Результат интеллектуальной деятельности: АНАЛИЗ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ, ИСПОЛЬЗУЮЩИЙ ДАННЫЕ ЭЛЕКТРОСЧЕТЧИКОВ

Область техники, к которой относится изобретение

Данная заявка относится к анализу электрической системы и, в частности, к анализу распределительной электрической системы.

Уровень техники

Для анализа энергетических систем, таких как систем передачи электроэнергии, могут использоваться данные фазора (вращающегося вектора на комплексной плоскости, представляющего некоторый физический параметр). Данные фазора могут быть синхронизированы, что позволяет выполнять различные виды анализа линий электропроводов в энергетической системе, используя данные синхронизированной системы. Однако датчики, используемые для получения данных фазора, могут быть расположены на линиях электропроводов на большом удалении друг от друга, что может уменьшить точность основанного на данных фазора определения места расположения неисправности на линии электропровода.

Сущность изобретения

Система контроля, согласно настоящему изобретению, сконфигурирована таким образом, чтобы определять, по меньшей мере, одно условие работы фазового провода в распределительной системе, и может включать в себя первый датчик, расположенный в некотором месте на линии фазового провода. Первый датчик может быть сконфигурирован таким образом, чтобы генерировать первый набор данных синхронизированного фазора. Система контроля может включать в себя второй датчик, расположенный в некотором втором месте на линии фазного провода. Второй датчик может быть сконфигурирован таким образом, чтобы генерировать второй набор данных синхронизированного фазора. Система контроля может включать в себя процессор, сконфигурированный таким образом, чтобы принимать первый набор данных синхронизированного фазора и второй набор данных синхронизированного фазора. Процессор может быть дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять напряжение на стороне первичной обмотки, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, имеющего электрическое соединение с этим фазовым проводом, на основе напряжения на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора. Процессор может быть дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять, по меньшей мере, одно условие работы фазового провода, основываясь на первом наборе данных синхронизированного фазора, втором наборе данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.

Способ определения, по меньшей мере, одного условия работы линии фазового провода может включать в себя этап, на котором принимают первый набор данных синхронизированного фазора, связанных с этой линией фазового провода. Способ может дополнительно включать в себя этап, на котором принимают второй набор данных синхронизированного фазора, связанных с этой линией фазового провода. Способ может дополнительно включать в себя этап, на котором определяют напряжение на стороне первичной обмотки, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основываясь на напряжении на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора. Способ может дополнительно включать в себя этап, на котором определяют это, по меньшей мере, одно условие работы линии фазового провода, основываясь на первом наборе данных синхронизированного фазора, втором наборе данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.

Машиночитаемый носитель информации может быть закодирован машиноисполняемыми командами, исполняемыми процессором. Машиночитаемый носитель информации может включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы принимать первый набор данных синхронизированного фазора, связанных с линией фазового провода, и команды, исполняемые для того, чтобы принимать второй набор данных синхронизированного фазора, связанных с этой линией фазового провода. Машиночитаемый носитель информации может дополнительно включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне первичной обмотки, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основываясь на напряжении на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора. Машиночитаемый носитель информации может дополнительно включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы определять условие работы, по меньшей мере, одной линии фазового провода, основываясь на первом наборе данных синхронизированного фазора, втором наборе данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.

Способ определения множества точек измерения в распределительной системе для получения синхронизированных данных может включать в себя этап, на котором загружают карту, представляющую распределительную систему. Способ может дополнительно включать в себя этап, на котором определяют первый набор точек измерения на карте на первом уровне распределительной системы, основываясь на первых предварительно заданных критериях. Способ может дополнительно включать в себя этап, на котором определяют второй набор точек измерения на карте на первом уровне распределительной системы, основываясь на критериях, вводимых пользователем.

Способ определения напряжения на стороне первичной обмотки распределительного трансформатора может включать в себя этап, на котором определяют первый ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора во множество моментов времени. Определение первого тока может быть основано на данных амперметра, генерируемых множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора. Способ может включать в себя этап, на котором определяют второй ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора в это множество моментов времени. Определение второго тока основано на данных амперметра, генерируемых этим множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора.

Способ может включать в себя этап, на котором определяют суммарный ток, протекающий к этому множеству измеренных нагрузок, для каждого момента времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе в это множество моментов времени и втором токе в это множество моментов времени. Способ может включать в себя этап, на котором принимают данные о напряжении на соответствующем электросчетчике от каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множества моментов времени. Способ может включать в себя этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе, втором токе, суммарном токе и напряжениях на соответствующем электросчетчике в это множество моментов времени. Способ может включать в себя этап, на котором определяют напряжение на стороне первичной обмотки, основываясь на напряжении на стороне вторичной обмотки, определенном в один момент времени из этого множества моментов времени.

В одном примере множество моментов времени может представлять собой первый момент времени, второй момент времени и третий момент времени. В другом примере напряжение на соответствующем электросчетчике от каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множества моментов времени может представлять собой напряжение на соответствующем электросчетчике: от первого электросчетчика и второго электросчетчика, в каждый момент времени из этого множества моментов времени. В другом примере способ может включать в себя этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на соответствующих потерях в линии - ответвлении к потребителю. В другом примере способ может включать в себя этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на потерях в общих линиях.

Система для определения напряжения на стороне первичной обмотки распределительного трансформатора может включать в себя процессор, сконфигурированный таким образом, чтобы определять первый ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора, во множество моментов времени, основываясь на данных амперметра, генерируемых множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора. Процессор может быть сконфигурирован таким образом, чтобы определять второй ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора, в это множество моментов времени, основываясь на данных амперметра, генерируемых этим множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора.

Процессор может быть сконфигурирован таким образом, чтобы определять суммарный ток, протекающий к этому множеству измеренных нагрузок для каждого момента времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе в это множество моментов времени и втором токе в это множество моментов времени. Процессор может быть сконфигурирован таким образом, чтобы принимать данные о напряжении на соответствующем электросчетчике от каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множество моментов времени. Процессор может быть сконфигурирован таким образом, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе, втором токе, суммарном токе и напряжениях на соответствующих электросчетчиках в это множество моментов времени. Процессор может быть сконфигурирован таким образом, чтобы определять напряжение на стороне первичной обмотки, основываясь на напряжении на стороне вторичной обмотки, определенном в один момент времени из этого множества моментов времени.

