CN108028529B - 电力输送系统的时域线路保护 - Google Patents

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Abstract

本公开涉及对电力系统中的故障的检测。时域行波差分子系统被配置为在第一终端处确定在由第一终端处的故障产生的行波的到达最大值与行波的出射最大值之间的第一指标。增量子系统可以被配置成基于电气条件的多个时域表示来计算操作量的多个值。增量子系统被配置成基于电气条件的多个时域表示确定正向转矩、操作转矩和反向转矩。时域行波方向子系统被配置为基于电力输送系统中的电气条件来接收多个电流行波和多个电压行波的时域表示。

Description

电力输送系统的时域线路保护
技术领域
本公开涉及检测和定位电力输送系统中的故障。更具体地，本公开涉及使用时域元件和分析来确定电力输送系统中的故障位置。在各种实施例中，与本公开一致的系统和方法可以利用欠范围/超范围、方向和/或行波元件。
发明概述
根据本发明的实施例，包括以下内容：
1)一种被配置为检测电力输送系统中的故障的系统，包括：
数据采集子系统，其被配置为在第一终端和第二终端中的每一个处采集所述电力输送系统中的多个指标值处的电气条件的多个时域表示；
时域行波差分子系统，其被配置为确定：
基于所述电气条件的多个时域表示的在第一指标值处由所述第一终端处的故障生成的行波的第一最大值；
基于所述电气条件的多个时域表示的在第二指标值处在所述第二终端处的所述行波的第二最大值；
基于所述第二最大值、所述第一终端和所述第二终端之间的传播时间以及可变裕度的在所述第一终端处的第一出射窗口；
基于所述第一最大值、所述第一终端和所述第二终端之间的所述传播时间以及所述可变裕度的在所述第二终端处的第二出射窗口；
在第三时间所述第一出射窗口内的第三最大值；
在第四时间所述第二出射窗口内的第四最大值；
基于第一时间和所述第三时间的第一指标持续时间；
基于第二时间和所述第四时间的第二指标持续时间；
基于所述第一指标值和所述第二指标值中的所述电气条件的多个时域表示的幅度的操作量；
基于所述第一指标值和所述第二指标值中的所述电气条件的多个时域表示的幅度的抑制量；以及
故障检测器子系统，其被配置为基于所述操作量和所述抑制量的比较来声明故障；以及
保护动作子系统，其被配置为基于所述故障的声明而实施保护动作。
2)根据1)所述的系统，其中，所述操作量基于所述第一指标值和所述第二指标值中的值的幅度的总和。
3)根据1)所述的系统，其中，所述抑制量基于所述第一指标值和所述第二指标值中的值的幅度的总和。
4)根据1)所述的系统，其中，所述数据采集子系统还包括微分器平滑器，并且其中所述第一指标值和所述第二指标值由所述微分器平滑器处理。
5)根据1)所述的系统，其中，所述时域行波差分子系统还被配置为确定故障位置。
6)根据1)所述的系统，其中，所述故障检测器子系统还基于最小拾取值声明故障。
7)根据6)所述的系统，其中，所述最小拾取值基于故障位置变化。
8)根据1)所述的系统，其中，所述系统被配置为监测三相电力系统的每一相，并且识别在所述三相电力系统的至少一相上的故障。
9)根据1)所述的系统，其中，所述故障检测器子系统还被配置为基于过电流条件的存在而声明所述故障。
10)根据9)所述的系统，其中，所述电力输送系统包括多相系统，并且所述故障检测器子系统还被配置为基于所述过电流条件的存在和在所述多相系统的相上的行波来声明所述故障。
11)根据1)所述的系统，其中，所述可变裕度被选择为对以下中的至少一个进行补偿：测量误差，时间同步误差，和电气传输线路中的下垂。
12)一种用于检测电力输送系统中的故障的方法，包括：
在第一终端和第二终端中的每一个处采集所述电力输送系统中的多个指标值处的电气条件的多个时域表示；
基于所述电气条件的多个时域表示检测在第一指标值处由所述第一终端处的故障生成的行波的第一最大值；
基于所述电气条件的多个时域表示检测在第二指标值处在所述第二终端处的所述行波的第二最大值；
确定基于所述第二最大值、所述第一终端和所述第二终端之间的传播时间和可变裕度的在所述第一终端处的第一出射窗口；
确定基于所述第一最大值、所述第一终端和所述第二终端之间的所述传播时间和所述可变裕度的在所述第二终端处的第二出射窗口；
确定在第三时间所述第一出射窗口内的第三最大值；
确定在第四时间所述第二出射窗口内的第四最大值；
基于第一时间和所述第三时间来确定第一指标持续时间；
基于第二时间和所述第四时间来确定第二指标持续时间；
基于在所述第一指标值和所述第二指标值中的所述电气条件的多个时域表示来确定操作量；
基于在所述第一指标值和所述第二指标值中的所述电气条件的多个时域表示来确定抑制量；以及
基于所述操作量和所述抑制量的比较来声明故障；以及
基于所述故障的声明来实施保护动作。
13)根据12)所述的方法，其中，确定所述操作量包括对在所述第一指标值和所述第二指标值中的值的幅度进行求和。
14)根据12)所述的方法，其中，确定所述抑制量包括对在所述第一指标值和所述第二指标值中的值的幅度进行求和。
15)根据12)所述的方法，其中，所述第一指标值和所述第二指标值由微分器平滑器处理。
16)根据12)所述的方法，还包括确定故障位置。
17)根据16)所述的方法，还包括基于最小拾取值来声明所述故障。
18)根据17)所述的方法，其中，所述最小拾取值基于所述故障位置而变化。
19)根据12)所述的方法，声明所述故障还包括检测过电流条件。
20)根据12)所述的方法，还包括选择所述可变裕度来对以下中的至少一个进行补偿：测量误差，时间同步误差，和电气传输线路中的下垂。
21)一种被配置为检测电力输送系统中的故障的系统，包括：
数据采集子系统，其被配置为在第一终端和第二终端中的每一个处采集所述电力输送系统中的电气条件的多个时域表示；
增量子系统，其被配置为：
基于所述电气条件的多个时域表示来计算操作量的多个值；
基于所述电气条件的多个时域表示来计算抑制量的多个值；
确定计算的操作量超过计算的抑制量的时段；
故障检测器子系统，其被配置为基于所述计算的操作量超过所述计算的抑制量一安全裕度而声明故障；
保护动作子系统，其被配置为基于所述故障的声明来实施保护动作。
22)根据21)所述的系统，其中，所述抑制量的多个值随时间变化。
23)根据21)所述的系统，其中，所述操作量包括操作电压，并且所述抑制量包括抑制电压。
24)根据222)所述的系统，其中，所述抑制量的多个值中的每一个包括选自以下项中的一个的最大值：当前抑制量、一周期后的抑制量、一周期前的抑制量和最小抑制水平。
25)根据21)所述的系统，其中，所述增量子系统还被配置为将所述抑制量的多个值乘以常数值，所述常数值具有大于1的值。
26)根据21)所述的系统，其中，所述故障检测器子系统还被配置为基于过电流条件的存在来声明所述故障。
27)根据21)所述的系统，其中，所述故障检测器子系统包括积分器，所述积分器被配置为当至少一个条件被满足时，对所述抑制量的多个值和所述操作量的多个值的和进行积分。
28)根据227)所述的系统，其中，所述至少一个条件包括以下项中的一个：确定回路涉及所述故障，确定到达点处的增量电压由电压降低而引起；以及确定所述操作量的绝对值大于所述抑制量。
29)根据21)所述的系统，其中，所述抑制量的多个值包括近似以降低所述系统声明所述故障的响应时间。
30)根据229)所述的系统，其中，所述系统的所述响应时间包括小于一毫秒。
31)一种用于检测电力输送系统中的故障的方法，包括：
在第一终端和第二终端中的每一个处采集所述电力输送系统中的电气条件的多个时域表示；
基于所述电气条件的多个时域表示来计算操作量的多个值；
基于所述电气条件的多个时域表示来确定抑制量的多个值；
确定计算的操作量超过计算的抑制量的时段；
基于所述计算的操作量超过所述计算的抑制量一安全裕度而声明故障；以及
基于所述故障的声明来实施保护动作。
32)根据31)所述的方法，其中，所述抑制量的多个值随时间变化。
33)根据31)所述的方法，其中，所述操作量包括操作电压，并且所述抑制量包括抑制电压。
34)根据33)所述的方法，其中，所述抑制量的多个值中的每一个包括选自以下项中的一个的最大值：当前抑制量、一周期后的抑制量、一周期前的抑制量和最小抑制水平。
35)根据31)所述的方法，还包括将所述抑制量的多个值乘以常数值，所述常数值具有大于1的值。
