故障錄波裝置的設計

① 故障錄波器的故障錄波器的啟動方式

啟動方式的選擇，應保證在系統發生任何類型故障時，故障錄波器都能可靠的啟動。一般包括以下啟動方式：負序電壓、低電壓、過電流、零序電流、零序電壓。
(1) 相電流突變和相電壓突變：
相電流突變數起動採用：△i(k)=||i(k)-i(k-N)|-|i(k-N)-i(k-2N)|| i(k)為電流一個瞬時點
相電壓突變數起動採用：△u(k)=||u(k)-u(k-N)|-|u(k-N)-u(k-2N)||
註：式中N 為一個工頻周期內的采樣點數，採用分相判別，用計算出的相電流或相電壓突變
量與定值比較，連判三次滿足突變數起動定值即被確認為起動。
(2) 相電流、相電壓越限及零序電流、零序電壓越限起動
用計算出的各相電壓、各相電流以及零序電壓、零序電流（採用
專用通道輸入，而非採用對稱分量法計算得到）同整定值比較以判斷是否起動。
(3)頻率越限與頻率變化率起動
本裝置採用硬體測頻，用測得的頻率與頻率越限定值比較以判定是否起動。
頻率變化率用式 df/dt=|f2-f1|/△T 其中： f2當前參考時刻測得的系統頻率;
f1前一參考時刻測得的系統頻率;
△T相臨兩參考時刻的間隔時間
(4)盪判斷起動
線路同一相電流變化，0.5s內最大值與最小值之差 ≥10% 時起動振盪錄波，並判斷振
盪是否平息。並利用負序電流及零序電流的變化dI2+ dI0 檢測振盪中是否發生故障。
（5）開關量起動
通過配置可設定任何開關量作為起動條件、變位方式可選。
(6) 正序、負序和零序電壓啟動判據。電力系統故障時，正序、負序和零序電壓均
可以看成故障分量，因此可以利用這些量變化啟動錄波，具體可以按如下判據啟動：
U2（負序）>= 3/1000*UN
U1（正序）>= 90/1000*UN
U0（零序）>= 2/1000*UN

② 故障錄波母線電流啟動的整定值為什麼是115

變電站微機型故障錄波裝置設計方案

夏芳

劉沛

摘要：電力系統的發展對變電站故障錄波裝置提出了更高的要求，計算
機軟硬體技術的飛速進步為微機型故障錄波裝置的性能改善提供了必要
條件。本文介紹了一種基於當前先進的計算機技術的高性能的變電站故
障錄波裝置的設計方案，較詳細地分析說明了其軟硬體結構和功能。

關鍵詞：變電站；故障錄波

中圖分類號：
TM935.39

文獻標識碼：
B
文章編號：
1003-4897(2000)03-0040-04
A design of fault recorder used in substation

XIA Fang,LIU Pei
(Huazhong University of Science and Technology,Wuhan
430074,China)
Abstract:With
the
development
of
the
power
system,the
requirement
for fault recorder of substation is becoming more and more
strict.The great progress of software and hardware technology of
computer provides the essential condition for the improvement of
fault recorder.A design of multi microprocessor based fault
recorder with better performance is given in this paper.The
structure and functions of its hardware and software are
illuminated in detail.
Keywords:substation;fault recorder
1
引言

隨著電力網路的擴大化復雜化和區域網互聯趨勢的到來，電力系統
的行為也將越來越復雜。一些原有的假設條件和簡化模型的適用性都將
接受進一步的挑戰與檢驗。在此情形下，豐富詳盡的現場實測數據，尤
其是故障或非正常狀態下的數據，無疑將具有越來越重要的價值。它們
不僅是分析故障原因、檢驗繼電保護動作行為的依據，也為電力工作者
研究了解復雜系統的真實行為、發現其規律提供了寶貴資料。因此，故
障錄波裝置作為電力系統暫態過程的記錄設備，電力系統對其要求也越
來越高了。計算機技術的不斷突飛猛進，為微機型故障錄波裝置進一步
擴大信息量，提高可靠性、准確性、靈活性、實時性，以及共享信息資
源，提供了必要的有利條件。

本文提出了一種利用當前先進的計算機技術實現微機型故障錄波裝
置的方案，以提高故障錄波裝置的性能，使之更好地適應電力系統發展
的需要。

③ 220kv110kv故障錄波的設計要求

220kv110kv故障錄波設備的功能設計、結構、唯豎寬性能、安裝和試驗的技術要求。220KV110KV是指變電站入電的電壓纖者，在遠距離輸電中，通常把指亮電壓分成幾個級別，常用的高壓輸電中。

