CN108139438B

CN108139438B - 使用高频信号的电力系统监测

Info

Publication number: CN108139438B
Application number: CN201680059136.7A
Authority: CN
Inventors: 埃德蒙德·O·施维泽三世; 韦塞林·斯肯德奇克; 科迪·W·特夫斯; 大卫·E·怀特黑德
Original assignee: Schweitzer Engineering Laboratories Inc
Current assignee: Schweitzer Engineering Laboratories Inc
Priority date: 2015-10-13
Filing date: 2016-10-13
Publication date: 2021-03-12
Anticipated expiration: 2036-10-13
Also published as: WO2017066476A1; US10180451B2; US20170102426A1; EP3362805A1; US10656198B2; CN108139438A; EP3362805A4; US20190339321A1

Abstract

本文公开了用于通过获得高频电力系统测量结果并且显示事件信息来监测电力输送系统的系统。该系统可以使用高频电力系统信息来检测行波。该系统可以产生示出电力系统上的故障位置以及在电力系统上的位置处接收到行波的时间的显示。该显示可以包括在一个轴上的时间和在另一个轴上的位置。该显示可以包括谱振图显示。

Description

使用高频信号的电力系统监测

技术领域

本公开涉及用于获取和分析高频电力系统测量结果的系统和方法。更具体地，本公开涉及获得高频电力系统测量结果，使来自电力系统上的本地位置和远程位置的测量结果相关联，以及分析这种测量结果以评估在电力系统内产生的高频信号。

发明内容

本申请包括以下内容：

1)一种被配置为监测电力输送系统的系统，所述系统通过从所述电力输送系统中收集高频电力系统测量结果来监测所述电力输送系统，被配置为监测所述电力输送系统的所述系统包括：

数据采集模块，所述数据采集模块被配置为接收：

来自本地终端的第一多个高频电力系统测量结果；

来自远程终端的第二多个高频电力系统测量结果；

相关性模块，所述相关性模块被配置为使所述第一多个高频电力系统测量结果和所述第二多个高频电力系统测量结果时间对准；

分析子系统，所述分析子系统被配置为基于时间对准的第一多个高频电力系统测量结果和第二多个高频电力系统测量结果来识别高频信号源的位置；和

可视化子系统，所述可视化子系统被配置为产生所述时间对准的第一多个高频电力系统测量结果和第二多个高频电力系统测量结果和所述高频信号源的位置的表示。

2)根据1)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述表示包括谱振图显示。

3)根据2)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述谱振图显示表示沿着第一轴的距离和沿着第二轴的时间。

4)根据3)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述谱振图显示表示沿着第三轴的幅度。

5)根据3)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述谱振图显示使用配色方案来表示幅度。

6)根据1)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述高频信号源包括局部放电活动。

7)根据6)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述分析子系统还包括线路分析模块，所述线路分析模块被配置为确定沿着所述电力输送系统中的电传输线路的长度的多个位置处的局部放电的强度，并且所述表示反映了沿着所述电传输线路的长度的多个位置处的局部放电的强度。

8)根据6)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述分析子系统还包括统计信息的数据库，所述统计信息的数据库被配置为将可归因于局部放电活动的信号分量和可归因于电晕放电的信号分量进行区分。

9)根据1)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述高频信号源包括电晕放电。

10)根据1)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述高频信号源包括故障。

11)根据10)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，还包括保护动作模块，所述保护动作模块被配置为基于所述故障的发生来实施保护动作。

12)根据1)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述分析子系统包括多个相关器，所述多个相关器中的每一个相关器与所述电力输送系统中的电传输线路的节段相关联。

13)根据12)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述多个相关器中的每一个相关器被配置为接收来自所述第一多个高频电力系统测量结果的第一测量结果和来自所述第二多个高频电力系统测量结果的第二测量结果。

14)根据12)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述多个相关器各自与由时间触发器致动的累加器相关联。

15)根据1)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述可视化子系统还被配置为基于所述高频信号源的位置产生与维护相关的报告。

