故障录波装置的设计

① 故障录波器的故障录波器的启动方式

启动方式的选择，应保证在系统发生任何类型故障时，故障录波器都能可靠的启动。一般包括以下启动方式：负序电压、低电压、过电流、零序电流、零序电压。
(1) 相电流突变和相电压突变：
相电流突变量起动采用：△i(k)=||i(k)-i(k-N)|-|i(k-N)-i(k-2N)|| i(k)为电流一个瞬时点
相电压突变量起动采用：△u(k)=||u(k)-u(k-N)|-|u(k-N)-u(k-2N)||
注：式中N 为一个工频周期内的采样点数，采用分相判别，用计算出的相电流或相电压突变
量与定值比较，连判三次满足突变量起动定值即被确认为起动。
(2) 相电流、相电压越限及零序电流、零序电压越限起动
用计算出的各相电压、各相电流以及零序电压、零序电流（采用
专用通道输入，而非采用对称分量法计算得到）同整定值比较以判断是否起动。
(3)频率越限与频率变化率起动
本装置采用硬件测频，用测得的频率与频率越限定值比较以判定是否起动。
频率变化率用式 df/dt=|f2-f1|/△T 其中： f2当前参考时刻测得的系统频率;
f1前一参考时刻测得的系统频率;
△T相临两参考时刻的间隔时间
(4)荡判断起动
线路同一相电流变化，0.5s内最大值与最小值之差 ≥10% 时起动振荡录波，并判断振
荡是否平息。并利用负序电流及零序电流的变化dI2+ dI0 检测振荡中是否发生故障。
（5）开关量起动
通过配置可设定任何开关量作为起动条件、变位方式可选。
(6) 正序、负序和零序电压启动判据。电力系统故障时，正序、负序和零序电压均
可以看成故障分量，因此可以利用这些量变化启动录波，具体可以按如下判据启动：
U2（负序）>= 3/1000*UN
U1（正序）>= 90/1000*UN
U0（零序）>= 2/1000*UN

② 故障录波母线电流启动的整定值为什么是115

变电站微机型故障录波装置设计方案

夏芳

刘沛

摘要：电力系统的发展对变电站故障录波装置提出了更高的要求，计算
机软硬件技术的飞速进步为微机型故障录波装置的性能改善提供了必要
条件。本文介绍了一种基于当前先进的计算机技术的高性能的变电站故
障录波装置的设计方案，较详细地分析说明了其软硬件结构和功能。

关键词：变电站；故障录波

中图分类号：
TM935.39

文献标识码：
B
文章编号：
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

随着电力网络的扩大化复杂化和区域网互联趋势的到来，电力系统
的行为也将越来越复杂。一些原有的假设条件和简化模型的适用性都将
接受进一步的挑战与检验。在此情形下，丰富详尽的现场实测数据，尤
其是故障或非正常状态下的数据，无疑将具有越来越重要的价值。它们
不仅是分析故障原因、检验继电保护动作行为的依据，也为电力工作者
研究了解复杂系统的真实行为、发现其规律提供了宝贵资料。因此，故
障录波装置作为电力系统暂态过程的记录设备，电力系统对其要求也越
来越高了。计算机技术的不断突飞猛进，为微机型故障录波装置进一步
扩大信息量，提高可靠性、准确性、灵活性、实时性，以及共享信息资
源，提供了必要的有利条件。

本文提出了一种利用当前先进的计算机技术实现微机型故障录波装
置的方案，以提高故障录波装置的性能，使之更好地适应电力系统发展
的需要。

③ 220kv110kv故障录波的设计要求

220kv110kv故障录波设备的功能设计、结构、唯竖宽性能、安装和试验的技术要求。220KV110KV是指变电站入电的电压纤者，在远距离输电中，通常把指亮电压分成几个级别，常用的高压输电中。

