使用欠范围、方向和行波元件的电力输送系统中的故障检测的制作方法

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使用欠范围/超范围、方向和/或行波元件。附图简述对本公开的非限制性和非穷举性实施例进行了描述，包括本公开参照附图的各个实施例，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，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图示了与本公开的某些实施例一致的作为故障前网络和故障网络的和的等效网络的故障的电网的概念表示。图4A图示了与本公开的某些实施例一致的具有本地终端S和远程终端R的等效单相网络，其中在终端S和R之间的线路上具有故障。图4B图示了与本公开的某些实施例一致的已被简化以用于对增量进行分析的另一等效单相网络。图5A图示了与本公开的某些实施例一致的用于正向故障的增加的电压和增加的副本电流随时间推移的曲线图。图5B图示了与本公开的某些实施例一致的用于反向故障的增加的副本电压和增加的副本电流随时间推移的曲线图。图6图示了与本公开的某些实施例一致的用于正向故障的方向元件工作随时间推移的曲线图。图7A图示了与本公开的一个实施例一致的针对在电压峰值附近发生并位于方向元件的设定的达到点的约60％处的区内故障的增加的电压随时间推移的曲线图。图7B图示了与本公开的一个实施例一致的在图7A中所图示的相同条件下的增加的副本电流随时间推移的曲线图。图7C图示了与本公开的一个实施例一致的在图7A中所图示的相同条件下的操作信号随时间推移的曲线图。图8图示了与本公开的某些实施例一致的具有方向监督的欠范围元件的工作特性。图9图示了与本公开的某些实施例一致的超范围的无方向元件的工作特性。图10图示了与本公开的某些实施例一致的用于使用时域量来确定故障的方向的方法的一个实施例的流程图。图11图示了与本公开一致的用于确定故障是否在保护区内的方法的一个实施例的流程图。图12图示了与本公开的某些实施例一致的用于确定故障的方向和用于确定故障是否在保护区内的方法的一个实施例。图13图示了与本公开的某些实施例一致的被配置为使用相关性技术以确定故障位置的系统的框图。图14A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14B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14A中的终端S和终端R处所接收的行波电流随时间推移的曲线图。图14C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14A中的终端S和终端R处所接收的行波电流随时间推移的曲线图。图14D图示了与本公开的某些实施例一致的在内部故障期间于图14A中的终端S和终端R处所接收的行波电流的曲线图。图15图示了与本公开的某些实施例一致的用于使用行波差动模块确定内部故障条件的方法的流程图。图16图示了与本公开的某些实施例一致的用于使用行波检测故障并估计故障位置的系统的功能框图。详细描述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，并减少了财产损失。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，敏感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，最适当的是使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，则故障清除时间可能高达几百毫秒。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对行波(TW)进行分析，以辅助检测故障。当故障发生在电力系统中时，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性的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。在几次往返反射以后，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，这样的条件可以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微秒内到达两端。与本公开一致的各种实施例可对“集总电路理论(lumpedcircuittheory)”瞬态波形进行分析，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某些实施例中所使用的模型。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。换句话说，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能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法故障。通过参照附图将最好地理解本公开的实施例，其中类似的部件自始至终由类似的数字表示。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详细的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顺序地执行，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多个物理块或逻辑块，其可被组织为执行一个或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，其共同实现模块的所描述的功能。