④ 電力工程電氣設計手冊電氣二次部分的作品目錄

目錄前言第二十章 強電控制信號和測量系統第20－1節 控制方式一 發電廠與變電所的控制方式二 強電控制方式的主要類型第20－2節 控制室及其屏（屏台或台）的布置一 總的要求二 主控制室及網路控制室的布置三 單元控制室的布置四 控制屏（屏台或台）與繼電器屏的布置五 常用屏（屏台或台）的型式及安裝第20－3節 控制信號和測量一 總的要求二 三相操作斷路器控制、信號迴路三 分相操作斷路器控制迴路四 空氣斷路器的控制、信號迴路五 一個半斷路器的二次接線六 發電機變壓器線路組的二次接線七 隔離開關的控制 信號和閉鎖迴路第20－4節 中央信號及其他信號裝置一 中央信號裝置二 發電機指揮信號三 全廠事故信號四 鍋爐房聯系信號五 隔離開關的位置指示信號六 採用閃光報警器的中央信號第20－5節 交流電流電壓迴路及互感器的選擇一 交流電流迴路及電流互感器的選擇二 交流電壓迴路及電壓互感器的選擇第20－6節 電氣專業應用計算機的設計一 監控計算機在發電廠電氣部分的應用二 微處理機監控裝置在超高壓變電所及電廠開關站的應用第20－7節 二次迴路設備的選擇及配置一 二次迴路的保護設備二 熔斷器或自動開關的配置三 熔斷器自動開關的選擇四 控制、信號迴路的設備選擇五 跳合閘迴路中的中間繼電器及合閘接觸器的選擇六 控制迴路中「防跳」繼電器的選擇七 串接信號繼電器及附加電阻的選擇八 端子排九 控制電纜與信號電纜十 小母線配置及二次迴路標號第20－8節 變壓器的冷卻和調壓方式的二次接線一 主變壓器的冷卻方式及二次接線二 變壓器有載調壓分接開關二次接線三 變壓器無載調壓分接開關的位置指示四 變壓器測溫裝置附錄20－1 控制屏（屏台）的模擬母線和小母線色別及二次迴路編號附錄20－2 LWX2型強電小開關選擇參考資料附錄20－3 控制屏台的外形及尺寸第二十一章 弱電控制信號和測量系統第21－1節 總則一 弱電技術的要求及採用條件二 弱電參數的選擇第212節 弱電控制方式和接線一 弱電控制迴路的要求及分類二 弱電控制接線三 發電機調速 調壓的控制方式及要求第21－3節 弱電信號方式和接線一 弱電信號迴路的要求及分類二 弱電中央信號裝置的要求與接線三 新型弱電事故信號設備第2－14節 弱電測量方式和接線一 弱電測量方式和要求二 弱電常測迴路接線三 常用變送器的選型第21－5節 弱電電源系統一 弱電電源的分類及要求二 弱電電源系統的接線及供電方式三 弱電電源設備的選擇及二次迴路接線第21－6節 弱電裝置屏（屏台）的型式與布置一 弱電控制室的要求和布置方式二 弱電控制屏（屏台）的結構和布置三 新型弱電屏（屏台）的選用四 弱電控制屏（屏台）和返回屏的屏面布置和要求第21－7節 提高弱電迴路可靠性的要求與措施一 提高可靠性的主要措施二 提高弱電控制迴路的可靠性措施三 降低弱電二次迴路干擾電壓的措施四 弱電裝置的端子排設計五 晶體管裝置的抗干擾試驗標准第二十二章 發電廠和變電所的自動裝置第22－1節 發電廠和變電所備用電源自動投入裝置（BZT）一 備用電源的一次接線二 備用電源自動投入裝置的接線要求三 主變壓器或線路的自動投入裝置四 廠（所）用電源切換第22－2節 自動按頻率減負荷裝置（ZPJH）一 概述二 保持頻率恆定的措施三 自動按頻率減負荷（ZPJH）裝置接線四 防止電動機反饋時ZPJH誤動作的措施附錄22－1 JPJH－4型晶體管按頻率減負荷裝置第二十三章 廠用電動機二次接線第23－1節 廠用電動機的測量儀表第23－2節 廠用電動機保護一 3～10kV廠用電動機保護二 380V廠用電動機保護三 保護的整定計算第23－3節 廠用電動機控制信號接線一 廠用電動機控制迴路的基本接線二 汽機輔機的聯鎖及自動裝置三 給水系統電動機的聯鎖及自動裝置四 鍋爐輔機的聯鎖及自動裝置五 除灰系統電動機的聯鎖及自動裝置六 供水系統電動機的聯鎖及自動裝置七 公用設備電動機的聯鎖及自動裝置八 輸煤系統電動機的聯鎖及自動裝置第23－4節 多台電動機拖動和調速電機的控制接線一 一台輔機用兩台電動機拖動的控制接線二 雙速電動機的控制接線三 可控硅串級調速裝置四 電磁調速電動機五 電磁振動給料機控制接線第二十四章 操作電源系統第24－1節 綜述一 蓄電池直流系統二 電容儲能直流系統三 復式整流直流系統第24－2節 直流系統的分類及設計要求一 發電廠的直流系統和直流屏二 變電所的直流系統和直流屏第24－3節 蓄電池直流系統的設備選擇一 直流系統的負荷統計二 蓄電池容量選擇三 蓄電池的分類四 充電設備的選擇五 直流系統的饋線熔斷器和自動空氣開關的選擇六 直流饋線刀開關和轉換開關的選擇七 蓄電池迴路設備的選擇八 充電迴路設備的選擇九 蓄電池組端電池調整器的選擇十 載流導體的選擇十－ 直流系統短路電流計算第24―4節 直流饋線迴路一 環形供電迴路二 輻射形供電迴路第24－5節 直流設備的布置及安裝一 蓄電池室的布置二 端電池電動調整器的安裝三 充電設備的布置四 蓄電池室的土建要求第24－6節 直流系統的保護和信號迴路一 充電設備的控制和信號迴路二 端電池調整器的接線三 絕緣監察裝置和電壓監視裝置四 閃光裝置五 事故照明切換裝置接線第24－7節 電容儲能直流系統一 儲能電容器的容量和電壓選擇二 電容儲能直流系統第24－8節 變電所復式整流直流系統一 復式整流系統接線二 復式整流裝置的計算三 電流互感器輸出功率計算四 