故障录波器范文第1篇

关键词：故障录波器；CPLD；DSP；微分方程；故障测距

0 引言

故障录波器作为电力系统发生故障及振荡时自动记录的一种装置，记录因短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等大扰动引起的系统电流、电压以及有功、无功和系统频率的变化过程，用于检测继电保护与安全自动装置的动作行为，了解系统暂态过程中系统中各电参量的变化规律，校核电力系统计算程序及模型参数的正确性[1]。当前故障录波系统是由分散安装在各个变电站开关柜或保护小室内的录波器构成的辐射式系统，采集的数据通过网络发送到同一录波主站，主站再对接收到的故障数据进行处理分析，以确定故障类型和故障位置及深层次的研究[2]。

1 故障录波器结构原理

电力系统故障录波器主要负责采集各种电压、电流模拟量及开关量。电压、电流信号经隔离变送后进行A/D转换，通过处理分析进行各项故障启动判断并按照要求保存录波数据。当故障未发生时，仅对监测电压电流进行低速采样计算，同时扫描开关量以形成实时监控，并对这些采集数据进行滤波、采样值转换、对称分量分解、求取频率等处理，然后按规定的启动判据判断故障是否发生。一旦故障发生立即启动高速采样模式进入故障录波状态，按照DL/T533-94《220～500kV电力系统故障动态记录技术准则》记录故障数据[3]。

2 录波器结构功能改进

录波过程中DSP执行采样控制、数据处理、协调通信的同时要兼顾时钟同步、键盘输入、屏幕显示等附属任务，运算负荷大，受制于硬件水平额外执行故障测距定位程序可能会影响到录波器的正常功能。为了解决DSP处理能力的技术瓶颈，我们做如下改进：在原有DSP模型的录波装置基础上，将采集系统硬件电路分成数据采样模块和DSP数据处理分析模块两部分，并且将二者分开设计成独立的子板，由四块数据采样板和一个DSP主控板组成一个完整的数据采集系统，采样板与主控板之间通过现场总线连接实现指令通信与数据传输。

3 单端故障定位

3.1 故障测距算法综述

在研究高压输电线路精确故障测距问题上，根据计算时所用电气量是线路单端电气量还是双端电气量算法可以分为两类：单端测距算法和双端测距算法。目前国内外对这方面作了大量深入研究，提出了许多实用有效的算法，如：解微分方程算法、零序电流相位修正法、故障电流相位修正法、并行退火单端测距算法、傅氏变换技术测距法、解二次方程法及长线方程的近似求解算法等。对于录波器而言，DSP通过双口RAM读取的是原始采样点数据，为了节约计算空间，最快的得出故障点位置，要求我们植入的故障定位程序模块能直接读取采样数据。通常大多数故障测距算法是综合模拟量和开关量建立的模型，但是这些模型对于基于录波器直接定位故障点是不实用的，因为录波装置是先于保护装置反映的，开关量无法反映当时确切故障状态。结合辐射式录波系统实际，线路一侧录波器不能与对侧录波器通信，无法获取对侧故障数据，因此这种情况下，双端测距算法无法实现，只能采取单端法。

3.2 算法仿真

采用500kV，300km的双端电源系统进行数字仿真，其正序参数分别为：

故障录波器范文第2篇

【关键词】发电机变压器组；故障录波监测装置；分析软件

一、引言

发电机变压器组是电力系统的重要设备，其可靠安全运行关系到整个电力系统的安全运行。近年来，随着电力工业的发展，人们越来越重视对发电机变压器等重要电力设备的正常监测和故障分析，而且随着电子技术的发展，人们也越来越多地利用现代电子和计算机技术对发电机变压器组进行监测和故障后的分析处理工作。在这种情况下，微机型发电机变压器组故障录波监测装置便应运而生了。微机型发电机变压器组故障录波监测装置应能做为继电保护及安全自动装置动作行为的分析工具，为发电机组和电网故障的分析提供依据，并记录与监测发电机组的运行状态。

电力故障录波装置发展到今天，在硬件上正朝着通道路数更多、采样速度更快、采样点数更多、精度更高、存储容量更大的方向发展；在分析软件上则朝着界面更友好、操作更方便、功能更强大、通用性更好、组网远传更灵活的方向发展。一个好的分析软件，应该成为运行人员正常监测和故障分析的有力工具。