В одном примере множество моментов времени может представлять собой первый момент времени, второй момент времени и третий момент времени. В другом примере напряжение на соответствующем электросчетчике от каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множества моментов времени может представлять собой напряжение на соответствующем электросчетчике: от первого электросчетчика и второго электросчетчика, в каждый момент времени из этого множества моментов времени. В другом примере процессор может быть дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на соответствующих потерях в линии - ответвлении к потребителю. В другом примере процессор может быть дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на потерях в общих линиях.

Машиночитаемый носитель информации, закодированный машиноисполняемыми командами, которые исполняются процессором, может включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы определять первый ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора во множество моментов времени, на основе данных амперметра, генерируемых множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора. Машиночитаемый носитель информации может включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы определять второй ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора в это множество моментов времени, на основе данных амперметра, генерируемых этим множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора.

Машиночитаемый носитель информации может включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы определять суммарный ток, протекающий к этому множеству измеренных нагрузок для каждого момента времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе в это множество моментов времени и втором токе в это множество моментов времени. Машиночитаемый носитель информации может включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы принимать данные о напряжении на соответствующем электросчетчике от каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый из этого множестве моментов времени. Машиночитаемый носитель информации может включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент - времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе, втором токе, суммарном токе и напряжениях на соответствующих электросчетчиках в это множество моментов времени. Машиночитаемый носитель информации может включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне первичной обмотки распределительного трансформатора, основываясь на напряжении на стороне вторичной обмотки, определенном в один момент времени из этого множества моментов времени.

В одном примере множество моментов времени может представлять собой первый момент времени, второй момент времени и третий момент времени. В другом примере напряжение на соответствующем электросчетчике с каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множества моментов времени может представлять собой напряжение на соответствующем электросчетчике: от первого электросчетчика и второго электросчетчика, в каждый момент времени из этого множества моментов времени. В другом примере машиночитаемый носитель информации может включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на соответствующих потерях в линии - ответвлении к потребителю. В другом примере машиночитаемый носитель информации может включать в себя команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на потерях в общих линиях.

Другие задачи и преимущества настоящего изобретения будут очевидны из нижеследующего описания, при этом дается ссылка на прилагаемые чертежи, на которых ясно показаны предпочтительные варианты реализации настоящего изобретения.

Краткое описание чертежей

Изобретение можно лучше понять, обратившись к нижеследующим чертежам и описанию. Компоненты на фигурах не обязательно выполнены в масштабе, вместо этого акцент делается на иллюстрировании принципов изобретения. Кроме того, на этих фигурах одинаковые ссылочные позиции определяют соответствующие части на всех различных видах.

Фиг.1 представляет собой схематическое изображение примера распределительной системы;

фиг.2 представляет собой пример эквивалентной Т-образной схемы распределительной системы;

фиг.3 представляет собой пример метода для разложения эквивалентной Т-образной схемы;

фиг.4 представляет собой другой пример метода для разложения эквивалентной Т-образной схемы;

фиг.5 представляет собой пример разложенной эквивалентной Т-образной схемы, показанной на фиг.2;

фиг.6 представляет собой схематическое изображение участка распределительной системы;

фиг.7 представляет собой блок-схему алгоритма приводимой в качестве примера операции, используемого для определения напряжения на стороне первичной обмотки распределительного трансформатора;

фиг.8 представляет собой пример системы, сконфигурированной таким образом, чтобы определять значения параметров состояния в распределительной системе;

фиг.9 представляет собой пример системы, сконфигурированной таким образом, чтобы определять неисправности линейного провода;

фиг.10 представляет собой блок-схему алгоритма приводимой в качестве примера операции для определения неисправностей линии фазового провода в распределительной системе; и

фиг.11 представляет собой блок-схему алгоритма приводимой в качестве примера операции для определения точек измерения в распределительной системе.

Подробное описание

На фиг.1 показано схематическое изображение приводимой в качестве примера распределительной системы (100). Распределительная система (100) может включать в себя подстанцию (102), которая подает электроэнергию по линии (104) фазового провода к оконечной заделке (106) электроцепи. Распределительные системы, такие как распределительная система (100), могут включать в себя больше чем один фазовый провод, как, например, в трехфазной коммунальной распределительной системе. Схематическое изображение, показанное на фиг.1, иллюстрирует в качестве примера единственную фазу; однако, описанные концепции могут относиться к распределительной системе, воплощающей в себе множество фаз, как, например, в двухфазной или трехфазной коммунальной распределительной системе.

Распределительная система (100) может включать в себя множество фидерных электроцепей (108). Каждая фидерная электроцепь (108) на фиг.1 индивидуально обозначена как FCi, вплоть до FCp. Каждая фидерная электроцепь (108) может быть сконфигурирована таким образом, чтобы подавать электроэнергию одной или более потребительским электроцепям. Каждая фидерная электроцепь (108) может иметь электрическое соединение со стороной вторичной обмотки соответствующего распределительного трансформатора (110). Каждый распределительный трансформатор (110) индивидуально обозначен как DTi, вплоть до DTp. В одном примере, каждый распределительный трансформатор (110) может быть сконфигурирован таким образом, чтобы ступенчато понижать напряжение, подаваемое от подстанции (102), (например, преобразовывать напряжение из более высокого напряжения на стороне первичной обмотки в более низкое напряжение на стороне вторичной обмотки), и подавать это ступенчато пониженное напряжение соответствующей фидерной электроцепи.

Вдоль линии (104) фазового провода могут быть размещены датчики (112), измеряющие различные значения, связанные с линией (104) фазового провода, такие как напряжение и силу тока в некоторой точке вдоль линии (104) фазового провода. В одном примере датчики (112) могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы генерировать данные синхронизированного фазора, которые могут включать в себя измерения фазора напряжения и измерения фазора тока, которые синхронизированы с одновременными измерениями, происходящими в другом месте в пределах связанной с ними распределительной системы. На фиг.1, датчики (112) индивидуально обозначены как S1 и S2, каждый из которых может измерять фазорные напряжения и силы тока в точке соединения вдоль линии (104) фазового провода. Данные, собранные каждым датчиком (S1) и (S2) могут быть синхронизированы, что позволяет контролировать различные участки системы в единый момент времени. На фиг.1 датчики (112) показаны как располагающиеся на концах линии (104) фазового провода. В альтернативных примерах датчики (112) могут быть размещены в любом месте вдоль линии (104) фазового провода, и вдоль линии (104) фазового провода могут быть размещены больше чем два датчика. Распределительная система (100) может также включать в себя другие уровни электроцепи, ниже фидерных электроцепей (108).