鐵磁諧振穩壓器第24－9節 交流操作系統一 保護迴路二 二次接線第24－10節 鎘鎳電池及其充電設備一 鎘鎳電池的基本特性二 鎘鎳電池直流屏接線三 鎘鎳電池直流系統設備選擇和布置第二十五章 勵磁系統第2－51節 概述一 勵磁系統的分類二 對勵磁系統的要求第25－2節 直流勵磁機勵磁系統一 系統接線及設備配套二 自動滅磁開關及控制接線三 自動調整勵磁裝置四 繼電強行勵磁裝置五 設備參數的選擇計算第25－3節 交流勵磁機－靜止整流器勵磁系統一 設備配套二 勵磁整流櫃 滅磁櫃和過電壓保護裝置三 自動和手動調整勵磁裝置的控制接線四 測量儀表五 中頻試驗電源六 設備布置第25－4節 其他勵磁系統一 交流勵磁機――靜止可控整流器勵磁系統二 交流勵磁機――旋轉整流器勵磁系統（無刷勵磁系統）三 靜止勵磁系統第25－5節 備用勵磁系統一 備用勵磁系統的要求二 備用勵磁系統的設計條件三 備用勵磁系統接線四 備用勵磁系統設備的選擇和安裝附錄25－1 勵磁系統的名詞術語附錄25－2 SWTA型自動和手動調整勵磁裝置附錄25－3 自動調整勵磁全控整流橋電力電纜的選擇計算第二十六章 同步系統第26－1節 概述第26－2節 同步點和同步電壓取得方式一 對同步電壓的要求二 同步點及同步方式三 同步閉鎖措施第26－3節 手動准同步一 集中同步二 分散同步三 組合式同步表第26－4節 自動准同步裝置一 ZZQ－3B型自動准同步裝置二 ZZQ－5型自動准同步裝置三 自動准同步裝置二次迴路設計配合的問題第26－5節 自同步方式第26－6節 變電所的同步裝置和線路的同步接線一 半自動導前相角准同步裝置二 捕捉同步裝置第二十七章 補償裝置二次接線第27－1節 串聯電容補償裝置一 概述二 串聯補償裝置的保護方式三 信號傳遞和台上操作電源四 控制 信號和測量迴路第27－2節 同步調相機二次迴路一 同步調相機保護二 控制 信號和測量迴路三 調相機勵磁系統第27－3節 並聯電抗器一 超高壓並聯電抗器二 低壓並聯電抗器第27－4節 並聯電容器組－ 概述二 並聯電容器組保護三 串聯電抗器保護四 並聯電容器組的控制和信號五 測量儀表第27－5節 靜態無功補償裝置（SVS）第二十八章 電網繼電保護及安全自動裝置第28－1節 設計原則和一般規定一 概述二 設計范圍與深度要求三 確定電網繼電保護配置方案的主要問題四 電網繼電保護對電源的基本要求五 保護要求的最小靈敏系數第28－2節 35kV及以上中性點非直接接地電網中的線路保護配置原則一 概述二 相間保護三 單相接地保護第28－3節 110～220kV中性點直接接地電網的線路保護一 概述二 110～220kV線路繼電保護配置的具體要求三 110～220kV線路接地保護四 110～220kV線路相間距離保護五 110～220kV線路縱差保護六 110～220kV線路「四統一」定型保護屏的組成與使用第28－4節 330～500kV中性點直接接地電網的線路保護一 超高壓電網特點及對繼電保護的特殊要求二 主保護與後備保護配置原則三 330～500kV線路保護配置方案四 雙斷路器主接線方式的線路繼電保護的若干問題五 工頻過電壓保護第28－5節 母線保護和斷路器失靈保護一 母線保護的配置原則二 母線保護構成原理及其適應性三 各種母線接線及其保護方式四 斷路器失靈保護第28－6節 自動重合閘一 自動重合閘裝置的應用與配置原則二 三相一次自動重合閘三 綜合自動重合閘裝置四 自動重合閘與保護的配合五 綜合自動重合閘的整定計算第28－7節 電網安全自動裝置及故障錄波裝置一 概述二 電網安全穩定裝置的功能與分類三 電網穩定控制裝置四 電網解列裝置五 低頻減載六 故障錄波裝置第28－8節 電網繼電保護的整定計算一 整定計算的主要問題二 相間距離保護整定計算三 中性點直接接地電網的零序電流保護整定計算四 中性點直接接地電網的接地距離保護整定計算五 高頻相差保護整定計算六 母線保護整定計算第二十九章 主設備繼電保護第29－1節 主設備繼電保護設計原則一 設計原則及范圍二 設備選型三 保護出口四 保護電源第29－2節 發電機保護一 100MW以下發電機保護配置二 定子繞組相間短路保護構成三 與母線直接連接的發電機定子繞組接地保護四 反應定子繞組匝間短路的保護五 發電機外部相間短路保護六 定子繞組過負荷保護七 勵磁迴路接地保護第29－3節 發電機保護整定計算一 縱聯差動保護整定計算二 橫聯差動保護整定計算三 定子單相接地保護的整定計算四 反應外部相間短路的後備保護的整定計算五 定子繞組過負荷保護的整定計算第29－4節 變壓器保護一 變壓器保護的配置原則二 變壓器瓦斯保護裝置及整定三 變壓器電流速斷保護四 變壓器縱聯差動保護五 變壓器相間後備保護配置原則及接線六 中性點直接接地電網的零序後備保護配置及接線七 變壓器的過激磁八 變壓器過負荷保護九 自耦變壓器保護十 三相三柱式全星形接線變壓器保護特點第29－5節 變壓器保護整定計算一 電流速斷保護的整定計算二 縱聯差動保護的整定計算三 相間後備保護的整定計算四 中性點直接接地電網的零序後備保護整定計算五 變壓器過負荷保護整定計算六 自耦變壓器零序差動保護整定計算七 500/220kv聯絡自耦變壓器零序保護改進方案（圖29－25）的整定計算第29－6節 發電機變壓器組保護一 大型發電機組的特點及其對繼電保護的要求二 大型發電機變壓器組單元接線繼電保護配置三 