故障录波器(收集5篇)
时间：2024-07-02
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【关键词】故障灵波装置;开关位置;完整性
引言
根据表1所示，2006年至2010年安装故障录波装置的所有变电站中，在线路发生故障时，特别是发生永久性故障，故障录波装置不能正确显示其断路器最后开关位置状态的综合百分比为31.6%，这将直接影响保护人员对故障性质准确判断，本文将从实验分析的角度解析这一实际操作问题。
表1现状调查表
序号年份动作次数不能正确显示开关位置状态次数所占百分比
120105240%
220094125%
320083133%
420074125%
520063133%
从上述现状调查表分析，笔者认为可以从接线情况、录波原理、现场调试和其他有关原因4个方面进行实验，用实验结果来确认影响断路器位置正确显示问题的主要原因，实验采用0-1打分法对所有原因的重要程度进行了评价，并列出了重要程度评价表如表2所示。
基于以上多种原因，从表中的得分数以及考虑机构自身原理，我们确定主要原因有以下几点：
（1）当开关在合位时，跳闸线圈异常，开关无法正常分开;
（2）当开关在分位时，合闸线圈异常，开关无法正常合上;
（3）当线路开关在故障后跳闸，重合闸重合于永久性故障再跳开时，由于弹簧未储能回路闭锁，弹簧储能过程中控制回路断线而造成TWJ无法正常反映开关位置。
针对以上原因，笔者经过汇总分析，比对现场条件，确定解决目标如下：直接从开关机构箱取断路器辅助接点敷设电缆到故障录波屏，然后进行模拟线路单相接地的永久性故障试验。
1.概念界定
1.1故障录波器的定义
故障录波器是电力系统发生故障及振荡时能自动记录的一种装置，它可以记录因短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等大扰动引起的系统电流、电压及其导出量，如有功、无功以及系统频率的全过程变化现象。用来记录电力系统中电气量和非电气量以及开关量的自动记录装置，通过记录和监视系统中模拟量和事件量来对系统中发生的故障和异常等事件生成故障波形储存并发送至远方主站，通过分析软件的处理对波形进行分析和计算，从而对故障性质、故障发生点的距离、故障的严重程度进行准确地判断。故障录波器是采用单片机进行数据采集及处理，利用软件进行计算，将波形数据存入磁盘，然后进行分析处理。
1.2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。
1.3故障录波器的作用
（1）系统发生故障，继电保护装置动作正确，可以通过故障录波器记录下来的电流量电压量对故障线路进行测距，帮助巡线人员尽快找到故障点，及时采取措施，缩短停电时间，减少损失。
（2）线路不明原因跳闸，通过对故障录波器记录的波形进行分析，可以判断出开关跳闸的原因。从而采取相应措施，将线路恢复送电或者停电检修，避免盲目强送造成更大的损失，同时为检修策略提供依据。
（3）判断继电保护装置的动作行为。当系统由于继电保护装置误动造成无故障跳闸或系统有故障但保护装置拒动时，就要利用故障录波器中记录的开关量动作情况来判断保护的动作是否正确，并可以据此得出有问题的部分，对于较复杂的故障可以通过记录下来的电流电压量对故障量进行计算。
1.4故障录波器的动作原理
由电压互感器、电流互感器提供的电流经A/D转换器，将模拟量变为数字量，再送入计算机，由CPU处理后存入存储器，进行检测计算，探测故障。断路器位置及保护动作情况经开关量输入接口变成电信号，再经隔离之后，成组进入CPU处理存储。在正常情况下，对电压电流只进行采集，对开关只进行扫描。当有故障发生时，CPU采集到电流电压突变量，或过电流、过电压、零序电流、开关状态变化等信号时，启动故障录波。由于数据采集是连续的，故可将故障前一定时段的数据和故障后的全部数据采集，送入RAM。然后存入磁盘，由离线分析程序显示出波形曲线图、一次/二次录波值等。