④ 电力工程电气设计手册电气二次部分的作品目录

目录前言第二十章 强电控制信号和测量系统第20－1节 控制方式一 发电厂与变电所的控制方式二 强电控制方式的主要类型第20－2节 控制室及其屏（屏台或台）的布置一 总的要求二 主控制室及网络控制室的布置三 单元控制室的布置四 控制屏（屏台或台）与继电器屏的布置五 常用屏（屏台或台）的型式及安装第20－3节 控制信号和测量一 总的要求二 三相操作断路器控制、信号回路三 分相操作断路器控制回路四 空气断路器的控制、信号回路五 一个半断路器的二次接线六 发电机变压器线路组的二次接线七 隔离开关的控制 信号和闭锁回路第20－4节 中央信号及其他信号装置一 中央信号装置二 发电机指挥信号三 全厂事故信号四 锅炉房联系信号五 隔离开关的位置指示信号六 采用闪光报警器的中央信号第20－5节 交流电流电压回路及互感器的选择一 交流电流回路及电流互感器的选择二 交流电压回路及电压互感器的选择第20－6节 电气专业应用计算机的设计一 监控计算机在发电厂电气部分的应用二 微处理机监控装置在超高压变电所及电厂开关站的应用第20－7节 二次回路设备的选择及配置一 二次回路的保护设备二 熔断器或自动开关的配置三 熔断器自动开关的选择四 控制、信号回路的设备选择五 跳合闸回路中的中间继电器及合闸接触器的选择六 控制回路中“防跳”继电器的选择七 串接信号继电器及附加电阻的选择八 端子排九 控制电缆与信号电缆十 小母线配置及二次回路标号第20－8节 变压器的冷却和调压方式的二次接线一 主变压器的冷却方式及二次接线二 变压器有载调压分接开关二次接线三 变压器无载调压分接开关的位置指示四 变压器测温装置附录20－1 控制屏（屏台）的模拟母线和小母线色别及二次回路编号附录20－2 LWX2型强电小开关选择参考资料附录20－3 控制屏台的外形及尺寸第二十一章 弱电控制信号和测量系统第21－1节 总则一 弱电技术的要求及采用条件二 弱电参数的选择第212节 弱电控制方式和接线一 弱电控制回路的要求及分类二 弱电控制接线三 发电机调速 调压的控制方式及要求第21－3节 弱电信号方式和接线一 弱电信号回路的要求及分类二 弱电中央信号装置的要求与接线三 新型弱电事故信号设备第2－14节 弱电测量方式和接线一 弱电测量方式和要求二 弱电常测回路接线三 常用变送器的选型第21－5节 弱电电源系统一 弱电电源的分类及要求二 弱电电源系统的接线及供电方式三 弱电电源设备的选择及二次回路接线第21－6节 弱电装置屏（屏台）的型式与布置一 弱电控制室的要求和布置方式二 弱电控制屏（屏台）的结构和布置三 新型弱电屏（屏台）的选用四 弱电控制屏（屏台）和返回屏的屏面布置和要求第21－7节 提高弱电回路可靠性的要求与措施一 提高可靠性的主要措施二 提高弱电控制回路的可靠性措施三 降低弱电二次回路干扰电压的措施四 弱电装置的端子排设计五 晶体管装置的抗干扰试验标准第二十二章 发电厂和变电所的自动装置第22－1节 发电厂和变电所备用电源自动投入装置（BZT）一 备用电源的一次接线二 备用电源自动投入装置的接线要求三 主变压器或线路的自动投入装置四 厂（所）用电源切换第22－2节 自动按频率减负荷装置（ZPJH）一 概述二 保持频率恒定的措施三 自动按频率减负荷（ZPJH）装置接线四 防止电动机反馈时ZPJH误动作的措施附录22－1 JPJH－4型晶体管按频率减负荷装置第二十三章 厂用电动机二次接线第23－1节 厂用电动机的测量仪表第23－2节 厂用电动机保护一 3～10kV厂用电动机保护二 380V厂用电动机保护三 保护的整定计算第23－3节 厂用电动机控制信号接线一 厂用电动机控制回路的基本接线二 汽机辅机的联锁及自动装置三 给水系统电动机的联锁及自动装置四 锅炉辅机的联锁及自动装置五 除灰系统电动机的联锁及自动装置六 供水系统电动机的联锁及自动装置七 公用设备电动机的联锁及自动装置八 输煤系统电动机的联锁及自动装置第23－4节 多台电动机拖动和调速电机的控制接线一 一台辅机用两台电动机拖动的控制接线二 双速电动机的控制接线三 可控硅串级调速装置四 电磁调速电动机五 电磁振动给料机控制接线第二十四章 操作电源系统第24－1节 综述一 蓄电池直流系统二 电容储能直流系统三 复式整流直流系统第24－2节 直流系统的分类及设计要求一 发电厂的直流系统和直流屏二 变电所的直流系统和直流屏第24－3节 蓄电池直流系统的设备选择一 直流系统的负荷统计二 蓄电池容量选择三 蓄电池的分类四 充电设备的选择五 直流系统的馈线熔断器和自动空气开关的选择六 直流馈线刀开关和转换开关的选择七 蓄电池回路设备的选择八 充电回路设备的选择九 蓄电池组端电池调整器的选择十 载流导体的选择十－ 直流系统短路电流计算第24―4节 直流馈线回路一 环形供电回路二 辐射形供电回路第24－5节 直流设备的布置及安装一 蓄电池室的布置二 端电池电动调整器的安装三 充电设备的布置四 蓄电池室的土建要求第24－6节 直流系统的保护和信号回路一 充电设备的控制和信号回路二 端电池调整器的接线三 绝缘监察装置和电压监视装置四 闪光装置五 事故照明切换装置接线第24－7节 电容储能直流系统一 储能电容器的容量和电压选择二 电容储能直流系统第24－8节 变电所复式整流直流系统一 复式整流系统接线二 复式整流装置的计算三 电流互感器输出功率计算四 