В конфигурации, показанной на фиг.1, для определения напряжения и токов трансформатора на стороне вторичной обмотки в каждом из соответствующих распределительных трансформаторов (110) могут быть измерены напряжения и токи, связанные с каждой фидерной электроцепью (108). Каждое из этих напряжений трансформатора на стороне вторичной обмотки может быть использовано, чтобы для определения соответствующего напряжения на стороне первичной обмотки каждого распределительного трансформатора (110). Каждое напряжение на стороне первичной обмотки можно наряду с данными синхронизированного фазора, полученными от датчиков (112), использовать для выполнения определений, относящихся к условиям работы линии для линии (104) фазового провода.

На фиг.2 показано схематическое изображение датчиков (200), сконфигурированных таким образом, чтобы генерировать данные синхронизированного фазора, которые могут быть расположены вдоль отрезка (202) линии (104) фазового провода. В одном примере отрезок (202) может представлять собой всю линию (104) фазового провода, как это проиллюстрировано на фиг.1. На фиг.2 отрезок (202) между датчиками (200) показан как смоделированный в виде эквивалентной Т-образной схемы. Линия (104) фазового провода может включать в себя одно или более эквивалентных полных сопротивлений, которые могут быть представлены как блоки на фиг.2, и любое полное сопротивление нагрузки, обозначаемое как блок . Стрелка через блок указывает то, как полное сопротивление нагрузки может изменяться с течением времени. В одном примере полное сопротивление нагрузки может представлять одну или более фидерных электроцепей, имеющих электрическое соединение с отрезком (202) линии.

Аналогично датчикам (112) датчики (200) могут быть использованы для измерения фазоров напряжения и тока, синхронизированных в распределительной системе. Эти измерения позволяют либо измерять, либо рассчитывать параметры состояния для эквивалентной Т-модели, которые могут дать соответствующую информацию для определения реакции системы на новые входные данные. То, каким образом система достигает состояния на текущий момент времени, не имеет никакого влияния на будущее состояние. Для данного состояния и допустимой подводимой мощности будущее состояние системы определяется уникальным образом. Например, датчик (S1) может измерять фазор напряжения и фазор тока в точке соединения отрезка (202) линии. Аналогичным образом датчик (S2) может измерять фазор ( ) напряжения и фазор ( ) тока в точке соединения отрезка (202) линии. Эти значения могут быть определены таким образом, чтобы они были синхронизированы и использовались для вычисления других параметров состояния, связанных с эквивалентной Т-образной схемой, таких как , , и . При использовании измеренных напряжений и токов фазоров, эти значения могут быть определены с использованием системы уравнений параметров состояния, приводимой ниже:

Использование данных синхронизированного фазора, полученных при измерениях датчиками (200), позволяет определять параметры состояния в любой мгновенный момент времени, когда измерения датчиков (200) синхронизированы по времени, например, через глобальную систему позиционирования (GPS), Измерения параметров состояния позволяют определять различные условия работы линии фазового провода вдоль отрезка (202) линии, такие как температура линии, которая может быть определена на основе рассеяния мощности. Дополнительные измерения вдоль отрезка (202) линии могут позволить более высокое разрешение при определении рассеяния мощности вдоль отрезка (202) линии. В одном примере эквивалентная Т-образная схема (204) может быть разделена на меньшие Т-образные отрезки.

Эквивалентная Т-образная схема дает Т-матрицу, связывающую значения , со значениями , следующим образом:

где Т-матрица представляет собой функцию преобразования, задающую связь между входными напряжениями и токами и выходными напряжениями и токами эквивалентной Т-образной схемы.

В одном примере, Т-матрица может быть разложена на Р различных Т-образные частей. На фиг.3 показана блок-схема алгоритма приводимого в качестве примера метода (300) разложения эквивалентной Т-образной схемы на Р Т-образных частей. На фиг.3 собственные векторы могут быть определены посредством анализа собственных векторов. Как показано на фиг.3, собственные векторы, в конечном счете, позволяют определить Р различных Т-образных частей. Метод собственных векторов, показанный на фиг.3, использует два свойства матрицы: собственные векторы матрицы могут использоваться для вычисления эквивалентной матрицы, которая является диагональной по форме; и корень Р-й степени диагональной матрицы может быть найден путем независимого вычисления корня Р-й степени каждого из диагональных входных элементов. Используя этот-метод; Т-матрица может быть разложена на произвольное количество Т-образных частей, которые можно вновь каскадно объединять для получения исходной Т-матрицы.

В другом примере Т-матрица из уравнения 5 может для анализа быть разложена на меньшие Т-образные части. В одном примере Т-матрица может быть разложена на два компонента - квадратных корня (400), как это показано на фиг.4. Этот метод разложения позволяет выполнить N разложений на множители, что в результате дает 2N Т-образных частей.

Применение метода разложения, показанного на фиг.3, к эквивалентной Т-образной схеме (204), показанной на фиг.2, может иметь своим результатом Р соединенных в цепочку эквивалентных Т-образных схем, так, как это показано на фиг.5. Каждый Т-образный отрезок может включать в себя полное сопротивление линии, представленное соответствующим , блоками и соответствующим полным сопротивлением нагрузки . В одном примере отрезок (202) линии может включать в себя Р фидерных электроцепей между каждым из синхронизированных фазоров: S1 и S2, таких, как фидерные электроцепи (108) показанные на фиг.1. Это позволяет каждому Т-образному отрезку, показанному на фиг.5, включать в себя представление распределительного трансформатора, связанного с фидерной электроцепью.

Включение в каждый Т-образный отрезок представления распределительного трансформатора может позволить напряжению на стороне первичной обмотки каждого распределительного трансформатора представлять во время анализа оценку величины напряжения ( ) в каждом узле; с 1 по Р, связанного с каждым Т-образным отрезком. После того, как установлено напряжения ( ) в каждом узле, можно на основе измерений в системе определить падения напряжения между напряжениями ( ) в смежных узлах, так же как и между каждым датчиком S1 и S2, равно как и напряжение ( ) в смежном узле. Падения напряжения позволяют определить различные условия работы линии, такие как температура линии, основываясь на рассеянной мощности в отрезках линии. Например, когда определено , в эквивалентной Т-образной схеме, показанной на фиг.2, можно определить полное сопротивление, приходящееся на расстояние, поскольку длина отрезка (202) линии обычно известна или может быть оценена. Таким образом, каждое полное сопротивление ( ), меньших Т-образных отрезков, показанных на фиг.5, может быть определено на основе длины линии либо между датчиком (S1) и (S2) и смежным с ним распределительным трансформатором, либо между смежными распределительными трансформаторами.

