故障录波器范例6篇

前言：中文期刊网精心挑选了故障录波器范文供你参考和学习，希望我们的参考范文能激发你的文章创作灵感，欢迎阅读。

故障录波器范文1

【关键词】算法，探讨，器，录波，故障，电力系统，

在故障录波器中要计算观测点的正负序电压，电流，以便根据正序电压，电流的突变量来启动录波。通过傅氏算法可分别计算观测点三相电压，电流相量值，根据以下算法可计算出序量值。

I1I2I3=131 a a21 a2 a1 1 1×IaIbIc(2.2-1)

式中，算子a=ejt2π，a2=ejt4π，I1，I2，I3分别为a相电流正，负，零序分量。通过计算可得

it=13ia(k)-12ib(k)+ic(k)-32sin2πNib(k-1)-ic(k-1)(2.2-1)

上式就是离散采样形式的正序电流值，式中的各常数系数项可先求出。同样可得负序电流瞬时值和零序电流瞬时值。采用这种算法可以得到任意时刻序分量的瞬时值。

2.3频率计算

2.3.1频率测量的算法

频率测量的算法很多，典型的有周期法、基于样本值解析法、离散卡尔曼滤波算法、快速傅立叶变换(FFT)类算法等。

2.3.2基于FFT的测频算法

设系统电压信号为:

u(t)=Ucos(2πft+α0)(2.3-1)

其中f为系统实际频率。若系统额定频率设为f0，那么有:

u(t)=Ucos[2πf0t+θ(t)](2.3-2)

其中θ(t)=2πft+α0(2.3-3)

对信号采集前首先经过模拟低通滤波器进行抗混叠滤波。每个周波采集点数n=128，采样频率就等于6400HZ。第k个采样点的值为:

u(t)=Ucos[2πkn+θ(t)](2.3-4)

其FFT得到实部和虚部分别记作UR和UI通过测量相量幅角的变化来实时测量频率。

θ(t)=arctgUIUR(2.3-5)

对(3)式两边求导，得到:

dθ(t)dt=2πf(2.3-6)

所以频率的计算公式为:

f=f0+f=f0+12πdθ(t)dt

=f0+12πθm+n(t)-θm(t)T0(2.3-7)

高次谐波的存在并没有影响到测量的精确性，FFT类算法对谐波分量具有较强的抑制作用。

这种算法的误差来源主要是角度的计算，因为只有在额定频率时，傅氏计算的实部和虚部的频率响应才完全一致，故其实部和虚部主应该引入一个系数

UR=KRUcosθ

UI=KIUsinθ

只有当KR=KI时才可以用上面的方法算出准确的角度，继而准确地算出频率。而实际的系统频率和额定频率是一不致的，这样最终计算出来的频率会带来误差。我们可采用逐步迭代的方法来逼近系统的实际频率。

采用这种方式进行计算时，用式N=1fT来确定所需采样点数N，其中T为固定的采样间隔。对其中的任何一频率，总能找出一个最适合的计算傅氏滤波系数所需的整数，用于下一次的迭代计算。

2.4谐波分析算法

电力系统发生故障时，电压、电流信号中除基频分量外，通常还包含有衰减直流分量以及各种谐波分量。对电网中的谐波含量进行实时测量，确切掌握电网中谐波的实际状况，对于防止谐波危害，维护电网的安全运行是十分必要的。电力系统的谐波分析，通常都是通过快速傅立叶变换(FFT)实现的。

2.4.1基于FFT的傅里叶算法的实现

在傅里叶算法中，计算很不方便，特别是当需要计算的谐波次数很高时，就会造成很大的计算量.为了克服这些缺点，可以利用傅里叶级数和离散傅里叶变换的关系通过FFT来计算ak，bk。FFT是利用DFT系数e-j2πnk/N的对称性，周期性和可约性等性质将长序列的DFT分解为若干个短序列的DFT的计算，然后再按一定规则将其合并，从而得到整个的DFT

ck=2N|X(k)|=a2k+b2k

其中:Φk=arg(X(k))=-akbk(2.4-1)

将ck代入到公式

x(t)=c0+∑∞n=1ckcos(k1t+Φk)(2.4-2)

其中c0=a0=1T1∫t0+T1t0x(t)dt表示直流分量，ck为k次谐波的幅值，ck/2为k次谐波的有效值。

当输入电压(电流)信号时，算出ck和Φk分别对应着电压(电流)的k次谐波的幅值Uk(Ik)，和k次谐波的相位Φuk(Φik)，由此可计算出电压(电流)的k次谐波的有效值。

在此基础上还可以计算出k次谐波的有功功率Pk，无功功率Qk，视在功率Sk。

Pk=UkIkcos(Φuk-Φik)

Qk=UkIksin(Φuk-Φik)

Sk=UkIk=P2k+Q2k(2.4-3)

2.4.2改进算法综述

通过对半波傅氏算法的频谱分析和不同衰减直流分量参数计算，得出结论:衰减直流分量对半波傅氏算法滤波性能的影响主要表现在算法的虚部，而算法的实部能有效地抑制衰减直流分量影响。因此只使用半波傅氏算法计算基波实部，而用Mann2Morrison算法计算基波幅值。为了全部使用故障后的采样值，取k≥NP2，k表示从故障起始时刻开始第k个采样点，数据窗为[k-NP2+1，k-NP2+2，…，k]，若计算基波分量，则令n=1，用半波傅氏算法求出实部IRe(k)。

an=4N∑NP2k=1ik cosnk2πN

bn=4N∑NP2k=1ik sin nπ2πN(2.4-4)

而其虚部利用公式

IIm(k)=IRe(k+1)-IRe(k-1)2sin(θ)(2.4-5)

基波分量幅值I1(k)=I2Re(k)+I2Im(k)。

经类似推导可得，若所求分量为n次谐波，则在求IIm(k)中取分母为2sin(nθ)。

该算法的数据窗为半周波加一个采样点，滤波效果大于优于半波傅氏算法。值得注意的是，首先，该算法无法求出k=NP2点准确值，其次，欲求k点基波幅值，必须先计算k+1点的基波实部分量，所以有一个采样间隔的延时。

2.5故障类型与相别判别

2.5.1接地与否判别。

通常采用稳态量与故障突变量相结合的方式判别接地故障。即

(I01)∩(I02)∩(U03)判据来进行判定。

式中1、2、3为设置的定值;I0为零序电流，I0为零序电流的突变量;U0为零序电压。加入零序电压作为判断条件可防止发生相间短时路时由于电流互感器暂态过程的不平衡造成短时出现I0而引起误判断。

2.5.2单相接地判别

在我国通常采用相电流差突变量选相方法，实用化的单相接地故障选相判据如下:

|IB-IC|，判为A相单相接地;

|IC-IA|，判为B相单相接地;

|IA-IB|，判为C相单相接地;

式中IA、IB、IC为三相电流突变量;为设定的定值。

2.5.3两相接地短路相别判别

当已判明为接地短路，但三个单相接地判据都不符合时，即可判断为两相接地短路。在软件开发中通过对零序电压和相电压进行相伴比较来实现故障选相。

2.5.4三相短路判别

当不是接地短路时，可先判断是否三相短路，可先短路计算IA、IB、IC，当三者都大于整定值时，即可判断为三相短路.