铁磁谐振稳压器第24－9节 交流操作系统一 保护回路二 二次接线第24－10节 镉镍电池及其充电设备一 镉镍电池的基本特性二 镉镍电池直流屏接线三 镉镍电池直流系统设备选择和布置第二十五章 励磁系统第2－51节 概述一 励磁系统的分类二 对励磁系统的要求第25－2节 直流励磁机励磁系统一 系统接线及设备配套二 自动灭磁开关及控制接线三 自动调整励磁装置四 继电强行励磁装置五 设备参数的选择计算第25－3节 交流励磁机－静止整流器励磁系统一 设备配套二 励磁整流柜 灭磁柜和过电压保护装置三 自动和手动调整励磁装置的控制接线四 测量仪表五 中频试验电源六 设备布置第25－4节 其他励磁系统一 交流励磁机――静止可控整流器励磁系统二 交流励磁机――旋转整流器励磁系统（无刷励磁系统）三 静止励磁系统第25－5节 备用励磁系统一 备用励磁系统的要求二 备用励磁系统的设计条件三 备用励磁系统接线四 备用励磁系统设备的选择和安装附录25－1 励磁系统的名词术语附录25－2 SWTA型自动和手动调整励磁装置附录25－3 自动调整励磁全控整流桥电力电缆的选择计算第二十六章 同步系统第26－1节 概述第26－2节 同步点和同步电压取得方式一 对同步电压的要求二 同步点及同步方式三 同步闭锁措施第26－3节 手动准同步一 集中同步二 分散同步三 组合式同步表第26－4节 自动准同步装置一 ZZQ－3B型自动准同步装置二 ZZQ－5型自动准同步装置三 自动准同步装置二次回路设计配合的问题第26－5节 自同步方式第26－6节 变电所的同步装置和线路的同步接线一 半自动导前相角准同步装置二 捕捉同步装置第二十七章 补偿装置二次接线第27－1节 串联电容补偿装置一 概述二 串联补偿装置的保护方式三 信号传递和台上操作电源四 控制 信号和测量回路第27－2节 同步调相机二次回路一 同步调相机保护二 控制 信号和测量回路三 调相机励磁系统第27－3节 并联电抗器一 超高压并联电抗器二 低压并联电抗器第27－4节 并联电容器组－ 概述二 并联电容器组保护三 串联电抗器保护四 并联电容器组的控制和信号五 测量仪表第27－5节 静态无功补偿装置（SVS）第二十八章 电网继电保护及安全自动装置第28－1节 设计原则和一般规定一 概述二 设计范围与深度要求三 确定电网继电保护配置方案的主要问题四 电网继电保护对电源的基本要求五 保护要求的最小灵敏系数第28－2节 35kV及以上中性点非直接接地电网中的线路保护配置原则一 概述二 相间保护三 单相接地保护第28－3节 110～220kV中性点直接接地电网的线路保护一 概述二 110～220kV线路继电保护配置的具体要求三 110～220kV线路接地保护四 110～220kV线路相间距离保护五 110～220kV线路纵差保护六 110～220kV线路“四统一”定型保护屏的组成与使用第28－4节 330～500kV中性点直接接地电网的线路保护一 超高压电网特点及对继电保护的特殊要求二 主保护与后备保护配置原则三 330～500kV线路保护配置方案四 双断路器主接线方式的线路继电保护的若干问题五 工频过电压保护第28－5节 母线保护和断路器失灵保护一 母线保护的配置原则二 母线保护构成原理及其适应性三 各种母线接线及其保护方式四 断路器失灵保护第28－6节 自动重合闸一 自动重合闸装置的应用与配置原则二 三相一次自动重合闸三 综合自动重合闸装置四 自动重合闸与保护的配合五 综合自动重合闸的整定计算第28－7节 电网安全自动装置及故障录波装置一 概述二 电网安全稳定装置的功能与分类三 电网稳定控制装置四 电网解列装置五 低频减载六 故障录波装置第28－8节 电网继电保护的整定计算一 整定计算的主要问题二 相间距离保护整定计算三 中性点直接接地电网的零序电流保护整定计算四 中性点直接接地电网的接地距离保护整定计算五 高频相差保护整定计算六 母线保护整定计算第二十九章 主设备继电保护第29－1节 主设备继电保护设计原则一 设计原则及范围二 设备选型三 保护出口四 保护电源第29－2节 发电机保护一 100MW以下发电机保护配置二 定子绕组相间短路保护构成三 与母线直接连接的发电机定子绕组接地保护四 反应定子绕组匝间短路的保护五 发电机外部相间短路保护六 定子绕组过负荷保护七 励磁回路接地保护第29－3节 发电机保护整定计算一 纵联差动保护整定计算二 横联差动保护整定计算三 定子单相接地保护的整定计算四 反应外部相间短路的后备保护的整定计算五 定子绕组过负荷保护的整定计算第29－4节 变压器保护一 变压器保护的配置原则二 变压器瓦斯保护装置及整定三 变压器电流速断保护四 变压器纵联差动保护五 变压器相间后备保护配置原则及接线六 中性点直接接地电网的零序后备保护配置及接线七 变压器的过激磁八 变压器过负荷保护九 自耦变压器保护十 三相三柱式全星形接线变压器保护特点第29－5节 变压器保护整定计算一 电流速断保护的整定计算二 纵联差动保护的整定计算三 相间后备保护的整定计算四 中性点直接接地电网的零序后备保护整定计算五 变压器过负荷保护整定计算六 自耦变压器零序差动保护整定计算七 500/220kv联络自耦变压器零序保护改进方案（图29－25）的整定计算第29－6节 发电机变压器组保护一 大型发电机组的特点及其对继电保护的要求二 大型发电机变压器组单元接线继电保护配置三 