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、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，在数据库记录中一起绑定或呈现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，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，包括具有在其上所储存的指令的机器可读介质，该指令可用于给计算机(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驱动器、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中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供给的传输系统中的总线。虽然出于简化的目的以单线的形式图示，但系统100可以是多相系统，诸如三相电力输送系统。虽然其他IED也可用于监控系统的其他位置，但系统100由在系统的两个位置处的IED102和104监控。如本文中所使用的，IED(诸如IED102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。这样的设备可包括例如，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、断路器失灵继电器、发电机继电器、电动机继电器、自动化控制器、间隔控制器、计量器、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。术语IED可用于描述单独的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/或类似的来获得电力系统信息。IED102、104可以能够使用来自通常用于监控电力输送的常规仪表变压器(诸如CT和PT)的输入。IED102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IED102和104中的每一个的任何时间源。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IEEE1588精确时间协议对应的基于网络的系统和/或类似的。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)。另外，应注意的是，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IED102、104提供公共时间信号。公共时间信号可得自GNSS系统和其他时间信号。数据通信信道108可允许IED102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IED102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可使用诸如同轴电缆、双绞线、光纤等的物理媒介来实施。另外，数据通信信道108可使用诸如以太网、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使用公共时间参考(例如，IRIG-B或IEEE1588)来检测行波并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终端处的波前到达时间，tR是在R终端处的波前到达时间，v是波的传播速度，L是线路长度。传统上，这些解决方案使用访问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型法可使用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。如所示，反射的行波的幅度随每次反射而减小。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(其在本文中还被称为A型故障定位法)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型法来计算。其中：tL2是在L终端处来自故障的第一反射波的到达时间；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，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。图3图示了与本公开的某些实施例一致的作为故障前网络300a和故障网络300b的和的等效网络的故障的电网300c的概念表示。因此，故障的网络300c可通过分别分析具有电流和电压的负载部分的故障前网络300a和故障的网络300c来解决，以获得电流和电压的故障产生的分量。在故障的网络中的任何点处的电流和电压的实际解被计算为故障前分量和故障产生的分量的和。故障前网络300a可处于稳定状态。故障网络300b仅具有一个源(戴维南源)和等效阻抗。戴维南的源电压是在故障前网络中的故障点处的电压。在故障之前，故障网络300b没有被通电且其所有电压和电流都为零。当故障发生时，故障网络300b经历瞬态并最终稳定到故障稳定状态。故障网络300b可针对稳态值或瞬时值求解。增量对于两种状态都是有效的。根据它们的性质，故障产生的信号分量不受负载影响，但由故障网络中位于故障点处的单个源驱动。因此，这些量主要取决于网络参数。故障网络300b中的故障信号可通过监控故障期间的瞬时电压和电流来直接测量。由于故障信号是故障前信号和故障产生的信号的和，因此故障网络300b中的故障产生的信号是故障的网络300c中的故障信号和故障前网络300a中的故障前信号之间的差。故障前网络300a中的故障前信号可在故障之前测量并在故障以外被外推。该外推仅在几十到几百毫秒的周期内是有效的，因为电力系统源在该短的时间段内保持稳定。因此，用于在时域中导出增量的非常简单的方法在方程5中示出：Δx(t)＝x(t)-x(t-p·T)方程5其中：Δx是瞬间的增量；x是所测量的瞬间值；T是电力系统循环；以及p是电力循环的数量。方程5得出增量(Δx)，该增量持续p个电力循环，之后该量由于所减去的历史值(x(t-p·T))滑到故障周期中而过期。p的值可根据增量的预期使用来选择。例如，如果旨在在两个电力循环期间使用增量，则p被选择为p>2，诸如p＝3。