得到自零序电阻；根据互零序阻抗和已知的输电线路的互零序电阻，计算得到互零序感应电抗；根据互零序阻抗和已知的输电线路的互零序感应电抗，计算得到互零序电阻；分别对上述计算得到的数据进行误差分析，得到的误差结果说明零序阻抗估计结果误差小。计算得到的具体数据如表2、表3所示。

表1并联耦合输电线路详细数据

表2单相接地故障自零序阻抗估计结果

表3单相接地故障互零序阻抗估计结果

在一个实施例中，零序阻抗包括自零序阻抗和互零序阻抗。

如图9所示，根据线路故障位置和故障输电线路的接地故障类型，得到互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组的步骤，包括：

当接地故障类型为两相接地故障时，根据线路故障位置，得到互耦输电线路在耦合状态下的两相接地故障等值网络图；

根据两相接地故障等值网络图，基于基尔霍夫电压定律，得到第四个KVL方程：

由两相接地故障等值网络图中的两相零序等值网络，基于基尔霍夫电压定律，得到第五个KVL方程：

其中，两相零序等值网络为两相接地故障等值网络图的最下方的网络回路。

根据单相接地等值网络图，基于基尔霍夫电压定律，得到第六个KVL方程：

根据上述式(12)(13)(14)，得到一个基尔霍夫方程组。

其中，d为线路故障位置；

为自正序阻抗、/>

为自负序阻抗、/>

为自零序阻抗、

为互零序阻抗、R_f为故障电阻；V_l ⁺为第一电压信号的正序电压值、V_l ^-为第一电压信号的负序电压值、V_l ⁰为所述第一电压信号的零序电压值、V_r ⁺为第二电压信号的正序电压值、V_r ^-为第二电压信号的负序电压值、V_r ⁰为所述第二电压信号的零序电压值；/>

为第一电流信号的正序电流值；/>

为第二电流信号的正序电流值、/>

为第一电流信号的负序电流值、

为第二电流信号的负序电流值、/>

为第一电流信号的零序电流值、/>

为第二电流信号的零序电流值、/>

为非故障电流信号的零序电流值、I_f为故障电流。

值得说明的是，图9中

的电流方向为各输电线路两端预设的电流正方向，并不代表实际电流的方向，在各输电线路两端均对各输电线路实际电流进行测量，实际电流方向与预设电流方向相同带正号，相反则带负号。

在一个具体的实施例中，并联耦合输电线路的参数如表1所示，利用本申请的方法，分别对并联耦合输电线路进行了不同的两相接地故障情况的模拟，得到自零序阻抗和互零序阻抗。根据自零序阻抗和已知的输电线路的自零序电阻，计算得到自零序感应电抗；根据自零序阻抗和已知的输电线路的自零序感应电抗，计算得到自零序电阻；根据互零序阻抗和已知的输电线路的互零序电阻，计算得到互零序感应电抗；根据互零序阻抗和已知的输电线路的互零序感应电抗，计算得到互零序电阻；分别对上述计算得到的数据进行误差分析，得到的误差结果说明零序阻抗估计结果误差小。计算得到的具体数据如表4、表5所示。

表4两相接地故障自零序阻抗估计结果

表5两相接地故障互零序阻抗估计结果

在一个实施例中，互耦输电线路的零序阻抗估计方法还包括步骤：

对第一电流信号中的直流分量进行消除，并从消除直流分量后的第一电流信号中提取第一电流信号的正序电流值、第一电流信号的负序电流值和第一电流信号的零序电流值；对第二电流信号中的直流分量进行消除，并从消除直流分量后的第二电流信号中提取第二电流信号的正序电流值、第二电流信号的负序电流值和第二电流信号的零序电流值；

对非故障电流信号中的直流分量进行消除，并从消除直流分量后的非故障电流信号中提取非故障电流信号的零序电流值；

对第一电压信号中的直流分量进行消除，并从消除直流分量后的第一电压信号中提取第一电压信号的正序电压值、第一电压信号的负序电压值和第一电压信号的零序电压值；

对第二电压信号中的直流分量进行消除，并从消除直流分量后的第二电压信号中提取第二电压信号的正序电压值、第二电压信号的负序电压值和第二电压信号的零序电压值。

其中，故障电流信号、非故障电流和目标电压信号均包括直流分量、基波相量和谐波相量直流分量会随着时间的推移不断衰减，影响提取基波相量。

具体地，可以通过全波傅里叶变换的方法提取第一电流信号的直流分量，根据得到的直流分量，将第一电流信号减去直流分量，得到消除直流分量后的第一电流信号。

进一步地，根据消除直流分量后的第一电流信号提取基波相量，得到第一电流信号基波相量。根据第一电流信号的基波相量提取第一电流信号的正序电流值、负序电流值和零序电流值。