保护及其接线四 其它几种保护简介第29－7节 发电机－变压器组保护整定计算一 复合电流速断保护整定计算二 失磁保护整定计算三 过电压保护整定计算四 阻抗保护整定计算五 逆功率保护动作值的整定六 定子接地保护灵敏系数计算七 发电机匝间短路保护整定计算八 发电机过负荷保护整定计算第29－8节 厂用电源保护一 厂用工作及备用电抗器保护二 高压厂用工作 备用（起动）变压器的保护三 低压厂用工作及备用变压器保护四 保护的整定计算第29－9节 6～10kV母线保护及其整定计算一 发电机电压母线保护二 变电所6～10kV母线保护三 保护的整定计算第29－10节 6～10kV线路保护及其整定计算一 6～10kV线路保护装设原则二 保护整定计算第29－11节 中性点不接地系统的接地信号检测装置一 接地信号装置的分类及要求二 反应工频电容电流值的接地保护三 反应电容电流方向的接地保护四 反应零序电流有功分量的接地保护五 反应5次谐波分量的接地保护六 反应暂态分量首半波的接地保护七 其他接地检测信号装置附录29－1 三绕组变压器制动线圈的接法一 单侧电源的三绕组变压器二 双侧电源的三绕组变压器三 三侧电源的三绕组变压器附录29－2 短线路纵联差动继电器附录29－3 非直接接地信号装置一 反应接地电容电流方向的非直接接地信号装置二 反应接地电容电流5次谐波分量的ZD－5型接地信号装置三 反应接地电容电流暂态分量首半波的ZD－3C型接地信号装置第三十章 电网调度自动化系统第30－1节 概述一 调度自动化的作用二 调度自动化的发展趋势第30－2节 调度自动化的功能范围一 电网调度的职责范围二 地区电网的厂、所三 调度自动化的基本内容四 调度自动化的功能与范围第30－3节 调度自动化系统一 系统的概念及配置原则二 系统配置的基本方式第30－4节 调度自动化的主要设备一 在线实时监控计算机二 人机联系设备三 远动终端（RTU）及通道四 电量变送器五 发电机组频率与有功功率自动调节装置第30－5节 规划与设计一 规划与设计的内容二 设计的技术要求第30－6节 电网调度中心设计一 电网调度中心设计阶段和主要内容二 建筑物型式及布置三 机房设计第三十一章 电力系统通信第31－1节 系统通信的要求和方式一 系统通信的重要性和特点二 电力系统通信的主要内容三 电力系统通信网的结构四 电力系统的通信方式第31－2节 电力线载波通信一 传输信息内容二 基本原理和构成三 电力线载波通信的特点四 电力线载波终端机五 结合设备六 加工设备第31－3节 电力线载波通道的设计与计算一 通道设计的任务二 设计依据和条件三 通道的组织四 通道设计与计算五 电力线载波通道的频率分配第31－4节 微波通信一 微波通信简介二 微波接力通信线路的选择三 微波通信电路设计的质量标准四 微波传播及其计算五 微波站的平面布置和建筑设计要求六 微波铁塔七 微波站的接地和防雷八 微波通信站的仪表配置第31－5节 光纤通信－ －光纤通信的基本原理二 数字光纤通信系统的设计第三十二章 厂（所）内通信第32－1节 概述一 厂（所）内通信的分类和要求二 厂（所）内通信组织措施和要求第32－2节 生产管理通信一 设计要求二 设备选择三 设计注意事项第32－3节 生产调度通信一 设计要求二 设备选择第32－4节 其它辅助通信方式一 生产扩音通信二 无线电移动通信三 电钟系统的设计第32－5节 通信电源一 常用通信设备供电电压及耗电量二 直流系统及设备选择第32－6节 音频通道的中继组合方式一 设计要求二 中继方式三 中继线通信方式的选择四 去水源地的通信线路五 去火车站的通信线路第32－7节 通信线路一 设计要求二 电缆线路的选择三 敷设方式四 主干电缆与配线电缆的设计五 架空杆路设计六 沿墙敷设电缆七 直埋电缆八 音频线路网络的传输设计第32－8节 通信房屋建筑的要求与布置一 通信建筑物的形式及内容二 通信建筑物的设计要求三 通信室的平面布置四 通信设备集中布置方案第三十三章 电气试验与检修设备的配置第33－1节 试验设备的配置一 试验设备的配置原则二 电气试验设备三 电测量仪表 继电保护及自动装置的调试四 电气和热机部分精密机件的修理设备第33－2节 检修设备的配置一 发电厂的电气检修设施二 变电所的电气检修设施三 超高压配电装置的检修设施四 油务设施第33－3节 电气试验室与检修间的布置一 电气试验室布置的一般原则与参考方案二 电气检修间布置的一般原则与参考方案附录33－1 设备参考表第三十四章 小型机组电气部分第34―1节 概述第34－2节 电气主接线一 电气主接线的重要性二 确定电气主接线所需的资料三 对电气主接线的要求四 发电机电压的选择五 发电厂与系统的连接六 发电机电压侧的接线七 升高电压侧的接线八 发电机电压系统及升高电压系统的中性点接地方式九 电气主接线举例第34－3节 厂用电系统一 厂用电电压二 厂用电接线三 厂用电源的引接四 孤立电厂的起动电源第34－4节 二次接线一 操作方式二 中央信号三 同步装置－ 励磁装置发电机的二次回路第34－5节 继电保护和自动装置一 发电机的继电保护二 变压器的继电保护三 自动装置第34－6节 直流系统一 概述二 直流系统的设计原则三 直流系统接线举例第34－7节 电气设施布置一 概述二 发电机电压配电装置的布置三 主控制室的布置四 升压配电装置的布置五 发电机出线小室的布置六 厂用电气设备的布置