2.5.5两相短路相别判别

当判明不是接地短路且判别不是三相短路时即可判别为两相短路;两相不接地短路的突出特点是健全相电流故障分量远小于故障相电流的故障分量，根据这一特征可确定故障相别。可根据下面判据判别是否AC相短路，即

(|Ia|>|Ib|)∩(|Ic|>|Ib|)

如符合上式，即判为AC两相短路.其余类推.

2.5.6故障选相判断的主要流程如图

1)是接地短路还是相间短路;

2)如是接地短路，先判断是否单相接地;

3)如不是单相接地，则判断哪两相接地;

4)如不是接地短路，则先判断是否三相短路;

5)如不是三相短路，则判断是哪两相短路;

2.6阻抗与距离测量

输电线路故障后需要快速地找到故障点并进行修复，以减少停电造成的经济损失和提高系统运行。随着故障录波器装置的开发及大量投运，使双端测距越来越具有实用意义，因此目前双端测距算法备受人们关注，下面对使用的算法作简单的介绍。

2.6.1输电线路故障测距基本原理

图1为一个两端电源系统，若线路在F点发生故障后，可根据对称分量法和线性叠加原理，将故障态电力网络分解为故障前正常状态网络和故障后附加正序网、负序网和零序网。对三相对称故障，不存在负序和零序网;对于不对称非接地型故障，不存在零序网。故障后系统的正常态网络、故障后附加正序网、负序和零序网络分别如图1～4所示。

图1 两端电源等效网络

图2 故障附加正序网

以M端为例，设UMA、UMB、UMC、IMA、IMB、IMC是线路M端测得的故障后三相电压和三相电流向量，U’MA、U’MB、U’MC、I’MA、I’MB、I’MC是故障前的三相电压电流向量。由此可求出M端的电压电流突变量;

图3 负序网

图4 零序网

dUMA，B，C=UMA，B，C-U’MA，B，C(2.6-1)

dIMA，B，C=IMA，B，C-I’MA，B，C(2.6-2)

首先将上面求出的突变量dUMA，B，C、dIMA，B，C变换成对称分量UM1，2，0和IM1，2，0，由此可求出M侧系统阻抗:

UM1IM1=ZMS1UM2IM2=ZMS2UM2IM2=ZMS0(2.6-3)

同理，可求出N侧系统阻抗ZNS0，ZNS1，ZNS2。设过渡电阻上的电流为IF，则有如下的测距方法:

(1)不考虑分布电容。由各序网图可以列出:

IFi=IMiZMSi+LZi+ZNSiZNSi+(L-D)Zi(2.6-4)

I’Fi=INiZMSi+LZi+ZNSiZNSi+DZi(2.6-5)

其中i={1，2，0｝，代表各序分量。Z为线路总阻抗，D为故障点与M端的距离。I’Fi和IFi分别为由N端和M端的电气量计算得到的故障点过渡电阻上的电流。如果两侧的数据完全同步，则在F点存在:

I’Fi=IFi

假设两端数据由于非同步采样而带来的相位差为δ，则I’Fi和IFi模值相等，即

|INiZMSi+LZi+ZNSiZNSi+DZi|=|IMiZMSi+LZi+ZNSiZNSi+(L-D)Zi|(2.6-6)

由(2.6-4)、(2.6-5)注意到:IFi的模值随D的增加递减，I’Fi的模值随D的增加而单调递增，所以若式(2.6-15)模值相等，方程只会有一个解，不会出现伪根。为避免因为误差而陷入局部极小点，可对D从0～L范围内进行全局一维搜索，使得式(2.6-6)左右两边的模值相差为最小的点即为故障点。这样就避免了复杂的方程求解。

对于不对称故障，可采用负序分量进行计算，对于对称故障可采用故障后附加正序分量进行计算

(2)计入分布电容。如果计入分布电容，则本方法适用于长线路。则式(2.6-4)、(2.6-5)变为:

IFi=(IMi-DYiUMi×ZNSi||1(L-D)Yi+LZi+(ZMSi||1DYi)(0ZNSi||1i(L-D)Yi)+(L-D)Zi(2.6-7)

I’Fi=(INi-DYiUNi×ZNSi||1(L-D)Yi+LZi+(ZMSi||1DYi)(ZMSi||1DYi)+DZi(2.6-8)

方程看似复杂，但由两端电压电流量所求得的故障点电流模值仍是随着D的变化而呈单调变化的，所以仍可采用一维搜索的方法对方程进行求解。

3、结语

线路故障录波器对保证电力系统安全运行的作用十分重要，十分显著。在软件部分中，研究其算法是最重要的一个环节，能可靠有效快速的算出各参数量是软件设计中的关键，研究算法的实质是如何在速度与精度之间进行权衡，找到一种同时满足精度和速度要求的算法。或者在两者之间有所取舍，针对所计算的量考虑其精度和速度的重要性，选择相应的算法使得其满足在电力系统中故障录波的需要。

参考文献

[1]张红旗，刘宇.对微机发变组故障录波装置的分析.内蒙古农业大学学报.第26卷第1期.2005年3月.