В одном примере, рассеянная мощность может быть определена через соотношение Р=V²/R, где V представляет собой падение напряжения между смежными узлами напряжения или между датчиком (200) и узлом напряжения. R представляет собой вещественную часть полных сопротивлений линии между значениями напряжения, либо с распределительных трансформаторов, либо с датчиков. Рассеянная мощность может быть использована для того, чтобы определить температуры сегментов между точками измерения (например, датчиками и стороной первичной обмотки распределительного трансформатора) отрезка (202) линии, которые могут быть использованы для анализа неисправностей.

В одном примере напряжение на стороне первичной обмотки распределительного трансформатора (600) может быть определено на основе соответствующего напряжения на стороне вторичной обмотки. На фиг.6 показан пример конфигурации фидерной электроцепи, которая может быть использована для того, чтобы определять напряжения распределительного трансформатора на стороне первичной обмотки. На фиг.6 показана линия (602) фазового провода. Первичная обмотка (604)распределительного трансформатора (600) может иметь электрическое соединение с линией (602) фазового провода и иметь напряжение (V_P) на стороне первичной обмотки. Вторичная обмотка (606) распределительного трансформатора (600) может иметь электрическое соединение с одним или более потребителями, образующими нагрузки на стороне вторичной обмотки трансформатора (600). В примере, приведенном на фиг.6, показаны две потребительские электроцепи (608), (610), но с распределительным трансформатором (602) может быть соединено больше потребительских электроцепей. Каждая потребительская электроцепь (608), (610) показаны как соединенные с вторичной обмоткой (606) в конфигурации с расщепленной фазой. Соединение с расщепленной фазой позволяет потребительской электроцепи быть подсоединенной поперек вторичной обмотки (606), при этом отвод (612) от средней точки обмотки показан как заземленный. Конфигурация с расщепленной фазой позволяет потребительским электроцепям (608), (610) принимать напряжение (V_s) стороны вторичной обмотки. В других примерах, потребительские электроцепи могут быть соединены с вторичной обмоткой (606) в любой другой конфигурации.

Электроэнергия, распределяемая каждой потребительской электроцепи (608), (610), может быть измерена и записана, соответственно, электросчетчиками (614), (616). Каждый электросчетчик (614), (616) может включать в себя, соответственно, процессор (618), (620) и, соответственно, запоминающее устройство (622), (624). Электросчетчики (614), (616) могут использовать соответствующие процессоры и запоминающие устройства для обработки данных об энергопотреблении. Каждый электросчетчик (614), (616) может включать в себя аналого-цифровой преобразователь (не показанный на фигуре); позволяющий электросчетчикам (614), (616) обрабатывать цифровые данные о потреблении электроэнергии. Каждый электросчетчик (614), (616), показанный на фиг.6, может функционировать, по существу, одинаковым образом, так что пример, описывающий потребительскую электроцепь (608), может применяться к потребительской электроцепи (610), равно как и к другим потребительским электроцепям, которые могут быть соединены с фидерной электроцепью, показанной на фиг.6.

В одном примере, потребительская электроцепь (608) может потреблять электроэнергию, подаваемую с линии (600) фазового провода. В конфигурации с расщепленной фазой, показанной на фиг.6, ток I₁ может протекать через вторичную обмотку (606) через линию (611) провода, а ток I₂ может протекать через линию (613) провода. Линии (611), (613) проводов могут каждая включать в себя потери (R_S1) и (R_S2) в общих линиях, которые представляют потери в общих линиях, общие для каждой подсоединенной потребительской электроцепи. По меньшей мере, часть каждого из токов I₁ и I₂ может протекать через, соответственно, ветви (626), (628) потребительской электроцепи (608) и представлены на фиг.6 токами I_A1 и I_B1 ветвей.

Каждая ветвь (626), (628) может включать в себя каждая, соответственно, потери (R_d1), (R_d2) в линии ответвления к потребителю. Токи (I_A1) и (I_B1) ветвей каждый протекают через электросчетчик (614). Электросчетчик (614) может включать в себя внутренние амперметры (630), (632) для измерения токов (I_A1) и (I_B1) ветвей. Электросчетчик (614) может также включать в себя внутренний вольтметр (634), который может определять напряжение (V_M1) на электросчетчике, основываясь на разности токов между токами (I_A1) и (I_B1) ветвей. Потребительская электроцепь (608) может также включать в себя нагрузку, представленную на фиг.6 как R_I1 и R_I2.

Аналогичным образом потребительская электроцепь (610) может принимать токи (I_A2) и (I_B2) ветвей, каждый из которых может представлять собой только часть, соответственно, токов I₁ и I₂. Каждый ток (I_A2) и (I_B2) ветвей может протекать через соответствующую ветвь (636), (638), имея потери (R_d1), (R_d2) в линии ответвления к потребителю. Токи (I_A2) и (I_B2) ветвей могут быть измерены электросчетчиком (616), и для потребительской электроцепи (610) может быть определено напряжение (V_M2) на электросчетчике. Потребительская электроцепь (610) может включать в себя нагрузку, представленную на фиг.6 как R_I3 и R_I4.

В одном примере для определения напряжения (V_s) на вторичной обмотке может быть использовано соотношение между напряжениями (V_M1) и (V_M2) на электросчетчиках и напряжением (V_s) на вторичной обмотке. Это соотношение может быть представлено как:

В уравнении 6 "[1]" может представлять значение соответствующей переменной в первый момент времени, "[2]" может представлять значение соответствующей переменной во второй момент времени, а "[3]" может представлять значение соответствующей переменной в третий момент времени. В уравнении 6 могут быть сделаны различные допущения, такие как: R_s1=R_s2=R_s/2 и R_d1=R_d2. В других примерах могут быть использованы дополнительные моменты времени.