⑤ 故障录波装置的作用是什么构成原理上有哪些主要特点

记录和分析电网故障。记录电网运行数据有电流、电压、开关量, 及有版关元件的有功无功，系统权频率变化及各种参数变化的准确时间等；分析电网故障主要是指分析系统动态过程各参数量的变化规律。故障录波装置必须设置故障录波的专用传输接口,以便远传调度作进一步数据分析处理。

⑥ 电力故障录波装置是什么

电力故障录波装置（有时会简称为暂态故障录波装置TFR），可在电力系统发生故障（如线路短路、接地等，以及系统过电压没枝枣、负荷不平衡等）时，自动地、准确地记录电力系统故障前、后过程的各种电气量（主要数字量，搭袭比如开关状态变化，模拟量，主要是电压、电流数值）的变化情况，通过这些电气量的分析、比较枯拆，对分析处理事故、判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平的作用。

⑦ 电力系统的故障录波器是怎样实现时间同步的

电力系统的故障录波器是选择以下其中一种与GPS对时设备实行时间同步的：
1秒脉冲信号(lpps),利用GPS所输出的lpps(每秒钟一个脉冲)方式,进行时间同步校准,获得与UTC同步的时间准确度较高,脉冲宽度:20ms-200ms,上升沿的时间准确度'1Ws.这是国内外保护常用的对时方式.
2.分脉冲信号(lppm),利用GPS所输出的Ippm(每分钟一个脉冲)方式,进行时间同步校准,获得与UTC同步的时间准确度较高,脉冲宽度:20ms-200ms,上升沿的时间准确度'3N.s.这是国内外保护常用的对时方式.
3差分信号,其实质是秒脉冲经过差分芯片转换成差分电平输出,以增加对时距离,由秒脉冲信号几十米的距离提高到差分信号I km左右,而且差分信号可以与多个装置同时对时.这是国内一些低压保护常用的对时方式.
4.串口校时(时间报文),时间报文应包括:y,m,d,h,min,s,也可包含用户指定的其他特殊内容,如接收CPS卫星数,告警信号等,报文信息格式为ASCII码或BCD码或16进制码.为提高申口校时的精确度,需将传输的波特率选择合适(一般大约9600),精确度可以达到ms数量级.串口RS-232传输距离为30m,RS-422传输距离为150m,加长后会造成时间延时.
5.IRIG-B时码,是一种编码时间信号,包含了比秒/分脉冲更多的信息.IRIG时间标准有两大类:一类是并行时间码格式,传箱距离较近,且是二进制,因此远不如申行格式广泛;另一类是串行时间码,共有六种格式,即A,B,D,E,G,H.它们的主要差别是时间码的技速率不同,其中B码应用最为广泛.B码的主要特点是时帧速率为1帧/.;拚带信息量大,经译码后可获得,10,100,1000c/:的脉冲信号和BCD编码的时间信息及掉制功能信息.IRIG-B信号有调制IRIG-B (AC)和非调制IRIG-B(DC)两种. 调制IRIG-B轴出的帧格式.该格式每秒输出一帧,每帧有100个代码,每个代码占时0.01 s.每一帧IRIGrB输出信号中,包含了秒段,分段,小时段,日期段等,在IRIG-B的输出当中,时间信息是从一年的1月1日零时零分零秒之后的多少日,多少时,多少分,多少秒来表示的. 非调制IRIG-B信号,是一种标准的TTL电平,用在传输距离不大的场合,比如屏柜内部或者相邻的屏柜.如果传输距离相距甚远,就应将代码进行调制. IRIG-B(AC)最大传输距离大约3到5km, IRIG-B(DC)的最大传输距离为几百m.IRIG-B时码准确度525N.s,北美地区的产品大多采用这种对时方式,如Hathaway的IDM型故障录波器.
6.DCF77时码,是德国法兰克福授时中心,以原子钟作为时钟源,将标准时间信号(如:y,m,d,h,min,s,ms ,Ws等时间信息)进行编码.利用低频(77.5kHz)载波方式将信号以无线电长波发播出去,需对时的装置通过内置微型无线电接收系统接收该低频无线电时码信号,由专用集成芯片进行时码信号解调,再由计时装置内设的控制机构自动调时.通过这样一个技术过程,使得所有接收该标准时间信号的装置都与标准时间授时中心的标准时间同步.这主要用在一些欧洲产品上,如德国西门子的6MD测控装置