16)根据1)所述的被配置为监测电力输送系统的系统，还包括时间输入端，所述时间输入端被配置为接收时间信号；

其中，所述相关性模块被配置为使用所述时间信号使所述第一多个高频电力系统测量结果和所述第二多个高频电力系统测量结果时间对准。

17)一种监测电力输送系统的方法，包括：

接收来自本地终端的第一多个高频电力系统测量结果；

接收来自远程终端的第二多个高频电力系统测量结果；

使所述第一多个高频电力系统测量结果和所述第二多个高频电力系统测量结果时间对准；

基于时间对准的第一多个高频电力系统测量结果和第二多个高频电力系统测量结果来识别高频信号源的位置；以及

产生所述时间对准的第一多个高频电力系统测量结果和第二多个高频电力系统测量结果和所述高频信号源的位置的表示。

18)根据17)所述的方法，还包括：

产生表示可归因于电晕放电的信号分量的统计信息的数据库；

使用所述数据库来对可归因于局部放电活动的信号分量和可归因于所述电晕放电的信号分量进行区分。

19)根据17)所述的方法，还包括：

确定所述高频信号源包括故障，以及

基于所述故障的发生，实施保护动作。

20)根据17)所述的方法，还包括：

确定在沿着所述电力输送系统的电传输线路的长度的多个位置处的局部放电的强度，并且

其中，产生所述表示包括反映沿着所述电传输线路的长度的多个位置处的局部放电的强度。

附图说明

参照附图对本公开的非限制性和非详尽的实施例，包括本公开的各个实施例进行描述，在附图中：

图1示出了用于检测和计算电力系统中的高频信号的源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中所图示的故障电流随着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或三维谱振图(waterfalldiagram)，其示出了由于在400km长的传输线路上的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图示了与本公开的某些实施例一致的被配置为使用确定故障位置的相关性技术(correlation technique)的系统的框图。

图4A图示了与本公开的某些实施例一致的由故障发射的TW和在位置U、S和R处反射的TW。

图4B图示了与本公开的某些实施例一致的在外部故障期间于图4A中的终端S和终端R处接收的行波电流随时间推移的曲线图。

图5示出了与本公开的实施例一致的、被配置为获得并且分析电气系统中的高速和高分辨率数据的系统的功能框图。

图6示出了与本公开的实施例一致的用于从本地和远程终端获得高频电力系统测量结果并且分析测量结果以识别电力系统中的高频信号的系统。

图7示出了与本公开的某些实施例一致的来自高频电力系统测量结果的本地和远程源的行波和时域事件的显示。

图8示出了与本公开的某些实施例一致的被配置为表示高频电力系统测量结果的显示。

图9A示出了与本公开的某些实施例一致的被配置为表示高频电力系统测量结果的三维显示。

图9B示出了图9A中所示的三维显示的第二视角的视图。

图10示出了与本公开的实施例一致的用于监测电力输送系统的方法的流程图。

详细描述

本公开的各种实施例涉及用于获取和分析可用于改进电力输送的操作的高速高分辨率数据的系统和方法。这种改进可以采取与本公开一致的各种形式，包括识别和定位电力输送系统内的高频信号的源的能力。高频信号可以通过各种源或动作(包括故障、局部放电活动、高电晕放电区域和/或设备操作(例如，断路器操作、电容器组切换、电压抽头变化等))来产生。与本公开一致的系统和方法可以分析高频信号的测量结果，以确定源的位置并确定适当的响应。例如，在高频信号的源对应于故障的情况下，响应可以使断路器跳闸，以清除故障。在另一个示例中，高频信号可以对应于局部放电活动，并且该响应可以提供在发生绝缘体故障之前需要维护以解决该问题的指示。

更快的传输线路保护提高了电力系统的稳定性。如果在临界故障清除时间之前没有清除故障，则系统可能会失去瞬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，提高了电力质量，并减少了财产损失。与本公开一致的各种实施例可以利用高速数据测量结果来识别由电力系统中的故障发射的行波。

基于行波的故障检测可以减少清除故障所需的时间。大多数保护原理是基于电压和电流的基频分量。正弦量的准确测量通常需要一个周期。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。

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其他优势。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络故障条件对转换器进行保护。因此，这些源产生了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的电压和电流。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接近非传统源的应用中是有用的。

与本公开一致的各种实施例可对行波(TW)进行分析，以辅助检测故障。当故障在电力系统中发生时，行波从故障处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点的特征阻抗而被它们反射。因此，行波可由传播速度、反射和传输系数以及线路特征阻抗来描述。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。

