CN102822688B - 故障波到达确定 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种用于确定故障波到达电力传输系统的测量点的时间的方法和装置。所述装置（20）包括测量测量点（P1）处系统的功率量（PQ）以用于获得表示潜在故障波的测定量的测量单元（32）、计时单元（40）、存储测定量的存储单元（38）、将测定量与阈值（T1）进行比较以用于检测故障波（W1）的出现的比较单元（36）以及分析单元（42）。分析单元分析在检测到故障波出现之前进行的测量，基于分析确定故障波的起始点（SP）并且将起始点的时间设置为故障波到达时间（T1）。

Description

故障波到达确定

技术领域

本发明通常涉及电力传输系统。更具体地，本发明涉及用于确定故障波到达电力传输系统的测量点的时间的方法和装置。

背景技术

在电力传输系统中，可能会发生如接地故障的故障。重要的是定位这样的故障发生在什么地方，例如以便于快速排除这样的故障。

对于长距离输电线（如架空线路和电缆）来说，希望在故障发生之后立刻检测出接地故障的地点，以便于能够派遣修理队到线路或电缆的正确位置。这样的输电线可以非常长，例如对架空线路来说在700-2500km的范围内或者对海底电缆来说在100-1000km的范围内。架空线路和电缆的组合也是可能的。

通过分析由故障引起的、抵达测量点的波来确定到故障的距离是可能的。这例如在da Silva等人所著的文章“A Fault Locator for Three-Terminal Lines Based on Wavelet Transform Applied to Synchronized Current and Voltage Signals”，2006，IEEE PES Transmission and Distribution Conference and Exposition Latin America, Venezuela中进行了描述。该文章描述了用于与可自我调节的阈值电平比较的小波变换的电流细节信号的使用。该电流细节信号是基本交流（AC）信号的谐波。对于AC输电线来说，这种类型的到故障的距离确定运行良好，但不那么适合于直流（DC）输电线。

存在有其中可以分析波的另一种方式，并且这利用两个不同地点处的测量来完成。通过测量由故障引起的波抵达两个不同地点的时间实例并且基于时间差异来确定到故障的距离而在此确定到故障的距离。

例如，在US 5,903,155、US 6,822,457、EP 1,001,271以及Zhang Feng等人所著的文章“A New Fault Location Method Avoiding Wave Speed and Based on Traveling Waves for EHV Transmission Line”，2008，THIRD INTERNATIONAL CONFERENCE ON ELECTRIC UTILITY DEREGULATION AND RESTRUCTURING AND POWER TECHNOLOGIES，VOL 1-6，APR 06-09, 2008, 3rd International conference on Electric Utility Deregulation, Restructuring and Power Technologies中描述了这个原理。

这些类型的故障距离测量确实也对DC线路起作用并且因此在这些情形下使用也很好。

在上面提及的Zhang Feng等人所著的文章中，到故障的距离的确定也被描述为基于检测初始波涌到达测量点的时刻。因此，这个时间点是重要的。

可是利用该方法存在有一个问题，那就是到达测量点的故障波的幅度和形状可以基于相对于这个测量点的故障发生的地方而显著地变化。这对于到达时间的测量的精度有消极作用。因此在一些情形下难以确定这样的故障波实际抵达测量点的时间点。此外，因为通过两个这样的到达时间之间的差异来确定到故障的距离，要使距离确定的精度降级，其中一个测量不够准确就足矣。

其他因素也影响故障波抵达测量点的时间的确定，例如变化的操作条件和变化的噪声电平。

因此存在有对于提供故障波抵达电力传输系统的测量点的时间的更精确确定的需求。

发明内容

本发明处理这种情形。本发明因此旨在解决提供故障波到达测量点的时间的更精确确定的问题，到达时间可以用于DC电力传输系统的安全相关应用。

根据本发明的一个方面，通过用于确定故障波到达电力传输系统的测量点的时间的方法解决了这个问题，所述方法包括下列步骤：测量测量点处系统的功率量以便于获得表示潜在故障波的测定量，将该测定量存储在存储单元中，通过将测定量与阈值比较来检测测量点处故障波的出现，分析在检测到故障波的出现之前进行的测定量的测量，基于该分析确定故障波的起始点以及将起始点的时间设置为故障波的到达时间。