⑧ 故障录波的应用

随着电网规模日益扩大，就需要一个能够准确进行故障元件诊断、事故后数据分析、保护动作行为评价等功能完善的电网故障信息综合分析系统。这对于电力系统的安全可靠运行起着十分重要的作用。
电力系统的调度自动化是电网安全稳定运行的重要保证，随着其自动化水平的不断提高以及通信等技术的加盟，促进了网络层的EMS（能量管理系统）、SCADA系统（数据采集及监视控制），厂站端的SOE（事件顺序记录）、PDR（事故追忆记录）等配套设施的不断出现和改进。多年来，电力系统自动故障记录已成为分析系统事故，特别是分析继电保护动作行为的重要依据。尤其是以微机为基础的故障录波装置，能够记录电网故障发生前后电气量和状态变化过程信息，完整地反映故障后的瞬间变化及继电保护的动作行为，并有数据存档和数据再分析的能力。而且，随着通信技术的介入，电网调度端可以随时收集分布于各个厂站的故障录波器的信息，这就是故障录波器联网系统[1][2]。到目前为止，各网（省）调已相继完成以实现全网故障录波数据远传为主要目标的联网工作。其目的非常明确：提高电力系统调度和运行的水平，提高处理电力系统事故的快速反应能力，确保电力系统安全可靠供电。从而，所有上述调度自动化配套设施，都为开发电网故障信息综合分析系统提供了广阔的平台。
基于以上分析，本文开发了一种基于故障录波信息的调度端电网故障诊断系统，提出了“软保护”的诊断思想，实现了电网调度端的故障录波信息管理、电网层的故障元件诊断、以及双端测距等功能。并用电磁暂态分析程序ATP（The Alternative Transients Program）和MATLAB语言对整套软件的算法进行了仿真验证。下面将重点介绍故障诊断模块的实现。
1 电网故障诊断系统各模块及实现功能
基于调度端的电网故障诊断及信息分析系统分为几个功能模块：数据库模块、系统管理模块、故障诊断模块、故障信息分析模块、保护和开关动作行为评价模块等。各模块之间的关系如下图1所示：

（1） 数据库模块：
本文利用SQL Sever技术建立了各种信息的数据库，并通过Visual C++提供的MFC ODBC数据库类来实现对数据库的访问。这些数据表包括：
1、系统参数类：线路参数表、变压器参数表、发电机参数表等；
2、故障录波类：故障录波数据文件表、故障录波组态文件表、录波器配置表、录波文件记录表、硬件保护动作表等；
3、关系对应类：元件与软保护对应表、元件与故障录波数据接口对应表等；
4、保护配置类：软保护配置表、硬件保护配置表等
该数据模块具有永久保存的功能，方便日后随时查询历史记录；同时设有用户权限；数据库模块可以满足各种查询和浏览及打印的需要，为现场运行和管理人员服务。
下面给出了数据表之一线路参数表：