保護及其接線四 其它幾種保護簡介第29－7節 發電機－變壓器組保護整定計算一 復合電流速斷保護整定計算二 失磁保護整定計算三 過電壓保護整定計算四 阻抗保護整定計算五 逆功率保護動作值的整定六 定子接地保護靈敏系數計算七 發電機匝間短路保護整定計算八 發電機過負荷保護整定計算第29－8節 廠用電源保護一 廠用工作及備用電抗器保護二 高壓廠用工作 備用（起動）變壓器的保護三 低壓廠用工作及備用變壓器保護四 保護的整定計算第29－9節 6～10kV母線保護及其整定計算一 發電機電壓母線保護二 變電所6～10kV母線保護三 保護的整定計算第29－10節 6～10kV線路保護及其整定計算一 6～10kV線路保護裝設原則二 保護整定計算第29－11節 中性點不接地系統的接地信號檢測裝置一 接地信號裝置的分類及要求二 反應工頻電容電流值的接地保護三 反應電容電流方向的接地保護四 反應零序電流有功分量的接地保護五 反應5次諧波分量的接地保護六 反應暫態分量首半波的接地保護七 其他接地檢測信號裝置附錄29－1 三繞組變壓器制動線圈的接法一 單側電源的三繞組變壓器二 雙側電源的三繞組變壓器三 三側電源的三繞組變壓器附錄29－2 短線路縱聯差動繼電器附錄29－3 非直接接地信號裝置一 反應接地電容電流方向的非直接接地信號裝置二 反應接地電容電流5次諧波分量的ZD－5型接地信號裝置三 反應接地電容電流暫態分量首半波的ZD－3C型接地信號裝置第三十章 電網調度自動化系統第30－1節 概述一 調度自動化的作用二 調度自動化的發展趨勢第30－2節 調度自動化的功能范圍一 電網調度的職責范圍二 地區電網的廠、所三 調度自動化的基本內容四 調度自動化的功能與范圍第30－3節 調度自動化系統一 系統的概念及配置原則二 系統配置的基本方式第30－4節 調度自動化的主要設備一 在線實時監控計算機二 人機聯系設備三 遠動終端（RTU）及通道四 電量變送器五 發電機組頻率與有功功率自動調節裝置第30－5節 規劃與設計一 規劃與設計的內容二 設計的技術要求第30－6節 電網調度中心設計一 電網調度中心設計階段和主要內容二 建築物型式及布置三 機房設計第三十一章 電力系統通信第31－1節 系統通信的要求和方式一 系統通信的重要性和特點二 電力系統通信的主要內容三 電力系統通信網的結構四 電力系統的通信方式第31－2節 電力線載波通信一 傳輸信息內容二 基本原理和構成三 電力線載波通信的特點四 電力線載波終端機五 結合設備六 加工設備第31－3節 電力線載波通道的設計與計算一 通道設計的任務二 設計依據和條件三 通道的組織四 通道設計與計算五 電力線載波通道的頻率分配第31－4節 微波通信一 微波通信簡介二 微波接力通信線路的選擇三 微波通信電路設計的質量標准四 微波傳播及其計算五 微波站的平面布置和建築設計要求六 微波鐵塔七 微波站的接地和防雷八 微波通信站的儀表配置第31－5節 光纖通信－ －光纖通信的基本原理二 數字光纖通信系統的設計第三十二章 廠（所）內通信第32－1節 概述一 廠（所）內通信的分類和要求二 廠（所）內通信組織措施和要求第32－2節 生產管理通信一 設計要求二 設備選擇三 設計注意事項第32－3節 生產調度通信一 設計要求二 設備選擇第32－4節 其它輔助通信方式一 生產擴音通信二 無線電移動通信三 電鍾系統的設計第32－5節 通信電源一 常用通信設備供電電壓及耗電量二 直流系統及設備選擇第32－6節 音頻通道的中繼組合方式一 設計要求二 中繼方式三 中繼線通信方式的選擇四 去水源地的通信線路五 去火車站的通信線路第32－7節 通信線路一 設計要求二 電纜線路的選擇三 敷設方式四 主幹電纜與配線電纜的設計五 架空桿路設計六 沿牆敷設電纜七 直埋電纜八 音頻線路網路的傳輸設計第32－8節 通信房屋建築的要求與布置一 通信建築物的形式及內容二 通信建築物的設計要求三 通信室的平面布置四 通信設備集中布置方案第三十三章 電氣試驗與檢修設備的配置第33－1節 試驗設備的配置一 試驗設備的配置原則二 電氣試驗設備三 電測量儀表 繼電保護及自動裝置的調試四 電氣和熱機部分精密機件的修理設備第33－2節 檢修設備的配置一 發電廠的電氣檢修設施二 變電所的電氣檢修設施三 超高壓配電裝置的檢修設施四 油務設施第33－3節 電氣試驗室與檢修間的布置一 電氣試驗室布置的一般原則與參考方案二 電氣檢修間布置的一般原則與參考方案附錄33－1 設備參考表第三十四章 小型機組電氣部分第34―1節 概述第34－2節 電氣主接線一 電氣主接線的重要性二 確定電氣主接線所需的資料三 對電氣主接線的要求四 發電機電壓的選擇五 發電廠與系統的連接六 發電機電壓側的接線七 升高電壓側的接線八 發電機電壓系統及升高電壓系統的中性點接地方式九 電氣主接線舉例第34－3節 廠用電系統一 廠用電電壓二 廠用電接線三 廠用電源的引接四 孤立電廠的起動電源第34－4節 二次接線一 操作方式二 中央信號三 同步裝置－ 勵磁裝置發電機的二次迴路第34－5節 繼電保護和自動裝置一 發電機的繼電保護二 變壓器的繼電保護三 自動裝置第34－6節 直流系統一 概述二 直流系統的設計原則三 直流系統接線舉例第34－7節 電氣設施布置一 概述二 發電機電壓配電裝置的布置三 主控制室的布置四 升壓配電裝置的布置五 發電機出線小室的布置六 廠用電氣設備的布置