此外，还可以利用与电气条件有关的高频信息来评估和维护电力系统。在一个特定的应用中，本文公开的系统和方法可用于针对由绝缘体上的局部放电导致的损害而监测传输线路。局部放电活动破坏了绝缘体表面，并可能随着时间的推移而导致绝缘体故障。局部放电活动产生高频信号。由局部放电活动产生的高频信号很小，并随距离而衰减。与局部放电活动相关联的VHF和UHF能量中的大部分是在本地辐射的，并且不会沿着传输线走廊(corridor)传播。较低频率(例如，<5MHz)下的局部放电的信号分量可以以较低的损耗沿传输线路传播，并且可以最终到达变电站终端。在与本公开一致的各种实施例中，可以识别和分析这些信号分量，以识别局部放电活动的位置和/或有可能有绝缘体故障的区域。

电晕放电也可以在传输线路上产生高频信号。电晕放电表示损耗，并且在一些情况下，表示通过电力系统传输的功率的显著损耗。电晕放电可以受到各种条件(包括电压电平、导体直径、天气等)的影响。电晕放电可以分布在整个传输线路的长度上；然而，某些区域可能表现出更高的电晕放电水平。识别出更高的电晕放电水平的区域可以是修复导致额外电晕放电量的问题的第一步。与本公开一致的各种系统和方法可以利用各种技术来使与电晕放电相关联的信号和与绝缘体局部放电活动相关联的信号分离。在一个特定实施例中，可以使用与本公开一致的基于相关性的谱振图显示来识别和分析电晕放电。

在各种实施例中，与本公开一致的系统和方法可利用高频电力系统信息来产生可用于在发生设备故障之前识别潜在问题的电力系统中的条件的表示。例如，对于由于局部放电活动而遭受损害的电力系统的区域的识别可以使能在绝缘体故障之前采取补救动作。类似地，对于异常电晕放电区域的识别可以使能减少由于这种放电而导致的功率损耗的校正动作。在各种实施例中，与本公开一致的系统和方法可以基于高频电力系统信息而产生显示。这些显示可以除其他事项外识别电力系统中的高频信号的源的位置(例如，故障、局部放电活动区域、高电晕放电区域等)。

通过参照附图将最好地理解本公开的实施例，其中通篇相似的部件由相似的数字来标记。将容易理解的是，如在本文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各样不同的配置来布置和设计。因此，以下对本公开的系统和方法的实施例的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的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，如在本文中的附图中一般性地描述和图示的实施例的组件可以以各种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，这样的实施例可使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器设备内和/或作为电子信号通过系统总线或者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器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器设备分布。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器设备中或跨几个存储器设备驻留，以及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，所述计算机程序产品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(或其他电子装置)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、固态存储器装置、或适用于储存电子指令的其他类型的媒介/机器可读介质。

图1示出了用于检测和计算电力系统中的高频信号的源的位置的系统100的框图。系统100可包括生成系统、传送系统、分配系统和/或类似的系统。系统100包括导体106，诸如连接两个节点的传输线路，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供电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由在系统的两个位置处的IED 102和104监测，然而另外的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IED 102和104)可指监控、控制、自动化和/或保护系统100内的受监控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、电压调节器控制器、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、计量表、自动开关控制器、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。IED102和104可使用电流互感器(CT)、电压互感器(PT)、罗氏线圈(Rogowskicoils)、分压器和/或类似物来获得电力系统信息。IED 102、104可以能够使用来自通常用于监控电力输送系统的常规仪表互感器(诸如，CT和PT)的输入。IED 102和104还可接收来自公共时间源110的公共时间信息。

公共时间源110可以是能够将公共时间信号传递给IED 102和104中的每一个的任何时间源。在各种实施例中，公共时间源110可以是全球导航卫星系统(“GNSS”)。GNSS系统的示例包括全球定位系统(“GPS”)、全球导航卫星系统(GLONASS)和伽利略卫星系统。GNSS系统可以由分布在大面积地区的多种设备和应用使用，并可避免在多个地点需要昂贵的高精度时间源。除了GNSS之外，公共时间源110还可以使用IRIG系统、WWVB或WWV系统、基于网络的系统(诸如，IEEE 1588精确时间协议)和/或类似物来实施。根据一个实施例，公共时间源110可包括卫星同步时钟(例如，可从华盛顿普尔曼的施瓦哲工程实验室获得的型号SEL-2407)。此外，应当注意，每个IED102、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可以允许IED 102和104交换除其他事项的与行波方向、行波极性、基于时域增量的故障方向以及反映导体106上的电气条件的其他测量结果(诸如，电压、电流、时域故障检测以及故障位置)相关的信息。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/或在IED 102和104之间分配。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可以利用物理介质(诸如，同轴电缆、双绞线、光纤等)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，以便传送数据。