故障录波器范文2

关键词：发电厂；时间同步；GPS；ARM Cortex-M3内核；STM32；PCI-104

中图分类号：TM726

文献标识码：A

文章编号：1009-2374（2012）24-0108-03

近年来，国内外连续发生的多起大面积的停电事故，暴露出电力系统运行不可忽视的安全问题。随着电厂、变电站日益提高的自动化水平，电网运行水平不断提高，测量及调度自动化系统等自动化装置得到了广泛的应用，而这些设备的运行都需要有统一的时间基准。如果有了统一精确的时间，就能够实现全厂（站）的各个系统在GPS（北斗）提供的时间基准下运行监控，也能够通过事故后的各个开关动作的先后、调整顺序的先后的准确时间来分析事故的原因及过程。一直以来，GPS授时都是美国霸占。1983年，我国科学家陈芳允和美国的一位科学家同时提出了利用地球同步卫星来进行导航定位的设想。经过多年的预研后，终于在1994年全面启动导航系统的研制。目前国内的关于GPS同步授时也取得了非常迅猛的发展，主要有济南唯尚电子的W9000电厂/变电站时间同步系统、上海锐呈电气的K801同步授时装置、思利敏公司的SNTS网络时间同步装置等。通过分析现有的众多同步授时装置的优缺点，结合目前比较流行的微处理器，最终选取了性能高、成本低、功耗低的专门为嵌入式应用设计的ARM Cortex-M3内核的STM32系列处理器来完成数据的处理，在数据传输方面，系统采用了PCI-104总线技术来进行数据的传输，该总线技术能够很好地满足系统实时性的要求。

1　硬件设计

系统的板卡主要为故障录波和数据采集等装置提供200uS的高精度同步绝对时标。这就要求系统要能接收主时钟源发出的RS485方式的对时信号，在对时过后即正常状态下其要能够自己运行正确的时间信息。

由于主时钟源发来的信号不止一种，因此不能直接将其送入单片机。需先将其送至逻辑芯片，经过逻辑芯片的判断选择之后再送入MCU，这样会节省单片机很多资源及时间。

为了在没有时间信号输入的情况下，此板卡依旧能正常显示准确的时间信息，系统在此为其配备了Dallas公司的DS12C887时钟芯片。

在单片机与PC机通讯方面，除采用了专门为嵌入式设计的的PCI-104总线以节省板卡空间之外，为了使双方能够准确、快速地进行数据交换，系统还采用了一片双口RAM来提升此卡的整体性能。

在PC机与MCU通讯的时候，要经过双口RAM，本板卡所用的芯片有2K的地址空间，为解决单片机引脚问题以方便交换数据，系统将这1K空间分为8页，每页128个地址空间。这样的话对单片机来说，直接通过一个数据端口就可方便地输出地址。

通讯卡上有8页RAM用来与PC机交换数据，每页为128Bytes。每页RAM的用途：第0页和第1页是PC机与单片机交换时标数据区。

第0页：储存偶数0.2ms的时钟数据（10Bytes）。

第1页：储存奇数0.2ms的时钟数据（10Bytes）。

第2～6页：保留。

第7页：储存从PC机向同步时钟卡（从卡）的对时时钟数据（10Bytes）。

此通讯卡在本系统的作用主要有：为PC机提供200uS时间刻度；通过PCI总线与PC机相连，将接收到的对时信号转换为200uS的绝对时标刻度数据，采用中断或查询方式提供给PC机；PC机可在任何时刻从卡上读取分辨率为200uS的绝对时间刻度；事件捕获功能。以200uS的分辨率捕获输入事件脉冲到达的精确时刻，并以中断方式告知PC机。

系统的硬件主体框图如图1所示：

2　软件设计

系统的软件设计主要分为三大部分：系统板单片机程序设计、驱动程序设计和上位机测试应用程序。

2.1　系统板单片机程序设计

此部分主要负责实现本次设计的主要目标任务：提供200uS精确时标以及各种传送方式的时间等信息的接收、解码和发送。

200uS精确时标的产生主要由逻辑芯片配合单片机来实现。为了能够及时地与PC机进行信息交流，充分利用系统资源，并提高板卡的整体性能，系统采用双口RAM实现存储器共享。

2.2　驱动程序设计

在此系统中选择WDM驱动编程模式，该模式为微软公司推出的分层化的驱动程序模式，适用于Win2000、WinNT和WinXP操作系统中，它不但可以实现对新硬件的即插即用，而且可以有效减少并降低驱动程序开发的数量和复杂性。在该模式下，每个IO操作可通过一个IO请求包（IRP）描述，当操作系统遇到一个IRP时，它就调用相应驱动程序中的例程来处理该IRP。WDM的层次结构如图2所示：

2.3　上位机测试应用程序

上位机测试应用程序主要是为评测底层硬件是否合理正确以及板卡系统单片机程序是否编写正确。

在此程序中我们将能很轻松地看到板卡系统的时间信息、发送方式等。这将给后续的开发和测评提供很好的帮助。

参考文献

[1]　杨庆宇．基于多平台的PCI总线接口设计与实现[D]．西安电子科技大学，2010．

[2]　王群．基于PCI总线故障录波器的研究和开发[D]．华中科技大学，2005．

[3]　刘小春．分布式电力线路故障录波系统的研究与开发[D].华中科技大学，2001．

[4]　孙莉，吴顺君，苏涛．DSP与PCI总线接口设计及实现[J].微电子学与计算机，2002，（3）：34-36．

[5]　潘颖欣．GPS定位导航和授时产品的开发[D]．南京航空航天大学，2002．

[6]　张雄伟，陈亮，徐光辉．DSP芯片的原理与开发应用[M]．北京：电子工业出版社，2003．

[7]　危文华．PCI接口芯片9052以及应用[J]．电子技术应用，2001，21（1）：67-70．

[8]　PCI Local Bus Specification Revision 2.1．PCI Special Interest Group，1995．

[9]　李贵山，陈金鹏．PCI局部总线及其应用[M]．西安：西安电子科技大学出版社，2003．

[10]　王胡舰，吴瑞生．利用接口芯片PCI9052制作PCI总线

接口卡详解[J]．工业控制计算机，2004，17（12）：25-27．

[11]　徐鹏华，魏丰．基于PCI总线的GPS同步数据采集系统设计[J]．工业控制计算机，2005，18（10）：33-36．

故障录波器范文3

〔关键词〕 开关站；故障录波器；系统改进

大亚湾核电站400 kV/500 kV开关站故障录波装置原来采用的是美国ROCHESTER公司开发的第一代TR-1630微机型故障录波器，随着时间的推移，在系统的运行过程中逐渐暴露出一些问题：故障率较高；设备专用性强，在故障时必须返回原厂维修；采购不到备件，维修周期长、费用高，而且服务没有保证。因而有必要对微机型故障录波器进行升级改造。