由于功能上的重大差异，新型发电机变压器组录波监测装置无法照搬原来的线路故障录波装置的分析软件，需要进行重新设计和开发。作者根据多年从事录波器后台分析软件开发的经验，并依据国家标准和现场运行的需要，设计并开发实现了一套发变组故障录波监测装置后台分析软件，成功地应用于生产和运行中。

二、设计原则

微机型发电机变压器组故障录波监测装置后台分析处理软件的设计原则是：

（一）符合国家标准中对分析处理软件的要求[1][2]。

（二）界面友好、直观、操作方便。

（三）除国标中规定的功能外，适当补充其他功能，以满足用户越来越高的要求，形成一套独具特色、功能强大的分析处理软件。

（四）适应各种通讯方式，实现灵活的组网远传方式。

（五）提供国际标准格式（ANSI/IEEE　C37）的转入转出功能。

（六）充分利用现代先进的软件编程技术和开发环境，力求软件的高质量、高可靠性、可重用性和可移植性。

三、功能设计

功能是分析处理软件的灵魂，是分析处理故障的保证。为了满足现场运行人员正常监测及事故后分析处理故障的实际需要，分析处理软件应具有强大的功能。

（一）实时监测功能

实时监测功能是在正常运行情况下，实时监视各个电气量波形及各种数值的变化情况，主要有：

1、模拟量实时监测

（1）实时显示发电机功角、系统频率。

（2）实时显示各个通道模拟量的波形。

（3）各通道有效值显示。

（4）有功功率、无功功率显示。

（5）序分量显示。

（6）各次谐波量显示。

2、开关量实时监测：实时显示各开关量通道波形及开关量状态。

3、差动电流实时显示：显示差动量通道的实时波形、数值，计算后的差动电流波形、数值。

4、主电气接线图实时监测

5、主电气接线图修改工具

（二）故障分析功能

故障分析功能提供对故障发生后形成的录波数据的分析处理功能，可以重现故障发生过程中各电气量的变化过程和各开关量的动作情况，是分析处理软件的核心部分，主要包括：

1、模拟量波形显示与分析

重现故障过程中，各通道模拟量波形及数值的变化过程。数值分析主要包括：瞬时值、有效值、谐波、功率因数、相位、序分量等。

2、开关量波形显示与分析

重现故障过程中，各继电保护、自动装置、断路器等开关量的动作过程。

3、有功、无功功率波形显示与分析

重现故障过程中，有功功率和无功功率波形和数值的变化过程。

4、频率、功角波形显示与分析

重现故障过程中，系统频率和发电机功角波形及数值的变化过程。

5、差动电流波形显示与分析

重现故障过程中，各差动量的波形、差动电流的波形及它们的数值的变化过程。

6、故障结果分析

自动分析本次故障的内容，包括：故障发生时间、启动量分析、开关量动作情况及过程分析、故障前后各通道有效值列表等。如果接有输电线路，还应进行如下分析：故障线路、故障相别、跳闸相别、保护动作时间、断路器跳闸时间、断路器重合时间、再次故障相别、再次跳闸相别、保护再次动作时间、再次跳闸时间、故障测距等。

7、机端阻抗计算分析

计算任意位置的机端阻抗，并以向量图的形式显示分析。

8、相量分析

计算任意位置处所选通道的相量，以不同颜色显示在相量图上。

9、p-δ曲线分析

显示整个故障过程中，发电机输出功率与发电机功角随时间的变化曲线，有全部显示和过程显示两种方式。

（三）开机试验功能

开机试验是发电机的一项重要试验。由于录波装置能够记录发电机的各种电气参数，所以利用录波装置来记录开机试验过程是十分方便的。用录波器记录的实验数据可以帮助试验人员分析检查发电机目前的状态，试验结果可以与以前的结果对照比较，以便及时发现发电机可能存在的问题。开机试验的内容主要包括：

1、励磁机空载特性试验

记录该试验过程中，励磁机转子电流和励磁机输出电压之间关系曲线。

2、发电机空载特性试验

记录该试验过程中，发电机转子电流与发电机输出电压之间关系曲线。

3、发电机短路特性试验

记录该试验过程中，发电机转子电流与发电机输出电流之间关系曲线。

4、发电机灭磁试验

记录该试验过程中，灭磁前后发电机机端电压、发电机转子电压及发电机转子电流随时间变化曲线，并自动计算灭磁时间常数。

5、同期试验

记录该试验过程中，发电机与系统之间在同期前后两组电压的波形、幅值差和相位差的变化过程，以检测同期装置的性能。

（四）通道整定功能

通道整定是保证录波器测量精度的重要措施，通道整定包括通道变比校正和通道间相位差校正两种。整定的方法是在各通道上加同相位的电压电流信号（直流通道加直流信号），按一定的间隔改变电压电流的值，采用最小二乘法计算通道变比和相位误差。