根据本发明的另一个方面，通过用于确定故障波到达电力传输系统的测量点的时间的装置解决了这个问题，所述装置包括耦合至测量点并且被配置为测量系统的功率量以便于获得表示潜在故障波的测定量的测量单元、计时单元、被配置为存储测定量的存储单元、被配置为将测定量与阈值进行比较以用于检测测量点处故障波的出现的比较单元、和被配置为分析在检测到故障波的出现之前进行的测定量的测量并且基于该分析来确定故障波的起始点以及将起始点的时间设置为故障波的到达时间的分析单元。

本发明具有许多优势。因为可以精确地确定进入的故障波的时间，所以它提供了改进的精度，如果故障发生在靠近长距离输电线的末端，这是有利的。本发明还避免了对于可以在内部对外部事件加时间戳的特定类型的卫星同步时钟的需求。相反，可以使用更通用的卫星同步时钟并且这些不必专用于故障波到达时间确定。

附图说明

下面将参考附图描述本发明，其中

图1示意性地示出了包括两个变电站的电力传输系统，其中每个变电站配备有根据本发明的、用于确定故障波的到达时间的装置，

图2示意性地示出了根据本发明的第一实施例的、被连接到输电线的装置，

图3示意性地示出了根据本发明的第二实施例的、通过测量设备耦合至输电线的装置，

图4示出了针对在距离测量点的各种不同距离处模拟的故障的、系统中输电线的电压的功率量，

图5示意性地示出了输电线的故障波，以及

图6示意性地示出了在根据本发明的装置中执行的许多方法步骤。

具体实施方式

下面将描述提供上述功能性的本发明的实施例。

本发明旨在提供电力传输系统中（即用于电力的传输的系统中）的装置。这个系统可以例如为高压直流系统（HVDC）或一些类型的柔性交流输电系统（FACTS）（如串联电容器或受控的串联电容器）。

图1示意性地示出了用于两个交流（AC）电力传输系统之间的连接的HVDC系统。因为这个原因，HVDC系统包括第一变电站10和第二变电站12，其中第一变电站10包括用于AC和DC之间的转换的第一变流器组14和第一变压器T1，第一变流器组14可以提供整流器。第一变压器T1将第一变流器组14连接到第一AC电力传输系统（未示出）。第一变流器组14通过DC输电线18连接到第二变电站12的第二变流器组16。第二变流器组16也在AC和DC之间转换并且可以提供逆变器。第二变电站12还包括第二变压器T2，该第二变压器T2将第二变流器组16连接到第二AC电力传输系统（未示出）。

图1中的HVDC系统是单极系统。然而，应当认识到，也可以在双极系统中提供本发明。此外，HVDC系统可以更加复杂并且包括若干更多的输电线和变电站。实际上本发明不限于HVDC系统，而是还可以与AC系统有关地来提供。

变流器组14和16两者可以包括任何类型的变流器，例如线路换向电流源变流器（CSC）或强迫换向电压源变流器（VSC）。每组的变流器可以包括许多串联连接的变流器。此外每组可以只包括一个变流器。在一些情形下它们两者都确实包括不止一个变流器。

此外变电站10和12中的每一个包括用于确定故障波的到达时间的装置。在第一变电站10中存在有连接到输电线18的第一测量点P1的第一这样的装置20并且在第二变电站12中存在有连接到输电线18的第二测量点的第二装置22。此外第一装置20连接到第一变流器组14以便于接收第一操作条件数据OC1，并且第二装置22连接到第二变流器组16以便于接收第二操作条件数据OC2。此外装置20和22两者都连接到故障距离确定单元27。附图示出了在第二装置22发送第二时间值T2给故障距离确定单元27的同时，第一装置20如何发送第一时间值T1给故障距离确定单元27。

