CN111095006A - 基于现场数据改进电力线上的事件定位的准确度 - Google Patents

Abstract

智能电子设备(IED)可以检测行波和/或其反射的到达时间和/或其他特征，以根据单位长度确定到故障位置的距离。IED可以在线路距离、视线距离、直线距离和/或基于地形的距离之间转换。IED可以改善用于基于行波的位置计算的一个或更多个物理线路参数，以迭代地提高准确度。例如，IED可以将报告的到故障位置的距离与现场验证的、确认的故障位置进行比较，以改善在未来的位置计算中使用的物理线路参数。类似地，IED可以基于单位尺度上的塔架的映射来识别多个塔架中的哪一个塔架对应于故障位置。确认的故障位置可用于更新或改善映射，以改进相对于单位故障位置的未来塔架识别。

Description

基于现场数据改进电力线上的事件定位的准确度

技术领域

本公开涉及通过分析行波和现场数据来确定事件(诸如故障)的位置。更具体地，本公开涉及利用已确认的过去事件的位置来提高事件定位的准确度。

附图简述

本公开包括非限制性且非穷尽性的说明性实施例。参考在下面描述的附图中描绘的某些这样的说明性实施例。

图1示出了与本公开的某些实施例一致的用于检测行波并使用检测到的行波计算故障的位置的系统的框图。

图2示出了电力输送系统中架空传输线的一个示例的侧视图。

图3示出了根据一个实施例，在两个终端之间的塔架位置在单位位置尺度(per-unit location scale)上的映射。

图4示出了根据一个实施例，基于在两个终端之间的单位位置尺度上确认的故障位置对单个塔架的重新定位。

图5示出了根据一个实施例，基于在两个终端之间的单位位置尺度上确认的故障位置对多个塔架的重新定位。

图6示出了示例表，该示例表包括塔架、物理位置和确认故障前后的单位距离(per-unit distances)。

图7示出了故障定位系统的功能框图，该故障定位系统使用确认的故障位置作为反馈来改善(refine)参数和/或在单位尺度上的塔架位置。

图8示出了根据一个实施例的塔架的原始的单位映射和改善的单位映射的示例表。

图9示出了在包括塔架位置的电力系统中的架空输电线路的简化代表图。

图10A示出了根据一个实施例的原始的塔架位置和改善的塔架位置的示例表。

图10B示出了基于图8的表中的原始的或默认的位置数据的塔架位置的简化图。

图10C示出了对应于图8的表中的数据的重新定位的塔架位置的放大图。

详细描述

本文描述了用于提高故障定位的有效准确度的系统和方法。本文描述的许多实施例可以由一个或更多个智能电子设备(IED)结合行波分析来实现。在各种实施例中，IED可以将来自于基于电的故障定位器的一维输出映射到输电塔架的物理世界中。检查和维修人员依靠计算的(或估计的)故障位置来高效地查找、维护和维修电力线。

IED可用作故障定位器，利用基于阻抗和/或基于行波的算法来计算故障位置。然而，许多真实情况使计算出的故障位置到真实塔架位置的映射变得复杂。当前描述的系统和方法利用先前确认的故障位置来改善后续故障定位。

故障定位器可以利用电测量来估计(计算)输电线路上的故障位置。例如，故障定位器可以使用基于阻抗的方法来计算故障位置，该方法依赖于基频电流和电压测量。相比之下，使用基于行波的方法计算故障位置的故障定位器可能依赖于行波的到达时间。在一些实施例中，故障定位器可以利用来自入射波的高保真电压信号来计算故障位置。

在基于阻抗的故障定位器和基于行波的故障定位器中，在线路终端(诸如在变电站)处进行测量。一些故障定位器可以利用来自线路一端的测量值(即，使用单端方法)，而其他故障定位器可以利用来自线路两端(或全部端)的测量值(即，使用双端或多端方法)。

基于阻抗的故障定位器准确度有限。单端故障定位器只能准确到线路长度的一小部分。对于长线路(诸如200公里长的线路)，±5％的误差对应于20公里的不确定性间隔。在每300米定位一个塔架的实施例中，可能部署检查或维修人员在超过66个塔架(20公里/300米)的跨度上搜索故障。基于双端阻抗的故障定位器更准确。然而，即使有±1％的误差，误差幅度可能仍然对应于许多塔架跨度。

基于行波的故障定位器要准确得多。通常，它们可以将故障定位在一个或两个塔架跨度内。双端行波故障定位方程式可以表示为：

在方程式1中，M是到故障的距离，以公里为单位(或者可以使用英里为单位)，L或者“L参数”是总的线路长度，以公里为单位，t_S-t_R是初始行波从故障到达线路的两个终端(S和R)处的时间之差，以微秒为单位，T是行波从线路的一端行进到线路的相对端所花费的时间(即总的线路传播时间)，以微秒为单位。