根据上述提取第一电流信号的直流分量的方法，提取第二电流信号的直流分量、非故障电流信号的直流分量、第一电压信号的直流分量和第二电压信号的直流分量；根据上述提取基波相量的方法提取第二电流信号的基波相量、非故障电流信号的基波相量、第一电压信号的基波相量和第二电压信号的基波相量。

在一个具体的实施例中，可以根据离散傅里叶变换，提取第一电流信号的基波相量、第二电流信号的基波相量、非故障电流信号的基波相量、第一电压信号的基波相量和第二电压信号的基波相量。

在一个具体的实施例中，本申请还可以根据以下表达式计算第一电流信号的直流分量：

其中，J(t)为i(t)在一个周期内的积分，i(t)为第一电流信号；

J(t)的表达式为：

i(t)的表达式为：

式(12)(13)(14)中，I_m和τ分别表示电流直流分量的幅值和时间常数；θ_k和I_k分别表示第一电流信号的第k次谐波分量的相角和大小。

根据J(t)的表达式，i(t)经过一个很小的时间步长后，积分表示为：

使用泰勒级数展开上式(9)的前两个项：

因此，

进一步地，可以得到第一电流信号的直流分量，即式(12)。

根据计算第一电流信号的直流分量的示例的方法，计算第二电流信号的直流分量和非故障电流信号的直流分量。

在一个具体的实施例中，本申请还可以根据以下表达式计算第一电压信号的直流分量：

其中，V(t)为u(t)在一个周期内的积分，u(t)为第一电压信号；

V(t)的表达式为：

u(t)的表达式为：

式(18)(19)(20)中，U_m和τ分别表示电流直流分量的幅值和时间常数；θ_k和I_k分别表示第一电压信号的第k次谐波分量的相角和大小。

根据计算第一电流信号的直流分量的具体示例的方法，计算第一电压信号的直流分量。

根据计算第一电压信号的直流分量的具体示例的方法，计算第二电压信号的直流分量。

本实施例中，消除故障电流信号的直流分量和目标电压信号的直流分量，可以减少正序电流值、负序电流值、零序电流值、正序电压值、负序电压值和零序电压值的误差，利用上述参数对估计零序阻抗进行估计，得到的结果误差更小。

在一个具体的实施例中，如图10所示，互耦输电线路的零序阻抗估计方法，包括以下步骤顺序：

步骤S810，互耦输电线路发生单相或两相接地故障时，分别记录互耦输电线路第一端和第二端的电流信号和电压信号，得到第一电流信号、第二电流信号、非故障电流信号、第一电压信号和第二电压信号。

步骤S820，使用TT变换对第一电流信号、第二电流信号、第一电压信号和第二电压信号进行突变量检测，得到第一故障发生时间、第二故障发生时间、第三故障发生时间和第四故障发生时间，根据第一故障发生时间和第二故障发生时间，得到同步的第一电流信号和第二电流信号，根据第三故障发生时间和第四故障生时间，得到同步的第一电压信号和第二电压信号。

步骤S830，在故障发生一个周期后，根据式(15)，分别计算第一电流信号的直流分量、第二电流信号的直流分量和非故障电流信号的直流分量，根据式(21)，分别计算第一电压信号的直流分量和第二电压信号的直流分量。

步骤S840，根据第一电流信号减去第一电流信号的直流分量，得到消除直流分量后的第一电流信号；对消除直流分量后的第一电流信号使用离散傅里叶变换，得到第一电流信号的基波相量；根据第一电流信号的基波相量，分解出第一电流信号的正序电流值、负序电流值和零序电流值。

步骤S850，根据步骤S840的方法，得到第二电流信号的正序电流值、负序电流值和零序电流值；得到非故障电流信号的正序电流值、负序电流值和零序电流值；得到第一电压信号的正序电压值、负序电压值和零序电压值；得到第二电压信号的正序电压值、负序电压值和零序电压值。