1 改进系统简介

改进系统采用武汉吉特威电子有限公司自主研制生产的GTW-II型故障录波器。这是一种分散型的故障录波器，主要包含硬件和软件两个部分。

1.1 硬件部分

共配有11个录波单元，每个录波单元主录一条线路，其中1个录波单元后备，相邻的两个单元互为备用。系统结构如图1所示。

每个录波单元由变送器、采样卡和采集站组成。智能化采样卡具有以下一些特点：与ISA总线(工业标准总线)完全兼容，即可应用于ISA总线的商用机和工控机；卡上带CPU，自成独立子系统，其运行不占主机CPU时间；采用双端口，大大提高了卡的工作效率，解决了主机与卡转送数据时的瓶颈问题；采集速度快，转换时间短；模块化结构，插入主机总线槽即可工作。由于计算机时钟系统固有的一些问题，使其时钟系统在毫秒数量级上无法进行校准，而故障录波系统为了判定事故发生的先后顺序，必须精确到毫秒级。为了解决这个问题，在开关站新的故障录波器中，专门设置了GPS对时系统，保证各录波单元之间的时标误差小于0.2 ms，GPS接收器保证时钟源与标准时钟一致。

1.2 软件部分

大亚湾核电站开关站故障录波系统软件分4个层次，包括各种数据采集卡软件、数据采集站软件、实时网络软件、分析站软件，如图2所示。

数据采集卡软件包括模拟量采集软件、开关量采集软件、频率量采集软件和GPS同步时钟卡软件等4种。实时网络软件又分为现场数据采集局域网的信息传输软件和与管理信息系统网络进行数据交流的网际信息传输软件。

1.2.1 采集站软件模块

设置有以下一些模块：内存管理模块、时钟与定时器调用模块、中断服务模块、初始化报警模块、网络传输模块、人机交互模块、记录过程调度模块、启动判断模块等。其核心是启动判断模块，包含的故障启动判据有: (1) 相电压、零序电压突变量；(2) 正序电压越限；(3) 负序电压越限；(4) 零序电压越限； (5) 主变中性点电流越限；(6) 频率越限与频率变化率；(7) 1.5 s内电流变差；(8) 相电流突变量；(9) 相电流越限；(10) 负序电流越限；(11) 零序电流越限；(12) 指定开关量变位；(13) 手动、远程启动。

1.2.2 分析站软件模块

录波系统硬件设置模块：主要用于管理系统硬件参数库中相关内容。可以改变采集卡管理数据库，新增、删除、修改采集站配置，改变网络和通信标准。当电力系统线路改变或扩建时，管理员可用此功能进行相应配置调整。当改变系统硬件参数库中内容时，有关内容迅速通过网络传递到整个录波网络系统。

1.2.3 被录线路的启动参数整定模块

主要用于管理被录线路的启动参数库中相关内容。可以改变启动参数数据库，管理员可用此功能进行相应的用户名、启动参数值、线路参数的设定。当改变被录线路的启动参数库中内容时，有关内容通过网络传递到整个录波网络系统。

1.2.4 网络传送与故障录波数据管理模块

故障录波数据通过网络模块进行收集与传送，故障数据经检验、格式转换、故障分析后存入故障录波主数据库。另设故障录波临时数据库，未经系统鉴别或未经过格式转换模块转换的故障录波数据不进入主数据库。网络传送与故障录波数据管理模块工作原理如图3所示。转贴于

1.2.5 故障分析模块

用于对故障记录数据进行下列分析：

(1) 电量分析：分析电力系统故障前后电流、电压、频率、功率变化的特征 (如最大最小峰值等)。

(2) 故障判定：判定故障输电线路、故障类型。可分辨以下10种故障：三相故障1种；二相短路故障3种；二

相接地短路3种、单相接地短路故障3种。

(3) 测定输电线路上故障点距离。

1.2.6 故障波形显示与打印模块

故障波形可自由缩放、标注、编辑。模拟量、开关动作、频率量均可以时序方式波形显示和打印。

1.2.7 系统诊断模块

系统诊断模块用于监控故障录波系统的运行，

提供故障录波系统管理员使用的工作平台。它的主要作用有：

(1) 监控主机系统、操作系统、网络、数据库系统的运行。

(2) 监控、管理各采集站的运行，必要时重新启动该站。

(3) 监测各采集卡和各采集通道的实时数据。

1.2.8 密码安全管理模块

虽然系统主要在专用网络环境中运行，但实际运行中，系统尚可能经过工业数据采集网、磁盘介质与外界网络互联等。为了提高网络安全性，采用了密码安全管理模块。密码安全管理模块用于隔离外界网络对故障录波操作系统、数据库管理系统的侵入。外界系统只有通过了安全认证这一关，才可以得到系统应用服务程序提供的服务。密码安全管理模块主要提供如下两种服务：(1) 对系统收到的数据块进行验证，以证实其是否是故障录波系统中合法用户所发，并可识别相应用户的目的；(2) 对数据的完整性进行检查，以防止数据被中途篡改或在传输过程中发生错误。密码安全管理模块提供调用接口给各应用模块。

1.2.9 远程访问子系统

远程访问子系统提供调度部门远程访问端口。

2 改进效果

改造后的故障录波系统具有以下几方面的特点：

(1) 可靠性高。这是由系统结构决定的。大亚湾核电站开关站故障录波系统采用了按线路分散录波，交叉备用，集中分析的系统结构。由于每台录波单元负荷较小，故障几率变小；互为备用的模式保证在一个录波单元故障时有补救措施；数据在采集站和分析站双重保存，避免录波数据丢失。

故障录波器范文4

摘要： 本文通过介绍山西电网继电保护故障信息分析处理系统的开发使用情况，详述了保护故障信息系统应实现的功能及技术特点，客观分析了建立该系统时应注意的几个问题。

关键词： 继电保护故障信息系统 分析处理

前言

随着电力系统的发展，微机型保护和故障录波装置在系统中所占的比例日益加大，录取系统故障信息的能力也日益加强。为了充分发挥微机型装置的优良性能，山西省从97年开始，在经过充分调研及可行性研究的基础上，设计了山西电网故障信息分析处理系统的结构、规模及其实现方式，确定了系统的技术方案，并于2000年6月建成系统并投入运行。目前，该系统连接了山西电网十个220KV变电站的微机型保护和故障录波装置。