从方程5获得的时域增量包含故障产生的信号的所有频率分量。基频分量不包括负载的影响。根据增量的使用，来自方程5的信号可被进一步滤波，以获得感兴趣的频率。例如，可执行基频带通滤波，并使用相量量在频域中应用方程5。图4A图示了与本公开的某些实施例一致的具有本地终端S和远程终端R的等效单相网络，其中在终端S和R之间的线路上具有故障。故障网络包含增加的电压和电流，如本文中进一步描述的，该增加的电压和电流可用于保护网络。图4B图示了与本公开的某些实施例一致的已被简化以用于对增量进行分析的另一等效单相网络。在网络的位置S处，增加的电压和电流通过由方程6图示的跨源S的电阻和电感的简单电压降方程联系起来：为了方便使用，方程6可如方程7中所示通过在每侧乘以和除以源S的阻抗来进行缩放：方程7中的电流项可由新的电流项替换，如方程8和方程9中所示，该新的电流项是瞬间增加的电流和其导数的组合：其中：随后，方程7可被重新写为方程10：Δv＝-|ZS|·ΔiZ方程10方程10类似于对于频域中的相量的电压-电流表达式，如方程11所示：ΔV＝-ZS·ΔI方程11电流项ΔiZ在本文中被称为“副本电流”。该副本电流可允许在时域中重新使用频域中的表达式，诸如以相量使用的那些表达式。通过选择D0和D1的系数，在系统基频下可在所测量的电流和副本电流之间获得单位增益。如以下进一步描述的，该单位增益对于使用时域量对元件进行设置可能是有用的。对于反向故障，图4B的ΔvF源可被放置在S终端之后。在这种情况下，可推导出增加的电压-增加的电流的方程12：Δv＝|ZL+ZR|·ΔiZ方程12图5A图示了与本公开的实施例一致的用于正向故障的增加的电压和增加的副本电流随时间推移的曲线图。类似地，图5B图示了与本公开的实施例一致的用于反向故障的增加的副本电压和增加的副本电流随时间推移的曲线图。图5A和图5B图示了增加的副本电流具有类似的波形，并且它们的相对极性可用于指示故障方向。具体而言，如图5A所示，在Δv的极性与ΔiZ的极性相反的情况下，故障可以是正向故障；以及如图5A所示，在Δv的极性与ΔiZ的极性相同的情况下，故障可以是反向故障。另外，增加的电压和增加的副本电流之间的振幅关系取决于系统参数和故障方向。与本公开一致的各种实施例可结合方向保护原理使用自适应操作阈值。如结合图5A和图5B所描述的，增加的电压Δv和增加的副本电流ΔiZ对于正向故障具有相反的极性以及对于反向故障具有相同的极性。此外，根据方程10，对于反向故障，增加的电压的峰值振幅等于|ZS|乘以增加的副本电流的峰值振幅，并且根据方程12，对于反向故障，增加的电压的峰值振幅等于|ZL+ZR|乘以增加的副本电流的峰值振幅。该关系可用于某些实施例中，以建立增加的电压和增加的副本电流的操作量。瞬间操作量sOP可根据方程13来计算：sOP＝Δv·ΔiZ方程13将方程10代入到方程13中，在方程14中得出用于正向故障的瞬间操作量sOP：sOP＝-|ZS|·(ΔiZ)2方程14类似地，将方程12代入到方程13中，在方程15中得出用于反向故障的瞬间操作量sOP：sOP＝|ZL+ZR|·(ΔiZ)2方程15如果输入电压和电流被充分滤波，则从第一故障样本开始，瞬时操作信号sOP对于正向故障为负，而对于反向故障为正。因此，在一个实施例中，方向元件可通过将sOP的值与零进行比较来确定故障的方向(正向或反向)。在另一实施例中，sOP的值可与使用方程16和17定义的正向自适应阈值(sFWD)和反向自适应阈值(sREV)两个自适应阈值进行比较，以确定故障的方向：sFWD＝-ZFWD·(ΔiZ)2方程16SREV＝+ZREV·(ΔiZ)2方程17其中，ZFWD和ZREV的值是预定的设置。ZFWD和ZREV的值可使用方程18和19利用源阻抗和远程阻抗来类似地计算：ZFWD＝0.5·|ZS|方程18ZREV＝0.5·|ZL|方程19使用方程13-19，当方程20满足时可指示正向故障：sOP＜sFWD方程20此外，当方程21满足时可指示反向故障：SOP＞SREV方程21方程20和21通常在故障瞬态周期期间通过样本得到满足。在某些实施例中，操作量sOP可在时间上进行平均，并且自适应阈值sFWD和sREV也可在时间上进行平均。这样的实施例可降低信号中的噪声。在其上对信号进行平均的时间窗口可相对是简短的，以便于快速检测故障。在各种实施例中，与本公开的实施例一致的IED可使用方程16-21来检测电力系统中的故障的方向。IED(诸如图1中示出的那些IED)通常被配置为共享在保护电力输送系统中有用的信息。图6图示了与本公开的某些实施例一致的用于正向故障的方向元件工作随时间推移的曲线图。正如正向故障所预期的，操作信号(sOP)为负。使用方程16来计算的正向自适应阈值(sFWD)为负，并且等于该操作信号的大约一半。正向自适应阈值(sFWD)和操作信号(sOP)之间的差可被称作可靠性裕度。操作信号(sOP)、反向自适应阈值(sREV)和正向自适应阈值(sFWD)在该示例中未被平均。在使用平均的实施例中，平均将降低这些信号变化的速率，但不会影响操作信号和阈值之间的关系。基于图6中所图示的条件，与本公开一致的系统和方法将识别正向故障。在各种实施例中，与本公开一致的系统和方法可依赖于单端电压和电流的测量结果，因此，可能不需要接收来自另一IED的通信或量以使用时域量来确定故障方向。在一个实施例中，如结合图6所描述的，IED可包括使用方向元件的方向模块，该方向元件被配置为基于以上的方程16到方程21来确定故障的方向。这样的方向模块可被配置为仅在没有达到远程终端的保护区域内工作。这样的配置在本文中可被称为“欠范围”。在各种实施例中，可使用各种技术来避免所指定的保护区域的“欠范围”。这样的方向模块还可包括瞬态超范围控制。一种这样的技术可参照图4B中所图示的系统来进行说明。在图4B中，故障点处的电压可通过方程22来表示：Δv-m·|ZL|·Δiz＝ΔVF方程22在方程22中，m表示到针对线路长度归一化的故障的距离。距离模块可被配置为“到达”受保护的线路上的某点(m＝m0)，其中，m0不到远程总线。因此，距离模块可能未超过m0到达”故障。根据戴维南定理，最高故障电压ΔVF是系统电压(VSYS)加上对于可能的故障前过电压的一定裕度。