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：t_L是在L终端处的前波到达时间，

t_R是在R终端处的前波到达时间，

v是波传播速度，

L是线路长度。

传统上，这些解决方案使用存取波到达时间和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。由故障发射的入射波在时间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，同时忽略所有其他波。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，当在终端中的一个打开时在永久性故障上的重合事件期间计算故障位置时，A型方法可能是有用的。

图2B示出了在终端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：t_L2是在L终端处来自故障的第一反射波的到达时间；

t_L1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。如果故障处于前向方向，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3X 10⁸m/s的传播速度，位于400km线路上的50km处的故障将导致初始前波和来自故障的第一合法反射波之间的时滞，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，本地继电器生成关于第一到达波的测量值，其是166.6μs(因为本地继电器和故障之间的50km的距离)。使用方程4所确定的估计可提供窗口，在该窗口中可在初始前波之后预期反射波。

虽然先前描述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周期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周期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周期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周期中进行故障检测和位置计算。

虽然图1和图2A-2C使用行波具体地处理故障的定位，但是相同的原理可被应用来定位电传输线路上的其他高频事件的源。例如，图2A中被指定为故障的点可以表示电力系统中的另一种类型的高频信号的源，诸如，局部放电活动位置。由局部放电活动产生的高频信号可在终端L和终端R处被接收。在终端L和终端R处接收到的信号可被分析并用于确定信号的源的位置。

图3示出了与本公开的某些实施例一致的被配置为使用确定故障位置的相关性技术的系统的框图。在图3中所图示的实施例中，行波差动模块(traveling wavedifferential module)可使用乘法来代替信号加法。这种技术在本文中可以被称为关联技术。

可在检测到行波信号或其他高频信号时执行一次相关性计算，或者可选地可以针对每个输入信号样本连续执行相关性计算。相关器的输出还可通过以被调整以包括单波峰值的滤波器长度对多个输出结果(样本)进行平均来滤波。还可对相关器的操作进行修改，以搜索时间延迟P；使用P作为未知变量，并对P≤T的范围中的所有时间延迟(低于线路传播延迟T的所有延迟)执行计算。

相关性技术也可被应用以对传输线路的健康进行连续监测。在该方法中，传输线路被细分成多个节段，其中如图3所示，单独的相关器被分配给每个节段。这样的方法的一个目的是检测可能源自特定线路节段的任何能量。该能量可包括在紧邻线路附近的故障和雷击之前可能存在的过多的电晕放电、部分绝缘击穿和局部化绝缘体电弧放电。线路活动可以被连续监测，以识别源于每个节段的在由时间触发器信号命令的可选择的时间段(例如，1秒到24小时)内累积的高频信号。出于进一步的统计分析和报警的目的，随后储存所累积的数据。

如图3所示，各个相关器由两个信号馈入。远程测量的信号(给定相的电流或电压)可以通过通信来获得，并且相同相上的本地测量的信号的延迟版本可以分别被提供到单独的相关器。每个相关器可接收不同的延迟，使得传输线路上的给定节段上所生成的信号对应到所选择的相关器输入，而不管它们是在传输线路的不同端上被测量的事实。

任意数量的相关器(所观察的线路节段)可以与用于在线路的两端处执行测量的采样频率相关联。例如，设置采样频率为1MHz，并且已知行波信号的传播速度(接近光速c＝299.8e6m/s)，则行波将在两个连续的样本之间行进299.8m(本文中显示为300m)。可以在各种实施例中确定并利用特定介质的传播延迟。例如，在架空传输线路与地下传输线路之间的传播延迟可能不同，其中，地下传输线路具有较慢的传播速度。与本公开一致的系统和方法可以解释不同介质中的不同传播速度。如果相关器延迟被设置为间隔一个样本(1μs)，则空间分辨率变为等于行进时间的一半300m/2＝150m。覆盖整个线路长度所需的相关器的数量可根据方程5来计算：

其中：

n是相关器的数量

L是线路长度

c是接近光速的行波传播速度

fs是采样频率

图3还示出了优选以相关器速率(即，1MHz)运行的实时“最大搜索”组件。该组件的任务是实时找出最高的相关器输出，并将其报告为可能的故障位置候选。由于每个相关器与线路的特定节段相关联；与行波到达相关联的最高输出直接识别出导致行波或过多能量放电的区域的电力系统故障的准确位置。

在各种实施例中，可调整采样频率(高于或低于1MHz)，其中选择相关器的总数以满足所需的空间分辨率。各个相关器可被分配给各个传输线路相(A、B、C)，这将覆盖线路所需的相关器的总数乘以3。