图2示出了在第一测量点P1处连接到输电线18的第一装置20的第一实施例的方框示意图。

第一装置20包括功率量定标电路（power quantity scaling unit），在这个实施例中功率量定标电路包括与罗果夫斯基线圈30串联的耦合电容器28。这些在第一测量点P1和接地之间串联连接。在此应当认识到，这两个元件例示了功率量定标电路的功率量定标元件以便于将在第一测量点P1处测得的功率量定标到可以处理的电平。此外，这些仅仅是这样的元件的示例。电容器可以例如用具有脉冲变压器的罗果夫斯基线圈和电力线载波（PLC）滤波器替换。

这个罗果夫斯基线圈30连接到测量单元32的输入，在这个实施例中测量单元32被实现为具有负反馈连接的运算放大器。该测量单元因此通过电容器28和罗果夫斯基线圈30耦合至第一测量点P1。测量单元32的输出连接到A/D转换器34，A/D转换器34又连接到存储单元38，在本发明的一些变型中存储单元38是可以设置为环形缓冲区的临时存储单元。存储单元38连接到以本地时钟的形式的计时单元40以及连接到分析单元42。本地时钟40还连接到A/D转换器34。此外存在有连接到D/A转换器44的阈值设置单元43，D/A转换器44连接到这里以比较器的形式的比较单元36的第一输入。比较单元36具有连接到测量单元32的输出的第二输入和连接到分析单元42的输出。阈值设置单元43在这里接收来自第一变流器组的所述第一操作条件数据OC1并且利用阈值设置信号TH_SET控制比较单元阈值的设置。分析单元42又将第一时间值T1供给故障距离确定单元。

本地计时单元40通过过程总线（例如EtherCAT（其包含同步本地时钟的机制）或根据IEEE 1588与精确时间协议（PTP）结合的IEC 61850）接收时钟同步信号CL_SYNCH。这样将本地时钟40间接同步到GPS或另外的全球性或区域性的时间源，例如DCF77、GLONASS或Galileo。A/D转换器34有利地为快速A/D转换器并且这个的采样实例根据本地时钟40进行同步。典型的A/D转换速率可以为20-100百万样本/秒，意味着每10-50毫微秒一个样本。

分析单元42是计算单元并且可以是μController、数字信号处理器（DSP）或现场可编程门阵列（FPGA）。同样可以将阈值设置单元43设置为这些类型的元件之一。临时存储单元38可以是任何类型的适合的存储器，其中测量样本和采样时间实例存储在一起。存储单元38因此应当具有连续可移位的存储位置（或被布置为环形缓冲区）并且要足够长以便存储连续信号的大约2-10毫秒。

可以以和第一装置相同的方式设置第二装置。

如果本发明的第一实施例中的功率量定标电路的功率量定标元件出于其他原因已经存在于变电站中，则它们是适合使用的。然而，并非总是提供这些元件。本发明的第二实施例旨在这种情形。图3示意性地示出了根据本发明的第二实施例的装置。在这里，存在有连接在输电线18和接地之间的功率量定标电路48，功率量定标电路48包括许多串联连接的电阻器，每个电阻器与对应的电容并联。在这个第二实施例中，这个功率量定标电路48不是装置20的一部分。因此，在这个实施例中，第一装置通过功率量定标电路耦合至并且在这里间接连接到输电线18。此外，在这个第二实施例中，存在有求导单元46，该求导单元46设置在测量单元32和A/D转换器34之间以用于导出或提供所测量的量                                               的导数。此外，在这个第二实施例中，阈值电平确定单元与分析单元相结合。它们因此可以设置在相同的电路中。在所有其他方面，第二实施例与第一实施例相同。