终端S处的单端行波故障定位器也可以使用下面的方程式2计算到故障事件的合理的准确距离：

同样，在方程式2中，M是到故障的距离，以公里为单位(也可以使用英里为单位)，L是总线路长度，以公里为单位，t_S2是第一次行波从故障反射到达S终端的时间，并且t_S1是初始行波从故障到达S终端的时间，T是行波从线路的一端行进到线路的相对端所花费的时间(即，总线路传播时间)，以微秒为单位。

方程式1和2中表示的关系可以表示为下面的方程式3，其中m是到故障的单位距离。

M＝m·L 方程式3

方程式1和2都可以使用到故障的单位距离(m)来表示，而不是用绝对距离(M)来表示。双端故障定位系统可以利用方程式4，基于行波从故障到达两个终端(S和R)处的时间的差值来计算到故障的单位距离(m)。

可替代地，单端故障定位系统可以利用方程式5，基于第一次从故障反射到达S终端处的时间和来自故障的初始行波到达S终端处的时间之间的差值来计算到故障的单位距离(m)。

使用一种或更多种行波检测算法的一种或更多种IED可以在单塔跨度或更好范围内定位故障。故障定位IED可以例如基于由故障事件引起的一个或更多个行波的到达时间来确定到故障的距离。IED可以将距离与总线路长度联系起来，总线路长度用行波从线路的一端行进到线路的相对端所需的时间来表示。这个时间被称为行波线路传播时间(TWLPT)，或者如在方程式1-5和本公开的剩余部分中所表达的“T参数”或简称为“T”。

故障定位IED可以使用已知的线路长度(L参数)，并使用方程式3中表示的比例原理，将基于时间的距离(例如，单位距离(m))转换成以英里或公里为单位的物理距离。包括基于行波的方法的基于电的故障定位方法按照单位自然地计算故障定位。历史上，将故障位置按照单位转换为物理距离是假设在电单位的距离和物理距离之间的直线映射或转换。当使用相对不准确的基于阻抗的故障定位器时，这种历史上的映射方法足够准确。然而，由于不准确的现场数据和历史上简化的映射方法，基于行波的故障定位仪的显著地更加准确的潜在优势已经丧失。

使用方程式4和5计算单位故障位置m是基于从故障处的行波的时间测量值与T参数的比值。方程式4和5可以产生高准确度的单位故障位置计算m，因为可以以高准确度确定输入数据。例如，在T对于200km长的线路来说误差约为700μs的时候，IED可以以1μs误差来计算Δt＝t_S-t_R。方程式4可用于大约为150米的潜在准确度(0.5*(1+Δt/700)-0.5*(1+(Δt+1)/700)＝0.00071单位，或0.00071*200000米＝142米)来计算故障位置。

然而，可能难以测量物理线路长度(L参数)和/或L参数甚至可能由于垂度和其他环境因素而随时间变化。假设长度在2％的误差范围内是已知的，具有标称长度为200公里的线路可能实际长度为204公里。故障定位器可以以高准确度计算出0.800单位的故障位置。基于假定的200公里线路长度，故障定位器可以将故障位置识别为距终端160公里(0.800*200km＝160km)。假设线路实际上有204公里长，故障位置实际上距终端163.2公里，误差为3.2km。

尽管双端行波故障定位方法的潜在准确度为150米，然而故障定位器产生的结果却不正确，误差超过3000米。误差主要是由于缺乏准确的线路长度数据。

对于基于行波的故障定位仪，在电距离和物理距离之间的非均匀关系对故障定位的有效准确度有实际影响。基于行波的故障定位器可以计算高度准确的单位故障位置。故障定位器可以向维修人员提供距离转换后的故障位置。维修人员可以将所提供的故障位置与最接近的塔架相关联。考虑到将电距离映射到物理距离的已知限制，维修人员可能需要搜索几个附近的塔架以找到故障的实际位置。所提供的故障位置和确认的故障位置之间的差异可以被标记为故障位置误差。然而，如前所述，一大部分故障定位误差不是来自于单位电气故障定位的误差，而是来自于特定物理塔架与计算出的单位电故障定位的关联。

电力输送系统中两个设备之间的“距离”可以用不同的方式测量。例如，可以使用不同的测量方法来测量在支撑电线的两个塔架之间的距离、在线路上的两个绝缘体之间的距离、与线路相关联的两个IED之间的距离。

例如，一个距离可以是在两个塔架之间的导体长度。导体长度对应于电力导体的实际长度，并且取决于例如电力导体的垂度。垂度可能随环境温度、风速、风向、其他环境条件、线路负载和/或影响物理线路T参数的其他一般“运行条件”而变化。

两个塔架之间的另一距离可以是塔上两个一致点(诸如在导体和支撑绝缘体之间的安装点)之间的视线距离。这个距离可以例如通过使用激光测距仪来测量。虽然不太准确，假设还将海拔变化在内，也可以基于卫星或航空图像来确定视线距离。

以两个塔架为例，两个塔架之间的另一距离可以是塔架上两个一致点(诸如二维平面上导体和支撑绝缘体之间的安装点)之间的直线距离。最后，另一个距离可以是地形距离。地形距离可以是在塔架上的两个一致点(诸如塔架底部的中心或塔架底部的拐角)之间的实际距离，当徒步巡逻队在两个塔架之间行走或驾驶时，通过例如徒步巡逻队在导体下方的大地表面上行进到这里。