36)根据31)所述的方法，其中，声明所述故障还包括检测过电流条件。
37)根据31)所述的方法，其中，确定所述计算的操作量超过所述计算的抑制量的所述时段包括当至少一个条件被满足时，对所述抑制量的多个值和所述操作量的多个值的和进行积分。
38)根据37)所述的方法，其中，所述至少一个条件包括以下项中的一个：确定回路涉及所述故障，确定到达点处的增量电压由电压降低而引起；以及确定所述操作量的绝对值大于所述抑制量。
39)根据31)所述的方法，其中，所述抑制量的多个值包括近似以降低所述系统声明所述故障的响应时间。
40)一种被配置为检测电力输送系统中的故障的系统，包括：
数据采集子系统，其被配置为在第一终端和第二终端中的每一个处采集所述电力输送系统中的电气条件的多个时域表示；
增量子系统，其被配置为：
基于所述电气条件的多个时域表示，确定正向转矩、操作转矩和反向转矩；
在时段上对所述正向转矩、所述操作转矩和所述反向转矩中的每一个进行积分；
故障检测子系统，其被配置为：
基于所述操作转矩与所述正向转矩和所述反向转矩的比较来确定所述故障的发生；
基于所述正向转矩、所述操作转矩和所述反向转矩的比较来确定所述故障的方向；
基于所述比较和所述方向来声明故障；以及
保护动作子系统，其被配置为基于所述故障的声明来实施保护动作。
41)根据40)所述的系统，其中，所述增量子系统被配置为在所述故障后的第一时间段期间基于第一方法以及在所述第一时间段之后基于第二方法，确定所述正向转矩、所述操作转矩和所述反向转矩。
42)根据41)所述的系统，其中，所述操作转矩包括初始回路增量电压和初始回路增量电流的第一乘积与回路增量电压和回路增量电流的第二乘积的和。
43)根据41)所述的系统，其中，所述第一时间段持续小于一毫秒的一半。
44)根据41)所述的系统，其中，所述反向转矩基于所述第二方法被计算为回路复制电流的平方并由反向阻抗阈值缩放。
45)根据41)所述的系统，其中，所述正向转矩基于所述第二方法被计算为回路复制电流的平方并由正向阻抗阈值缩放。
46)根据41)所述的系统，其中，所述操作转矩基于所述第二方法被计算为回路复制电流和回路复制电压的乘积。
47)根据40)所述的系统，其中，所述增量子系统还被配置为将第一安全裕度加到所述正向转矩的积分并且将第二安全裕度从所述反向转矩中减去。
48)根据40)所述的系统，其中，所述故障检测器子系统还被配置为基于过电流条件的存在来声明所述故障。
49)根据40)所述的系统，其中，所述增量子系统还被配置为将低通滤波器应用于多个回路量。
50)一种用于检测电力输送系统中的故障的方法，包括：
在第一终端和第二终端中的每一个处采集所述电力输送系统中的电气条件的多个时域表示；
基于所述电气条件的多个时域表示，确定正向转矩、操作转矩和反向转矩中的每一个；
在时段上对所述正向转矩、所述操作转矩和所述反向转矩中的每一个进行积分；
基于所述操作转矩与所述正向转矩和所述反向转矩的比较来确定所述故障的发生；
基于所述正向转矩、所述操作转矩和所述反向转矩的比较来确定所述故障的方向；
基于所述比较和所述方向来声明故障；以及
基于所述故障的声明来实施保护动作。
51)根据50)所述的方法，还包括在所述故障后的第一时间段期间基于第一方法以及在所述第一时间段之后基于第二方法，确定所述正向转矩、所述操作转矩和所述反向转矩。
52)根据51)所述的方法，还包括将所述操作转矩计算为初始回路增量电压和初始回路增量电流的第一乘积与回路增量电压和回路增量电流的第二乘积的和。
53)根据51)所述的方法，其中，所述第一时间段持续小于一毫秒的一半。
54)根据51)所述的方法，其中，所述反向转矩基于所述第二方法被计算为回路复制电流的平方并由反向阻抗阈值缩放。
55)根据51)所述的方法，其中，所述正向转矩基于所述第二方法被计算为回路复制电流的平方并由正向阻抗阈值缩放。
56)根据51)所述的方法，其中，所述操作转矩基于所述第二方法被计算为回路复制电流和回路复制电压的乘积。
57)根据50)所述的方法，还包括：
将第一安全裕度加到所述正向转矩的积分；以及
将第二安全裕度从所述反向转矩中减去。
58)根据50)所述的方法，还包括检测过电流条件；
其中，所述故障检测器子系统还被配置为基于过电流条件的存在来声明所述故障。
59)根据50)所述的方法，其中，所述增量子系统还被配置为将高频低通滤波器应用于多个回路量。
60)一种被配置为检测电力输送系统中的故障的系统，包括：
数据采集子系统，其被配置为基于所述电力输送系统中的电气条件采集多个电压行波时域表示和多个电流行波时域表示；
时域行波方向子系统，其被配置为：
接收所述多个电流行波时域表示和所述多个电压行波时域表示；
生成所述多个电流行波时域表示与电流最小阈值的第一比较；
生成所述多个电压行波时域表示与电压最小阈值的第二比较；
当所述第一比较指示所述多个电流行波时域表示超过所述电流最小阈值且所述第二比较指示所述多个电压行波时域表示超过所述电压最小阈值时，基于所述多个电流行波时域表示和所述多个电压行波时域表示的乘积来确定积分，所述积分的符号反映故障的正向方向或反向方向中的一个；
故障检测器子系统，其被配置为当所述符号反映所述故障处于所述正向方向且所述积分超过安全裕度时，声明所述故障；以及
保护动作子系统，其被配置为基于所述故障的声明来实施保护动作。
61)根据60)所述的系统，其中，所述数据采集子系统包括被配置为生成所述多个电压行波时域表示的电容耦合的电压互感器。
62)根据60)所述的系统，其中，所述乘积的被乘数包括符号反转的值。
63)根据62)所述的系统，其中，如果所述行波处于所述正向方向，则所述行波增加所述积分，以及如果所述行波处于所述反向方向，则所述行波减小所述积分。
64)根据60)所述的系统，其中，所述第一比较包括所述多个电流行波值的绝对值的比较。
65)根据60)所述的系统，其中，所述第一比较包括所述多个电压行波值的绝对值的比较。
66)根据60)所述的系统，其中，所述系统被配置为监测三相电力系统的每一相，并且识别所述三相电力系统的至少一相上的故障。
67)根据60)所述的系统，其中，所述数据采集子系统被配置为以大约每秒1MHz的速率提供电气条件的时域表示。
68)根据67)所述的系统，其中，所述数据采集子系统还包括微分器平滑器，并且其中所述多个电流行波时域表示和所述多个电压行波时域表示由所述微分器平滑器处理。
69)根据68)所述的系统，其中，所述微分器-平滑器处理多个数据窗口，每个数据窗口具有几十微秒的范围内的持续时间。
70)一种检测电力输送系统中的故障的方法，包括：
基于所述电力输送系统中的电气条件采集多个电压行波时域表示和多个电流行波时域表示；
接收所述多个电流行波时域表示和所述多个电压行波时域表示；
生成所述多个电流行波时域表示与电流最小阈值的第一比较；
生成所述多个电压行波时域表示与电压最小阈值的第二比较；
当所述第一比较指示所述多个电流行波时域表示超过所述电流最小阈值且所述第二比较指示所述多个电压行波时域表示超过所述电压最小阈值时，基于所述多个电流行波时域表示和所述多个电压行波时域表示的乘积来确定积分，所述积分的符号反映所述故障的正向方向或反向方向中的一个；
当所述符号反映所述故障处于所述正向方向且所述积分超过安全裕度时，声明所述故障；以及
基于所述故障的声明来实施保护动作。
71)根据70)所述的方法，其中，所述乘积的被乘数包括符号反转的值。
72)根据71)所述的方法，其中，如果所述行波处于所述正向方向，则所述行波增加所述积分，以及如果所述行波处于所述反向方向，则所述行波减小所述积分。
73)根据70)所述的方法，其中，所述第一比较包括所述多个电流行波值的绝对值的比较。
74)根据70)所述的方法，其中，所述第一比较包括所述多个电压行波值的绝对值的比较。
75)根据70)所述的方法，其中，所述系统被配置为监测三相电力系统的每一相，并且识别所述三相电力系统的至少一相上的故障。
76)根据70)所述的方法，其中，所述数据采集子系统包括被配置为生成所述多个电压行波时域表示的电容耦合的电压互感器。
77)根据70)所述的方法，其中，所述数据采集子系统被配置为以大约每秒1MHz的速率提供电气条件的时域表示。
78)根据77)所述的方法，其中，所述数据采集子系统还包括微分器平滑器，并且其中所述多个电流行波时域表示和所述多个电压行波时域表示由所述微分器平滑器处理。