图4A图示了与本公开的某些实施例一致的由故障402发射的TW和在位置U、S和R处反射的TW。由故障发射的TW在继电器位置S被反射，在故障点402处再次被反射，并且返回到位置S。通过测量在来自故障的第一TW的到达和在故障点处反射的TW的到达之间的时间差Δt可以设计欠范围TW距离元件。该元件使用Δt和波的传播速度来计算故障距离，并且如果该距离短于所设置的范围，则发出跳闸。

在一个实施例中，可计算到故障的距离，并且可使用以下步骤来启动适当的控制动作。首先，如本文中所公开的，当第一TW到达线路终端时，故障检测系统使用方向元件来确定故障方向。对于前向方向上的故障，如图4A所示，可以在两个TW之间确定估计Δt。此外，系统可使用互相关性来验证从故障反射的波和朝向故障行进的先前的波的相似性。第三，系统可使用方程6计算与故障的距离。

第四，如果d小于范围设置，则可启动控制动作以清除故障。

图4B图示了与本公开的某些实施例一致的在外部故障期间于图4A中的终端S和终端R处接收的行波电流随时间推移的曲线图。在图4B中，终端S信号(实线)和终端R信号(虚线)说明B相α电流(B相电流减零序电流)。这些图中所图示的TW可使用具有20微秒的窗口长度的微分器-平滑器滤波器来获得。电流TW在30.20毫秒在本地终端处以约为+462A的值进入保护线路并且在31.23毫秒在远程终端处以约为-464A的值离开该线路。所计算的操作信号约为2A。约束信号大约为926A。约束信号(926A)比操作信号(2A)大得多，因此元件会受到约束并且元件如所预期地受到约束。

在各种实施例中，随时间的推移而收集的与传输线路上的高频信号相关的信息(例如，由电晕放电和/或局部放电活动产生的信号)可以结合故障定位系统而被利用。例如，可以使用预期的信号电平来识别与可能导致行波反射的已知不连续性相对应的传输线路上的潜在的点。

图5示出了与本公开的实施例一致的被配置为获得并且分析电气系统中的高速和高分辨率数据的系统500的功能框图。在某些实施例中，系统500可包括IED系统，该IED系统被配置为除其他事项外获得、分析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、使用行波检测并定位故障；并且分析传输线路，以用于可归因于局部放电活动和电晕发射的高频信号。系统500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500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500包括被配置为与设备和/或IED进行通信的通信接口516。在某些实施例中，通信接口516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516可便于通过网络进行通信。人机界面(HMI)520还可以包括到本地显示器、本地计算机、网络显示器、网络计算机等的接口。数据总线542可以使得能够在系统500的组件之间进行通信。

系统500还可包括时间输入端512，其可用于接收时间信号(例如，公共时间基准)，允许系统500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516来接收公共时间基准，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508可被配置为从一件受监测的装备(譬如电路断路器、导体、互感器等)接收状态信息，并向其发出控制指令。

处理器524可被配置为对经由通信接口516、时间输入端512和/或受监测的装备接口508接收的通信进行处理。处理器524可使用任意数量的处理速率和架构来操作。处理器524可以被配置成执行本文描述的各种算法和计算。处理器524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500可包括传感器组件510。在所示的实施例中，传感器组件510被配置为使用PT和/或CT直接从诸如导体(未示出)的电力系统装备收集数据。传感器组件510可使用例如互感器502和514以及可采样和/或数字化经滤波的波形的A/D转换器518，以形成被提供给数据总线522的相应数字化的电流和电压信号。电流(I)和电压(V)输入可以是来自常规仪表互感器(诸如，CT和VT)的次级输入。A/D转换器518可以包括用于每个传入信号的单个A/D转换器或不同的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518可通过数据总线522连接到处理器524，电流信号和电压信号的数字化表示可通过该数据总线522被传输到处理器524。

计算机可读储存介质526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、能量放电和/或类似物)的数据库528的存储库。另一计算机可读储存介质530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542可将受监控的装备接口508、时间输入端512、通信接口516以及计算机可读储存介质526和530链接到处理器524。

如图5中所图示的，计算机可读储存介质526和530可以是不同的介质，或者可是同一介质(即同一磁盘、同一非易失性存储器设备等)。另外，数据库528可被储存在不是系统500的部分但可使用例如通信接口516由系统500访问的计算机可读储存介质中。