根据各种实施例，故障定位器或其他IED可以利用历史故障计算数据和已确认的塔架位置来改进电单位距离计算与物理塔架位置的未来映射。在一些实施例中，电单位距离计算与已确认的塔架位置的比较可用于更新或修改由故障定位器使用的一个或更多个物理线路参数。例如，IED可以更新L参数。IED可以使用调整后的参数来更准确地将未来电单位距离的计算映射到物理线路位置(例如塔架)。

在一些实施例中，IED可以利用历史电单位距离计算和已确认的塔架位置来生成其间的映射。IED可在已确认的数据点之间进行插值，以在电单位距离和塔架位置(例如塔架的GPS坐标)之间建立函数映射。例如，映射可以被编程为SCADA软件中的后处理任务。

也就是说，可以基于到故障位置的已确认的距离，在单位尺度上“重新定位”塔架位置。一旦输电线路上给定的塔架已被“重新定位”，输电线路上的其他塔架就可以按比例距离被“重新定位”。单位尺度上的塔架位置的调整后的位置将允许提高未来故障位置确定的准确度。明确地说，“重新定位”塔架包括通过在单位尺度上向塔架分配新的位置数据来数字地重新定位塔架。

如本文中所使用的，IED可指定位故障、监测、控制、使之自动化和/或保护电力系统内的受监测的装备的任何基于微处理器的设备。这种设备可以包括或体现为例如线路保护继电器、馈线继电器、间隔控制器、仪表、计算平台、可编程逻辑控制器(PLC)、可编程自动化控制器、人机界面(HMI)等。术语IED可以用于描述单个IED或包括多个IED的系统。IED可以被称为基于处理器、执行计算等，然而IED可以依赖于经由通信网络可用的基于云或基于服务器的处理能力。

通过参照附图可以得到对本公开的实施例的额外的理解，其中，相同的部分通常由相同的数字表示。将容易理解的是，如在本文中的附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，除非另有说明或在语境中有需求，否则方法的步骤不一定需要按照任何特定的顺序甚至依次序地执行，也不需要步骤仅执行一次。

图1示出了用于使用本文进一步描述的行波原理和元件(其中的一些是本领域已知的)来检测和计算故障的位置的系统100的框图。系统100包括导体106，诸如连接两个节点的传输线路，这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可以是由一个或更多个电源(诸如发电机116和118中的一个或两个)供电的传输系统中的总线。

尽管为了简单起见以单线路的形式来图示，但系统100可以是多相系统，诸如三相电力输送系统。数据通信信道108可以允许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。本文描述的许多方法假设或依赖于对物理线路属性参数的准确知晓，以确定故障或其他事件的准确位置数据。可以使用各种技术来准确地确定或改善电力系统物理线路参数。

使用这些技术或其他已知技术中的任何一种技术，行波可以用于计算或改善电力系统线路或线路段的传播时间参数。在许多情况下，故障(或引起行波的其他系统事件)可以由一个或更多个现场技术人员清除或修复。准确的事件位置信息可用于将现场人员指引到正确的位置进行维修。位置识别信息不准确，即使不准确的百分比很小，也可能导致工作人员沿着几公里的电力线和/或许多塔架寻找故障。

尽管行波沿线路或线路区段的传播时间是一个可直接测量的参数，但将工作人员引导到真实世界中相应的物理位置并非易事。如上所述，两个设备(诸如两个塔架、绝缘体、继电器或终端设备)之间的距离可以以不同的方式测量。该距离在安装时或进行测量的特定日期可能有一个值。然而，线路距离可能随环境温度、线路负载和其他环境或安装条件(统称为“运行条件”)而变化。如果海拔大致不变，则二维地图、卫星图像或航空图像上的直线距离可能就足够了。最后，如果工作人员使用地面车辆或徒步巡逻导航到已识别的故障位置，地形距离可能会有所帮助。

图2示出了电力输送系统200中输电线路的一部分的简化侧视图，包括两个塔架205和210以及在塔架205和210之间跨度的导体250。图示了塔架之间的四种不同距离。距离d1是电导体(多个电导体)的实际长度。

距离d1取决于线路的垂度，并可能随导体温度、线路负载和环境条件(诸如温度和风)变化。距离d1是距离故障或其他事件传播的行波距离的最准确度量。行波作为电磁波在导体之间和导体周围的空间中传播，而不一定沿着导体传播。虽然距离d1可以根据对应的TW传播时间进行电测量，但是很难根据物理长度进行测量，并且它可能基于线路负载、安装条件和环境条件而变化。