继电保护故障信息分析处理系统的建立，实现了在电力系统发生故障后将完整的保护装置动作报告和录波报告迅速传送到省调及相关继电保护部门，使所有关心故障状况的人员（尤其是调度人员）能及时、准确地掌握电网的故障情况，提高事故的分析处理水平。同时，实现了保护人员在日常运行中对全网微机型保护和录波装置运行状况的动态、实时监测，大大提高了系统保护装置的健康运行水平。

1 系统组成

山西电网故障信息分析处理系统组成如图一所示。

1.1变电站端

在变电站端设置专门的子站系统，所有数据采集和分析系统的硬件单独组屏，尽量不影响原有保护和录波装置的独立运行性能。管理屏通过Modem与调度端中心站连接，通过工控机与现场设备连接。工控机经由插在IPC中的多功能MOXA卡将RS-232信号转换成RS485/422信号，同时进行串行口扩展，经双绞线连接到站内微机保护和故障录波设备。管理屏装设一台GPS授时装置，为了尽量减少对运行装置的影响，GPS仅采用了“软对时”方式，即GPS只校正工控机的时钟，工控机再通过串口为所连接的装置对时。非微机保护装置及其它监控信号以开关量的方式接入变电站管理屏。

工控机以各连接设备的通讯协议接收数据后，将数据格式进行转化，录波器数据格式转化为ANSI/IEEE c37，111-1991 COMTRADE格式，保护报告转成文本文件，以TCP/IP协议与调度端中心站进行数据传输。

1.2中心站端

中心站设一台通讯主机和一台数据管理服务器。通讯主机通过MODEM经专用微波话路与变电站管理屏连接，系统发生故障后可同时接收相关变电站上传的信息，经分析处理后将最终数据存入管理服务器。服务器负责存储、统计所有变电站的信息，对接收的数据经过初步分析，并经维护人员归纳、总结后通过Internet，每个终端可以共享服务器提供的标准化数据及资源，实现整个局域网对最新故障数据的共享。同时，调度员可以浏览管理服务器上原始的故障数据及波形信息。通讯主机与服务器之间遵循TCP/IP（FTP）协议。

2 系统功能

2.1故障信息的及时、准确处理功能

变电站管理机能自动完成对本站所连接的保护和录波装置的正常查询、动作报告和自检报告的自动搜集和分析处理，当分析到有保护跳闸报告时能自动拨号将报告上传至中心站，并在管理机上以醒目的方式就地显示，实现了对所有连接装置动作信息的自动管理，提高了故障处理的自动化水平。

管理屏的GPS装置可以精确地同步各装置的时钟，极大地提高了系统故障分析的准确性，消除了因时钟的影响而造成事故分析不便的隐患。

通过远传系统，继电保护各级管理部门在系统发生故障时可以及时、准确取得有关数据而无须赶到现场，缩短了处理故障的时间。

中心站后台软件具有完善的分析工具对上传的数据进行分析，如故障测距、波形分析、矢量计算、谐波分析等。故障测距提供了多种算法，为故障点的查找带来很大方便。双端测距算法的实现，大大提高了故障测距的精确度，这也正是本系统实现的最有效、实用的故障处理功能。

2.2运行设备的远方监控、维护功能

变电站定时对连接装置进行巡检，一旦装置有自检异常报告，自动收集并保存，同时可以就地显示或声响等方式提醒运行人员。管理机每天自动调取一次各装置定值，也可由中心站远方操作随时调取装置定值。可自动记录接入变电站管理屏的开关变位情况并给出汉化的变位信息和有关提示。

在中心站可以远方调取各连接装置的实时采样数据及波形、装置自检报告、开关变位状况、当时定值等，监视装置的运行状况。对录波装置，还可以实现远方启动录波的功能。

2.3故障信息的管理、统计功能

中心站服务器管理系统的设计基于Browser/Server模式，采用满足国际技术标准的通讯协议及数据库环境，实现数据库的管理功能。接入本系统的所有装置的动作信息、自检信息及录波数据都记录在数据库中，可以方便地进行不同条件的查询和统计，如按照单位、厂站、线路名、开关号、保护及录波装置型号等，同时，要求该软件具备查询或统计后相应数据的转存、备份、删除等功能。

2.4图形功能

中心站通讯机可显示山西电网地理接线图，通过点击地理接线图中任一变电站可调出该变电站的主接线图及保护、录波装置的配置图，点击任一装置即可调出该装置的历史数据。当系统发生故障，有报告传到中心站时，变电站主接线图中有明显标志自动显示故障报告的存在。图形具有方便的编辑功能，如添加、删除设备等。

3 使用情况 3.1连接装置

山西电网故障信息分析处理系统连接了目前使用较多的微机型线路保护和故障录波装置及部分变压器保护，还接入了部分开关量信号。

线路保护装置：南自厂生产的WXB-11C/15型保护和南瑞生产的LFP-900系列保护

故障录波装置：南京银山公司生产的YS-8A录波器和电自院远动室、深圳深宁公司生产的WDS-2B录波器

变压器保护装置：南自厂生产的WBZ-03、04保护和南瑞生产的LFP-970系列保护

开关量信号：根据各厂站的需要接入目前无法监测到的信号。如各电压等级母线接地信号、装置直流电源消失信号等。

装置的连接过程中，LFP-900系列保护和YS-8A录波器比较容易接入，后台接收的信息也与装置本体差不多，但对于早期投产的微机型装置，如WXB-11线路保护、WBZ-03/04变压器保护及WDS-2B录波器，如果进行组网，必须对设备进行升级。WXB-11需升级为WXB-11C型，WBZ-03/04变压器保护，原装置的运行程序没有联网功能，需要对程序进行修改，而WDS-2B录波器需升级为WDS-2E型。对于这些装置的联网，需要做的工作很多，但联网后调取的信息非常有限，上传报告的内容比装置本体打印的内容少得多，运行中还存在许多问题，如WXB-11C/15保护，只能调取两个周波的故障波形，运行中经常出现无法与变电站管理屏通讯的情况，原因是保护装置的打印机卡纸，卡纸时保护串口不进行通讯；WBZ-03/04保护组网后，WBZ-03装置不能调取定值，WBZ-04装置调取的定值有一项错误。所以，在建立保护故障信息系统时，早期的微机型装置是否接入，其必要性有待于进一步探讨。