本发明旨在允许在图1的系统中进行到故障的距离的精确确定。这是基于电力传输系统的测量点处接收到故障波的时间的精确确定的。

典型地基于由输电线上某处发生的故障引起的故障波抵达测量点的时间来确定到故障的距离。典型地接着通过到达两点的时间之间的差异和经过输电线的这样的波的速度来确定到故障的距离。该速度典型地比光速稍低并且还依赖于输电线的材料特性和几何设计特性。因此，该速度是可能不但基于材料特性和几何设计而且基于测量和模拟来确定的。该速度可以因此被认为是已知的。

然而存在有问题，因为可能难以以足够好的精度来确定这样的故障波的实际到达时间。受到关注要获得的是故障波到达测量点的开始或起始点的时间。不准确的到达时间又会导致难以准确地确定到故障的距离，因为距离确定的精度是由最不精确的时间值来确定的。这可以非常成问题，特别是如果两个测量点之间的距离很长的话。在例如HVDC的DC应用中这是十分常见的情形。

优选地使用故障波抵达测量点的开始或起始点的时间实例，因为故障波的这一部分已经在从故障到测量点的直达路径上传播。这样的故障波的其他部分将包括来自反射的影响并且因此可能更难以使用。

将通过对以图1中的系统中的输电线的电压的形式的功率量的模拟来例示这种情形。图4示出了这些模拟，其中针对相同时间点处发生的故障，具有+533kV的例示的DC电压电平的线路在距离测量点的各种不同距离处遭受了接地故障。图4顶部的第一曲线示出了第一情形，其中由靠近第一测量点发生的故障引起的故障波在靠近2ms的时间点T1A处抵达这个测量点。从顶部起的第二曲线示出了第二情形，其中由在线路上远处的另一点（例如朝向第二测量点的线路长度的大约四分之一）处发生的故障引起的故障波在靠近3ms的时间点T1B处抵达第一测量点。从顶部起的第三曲线示出了第三情形，其中由两个测量点之间的大约中途发生的故障引起的故障波在比4ms稍高的时间点T1C处抵达第一测量点。从顶部起的第四曲线示出了第四情形，其中由大约在到第二测量点的长度的四分之三处发生的故障引起的故障波在稍低于6ms的时间点T1D处抵达第一测量点。最终，底部的第五并且是最后的曲线示出了第五情形，其中由靠近第二测量点发生的故障引起的故障波在刚刚低于7ms的时间点T1E处抵达第一测量点。

在这里可以看到的是，在第一情形中接收到故障波的时间点T1A处，第一曲线具有在朝向零电压的方向上直线并快速下降（电压具有高变化率）的第一部分，跟随其后的是具有较低变化率的第二较不显著变化部分。此外，这个第二部分具有被衰减的清楚的振荡分量。其他曲线也具有第一部分和第二部分。然而，可以清楚地看到，曲线的第一直线部分随着距离第一测量点的距离而变得越来越小，同时第二部分变得越来越大。为了确定故障波的到达时间，不得不找到每条曲线的这个第一部分。

如在图4中可以看到的，当故障靠近测量点发生时，这个第一部分相当容易检测出，但当故障在远处时，这个第一部分相当难以识别，这导致时间点被不精确确定。这个不精确又还将在到故障的距离的确定中反映出来。

图5以更精细的时间标度和幅度将故障波W1连同相同的波示出为与以ms表示的时间相关的线路电压的导数，即为故障电流。此外，时间标度在这里与检测到故障波的时间点有关。波在这里在时间上被放大了十倍。可以看到，故障波具有在时间上发生得相当晚的许多尖峰。然而，这些典型地可具有由反射和其他干扰造成的影响。从放大的故障波中也可以看到，故障波具有许多早期摆动，其中指示了第一这样的摆动的幅度A1。附图还示出了阈值电平TH，该阈值电平被设置为对应于在被指示为零的时间处发生的故障波的显著摆动的幅度。还可以看出，具有幅度A1的第一摆动发生在这个零时间之前。该波还具有起始点SP，该起始点SP示为在-0.1ms处。