2.造成不能正确显示的原因
2.1笔者在实验的阶段中，从以下几个角度进行实验确认，利用实验图的形式来表示：
2.1.1操作回路图（见图1）
2.1.2控制回路图（见图2）
2.1.3控制回路图（见图3）
2.2要因的确认
笔者根据以上图解，对其中各个因素进行分析排除，确认操作箱故障、故障录波装置本身故障、其他故障均非要因，并且对规程已经有了明确规定的项目进行立即整改，例如装置精度不够，接线不合格等。主要原因应当归纳为：当线路开关在故障后跳闸，重合闸重合于永久性故障再跳开时，由于弹簧未储能回路闭锁，弹簧储能过程中控制回路断线而造成TWJ无法正常反映开关位置。
3.结语
这次实验通过对故障录波器应用与现场试验的研究，达到了预期的目标，取得了明显的效果，提高了故障录波装置记录的完整性，进一步加深了对故障录波器等有关设备的掌握和理解，为以后的工作提供了必要的技术支持。
参考文献
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关键词：智能变电站；新型行波故障测距装置；行波故障
中图分类号：O434.19文献标识码：A
一.引言
随着IEC61850标准的提出和智能电子设备的采用，使得智能变电站的建设成为现实。目前我国正在大力推进智能变电站的建设，智能变电站已成为管理、应用的重点研究对象。在智能变电站中，由于设备运行方式和常规变电站不同，原有设备无法正常工作，需要进行改进。输电线路行波测距装置就存在类似的问题。
二．智能变电站故障测距系统概述
1.智能电网故障测距系统构成。
智能电网故障测距系统的构成与现有测距系统类似，由变电站内的测距终端装置及测距主站构成。测距终端装置负责数据的采集、发送，测距主站完成计算、信息等功能。测距主站可以就地配置也可配置在远方，配置远方主站更有利于后期维护与管理。测距终端装置和测距主站均就地配置时，一般统称为测距装置。
2.智能变电站故障测距装置
为了符合智能变电站各项技术要求，智能变电站故障测距装置必须做出较大改动，与传统变电站故障测距装置的区别见（图1，图中MMS为多媒体短信服务，GOOSE为整理面向对象的变电站事件），体现在以下几点：
（1）数据的就地采集；
（2）装置的IEC61850标准通信；
（3）算法程序改进，主要体现在增加阻抗法测距及过渡电阻估算等功能。
3.行波法故障测距的原理及分类
近年来，全国电网逐渐升级换代，变电站容量不断增大，作为各变电站间能量传输的通道，高压输电线路在电力系统中地位显得越来越重要，高压输电线路的可靠性相对整个电网的安全运行也具有越来越重要的作用。随着电压等级从超高压到特高压不断发展，电力系统对电网安全运行的要求越来越高，输电线路发生故障后的影响也将会越来越大，对线路修复的准确性和快速性也提出了更高的要求。准确快速的故障测距可有效帮助修复线路，保证线路可靠供电，从而保证整个电网的安全稳定运行，最大程度降低线路故障对整个电力系统造成的威胁，以及对国民经济和人民生活带来的综合损失。
行波即线路中传播的电磁波。当输电线路发生故障时，故障点处会产生从基频到很高频率的暂态行波，暂态行波沿输电线向两端传播，在线路末端母线、故障点等波阻抗不连续的点处会发生反射和折射。经过反射和折射行波的极性会发生改变，频率会发生突变，根据这些变化量可以测量出行波到达这些点的时刻。利用线路长度，行波到达测量点的时刻以及行波传播的速度可以计算出故障点所在的位置。按照检测行波的方式，将行波测距法分为四类，A型、B型、C型和D型。
A型只在线路一端安装测量装置，检测行波到达测量端的时刻。它需要检测两种行波。一是由故障点产生第一次传播到测量端的行波，称为初始行波；二是由初始行波经测量端母线反射后到达故障点，再由故障点反射传输到测量端的行波，称为故障点反射波。根据这两种波到达检测端的时间差计算故障点的位置。将只在线路一端检测数据的方法称为单端法。