距离d2在图2中被显示为塔架205和210处的绝缘体之间的视线距离。这个距离是固定的，并且部分地反映了地形海拔，但是它忽略了导体250中的垂度。距离d3是忽略地形海拔的诸如在塔架205和210的中心之间的直线距离。可以使用二维平面(诸如映射数据(mapping data)、卫星图像、航空图像或高空飞行距离测量值(例如，通过在固定高度飞行的载人飞机或无人飞机的高空飞行距离测量值))测量直线距离(d3)。最后，d4是在地形表面上测量的塔架205和210之间的距离，这可以通过陆基车辆(terrestrial-basedvehicle)的里程表或徒步巡逻来测量。

d₁、d₂、d₃和d₄之间的差异可能很大，这取决于垂度和地形。电力线路可以包括数十或数百个塔架跨度(每千米长度2-3个跨度)。通过对线路终端之间所有塔架跨度的d₁值求和而计算出的线路长度将不同于通过对d₂或d₃值求和而获得的线路长度。差异可能是百分之几。虽然d2、d3和d4距离是固定的，但是正常变化、操作变化和环境变化可以将距离d₁修改百分之几。

在上文的在第一线路终端和相对的线路终端之间的整个线路长度的上下文中描述了这些“距离不确定性”。然而，相同的距离不确定性使得很难准确地定义从线路终端到沿着线路的任何给定塔架的距离。也就是说，很难准确地测量或计算从线路终端到塔架的线性距离，其精度与行波故障定位器的精度一致。

图3示出了根据一个实施例的在终端S 310和终端R 320之间的单位位置尺度上塔架X 350的位置的“映射”300。可以生成真实世界系统的更完整的映射，以包括来自基于电的故障定位器的线性一维输出，其中作为该线性尺度上的点的两端是线路终端和塔架。每个塔架可以用其唯一的标识和物理位置(诸如GPS坐标)或者离地标的距离(例如，离十字路口的距离、高速公路上的里程标等)来标记。

本文描述的系统和方法允许以基于电的单位距离和沿着电线的塔架的地理空间位置来计算故障位置的初始映射。如上所述，因为总线路长度是未知的，所以使用方程式3中的线性关系在单位电距离m和物理距离M之间进行转换不能提供一致准确的结果(congruently accurate result)，或者或许总线路长度是可知的而具有一致的准确度。

本文描述的系统和方法可以体现在单个IED(诸如继电器或故障定位设备)内或由单个IED实现。然而，在许多情况下，本文描述的系统和方法更容易在集中控制系统(诸如能量管理系统(EMS)或监控和数据采集(SCADA)系统)中实现。不管具体的硬件实施方式如何，系统可以根据在两个终端之间的单位电线长度来存储一条或更多条电线的映射数据。映射数据可以包括两个终端之间的所有塔架的数据，包括例如塔架标识号、地理空间塔架位置信息(例如，GPS坐标或地标参考位置数据)和单位位置数据。例如，位于电线长度中点处的塔架被描述以m＝0.5进行定位。

可以想象，实际上可以通过使线路断电、依次短路每个塔的导体(多个导体)、产生相对高的脉冲源脉冲以及测量每个依次短路的塔架的回波到达时间来测量每个塔架的单位位置数据。这种时域反射计(TDR)方法会非常耗时，需要第一工作人员操作脉冲源，并且需要第二工作人员在每次测量后从一个塔移动到另一个塔以应用、去除和重新定位临时短路。很容易理解，实际测量每个塔架的单位位置数据在真实世界系统中可能是不可能的或不实际的。本文描述的系统和方法使用确认的故障位置来更新或甚至连续改善每个塔架的初始单位故障位置估计。

该系统可以处理故障定位器的原始输出(例如，来自基于双端行波的故障定位器的输出)，并将故障的物理位置返回给人类操作员。操作员可以根据需要调整系统，以根据任意线路长度返回故障的物理位置。该系统可以通过识别最近的塔架来额外地或替代地指示故障的物理位置。

图4示出了基于在两个终端之间的单位位置尺度410上的位置475处确认的故障，单个塔架从初始位置450移动到更新位置451的重新定位。当线路上发生故障时，保护系统可能会在几十毫秒内使断路器跳闸。故障定位器可以计算到故障M_FL的距离，并在几秒钟内将其传送。可能会派遣工作人员找到并且修复出现故障的系统。根据物理系统的紧急性和特定属性，人类操作员可以在几分钟、几小时或几天内根据塔架识别号确认地理空间识别位置M_确认的故障。最终，通过地理空间识别出的故障位置M_确认被返回到过去事件的内部数据库。

通过地理空间识别出的位置M_确认可以包括GPS位置、塔架坐标、塔架识别号中的一个或更多个。系统可以自动校准由IED或故障定位器所使用的关键设置或参数。该系统还可以更新或改善一个或更多个塔架位置相对于终端之间的单位电位置尺度的映射，从而能够以更高的准确度定位下一个故障。

参考方程式1和4，在从故障第一次反射到达S终端处的时间和来自故障的初始行波到达S终端处时间之间的差值(方程式4中的t_S-t_R项)可以简单地表示为Δt。使用方程式4计算故障位置M_FL的故障定位器依赖准确的T参数(TWLPT)来实现。一旦由线路工作人员提供了确认的故障位置M_确认，系统可以自动校准故障定位方程式。首先，系统可以基于M_确认，使用由M_确认给出的从塔架到线路终端的距离的最广为人知的估计，来计算单位故障定位器M_确认。接下来，系统可能会将M_FL和M_确认之间的微小差异归因于T参数中的微小误差。除了在m≈0.5的情况以外，在所有情况下，都可以根据下面的方程式6找到调整或改善的T参数。