（2）系统管理模块：
系统管理模块是本系统的重要模块，包括故障信息管理等子模块，并且协调故障诊断等功能模块完成相应的任务，负责系统建立和维护工作。
（3）故障诊断模块：
该模块是本系统的重点。当系统发生简单故障时，仅利用开关和保护信息就可以定位故障元件，而且得到的诊断结果可信度高。但是当系统发生复杂故障，或者开关、保护存在较多误动、拒动以及因信道干扰发生信息丢失或错误等诸多不确定因素时，仅依靠开关和保护信息已经不可能定位到故障元件，过去开发的智能诊断系统给出的结果往往可信度不高，可疑元件较多，甚至是错误的解，要达到准确诊断必须加入新的信息源。随着继电保护及故障录波信息网的建立，丰富的录波信息为进一步诊断提供了基础。本文对在复杂故障情况下利用中心站收集的故障录波信息进一步诊断的方法进行研究，提出了软保护的诊断思想，并建立了相应的面诊断模型，有效地弥补了利用开关、保护信息诊断的局限性。
（4）故障信息分析模块：
该模块首先根据(3)故障诊断模块的诊断结果调用相应元件的录波器数据分析以确定故障类型、故障相别等。如果是线路故障，则利用以上数据结果，采用较为精确的双端故障测距方法[3]，定位故障点。再次，运用微机保护中的计算机算法进行谐波含量的分析，以波形显示。最后是阻抗特性，功率方向分析等。本文利用VC++中封装的GUI(图形设备界面)类来实现各种图形的绘制．
（5）保护和开关的动作行为评判模块：
利用相关的关系数据库以及以上的分析结果，对故障元件相关保护及开关的动作行为的正确与否作出判断。本文利用专家系统的知识表示法框架法表示各种关系，用推理的思想，对其进行评价。
2 故障诊断模块
2.1软保护思想的提出
在实际的硬件保护中，由于实时性要求和通讯条件的限制等原因，势必造成保护可能不正确动作的缺陷，因此减弱了现场提供的保护信息的可靠性，所以，在离线分析的基础上，软模型的保护能充分克服以上缺陷，发挥录波信息（主要是电气量信息）的优势，完成对电网复杂故障的精确定位，并对硬件保护（考虑后备配合关系）有一定的评价能力。这样，利用故障录波器的信息，就可以来弥补故障发生时仅用保护、开关动作信息的不足。由于利用波形信息诊断的复杂性，诸多因素都将影响到诊断的性能，鉴于实际保护装置的保护功能对各种具体情况考虑得比较全面，因此，本文采用了软保护的方法来诊断系统中母线、变压器以及线路等元件。软保护就是用纯软件的方式实现实际硬件保护功能的模拟，它有着硬件保护无法比拟的优点：不受人为因素的影响、不受硬件故障的影响、不受自然条件的影响等。
2.2软保护模型的特点
由软件实现的软保护和实际硬件保护相比在功能上保证了完整性以外，实现方式比实际保护简单，诊断的可靠性更高。这是由软保护主要用来诊断的目的和其独有的特点所决定的。
（1）软保护结构模块化，一套完整的软保护模型按功能可以分成多个不同的模块，比如数据送入模块、软保护投入逻辑模块、滤波模块、保护启动模块、故障选相模块、PT/CT自检模块、振荡闭锁模块、阻抗继电器[4]模块、方向继电器模块、差动继电器模块等功能模块；
（2）不同软保护模型中相同模块可重复利用，实现模块的共享；
（3）各模块功能实现方法可以多样化，而且不同软保护采用的方法可以不同，比如选相模块中选相功能实现方法有突变量选相、序分量分区选相及它们的改进算法等；
（4）软保护的数据是静态的，在诊断中已经完全获得了整个故障过程的电流、电压录波数据，所以软保护中各个功能模块可以相互独立，结构简单；
（5）软保护搜集的数据是多端的，即信息具有全面性，这一特点是硬件保护所不具备的，利用这一特性可以对很多功能模块中的实现算法进行改进，提高软保护诊断的可靠性。
（6）软保护输入的数据窗要比实际保护长，因为它还可以加上保护出口到开关跳闸这一段时间，而且软保护在速度上要求并不高，这样可以改进滤波算法，提高结果的精度，这一点对提高软保护诊断的可靠性有直接的效果。
2.3 软保护诊断系统的设计与实现
软保护诊断过程是由故障录波数据记录的CT和PT的测量值作为保护的采样值输入，通过保护功能函数的计算与整定值比较来判断保护是否动作。诊断系统并不是给诊断元件建立所有的实际保护模型，而是按照以下原则选取：Ⅰ）保护范围不明确的保护不建立；Ⅱ）对定值不易整定的保护不建立，以此来避免整定值错误而造成实际保护误动。由上述原则，对母线选用母差保护，对变压器选用差动保护，对线路建立方向、纵差以及距离Ⅰ段保护模型。
2.4故障元件诊断流程
要实现故障录波数据的精确诊断，要求录波输出的数据在时间上同步，一方面利用GPS来实现电网故障测量同步，另外通过分析程序把故障录波所测量到的故障电流或电压突变量起始时刻作为故障分析的起始点。诊断流程以时间为坐标，用开关、保护信息诊断出的可疑故障元件集形成诊断元件链表，对每一个元件匹配相应的软保护和数据库中的数据进行诊断。下面以某线路距离I段保护为例分别说明保护诊断前的匹配过程和保护的诊断流程。
①、保护匹配过程
(1)首先判断开关、保护信息诊断后可疑故障元件链表中是否有数据，如果有，按照链表的顺序逐一取出，假设取出该线路为可疑元件；
(2) 根据该线路名称，查找元件属性参数表，读入其属性参数，并保存在元件属性数据缓冲区；
(3) 根据该线路名称，查找元件与软保护对应表，确定其所配置的软保护；
(4) 根据该线路名称，查找元件与故障录波数据接口对应表，确定其各端录波数据所在的文件，并根据COMTRADE格式读入录波数据缓冲区。
(5) 根据该线路名称和其配置的一种软保护（距离I段），查找软保护配置表，读入保护整定值缓冲区；
(6) 最后，根据该线路名称和距离I段软保护，查找软保护模块功能选择接口IID表，匹配用户所需的功能算法，这样一套完整的距离I段软保护模型就形成了，可以对该线路进行诊断。
②、保护的诊断流程
具体的软保护诊断流程是根据具体的保护模型配置的功能模块顺序进行。下面给出该线路的距离I段软保护的诊断流程，由于数据是静态的，流程按照顺序进行。
(1) 对距离保护进行参数初始化，包括标志位、过程参数等；
(2) 获取录波数据缓冲区的数据结构指针，对PT和CT进行断线自检；
(3) 调用起动模块，判断距离保护是否起动；
(4) 调用选相模块和发展性故障判断模块，确定线路的故障类型；
(5) 调用振荡闭锁模块，判断系统是否发生振荡以及振荡过程中是否又发生短路；
(6) 调用距离I段阻抗元件动作特性（即阻抗继电器）模块，将计算的阻抗值和整定值按照保护动作判据进行判断，给出保护是否动作。
2.5 综合诊断
由于元件诊断模型是单个元件的独立诊断，存在一定的局限性，可能会出现各个元件诊断信息之间发生矛盾和诊断可信度不足的情况，需要在搜集全部智能信息的基础之上，对信息做综合的诊断。比如诊断某一输电线路MN。由元件诊断获取的信息有:线路软差动保护动作，线路的M侧软距离Ⅰ段保护动作，线路的M侧软方向保护动作，线路的N侧软方向保护动作。综合诊断时首先处理两侧距离Ⅰ段信息，由于距离Ⅰ段保护范围是线路全长的80%，所以有一侧软保护动作，那么距离Ⅰ段判线路故障，此时，有M侧软距离Ⅰ段保护动作，则距离Ⅰ段判线路故障；线路软差动保护动作可直接判线路故障，因此由线路软差动保护动作可判线路故障；对软方向保护，只有两侧都动作可判线路故障，由线路的M、N两侧软方向保护都动作判线路故障。最后这三套保护中至少有两套判线路故障可最终判该线路故障，此时线路三套保护都判线路1故障，则该线路为故障元件。另外，对线路的软保护，收集了方向保护、纵差保护、距离Ⅰ段保护的保护缺陷知识，即判断该线路是否出现了知识库中列举的所有会引起上述保护不正确动作的情况，当出现上述情况时，将该保护退出，即失去诊断功能。
这样，整个诊断过程分为分布式软保护诊断和综合诊断两部分。综合诊断是利用分布式诊断的信息做全局性的诊断，得出最后诊断结果，这样做可以尽量弥补由于灵敏度不足漏诊和信息之间有矛盾而误诊的情况，相当于对智能信息进行一次过滤处理。综合诊断的示意图如图3所示：