通信模块532可被配置为允许系统500经由通信接口516与各种外部设备中的任意一个进行通信。通信模块532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 61800等)来进行通信。

数据采集模块540可收集诸如电流量和电压量的数据样本。该数据样本可与时间戳相关联，并且使其可用于检索和/或经由通信接口516传输到远程IED。可以实时测量和记录高频信号(例如，行波、与局部放电活动相关联的信号、电晕放电等)，因为它们是在电力输送系统中快速消散的瞬态信号。数据采集模块540可以结合故障检测器模块534和线路分析模块536来操作，以识别反映高频信号的过程数据。这样的处理可包括通过故障检测器模块534进行的处理，该故障检测器模块534可被配置为确定电力分配系统的故障的发生。此外，这种处理可以包括由线路分析模块536对传输线路的分析以识别受局部放电活动、电晕放电等影响的区域。

线路分析模块536可以被配置为分析反映电力配电系统中的电气条件的高频率高分辨率数据时域数据。这种分析可以识别指示局部放电活动、电晕放电等的信号。在各种实施例中，线路分析模块536可利用在数据库528中存储的统计信息来区分可归因于局部放电活动和电晕放电的信号分量。例如，统计信息可以用于表示与特定传输线路相关联的标称噪声基底(noise floor)。此外，统计信息可以包括对于各种类型的装备操作(例如，抽头变化、断路器断开等)的表示，并且可以用于将这种操作与其他高频信号源进行区分。在各种实施例中，线路分析模块536可以被配置为识别用于检查和/或维护的传输线路的某些区域。

可视化模块538可以被配置为显示对于故障检测器模块534、线路分析模块536、行波模块544等的分析的表示。在一些实施例中，可以利用谱振图显示来表示由线路分析模块536确定的传输线路的特性。谱振图显示可以包括电气条件的二维或三维表示。在利用二维表示的实施例中，传输线路的长度可以反映在一个轴上，时间可以反映在另一个轴上，并且幅度可以使用配色方案来说明。在利用三维表示的实施例中，传输线路的长度可以反映在一个轴上，时间可以反映在另一个轴上，并且幅度可以反映在第三轴上。这种显示可以帮助识别传输线的特定区域，该特定区域是高频信号的源和可以对应于高电晕放电或局部放电活动的区域。

行波模块544可以检测行波。此外，行波模块544可以被配置为确定响应于行波而采取的控制操作。如上所述，行波可以由电力系统中发生的故障来发射。对行波的分析可以提供关于行波的位置或行波的源以及引起行波的事件类型的信息。

相关性模块548可被配置为接收本地增量和远程增量，并使它们相关联。相关性可通过使用时间戳进行时间对准来完成。

方向模块550可被配置为确定故障的方向(前向或反向)。在一些实施例中，方向模块550可被配置为基于行波的极性来确定方向。在这样的实施例中，如果故障处于前向方向，则电压行波和电流行波的极性相反。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。

保护动作模块552可被配置为基于通过故障检测器模块534对故障的宣告来实施保护动作。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552可与和系统500通信的其他设备协调保护动作。

在各种实施例中，系统500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500的各种实施例可被配置为实现约1毫秒的工作时间。这样的系统可使用基于集总参数电路和基于TW的时域方法，并且可允许涵盖各种继电器输入电压源和可用的通信信道的多功能应用。这种系统可使用高采样速率(≥1MHz)、高分辨率(≥16bits)的同步采样、高保真的时间同步以及能够交换所有获得的数据(≥100Mbps)或一些算法所需的高数值负担(每秒≥1G个乘法)的通信网络。

图6示出了与本公开的实施例一致的用于从本地和远程终端获得高频电力系统测量结果并且分析测量结果以识别电力系统中的高频信号的系统。该系统可以包括本地IED600和远程IED 650。本地IED 600和远程IED 650可以类似于图5中公开的系统，然而在图6中示出的IED 600和IED 650的框图被简化了。本地IED 600和远程IED 650可以与传输线路606电通信，并且可以被配置为从中获得高频电流和/或电压测量结果。IED600、IED 650可以分析高频电流和/或电压测量结果，以识别出、定位和分类高频信号的源，诸如故障、局部放电活动和/或过度电晕放电。IED 600和650可以经由通信接口516相互通信，使得IED 600和650可以共享高频电力系统信息、事件信息和相关性信息。