在稍后将要描述的本发明的一个变型中，故障波的显著摆动的幅度可以用在图2和图3中示出的比较单元36中以用于阈值的设置以便于检测故障波的发生。这个阈值可以由阈值电平设置单元43或分析单元42通过设置信号TH_SET来设置。

如在图4中可以看到的，第五曲线中的故障引起故障波，该故障波的开始难以检测。在本发明的另一变型中，比较单元的阈值可以因此改为被设置成对应于模拟的故障波的第一摆动的幅度A1。这将保证故障波的出现的早期检测。此外，这个模拟的故障可以被设置为是由系统的相邻测量点处（例如相对于第一测量点的第二测量点处）的假想故障引起的。因此，在这个变型中，这个阈值是根据最坏情况设想（当故障在尽可能远处发生时，即在另一测量点处）来确定的。

在所描述的两个变型中，阈值可以相对于所设置的幅度进行调节，例如使得它稍微较低，以便于提供所涉及的摆动的安全检测。此外，还可以基于系统性能的现场测量来调节这个阈值电平TH。

现在还将参考图6来描述本发明的功能，图6示出了概述在根据本发明的方法中执行的许多方法步骤的流程图。

测量单元32测量电力传输系统的功率量，以便于获得表示潜在故障波的测定量。有利地，这个测量是连续测量。在本发明的第一实施例中功率量PQ是线路电压的导数，而在第二实施例中测量的功率量是实际线路电压。在第一实施例中测量的功率量和测定量相同，而在第二实施例中测定量不与测量的功率量相同，测定量是测量的功率量的导数并且通过在求导单元46中对测量的功率量进行求导而获得。之所以关注使用导数是因为这可以提供功率量变化的清晰指示，如果该功率量是DC电压的话这尤其有吸引力。在两种情况下，测定量是线路电压的导数。

在第一实施例中，也是测定量的功率量由测量单元32（步骤50）通过罗果夫斯基线圈30和电容器28测得。接着通过测量单元32放大测得的量并将其提供给比较单元36，该比较单元将测定量和阈值TH进行比较（步骤52），在这个示例中阈值已经被设置为对应于图5中故障波的显著摆动的幅度。将比较的结果提供给分析单元42。

放大的测定量还被转送至A/D转换器34，按照由本地时钟40计时的，该放大的测定量在A/D转换器中被A/D转换（步骤54）。接着将通过这个转换创建的样本从A/D单元34转送至临时存储单元38，在临时存储单元38中它们得到由本地时钟40加上的时间戳（步骤56）并且之后被存储在存储单元38中（步骤58）。这样本地时钟确定测定量的时间关系。此外，这样将新的测定值移入存储单元38并且在适当的时间之后将旧值移出。测定值被存储在存储单元中的时间可以是大约2-10ms。这样，只要系统在运行，就可以持续测量测定量的带有时间戳的样本并且持续地将其存储在存储单元中。

如上面所提及的，将测定量与阈值TH的比较结果提供给分析单元38。如果比较表示测定量保持在阈值TH之下（步骤60），则以先前描述的方式继续进行测量、将测量与阈值进行比较、加时间戳并且存储在存储单元38中，同时分析单元42是不活动的。

然而，在测定量升到阈值TH之上（步骤60）的情况下，比较单元36已经检测到第一测量点处故障波W1的出现（步骤62）并且供给分析单元42的比较结果包括关于这个检测的信息。接着，分析单元42分析临时存储单元38中的至少一些样本（步骤64），并且因此分析在检测到第一测量点处故障波的出现之前进行的测定量的测量。基于波W1的形状的分析，通过分析单元42确定波W1的起始点SP（步骤66）。如在图5中可以看到的，至少在开始，波可具有相当周期性的摆动。接着，这个的认识可以用于确定故障波W1的开始或起始点SP。然后，这个起始点的时间被设置为波W1的到达时间（步骤68），即设置为第一时间值T1。