系统可以存储许多过去的故障和相关联的已确认位置的数据。对于每个故障M_FL(k)，系统可能已经存储了确认的位置M_确认(k)和测量的时间差Δt(k)。系统可以计算改善的T参数，该参数使在使用T和Δt(k)计算的位置与确认的位置M_确认(k)之间的误差最小化。例如，系统可以在下面的方程式7中识别使目标函数J最小化的T：

每当故障发生并且其位置被确认时，系统可以使用方程式7来识别改善的T参数，该参数使在计算的故障位置和确认的故障位置之间的差最小化。在一些实施例中，超过阈值的M_FL和M_确认之间的差可归因于除了T中的不准确度之外的误差，并且从数据集中删除该误差以用于优化。在这种情况下，可能会报告较大的误差，供人类分析和考虑。

在一些实施例中，T参数可能已经被可靠和准确地测量。在这种情况下，系统可以将初始T参数T₀视为可靠的一阶近似值，并防止随后的自动校准，或者防止对t参数的调整超过小阈值量或小百分比。

如前所述，一些故障定位器可以例如使用方程式1提供物理位置M，而不是单位位置m。在这样的实施例中，系统可以利用计算出的故障位置M_FL和确认的故障位置M_确认的数据存储来识别用于方程式1(或者如果使用单端故障定位器，则为方程式2)中的一对T和L参数。可以识别T和L参数，以使下面方程式8中的目标函数H最小化：

同样，仅使用显示计算位置和确认位置之间微小偏差的数据点，并且当可靠的一阶近似值或测量值可用时，T和L限于不超过阈值的微小校准改善。

可以采用多种已知的优化和求解算法，并且在一些实施例中，可以丢弃异常数据。在一些实施例中，置信因子可以与每个确认的故障位置相关联。工作人员可以用在0到1之间的尺度来判断他们对所发现的标记和损坏迹象是由所关注的故障造成的置信程度。该置信因子C_k可用作上述方程式中的加权系数。例如，方程式9将变成：

在一些实施例中，单个T值(或用于物理距离计算的T和L)可以用多个随季节变化的值来代替。例如，系统可以针对不同的环境条件分别使方程式(7)或(8)中表示的目标函数最小化，并且针对这些不同的环境条件获得唯一的T(或T和L)值。可能的粒度是无限的，但是可能的示例可以包括针对炎热/温暖/寒冷的日子或在导体上可能积冰的冬季以及没有积冰的夏季而使用不同的值。后续校准只能应用于其操作条件与故障发生时的操作条件相对应的那些值。因此，该系统避免了由于操作条件导致的参数T的平均变化，而是在任何期望的粒度水平上分别跟踪不同条件下的独特的T值。

如前所述，系统可以在单位距离尺度上映射塔架位置，以便于在单位故障位置计算和到故障的真实物理距离之间进行转换。故障定位器可以使用例如方程式4或5使用准确测量的或改善的T参数来识别故障位置m_FL。根据公用设施记录，工作人员可以在单位位置为m_x的塔架处确认故障位置m_FL。在单位尺度上，塔架的位置m_x可能与故障位置m_FL略有不同。例如，在单位尺度上，在塔架位置地图上的m_x可以在几个塔架跨度的m_FL内。在m_FL和m_x之间的差异可能归因于独立于任何长度考虑因素的故障定位器误差，诸如噪声引起的误差。在m_FL和m_x之间的差异也可能归因于在单位比例上的塔架位置地图上假设的塔架位置的误差。也就是说，被正确地在故障位置m_FL发现故障，但是塔架的单位位置m_x不准确，并且应该调整为使得m_x＝m_FL。认识到一些误差可能是由于噪声或其他非基于长度的考虑因素，系统可以使用下面的方程式10来重新定位所关注的塔架：

m_x1＝m_x0+α·(m_FL-m_x0) 方程式10

在方程式10中，m_x0代表单位尺度上塔架的旧位置或初始位置，并且m_x1代表单位尺度上塔架的新位置。可以选择加权因子α来控制重新定位的程度。在一些实施例中，可以基于工作人员对确认的故障位置的置信度来选择加权因子。

在图4中，基于确认的故障位置475，只有具有确认的故障位置的塔架从初始位置450重新定位到改善位置451。

相比之下，图5示出了塔架位置510的单位映射，其中具有确认故障的塔架从初始位置550移动到改善位置551，并且相邻的塔架也与它们距具有在位置575处的确认故障的塔架的距离按比例地重新定位。如所示出的，塔架590没有被重新定位，因为它们离故障位置575太远。

每个塔架经受的重新定位的量可以与每个塔架距故障位置575的距离非线性相关。离故障位置575很远的塔架可以移动很少或者根本不移动。邻近的塔架可以按照它们与具有确认的故障575的塔架的距离按比例地移动。