步骤S860，根据式(5)，计算得到第一故障位置；根据式(6)，计算得到第二故障位置；计算第一故障位置和第二故障位置的平均值，得到线路故障位置。

步骤S870，互耦输电线路发生单相接地故障时，根据基尔霍夫定律方程组包括的KVL方程(9)(10)(11)计算得到自零序阻抗和互零序阻抗。

步骤S880，互耦输电线路发生两相接地故障时，根据基尔霍夫定律方程组包括的KVL方程(12)(13)(14)计算得到自零序阻抗和互零序阻抗。

具体地，自正序阻抗包括自正序电阻和自正序感应电抗，根据表1，得到已知的自正序阻抗；把第一电流信号的正序电压值、第二电流信号的正序电压值和自正序阻抗代入式(5)，计算得到第一故障位置。

根据互耦输电线路的自负序阻抗等于自正序阻抗，得到已知的自负序阻抗；把第一电流信号的负序电压值、第二电流信号的负序电压值和自负序阻抗代入式(6)，计算得到第二故障位置。

计算第一故障位置和第二故障位置的平均值，得到线路故障位置d。

当互耦输电线路发生单相接地故障时，根据式(9)(10)(11)，把已知参数代入结算求解方程组，得到自零序阻抗和互零序阻抗。互耦输电线路的参数如表1所示，根据本申请的互耦输电线路的零序阻抗估计方法，对并联耦合输电线路进行了不同的单相接地故障情况的模拟，分别得到单相故障时的自零序阻抗和互零序阻抗。根据本申请得到的自零序阻抗和已知的输电线路的自零序电阻，计算得到自零序感应电抗；根据本申请得到的自零序阻抗和已知的输电线路的自零序感应电抗，计算得到自零序电阻；根据本申请得到的互零序阻抗和已知的输电线路的互零序电阻，计算得到互零序感应电抗；根据本申请得到的互零序阻抗和已知的输电线路的互零序感应电抗，计算得到互零序电阻；分别对上述计算得到的数据进行误差分析，得到的误差结果说明零序阻抗估计结果误差小。计算得到的具体数据如表2、表3所示。

当互耦输电线路发生两相接地故障时，根据式(12)(13)(14)，把已知参数代入结算求解方程组，得到自零序阻抗和互零序阻抗。互耦输电线路的参数如表1所示，根据本申请的互耦输电线路的零序阻抗估计方法，对并联耦合输电线路进行了不同的两相接地故障情况的模拟，分别得到两相故障时的自零序阻抗和互零序阻抗。根据本申请得到的自零序阻抗和已知的输电线路的自零序电阻，计算得到自零序感应电抗；根据本申请得到的自零序阻抗和已知的输电线路的自零序感应电抗，计算得到自零序电阻；根据本申请得到的互零序阻抗和已知的输电线路的互零序电阻，计算得到互零序感应电抗；根据本申请得到的互零序阻抗和已知的输电线路的互零序感应电抗，计算得到互零序电阻；分别对上述计算得到的数据进行误差分析，得到的误差结果说明零序阻抗估计结果误差小。计算得到的具体数据如表4、表5所示。

应该理解的是，虽然图1-10的流程图中的各个步骤按照箭头的指示依次显示，但是这些步骤并不是必然按照箭头指示的顺序依次执行。除非本文中有明确的说明，这些步骤的执行并没有严格的顺序限制，这些步骤可以以其它的顺序执行。而且，图1-10中的至少一部分步骤可以包括多个子步骤或者多个阶段，这些子步骤或者阶段并不必然是在同一时刻执行完成，而是可以在不同的时刻执行，这些子步骤或者阶段的执行顺序也不必然是依次进行，而是可以与其它步骤或者其它步骤的子步骤或者阶段的至少一部分轮流或者交替地执行。

在一个实施例中，如图11所示，提供了一种互耦输电线路的零序阻抗估计装置，包括：信号获取模块910，故障定位模块920，方程组确定模块930，零序阻抗获取模块940。其中：

信号获取模块910，获取目标电流信号和故障输电线路两端的目标电压信号；其中，目标电流信号包括故障电流信号和非故障电流信号；故障电流信号为故障输电线路的电流信号，非故障电流信号为非故障输电线路的电流信号。

故障定位模块920，用于根据目标电压信号和故障电流信号，确定线路故障位置；线路故障位置为故障输电线路的第一端至故障发生处的线路长度占故障输电线路全长的百分比。

方程组确定模块930，用于根据线路故障位置和故障输电线路的接地故障类型，得到互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组。