在这里应当认识到，即使确定了故障波的存在，可以继续进行测量并将其存储在存储单元中。分析单元42还可以在这里分析故障波出现的检测之后或以后进行的测定量的适当数量的这些测量，以便于提供故障波W1到达第一测量点P1的时间T1的更可靠的确定。分析单元可以在这里执行这样的分析，直到确定故障波的开始或起始点SP为止。分析单元可以因此调查预触发（pre-trig）测量，即在超出阈值TH之前采样的测量，其中预触发间隔要足够长（例如数毫秒长），并且继续分析触发（trig）之后（即在超过阈值之后）适当时间（例如数毫秒）的测量。在图5中可以看到，波的起始点在故障波出现的检测之前的-0.1ms处，并且在这里将测量示出为被弥补直到检测之后的1ms。

一旦已经确定到达时间T1，分析单元42就转送第一时间值T1到故障距离确定单元27，该故障距离确定单元还接收来自第二装置22的对应的第二时间值T2，该第二装置22可以已经以相同的方式确定了故障波到达第二测量点的时间。故障距离确定单元27可以接着基于这些时间值之间的差异和系统中的故障波的速度的认识来确定到故障的距离。然后，可以更精确地确定到故障的距离，即使故障波具有缓慢变化的部分。

在上面进行的本发明的描述中，假定了具有固定值的阈值，即一旦被设置就不会改变的阈值。应当认识到，在这方面修改本发明是可能的。在本系统的操作中可以自适应地调节阈值。因此可以根据系统的操作条件、尤其是输电线的操作条件来自适应地设置阈值。例如它可以基于系统的操作条件数据OC1来设置，该数据可以通过第一装置20的阈值设置单元43或分析单元42从第一变流器组14接收。操作条件数据OC1在这里可以包括关于通过网络传送的功率的方向、特别是传送经过第一测量点的功率的方向的数据、变流器控制数据（例如关于延迟角度的数据，如延迟角度的大小以及关于被连接用于操作的第一组中的变流器的数量的数据）。如果第一组中许多变流器以这种方式被连接用于操作，则第二组的相同数量的变流器也将被连接用于操作。这意味着可以基于第一测量点的相反两侧上的、正操作用于传输功率经过该点的变流器的数量来调节阈值。

所有这些测量可以用来影响阈值的设置。使用的延迟角度影响输电线的噪声电平。大的延迟角度例如确实提高了可以将阈值调节得更大的噪声电平。变流器组可以串联连接并且有时在组中可以使用减少数量的变流器，例如输电线的每一侧上一半。在这种情形下，可以降低阈值电平，例如减半，因为降低了电压电平。

本发明具有许多优点。它提供了改进的精度，因为可以比已知方案更精确地确定进入波的到达时间。对于更靠近末端（即更靠近变电站的测量点）的输电线的部分中的故障，将会看到最大改进。本发明还避免了对可以给进入脉冲加时间戳的专用卫星同步时钟的需要。相反，可以使用更通用的卫星同步时钟，更通用的卫星同步时钟不必专用于故障波到达时间确定。

因为测量单元和定标电路中的限制（例如受限的带宽）可以在很大程度上通过分析单元进行补偿，所以本发明允许使用用于定标进入波的许多不同元件。这样的元件的示例是补偿的电阻电压测量分压器和不同类型的电流测量元件。在上面进行的描述中，测量的功率量为电压或电压的导数。还应当认识到，基于电流执行相同类型的测量也是有可能的。如上面提及的，可以将阈值设置单元设置为独立单元或分析单元的一部分。

输电线可以是架空线路。它也可以设置在地下电缆中。

从上述描述可以明显看出，利用可调节阈值不是必需的。因此，可以省略阈值设置单元以及分析单元中的相应功能性。从描述中也可以清楚看出，在根据本发明的装置中包括时间延迟确定单元也是有可能的。