随着系统多年来出现故障，越来越多的塔架将在单位尺度上被稍微“重新定位”。该系统将不断改进来自故障定位器的单位电输出值和可活动的塔架位置之间的映射。

图6示出了示例表600，包括塔架ID 605、物理位置610、以及基于确认的故障625之前的单位距离615和改善之后的单位距离620。塔架ID605可以识别每个塔架，以将其与其他塔架区分开。物理位置610可以是GPS坐标、离地标的距离或其他真实世界的位置。原始或先前的单位距离615可以与基于确认的故障625的改善的单位距离620一起显示。在图示的实施例中，塔架166和塔架168的单位位置已经被改善。当然，塔架的物理位置不会改变。

原始单位位置615可能已经被创建作为物理位置数据610到单位距离的尽力转变的一部分，例如使用二维地图上的测量距离d3(图2)或使用三维地图的d2(图2)。确认的故障数据625可以包括附加信息，诸如每个故障的日期和时间、由故障定位器计算的单位故障位置、检查的日期和时间、工作人员或线路工人标识符、置信度等。本文描述的系统和方法提供了对于在单位位置和物理位置之间的映射的连续改善。该系统允许线路工作人员以他们可能选择的任何距离格式表达塔架的物理位置。

图6包括位于GPS坐标为北纬43°50'29.9"；西经79°20'09.3”处、塔架识别码为167的塔架。该塔架的初始单位位置约为0.2505单位。在一段时间内，这座塔架上发现了三处故障。这些故障由故障定位器定位在0.2515单位、0.2519单位和0.2517单位。根据方程式10，该塔架的单位位置已经从最初的0.2505单位移动到0.2517单位。

使用在615处的塔架的原始单位位置，位于0.2518单位的故障将被怀疑位于(映射到)塔架168。然而，使用在620处的改善的塔架位置，位于0.2518单位处的故障现在将被怀疑位于(映射到)塔架167。

用于自动校准T和L参数的系统和方法以及用于自动重映射或单位塔架位置的映射改善的系统和方法可以独立地、组合地或顺序地使用。例如，最初确认的几个故障可用于校准或改善T参数。之后，可以暂停T参数的自动校准，并使用后续故障来改善单位塔架位置的映射。T参数的自动校准可能会定期恢复。

图7示出了故障定位系统的功能框图700，该故障定位系统使用确认的故障位置作为反馈来改善参数和/或在单位尺度上的塔架位置。在720处，故障定位器可以实现行波故障检测算法，以根据单位线路长度来识别故障位置。在739处，可以使用表格、一维图或塔架到单位尺度的其他映射来识别对应于故障位置的塔架。在745处，发信子系统可以向人类操作员传达塔架的物理位置(例如，GPS)。

被派遣的人类操作员可以通过数据录入子系统730录入关于故障的各种信息，包括确认的故障位置。在735处，确认的故障位置可以使用，以用于在735至739中更新在单位尺度上塔架的表或其他映射。可替代地或附加地，确认的故障位置可以在735至715中使用，以在715处通过故障定位器改善T参数。在705处，电力线路上的后续故障可以由使用改善的T参数在720处实现行波故障检测算法的故障定位器来处理，以提高准确度。随后使用单位尺度的塔架的映射来识别塔架可以使用改善的塔架位置来提高映射准确度。

图8示出了历史故障数据的示例表800，该历史故障数据是由编程有针对100英里线路的值为548μs的T参数的IED计算出的。表800包括五个历史故障的确认位置M_确认的数据。基于原始设置的故障报告位置M_FL与误差值一起显示。倒数第二列显示了：在基于方程式9的最小化使用改善的T参数和线路长度参数的情况下，IED将报告的到故障位置的距离。最后一列显示了使用改善的物理线路属性参数(例如，T参数和线路长度参数)的每个报告故障位置的改进(较低)误差。

最后一列显示了使用改善的物理线路属性参数(例如，T参数和L参数)的每个报告故障位置的改进(较低)误差。前面的示例可以提供对T参数和线路长度参数的连续调整，以确保这些值被用于将来的故障计算，这将使过去的误差最小化(即，使在历史报告的(M_FL)和实际的(m_确认)故障位置值之间的差最小化)。在许多设施中，故障数据的持续收集将不断改善T参数和线路长度参数，以使在报告的故障位置值和实际的故障位置值之间的任何显著的差最小化或消除。IED可以将故障位置值报告为相对于从接收由故障引起的行波的继电器开始的导体电线长度的距离值。在一些实施例中，实际故障位置值M_确认可以由线路工作人员使用多个距离测量类型(例如，视线距离、直线距离或地形距离)中的另一种来提供。在这样的实施例中，在报告的故障位置值和实际的故障位置值之间的偏差可能至少部分是由于所使用的不同“距离”测量值。然而，假设在各种距离类型之间存在线性或近线性关系，从线路技术人员的角度来看，所提出的系统和方法仍将产生越来越“准确”的故障位置预测。