79)根据78)所述的方法，其中，所述微分器-平滑器处理多个数据窗口，每个数据窗口具有几十微秒的范围内的持续时间。
附图简述
参照附图对包括本公开的各个实施例的本公开的非限制性和非穷举性的实施例进行描述，在附图中：
图1图示了与本公开的某些实施例一致的用于检测行波并使用所检测的行波计算故障的位置的系统的框图。
图2A图示了与本公开的某些实施例一致的点阵图，其示出了在相对时间尺度上由300英里(482.8km)长的传输线路上的故障事件所造成的入射行波和反射行波。
图2B图示了与本公开的某些实施例一致的作为由于图2A中所图示的故障的电流随时间推移的函数的入射行波和反射行波。
图2C图示了与本公开的某些实施例一致的点阵图，其示出了在400km长的传输线路上由于故障事件在远程终端和本地终端处的入射行波和反射行波。
图3图示了与本公开一致的可以结合增量和行波保护算法使用的数据采集系统的简化功能框图。
图4A图示了与本公开的实施例一致的微分器-平滑器数据窗口。
图4B图示了与本公开的实施例一致的微分器-平滑器对行波的响应。
图5图示了与本公开的实施例一致的具有控制输入的积分器。
图6图示了与本公开的实施例一致的行波检测系统的简化功能框图。
图7图示了与本公开的实施例一致的由在终端L和远程终端处检测到的故障发起的行波。
图8图示了与本公开的实施例一致的行波方向元件的逻辑图。
图9图示了可用于监督行波差分故障的三相系统的相位一致逻辑图。
图10图示了与本公开一致的可结合增量算法使用的滤波器系统框图。
图11图示了与本公开的实施例一致的被配置为确定与行波相关联的转矩的系统的简化功能框图。
图12图示了与本公开的实施例一致的用于基于安全裕度确定正向和反向抑制值的系统的简化功能框图。
图13A图示了与本公开的实施例一致的被配置为确定抑制点的系统的简化功能框图。
图13B图示了与本公开的实施例一致的计算的到达点电压、实际到达点电压、安全带和第一抑制信号的波形的一个周期上的曲线图。
图14图示了被配置为断言输入是否超过抑制信号的保护系统的功能框图。
图15图示了与本公开的某些实施例一致的用于使用行波来检测故障并估计故障位置的系统的功能框图。
图16A图示了与本公开的实施例一致的被配置为生成可用于检测过电流条件的一阶近似的系统的逻辑图。
图16B图示了与本公开的实施例一致的由图16A的系统生成的一阶近似和实际值随时间推移的曲线图。
图17图示了与本公开的实施例一致的电力线和沿着该线的相关联的拾取阈值的简化单线图。
图18图示了示出了与本公开的实施例一致的配电系统中的三个故障的位置的单线图。
详细描述
改进的传输线路保护提高了电力系统的稳定性。在许多情况下，可以通过提高故障检测和故障清除的速度来改善传输线路保护。如果在临界故障清除时间之前没有清除故障，则系统可能失去暂态稳定性并且可能遭受停电。另外，更快的故障清除增加了可被转移的电力的量。更快的保护还增强了公共和公用设施人员的安全，限制了装备的磨损，改进了电力质量并减少财产损失。
大多数保护原理基于电压和电流的基频分量。对正弦量的准确测量通常需要一个循环。为了加快保护动作的速度，瞬态分量的分析可结合本公开的各种实施例来进行。此外，与电气条件有关的信息可在设备之间进行传递，以提供端到端的传输线路保护。
初级继电保护系统通常在一到一个半循环内工作，并且断路器在一个半到三个循环内中断电流，因此故障通常在三到四个循环内被清除。有时，继电系统运行更快。例如，灵敏的瞬时过电流元件可用于合闸于故障(switch-onto-fault)事件，并且可具有低至四分之一循环的工作时间。可以应用通过提取基频分量(相量)获得的传统频域技术以识别瞬态信号衰减之后的故障。相量测量所需的滤波导致约一个电力循环的工作时间，对于近距离的大电流故障，最佳情况的时间接近半个循环。
然而，为了确定用于规划目的的稳定性极限的目的，最适当的是利用保守的保护工作时间。如果断路器未能跳闸，则采取断路器故障方案，并延迟对故障的清除直至最慢的备用断路器工作，这可能是大约10到12个循环。如果使用时间协调的远程后备保护来代替断路器故障保护，则故障清除时间可以高达几百毫秒。
高速保护设备响应于高频信号分量，其可用于检测故障并实现各种优势。例如，诸如风能和太阳能的某些非传统能源通过电力电子接口连接到电力系统。因此，这些源通常具有很小的惯性或没有惯性。它们的控制算法针对网路故障条件对转换器进行保护。因此，这些源产生了电压和电流，这对针对具有同步发电机的网络开发的一些保护原理构成了挑战。相反，被配置为响应于高频信号分量的高速保护设备较少依赖于源而更多依赖于网络本身。因此，这样的继电器可以在非传统源附近的应用中是有用的。
与本公开一致的各种实施例可分析行波(TW)，以辅助检测故障。当故障发生在电力系统中时，行波从故障发射并以接近光速的速度向外行进。行波根据总线和其他不连续性的相应特性阻抗而被它们反射。在故障的初始阶段，电力系统的行为可类似分布式参数网络。因此，行波可由传播速度、反射和传输系数以及线路特性阻抗来描述。使用行波检测算法，高速继电器可以能够在与本公开的某些实施例一致的小于1毫秒内检测故障并启动校正动作。本文公开的各种元件可使用用于滤波、积分、比较、定时器和逻辑操作的高速系统和高速采样系统来实现，以改善这些元件的响应时间。
在几次往返反射之后，来自故障处的行波重组成驻波，并且电力系统可使用处于瞬态的集总参数RLC网络来近似。给定行波的速度，这样的条件可在故障发生之后的很短时间内实现。来自100英里线路上的任何地方的故障的TW在600微妙内到达两端。与本公开一致的各种实施例可分析“集总电路理论(lumped circuit theory)”瞬态波形，以在与本公开的某些实施例一致的毫秒内检测故障并启动校正动作。
可使用各种技术来简化在某些实施例中使用的模型。例如，某些实施例可对增量进行分析，该增量是由于故障而出现且不包含负载电压或电流的信号。增量可通过消除电源并使故障作为等效网络中的唯一“源”来简化线路和系统的表示。换言之，瞬态的驱动力是故障，而稳态响应的驱动力是系统基频源(例如，发电机)的集合。
超高速原理允许继电器识别位于保护区内但不一定是永久性故障的事件。早期的电缆故障或避雷器传导事件可分别向现有的馈线和总线继电器提出检测挑战。类似地，超高速线路保护需要确保区内事件是合理故障。与本公开一致的各种实施例涉及使用利用在通信辅助的保护系统中的增量和行波元件的时域原理的保护系统。
在一些实施例中，除了基于相量的保护元件之外，本文公开的时域元件可以被操作。在这样的布置中，时域元件可能偏向于操作速度而不是可靠性。这些高速时域元件可以识别和清除大部分线路故障。因此，可靠但较慢运行的基于相量的保护元件可以识别和清除时域元件未解决的任何故障。这样的系统的组合结果可能会减小系统的平均运行时间。
通过参考附图将最好地理解本公开的实施例，其中通篇相似的部分由相似的数字来标记。将容易理解的是，如在本文中的图中一般性地描述和图示的，所公开的实施例的组件可以以各种各样的不同的配置来布置和设计。因此，本公开的系统和方法的实施例的以下详细描述不旨在限制本公开所要求保护的范围，而是仅代表本公开的可能实施例。另外，除非另有说明，方法的步骤不一定需要按照任何特定顺序或甚至依次序地执行，也不需要步骤仅执行一次。
在一些情况下，众所周知的特征、结构或操作没有被详细示出或描述。此外，所描述的特征、结构或操作可以以任何合适的方式组合在一个或更多个实施例中。还将容易理解的是，如在本文的图中一般性地描述和图示的实施例的组件可以以各种各样不同的配置来布置和设计。
所描述的实施例的几个方面可被图示为软件模块或组件。在其他实施例中，可使用硬件实现的实施例。除了其他技术之外，这样的实施例可利用现场可编程门阵列。如本文中所使用的，软件模块或组件可包括位于存储设备内和/或作为电子信号通过系统总线或有线或无线网络传输的任何类型的计算机指令或计算机可执行代码。例如，软件模块或组件可包括计算机指令的一个或更多个物理块或逻辑块，其可被组织为执行一个或更多个任务或实现特定的抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构等。