在一些实施例中，系统电压是标称系统电压。因此，选择性跳闸可使用方程23来计算：|ΔVF|＞k0·VSYS方程23其中，k0大于一。在一个实施例中，k0可为1.1。使用方程22和23，关于欠范围配置的工作方程可使用方程24A和24B来计算：SOP_U＝|Δv-m0·|ZL|·Δiz|方程24ASOP_U＞k0·VSYS方程24B使用方程24A，如果如方程24B中所说明的，在预期的到达点m0处的欠范围操作信号的计算的电压SOP_U大于k0·VSYS，则欠范围元件可发出跳闸命令。在一个实施例中，系统电压VSYS的值可以是由用户指定的设置。图7A图示了与本公开的一个实施例一致的用于发生在电压峰值附近并位于方向元件的设定的达到点的约60％处的区内故障的增加的电压随时间推移的曲线图。图7B和图7C分别图示了在图7A中所图示的相同条件下增加的副本电流和操作信号随时间推移的曲线图。在图7C中图示了量k0·VSYS并且在SOP_U跨越量k0·VSYS的点处，欠范围元件可发出跳闸命令。在线路故障期间故障点处的电压非常急剧地下降。因此，方程24的左手边(其可对应于|ΔvF|值的测量)反应了故障点电压的阶跃变化。因此，如图7C所示，方程24对于在电压峰值附近发生的区内故障变成快速满足。在所图示的实施例中，SOP_U值的初始上升通过数字低通滤波器而减缓。低通滤波器可便于图4中所图示的系统模型和RL线路的使用。通过改变滤波器的截止频率，速度和安全性之间的平衡可得到控制。在某些电力输送系统中，系统的电压可不同于标称电压。例如，公共设施可以在标称电压的110％的电压下操作电力系统。这样的增加可以是有益的，因为更多的电力可以按照百分比以更少的损失转移。然而，这样的操作可能增加对装备的故障或损坏的风险。公共设施可相反地在标称电压以下操作电力系统。虽然这可能增加传输中的电力损失的百分比，但其也可能降低故障或装备损坏的风险。在一个实施例中，设置用于补偿电力系统在不是标称电压的电压下的操作，在方程24中使用的系统电压VSYS可使用所测量的系统电压来计算。在这样的实施例中，系统电压可以是所测量的电压的均方根值。电压可以是电压的绝对峰值的平均值。系统电压可以在稳定状态或在非故障事件期间可被连续测量或更新。可定期测量并更新系统电压，诸如每个循环一次或每几个循环一次等。可重新排列方程24，以生成方程25：或在某些实施例中，表示欠范围元件的方程(例如，方程24-25)可用在方向模块中，以在没有另一IED的测量的情况下，使用时域量来确定故障的方向并确定该故障是否在方向模块的保护区内。方向模块也可使用方程16-21来确定故障的方向。在一个实施例中，方向模块使用方程16-21来确定故障的方向。如果故障处于正向方向，则方向模块可使用方程24-25来确定故障是否在预定的保护区内。如果计算出故障处于正向方向上且在预定的保护区内，则方向元件可发出保护命令。例如，具有方向元件的IED随后可向电路断路器发出断开命令或采取类似动作，以保护线路免受故障。图8图示了与本公开的某些实施例一致的具有方向监督的欠范围元件的工作特性。在所图示的实施例中，x轴表示Δv以及y轴表示|ZL|·ΔiZ。方程25连同方程10的替代表示被绘制在图8中。如方程26所示，方程10也可用线路阻抗和副本电流的乘积来表示。在方程26中，SIR是源对线路的阻抗比(即，|Zs|/|ZL|)，其是可介于高值SIRMAX和低值SIRMIN范围之间的量。图9图示了与本公开的某些实施例一致的超范围的无方向元件的工作特性。在各种实施例中，超范围元件可被配置为选择性地启用或禁用方向元件。超范围元件的一个实施例的工作特性可基于方程24来确定。超范围的无方向元件可超过远程线路终端直到m1点(m1>1pu)并对产生电压的相对小的变化的故障做出响应。因此，工作特性可通过方程27来指定。|Δv-m1·|ZL|·ΔiZ|＞k1·VSYS方程27在又一个实施例中，方向模块可使用增加的电压Δv和增加的电流Δi的时域量来确定故障是处于正向方向还是处于反向方向。对于在故障(或其他阶跃变化)之后的短的初始时间段，电流变化和电压变化可能与故障方向有关。对于正向故障，电流变化和电压变化具有相反极性，以及对于反向故障，电流变化和电压变化具有相同极性。因此，在一个实施例中，方向模块可将增加的电压和增加的电流的极性进行比较。当增加的电压和增加的电流具有相同极性时，距离模块可确定故障处于正向方向，并启用故障检测和定位计算模块。然而，当增加的电压和增加的电流具有相同极性时，距离模块可确定故障处于反向方向，并阻断故障检测和定位计算模块。在距离故障的短的初始时间之后，电力系统从表现为纯粹的电阻行为改变为电阻-电感行为。在这样的时间，增加的副本电流ΔiZ开始比增加的电流Δi更好地描述系统。因此，在一些实施例中，方向元件可以使用适合于基于在故障之后的短的时间窗口内存在的电阻行为或基于在较长的时间段内存在的电阻-电感行为来确定故障方向的检测技术。在一个实施例中，方向模块可包括短的时间窗口(例如，1ms或2ms的窗口)，其间增加的电流(而不是增加的副本电流)可用于通过对增加的电流极性与增加的电压的极性进行比较来确定故障的方向。在时间窗口之后，方向元件可切换为使用方程16-21，以基于更好地反映网络的电阻-电感行为的增量来确定故障的方向。在包括多相的电力系统(例如，三相交流电力输送系统)中，故障可能涉及多于一个的相和/或可能影响多于一个的相。也就是说，在多相系统中，可能有几种故障类型，包括单相接地故障、相间故障、相到相到地故障、三相故障等。在本文中的几个实施例中，故障的检测和定位计算可独立于实际的多相电力系统中的故障类型。对于三相(A、B和C)电力系统，在频域中，A相中的A相对地(AG)故障的电压降可由方程28表示：VA＝Z1I1+Z2I2+Z0I0方程28其中：VA是A相中的电压降；Z1是正序阻抗；I1是正序电流；Z2是负序阻抗；I2是负序电流；Z0是零序阻抗；以及I0是零序电流。可重新排列方程28，以在方程29中获得故障的相电压、正序阻抗和被称作“回路电流”的新电流IAG之间的关系：VA＝Z1IAG方程29使方程28与方程29的格式一致的回路电流在方程30中示出：其中：IA是A相电流；以及Θ0和Θ1和分别是零序和正序线路阻抗(Z0和Z1)的角。