（五）参数设置功能

分析软件应具有灵活方便的参数设置功能，包括：

1、系统设置：名称、标识、ABCD段的段长设置等。

2、模拟量设置：通道名称、通道类型、通道变比参数、启动定值、启动屏蔽等设置。

3、开关量设置：通道名称、启动屏蔽。

4、线路属性设置：线路名称、长度、阻抗参数等。

5、序分量设置：正序、负序、零序限值及屏蔽。

6、差动设置：差动量选择。

7、远传及GPS串口设置。

（六）管理及组网远传功能

分析软件除具有分析功能外，还应具有一定的管理功能，这主要包括对故障文件的分类管理、删除过时文件、故障档案管理等。另外，还应提供多种故障查询方法以方便操作人员的故障检索，如按故障档案查询、按日期查询和按断路器动作查询等。

对后台软件而言，组网远传功能就是能够适应各种通讯方式，提供统一的接口，保证组网远传功能的实现。

四、开发与实现

（一）运行环境

运行环境应本着选择可靠性高、易于操作、统一的基于图形的用户界面、支持多线程多任务的操作系统为原则，所以选择Windows　98、Windows　NT或Windows　2000作为分析软件的运行平台。

（二）开发工具

选择Visual　C++　作为分析软件的开发工具。Visual　C++是Microsoft公司推出的针对Windows操作系统的编程语言，现在已经发展到6.0版本。作为开发Windows应用程序的工具，它具有明显的特点：1、开发出的Windows应用程序具有统一的用户操作界面。2、与操作系统紧密配合，不存在兼容性的问题，与硬件无关。对于同一类型硬件，不论型号、厂家，只要Windows操作系统支持，开发出的Windows应用程序就一定能够支持。3、功能强大，实用面广。4、操作简单，效率高。5、代码可靠性高，便于维护。基于Visual　C++的上述特点以及其对面向对象的支持和提供的MFC基本类库的支持，选择Visual　C++作为开发工具，无疑会大大减轻开发工作量，进而开发出功能强大、结构合理、容易扩充的分析软件来。

（三）软件实现

针对不同的功能模块，按面向对象的方法进行分类设计，充分利用Windows操作系统支持多线程多任务的特点，利用不同的窗口线程或工作线程来描述不同的模块。

以故障分析功能模块为例说明软件实现的方法，如图1所示为故障分析模块按面向对象和自顶而下方法设计的类的层次图。其中，类CFaultAnalysisThread定义了一个单独的窗口线程，专门分析处理故障；类CFaultAnalysisFrame为CFaultAnalysisThread的主框架窗口，负责主要的管理任务；类CFaultAnalysisView为CFaultAnalysisFrame下唯一的视窗口，负责波形显示、数值分析结果显示等任务，其下按显示内容分为四个子窗口：类CChildWndT负责显示故障时间标尺，类CChildWndM负责显示通道名称，类CChildWndG负责显示各种波形，类CChildWndV则负责显示各种数值量。

在软件开发中，正是由于采用了面向对象和自顶而下分层设计的思想和方法，使得软件结构更加合理，功能扩充更加容易。

五、结论

发电机变压器组是电力系统的重要设备，针对发变组而开发的录波监测装置及其后台分析软件，是运行人员分析处理故障的有力工具。后台分析软件设计的好坏和功能的强弱，直接影响到运行人员分析故障和处理故障的能力。本文介绍了根据国家标准和用户需求而设计开发的发电机变压器组故障录波监测装置后台分析软件，它具有功能强大、设计合理、实用方便等特点，已成功地运用到生产和运行中。

参考文献：

故障录波器范文第3篇

〔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。

故障录波器范文第4篇

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/IEEEc37，111-1991COMTRADE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：

故障录波器范文第5篇

摘要：电厂110kV线路曾发生过保护误动作的情况，为了避免此类故障的发生，本文结合电厂110kV线路实际情况，分析影响110kV线路保护可靠性的因素，研究提高继电保护可靠性的措施。