在某些实施例中，特定的软件模块或组件可包括被储存在存储设备的不同位置中的不同指令，其共同实现所描述的模块的功能。事实上，模块或组件可包括单一指令或许多指令，并且可以分布在几个不同的代码段上、分布在不同的程序之间以及跨几个存储设备分布。一些实施例可在分布式计算环境中实践，其中任务由通过通信网络链接的远程处理设备执行。在分布式计算环境中，软件模块或组件可位于本地存储器储存设备和/或远程存储器储存设备中。另外，在数据库记录中绑定或呈现在一起的数据可驻留在相同的存储设备中或跨几个存储设备驻留，并且可以跨网络在数据库中的记录字段中链接在一起。
实施例可作为计算机程序产品提供，包括具有在其上所储存的指令的机器可读介质，该指令可用于对计算机(或其他电子设备)编写程序以执行本文中所描述的过程。机器可读介质可包括但不限于，硬盘、软盘、光盘、CD-ROM、DVD-ROM、ROM、RAM、EPROM、EEPROM、磁卡或光卡、固态存储设备或适用于存储电子指令的其他类型的介质/机器可读介质。
图1图示了用于使用本文进一步描述的时域原理和元件来对故障的位置进行检测和计算的系统100的框图。系统100可包括生成系统、传输系统、分配系统和/或类似的系统。系统100包括诸如连接两个节点的传输线路的导体106，该两个节点被图示为本地终端112和远程终端114。本地终端112和远程终端114可以是分别由发电机116和118供给的传输系统中的总线。尽管为了简单起见以单线路形式来图示，但系统100可以是多相系统，诸如三相电力输送系统。
系统100由系统的两个位置处的IED102和104监测，但其他的IED也可用于监测系统的其他位置。如本文中所使用的，IED(诸如IED102和104)可以指监测、控制、自动化和/或保护系统100内的受监测的装备的任何基于微处理器的设备。例如，这样的设备可包括远程终端单元、差动继电器、距离继电器、方向继电器、馈电继电器、过电流继电器、电压调节器控制、电压继电器、断路器故障继电器、发电机继电器、电动机继电器、自动化控制器、间隔控制器(bay controller)、计量表、自动开关控制、通信处理器、计算平台、可编程逻辑控制器(PLC)、可编程自动化控制器、输入和输出模块等等。术语IED可用于描述单个IED或包括多个IED的系统。IED 102和104可以使用电流互感器(CT)、电压互感器(PT)、Rogowski线圈、分压器等来获得电力系统信息。IED 102、104可以能够使用来自常规的仪器变压器(诸如传统上用于监测电力输送的CT和PT)的输入。IED 102和104还可以从公共时间源110接收公共时间信息。
公共时间源110可以是能够向IED 102和104中的每个传递公共时间信号的任何时间源。公共时间源的一些示例包括诸如输送与IRIG对应的时间信号的全球定位系统(GPS)的全球导航卫星系统(GNSS)、WWVB系统或WWV系统、诸如与IEEE 1588精确时间协议对应的基于网络的系统和/或类似系统。根据一个实施例，公共时间源110可包括卫星同步时钟(例如，可从SEL获得的型号SEL-2407)。此外，应当注意，每个IED 102、104可与单独的时钟(诸如卫星同步时钟)进行通信，其中每个时钟给每个IED 102、104提供公共时间信号。公共时间信号可得自GNSS系统或其他时间信号。
数据通信信道108可允许IED 102和104交换与其中包括电压时域故障的检测和定位、电流时域故障的检测和定位有关的信息。根据一些实施例，基于公共时间源110的时间信号可使用数据通信信道108被分配到IED 102和104和/或它们之间。数据通信信道108可以以各种媒介实施，并可使用各种通信协议。例如，数据通信信道108可以使用诸如同轴电缆、双绞线、光纤等的物理介质来实施。此外，数据通信信道108可以利用诸如以太网、SONET、SDH等的通信协议，以便传递数据。
在本文中的几个实施例中，电力输送系统上的行波可用于检测和计算故障的位置。两端故障定位方法(其在本文中可被称为D型法)可使用在两个终端处所捕获的行波之间的时间差连同线路长度和波的传播速度来计算故障位置。在线路终端处的测量设备检测行波并使用公共时间参考(例如，IRIG-B或IEEE 1588)对波的到达进行时间戳记。在某些实施例中，使用方程1来计算到故障位置的距离(m)。
其中，tL是在L终端处的前波到达时间，
tR是在R终端处的前波到达时间，
v是波的传播速度，
L是线路长度。
传统上，这些解决方案使用得到波到达时间并估计故障位置的主站。最近，装备有行波故障定位功能的线路继电器可交换波的到达时间、计算故障位置并使故障位置在继电器处可用。使用D型法的关键好处之一是其简单性和对反射波的免疫性。
图2A图示了与本公开的某些实施例一致的点阵图200，该点阵图示出了由故障造成的入射行波和反射行波。在所示的实施例中，故障位于距离300英里(482.8km)长的线路上的第一终端50英里(80.5km)处。由故障触发的入射波在时间TL50到达终端L，并在时间TR250到达终端R。D型方法可以使用TL50和TR250来计算故障位置，而忽略所有其他波。当需要时，剩余波到达可用于改进对初始故障位置的估计。
图2B图示了与本公开的某些实施例一致的作为由于图2A中所图示的故障的电流随着时间推移的函数202的入射行波和反射行波。如图所示，反射行波的幅度随着每次反射而减小。在终端L和终端R两处接收的数据样本的时间对准允许对来自两个终端的入射波和反射波进行比较。
单端故障定位方法(其在本文中也被称为A型故障定位方法)使用第一到达的行波和来自故障或远程终端的随后反射波之间的时间差。A型方法不依赖于到远程终端的通信信道。然而，挑战在于识别和选择适当的反射波。根据一些实施例，当在终端中的一个断开时在永久性故障的重合闸事件期间计算故障位置时，A型法可能是有用的。
图2B图示了在终端L处来自故障的反射波。反射波的极性、振幅和到达时间可用于识别来自故障或远程终端的反射波并计算故障位置。在L终端处，A型法可使用图2B中标记为TL50和TL150的点来计算故障位置，同时忽略其他波和反射波。在某些实施例中，到故障位置的距离(m)可利用使用方程2的A型方法来计算。
其中：tL2是来自故障的第一反射波在L终端处的到达时间；
tL1是在L终端处来自故障的初始波前的到达时间；以及
v是波的传播速度。
在各种实施例中，行波的极性可用于确定故障的方向。如果故障处于正向方向，则电压极性和电流极性是相反的。如果故障处于反向方向，则电压行波和电流行波具有相同的极性。
图2C图示了与本公开的某些实施例一致的点阵图204，其示出了在400km长的传输线路上由于故障事件而在远程终端和本地终端处的入射行波和反射行波。假设3X108m/s的传播速度，位于400km线路上的50km处的故障将导致初始波前和来自故障的第一合理反射波之间的时滞，该时滞可使用方程3来计算。
另外，已知线路长400km，可能获得关于从远程终端反射的第一波的延迟时间估计。相对于故障发生的时刻，来自远程终端的第一反射波将按照方程4。
如图2C所示，由于本地继电器和故障之间的50km的距离，本地继电器生成关于第一到达波的测量值，其是166.6μs。利用方程4所确定的估计可提供窗口，在该窗口中可在初始波前之后预期反射波。
虽然先前的两端和单端行波故障定位方法提供了比使用例如基于阻抗的方法获得的对故障位置的估计更准确的故障位置的估计，但这些方法由于通信系统的限制和对频域测量的依赖而受到限制。在频域中，电力系统的电压和电流的测量需要完整的电力系统循环来以足够的精度计算。因此，对于大多故障来说，先前的故障检测和定位算法不能比一个电力系统循环更快地确定故障的位置。
本文中所描述的时域电力系统故障检测和定位的技术不需要完整的电力系统循环来计算电压或电流的测量结果。常规的PT和CT可用于提供与电力输送系统的电压和电流对应的信号，其可用于在小于一个电力系统循环中进行故障检测和位置计算。
除非在此另有说明，否则以下参考用于表示以下信号或设置：
vφ 继电器相位对接地电压，相位
iφ 继电器相位电流，相位
v 回路电压
i 回路电流
Δv 回路增量电压
Δi 回路增量电流
ΔiZ 回路增量复制电流
vTW 电压行波
iTW 电流行波
Z1，Z0 线路正序阻抗和零序阻抗
m0 TD21到达每单元
ZF,ZR TD32正向阻抗阈值和反向阻抗阈值
TL 线路传播时间
P TW87元件的拾取
OC 允许式超范围传输跳闸(POTT)方案和TW87的跳闸过电流监管