返回到方程8的副本电流，在标称系统频率下，副本电流ΔiZ是跨RL电路的以一为增益的电压降。因此，方程30可以用该代换重述为方程31：其中，D0和D1由方程9给定。因此，方程28可用于使用方程30来计算时域中的回路电流：其中，R1和L1以及R0和L0是正序和零序线路阻抗的电阻和电感。方程33-37计算可用于计算回路电压和电流的几个量：iAZ＝fIZ(iA，R1，L1)方程35iBZ＝fIZ(iB，R1，L1)方程36iCZ＝fIZ(iC，R1，L1)方程37方程33-37中的量可用于根据表格1来计算回路电压和电流：回路电压电流AGΔvAΔiAZ-Δi0ZBGΔvBΔiBZ-Δi0ZCGΔvCΔiCZ-Δi0ZABΔvA-ΔvBΔiAZ-ΔiBZBCΔvB-ΔvCΔiBZ-ΔiCZCAΔvC-ΔvAΔiCZ-ΔiAZ随后，故障和故障位置的计算可通过使用如利用表格1所计算的正确的电压和电流量来针对特定的故障类型执行。例如，方向模块可使用方程24来计算欠范围条件，其中用于计算的时域中的增加的电压Δv和增加的副本电流ΔiZ是用于表格1的故障类型的适当的增加的电压，以及所使用的增加的副本电流ΔiZ是表格1的适当的增加的副本电流。也就是说，如果故障类型是A相对地故障，则所使用的增加的电压为ΔvA，并且所使用的增加的副本电流为ΔiAZ-Δi0Z。如果故障类型是A相到B相故障，则所使用的增加的电压为ΔvA-ΔvB，并且所使用的增加的副本电流为ΔiAZ-ΔiBZ。以上，为了使用适当的故障回路量而选择适当故障的相可能需要识别故障的相。根据一个实施例，为了快速确定哪个相或哪些相是故障的相，可使每个相的电流量相对增加。经受最大的相对增加的电流量的相可被确定为故障的相。在另一实施例中，诸如针对每个回路计算的使用方程13计算的那些操作信号的操作信号允许选择故障的相。例如，每个回路的操作量如表格2所示来计算：回路SOP＝AGΔvA*(ΔiAZ-Δi0Z)BGΔvB*(ΔiBZ-Δi0Z)CGΔvC*(ΔiCZ-Δi0Z)AB〔ΔvA-ΔvB〕*〔ΔiAZ-ΔiBZ〕BC〔ΔvB-ΔvC〕*〔ΔiBZ-ΔiCZ〕CA(ΔvC-ΔvA)*(ΔiCZ-ΔiAZ)一旦计算出每个回路的操作量，就可对操作量进行比较。具有最高操作量的回路是故障的回路。一旦确定故障的回路，与该回路(根据表格1)相关联的增加的电压和增加的电流量可用于确定欠范围和方向的量。以上技术可由诸如图1的IED102、104的IED使用，以确定故障的方向和该故障是否在保护区内。图10图示了与本公开的实施例一致的用于使用时域量来确定故障的方向的方法1000的一个实施例的流程图。方法1000在1002以接收电力系统信号开始，并由此在1004计算增量(例如，ΔiZ和Δv)。基于增量，方法1000可随后在1006确定故障类型。在三相系统中，故障类型可使用方程33-37来确定。随后，方法可在1008计算用于故障类型的操作量。操作量可用于确定故障方向。操作量可使用例如，方程13-15来计算，并且可根据故障类型使用表格1的增量。也就是说，操作量可使用表格1的方程来计算。随后，故障的方向(正向或反向)可在1010使用表格1中所示的操作量来确定。在一些实施例中，方法1000可使用增量，以在没有使用表格1的增量的情况下，使用方程13来直接计算操作量。如果故障是正向故障，则方法可在1012结束，否则，方法1000可在1020确定故障是否在保护区内。本文中所公开的用于评估保护区的技术中的任意一个可用在各种实施例中。如果在1020确定故障在保护区内，则可在1022清除故障。图11图示了与本公开一致的用于确定故障是否在保护区内的方法1100的一个实施例的流程图。方法1100在1102以使用例如方程23计算最高可能的故障电压开始。在一些实施例中，可计算最高可能的故障电压一次并对其进行储存以备后用。可替代地，这可使用从如本文中所描述的电力系统测量的量来定期计算。方法在1104继续接收电力系统信号。使用该信号，方法随后在1106计算增量(例如，ΔiZ和Δv)。随后，方法可在1108使用增量来确定故障类型。故障类型可使用表格2中所列出的操作量来确定。随后在1110，预期的达到点处的故障电压可根据如表格1中所示的确定的故障类型使用适当的增量来计算。随后在1112，预期的达到点处的故障电压可与按比例缩放的最高可能的电压进行比较。如果预期的达到点处的故障电压大于按比例缩放的最高可能的电压，则确定欠范围并且可清除故障。图12图示了与本公开的某些实施例一致的用于确定故障的方向和用于确定故障是否在保护区内的方法的一个实施例。方法1200在1202以接收电力系统信号开始。如以上所描述的，对于预定的周期，方向可在其中电力系统表现出电阻行为的时间期间使用增加的电流来确定。因此，方法可在1204确定电力系统是否表现出电阻行为。该确定可通过计算距离故障实例的时间来进行，并且在预定的时间段期间，可假设系统表现出电阻行为。如果系统在该时间段内，则方法在1206可计算作为量Δi和Δv的增加的电流和增加的电压。然而，如果事件发生在电阻行为周期以外，则方法1200可在1208计算作为ΔiZ和Δv的增量。随后在1210，方法可使用在1206或1208所确定的增量来计算操作量。方法1200可在1211确定故障类型。如以上所描述的，故障类型的确定可通过将来自每个相的相对增加的电流量进行比较来执行。借助来自1210的操作量，方法1200然后可以在1212使用例如方程16-21来确定故障的方向。在1214，如果确定故障在反向方向上(即，故障不是正向故障)，然而，如果在1214，方法确定故障在正向方向上，则方法1200进行到在1216将故障方向信息转送给远程继电器。远程继电器可使用与确定故障是否在保护区内有关的信息。在1218，方法1200可计算预期的达到点处的故障电压。借助所计算的故障电压，方法1200可在1220通过将预期的达到点处的故障电压与按比例缩放的最大可能的电压进行比较来确定欠范围。在1221，如果确定故障在保护区内(预期的达到点处的电压大于按比例缩放的最高可能的电压)，则方法可在1222清除故障。在各种实施例中，故障可通过例如，打开断路器来清除。清除故障之后，方法可结束。根据本文中的几个实施例的故障定位可使用或结合行波差动模块来执行。