В уравнении 6 I_T=I₁+I₂ и представляет суммарный ток, протекающий через потребительские электроцепи. Токи I₁ и I₂ могут быть найдены путем суммирования токов в соответствующих ветвях каждой потребительской электроцепи. Это позволяет определить ток I_T, используя значения токов, определенных каждым электросчетчиком, и суммируя измеренные токи между собой. В уравнении 6 матрица, содержащая значения токов может быть инвертирована и умножена на матрицу, содержащую напряжения (V_M1) и (V_M2) на электросчетчиках в три выбранных момента времени. Это позволяет определить для этих трех выбранных моментов времени матрицу, содержащую напряжение (Vs) на вторичной обмотке. Таким образом, каждое определенное напряжение (V_s[1]), (V_s[2]) и (V_s[3]) на вторичной обмотки может быть каждое использовано для соответствующего момента времени. Каждое из этих значений может быть использовано для того, чтобы на основе коэффициента трансформации трансформатора (602) определять напряжение (Vp) на первичной обмотке в соответствующий момент времени.

Конфигурация, показанная на фиг.6, изображает пример, в котором измеренные нагрузки на распределительную систему, связанные с потребительскими электроцепями, могут быть использованы для определения напряжения на стороне первичной обмотки подсоединенного трансформатора, подающего электроэнергию на нагрузку. В других примерах, эти измеренные нагрузки могут быть использованы для определения напряжения на стороне первичной обмотки трансформатора, подающего электроэнергию на измеренные нагрузки с оборудованием, расположенным между измеренными нагрузками и трансформатором. Например, в конфигурации, показанной на фиг.6, между потребительскими электроцепями (608), (610) и трансформатором (600) может быть подсоединено различное оборудование, такое как реле или переключатели. В других примерах между трансформатором (600) и потребительскими электроцепями (608), (610) могут быть расположены другие трансформаторы. Измеренные нагрузки, связанные с потребительскими электроцепями (608), (610) могут использоваться в этих альтернативных примерах для определения напряжения на стороне первичной обмотки, связанного с трансформатором (600), соединенным с линией фазового провода.

Напряжение на стороны первичной обмотки распределительных трансформаторов, таких как распределительный трансформатор (600), может быть определено и другими способами. В одном примере распределительная система может включать в себя систему связи, базирующуюся на линии электропередачи. Система связи, базирующаяся на линии электропередачи, может быть сконфигурирована таким образом, чтобы работать на распределительной системе, такой как распределительная система (100), показанная на фиг.1. Система связи, базирующаяся на линии электропередачи, может включать в себя мостовые элементы, расположенные на каждом распределительном трансформаторе, таком как распределительные трансформаторы: с DT₁ по DT_p. Эти мостовые элементы могут позволить измерять напряжения на стороне вторичной обмотки трансформатора и передавать их по системе связи, базирующейся на линии электропередачи. Каждое напряжение на стороне вторичной обмотки трансформатора может быть использовано для того, чтобы на основе коэффициента трансформации определять соответствующее напряжение на стороне первичной обмотки.

На фиг.7 показана блок-схема алгоритма приводимой в качестве примера операции для определения напряжения на стороне первичной обмотки распределительного трансформатора. Этап 700 может включать в себя определение измеряемых токов, протекающих через каждую ветвь каждой потребительской электроцепи, соединенной со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора, для множества моментов времени. В одном примере этап 700 может быть выполнен с использованием электросчетчиков, соединенных способом, показанным на фиг.6, в отношении электросчетчиков (614), (616), Эта компоновка позволяет каждому электросчетчику измерять ток, протекающий через соответствующую ветвь для ряда моментов времени, такого как три момента времени. Эти токи могут быть просуммированы между собой в каждый момент времени для каждой ветви, что дает суммарный ток, протекающий через соответствующие ветви.

Операция может также включать в себя этап 702, на котором определяют суммарный ток, протекающий через каждую потребительскую электроцепь, для множества моментов времени. В одном примере суммарный ток в каждый из множества моментов времени может быть найден путем суммирования токов, измеренных каждым электросчетчиком в каждый из множества моментов времени. В одном примере этап 702 может быть выполнен с использованием электросчетчиков, таких как электросчетчики (614), (616), показанные на фиг.6. Операция может также включать в себя этап 704, на котором определяют напряжение на первом электросчетчике и напряжение на втором электросчетчике в это множество моментов времени. В одном примере этап 704 может быть выполнен способом, описанным в отношении фиг.6, с использованием электросчетчиков (614), (616). Операция может также включать в себя этап (706), на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый из множества моментов времени. В одном примере этап 706 может быть выполнен способом, описанным в отношении фиг.6, при котором для определения напряжений на стороне вторичной обмотки в каждый из трех моментов времени может быть использовано уравнение 6. Операция может также включать в себя этап 708, на котором определяют напряжение на стороне первичной обмотки распределительного трансформатора. В одном примере этот этап может быть выполнен путем определения напряжения на стороне первичной обмотки с использованием коэффициента трансформации и напряжения на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора.

Определение напряжения на стороне первичной обмотки трансформатора или узлового напряжения ( ) для каждого соответствующего Т-образного отрезка, показанного на фиг.6, позволяет, как это было описано ранее, использовать эти узловые напряжения для того, чтобы определять потери мощности на отрезках фазового провода. В одном примере анализ для определения условий работы линии фазового провода можно проводить, используя приводимые в качестве примера конструкции, показанные на фиг.8 и 9. На фиг.8 показана приводимая в качестве примера система, сконфигурированную таким образом, чтобы генерировать параметры состояния с использованием данных фазора, полученных от пары датчиков, которые могут быть использованы для генерирования данных синхронизированного фазора для отрезка линии фазового провода между парой датчиков, такой как та, что показана на фиг.1. Соответствующие параметры состояния могут быть использованы для того, чтобы определять условия работы линии фазового провода, такие как температура, основываясь на рассеянии мощности. Напряжения на стороне первичной обмотки, такие как те, что определены на основе данных электросчетчика, могут быть использованы для различных других вариантов применения, таких как, например, регулирование напряжения на фидере, определение и классификация распределительного трансформатора, обнаружение и локализация нарушения подачи электроэнергии и отслеживание восстановления подачи электроэнергии.

Система, приведенная на фиг.8, показана как принимающая измерения напряжения и тока для трехфазной системы, имеющей фазы А, В и С. Напряжения: с V_A по V_c, и токи: с I_A по Ic, могут быть определены посредством датчиков на линии (не показанных на фигуре). Измеренные датчиками напряжения с V_A по V_c и измеренные датчиками токи с I_A по Ic могут быть приняты соответствующим аналого-цифровым преобразователем: с 802 по 812 преобразованные в цифровую форму данные о напряжении и токе могут приниматься и сохраняться в соответствующем цифровом запоминающем устройстве, таком как циклические буферы данных: с 814 по 824. Преобразованные в цифровую форму данные могут быть использованы для определения значений параметра состояния для каждой фазы в некоторый конкретный момент времени. Преобразованные в цифровую форму данные могут быть приняты компьютерным устройством (826), имеющим процессор (828) и память (830). Компьютерное устройство (826) может использовать эти преобразованные в цифровую форму данные для каждой фазы для того, чтобы генерировать параметры состояния, связанные с каждой фазой.