⑤ 故障錄波裝置的作用是什麼構成原理上有哪些主要特點

記錄和分析電網故障。記錄電網運行數據有電流、電壓、開關量, 及有版關元件的有功無功，系統權頻率變化及各種參數變化的准確時間等；分析電網故障主要是指分析系統動態過程各參數量的變化規律。故障錄波裝置必須設置故障錄波的專用傳輸介面,以便遠傳調度作進一步數據分析處理。

⑥ 電力故障錄波裝置是什麼

電力故障錄波裝置（有時會簡稱為暫態故障錄波裝置TFR），可在電力系統發生故障（如線路短路、接地等，以及系統過電壓沒枝棗、負荷不平衡等）時，自動地、准確地記錄電力系統故障前、後過程的各種電氣量（主要數字量，搭襲比如開關狀態變化，模擬量，主要是電壓、電流數值）的變化情況，通過這些電氣量的分析、比較枯拆，對分析處理事故、判斷保護是否正確動作、提高電力系統安全運行水平的作用。

⑦ 電力系統的故障錄波器是怎樣實現時間同步的

電力系統的故障錄波器是選擇以下其中一種與GPS對時設備實行時間同步的：
1秒脈沖信號(lpps),利用GPS所輸出的lpps(每秒鍾一個脈沖)方式,進行時間同步校準,獲得與UTC同步的時間准確度較高,脈沖寬度:20ms-200ms,上升沿的時間准確度'1Ws.這是國內外保護常用的對時方式.
2.分脈沖信號(lppm),利用GPS所輸出的Ippm(每分鍾一個脈沖)方式,進行時間同步校準,獲得與UTC同步的時間准確度較高,脈沖寬度:20ms-200ms,上升沿的時間准確度'3N.s.這是國內外保護常用的對時方式.
3差分信號,其實質是秒脈沖經過差分晶元轉換成差分電平輸出,以增加對時距離,由秒脈沖信號幾十米的距離提高到差分信號I km左右,而且差分信號可以與多個裝置同時對時.這是國內一些低壓保護常用的對時方式.
4.串口校時(時間報文),時間報文應包括:y,m,d,h,min,s,也可包含用戶指定的其他特殊內容,如接收CPS衛星數,告警信號等,報文信息格式為ASCII碼或BCD碼或16進制碼.為提高申口校時的精確度,需將傳輸的波特率選擇合適(一般大約9600),精確度可以達到ms數量級.串口RS-232傳輸距離為30m,RS-422傳輸距離為150m,加長後會造成時間延時.
5.IRIG-B時碼,是一種編碼時間信號,包含了比秒/分脈沖更多的信息.IRIG時間標准有兩大類:一類是並行時間碼格式,傳箱距離較近,且是二進制,因此遠不如申行格式廣泛;另一類是串列時間碼,共有六種格式,即A,B,D,E,G,H.它們的主要差別是時間碼的技速率不同,其中B碼應用最為廣泛.B碼的主要特點是時幀速率為1幀/.;拚帶信息量大,經解碼後可獲得,10,100,1000c/:的脈沖信號和BCD編碼的時間信息及掉制功能信息.IRIG-B信號有調制IRIG-B (AC)和非調制IRIG-B(DC)兩種. 調制IRIG-B軸出的幀格式.該格式每秒輸出一幀,每幀有100個代碼,每個代碼占時0.01 s.每一幀IRIGrB輸出信號中,包含了秒段,分段,小時段,日期段等,在IRIG-B的輸出當中,時間信息是從一年的1月1日零時零分零秒之後的多少日,多少時,多少分,多少秒來表示的. 非調制IRIG-B信號,是一種標準的TTL電平,用在傳輸距離不大的場合,比如屏櫃內部或者相鄰的屏櫃.如果傳輸距離相距甚遠,就應將代碼進行調制. IRIG-B(AC)最大傳輸距離大約3到5km, IRIG-B(DC)的最大傳輸距離為幾百m.IRIG-B時碼准確度525N.s,北美地區的產品大多採用這種對時方式,如Hathaway的IDM型故障錄波器.
6.DCF77時碼,是德國法蘭克福授時中心,以原子鍾作為時鍾源,將標准時間信號(如:y,m,d,h,min,s,ms ,Ws等時間信息)進行編碼.利用低頻(77.5kHz)載波方式將信號以無線電長波發播出去,需對時的裝置通過內置微型無線電接收系統接收該低頻無線電時碼信號,由專用集成晶元進行時碼信號解調,再由計時裝置內設的控制機構自動調時.通過這樣一個技術過程,使得所有接收該標准時間信號的裝置都與標准時間授時中心的標准時間同步.這主要用在一些歐洲產品上,如德國西門子的6MD測控裝置