本文中所描述的行波差动模块克服了先前的行波故障保护技术对于高保真电压信号的要求。在与本公开一致的一些实施例中，行波差动模块可使用通过对电流波的值进行比较的仅电流行波差动方案来操作，而不是如先前的行波定位技术一样对入射波和反射波进行隔离。在其他实施例中，与行波相关联的电压信号也可被分析，以识别故障位置。由行波差动模块测量的电流波可以是入射波和反射波的和。对于外部故障，电流波的振幅由于终端效应而将在线路终端之间不匹配。隔离入射波和反射波使测量独立于终端阻抗，但其需要高保真的电压信息。然而，总电流波保持入射波的极性。因此，考虑到线路传播延迟，可对在两个线路终端处的总电流波的振幅进行比较。对于健康的线路，极性将被反转。因此，行波差动模块可通过对故障方向做出假设并检查行波的振幅使用电流来确定故障是否在线路内部。根据一个实施例，行波差动模块可假设内部故障，并使用例如方程38通过对准并加入分别到达本地终端和远程终端的第一电流行波的振幅来计算故障电流：iOP(t)＝|iS(t)+iR(t-P)|方程38其中：iOP(t)是在时间t的工作电流；iS(t)是当行波到达本地终端S时在时间t的本地终端S处的电流；以及iR(t-P)是当行波到达远程终端R时在时间(t-P)的远程终端R处的电流，其中P是行波到达远程终端和本地终端之间的延迟。P≤T，其中T是本地终端和远程终端之间的线路传播延迟。方程38假设行波在到达本地终端(S)之前到达远程终端(R)。然而，如果行波首先到达本地终端(S)，则可使用方程39：iOP(t)＝|iS(t-P)+iR(t)|方程39其中：iS(t-P)是当行波到达本地终端S时在时间(t-P)的本地终端S处的电流，其中P是行波到达本地终端和本地终端之间的延迟，并且P≤T，其中T是本地终端和远程终端之间的线路传播延迟；以及iR(t)是当行波到达远程终端R时在时间(t)的远程终端R处的电流。可根据哪个终端首先接收到行波来使用方程38或39。方程38和39可仅执行一次，这给出反映(关于内部故障的)总行波故障电流的iOP的单一值。对于内部故障，在远程终端和本地终端处的行波极性是相同的，当如方程38和39一样求和时得出高值。如果两个电流行波的和是显著的，则做出检查以确定故障不在外部。在检查中，行波差动模块可假设外部故障，并计算将产生的通过的电流行波。对于外部故障，进入一个线路终端的行波在线路传播时间延迟T之后离开另一终端。可通过如方程40和41所示计算电流抑制量来进行检查：iRT1(t)＝|iS(t)-iR(t-T)|方程40iRT2(t)＝|iR(t)-iS(t-T)|方程41在第一行波到达远程终端R之后，可以在时间点t执行方程40一次。类似地，在第一行波到达本地终端S之后，可以在时间点t执行方程41一次。可使用例如方程42或43来组合抑制量：iRT＝max(iRT1，iRT2)方程42最终，行波差动模块可通过将操作量和抑制量进行比较来声明故障。方程44可用于这样的比较：iOP＞k·iRT方程44其中：k是抑制因数。在各种实施例中，k包括用户指定的因数。在一些实施例中，与本公开一致的行波差动模块可使用传输线路的相对侧上的终端的电气条件的表示来操作，其中电流量包括时间戳。行波差动模块可对来自每个终端的有时间戳的电流量进行时间对准。图13图示了与本公开的某些实施例一致的被配置为使用相关性技术以确定故障位置的系统的框图。在图13中所图示的实施例中，行波差动模块可使用乘法来代替信号加法。该方法在行业内被称作相关性技术。操作量和抑制量被计算为：iOP(t)＝iS(t-P)*iR(t)方程45其中：iS(t-P)是当行波到达本地终端S时在时间(t-P)的本地终端S处的电流，其中P是行波到达本地终端和远程终端之间的延迟，并且P≤T，其中T是本地终端和远程终端之间的线路传播延迟；以及iR(t)是当行波到达远程终端R时在时间(t)的远程终端R处的电流。并且抑制电流为：iRT＝|max(iS(t-P))|+|max(iR(t))|方程46最终，行波差动模块可通过将操作量和抑制量进行比较来声明故障。方程47可用于这样的比较：iOP＞k·iRT方程47其中：k是抑制因数。可在检测到行波信号时执行一次相关性计算，或者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如图14B、图14C和图14D中所示的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。还可对由方程45所描述的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控。在该方法中，传输线路被细分成多个节段，其中如图13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。以源于每个节段的在由时间触发信号命令的可选择的时间段(例如，1秒到24小时)内累积的高频能量对线路活动进行连续监控。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13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)通过相同相上的本地测量的信号的延迟版本和通信获得。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与所选择的相关器的输入对齐，而不管它们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)。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以下方程来计算：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13还示出了以相关器速率(即，1MHz)优选运行的实时“最大搜索”组件。该组件的任务是实时寻找最高的相关器输出，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引起行波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14A图示了与本公开的某些实施例一致的由故障1402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处被反射，在故障点1402处被再次反射，并返回到位置S。