零序阻抗获取模块940，用于根据故障电流信号、非故障电流信号和目标电压信号求解基尔霍夫定律方程组，得到零序阻抗。

在一个实施例中，所述故障电流信号包括同步的第一电流信号和第二电流信号，所述目标电压信号包括同步的第一电压信号和第二电压信号；所述第一电流信号为所述故障输电线路第一端的电流信号，所述第二电流信号为所述故障输电线路第二端的电流信号，所述第一电压信号为所述故障输电线路第一端的电压信号，所述第二电压信号为所述故障输电线路第二端的电压信号。

信号获取模块包括非同步信号获取单元和同步处理单元。其中，非同步信号获取单元用于获取初始电流信号和故障输电线路两端的初始电压信号。其中，初始电流信号包括非同步的第一电流信号和第二电流信号，初始电压信号包括非同步的第一电压信号和第二电压信号；同步处理单元用于对初始电流信号进行同步处理，得到故障电流信号，并对初始电压信号进行同步处理，得到目标电压信号。

在一个实施例中，同步处理单元还包括电流同步单元和电压同步单元。其中电流同步单元用于对非同步的第一电流信号和第二电流信号进行突变量检测，得到第一故障发生时间和第二故障发生时间。其中，第一故障发生时间为第一电流信号突变量对应的时间，第二故障发生时间为第二电流信号突变量对应的时间；基于第一故障发生时间和第二故障发生时间，对非同步的第一电流信号和第二电流信号进行同步，得到故障电流信号。电压同步单元用于对非同步的第一电压信号和第二电压信号进行突变量检测，得到第三故障发生时间和第四故障发生时间。其中，第三故障发生时间为第一电压信号突变量对应的时间，第四故障发生时间为第二电压信号突变量对应的时间；基于第三故障发生时间和第四故障发生时间，对非同步的第一电压信号和第二电压信号进行同步，得到目标电压信号。

在一个实施例中，电流同步单元包括电流TT变换单元，电流TT变换单元用于分别对非同步的第一电流信号和第二电流信号进行TT变换，得到第一TT矩阵和第二TT矩阵；将第一TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为第一故障发生时间，并将第二TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为第二故障发生时间；

电压同步单元包括电压TT变换单元，电压TT变换单元用于分别对非同步的第一电压信号和第二电压信号进行TT变换，得到第三TT矩阵和第四TT矩阵；将第三TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为第三故障发生时间，并将第四TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为第四故障发生时间。

在一个实施例中，故障定位模块包括第一故障位置获取单元、第二故障位置获取单元和平均值计算单元。第一故障位置获取单元用于获取第一故障位置。其中，第一故障位置为根据正序网络得到的，故障输电线路第一端至故障发生处的线路长度占故障输电线路全长的百分比。第二故障位置获取单元用于获取第二故障位置。其中，第二故障位置为根据负序网络得到的，故障输电线路第一端至故障发生处的线路长度占故障输电线路全长的百分比。平均值计算单元用于计算第一故障位置和第二故障位置的平均值，得到线路故障位置。

在一个实施例中，零序阻抗包括自零序阻抗和互零序阻抗；

方程组确定模块包括单相目标等值网络图确定单元和单相基尔霍夫定律方程组单元，单相目标等值网络图确定单元用于当接地故障类型为单相接地故障时，根据线路故障位置，得到互耦输电线路在耦合状态下的单相接地故障等值网络图；单相基尔霍夫定律方程组单元用于根据单相接地故障等值网络图，基于基尔霍夫电压定律，得到以下基尔霍夫定律方程组：

其中，d为线路故障位置；

为自正序阻抗、/>

为自负序阻抗、/>

为自零序阻抗、

为互零序阻抗、R_f为故障电阻；V_l ⁺为第一电压信号的正序电压值、V_l ^-为第一电压信号的负序电压值、V_l ⁰为所述第一电压信号的零序电压值、V_r ⁺为第二电压信号的正序电压值、V_r ^-为第二电压信号的负序电压值、V_r ⁰为所述第二电压信号的零序电压值；/>