IED 600可以被配置为使用高频电力系统测量结果、来自本地和远程位置的事件信息以及相关性信息来产生电力系统信息的显示。HMI 520可以与显示器660通信，以产生信息的表示。在各种实施例中，显示器660可以包括本地监控器、经由计算机设备的监控器、远程监控器、网络监控器等。在一个实施例中，显示可以包括基于在导体606上的高频信号源的位置的与维护相关的建议或报告。这种高频源可以对应于局部放电活动或过度电晕放电的区域。

图7示出了与本公开的某些实施例一致的来自高频电力系统测量结果的本地和远程源的行波和时域事件的显示700。显示700可以包括电力输送系统的简化表示，该电力输送系统包括传输线路702、本地位置706(本地IED 600的位置)、远程位置708以及本地位置706后面的总线704。显示还可以包括对故障710的位置的表示以及与故障710相关联的事件的表示。该表示可以处于示出电力系统的物理特征的表示的形式或者谱振图显示，诸如，例如总线U 712、本地位置714、远程位置718和故障位置716。

显示700包括其中传输线路的长度在X轴上表示并且时间在Y轴上表示的二维表示。时间从显示的顶部前进到显示的底部。检测到的且相关的事件可以按照它们随时间推移的发生(显示的纵轴)和在电力系统上的发生(横轴)而被显示。例如，在位置710处发生故障时，其行波首先在时间720处在本地位置706被检测到，稍后在时间722处在远程位置708被检测到。显示700可以示出线路702上的位置710处的故障，在时间720处行波到达本地位置706的时间和位置，在时间722处行波到达远程位置708的时间和位置以及各种反射和随后的行波检测。显示700还可以包括行波在本地位置处的接收之间的时间D_t。

图8示出了与本公开的某些实施例一致的被配置为表示高频电力系统测量结果的显示800。如上所述，各种电力系统事件可以触发可以使用高频测量结果来检测的行波或信号。例如，闪络或较小的电弧放电事件可以发射可被检测到的行波。这种事件可以使用谱振图显示800来显示。谱振图显示800包括X轴上的距离和沿着Y轴的时间。在所示的实施例中，两个区域802、804可对应于高频源。源随着时间的推移(即，沿着Y轴)保持恒定，并且在大约550和1200米的恒定距离处。在一些实施例中，事件的强度可以使用配色方案来识别。使用谱振图显示800，即使在这样的电弧放电事件可能不会导致故障或使用故障检测操作而被检测到的情况下，也可以确定重复的电弧放电事件的位置。时间轴可以修改为包括更多或更少的时间，或以不同的增量来记录。

图9A示出了与本公开的某些实施例一致的被配置为表示高频电力系统测量结果的三维显示。显示900可以包括第一轴上的距离，其中距离是电力线路等的长度。距离可以在X轴上，并且时间在另一个轴(诸如，Y轴)上。第三轴可以包括与事件相对应的信号的强度的表示。信号强度在显示900的Z轴上示出。可以看出，在位置1200周围所示的时间期间的重复事件是明显的。此外，较低强度的信号指示在位置550周围所示的时间期间周期性地重复的事件。

图9B示出了图9A中所示的三维显示的第二视角的视图。在各种实施例中，可以使用配色方案来提供关于信号强度或其他参数的信息。

可以使用本文公开的装置和方法来检测和显示各种事件。具体来说，根据本文公开的故障检测器和故障位置计算器的保护算法，不管事件是否会被确定为故障事件，电力系统中的高频信号的源都可以如本文所公开的那样被检测和显示。例如，事件可以是电弧放电事件、局部放电、闪络、故障等。

图10示出了与本公开的实施例一致的用于监测电力输送系统的方法的流程图。在1002处，可以从本地终端接收多个高频测量结果。在各种实施例中，系统(诸如图5中所示的系统500)可以用于接收来自本地终端的测量结果。在1004处，可以从远程终端接收多个高频测量结果。系统(诸如图5中所示的系统500)又可以用于接收来自远程终端的测量结果。

在1006处，来自本地终端和远程终端的测量结果可以是时间对准的。在各种实施例中，可以使用公共时间源(诸如，GNSS系统)来对准测量结果。在一些实施例中，时间信号可以使用网络时间协议来传输。

在1008处，可以基于时间对准的测量结果来识别高频信号的位置。在各种实施例中，高频信号可对应于故障、过度电晕放电的区域、局部放电活动的区域等。

在1010处，可以产生时间对准的测量结果的可视化。在各种实施例中，该表示可以包括二维或三维表示。该表示诸如是图8所示的二维表示或图9A和图9B所示的三维表示。

虽然上文中所讨论的几个实施例涉及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，使用仅在行波差动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。