图3图示了与本公开一致的可以结合增量和行波保护算法使用的数据采集系统300的简化功能框图。在所示的实施例中，系统300可以以适用于TW保护和故障定位的高速率(例如，1MHz)对线路电流和电压进行采样。在一些实施例中，样本可以与时间输入(未示出)对准。抗混叠滤波器302可以处理输入的线路电流和电压以避免混叠。模数转换器(ADC)304可以创建输入的线路电流和电压测量值的数字表示。下采样滤波器306可以被配置为以较低数据速率(例如，10kHz)创建线路电流和电压的下采样表示。下采样滤波器306的输出if和vf可以用于基于增量的各种算法中。微分器-平滑器308的输出iTWF和vTWF可以用在基于行波的各种算法中。
图4A图示了与本公开的实施例一致的微分器-平滑器数据窗口。在各种实施例中，微分器-平滑器窗口的长度TDS可以是几十微秒的周期。在如此短的时间段内，电力系统中的电流是准恒定的(即变化缓慢)。相反，行波表示从一个准稳态电平到另一个准稳态电平的急剧变化。与本实施例一致的微分器-平滑器滤波器可以响应于输入信号的变化率，并且可以对输出进行平滑处理。
图4B图示了与本公开的实施例一致的微分器-平滑器对理想阶跃变化402的响应。微分器-平滑器可以用三角形形状的输出404来响应理想的阶跃变化402。微分器-平滑器可以用抛物线形输出响应理想阶跃变化402的转变。在各种实施例中，可以确定与输出的峰值相关的时间作为TW到达时间。峰值的时间可以对应于微分器-平滑器窗口长度的一半，0.5TDS。可以选择微分器-平滑器的增益A，使得输出的峰值对应于输入中的阶跃变化的幅度。因此，在一些实施例中，iTW信号的值可以保留关于TW的幅度的信息。
图5图示了与本公开的实施例一致的具有控制输入的积分器500。积分器500可以积累输入值。在各种实施例中，积分器500可能非常适合于监测增量或行波，因为这些信号在事件之前通常为零或接近零。由于输入信号的能量随着时间积累，所以积分信号可以代表测量信号中的置信水平的代理。当比较两个或更多个这样的信号时，积分从零开始的信号不会减慢基于积分信号的判定。在所示的实施例中，积分器500具有两个控制输入(运行和重置)，其控制在不同操作条件下的行为。运行输入可以用来使积分器500能够积累输入信号。重置信号可以用于将积分器500的值设置为初始值(例如，零)。
图6图示了与本公开的实施例一致的行波检测系统600的简化功能框图。行波可具有宽带宽，因此可以使用宽带宽的电压互感器来测量和量化电压行波。然而，在与本公开一致的各种实施例中，由于跨降压变压器的绕组间电容和跨CCVT的调谐电抗器的匝间电容的原因，可以使用电容耦合电压互感器(CCVT)来测量电压行波。尽管测量结果可能不完全代表行波电压的幅度，但是就到达时间和极性而言，该表示可以是准确的。在各种实施例中，行波的定时和到达可能足以用于本文公开的系统和方法的可靠操作。
在各种实施例中，系统600可以接收作为输入iTW和-vTW的安全裕度和最小阈值。在所示的实施例中，基于行波电流iTW和符号反转行波电压-vTW的乘积，使用乘法器602计算行波转矩。符号反转的行波电压可以被使用，使得转矩对于正向事件是正的。
行波电流iTW和行波电压-vTW的绝对值可以分别通过比较器604和606与最小阈值进行比较。比较器604和606的输出可以向与门608提供输入。与门608的输出端可以连接到积分器610的运行输入端。与门608的操作可以仅在电压和电流信号超过最小阈值时启用积分器610。该比较和最小阈值可以提供针对错误检测的附加安全性。当积分器610被启用时，转矩可以随时间积分。来自正向方向的每个行波可以增加积分的值，而来自继电器后面的每个行波可以减小积分的值。第一个行波的幅度比后续的反射波要高。因此，即使多个反射行波在一段时间内被积分，积分值也是故障方向的可靠指示。积分器的输出EFWD和安全裕度可以向比较器612提供输入。当积分器的输出EFWD超过安全裕度时，输出TW32可以被断言。在各种实施例中，可以使用不同系统600来监测多相电力系统内的不同相。
图7图示了与本公开的实施例一致的在本地终端和远程终端处检测到的由故障发射的行波。行波在时间或指标NL第一于本地终端706处被检测到，并且在时间或指标NR第一于远程终端处被检测到。这些将是在干扰之前准稳态之后记录的第一波。在知道线路长度和对误差调整的情况下，可以根据本地终端处的行波的到达时间来计算在远程终端处出射的行波的到达的预期窗口NR出射708。
行波检测系统可以确定行波在本地终端和远程终端两者的到达。对于图7中的说明，对于本地终端和远程终端的第一个行波，这些时间在轴702和704上分别被标记为706(NL第一)、707(NR第一)；以及对于在本地终端和远程终端处的出射行波，分别为标记为710(NL出射)和708(NR出射)。需要说明的是，行波在某些故障情况下诸如例如当故障更接近远程终端时，可能会首先在远程终端处被接收。
基于在本地终端处的第一行波的到达时间，如图所示，可以建立在远程终端处的出射行波的搜索窗口714。如所提到的，在远程终端接收到第一行波的情况下，可以使用本文公开的原理建立本地终端处出射行波的时间窗口。这些窗口可能位于标称线路传播时间TL之后。此外，由于例如线路下垂或传播时间中的其他可变性±ΔTL，针对误差可能包括误差幅度。
作为示例，对于300km的线路，标称传播时间可能是大约1000μs(TL＝1000)，并且由于线路传播误差(例如下垂)导致的±0.3％可变性会导致约±3μs的偏移量。因此，对于这个例子，在第一行波在另一个终端被检测到之后，预计出射行波的时间窗口在样本997(假定每μs一个样本)和样本1003之间。可以应用更大的裕度来应对其它误差，例如：执行行波差分故障检测的远程IED和本地IED之间的时间对准精度；传播时间设置的不准确性；或类似的。
使用时间窗口712和714，可以识别本地和远程终端的时间窗口中的最大绝对峰值。
使用这些指标，可以根据方程5-10来计算本地和远程终端处的行波故障电流(IL和IR)、工作行波电流(IDIF)以及抑制行波电流(IRST)的幅度：
其中，C被选择为比例因子以使用方程7按照阶跃变化的形状保持理想行波的单位增益：
例如，当原始电流急剧变化100A时，在微分器-平滑器的输出处的峰值行波为100A，且所测量的幅度也是100A。
如果NL第一<NR第一，则使用方程9来计算抑制行波电流，否则使用方程10来计算抑制行波电流：
方程9和方程10将在本地终端或远程终端中的任一个处到达的第一行波与在另一终端处的出射行波进行比较。
可以使用方程11来计算故障位置：
在找到出射指标(NL出射和NR出射)的时间，可以不使用滑动窗口，并且可以单一时间计算方程6-11。在计算出方程6-11的情况下，可以应用图8中所示的行波差分逻辑。
图8图示了与本公开的实施例一致的行波方向元件800的逻辑图。对于保护区内的事件，操作信号预计会比抑制信号大得多。对于保护区外的事件，操作信号预计会低于抑制信号。因此，经缩放的抑制信号ISRT由比较器808与操作信号IDIF进行比较。如果操作信号IDIF大于缩放的抑制信号ISRT，则比较器808的输出被使能。对于保护区内的故障，m87预计在0和1之间。因此，通过比较器810将m87的值与零比较，并且通过比较器812将其与一比较。当m87大于零且小于一时，可以断言比较器810和812的输出。
为了避免响应与次级接线或继电器输入电路耦合的噪声，本地和远程行波幅度也可以分别与最小阈值进行比较。因此，本地行波电流IL可以在比较器802中与阈值电平P的倍数(K)进行比较，以及远程电流IR在比较器804中与阈值电平P的倍数(K)进行比较。在一个具体实施例中，P的倍数(K)是0.2。如果本地行波电流IL和远程行波电流IR都高于阈值电平P的倍数，并且差分电流IDIF高于阈值电平P(由比较器806发出信号)，则与门814可以被断言。与门814和816的输出、比较器808的输出以及其他安全条件都可能需要被断言以激活与门818(TW87OC)。与门818的输出可以对应于行波差分故障的检测，如果以下所有条件都满足的话：本地行波电流IL和远程行波电流IR高于阈值电平P的倍数；操作电流IDIF高于阈值P；操作电流高于缩放的抑制电流ISRT；以及m87在0和1之间。图8中所示的逻辑可以与多相电力系统的每个相关联。
图9图示了可用于监控用于行波差分故障的三相系统的相位一致逻辑图。根据图9，如果同一相的TW87OC和TW87输出(例如图8所示的系统生成的输出)中的任一个不同，则元件不输出故障信号。然而，如果同一相的TW87OC输出和TW87输出没有差异，则可能断言差分故障信号(TW87)。