D型需要在线路两端安装测量装置，检测从故障点传输到两个测量端的第一个行波。将在线路两端检测数据的方法称为双端法。B型和C型根据雷达原理制成，需要附加设备脉冲或信号发生器，在线路发生故障后，施加高频或直流信号，然后在检测端检测施加信号初始波和故障点反射波到达各个检测端的时刻即与A型和D型类似。
近年，提出E和F型测距方法，E和F型测距方法通过检测故障线路分合闸时产生的暂态行波实现测距。这种方法易受保护动作影响，对于瞬时性故障可能分合闸时故障已经消失，无法找出故障点，对于线路存在的隐患不能及时查找出来。另外根据故障行波的物理性质，有电压行波法和电流行波法。根据获取故障行波的方式又可分为单端法和双端法。
三.行波的优越性
现有继电保护设备中故障测距方式有2种：工频阻抗计算法和行波分析计算法。两种方法的区别在于采用的原理不同，前者采用电压平衡方程，通过计算故障点与测距装置安装点之间的线路电抗，计算故障距离，后者采用测量和记录线路发生故障时由故障点产生的行波到达母线的时间，计算出故障距离。它的基础是行波在输电线路上有固定的传播速度(接近光速)。两种方法的共同点是，根据所使用的原理中参数量，都可分为单端量算法和双端量算法。但前者由于互感器的误差、过渡阻抗和负荷电流等因素的影响，阻抗算法往往不能满足对故障测距的精度要求。国家标准对故障录波器的测距精度要求为3％，但对500KV较长距离输电线路，一般故障录波器的该项指标较难达到。作为行波测距法可以解决过渡电阻及线路分布参数的影响。
早期行波法使用的是电压行波，而理论和实践证明普通的电容分压式电压互感器不能转换频率高达数百kHz的行波信号，为了获取电压行波则需要装设专门的行波耦合设备，因而使得装置构成复杂、投资大，而且缺乏测量和记录行波信号的技术条件，也没有合适的数学方法来分析行波信号，因此制约了行波测距的研究和发展。WFL2010输电线路故障测距系统中，采用了行波测距技术，使用的是电流行波，其优越性主要体现在运用了小波变换技术。小波分析作为数学学科的一个分支，在理论和运用上，受到重视。由于小波变换具有良好的时、频局部化分析能力，能对信号或图像的微小细节进行分析。如用小波变换对一个突变的锯齿形波进行分析，在每秒采样256次的条件下，可用16个小波来表示；但若采用傅立叶变换，由于很难分析信号中间的突变部分，则需用256个正弦波才行，这就限制了它的实际应用。因此，小波变换是利用故障暂态行波实现保护和故障测距的相对更为有效的分析方法。
四.新型行波故障测距装置在智能变电站中的应用。
1.利用行波法测距需要解决的问题。
行波法测距的可靠性和精度在理论上不受线路类型、故障电阻及两侧系统的影响,但在实际中则受到许多工程因素的制约。
1)行波信号的获取。
数字仿真表明:故障时线路上的一次电压与电流的行波现象很明显,包含丰富的故障信息,但需要通过互感器进行测量。关键是如何用一种经济、简单的方式从互感器二次侧测量到行波信号。一般来说,电压和电流的互感器的截止频率要不低于10khz,才能保证信号不过分失真。用于高压输电线路的电容式电压互感器(CVT)显然不能满足要求。利用故障产生的行波的测距装置,最好能做到与其他的线路保护(如距离保护)共用测量互感器,否则难以应用推广。为了达到一个杆塔(小于1km)的测距精度,二次侧信号上升沿时间应该在几个微秒之内。实验研究表明,电流互感器(CT)的暂态响应特性能满足如此高的响应速度。所以,行波测距装置可以与其它保护装置共用电流互感器,因而易于被推广使用。
2)故障产生的行波信号的不确定性。
故障产生的行波信号的不确定性主要表现在三个方面:
①故障的不确定性。