⑧ 故障錄波的應用

隨著電網規模日益擴大，就需要一個能夠准確進行故障元件診斷、事故後數據分析、保護動作行為評價等功能完善的電網故障信息綜合分析系統。這對於電力系統的安全可靠運行起著十分重要的作用。
電力系統的調度自動化是電網安全穩定運行的重要保證，隨著其自動化水平的不斷提高以及通信等技術的加盟，促進了網路層的EMS（能量管理系統）、SCADA系統（數據採集及監視控制），廠站端的SOE（事件順序記錄）、PDR（事故追憶記錄）等配套設施的不斷出現和改進。多年來，電力系統自動故障記錄已成為分析系統事故，特別是分析繼電保護動作行為的重要依據。尤其是以微機為基礎的故障錄波裝置，能夠記錄電網故障發生前後電氣量和狀態變化過程信息，完整地反映故障後的瞬間變化及繼電保護的動作行為，並有數據存檔和數據再分析的能力。而且，隨著通信技術的介入，電網調度端可以隨時收集分布於各個廠站的故障錄波器的信息，這就是故障錄波器聯網系統[1][2]。到目前為止，各網（省）調已相繼完成以實現全網故障錄波數據遠傳為主要目標的聯網工作。其目的非常明確：提高電力系統調度和運行的水平，提高處理電力系統事故的快速反應能力，確保電力系統安全可靠供電。從而，所有上述調度自動化配套設施，都為開發電網故障信息綜合分析系統提供了廣闊的平台。
基於以上分析，本文開發了一種基於故障錄波信息的調度端電網故障診斷系統，提出了「軟保護」的診斷思想，實現了電網調度端的故障錄波信息管理、電網層的故障元件診斷、以及雙端測距等功能。並用電磁暫態分析程序ATP（The Alternative Transients Program）和MATLAB語言對整套軟體的演算法進行了模擬驗證。下面將重點介紹故障診斷模塊的實現。
1 電網故障診斷系統各模塊及實現功能
基於調度端的電網故障診斷及信息分析系統分為幾個功能模塊：資料庫模塊、系統管理模塊、故障診斷模塊、故障信息分析模塊、保護和開關動作行為評價模塊等。各模塊之間的關系如下圖1所示：

（1） 資料庫模塊：
本文利用SQL Sever技術建立了各種信息的資料庫，並通過Visual C++提供的MFC ODBC資料庫類來實現對資料庫的訪問。這些數據表包括：
1、系統參數類：線路參數表、變壓器參數表、發電機參數表等；
2、故障錄波類：故障錄波數據文件表、故障錄波組態文件表、錄波器配置表、錄波文件記錄表、硬體保護動作表等；
3、關系對應類：元件與軟保護對應表、元件與故障錄波數據介面對應表等；
4、保護配置類：軟保護配置表、硬體保護配置表等
該數據模塊具有永久保存的功能，方便日後隨時查詢歷史記錄；同時設有用戶許可權；資料庫模塊可以滿足各種查詢和瀏覽及列印的需要，為現場運行和管理人員服務。
下面給出了數據表之一線路參數表：