欠范围TW距离元件可通过测量来自故障的第一TW的到达和在故障点处反射的TW的到达之间的时间差Δt来设计。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。对于正向方向上的故障，如图14A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49计算到故障的距离。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14B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14A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14B、图14C和图14D中的每一个中，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-平滑器的滤波器来获得。电流TW在30.20毫秒以大约+462A的值进入本地终端处的受保护的线路，并在31.23毫秒以大约-464A的值离开远程终端处的线路。所计算的操作信号约为2A。限制信号约为926A。该限制信号(926A)远远大于操作信号(2A)，因此，元件将被限制且如预期一样元件限制。图14C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14A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。因此，到达终端S和终端R处的第一TW具有相同极性且仅间隔大约0.2毫秒。对于P＝0.2毫秒所计算的操作信号等于约403A+219A＝622A。这种情况可能被误认为是内部故障。注意到的是，在大约30.50毫秒以403A的振幅进入终端S的TW在大约31.53毫秒以-411A的振幅离开终端R。类似地，在大约30.65毫秒以219A的振幅进入终端R的TW在31.68毫秒以-208A的振幅离开终端S。因此，限制信号为403–(–411)＝814A和219–(–208)＝427A。总的限制信号按照方程40为814A。由于限制信号(814A)大于操作信号(622A)，因此元件如预期一样限制(使用k＝1)。图14D图示了与本公开的某些实施例一致的在内部故障期间于图14A中的终端S和终端R处接收的行波电流的曲线图。对于这种情况，操作信号大约为960+785＝1745A。由于初始波在线路传播时间之后没有离开线路，因此限制信号分别为约960A和785A。因此，总的限制信号大约为960A。因此，操作信号(1745A)远远大约限制信号(960A)，并且元件可靠地运行。在一些实施例中，图14B-14C中所图示的信号可使用类似于图1中所图示的配置的配置来获得。具体地，IED102和104可与电力系统的本地终端112和远程终端114进行电通信，并使用通信信道108彼此进行通信。在包括行波差动模块的一个实施例中，通信信道108可使用高速通信信道，其允许以约500000和约5000000之间的速率交换来自IED102、104中的每一个的电流测量。在一个特定实施例中，测量可以以每秒约100万个样本(1Msps)的速率进行交换。这样的高采样速率可使控制系统能够比较低频率的采样速率更快速地检测故障并对故障做出响应。图15图示了与本公开的某些实施例一致的用于使用行波差动模块确定内部故障条件的方法的流程图。在一些实施例中，方法1500可仅使用电力分配系统中的电流的测量来实施。在1502，方法1500以接收本地和远程的电流量开始。如上文中所讨论的，IED可被配置为在电力输送系统的两个终端处接收电力系统的测量，并被配置为以足以检测行波的速率共享电流量。为了适应行波的瞬变性质，与本公开一致的系统和方法可被配置为以每秒约1百万次测量的速率处理和/或共享信息。在各种实施例中，方法1500可在1504对本地和远程的电流量进行时间对准，或在1506，使本地电流量和远程电流量相关。在一些实施例中，方法可在1504和1506对本地和远程的电流量进行时间对准并使其相关。利用时间对准的或相关的电流量，方法然后可以在1508使用例如方程38-39计算行波操作量。随后在1510，方法1500可以使用例如方程40-43计算行波抑制量。随后在1512，方法可对操作量和抑制量进行比较。借助该比较，方法然后可在1514确定故障是否是内部故障。如果故障是内部故障，则在1516可通过保护(例如，打开电路断路器)来清除故障。如果故障不是内部故障，则方法1500可结束。图16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1600的功能框图。在某些实施例中，系统1600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1600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1600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1600包括被配置为与设备和/或IED进行通信的通信接口1616。在某些实施例中，通信接口1616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1616可便于通过网络进行通信。系统1600还可包括时间输入端1612，其可用于接收时间信号(例如，公共时间参考)，允许系统1600将时间戳施加到所获得的样本。在某些实施例中，公共时间参考可经由通信接口1616接收，因此，对于时间戳和/或同步操作来说，可能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。