3.2系统特点

（1）保护及录波装置的动作、自检报告在变电站端经过数据格式转换后，文件体积比较小，传输速率较高，同时，通讯模块软件支持断点续传，缩短了占用通道时间，提高了远传成功率。

（2）对变电站连接的各种装置的通信软件采用了模块化设计。对不同厂站的设备通过连接装置的设置完成通讯软件设置，而无需重新编制软件，当变电站扩容或设备变更时，站端软件调整、维护工作量小，使用方便。

（3）中心站软件具备灵活、丰富的故障分析功能。可以显示有关电气量的曲线和相量，当光标在曲线上移动时，可实时显示光标所在位置各电气量的有效值、瞬时值、相角、谐波值等；可对选定的曲线进行叠加、拉伸、压缩、放大、缩小等显示。

（4）提供了对故障线路的多种测距算法，有单端测距、双端测距、对侧助增测距。

3.3存在问题商榷

山西电网故障信息分析处理系统于2000年6月投入试运行，运行期间经历了十多次系统故障，故障报告基本完整，但时效性不佳。根据运行情况分析，有一些问题值得在建设信息系统时引起重视：

1、为了确保电网故障时故障数据自动上传的时效性、准确性，中心站与变电站之间传输通道最好是数据网通道。在不具备数据网而用微波电话传输时，要求通讯软件具有很强的容错能力，否则难以实现电网故障时故障数据的自动上传，中心站向下访问也容易受阻，大大影响了对电网故障的判断、处理。

2、变电站端系统连接保护及录波设备后，抗干扰问题应予以高度重视。保护和录波装置连接的规约转换盒应是有源设备，以提高其抗干扰能力。从保护串口到变电站管理屏的整个回路（包括规约转换盒、双绞线、串口转换及扩展MOXA卡）的抗干扰能力都应满足抗干扰的要求。

3、故障信息系统建设时应同时建立起变电站二次设备参数数据库，该数据库由变电站端系统填写和修改，与变电站主接线图、二次设备分布图的绘制相结合，一次完成。调度端中心站可以调用该数据库并可实现所有联网变电站二次设备参数的查询、统计等管理功能。

4、变电站管理机不仅要实现对连接设备的访问，而且要进行智能管理。如对设备的定值、定值区号、开入量、连接情况等进行监视，记录其变更时间及变更内容，根据预先设定的优先级别进行相应处理。

5、变电站端与保护和录波装置通讯的管理软件时序配合上应合理，应能确保与设备连接畅通，否则变电站管理屏经常出现与设备连接不上的现象。

6、中心站对变电站端设备的访问不能仅通过一台通讯主机进行，MIS网上已被授权的其它终端应能通过该机访问变电站设备。

4 结束语 继电保护故障信息分析处理系统的开发和使用，标志着继电保护专业的技术管理水平登上一个新台阶，为电力系统故障的准确分析、及时处理提供了重要的依据和手段。它的建立，为今后继电保护动作行为进行智能化分析和仿真，为保护专家系统的建立奠定了基础，必将为电力系统的安全可靠运行做出贡献，为提高各专业技术管理的自动化水平发挥愈来愈大的作用。

参考文献

故障录波器范文5

关键词：小电流接地系统；故障；检测；行波测距；因素；

【分类号】：TM862

0 引言

在我国配电网中目前，主要有两种实用方法实现配电网在线故障定位：（1）实现配电自动化（FA），利用线路负荷开关处装设的FTU实现故障分段定位。通过线路FTU检测测量TA二次电流是否出现间断角判断线路过流故障，而将检测结果送至SCADA系统，系统主站根据各FTU上报信息利用相应的故障定位算法确定故障所在区段。该方法只适合于实现了配网自动化的地区，但实现配网自动化造价太高，同时，该方法还是无法克服配电网故障电流微弱、故障特征不明显带来的问题，即使能够进行故障定位，也只能分区段定位，故障点的查找还是比较困难，特别在城网中，大多电力电缆已下地，限制了此方法的大面积使用。（2）沿线悬挂故障指示器，根据故障点前后指示器检测信息的不同实现故障分段定位。利用故障指示器实现线路短路故障的定位，具有成本低，安装方便的优点，故障后需要根据线路上故障指示器的指示状态，人工沿线查找所在区段，费时费力，该方法同样存在方法（1）中的问题。

综上所述，对于小电流接地系统输电线路，其准确的故障定位及成因分析的研究还是一个崭新的研究领域。如能取得突破，将对小电流接地系统实现自动化的贡献是巨大的，对输电网也有十分重要的建设性作用。本项目研究将行波测距原理应用到配电线路中，针对其线路结构的特殊性，采用普通电压互感器获取行波信号，结合故障初始相角、接地电阻、混合线路等对检测可靠性的影响因素。利用故障产生的电压行波信号线模分量，及基于双端测距原理，并运用云计算平台，测量短路和接地等故障距离，能有效的解决小电流接地系统线路故障定位难题。

1 行波测距的原理

行波测距方法按照故障测距原理可分为 A，B，C 三类：

① A 型故障测距装置是利用故障点产生的行波到达母线端后反射到故障点，再由故障点反射后到达母线端的时间差和行波波速来确定故障点距离的。但此种方法没有解决对故障点的反射波和对侧母线端反射波在故障点的透射波加以区分的问题，所以实现起来比较困难。

② B 型故障测距装置是利用记录故障点产生的行波到达线路两端的时间，然后借助于通讯联系实现测距的。由于这种测距装置是利用故障产生后到达母线端的第一次行波的信息，因此不存在区分故障点的反射波和对侧母线端反射波在故障点的透射波的问题。但是它要求在线路两端有通讯联系，而且两边时标要一致。这就要求利用 GPS 技术加以实现。

③ C 型故障测距装置是在故障发生后由装置发射高压高频或直流脉冲，根据高频脉冲由装置到故障点往返一次的时间进行测距。这种测距装置原理简单，精度也高，但要附加高频脉冲信号发生器等部件，比较昂贵复杂。另外，测距时故障点反射脉冲往往很难与干扰相区别，并且要求输电线路三相均有高频信号处理和载波通道设备。