为第一电流信号的正序电流值；/>

为第二电流信号的正序电流值、/>

为第一电流信号的负序电流值、/>

为第二电流信号的负序电流值、/>

为第一电流信号的零序电流值、/>

为第二电流信号的零序电流值、/>

为非故障电流信号的零序电流值、I_f为故障电流。

在一个实施例中，零序阻抗包括自零序阻抗和互零序阻抗；

方程组确定模块还包括两相目标等值网络图确定单元和两相基尔霍夫定律方程组单元，两相目标等值网络图确定单元用于当接地故障类型为两相接地故障时，根据线路故障位置，得到互耦输电线路在耦合状态下的两相接地故障等值网络图；两相基尔霍夫定律方程组单元用于根据两相接地故障等值网络图，基于基尔霍夫电压定律，得到以下基尔霍夫定律方程组：

其中，d为线路故障位置；

为自正序阻抗、/>

为自负序阻抗、/>

为自零序阻抗、

为互零序阻抗、R_f为故障电阻；V_l ⁺为第一电压信号的正序电压值、V_l ^-为第一电压信号的负序电压值、V_l ⁰为所述第一电压信号的零序电压值、V_r ⁺为第二电压信号的正序电压值、V_r ^-为第二电压信号的负序电压值、V_r ⁰为所述第二电压信号的零序电压值；/>

为第一电流信号的正序电流值；/>

为第二电流信号的正序电流值、/>

为第一电流信号的负序电流值、/>

为第二电流信号的负序电流值、/>

为第一电流信号的零序电流值、/>

为第二电流信号的零序电流值、/>

为非故障电流信号的零序电流值、I_f为故障电流。

在一个实施例中，所述装置还包括：

直流分量消除模块，用于分别对第一电流信号、第二电流信号、非故障电流信号、第一电压信号和第二电压信号中的直流分量进行消除，

正负零序分量提取模块，用于从消除直流分量后的第一电流信号中提取第一电流信号的正序电流值、第一电流信号的负序电流值和第一电流信号的零序电流值；从消除直流分量后的第二电流信号中提取第二电流信号的正序电流值、第二电流信号的负序电流值和第二电流信号的零序电流值；从消除直流分量后的非故障电流信号中提取非故障电流信号的零序电流值；从消除直流分量后的第一电压信号中提取第一电压信号的正序电压值、第一电压信号的负序电压值和第一电压信号的零序电压值；从消除直流分量后的第二电压信号中提取第二电压信号的正序电压值、第二电压信号的负序电压值和第二电压信号的零序电压值。

关于互耦输电线路的零序阻抗估计装置的具体限定可以参见上文中对于互耦输电线路的零序阻抗估计方法的限定，在此不再赘述。上述互耦输电线路的零序阻抗估计装置中的各个模块可全部或部分通过软件、硬件及其组合来实现。上述各模块可以硬件形式内嵌于或独立于计算机设备中的处理器中，也可以以软件形式存储于计算机设备中的存储器中，以便于处理器调用执行以上各个模块对应的操作。

以上实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上实施例仅表达了本申请的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本申请构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本申请的保护范围。因此，本申请专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (10)

1.一种互耦输电线路的零序阻抗估计方法，其特征在于，所述互耦输电线路包括并联连接的故障输电线路和非故障输电线路，所述故障输电线路与所述非故障输电线路耦合；所述方法包括：

获取目标电流信号和所述故障输电线路两端的目标电压信号；其中，所述目标电流信号包括故障电流信号和非故障电流信号；所述故障电流信号为所述故障输电线路的电流信号，所述非故障电流信号为所述非故障输电线路的电流信号；

根据所述目标电压信号和所述故障电流信号，确定线路故障位置；所述线路故障位置为所述故障输电线路的第一端至故障发生处的线路长度占所述故障输电线路全长的百分比；

根据所述线路故障位置和所述故障输电线路的接地故障类型，得到所述互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于所述目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组；

根据所述故障电流信号、所述非故障电流信号和所述目标电压信号求解所述基尔霍夫定律方程组，得到零序阻抗。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述故障电流信号包括同步的第一电流信号和第二电流信号，所述目标电压信号包括同步的第一电压信号和第二电压信号；所述第一电流信号为所述故障输电线路第一端的电流信号，所述第二电流信号为所述故障输电线路第二端的电流信号，所述第一电压信号为所述故障输电线路第一端的电压信号，所述第二电压信号为所述故障输电线路第二端的电压信号；