受监控的装备接口1608可被配置为从一件受监控的装备(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1624可被配置为对经由通信接口1616、时间输入端1612和/或受监控的装备接口1608接收的通信进行处理。处理器1624可使用任意数量的处理速率和架构来操作。处理器1624可被配置为执行本文中所描述的各种算法和计算。处理器1624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1600可包括传感器组件1610。在所图示的实施例中，传感器组件1610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1610可使用例如变压器1602和1614以及A/D转换器1618，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1622的相应数字化的电流和电压信号。电流(I)和电压(V)输入可以是来自诸如CT和VT的常规仪表变压器的次级输入。A/D转换器1618可包括用于每个输入信号的单一的A/D转换器或单独的A/D转换器。电流信号可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1618可通过数据总线1622连接到处理器1624，电流和电压信号的数字化表示可通过数据总线1622被传输给处理器1624。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1626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1628的存储库。另一计算机可读储存介质1630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1642可将受监控的装备接口1608、时间输入端1612、通信接口1616以及计算机可读储存介质1626和1630链接到处理器1624。如图16中所图示的，计算机可读储存介质1626和1630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1628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1600的部分，但可使用例如通信接口1616由系统1600访问。通信模块1632可被配置为允许系统1600经由通信接口1616与各种外部设备中的任意一个进行通信。通信模块1632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、IEC61850等)来进行通信。数据采集模块1640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，并且使其可用于检索和/或经由通信接口1616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1640可结合故障检测器模块1634操作。数据采集模块1640可控制由故障检测器模块1634使用的数据的记录。根据一个实施例，数据采集模块1640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1634进行的处理，该故障检测器模块1634可被配置为确定电力分配系统的故障的发生。增量模块1636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1636可被配置为使用电流和/或电压测量的数字化表示来由此计算增量。在一些实施例中，系统1600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1636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1600可通过通信信道接收来自传感器组件1610和来自远程IED的数字化表示，并且增量模块1636可被配置为计算来自两个源的增加的信号，以计算本地增量和远程增量二者。故障类型模块1638可被配置为使用来自模块1636的增量来确定故障类型。故障类型模块1638可使用本文中所公开的技术，包括表格2中所列出的操作量的方程，以确定故障类型并提供适当的增量，从而用于IED内的其他处理。行波差动模块1644可通过使用仅在行波差动计算中的电流量确定故障的方向来确定由于故障的发生而采取的控制操作。行波差动模块1644可使用方程38-44。行波差动模块1644可根据图15中所图示的方法操作。相关性模块1648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1650可被配置为确定故障的方向(正向或反向)。方向模块1650可被配置为使用来自增量模块1636的增量，以确定故障的方向。方向模块1650可使用方程13-21。在各种实施例中，方向模块1650可根据图10操作。在其他实施例中，方向模块1650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，如果故障处于正向方向，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1652可被配置为基于通过故障检测器模块1634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1652可连同与系统1600进行通信的其他设备来协调保护动作。在各种实施例中，系统1600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1600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。这样的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)或一些算法所需的的高数值负担(每秒≥1G个乘法)的通信网络。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。当前第1页1 2 3