Преобразованные в цифровую форму данные для фазы могут быть преобразованы к частотной области компьютерным устройством (826) посредством модуля (832) преобразования Фурье. Компьютерное устройство (826) может обрабатывать данные в частотной области, определяя посредством модуля (834) информацию о среднеквадратичном значении (RMS) для каждого фазного напряжения (V_RMS) и тока (I_RMS), равно как активной мощности (Р) и реактивной мощности (Q). Преобразованные в цифровую форму данные для фазы могут также быть использованы компьютерным устройством (826) в трехфазном модуле (836) отслеживания частоты для определения частоты напряжения сети.

Среднеквадратичные значения напряжений и токов для каждой фазы, активная и реактивная мощность для каждой фазы, и частота напряжения сети могут быть использованы компьютерным устройством (826) в модуле (838), который может включать в себя определение коэффициента мощности, частотную коррекцию фазора напряжения и определение фазоров тока для каждой фазы, исходя из соответствующих фазоров напряжения, величин тока и коэффициентов мощности для каждой фазы. Модуль (838) может генерировать фазоры ( ) напряжения и фазоры ( ) тока для каждой фазы. Компьютерное устройство (826) может включать в себя модуль (840) фазовой коррекции, который принимает сигнал системы глобального позиционирования (GPS) от источника (842) сигнала системы глобального позиционирования и частоту в сети напряжения переменного тока от источника (843) частоты в сети, что имеет своим результатом генерирование данных синхронизированного фазора для датчика на линии. Данные синхронизированного фазора ( ), ( ) для каждой фазы могут быть использованы компьютерным устройством (826) в модуле (845) определения параметров состояния, который также вводит в обработку данные синхронизированного фазора от модуля (844) синхронизированного фазора, поступающие от другого смежного датчика, для того, чтобы определить параметры состояния для каждой фазы для отрезка линейного провода. На фиг.9 показан набор (846) параметров состояния, который может представлять значения параметров состояния для каждой из этих трех фаз.

Компьютерное устройство (826) может быть компьютерным устройством, соединенным с распределительной системой, таким как в удаленном оконечном устройстве (RTU - устройство). В одном примере компьютерное устройство (826) может генерировать параметры состояния и передавать параметры состояния в некоторый централизованный пункт для использования другим компьютерным устройством. В альтернативном примере компьютерное устройство (826) может передавать данные синхронизированного фазора и в централизованный пункт, который может также принимать данные синхронизированного фазора для смежного датчика на линии, что позволяет определять параметрам состояния в этом централизованном пункте.

После определения параметров состояния для каждой фазы, эти параметры состояния могут наряду с напряжениями на первичной обмотке распределительных трансформаторов для соответствующей фазы быть использованы для определения условий работы отрезка линии фазового провода. На фиг.9 показана система (900), которая может быть сконфигурирована таким образом, чтобы определять условия для отрезка линии фазы А. Однако отрезок линии любой другой фазы В или С может быть проанализирован, по существу, тем же самым образом.

В одном примере система (900) может включать в себя компьютерное устройство (902). Компьютерное устройство (902) может быть единственным компьютерным устройством или множеством компьютерных устройств. В примере, показанном на фиг.9, компьютерное устройство (902) включает в себя процессор (904) и память (906). Процессор (904) и память (906) могут быть использованы для того, чтобы обрабатывать значения параметров состояния и данные электросчетчика потребительской электроцепи. В одном примере компьютерное устройство (902) может быть расположено в централизованном пункте для того, чтобы принимать данные параметра состояния от устройств сбора данных, таких как удаленные оконечные устройства, расположенных по всей измеряемой распределительной системе. Для сбора и определения данных о системе могут быть использованы другие устройства, такие как датчики напряжения и тока или любое другое устройство или механизм, способный собирать данные, относящиеся к распределительной системе, и вычисления значений параметра состояния. В альтернативных примерах компьютерное устройство (902) может принимать замеры данных синхронизированного фазора для определения значения параметра состояния. Компьютерное устройство (826), показанное на фиг.8, может также использоваться для того, чтобы выполнять операции и модули, связанные с компьютерным устройством (902).

На фиг.9 компьютерное устройство (902) может принимать параметры состояния и данные электросчетчика потребительской электроцепи для распределительных трансформаторов, соединенных с сегментом линии, анализируемым компьютерным устройством (902). В одном примере компьютерное устройство (902) может реализовать модуль (908) для обработки данных электросчетчика потребительской электроцепи способом, описанным в отношении фиг.6, таким образом, чтобы генерировать данные о напряжении на стороне первичной обмотки, связанной с соответствующими распределительными трансформаторами, расположенными в различных точках вдоль анализируемого отрезка линии. В одном примере компьютерное устройство (902) может запрашивать устройство запроса данных, ответственное за получение данных электросчетчиков, связанных с потребительскими электроцепями в распределительной системе, такое как удаленное оконечное устройство и система диспетчерского управления и сбора данных (SCADA-система), измерительная система, или любое другое устройство или система сбора данных.

Напряжения на стороне первичной обмотки могут вместе с параметрами состояния использоваться компьютерным устройством (902) в модуле (910) для того, чтобы определять падения напряжения вдоль сегментов линии фазового провода между точками измерения, которые могут включать в себя датчики, генерирующие данные синхронизированного фазора, равно как узловые напряжения на первичных обмотках распределительного трансформатора. В одном примере модуль (910) может осуществлять анализ Т-образного отрезка так, как это было описано выше. Компьютерное устройство (902) может в модуле (912) выполнять определение рассеяния мощности для каждого сегмента. Определенное таким образом рассеяние мощности для каждого сегмента может быть использовано компьютерным устройством (902) в модуле (914) для того, чтобы определять температуру линейного сегмента для каждого сегмента и генерировать выходной сигнал, указывающий какие-либо, сегменты, имеющие ненормальные температуры, что может указывать на неисправность на этом сегменте.