在受保护的电力线路上的点处的任何突然的电压变化都可能发射行波。例如，切换直列串联电容器、电抗器或屏蔽线雷击可能会发射行波。因此，在一些实施例中，行波差分元件逻辑可能需要针对安全进行过电流监控。也就是说，行波故障差分元件不会将发射行波的常规切换事件检测为行波故障。
此外，使用在差动保护期间计算的值，可以应用依赖于位置的监控。根据方程11，线路上行波起源的故障位置是已知的。如果发生故障的位置包括可能在正常运行中发射行波的装备，则IED可以使用更高的阈值。
图10图示了与本公开一致的可用于确定基于增量的保护元件的系统1000的框图。所示的实施例涉及电流路径；然而，被配置成确定电压路径的增量的系统可以使用没有回路复制电流1006的相同设计来实现。使用缓冲器1002和加法器1008，可以通过从线路电流(iΦ)中减去一周期后的值来确定增量线路电流(ΔiΦ)。这些信号不接收额外的低通滤波，因此不会有额外的延迟。在故障的第一毫秒期间，这些信号可以由TD32元件用于速度和安全性的初始的提升。
考虑到保护线路的三相性质和六个测量回路(三个相位到接地回路和三个相位到相位回路)的L/R比率，六个回路复制电流(iZ)可以由回路复制电流子系统1006通过线路电流而被确定。可以从正序和零序线路阻抗的幅度和角度提取用于这些计算的3×3的R和L矩阵。使用缓冲器1004，系统1000可以通过减去一周期后的值来计算回路增量复制电流(ΔiZ)。
低通滤波器(LPF)1010、1012和1014可以用于减少操作信号中的瞬变的影响。标记为LF(较低频率)的滤波器(即，滤波器1010和1012)是低频滤波器(例如，在几百赫兹的范围内)。该级别的滤波可以实现TD21元件的期望的到达精确度。标记为HF(较高频率)的滤波器(即，滤波器1014)可以通过较高频率的信号(例如，在1kHz的范围内)。这种放松的滤波水平适用于TD32元件，因为它不需要控制它的到达。
图11图示了与本公开的实施例一致的被配置为确定与行波相关联的转矩的系统1100的简化功能框图。所示实施例中的转矩计算基于瞬时增量电压(Δv)和瞬时增量复制电流(ΔiZ)的乘积。可以使用阈值阻抗ZF和ZR对操作转矩应用自适应抑制。操作转矩可以使用符号反转的增量电压(Δv)来计算，使得操作转矩TOP对于正向事件是正的。两个抑制转矩(TFWD和TREV)与回路复制电流的平方和相应的阈值阻抗大小的乘积成比例。正的抑制转矩(TFWD)可以用于检查正向方向，并且可以使用负的抑制转矩(TREV)来检查反向方向。可以在回路量中使用HF滤波器(即，图10中的滤波器1014)来为TD32元件提供速度。对于所有六个回路可以执行相同的计算。
在一些实施例中，可以使用框1102中的元件来确定操作转矩和其中一个抑制转矩的计算。对于非常短的时间段T2，初始增量电压(Δvφ)和电流(Δiφ)对于正向事件具有相反的极性，对于反向事件具有相同极性。因此，可以在干扰检测之后的短时间段T2内确定转矩(-ΔvΦ·iΦ)。通常，T2约为毫秒的一小部分。在一个具体实施例中，T2可以小于一毫秒的一半。在预定时间之后，系统1100可以切换到具有减少的带宽的增量，以确定故障的方向。
图12图示了与本公开的实施例一致的用于基于安全裕度确定正向抑制值和反向抑制值的系统1200的简化功能框图。在所示的实施例中，转矩值(例如，由图11中的系统1100所确定的值)是对积分器1202、1204和1206的输入。加法器1208可以将安全裕度添加到TFWD值以生成值EFWD，并且可以由加法器1210从TREV值中减去安全裕度以生成值EREV。安全裕度可能会将积分的抑制值从零移开。生成值EOP的积分器的值可以分别由比较器1212和1214与EFWD和EREV的值进行比较。与门1216还可以要求在系统1200断言正向故障信号(TD32FWD)之前满足过电流监控条件。基于比较器1214的输出可以断言反向故障信号(TD32REV)。
图13A图示了与本公开的实施例一致的被配置为确定抑制点的系统1300的简化功能框图。系统1300可以被配置为计算在预期到达点处的变化(操作电压V21OP)与在到达点处的故障前电压(抑制电压V21RST)。对于到达点处的故障，电压的最大变化是当故障前电压崩溃到零(突然故障，RF＝0)。如果变化较大(V21OP>V21RST)，则故障必定位于继电器和到达点之间，且元件断言。
可以使用增量信号中的较低频谱以每个回路为基础计算操作电压，如方程12中所阐述的：
V21OP＝Δv(LF)-m0·|Z1|·ΔiZ(LF) 方程12
波上点(point-on-wave)抑制的概念可以用来计算到达点处的瞬时电压。图13A和图13B的抑制可以被称为波上点限制，以将其与标称系统电压的常数最坏情况值加上裕度进行对比。以较低频率滤波的信号可以用来匹配如方程13中所述的对操作电压的滤波。
V21R＝v(LF)-m0·|Z1|·iZ(LF) 方程13
尽管方程12可能不完全反映所计算的抑制电压，但其提供对在到达点处的实际电压的良好近似。
系统1300接收作为如方程13中所表示的输入V21R。在1302确定输入的绝对值，并将结果乘以因数k。在各种实施例中，出于安全的目的，因数k可以略高于1。缓冲器1304可以存储一个周期。在块1306处，可以从一周期后的数据和两个额外的数据集(一个在确切的一周期后数据之前，一个在确切的一周期后的数据之后)提取最大值。最小抑制水平和三个值中的最大值成为最终抑制值V21RST。最小抑制水平可以强制抑制零交叉附近的波上点(即，当抑制信号非常小或为零时的时段)。
系统1300还可以针对电压崩溃进行监督。如果检测到电压降低，则逻辑可以如图所示进行。然而，如果电压增加，则没有检测到故障，或者可能产生阻止或抑制信号。使用计算的操作信号和抑制信号，可以比较它们以使用如本文所述的时域距离元件来确定故障。
图13B图示了与本公开的实施例一致的计算出的到达点电压、实际到达点电压、安全带和第一抑制信号的波形的一个周期上的曲线图。该曲线图说明了实际到达点电压的计算，以及假设各种误差源的包络实际到达点电压的信号，但是尽可能小以增加速度和灵敏度。
图14图示了保护系统1400的功能框图，保护系统1400被配置为断言输入是否超过抑制信号。操作信号V21OP的绝对值可由加法器1402与抑制信号V21RST相加。加法器1402的输出可由积分器1404求和。积分器1404可基于与门1406的输出而被启用。积分器1404的输出可在比较器1408处与安全裕度进行比较。根据与1410，TD21元件基于比较器1408的输出和过电流监控断言。与门1406在满足三个条件时被启用：(1)操作信号V21OP的绝对值大于抑制信号V21RST；(2)回路涉及到故障；以及(3)到达点是由电压下降(崩溃)引起的。一般来说，到达点处的增量电压可能是由任何电压变化(电压降低或增加)引起的。在各种实施例中，可以通过在故障之前检查抑制电压V21R相对于操作电压V21OP的相对极性来确认电压崩溃。对于正抑制电压，故障时的增量电压应为负值，反之亦然。此检查对切换事件提供额外的安全性。通过执行该检查，TD21元件有效地响应带符号的抑制电压，而不是其绝对值。
通过将计算的预期到达点处的电压变化(V21OP)与到达点处的实际故障前电压(V21RST)进行比较，可以检测到故障。对于到达点处的故障，电压的最大变化是当故障前电压一直崩溃至零(金属故障)时。如果变化较大(V21OP>V21RST；)，则结论是故障在测量点和到达点之间，并且元件可以断言。
图15图示了与本公开的实施例一致的用于使用时域量来检测和定位故障的系统1500的功能框图。在某些实施例中，系统1500可包括IED系统，该IED系统尤其被配置为获得时域量并对其进行计算、使用时域距离模块检测并定位故障、使用时域方向模块检测并定位故障、以及使用行波检测并定位故障。系统1500可使用硬件、软件、固件和/或它们的任意组合来实现。在一些实施例中，系统1500可作为IED来实施，而在其他实施例中，本文中所描述的某些组件或功能可与其他设备相关联或者可由其他设备执行。具体图示的配置仅代表与本公开一致的一个实施例。