上面将与阈值的比较描述为在A/D转换之前执行。应当认识到，它也可以在A/D转换之后执行。

上面将本发明描述为与到故障的距离的确定有关地来使用。应当认识到，本发明不限于此。本发明可以例如用于需要故障波到达时间的确定的安全相关应用。

因此，本发明仅由后面的权利要求书来限定。

Claims (11)

1.一种用于确定由故障引起的故障波（W1）到达HVDC电力传输系统的测量点(P1)的时间的方法，包括下列步骤：

测量（50）所述测量点处所述系统的功率量（PQ;                                                ）以便于获得表示潜在故障波的测定量，

将所述测定量存储（58）在存储单元（38）中，

通过将所述测定量与阈值（TH）进行比较来检测（62）所述测量点处故障波的出现，

分析（64）在检测到所述故障波的出现之前获得的所述测定量，

基于关于所述波的形状中相当周期性的摆动的所述分析来确定（66）所述故障波的起始点（SP），

将所述起始点的时间设置（68）为所述故障波的到达时间（T1），

基于所述故障波到达所述测量点的时间与所述故障波到达另一测量点（P2）的时间之间的差异以及基于所述系统中所述故障波的速度的认识来确定从所述测量点到故障的距离，以及

基于所述系统的操作条件数据（OC1）自适应地调节（TH_SET）所述阈值，其中所述操作条件数据包括指示经过所述测量点的功率传送的方向的数据。

2.如权利要求1所述的方法，其中分析测量的步骤包括分析在检测到所述故障的出现之后获得的所述测定量。

3.如权利要求1至2中任何一项所述的方法，其中所述测定量是正被测量的功率量的导数。

4.如权利要求3所述的方法，还包括将所述阈值设置为对应于模拟的故障波的第一摆动的幅度（A1）的步骤。

5.如权利要求4所述的方法，还包括基于系统性能的现场测量来调节所述阈值电平的步骤。

6.如权利要求1至2中任何一项所述的方法，其中在所述测量点的两个相反侧的每一侧上存在有不止一个变流器，其中自适应地调节所述阈值的步骤包括基于每个相反侧上正在操作用于传输功率经过所述测量点的变流器的数量来调节所述阈值。

7.如权利要求1至2中任何一项所述的方法，其中所述操作条件数据包括变流器控制数据。

8.一种用于确定由故障引起的故障波到达HVDC电力传输系统的测量点(P1)的时间的装置（20），包括：

测量单元（32），所述测量单元耦合至所述测量点并且被配置为测量所述系统的功率量（PQ;）以便于获得表示潜在故障波的测定量，

计时单元（40），

存储单元（38），所述存储单元被配置为存储所述测定量，

比较单元（36），所述比较单元被配置为将所述测定量与阈值（T1）进行比较以用于检测所述测量点处故障波（W1）的出现，

分析单元（42），所述分析单元被配置为

　　分析在检测到所述故障波的出现之前获得的所述测定量，

　　基于关于所述波的形状中相当周期性的摆动的所述分析来确定所述故障波的起始点（SP），以及

　　将所述起始点的时间设置为所述故障波的到达时间（T1），

故障距离确定单元（27），所述故障距离确定单元被配置为基于所述故障波到达所述测量点的时间（T1）和所述故障波到达另一测量点（P2）的时间(T2)之间的差异以及基于所述系统中所述故障波的速度的认识来确定从所述测量点到故障的距离，以及

阈值设置单元（43），所述阈值设置单元被配置为接收所述系统的操作条件数据（OC1）并且基于这个操作条件数据自适应地调节（TH_SET）所述阈值，其中所述操作条件数据包括指示经过所述测量点的功率传送的方向的数据。

9.如权利要求8所述的装置，其中所述分析单元还被配置为分析在检测到所述故障的出现之后获得的所述测定量。

10.如权利要求8或9所述的装置，其中所述测定量是正被测量的功率量的导数。

11. 如权利要求10所述的装置，其中所述阈值被设置为对应于模拟的故障波的第一摆动的幅度（A1）。