回到图8，显示了对于所有的五个历史故障，改善的T参数和L参数将总平方误差从0.2843平方英里减小到0.0252平方英里。

在一些实施例中，本文描述的系统和方法可用于基于报告的(M_FL)和实际的(m_确认)故障位置值的比较来调整塔架位置的假设位置。另一种改进向寻找故障的线路工作人员提供的故障位置信息准确度的实用方法是在报告的故障位置M_FL和发现实际存在故障的塔架的识别标签之间提供更准确的映射。这种映射实际上是在线性故障距离指示(lineardistance-to-fault indication)和地理空间塔架位置(例如，线路塔架的GPS坐标)之间的映射。这种映射可以被编程为在SCADA软件中的后处理任务，和/或由本地、远程或监控IED实现。

图9示出了电力线900的简化的单线表示，其中线路上的塔架位置表示为终端S和终端R之间的点标记。最初，可以放置表示每个塔架相对于线路终端S和R之一的单位位置的标记。可以调整每个塔架的单位位置数据，以使在由IED预测为有故障的塔架位置和由技术人员或线路工作人员确定实际有故障的塔架之间的偏差最小化。

例如，如果故障定位器报告线路故障的距离是M₁，而线路工作人员在一维线路图上标称地位于M₀的塔架处发现故障，并且M₀和M₁相对靠近，则可以在例如SCADA软件中将塔架的位置从M₀修改到更靠近M₁的确认位置的新位置(或者在一些实施例中甚至一直到M₁的位置)。IED可以使用上面的方程式10计算新的塔架位置。

可以选择系数α来实现在0(无学习)和1(积极学习)之间的期望学习“速度”。也就是说，设置为0时，塔架的位置信息将根本不会更新。设置为1时，塔架的位置信息将被重新定位到技术人员实际发现故障的位置。

在0和1之间的选择将使塔架重新定位到更靠近发现实际故障的位置。作为具体的示例，当α＝0.25时，塔架可以被重新定位，其距离为在旧位置和对应于确认的故障位置的新位置之间的距离的四分之一。在一些实施例中，一旦给定的塔架已经从先前已知的位置被有效地重新定位到新的位置，在所关注的塔架和最近确认的位置(另一个故障已确认的塔架、线路终端或线路抽头)之间的所有塔架可以按比例重新定位。

作为示例，IED可以利用基于双端行波的故障定位技术来报告距离终端行波检测器10.935英里处的故障位置。线路工作人员可以使用报告的故障位置来缩小他们的搜索范围，并在被定位在距离终端行波检测器11.054英里的塔架处发现故障。

图10A示出了示例表1000，示例表1000包括原始的塔架位置和改善的塔架位置。原始的塔架位置包括在距离为11.054英里处的中间塔架(L23-60)，其对应于上文的示例中由线路工作人员所找到的塔架。使用为0.5的学习系数α，将在表1000中将改善的塔架位置更新为在距离为11.054英里的原始塔架位置和距离为10.935的报告塔架位置之间的中间位置。如图10A所示，改善的塔架位置为10.995英里。

假设离所识别的塔架最近的确认位置是本地终端，则位于所报告的塔架位置和本地终端之间的所有塔架位置可以被更新。在一种方法中，基于学习系数α的微小校正可以在所关注的塔架和线路终端之间的所有塔架跨度中进行划分。在另一种方法中，只有被技术人员识别为具有实际故障的塔架被重新定位。在又一些实施例中，相邻的塔架可以以较小百分比的学习系数α重新定位，而其他塔架可以留在它们的标称位置处。

在又一种方法中，所有塔架可以与它们离线路终端的距离和在0和1之间选择的学习系数α成比例地重新定位。作为示例，每个塔架的位置可以通过例如报告位置和原始位置的比率(例如，在这个示例中，通过将当前位置乘以10.995/11.054或0.99466)来重新定位。所有塔架朝向另一个终端的位置也可以使用上文概述的三种方法之一相应地更新。

图10A显示了上述示例的塔架位置表1000的片段的示例。塔架位置已经乘以反映塔架L23-60位置变化的常数。靠近塔架L23-60的塔架比远离塔架L23-60的塔架重新定位得更多。靠近线路终端的塔架仅相对于其标称位置稍微重新定位。每个塔架都以它们到线路终端的距离的一小部分重新定位。图10B示出了基于图10A的表中的原始的或默认的位置数据的塔架位置的简化图1010。图10C示出了对应于图10B的表中的数据的重新定位的塔架位置的放大图1020。

虽然已经示出并描述了本公开的具体实施例和应用，但是本公开不限于本文中所公开的精确配置和部件。因此，本公开的范围应被解释为至少包含所附的权利要求。

Claims (20)