В другом примере напряжения на стороне вторичной обмотки трансформаторов с DT₁ no DTp могут быть определены с использованием мостовых элементов системы связи, базирующейся на линии электропередачи. Значения напряжений на стороне вторичной обмотки могут быть переданы через систему связи, базирующуюся на линии электропередачи, на компьютерное устройство (902) и преобразованы в модуле (912) в значения напряжений на стороне первичной обмотки трансформаторов. В другом примере значения напряжений на стороне вторичной обмотки, принятые компьютерным устройством (902), могут представлять собой сочетание значений напряжения на стороне вторичной обмотки, поступивших от электросчетчиков или мостовых элементов системы связи, базирующаяся на линии электропередачи.

На фиг.10 показана блок-схема алгоритма приводимой в качестве примера операции для определения условий работы линии фазового провода. Этап 1000 может включать в себя определение данных синхронизированного фазора, основанное на выходных данных, поступающих из первого и второго датчика. В одном примере этап 1000 может быть выполнен с использованием такой конфигурации, как та, что показана на фиг.2, при которой датчики (S1) и (S2) располагаются на отрезке (202) линии и сконфигурированы таким образом, чтобы генерировать данные, которые могут быть использованы для определения данных синхронизированного фазора.

Операция может включать в себя этап 1002, на котором определяют значения параметра состояния, связанных с отрезком линии между первым и вторым датчиками. В одном примере этап 1002 может быть выполнен с использованием данных синхронизированного фазора и уравнений с 1 по 4 Операция может также включать в себя этап 1004, на котором определяют эквивалентную Т-образную схему отрезка линии между первым и вторым датчиками. В одном примере это может быть выполнено с использованием параметров состояния, определенных на этапе 1002

Операция может также включать в себя этап 1006, на котором разлагают эквивалентную Т-образную схему на меньшие Т-образные части. В одном примере этап 1006 может быть выполнен способом, описанным в отношении фиг.3 или 4. Операция может также включать в себя этап 1008, на котором определяют данные электросчетчиков по измерителям мощности, соединенным со стороной вторичной обмотки распределительных трансформаторов, которые могут быть соединены с сегментом линии между первым и вторым датчиками. Операция может также включать в себя этап 1010, на котором определяют напряжения на стороне первичной обмотки для каждого распределительного трансформатора, имеющего электрическое соединение с сегментом линии между первым и вторым датчиками. В одном примере этап 1010 может быть выполнен способом, описанным в отношении фиг.6, с использованием полученных данных электросчетчика.

Операция, показанная на фиг.10, может также включать в себя этап 1012, на котором определяют рассеяния мощности на множестве сегментов линии между первым и вторым датчиками. В одном примере этап 1012 может быть выполнен с использованием значений параметра состояния и напряжений на стороне первичной обмотки распределительных трансформаторов между первым и вторым датчиками в ходе анализа эквивалентной Т-образной схемы. Как было описано выше, на основе значений параметра состояния, определенных в ходе анализа Т-образного отрезка, может быть определено полное сопротивление, приходящееся на единицу расстояния, для сегмента линии между первым и вторым датчиками. Это полное сопротивление, приходящееся на единицу расстояния, может вместе с определенными ранее напряжениями на стороне первичной обмотки трансформаторов использоваться для того, чтобы определить каждый сегмент линии между смежными распределительными трансформаторами и первым и вторым датчиками.

Операция может включать в себя этап 1014, на котором определяют то, существуют ли на каком-либо из сегментов линии чрезмерной температуры. Если чрезмерные температуры обнаружены, то может быть выполнен этап 1016 для того, чтобы определить сегмент фидера, связанный с чрезмерной температурой. Если ненормальной температуры не обнаружено, то может быть продолжено выполнение операции для контроля отрезка линии фазового провода между первым и вторым датчиками. Операция, показанная на фиг.10, может быть использована для определения других условий работы линии фазового провода, связанных с условиями неисправности, такими как неисправности (короткие замыкания): междуфазные, однофазные с замыканием на землю, трехфазные и обрыв фазы (обрыв цепи, имеющий место на выходной стороне, такой, что не течет никакого тока короткого замыкания).

Распределительная система может включать в себя различные структурные или топологические уровни, в соответствии с тем как распределяется энергия электрического напряжения и как фидеры разветвляются на различные отрезки. Эти различные уровни могут быть все разложены на Т-образные части, позволяя продолжить анализ системы способом, который описан выше. По всей распределительной системе могут быть определены точки измерения, из которых следует принимать данные для анализа системы, воплощающей анализ Т-образных отрезков. Эти точки измерения могут представлять собой места в пределах уровней распределительной системы, в которых следует расположить датчики для измерения значений в системе, таких как датчики (S1) и (S2), показанные на фиг.1, равно как и места выбранных точек замера для анализа системы, который обсуждался в отношении фиг.6.

На фиг.11 показана блок-схема приводимой в качестве примера операции для определения точек измерения по всей распределительной системе. Этап 1100 может включать в себя загрузку топографической карты распределительной системы. В одном примере карта может быть загружена в компьютерное устройство, такое как компьютерное устройство (902), показанное на фиг.9. Компьютерное устройство или устройства, такие как компьютерное устройство (902), могут выполнять всю операцию, показанную на фиг.11. Топографическая карта может быть моделью распределительной системы, включающей в себя различное оборудование распределительной системы, которое может быть использовано для получения данных о системе.

Этап 1102 может включать в себя определение точек измерения на первом уровне распределительной системы, основанное на первых предварительно заданных критериях и вводимых критериях. Топографическая карта может быть использована для определения мест расположения каких-либо определенных точек измерения. В одном примере первый уровень распределительной системы может быть уровнем фидерной электроцепи. Уровень фидерной электроцепи может включать в себя электроцепь от подстанции до конца электроцепи. В одном примере могут быть выбраны точки измерения, в которых следует расположить датчики, сконфигурированные таким образом, чтобы получать данные синхронизированного фазора для анализа. Первый уровень может также включать в себя отрезки фидерной электроцепи, которые могут быть отрезками фидерной электроцепи, определенными соединительным оборудованием, таким как реле или предохранители электроцепи. Первый уровень может также включать в себя сегменты фидера, которые могут быть определены различными факторами для анализа, такими как выбранные области в пределах распределительной системы, которые может быть желательно проанализировать более тщательно по сравнению с другими областями распределительной системы.

В одном примере первые предварительно заданные критерии могут представлять обобщенную конфигурацию системы, которая может определять точки измерения в различных предварительно заданных традиционных местах измерения. В другом примере первые предварительно заданные критерии могут быть договорными обязательствами. Потребитель, связанный с распределительной системой может иметь договор с поставщиком электроэнергии о том, чтобы получать денежную компенсацию в случае перебоев в подаче электроэнергии. Этот критерий может быть использован для того, чтобы более тщательно контролировать такого рода потребителей по сравнению с другими потребителями, что может потребовать большего количества точек измерения, чем в других областях распределительной системы.