系统1500包括被配置为与设备和/或IED进行通信的通信接口1516。在某些实施例中，通信接口1516可便于与其他IED直接进行通信或通过通信网络与系统进行通信。通信接口1516可便于通过网络进行通信。系统1500还可包括时间输入端1512，其可用于接收时间信号(例如，公共时间参考)，允许系统1500将时间戳施加到所获得的样本。在某些实施例中，可经由通信接口1516来接收公共时间参考，因此，加时间戳和/或同步操作可以不需要单独的时间输入端。一个这样的实施例可采用IEEE1588协议。受监测的装备接口1508可被配置为从一件受监测的装备(譬如电路断路器、导体、变压器等)接收状态信息，并向其发出控制指令。
处理器1524可被配置为对经由通信接口1516、时间输入端1512和/或受监测的装备接口1508接收的通信进行处理。处理器1524可使用任意数量的处理速率和架构来操作。处理器1524可以被配置成执行本文描述的各种算法和计算。处理器1524可被实施为通用集成电路、专用集成电路、现场可编程门阵列和/或任何其他合适的可编程逻辑设备。
在某些实施例中，系统1500可包括传感器组件1510。在所图示的实施例中，传感器组件1510被配置为使用常规的PT和/或CT直接从诸如导体(未示出)的常规电力系统装备收集数据。传感器组件1510可使用例如变压器1502和1514以及A/D转换器1518，其可采样和/或数字化经滤波的波形，以形成被提供给数据总线1522的相应数字化的电流和电压信号。电流输入(I)和电压输入(V)可以是来自常规仪器变压器(例如CT和VT)的次级输入。A/D转换器1518可以包括用于每个传入信号的单一A/D转换器或单独A/D转换器。电流信号可以包括来自三相电力系统的每个相的单独的电流信号。A/D转换器1518可通过数据总线1522连接到处理器1524，电流信号和电压信号的数字化表示可通过该数据总线被传输到处理器1524。在各种实施例中，数字化的电流和电压信号可用于计算时域量，以如本文中所描述的对电力系统上的故障进行检测和定位。
计算机可读储存介质1526可以是包含每个传输线路和/或每个传输线路的每个节段的电力线路特性(诸如阻抗、电阻、传播时间、电抗、长度和/或类似的)的数据库1528的存储库。另一计算机可读储存介质1530可以是被配置为执行本文中所描述的方法中的任意一个的各种软件模块的存储库。数据总线1542可将受监测的装备接口1508、时间输入端1512、通信接口1516以及计算机可读储存介质1526和1530链接到处理器1524。
如图15中所图示的，计算机可读储存介质1526和1530可以是单独的介质，或者可是同一介质(即同一磁盘、同一非易失性存储设备等)。另外，数据库1528可被储存在计算机可读储存介质中，该计算机可读储存介质不是系统1500的部分，但可使用例如通信接口1516由系统1500访问。
通信模块1532可被配置为允许系统1500经由通信接口1516与各种外部设备中的任意一个进行通信。通信模块1532可被配置用于使用各种数据通信协议(例如，基于以太网的UDP、IEC 61850等)来进行通信。
数据采集模块1540可收集诸如电流量和电压量以及增量的数据样本。该数据样本可与时间戳相关联，并且使其可用于获取和/或经由通信接口1516传输到远程IED。由于行波是在电力输送系统中迅速消散的瞬态信号，因此可对它们进行实时测量和记录。数据采集模块1540可结合故障检测器模块1534操作。数据采集模块1540可控制对由故障检测器模块1534使用的数据进行记录。根据一个实施例，数据采集模块1540可选择性地储存和检索数据，并且可使该数据供进一步处理所用。这样的处理可包括通过故障检测器模块1534进行的处理，该故障检测器模块1534可被配置为确定电力分配系统的故障的发生。
增量模块1536可被配置为基于本文中所公开的技术，对时域增量进行计算。增量模块1536可被配置为使用电流和/或电压测量值的数字化表示来由此计算增量。在一些实施例中，系统1500可以是与诸如图1的IED和系统的电力系统上的不同终端进行通信的一对IED中的一个。在一个实施例中，一对IED中的每个IED在其自身的增量模块1536中计算增量，以用于后续处理并在IED之间共享。在另一实施例中，系统1500可通过通信信道接收来自传感器组件1510和来自远程IED的数字化表示，并且增量模块1536可被配置为计算来自两个源的增量信号，以计算本地增量和远程增量二者。在一些实施例中，时域距离元件(TD21)可以在增量模块1536或保护动作模块1552内操作。时域距离元件操作量可以使用增量信号中的较低频谱按每个回路计算。
在各种实施例中，增量模块1536可被配置成计算波上点抑制信号。换句话说，波上点抑制信号可以是时变信号而不是固定的阈值。在一些实施例中，波上点抑制信号可以类似于图13B中所示的曲线。此外，图13A所示的系统可以由增量模块1536来实现。
行波差分模块1544可以确定由于发生故障而采取的控制操作。在各种实施例中，行波差分模块1544可以被配置为使用方程5-11来确定故障的发生。此外，行波差分模块1544可以被配置为实现图8或者图9中描述的功能。
相关性模块1548可被配置为接收本地增量和远程增量，并使它们相关联。在一些实施例中，可以基于使用与多个测量相关联的时间戳的时间对准来执行相关。可以分析相关值以确定故障的发生、故障的方向以及系统1500中的其他模块使用的其他信息。
时域方向模块1550可被配置为确定故障的方向(正向或反向)。时域方向模块1550可被配置为使用来自增量模块1536的增量，以确定故障的方向。在各种实施例中，时域方向模块1550可以实现图10、图11和图12中的任何一个中描述的功能。
保护动作模块1552可被配置为基于通过故障检测器模块1534的故障的声明来实施保护动作。在各种实施例中，保护动作可以包括使断路器跳闸，选择性地隔离电力系统的一部分等。在各种实施例中，保护动作模块1552可以协调保护动作与同系统1500通信的其他设备。
在各种实施例中，系统1500可被配置为基于瞬时电压和电流，提供保护。这样的信号分量需要更短的数据窗口但便于更快保护。系统1500的各种实施例可被配置为实现约1毫秒的工作时间。
图16A图示了与本公开的实施例一致的可用于检测过电流条件的被配置为生成一阶近似的系统1600的逻辑图。系统1600可以接收ΔiZ(Hf)和-ΔvZ(Hf)作为输入，其可针对特定回路由类似于图10所示的系统的系统生成。一旦如由比较器1604确定的那样，ΔiZ(Hf)的值增加到最小水平之上，则积分器1602可以运行。输入ΔiZ(Hf)和-ΔvZ(Hf)可以相乘并与常数iPKP相加。常数的值可能与所需的斜率成比例，因此可能与所需的拾取阈值成比例。在一个实施例中，常数的值可使用方程14来确定。
在方程14中，瞬时值可以被缩放到峰值，而阈值被缩放到RMS值，因此一旦如比较器1606所确定的，积分的差异超过安全裕度，则系统1600的输出可以被断言。
系统1600是极性敏感的(或“方向的”)，因为该系统使用瞬时回路复制电流ΔiZ(Hf)，乘以反转符号的回路电压-ΔvZ(Hf)。对于正向故障，电压的极性与电流的极性相反，乘积是正的，因此允许元件向断言向上积分。对于反向故障，乘积是负的，元件远离断言而向下积分。当电流为以数百赫兹而在正负值之间振荡的高频充电电流时，即使电流幅度高于阈值，积分器也将上下积分，产生元件的安全响应。
图16B图示了与本公开的实施例一致的由图16A的系统生成的一阶近似和实际值随时间推移的曲线图。该曲线图示出了增量回路电流的积分绝对值，其可以如图所示通过一阶近似线来近似。一阶近似的斜率与电流的大小成正比。因此，可以根据设定的拾取阈值来绘制斜线，并且可以进行检查以确定积分电流的斜线是否在对应于设定的阈值的斜线之上。这样可以进行简单、快速和足够精确的过电流比较。
虽然上文中所讨论的几个实施例指的是交流电力输送系统的三个相，但本文中的原理可应用到具有多于或少于三相的多相交流电力系统。例如，设想了四相电力输送系统，六相电力输送系统也是如此。可应用本文中所教导的原理。在其他实施例中，所教导的原理可应用到直流电力输送系统。具体地，使用仅在行波差分模块中的电流的行波检测可使用来自直流电力输送系统的电流量，以检测故障并对其采取控制动作。
图17图示了与本公开的实施例一致的电力线1702以及沿线1708的相关联的拾取阈值(P)的简化单线图。电力线包括可以开启或关闭的直列串联电容器1704，并且将在这种切换期间发射行波。拾取阈值可以是诸如图8中的P的行波差分拾取阈值。在一些实施例中，除了直列串联电容器1704位于线1702上的点1706之外，拾取阈值的值可以沿着电力线的长度(或者对于所有的m87的值)是恒定的。在线路1702上的直列串联电容器1704的点处，拾取阈值可以更高以允许通过直列串联电容器进行切换事件，而不对切换事件由此可能发射的行波进行操作。