目前，国内大部分行波测距采用的是B型电流行波测距的原理，需采用专用传感器，本项目利用电压互感器二次行波电压进行故障定位，安装简单，测量信号少，利用双端测距，线模分量的小波变换等原理作为测距依据，建立正常时间矩阵，完成整个网络的故障测距。

2 配网行波选线与故障定位

从图1可以看出配电线路行波的特点 ：

1）接地线路初始行波远大于非接地线路的初始行波，极性相反

2）非接地线路的初始行波数值相等，极性相同

3）与中性点接地方式几乎无关，故障特征明显

基于行波的单相接地选线原理：

1）故障线路的行波幅值远大于非故障线路

如图1左侧行波电流幅度所示，当线路上有N条馈线，全是电缆或全是架空线或电缆与架空线混合线路，imk为馈线上的行波电流幅值， imf为故障线上的行波电流幅值。若 imk≤ imf /（N-1） ，K=1，2... N ， k≠f， 判定f为故障线，其余为非故障线。

2）故障线路与非故障线路的行波极性相反

如图1右侧红色行波电流流动方向所示，可见行波在故障线中是由故障线流向母线，而非故障线路是行波由母线流向线路。

故障定位原理：

基于行波技术的故障定位方法包括双端行波测距法和单端行波测距法。我们采取的是双端行波测距法。

双端行波测距法原理是利用故障行波到达故障线路两端的时间差计算出故障距离，关键是准确记录行波到达线路两端的相对时间，利用接收GPS的卫星信号并配合高精度恒温晶振的使用，可以获取精度在0.1us以内的时间脉冲，因此GPS可作为同步时间单元。由于母线两端都只检测第一个到达的行波，线路的过渡电阻的电弧特性、系统运行方式的变化、线路的分布电容以及负荷电流等因素对测距复杂性不会造成大的影响，因此双端行波法比单端行波法测距结果更准确可靠。

因为10kV输电线路大多等效为放射状接线，对行波通路来讲认为线路为无限长，因此，双端行波定位法是理想的选择。

3 系统总体结构

系统结构由站内行波选线主站、户外行波测距终端、通信链路组成

1）、站内行波选线主站由前置行波采集单元、GPS同步、后台处理单元、显示器等，整个组成一面屏安装于站内，完成小电流接地选线功能及其故障支路的故障点定位。

2）、户外行波测距终端由高速采集单元、GPS同步、数据处理单元等组成，以挂箱式安装于户外。

3）、分支上各测距终端的信息以GPRS通信模式将数据上送到中心主站，主站分析计算后将测距结果在显示器上显示，同时以远动方式通过光纤将结果送到调度中心。

当P点发生故障时，位于站内的行波选线主站启动选线，选出故障线路并记录行波波形，同时，位于配电线路末端#2、#3位置的行波测距终端装置启动录波，记录行波波头，最后由主站数据处理中心结合三者波头数据，得出故障点位置。

4技术特点

1）利用电压行波测距，抗干扰能力强，与中性点接地方式无关

由于配电线路是正常工作时只由单端电源供电，且末端一般不带有负荷为开路状态。根据行波理论，线路末端不能检测到电流行波信号。而对于为开路状态的线路末端，电压行波的反射系数为+ 1 ，电压加倍，即线路末端可检测到电压行波信号。对于配电母线，根据其为单侧或两侧线路供电分为单出线和双出线两种结构。对于单出线系统，调压器等效电感对于高频行波相当于开路状态。对于双出线系统，电压行波反射系数为0 ，其幅值不变。两种状态下母线处均可检测到电压行波信号。 由于在配电网故障时，系统中存在丰富的行波信号，它既包含低频分量，也包含高频分量，特别是其中的对电容比较敏感的高频分量。行波信号包括很多的故障信息，是一种故障分量，系统正常运行时是不存在的，只有发生故障时才会出现，可排除正常运行不平衡电流的影响，电压行波还具有抗电晕干扰等特点，行波的产生与中性点接地形式无关。

2）采用双端测距，不需要考虑后续的反射与透射行波，测距更可靠

根据行波传输特征，可以利用单端和双端原理分别测量故障距离。单端测距法必须识别出故障点的反射波。由于配网线路一般为架空、电缆混合线路，结构复杂，同时受沿线变压器负荷及复杂环境的影响，行波在各个一次设备、各段线路连接处的反射、折射较为复杂。故障点反射波波头幅值有明显的衰减和畸变，且与阻抗不匹配点的反射波形相混淆，其识别变得非常复杂、困难。因此，配网线路中采用单端方法测距将非常困难。而利用双端法可以最大限度降低上述因素的影响。双端行波测距法只检测故障产生的初始行波波头到达时间，不需要考虑后续的反射与透射行波，原理简单，测距结果更可靠。

3）根据初始行波波头到达时间，可以有效判定区内还是区外故障

电网中输电线路发生短路故障或遭受雷电过电压侵袭时，故障点或雷击点将产生电压行波经线路向整个电网传播。由于故障初始行波在电网中是按照最短路径传播的，各变电站距离故障点的路径越短，则初始行波到达该站的时刻越早；对于故障行波到达同一变电站的不同路径而言，行波经过的路径越短，则到达时刻越早；所以对于各变电站来说，最早到达该站的行波必是初始行波。当线路故障时，电网中各行波测距装置检测并记录初始行波的到达时间，从而进行电网故障点的区内区外判定。

4）通过建立正常时间矩阵，满足T型线路的故障测距要求

首先建立正常时间矩阵，然后根据T型线路内部故障时各变电站记录的初始行波波头到达时间，建立故障时间矩阵，并与T型线路正常时间矩阵相比较，确定故障线路，然后利用双端测距方法计算出故障点位置。在T型线路测距中提出了故障线路的确定方法，只需比较故障时间矩阵和正常时间矩阵，可以准确地确定故障线路，在分支故障时，将2条故障线路的测距结果的平均值作为最终测距结果，可以提高定位精度。

5）根据电网的网络拓扑结构，建立测距网，增加系统冗余

根据电网的网络拓扑结构，利用线路故障后整个电网中安装的行波定位装置记录的有效初始行波到达时间进行故障定位计算，并可消除部分行波定位装置故障、启动失灵或时间记录错误对定位结果的影响。