所述获取目标电流信号和所述故障输电线路两端的目标电压信号的步骤，包括：

获取初始电流信号和所述故障输电线路两端的初始电压信号；其中，所述初始电流信号包括非同步的第一电流信号和第二电流信号，所述初始电压信号包括非同步的第一电压信号和第二电压信号；

对所述初始电流信号进行同步处理，得到所述故障电流信号，并对所述初始电压信号进行同步处理，得到所述目标电压信号。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述对所述初始电流信号进行同步处理，得到所述故障电流信号的步骤，包括：

对所述非同步的第一电流信号和第二电流信号进行突变量检测，得到第一故障发生时间和第二故障发生时间；所述第一故障发生时间为第一电流信号突变量对应的时间，所述第二故障发生时间为第二电流信号突变量对应的时间；

基于所述第一故障发生时间和所述第二故障发生时间，对所述非同步的第一电流信号和第二电流信号进行同步，得到所述故障电流信号；

所述对所述初始电压信号进行同步处理，得到所述目标电压信号的步骤，包括：

对所述非同步的第一电压信号和第二电压信号进行突变量检测，得到第三故障发生时间和第四故障发生时间；所述第三故障发生时间为第一电压信号突变量对应的时间，所述第四故障发生时间为第二电压信号突变量对应的时间；

基于所述第三故障发生时间和所述第四故障发生时间，对所述非同步的第一电压信号和第二电压信号进行同步，得到所述目标电压信号。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述对所述非同步的第一电流信号和第二电流信号进行突变量检测，得到第一故障发生时间和第二故障发生时间的步骤，包括：

分别对所述非同步的第一电流信号和第二电流信号进行TT变换，得到第一TT矩阵和第二TT矩阵；

将所述第一TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为所述第一故障发生时间，并将所述第二TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为所述第二故障发生时间；

所述对所述非同步的第一电压信号和第二电压信号进行突变量检测，得到第三故障发生时间和第四故障发生时间的步骤，包括：

分别对所述非同步的第一电压信号和第二电压信号进行TT变换，得到第三TT矩阵和第四TT矩阵；

将所述第三TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为所述第三故障发生时间，并将所述第四TT矩阵的最大对角线序列模对应的时间确定为所述第四故障发生时间。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述目标电压信号和所述故障电流信号，确定线路故障位置的步骤，包括：

获取第一故障位置和第二故障位置；所述第一故障位置为根据正序网络得到的，所述故障输电线路第一端至故障发生处的线路长度占所述故障输电线路全长的百分比；所述第二故障位置为根据负序网络得到的，所述故障输电线路第一端至故障发生处的线路长度占所述故障输电线路全长的百分比；

计算所述第一故障位置和所述第二故障位置的平均值，得到所述线路故障位置。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述故障电流信号包括同步的第一电流信号和第二电流信号，所述目标电压信号包括同步的第一电压信号和第二电压信号；所述第一电流信号为所述故障输电线路第一端的电流信号，所述第二电流信号为所述故障输电线路第二端的电流信号，所述第一电压信号为所述故障输电线路第一端的电压信号，所述第二电压信号为所述故障输电线路第二端的电压信号；

所述获取第一故障位置和第二故障位置的步骤，包括：

基于以下表达式得到所述第一故障位置：

其中，d₁为所述第一故障位置、

为自正序阻抗、V_l ⁺为所述第一电压信号的正序电压值、V_r ⁺为所述第二电压信号的正序电压值、/>

为所述第一电流信号的正序电流值、/>

为所述第二电流信号的正序电流值；

基于以下表达式得到所述第二故障位置：

其中，d₂为所述第二故障位置、

为自负序阻抗、V_l ^-为所述第一电压信号的负序电压值、V_r ^-为所述第二电压信号的负序电压值、/>

为所述第一电流信号的负序电流值、/>

为所述第二电流信号的负序电流值。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述零序阻抗包括自零序阻抗和互零序阻抗；

所述根据所述线路故障位置和所述故障输电线路的接地故障类型，得到所述互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于所述目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组的步骤，包括：