诸如图8所示的系统800的行波差分元件可以对非常接近串联电容器(或可能由于正常操作而产生行波的其他装备)的事件应用更高的阈值，以抑制在切换期间由装备发起的行波。与此同时，对于远离装备的事件，该元件应用更敏感的拾取阈值。在各种实施例中，可以在切换装备、电抗器等的点处使用提升的拾取阈值，或者提高例如线路穿过容易起火的区域、穿过公路等的地方的线路的特定节段中的灵敏度。
图18图示了与本公开的实施例一致的示出电力分配系统1800中的三个故障的位置的单线图。在故障1(F1)的情况下，故障是外部的，因为它不在本地终端(L)和远程终端(R)之间。在那种情况下，行波差分元件将确定操作信号低于抑制信号，且元件以大的安全裕度进行抑制。此外，行波方向元件可确定转矩是负的，因此指示反向故障方向。相反，故障2(F2)将由这些元件确定为处于保护区内或处于正向方向。具体地，行波方向元件将确定转矩是正的，因此指示正向故障方向。来自远处终端R的反射波可能会显示反向行波。这样的反射波可能会降低积分转矩，但是由于每个反射波的幅度都比原来的行波低，所以不会反转转矩信号的极性。最后，在故障3(F3)的情况下，行波几乎同时到达本地和远程终端(差值小于线路传播时间)且极性相同。考虑到每个线路终端记录的第一行波之间的极性和时间差异，故障似乎是内部的；然而，行波差分元件将确定，如将预期的，在它们离开受保护线路时，离开受保护线路具有相反极性。因此，操作信号小于抑制信号，并且元件将进行抑制。
与本公开一致的各种系统和方法可以包括一个或更多个时域线路保护元件(即，增量方向元件、增量距离元件、行波差分元件和/或行波方向元件)。在这样的实施例中，时域行波差分元件可以被配置为在第一终端处确定由第一终端处的故障所产生的行波的到达最大值与行波的出射最大值之间的第一指标。行波子系统还可以确定在第二终端处的行波的到达最大值和行波的出射最大值之间的第二指标。可以基于第一指标和第二指标中的电气条件的表示的大小来确定操作量和抑制量。可以基于操作量和抑制量的比较来声明故障。增量距离元件可以被配置为基于电气条件的多个时域表示来计算操作量的多个值。增量子系统还可以基于电气条件的多个时域表示来计算抑制量的多个值。计算的操作量超过计算的抑制量的时段可以被确定。故障检测器子系统可以被配置为基于计算的操作量超过计算的抑制量安全裕度而声明故障。保护动作子系统被配置为基于故障的声明来实施保护动作。增量方向元件可以被配置为基于电气条件的多个时域表示来确定正向转矩、操作转矩和反向转矩。正向转矩、操作转矩和反向转矩中的每一个可以在一个时段内被积分。可以基于正向转矩、操作转矩和反向转矩的比较来确定故障的方向。时域行波方向子系统被配置为基于电力输送系统中的电气条件来接收多个电流行波和多个电压行波时域表示。多个电流和电压行波时域表示可以与相应的最小阈值进行比较。当电流和电压行波时域表示超过最小阈值时，可基于多个电流和电压行波时域表示的乘积来生成积分。积分的符号可以反映故障是在正向方向还是反向方向。故障检测器子系统配置为当符号反映故障处于正向方向并且积分超过安全裕度时声明故障。
虽然已经图示并描述了本公开的特定实施例和应用，但是应理解的是，本公开不限于本文中所公开的精确配置和组件。在不背离本公开的精神和范围的情况下，可以对本公开的方法和系统的布置、操作和细节做出对于本领域中的技术人员来说明显的各种修改、变化和变型。

Claims (20)

1.一种被配置为检测电力输送系统中的故障的系统，包括：
数据采集子系统，其被配置为在第一终端和第二终端中的每一个处采集所述电力输送系统中的多个指标值处的电气条件的多个时域表示；
时域行波差分子系统，其被配置为确定：
基于所述电气条件的多个时域表示的在第一指标值处由所述第一终端处的故障生成的行波的第一最大值；
基于所述电气条件的多个时域表示的在第二指标值处在所述第二终端处的所述行波的第二最大值；
基于所述第二最大值、所述第一终端和所述第二终端之间的传播时间以及可变裕度的在所述第一终端处的第一出射窗口；
基于所述第一最大值、所述第一终端和所述第二终端之间的所述传播时间以及所述可变裕度的在所述第二终端处的第二出射窗口；
在第三时间所述第一出射窗口内的第三最大值；
在第四时间所述第二出射窗口内的第四最大值；
基于第一时间和所述第三时间的第一指标持续时间；
基于第二时间和所述第四时间的第二指标持续时间；
基于所述第一指标值和所述第二指标值中的所述电气条件的多个时域表示的幅度的操作量；
基于所述第一指标值和所述第二指标值中的所述电气条件的多个时域表示的幅度的抑制量；以及
故障检测器子系统，其被配置为基于所述操作量和所述抑制量的比较来声明故障；以及
保护动作子系统，其被配置为基于所述故障的声明而实施保护动作。
2.根据权利要求1所述的系统，其中，所述操作量基于所述第一指标值和所述第二指标值中的值的幅度的总和。
3.根据权利要求1所述的系统，其中，所述抑制量基于所述第一指标值和所述第二指标值中的值的幅度的总和。
4.根据权利要求1所述的系统，其中，所述数据采集子系统还包括微分器平滑器，并且其中所述第一指标值和所述第二指标值由所述微分器平滑器处理。
5.根据权利要求1所述的系统，其中，所述时域行波差分子系统还被配置为确定故障位置。
6.根据权利要求1所述的系统，其中，所述故障检测器子系统还基于最小拾取值声明故障。
7.根据权利要求6所述的系统，其中，所述最小拾取值基于故障位置变化。
8.根据权利要求1所述的系统，其中，所述系统被配置为监测三相电力系统的每一相，并且识别在所述三相电力系统的至少一相上的故障。
9.根据权利要求1所述的系统，其中，所述故障检测器子系统还被配置为基于过电流条件的存在而声明所述故障。
10.根据权利要求9所述的系统，其中，所述电力输送系统包括多相系统，并且所述故障检测器子系统还被配置为基于所述过电流条件的存在和在所述多相系统的相上的行波来声明所述故障。
11.根据权利要求1所述的系统，其中，所述可变裕度被选择为对以下中的至少一个进行补偿：测量误差，时间同步误差，和电气传输线路中的下垂。
12.一种用于检测电力输送系统中的故障的方法，包括：
在第一终端和第二终端中的每一个处采集所述电力输送系统中的多个指标值处的电气条件的多个时域表示；
基于所述电气条件的多个时域表示检测在第一指标值处由所述第一终端处的故障生成的行波的第一最大值；
基于所述电气条件的多个时域表示检测在第二指标值处在所述第二终端处的所述行波的第二最大值；
确定基于所述第二最大值、所述第一终端和所述第二终端之间的传播时间和可变裕度的在所述第一终端处的第一出射窗口；
确定基于所述第一最大值、所述第一终端和所述第二终端之间的所述传播时间和所述可变裕度的在所述第二终端处的第二出射窗口；
确定在第三时间所述第一出射窗口内的第三最大值；
确定在第四时间所述第二出射窗口内的第四最大值；
基于第一时间和所述第三时间来确定第一指标持续时间；
基于第二时间和所述第四时间来确定第二指标持续时间；
基于在所述第一指标值和所述第二指标值中的所述电气条件的多个时域表示来确定操作量；
基于在所述第一指标值和所述第二指标值中的所述电气条件的多个时域表示来确定抑制量；以及
基于所述操作量和所述抑制量的比较来声明故障；以及
基于所述故障的声明来实施保护动作。
13.根据权利要求12所述的方法，其中，确定所述操作量包括对在所述第一指标值和所述第二指标值中的值的幅度进行求和。
14.根据权利要求12所述的方法，其中，确定所述抑制量包括对在所述第一指标值和所述第二指标值中的值的幅度进行求和。
15.根据权利要求12所述的方法，其中，所述第一指标值和所述第二指标值由微分器平滑器处理。
16.根据权利要求12所述的方法，还包括确定故障位置。
17.根据权利要求16所述的方法，还包括基于最小拾取值来声明所述故障。
18.根据权利要求17所述的方法，其中，所述最小拾取值基于所述故障位置而变化。
19.根据权利要求12所述的方法，声明所述故障还包括检测过电流条件。
20.根据权利要求12所述的方法，还包括选择所述可变裕度来对以下中的至少一个进行补偿：测量误差，时间同步误差，和电气传输线路中的下垂。
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