В другом примере вводимые критерии могут быть выбраны на основе конкретной конфигурации анализируемой распределительной системы, например, на основе распределения нагрузки. В пределах системы определенные электроцепи могут исторически испытывать волатильность нагрузки в конкретных областях в пределах распределительной системы. Вводимые критерии позволяют определять точки измерения на основе соображений распределения нагрузки конкретной распределительной системы.

Операция, показанная на фиг.11, может включать в себя этап 1104, на котором определяют то, нужно ли расположить точки измерения на втором уровне распределительной системы. В одном примере решение на этапе 1104 может основываться на первых критериях. Если точки измерения (на втором уровне) расположить нужно, то этап 1106 может включать в себя определение точек измерения на карте на втором уровне на основе первых предварительно заданных критериев и вводимых пользователем критериев. В одном примере второй уровень распределительной системы может включать в себя уровень ветви фидера. Уровень ветви фидера может представлять собой одну или более электроцепей, которые ответвляются от фидерной электроцепи. В одном примере уровень ветви фидера может представлять собой электроцепи со ступенчатым понижением напряжения трансформатором или может иметь то же самое напряжение, что и фидерная электроцепь. Второй уровень может также включать в себя один или более уровней сегментов ветвей, которые могут представлять собой сегменты уровней ветвей фидера, определяемых соображениями нагрузки или другими соображениями в отношении системы, такими как конкретная конфигурация электроцепи.

Кроме того, операция может включать в себя этап 1108, на котором определяют то, нужно ли расположить точки измерения на третьем уровне распределительной системы. В одном примере решение на этапе 1108 может основываться на первых предварительно заданных критериях или вводимых критериях. Если точки измерения (на третьем уровне) расположить нужно, то этап 1110 может включать в себя определение точек измерения на карте на третьем уровне на основе первых критериев. В одном примере третий уровень распределительной системы может включать в себя боковой уровень. Боковой уровень может представлять собой одну или более электроцепей, которые ответвляются от фидерной электроцепи или от ветви фидера, и, таким образом, может ответвляться от первого и второго уровня. В одном примере боковой уровень может представлять собой электроцепь распределительной системы, непосредственно соединенной с потребителем, такую как конфигурация электроцепи, показанная на фиг.6. Третий уровень может также включать в себя один или более уровней боковых сегментов, которые могут представлять собой сегменты уровней ветвей фидера, определяемых соображениями нагрузки или другими соображениями в отношении системы, такими как конкретная конфигурация электроцепи. Точки измерения для третьего уровня могут быть определены для размещения датчиков для получения данных, используемых для анализа синхронизированного фазора, или точки измерения могут представлять собой электросчетчики потребителя, такие как тот, что описан в отношении фиг.6. Данные электросчетчиков потребителя могут наряду с данными датчиков использоваться для анализа системы, например, способом описанным выше.

Операция может включать в себя этап 1112, на котором, основываясь на первых предварительно заданных критериях и вводимых критериях, определяют то, нужно ли расположить дополнительные точки измерения. Если дополнительные точки измерения расположить нужно, то этап 1114 может включать в себя определение, основанное на вторых предварительно заданных критериях, точек измерения на карте на первом, втором и третьем уровнях распределительной системы. В одном примере дополнительные точки измерения могут быть определены таким образом, чтобы располагаться на, по меньшей мере, одном уровне местонахождения неисправности. Распределительная система может включать в себя область, которая в большей степени подвержена неисправностям в силу различных причин, таких как окружающая среда, нагрузка, конфигурация электроцепи и так далее. Эти причины могут представлять вторые предварительно заданные критерии при определении расположения уровня местонахождения неисправности и определении того, нужно ли использовать дополнительные точки измерения. Дополнительные точки измерения могут также определяться на этапе 1114 на основе предварительно заданных критериев, таких как места расположения батарей конденсаторов системы или распределенных систем генерации, таких как, например, газовые турбины или топливные элементы. Точки измерения, определенные на этапе 1114, могут быть либо датчиками, сконфигурированными таким образом, чтобы получать данные для анализа синхронизированного фазора, либо могут быть данными электросчетчиков, что зависит от наличия там электросчетчиков.

Операция, показанная на фиг.11, может сделать возможным анализ распределительной системы с целью определения условий работы линии фазового провода. В одном примере после определения посредством операции, показанной на фиг.11, точек измерения датчики могут быть размещены или могут быть использованы, если они уже на месте, для сбора данных, позволяющих определять параметр состояния на различных отрезках фазовых проводов в распределительной системе, используя для анализа эквивалентную Т-образную схему. Данные от электросчетчиков, выбранных в качестве точек измерения, также могут быть использованы для анализа распределительно системы, позволяющего определять различные условия работы линии фазового провода, так, как это описано в отношении фиг.9.

Хотя были даны описания конкретных компонентов изобретений, способы, системы и изделия, соответствующие изобретению, могут включать в себя дополнительные или другие компоненты. Например, процессоры (828) и (902) могут быть реализованы как микропроцессор, микроконтроллер, специализированная интегральная схема (ASIC - схема), дискретная логика, или сочетание другого типа схем или логики. Аналогичным образом, запоминающие устройства (830) и (906) могут представлять собой динамическое оперативное запоминающее устройство (DRAM), статическое запоминающее устройство (SRAM), Флэш-память или любой другой тип запоминающего устройства. Признаки, данные, базы данных, таблицы, объекты и другие структуры данных могут храниться и управляться отдельно, могут быть включены в единственное запоминающее устройство или базу данных, могут быть распределенными или могут быть логически и физически организованы многими различными способами. Программы могут быть частями единственной программы, отдельных программ или могут быть распределены между несколькими запоминающими устройствами и процессорами. Кроме того, модули (832), (834), (836), (838), (840), (845), (908), (910), (912) и (914) могут представлять собой программные или аппаратные реализации на связанных процессорах и запоминающих устройствах.

Хотя были описаны различные варианты реализации изобретения, специалистам обычного уровня квалификации в данной области техники будет очевидно, что в рамках объема изобретения возможно еще много вариантов его реализации и воплощения. Соответственно, изобретение не должно быть ничем ограничено, кроме как в свете прилагаемой формулы изобретения и ее эквивалентов.