（2）系統管理模塊：
系統管理模塊是本系統的重要模塊，包括故障信息管理等子模塊，並且協調故障診斷等功能模塊完成相應的任務，負責系統建立和維護工作。
（3）故障診斷模塊：
該模塊是本系統的重點。當系統發生簡單故障時，僅利用開關和保護信息就可以定位故障元件，而且得到的診斷結果可信度高。但是當系統發生復雜故障，或者開關、保護存在較多誤動、拒動以及因信道干擾發生信息丟失或錯誤等諸多不確定因素時，僅依靠開關和保護信息已經不可能定位到故障元件，過去開發的智能診斷系統給出的結果往往可信度不高，可疑元件較多，甚至是錯誤的解，要達到准確診斷必須加入新的信息源。隨著繼電保護及故障錄波信息網的建立，豐富的錄波信息為進一步診斷提供了基礎。本文對在復雜故障情況下利用中心站收集的故障錄波信息進一步診斷的方法進行研究，提出了軟保護的診斷思想，並建立了相應的面診斷模型，有效地彌補了利用開關、保護信息診斷的局限性。
（4）故障信息分析模塊：
該模塊首先根據(3)故障診斷模塊的診斷結果調用相應元件的錄波器數據分析以確定故障類型、故障相別等。如果是線路故障，則利用以上數據結果，採用較為精確的雙端故障測距方法[3]，定位故障點。再次，運用微機保護中的計算機演算法進行諧波含量的分析，以波形顯示。最後是阻抗特性，功率方向分析等。本文利用VC++中封裝的GUI(圖形設備界面)類來實現各種圖形的繪制．
（5）保護和開關的動作行為評判模塊：
利用相關的關系資料庫以及以上的分析結果，對故障元件相關保護及開關的動作行為的正確與否作出判斷。本文利用專家系統的知識表示法框架法表示各種關系，用推理的思想，對其進行評價。
2 故障診斷模塊
2.1軟保護思想的提出
在實際的硬體保護中，由於實時性要求和通訊條件的限制等原因，勢必造成保護可能不正確動作的缺陷，因此減弱了現場提供的保護信息的可靠性，所以，在離線分析的基礎上，軟模型的保護能充分克服以上缺陷，發揮錄波信息（主要是電氣量信息）的優勢，完成對電網復雜故障的精確定位，並對硬體保護（考慮後備配合關系）有一定的評價能力。這樣，利用故障錄波器的信息，就可以來彌補故障發生時僅用保護、開關動作信息的不足。由於利用波形信息診斷的復雜性，諸多因素都將影響到診斷的性能，鑒於實際保護裝置的保護功能對各種具體情況考慮得比較全面，因此，本文採用了軟保護的方法來診斷系統中母線、變壓器以及線路等元件。軟保護就是用純軟體的方式實現實際硬體保護功能的模擬，它有著硬體保護無法比擬的優點：不受人為因素的影響、不受硬體故障的影響、不受自然條件的影響等。
2.2軟保護模型的特點
由軟體實現的軟保護和實際硬體保護相比在功能上保證了完整性以外，實現方式比實際保護簡單，診斷的可靠性更高。這是由軟保護主要用來診斷的目的和其獨有的特點所決定的。
（1）軟保護結構模塊化，一套完整的軟保護模型按功能可以分成多個不同的模塊，比如數據送入模塊、軟保護投入邏輯模塊、濾波模塊、保護啟動模塊、故障選相模塊、PT/CT自檢模塊、振盪閉鎖模塊、阻抗繼電器[4]模塊、方向繼電器模塊、差動繼電器模塊等功能模塊；
（2）不同軟保護模型中相同模塊可重復利用，實現模塊的共享；
（3）各模塊功能實現方法可以多樣化，而且不同軟保護採用的方法可以不同，比如選相模塊中選相功能實現方法有突變數選相、序分量分區選相及它們的改進演算法等；
（4）軟保護的數據是靜態的，在診斷中已經完全獲得了整個故障過程的電流、電壓錄波數據，所以軟保護中各個功能模塊可以相互獨立，結構簡單；
（5）軟保護搜集的數據是多端的，即信息具有全面性，這一特點是硬體保護所不具備的，利用這一特性可以對很多功能模塊中的實現演算法進行改進，提高軟保護診斷的可靠性。
（6）軟保護輸入的數據窗要比實際保護長，因為它還可以加上保護出口到開關跳閘這一段時間，而且軟保護在速度上要求並不高，這樣可以改進濾波演算法，提高結果的精度，這一點對提高軟保護診斷的可靠性有直接的效果。
2.3 軟保護診斷系統的設計與實現
軟保護診斷過程是由故障錄波數據記錄的CT和PT的測量值作為保護的采樣值輸入，通過保護功能函數的計算與整定值比較來判斷保護是否動作。診斷系統並不是給診斷元件建立所有的實際保護模型，而是按照以下原則選取：Ⅰ）保護范圍不明確的保護不建立；Ⅱ）對定值不易整定的保護不建立，以此來避免整定值錯誤而造成實際保護誤動。由上述原則，對母線選用母差保護，對變壓器選用差動保護，對線路建立方向、縱差以及距離Ⅰ段保護模型。
2.4故障元件診斷流程
要實現故障錄波數據的精確診斷，要求錄波輸出的數據在時間上同步，一方面利用GPS來實現電網故障測量同步，另外通過分析程序把故障錄波所測量到的故障電流或電壓突變數起始時刻作為故障分析的起始點。診斷流程以時間為坐標，用開關、保護信息診斷出的可疑故障元件集形成診斷元件鏈表，對每一個元件匹配相應的軟保護和資料庫中的數據進行診斷。下面以某線路距離I段保護為例分別說明保護診斷前的匹配過程和保護的診斷流程。
①、保護匹配過程
(1)首先判斷開關、保護信息診斷後可疑故障元件鏈表中是否有數據，如果有，按照鏈表的順序逐一取出，假設取出該線路為可疑元件；
(2) 根據該線路名稱，查找元件屬性參數表，讀入其屬性參數，並保存在元件屬性數據緩沖區；
(3) 根據該線路名稱，查找元件與軟保護對應表，確定其所配置的軟保護；
(4) 根據該線路名稱，查找元件與故障錄波數據介面對應表，確定其各端錄波數據所在的文件，並根據COMTRADE格式讀入錄波數據緩沖區。
(5) 根據該線路名稱和其配置的一種軟保護（距離I段），查找軟保護配置表，讀入保護整定值緩沖區；
(6) 最後，根據該線路名稱和距離I段軟保護，查找軟保護模塊功能選擇介面IID表，匹配用戶所需的功能演算法，這樣一套完整的距離I段軟保護模型就形成了，可以對該線路進行診斷。
②、保護的診斷流程
具體的軟保護診斷流程是根據具體的保護模型配置的功能模塊順序進行。下面給出該線路的距離I段軟保護的診斷流程，由於數據是靜態的，流程按照順序進行。
(1) 對距離保護進行參數初始化，包括標志位、過程參數等；
(2) 獲取錄波數據緩沖區的數據結構指針，對PT和CT進行斷線自檢；
(3) 調用起動模塊，判斷距離保護是否起動；
(4) 調用選相模塊和發展性故障判斷模塊，確定線路的故障類型；
(5) 調用振盪閉鎖模塊，判斷系統是否發生振盪以及振盪過程中是否又發生短路；
(6) 調用距離I段阻抗元件動作特性（即阻抗繼電器）模塊，將計算的阻抗值和整定值按照保護動作判據進行判斷，給出保護是否動作。
2.5 綜合診斷
由於元件診斷模型是單個元件的獨立診斷，存在一定的局限性，可能會出現各個元件診斷信息之間發生矛盾和診斷可信度不足的情況，需要在搜集全部智能信息的基礎之上，對信息做綜合的診斷。比如診斷某一輸電線路MN。由元件診斷獲取的信息有:線路軟差動保護動作，線路的M側軟距離Ⅰ段保護動作，線路的M側軟方向保護動作，線路的N側軟方向保護動作。綜合診斷時首先處理兩側距離Ⅰ段信息，由於距離Ⅰ段保護范圍是線路全長的80%，所以有一側軟保護動作，那麼距離Ⅰ段判線路故障，此時，有M側軟距離Ⅰ段保護動作，則距離Ⅰ段判線路故障；線路軟差動保護動作可直接判線路故障，因此由線路軟差動保護動作可判線路故障；對軟方向保護，只有兩側都動作可判線路故障，由線路的M、N兩側軟方向保護都動作判線路故障。最後這三套保護中至少有兩套判線路故障可最終判該線路故障，此時線路三套保護都判線路1故障，則該線路為故障元件。另外，對線路的軟保護，收集了方向保護、縱差保護、距離Ⅰ段保護的保護缺陷知識，即判斷該線路是否出現了知識庫中列舉的所有會引起上述保護不正確動作的情況，當出現上述情況時，將該保護退出，即失去診斷功能。
這樣，整個診斷過程分為分布式軟保護診斷和綜合診斷兩部分。綜合診斷是利用分布式診斷的信息做全局性的診斷，得出最後診斷結果，這樣做可以盡量彌補由於靈敏度不足漏診和信息之間有矛盾而誤診的情況，相當於對智能信息進行一次過濾處理。綜合診斷的示意圖如圖3所示：