当所述接地故障类型为单相接地故障时，根据所述线路故障位置，得到所述互耦输电线路在耦合状态下的单相接地故障等值网络图；

根据所述单相接地故障等值网络图，基于基尔霍夫电压定律，得到以下所述基尔霍夫定律方程组：

其中，d为所述线路故障位置；

为所述自正序阻抗、/>

为所述自负序阻抗、/>

为自零序阻抗、/>

为互零序阻抗、R_f为故障电阻；V_l ⁺为所述第一电压信号的正序电压值、V_l ^-为所述第一电压信号的负序电压值、V_l ⁰为所述第一电压信号的零序电压值、V_r ⁺为所述第二电压信号的正序电压值、V_r ^-为所述第二电压信号的负序电压值、V_r ⁰为所述第二电压信号的零序电压值；/>

为所述第一电流信号的正序电流值；/>

为所述第二电流信号的正序电流值、/>

为所述第一电流信号的负序电流值、/>

为所述第二电流信号的负序电流值、/>

为所述第一电流信号的零序电流值、/>

为所述第二电流信号的零序电流值、/>

为所述非故障电流信号的零序电流值、I_f为故障电流。

8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述零序阻抗包括自零序阻抗和互零序阻抗；

所述根据所述线路故障位置和所述故障输电线路的接地故障类型，得到所述互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于所述目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组的步骤，包括：

当所述接地故障类型为两相接地故障时，根据所述线路故障位置，得到所述互耦输电线路在耦合状态下的两相接地故障等值网络图；

根据所述两相接地故障等值网络图，基于基尔霍夫电压定律，得到以下所述基尔霍夫定律方程组：

其中，d为所述线路故障位置；

为所述自正序阻抗、/>

为所述自负序阻抗、/>

为自零序阻抗、/>

为互零序阻抗、R_f为故障电阻；V_l ⁺为所述第一电压信号的正序电压值、V_l ^-为所述第一电压信号的负序电压值、V_l ⁰为所述第一电压信号的零序电压值、V_r ⁺为所述第二电压信号的正序电压值、V_r ^-为所述第二电压信号的负序电压值、V_r ⁰为所述第二电压信号的零序电压值；/>

为所述第一电流信号的正序电流值；/>

为所述第二电流信号的正序电流值、/>

为所述第一电流信号的负序电流值、/>

为所述第二电流信号的负序电流值、/>

为所述第一电流信号的零序电流值、/>

为所述第二电流信号的零序电流值、/>

为所述非故障电流信号的零序电流值、I_f为故障电流。

9.根据权利要求6至8任一项所述的方法，其特征在于，还包括步骤：

对所述第一电流信号中的直流分量进行消除，并从消除后直流分量的第一电流信号中提取所述第一电流信号的正序电流值、所述第一电流信号的负序电流值和所述第一电流信号的零序电流值；

对所述第二电流信号中的直流分量进行消除，并从消除直流分量后的第二电流信号中提取所述第二电流信号的正序电流值、所述第二电流信号的负序电流值和所述第二电流信号的零序电流值；

对所述非故障电流信号中的直流分量进行消除，并从消除直流分量后的非故障电流信号中提取所述非故障电流信号的零序电流值；

对所述第一电压信号中的直流分量进行消除，并从消除直流分量后的第一电压信号中提取所述第一电压信号的正序电压值、所述第一电压信号的负序点电压值和所述第一电压信号的零序电压值；

对所述第二电压信号中的直流分量进行消除，并从消除直流分量后的第二电压信号中提取所述第二电压信号的正序电压值、所述第二电压信号的负序电压值和所述第二电压信号的零序电压值。

10.一种互耦输电线路的零序阻抗估计装置，其特征在于，所述互耦输电线路包括并联连接的故障输电线路和非故障输电线路，所述故障输电线路与所述非故障输电线路耦合；所述装置包括：

信号获取模块，获取目标电流信号和所述故障输电线路两端的目标电压信号；其中，所述目标电流信号包括故障电流信号和非故障电流信号；所述故障电流信号为所述故障输电线路的电流信号，所述非故障电流信号为所述非故障输电线路的电流信号；

故障定位模块，用于根据所述目标电压信号和所述故障电流信号，确定线路故障位置；所述线路故障位置为所述故障输电线路的第一端至故障发生处的线路长度占所述故障输电线路全长的百分比；

方程组确定模块，用于根据所述线路故障位置和所述故障输电线路的接地故障类型，得到所述互耦输电线路在耦合状态下的目标等值网络图，并基于所述目标等值网络图确定基尔霍夫定律方程组；

零序阻抗获取模块，用于根据所述故障电流信号、所述非故障电流信号和所述目标电压信号求解所述基尔霍夫定律方程组，得到零序阻抗。

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