虽然已经图示并描述了本公开的具体实施例和应用，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，可以在本公开的方法和系统的布置、操作和细节中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

1.一种被配置为监测电力输送系统的系统，所述系统通过从所述电力输送系统中收集高频电力系统测量结果来监测所述电力输送系统，被配置为监测所述电力输送系统的所述系统包括：

数据采集模块，所述数据采集模块被配置为接收：

来自本地终端的第一多个高频电力系统测量结果；

来自远程终端的第二多个高频电力系统测量结果，所述远程终端通过电力传输线路与所述本地终端分隔开；

相关性模块，所述相关性模块被配置为基于公共时间参考使所述第一多个高频电力系统测量结果和所述第二多个高频电力系统测量结果时间对准；

分析子系统，所述分析子系统被配置为基于时间对准的第一多个高频电力系统测量结果的到达时间和时间对准的第二多个高频电力系统测量结果的到达时间之间的时间差来识别高频信号源的位置；和

可视化子系统，所述可视化子系统被配置为产生所述时间对准的第一多个高频电力系统测量结果和第二多个高频电力系统测量结果和所述高频信号源的位置的表示，所述位置设置在所述本地终端与所述远程终端之间。

2.根据权利要求1所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述表示包括谱振图显示。

3.根据权利要求2所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述谱振图显示表示沿着第一轴的距离和沿着第二轴的时间。

4.根据权利要求3所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述谱振图显示表示沿着第三轴的幅度。

5.根据权利要求3所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述谱振图显示使用配色方案来表示幅度。

6.根据权利要求1所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述高频信号源包括局部放电活动。

7.根据权利要求6所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述分析子系统还包括线路分析模块，所述线路分析模块被配置为确定沿着所述电力输送系统中的所述电力传输线路的长度的多个位置处的局部放电的强度，并且所述表示反映了沿着所述电力传输线路的长度的多个位置处的局部放电的强度。

8.根据权利要求6所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述分析子系统还包括统计信息的数据库，所述统计信息的数据库被配置为将可归因于局部放电活动的信号分量和可归因于电晕放电的信号分量进行区分。

9.根据权利要求1所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述高频信号源包括电晕放电。

10.根据权利要求1所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述高频信号源包括故障。

11.根据权利要求10所述的被配置为监测电力输送系统的系统，还包括保护动作模块，所述保护动作模块被配置为基于所述故障的发生来实施保护动作。

12.根据权利要求1所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述分析子系统包括多个相关器，所述多个相关器中的每一个相关器与所述电力输送系统中的所述电力传输线路的节段相关联。

13.根据权利要求12所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述多个相关器中的每一个相关器被配置为接收来自所述第一多个高频电力系统测量结果的第一测量结果和来自所述第二多个高频电力系统测量结果的第二测量结果。

14.根据权利要求12所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述多个相关器各自与由时间触发器致动的累加器相关联。

15.根据权利要求1所述的被配置为监测电力输送系统的系统，其中，所述可视化子系统还被配置为基于所述高频信号源的位置产生与维护相关的报告。

16.根据权利要求1所述的被配置为监测电力输送系统的系统，还包括时间输入端，所述时间输入端被配置为接收时间信号；

17.一种监测电力输送系统的方法，包括：

接收来自本地终端的第一多个高频电力系统测量结果；

接收来自远程终端的第二多个高频电力系统测量结果，所述远程终端通过电力传输线路与所述本地终端分隔开；

基于公共时间参考使所述第一多个高频电力系统测量结果和所述第二多个高频电力系统测量结果时间对准；

基于时间对准的第一多个高频电力系统测量结果的到达时间和时间对准的第二多个高频电力系统测量结果的到达时间之间的时间差来识别高频信号源的位置；以及

产生所述时间对准的第一多个高频电力系统测量结果和第二多个高频电力系统测量结果和所述高频信号源的位置的表示，所述位置设置在所述本地终端与所述远程终端之间。

18.根据权利要求17所述的方法，还包括：

19.根据权利要求17所述的方法，还包括：

确定所述高频信号源包括故障，以及

基于所述故障的发生，实施保护动作。

20.根据权利要求17所述的方法，还包括：

确定在沿着所述电力输送系统的所述电力传输线路的长度的多个位置处的局部放电的强度，并且

其中，产生所述表示包括反映沿着所述电力传输线路的长度的多个位置处的局部放电的强度。