3 結語
本文提出的這種基於故障錄波信息的電網故障診斷系統，實際上兼有故障錄波信息管理和故障錄波信息分析的功能。在電網調度自動化的重要性日益提高的大背景下，比如三峽水電站投入正常運行以後，將改變以往中國電網區域壁壘的格局，規模劇增，給電網調度賦予了更重要的使命。電網故障診斷系統的開發順應了電力系統發展的潮流，已是大勢所趨。本文的研究經大量模擬測試，具有較高的診斷精度和很強的實用性。

⑨ 智能變電站自動化系統

由上海聚仁電力提供解決方案，該系統是由智能化一次設備（電子式互感器、智能化開關等）和網路化二次設備分層（過程層、間隔層、站控層）構建，建立在IEC61850標准和通信規范基礎上，能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站。在此基礎上實現變電站運行操作自動化、變電站信息共享化、變電站分區統一管理、利用計算機模擬技術實現智能化電網調度和控制的基礎單元。

智能變電站自動化系統優勢
採用先進、可靠、集成、低碳、環保的智能設備，以全站信息數字化、通信平台網路化、信息共享標准化為基本要求，自動完成信息採集、測量、控制、保護、計量和監測等基本功能，並可根據需要支持電網實時自動控制、智能調節、在線分析決策、協同互動等高級功能的變電站。

智能變電站自動化系統主要功能特點
系統包含多專業的綜合性技術，它以微機為基礎來實現對變電站傳統的繼電保護、控制方式、測量手段、通信和管理模式的全面技術改造，實現對電網運行管理的變革。變電站從一次設備、二次設備、繼電保護、自動裝置、載波通訊等與現代的計算機硬、軟體系統和微波通信以及GIS組合電器等相結合，使變電站走向綜合自動化和小型化。變電站綜合自動化系統的基本功能主要體現在以下六個方面：
■監控子系統功能：數據採集、事件順序記錄、故障測距和錄波、控制功能、安全監視和人機聯系功能。
■微機保護子系統功能：通訊與測控方面的故障應不影響保護正常工作。微機保護還要求保護的CPU及電源均保持獨立。
■自動控制子系統功能：備用電源自動投入裝置、故障錄波裝置等與微機保護子系統應具備各自的獨立性。
■遠動和通信功能：變電站與各間隔之間的通信功能；綜合自動化系統與上級調度之間的通信功能，即監控系統與調度之間通信，故障錄波與測距的遠方傳輸功能。
■變電站系統綜合功能：通過信息共享實現變電站VQC（電壓無功控制）功能、小電流接地選線功能、自動減載功能、主變壓器經濟運行控制功能。
■在線自診斷功能：具有自診斷到各設備的插件級和通信網路的功能。

系統結構
在變電站自動化領域中,智能化電氣的發展,特別是智能開關、光電式互感器機電一體化設備的出現,變電站自動化技術進入了數字化的新階段。在高壓和超高壓變電站中,保護裝置、測控裝置、故障錄波及其他自動裝置的I/O單元,如A/D變換、光隔離器件、控制迴路等將割列出來作為智能化一次設備的一部分。反言之,智能化一次設備的數字化感測器、數字化控制迴路代替了常規繼電保護裝置、測控等裝置的I/O部分;而在中低壓變電站則將保護、監控裝置小型化、緊湊化,完整地安裝在開關櫃上,實現了變電站機電一體化設計。

智能化變電站自動化系統的結構在物理上可分為兩類,即智能化的一次設備和網路化的二次設備;在邏輯結構上可分為三個層次,根據IEC61850通信協議定義,這三個層次分別稱為"過程層"、"間隔層"、"站控層"。所謂「過程層」就是由數字化變電站技術引進的合並單元和智能終端組成。

⑩ 未來變電站對於電氣設備都有哪些要求

1. 實現智能化設備間信息的共享與交互操作，即由傳統的電流、電壓互感器、一次設備以及一次設備與二次設備之間的電纜連接，逐步改變為電子式互感器、智能化一次設備、合並單元、光纖連接等內容。

2. 變電站內的二次設備，如繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量控制裝置、遠動裝置、故障錄波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置以及正在發展中的在線狀態檢測裝置等將基於標准化、模塊化的微處理機設計製造，設備之間的連接採用高速的網路通信，常規的功能裝置將具有邏輯功能模塊。

3. 提高配電涉及到的電力設備的電能質量。

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