故障的不确定性主要表现在故障发生角和故障类型上。故障发生的时刻是随机的,它与故障原因和线路状态等因素有关。同时,故障发生的类型也是不同的,可以是金属性故障,也可能是经过大小不一的过渡电阻的短路故障。
②母线接线方式的不确定性。
行波测距理论基于行波的传播及反射，母线上的接线是不固定的，这就引起行波到达母线的不确定性。然而行波测距要求在母线侧有足够强的反射才可能被测到。
③线路及系统其它元件的非线性及依频特性的影响。
由于集肤效应的关系,实际的三相线路存在损耗与参数随频率变化的现象。系统中地模参数损耗大且频率依频特性严重,使暂态行波信号的分析变得复杂和难以准确描述。所以一般使用线模分量进行行波测距。
④故障点反射波的识别
故障点反射波的正确识别是能否准确可靠的进行故障测距的关键技术问题。线路上存在大量特性与故障点的反射波极为相似的干扰。正常运行情况下较大的干扰主要来自断路器和隔离开关的操作,任何上述操作都会产生剧烈的电压变化。在故障发生后,行波沿输电线传播时,也会出现干扰。例如线路的换位点和其它线路的交叉跨越点处都会因波阻抗的变化出现干扰,更增加了识别的难度。故障点反射波识别除了排除线路干扰外,关键还在于区分出反射波是来自故障点还是线路对端母线。早期行波法测距的终端设备受当时技术条件的限制,其结构与使用相当复杂,如B型法的同步装置,C型法中的高频和直流脉冲发生装置等等,这些终端设备和操作上的实时自动化要求增加了行波法测距的技术复杂性和成本,阻碍了行波法测距的更广泛应用。
⑤行波信号的记录与处理
故障产生的暂态行波信号只持续很短时间,经过多次反射后进入稳态,为此必须在故障产生后几毫秒内记录下有用的暂态行波信号。此外,为保证测距有足够的精度,为了采集高频暂态行波,采样频率不能太低,应在百千赫兹数量级。尽管如此,利用故障行波测距要比实现继电保护要容易获得推广应用的多。使用行波保护的目的在于获得很高的动作速度(小于10ms),一个关键问题是如何区分故障与其它原因,比如雷击、系统操作等引起的扰动。而对测距来说不存在这个区分问题。因为它只要做到系统故障后,准确的给出故障距离就行了。通过检查保护是否动作,可以很容易的知道系统是否出现故障。
2.装置整体结构和信号接入。
智能变电站测距装置采用分层分布式结构，功能划分上作为设备层设备，按照DL/T860标准则可视为间隔层设备。智能变电站测距装置由装置本身数据采集单元或电子式互感器采集器实现就地采样，再通过合并单元MU完成时间同步后通过光纤发送给测距主站，完成后续处理，现场无需铺设电缆。由于信号采样频率500kHz以上，相对其他装置较高。在工程实施中，智能变电站测距装置采样数据或电子式互感器高速采样数据传输多采用自定义协议，MU与现有数字化、智能变电站合并单元有所差异，装置间数据共享通过文件方式实现。
3.测距装置的IEC61850标准通信
传统行波故障测距装置通信包括站内通信和站间通信2个部分。智能变电站测距装置的站间通信与现有系统基本保持一致，主要区别在于站内通信部分。现有测距装置一般通过IEC60870－5－103上传测距结果、告警、自检及日志等相关信息。智能变电站测距装置站内通信包括以下2个部分：（1）基于IEC61850标准的MMS通信，用于上传测距装置，相关信息至保信子站或一体化信息平台；（2）GOOSE通信，用于获取各开关动作信息，其开发重点在于故障测距装置的建模和IEC61850标准通信的实现。
4.智能电网故障测距系统主站。
智能变电站技术导则要求智能变电站应建立告警想、分析决策系统和故障信息综合分析决策系统，能在故障情况下对保护、事件顺序记录信号、录波等多方数据进行综合分析。而智能变电站故障测距系统的一大特点是能采集10kHz以上的频率信号，同时能够获得区域内的装置信息。因此智能电网故障测距主站利用信息共享的优势可以实现以下功能。
（1）利用暂态电气量分析对故障进行初步诊断，判定故障原因雷击短路、性质、协助电力运行部门采取相对应的技术手段予以处理。