1.一种自动校准故障检测系统，包括：

数据存储，所述数据存储用于存储电力线的至少一个物理参数；

基于行波的故障检测系统，所述基于行波的故障检测系统用于至少部分地基于以下项来计算故障位置信息：

来自所检测到的故障的行波的到达时间，以及

所述电力线的至少一个所存储的物理参数；

报告系统，所述报告系统用于基于所计算的故障位置信息生成故障位置报告；和

校准子系统，所述校准子系统用于

接收所述故障的确认的位置，以及

基于在所述故障的计算的位置和所述故障的确认的位置之间的差来调整所存储的物理参数。

2.根据权利要求1所述的系统，其中，所述电力线的所述至少一个物理参数包括线路长度参数(L参数)。

3.根据权利要求1所述的系统，其中，所述电力线的所述至少一个物理参数包括行波线路传播时间参数(T参数)。

4.根据权利要求1所述的系统，其中，所述报告系统被配置成生成故障位置报告，所述故障位置报告识别下列各项之一：

到所述故障的计算出的单位距离；

到所述故障的计算出的物理距离；以及

基于所计算出的距离的估计的所述故障的GPS坐标。

5.根据权利要求1所述的系统，其中，所述报告系统被配置成生成故障位置报告，所述故障位置报告识别被确定为最靠近所述故障定位的塔架。

6.一种方法，包括：

将多个塔架中的每一个塔架的初始塔架位置映射到由所述多个塔架支撑的电力线的单位尺度上；

经由基于行波的故障定位器计算所述电力线上第一故障的单位位置；以及

报告在所述多个塔架中的被映射到最接近所述第一故障的计算出的单位位置的一个塔架。

7.根据权利要求6所述的方法，其中，报告所述塔架包括报告与所识别的塔架相关联的GPS坐标。

8.根据权利要求6所述的方法，其中，报告所述塔架包括报告下列各项之一的基于地图的距离：

从地标到所报告的塔架，以及

从电力线终端到所报告的塔架。

9.根据权利要求6所述的方法，还包括：

接收被确认为与所述第一故障相关联的塔架的标识；以及

调整所确认的塔架的单位映射位置，以更靠近所述第一故障的所述计算出的单位位置。

10.根据权利要求9所述的方法，其中，与所述第一故障相关联的所确认的塔架与所报告的塔架相同。

11.根据权利要求6所述的方法，还包括：

接收被确认与所述第一故障相关联的塔架的标识；以及

基于所述第一故障的所述计算出的单位位置，调整包括所确认的塔架在内的多个塔架的单位映射位置。

12.根据权利要求6所述的方法，还包括：

接收被确认为与所述第一故障相关联的、不同于所报告的塔架的塔架的标识；以及

调整多个塔架的单位映射位置，调整的量足以确保所确认的塔架最接近地映射到所述第一故障的所述计算出的单位位置，同时保持所映射的塔架的顺序。

13.根据权利要求12所述的方法，其中，所述多个塔架中的每一个塔架的映射位置被调整的量与当前映射的每个相应塔架距所述第一故障的所述计算出的单位位置的距离成比例。

14.根据权利要求6所述的方法，还包括：

接收与所述第一故障相关联的塔架的确认标识；以及

调整所述多个塔架中的每一个塔架的单位映射位置，调整的量与当前映射的每个塔架相对于所述第一故障的确认的单位位置的距离成比例，使得被确认为与所述第一故障相关联的塔架被映射得更靠近所述故障的所述计算出的单位位置，并且保持所映射的塔架的顺序。

15.根据权利要求14所述的方法，其中，调整被确认为与所述第一故障相关联的所述塔架的所述单位映射位置包括将所述塔架的位置重新映射为等于所述故障的所述计算出的单位位置。

16.根据权利要求6所述的方法，还包括：

接收被确认为与所述第一故障相关联的塔架的标识；

调整包括所确认的塔架在内的多个塔架的单位映射位置，以保持所述塔架的顺序，并将所确认的塔架的映射位置调整到更接近计算出的单位故障位置；

通过所述基于行波的故障定位器计算所述电力线上第二故障的单位位置；以及

基于所调整的单位映射位置，报告在所述多个塔架中被映射到最接近所述第二故障的计算出的单位位置的一个塔架。

17.一种方法，包括：

存储与电力线相关联的初始行波线路传播时间参数(T参数)；

确定与所述电力线相关联的操作条件；

基于所确定的操作条件，调整所述T参数；

基于以下项计算到所检测到的故障的距离：

来自所检测到的故障的一个或更多个行波的到达时间，以及所调整的T参数；和

基于所计算出的到所检测到的故障的距离，报告用于定位所检测到的故障的信息。

18.根据权利要求17所述的方法，还包括：

接收所检测到的故障的确认位置信息；以及

基于所计算出的到所检测到的故障的距离和所检测到的故障的确认位置信息之间的差，调整所述T参数。

19.根据权利要求18所述的方法，还包括：

确定与所述电力线相关联的操作条件的变化；

基于变化的操作条件，进一步调整所述T参数。

20.根据权利要求19所述的方法，还包括：

基于以下项计算到第二检测到的故障的距离：

来自所述第二检测到的故障的第二组行波的到达时间，以及

多次调整后的T参数；以及

基于所计算出的到所述第二检测到的故障的距离，报告用于定位所述第二检测到的故障的信息。

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