关键词：保护可靠性影响因素措施

1 概述

根据国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的通知第13.3条中的要求：进一步加强电网继电保护装置运行管理工作，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护拒动，误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。由于数字式微机线路保护装置采用智能化、模块化设计，其自身的迅速性、选择性和灵敏性较高，但是其可靠性容易受到外部因素的干扰，造成保护装置的误动或拒动。2006年8月，电－百线（1124）距离Ⅲ段保护动作，对保护定值分析，应为距离II段保护动作，通过查看故障录波图形，发现线路电流互感器二次故障电流波形发生畸变，使得电流互感器饱和，使保护装置发生误动作。

2 影响110kV线路保护可靠性的因素分析

2.1 110kV线路保护故障分析能力不足

电厂110kV线路未配置单独的故障录波装置，仅通过保护装置自带的简易故障录波功能来分析事故，使得技术人员只能了解事故的大概，对事故发生的具体过程，造成的影响，地点测距等无法作出准确分析判断，对事故的发生无法做到正确预防，间接降低了保护装置的可靠性。

2.2 电流互感器二次负载大

110kV线路保护装置位于集控室下的电子间，距被保护对象300米左右，距离较远，造成电流互感器二次负载较大。当线路发生短路故障时，容易使电流互感器铁心发生磁饱和，造成二次电流失真，出现波形缺损和畸变，影响继电保护的正确动作，降低了保护运行的可靠性。

3 提高110kV线路保护可靠性的措施

3.1 增加故障录波装置，完善GPS对时

故障录波分析装置主要用于记录当电力系统中发生各种故障如短路、振荡、频率崩溃、电压崩溃时，各种参量如电流、电压、频率等及其导出量如有功功率、无功功率等电气量、以及相关非电量变化的全过程。新增一套故障录波装置，有利于技术人员对线路发生的故障进行准确分析，制定合理有效的方案，解决和预防故障的发生，提高保护装置运行的可靠性。

为了保证110kV线路保护装置和故障录波装置有统一的时间基准，引入GPS对时装置。将保护装置组成以太网，通过光纤与电子间内的GPS扩展时钟网络对接，实现保护装置与ECS系统的时间统一。

3.2 对保护装置进行移位改造，降低电流互感器二次负载，提高抗饱和能力

3.2.1 电流互感器二次负载和短路电流倍数实测

利用伏安法测量电流互感器实际二次负载和短路电流倍数，测试结果见表3-1。从表3-1中可以看出，对110kV线路电流互感器，二次负载与短路电流倍数实测值均超过额定值，当故障发生时，容易造成电流互感器饱和，影响保护装置运行的可靠性，造成保护误动或拒动。

3.2.2 减小电流互感器二次负载的措施

针对110kV线路保护装置现状，将保护装置就地安装，缩短了二次电缆长度，减小了电流互感器二次负载，避免了饱和情况的发生，提高了保护装置的可靠性。经过改造后，测试结果见表3-1。

3-1 改造前、后电－百线(1124)线路电流互感器负载实测值

注：电流互感器实测负载取三相最大值。

3.2.3 短路电流倍数校核

经过对110kV线路电流互感器负载优化改造后，实测负载已小于额定负载，达到了改造目标，但仍需对电流互感器短路电流倍数进行校核。由于没有厂家提供的互感器10%误差曲线，只能通过测量电流互感器内阻Ro来进行校核，测试结果见表3-2。

表3-2改造后电－百线(1124)电流互感器内阻测试

使用公式Ks≤Kn（Zo+Zn）/（Zo+Zs）进行校核。

其中：Ks为实际短路电流倍数；Kn为标称允许短路电流倍数

Zo为实测二次内阻；Zn 为额定二次负载；Zs为实测二次负载

3.2.4短路电流倍数校核结果

电流互感器短路电流倍数K ;额定Ke=15;实测Ks＝39;结果＝38

线路电流互感器实测短路电流倍数小于校核结果值为合格。从以上参数结果可以看出，1124线路电流互感器实测短路电流倍数大于校核结果值，但由于1124线路的实测二次阻抗值均远小于额定二次阻抗值，则允许短路电流倍数可适当放大，故仍视为合格。

通过对110kV线路保护装置进行移位改造，使得电流互感器二次负载和短路电流倍数均达到了优化目标，降低了电流互感器发生饱和的几率，提高了线路保护装置运行的可靠性。