3 结语
本文提出的这种基于故障录波信息的电网故障诊断系统，实际上兼有故障录波信息管理和故障录波信息分析的功能。在电网调度自动化的重要性日益提高的大背景下，比如三峡水电站投入正常运行以后，将改变以往中国电网区域壁垒的格局，规模剧增，给电网调度赋予了更重要的使命。电网故障诊断系统的开发顺应了电力系统发展的潮流，已是大势所趋。本文的研究经大量仿真测试，具有较高的诊断精度和很强的实用性。

⑨ 智能变电站自动化系统

由上海聚仁电力提供解决方案，该系统是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850标准和通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。在此基础上实现变电站运行操作自动化、变电站信息共享化、变电站分区统一管理、利用计算机仿真技术实现智能化电网调度和控制的基础单元。

智能变电站自动化系统优势
采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

智能变电站自动化系统主要功能特点
系统包含多专业的综合性技术，它以微机为基础来实现对变电站传统的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造，实现对电网运行管理的变革。变电站从一次设备、二次设备、继电保护、自动装置、载波通讯等与现代的计算机硬、软件系统和微波通信以及GIS组合电器等相结合，使变电站走向综合自动化和小型化。变电站综合自动化系统的基本功能主要体现在以下六个方面：
■监控子系统功能：数据采集、事件顺序记录、故障测距和录波、控制功能、安全监视和人机联系功能。
■微机保护子系统功能：通讯与测控方面的故障应不影响保护正常工作。微机保护还要求保护的CPU及电源均保持独立。
■自动控制子系统功能：备用电源自动投入装置、故障录波装置等与微机保护子系统应具备各自的独立性。
■远动和通信功能：变电站与各间隔之间的通信功能；综合自动化系统与上级调度之间的通信功能，即监控系统与调度之间通信，故障录波与测距的远方传输功能。
■变电站系统综合功能：通过信息共享实现变电站VQC（电压无功控制）功能、小电流接地选线功能、自动减载功能、主变压器经济运行控制功能。
■在线自诊断功能：具有自诊断到各设备的插件级和通信网络的功能。

系统结构
在变电站自动化领域中,智能化电气的发展,特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现,变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中,保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元,如A/D变换、光隔离器件、控制回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之,智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分;而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化,完整地安装在开关柜上,实现了变电站机电一体化设计。

智能化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类,即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为三个层次,根据IEC61850通信协议定义,这三个层次分别称为"过程层"、"间隔层"、"站控层"。所谓“过程层”就是由数字化变电站技术引进的合并单元和智能终端组成。

⑩ 未来变电站对于电气设备都有哪些要求

1. 实现智能化设备间信息的共享与交互操作，即由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等内容。

2. 变电站内的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等将基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接采用高速的网络通信，常规的功能装置将具有逻辑功能模块。

3. 提高配电涉及到的电力设备的电能质量。

以上部分整合自网络