5结论

随着新型城镇化、农业现代化步伐加快，新能源、分布式电源、电动汽车、储能装置快速发展，终端用电负荷呈现增长快、变化大、多样化的新趋势，增加对配电网的建设和加快对配电网的改造升级势在必行。配电网中存在的接地故障也会越来越多，本研究基于输电线路中的行波测距原理，探讨了行波测距应用在配电网中的可能性，本设计提出了基于行波的小电流接地系统故障选线与故障定位的方法，能够实现对配电网所有10kV线路进行故障选线及故障定位，同时对该配电网的安装分布式行波采集终端进行多级分支线路故障定位，在故障发生后对故障点精确定位。此系统方便供电局工作人员快速查找故障点，及时供电消除故障扩大的隐患，因此能够极大地提高供电局工作人员的工作效率，降低工作强度。希望对今后配电网接地故障的研究能够有所帮助。

参考文献

故障录波器范文6

关键词：匝间保护 PT接地

Abstract:This paper of Zhangjiakou Power Plant (hereinafter referred to as Zhang electric) of unit 8 generator inter-turn protection for longitudinal zero-sequence voltage inter-turn protection, 8 units respectively in January 20, 2005 and March 5, 2005 happen twice inter-turn protectionevent.

Keywords：inter-turn protection PTground connection

中图分类号：TM921.41文献标识码：A

发电机组继电保护及安全自动装置是在发电机发生故障和不正常运行的情况下快速切除故障，防止故障的进一步扩大。继电保护装置的快速性、可靠性、灵敏性、准确性是对继电保护装置的基本要求。继电保护装置一旦发生误动或拒动，都会影响发电机组的稳定运行。因此快速分析动作原因，及时采取有效措施，对发电厂的安全、稳定、经济运行具有深远的意义。

一、发电机匝间保护原理

张家口发电厂8号机组发电机匝间保护为纵向零序电压式匝间保护，纵向零序电压式匝间保护的接入电压，取自机端专用PT的开口三角形电压。专用PT为全绝缘式PT,其一次中性点不接地，而是通过高压电缆与发电机中性点连接起来。在发电机定子绕组发生匝间短路时，在专用PT的开口三角形处将出现纵向零序电压，纵向零序电压式匝间保护就是以纵向零序电压为判据构成的发电机匝间短路保护。

当发电机正常运行时,反应匝间短路TV开口三角的零序电压3U0=0,保护不动作;当发电机内部或外部发生单相接地故障时,虽然三相对地电压不再平衡,但三相对中性点的电压仍然完全对称,同样反应定子绕组匝间短路TV开口三角的零序电压3U0=0,保护不动作;当发电机内部发生匝间短路或中性点不对称的各种相间短路时,破坏了三相对中性点的对称,产生了对中性点的零序电压,即纵向零序电压,在它的开口三角形处出现纵向零序电压，当达到保护装置的整定值时，保护动作于跳闸或信号。保护的交流接入回路下图所示。

二、事故经过

2005年1月20日，张电8号发电机匝间保护动作，机组解列。发变组保护定子匝间保护灵敏段及次灵敏段动作，故障录波器启动，从发变组保护动作报告中显示，匝间保护专用丙PT（632）开口三角二次零序电压达到了23.15V，三次谐波电压达到2.85V。从故障录波器的录波报告中显示，故障启动分量为发电机机端零序电压3U0，取自机端乙PT（611）开口三角，启动通道故障时刻有效值为26.008V，启动通道打印时段最大值42.113V。随后为进一步查找原因，运行人员进行了起励，升压过程没有全部完成，匝间保护灵敏段又一次动作，动作报告中显示零序电压达到4.69V，三次谐波电压达到0.10V。随后对8号机组的一次设备及机端PT二次的绝缘、接地点等进行了检查，检查结果未发现异常。为及时恢复机组运行，采取临时措施，将匝间保护退出运行，再次开机，上述故障现象消失。

2005年3月5日，8号机临时停机后启机时，定子接地、匝间保护动作，查其原因，是因机端甲PT一次A相保险熔断所致，更换A相一次保险后，恢复正常，机组并网运行。

三、原因分析

8号机组机端共有甲、乙、丙三组PT , 发电机定子接地保护使用的是甲PT，故障录波器使用的是乙PT，匝间保护使用的是全绝缘型式的专用丙PT。第一次故障时，匝间保护动作，故障录波器所显示的波形变化及保护动作情况基本吻合。况且，事后对所有PT二次回路进行检查，也未发现异常，特别是3月5日的故障，是因PT一次保险熔断而引起。在定子接地保护动作时，匝间保护又一次动作。根据这种情况，可以确认，两次故障均不排除一次系统故障的可能。

根据对故障录波图及保护动作情况的综合分析，基本排除发电机定子单相接地的可能。因录波图上三次谐波没有明显变化。同时，也排除发电机匝间短路的可能。因第一次故障后再次开机直至第二次故障，匝间保护并未见有任何动作信号，发电机也未见异常。因此，只能是一次系统的其它设备出现异常。根据第一次故障后对PT一、二次检查，故障消失、特别是针对第二次故障的原因分析，一次系统的故障范围应该是在发电机机端PT。

两次故障共同的特点是都是因零序电压3U0超过保护定值使保护动作。不同之处在于：第一次故障时，录波图上BC相电压降低，而且显示是C相电压突然降低，同时出现零序电压。匝间保护随之动作。而匝间保护与故障录波器不属于同一组PT，却能同时感受到这一现象，只能是一次系统出现单相短路（但不是对地），发生这种情况只有丙PT才有可能，因丙PT一次中性点不接地，而是与发电机中性点连接。但由于丙PT一次发生短路，也会使发电机单相电压降低，所以，故障录波器也同样能够感受到。从录波图上可以确认，发生故障的是C相。第二次故障（3月5日）是机端甲PTA相一次保险熔断，只影响甲PT本身的二次电压，一次系统不受其影响，因此，故障录波图上的电压没有变化。

8发电机机端所有PT二次的接地点均为B相，而且开口三角的一端与B相连接接地。3月5日的甲PT一次保险故障，造成甲PT开口三角出现零序电压。定子接地保护动作。由于所有PT二次的开口三角均有一端接地，甲PT开口三角出现零序电压，使“B600”的电位发生变化，特别是从PT端子箱至发变组保护屏“B600”用的是同一根电缆芯，使得匝间保护也感受到零序电压的变化，当这个变化的零序电压幅值超过定值时，保护动作。第一次故障时，录波图上B相电压的变化也可以说明这一点。

四、整改措施