（2）基于区域电网信息调用相关终端数据提高整体可靠性以及自适应参数修正能力。
5.基于暂态电气量的故障分析系统。
导致电网故障有多种原因，例如线路遭受雷击、站内设备绝缘击穿、覆冰断线等。根据故障原因，大体上可将故障分为雷击故障、短路污闪、树枝放电、站内绝缘击穿、断线、覆冰断线、外力破坏及站内设备故障几类。主站可以对故障性质进行初步识别判断。
6.基于网络结构的区域电网故障定位系统。
随着电网建设的发展，串联补偿装置、GPS授时时差的影响日益显现，在输电线路故障发生后，当由于上述原因导致测距失败或装置通信出现问题时，系统可靠性难以保障。现场运行经验表明在线路故障后，暂态电流电压行波会通过母线传输到分支线路上。分支线路上的测距装置会因这些暂态行波扰动启动生成录波数据。当区域电网配置有集中式测距主站时，根据网络结构选择相邻变电站，启动数据测距，可有效提高系统整体可靠性。
五．结束语
新型行波故障测距装置应用于智能变电站中，解决了电子式互感器中提取行波故障信息的难题，有利于电站智能化的提升。
参考文献
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关键词故障录波；分析站；采集站
中图分类号TM7文献标识码A文章编号1674-6708（2013）84-0119-02
0引言
故障录波装置是一种电力系统记录暂态过程的主要设备，对故障录波装置提出了更高的要求。目前计算机软硬件技术的快速发展，以太网络、全球定位系统（GPS）、数字信号处理器（DSP）、面向对象编程（OOP）的软件技术以及嵌入式计算机等硬件技术，为微机型故障录波装置的性能改善提供了必要条件。
1FR-100L故障录波装置结构和特点
FR-100L微机故障录波装置基本配置由一台采集站、分析站、显示器、键盘鼠标抽屉、打印机抽屉等组成。
1）紧凑式设计，采集站、分析站模式，采集站和交流接口、直流接口为一整体；
2））后台软件使用Windows2000或XP操作系统，具有录波、实时显示、运行监视、数据通信、故障数据分析等功能；并具有完善的自诊断功能，现场免维护；
3）分析站、采集站之间采用高速以太网通信，稳定可靠；
4）自动生成运行、操作日志，使录波器的运行、操作有据可查；
5）起动方式灵活多样，可根据需要自主配置；
6）具有网络通信功能，可以同综合自动化系统进行通信连接，设置装置定值，及获得装置的其它信息；
7）装置所记录的数据真实、可靠、不失真，能准确反应谐波、非周期分量等；
8）装置所记录的数据有足够的安全性；
9）装置具有保存外部电源中断前所采数据的能力，具有失电报警功能，起动报警功能，并有触点输出；
10）装置抗干扰能力强。
2主要功能
1）具有记录输电线路异常或故障运行数据的暂态记录功能；
2）当电网发生连续多次的大扰动时，能够记录每次大扰动的全过程完整的数据；
3）当电网故障时，装置能输出简要的异常/故障信息，以便于运行人员的处理；
4）谐波分析强大，对所测谐波值，进行数理分析，得出各次谐波的监测值，可查阅历史数据，还可根据需要得到以某时间间隔为统计单位的电能质量参数统计值；并可随时打印输出；
5）装置具有谐波报警功能当谐波电压、谐波电流、总畸变率、电压不平衡度等参数越限时输出报警信号；
6）装置具有利用数据网实现远方调用当前和历史数据的功能；
7）装置具有自复位功能；
8）配接GPS模块秒脉冲，可自动对采集站和分析站进行校时。
3故障记录过程及方式
3.1故障记录过程时段
在电力系统发生故障的过程中，按时段A、B、C、D、E进行记录，如图1所示：
图1电力系统发生故障记录时段图
其中：A：扰动前数据；
B：大扰动初期数据；
C：大扰动后中期数据；
D：动态过程数据；
E：长过程的动态数据。
3.2故障记录方式
A、B、C时段全以B时段记录方式记录，记录波形完整、连续。
3.3起动条件
1）第一次起动
符合任一起动条件时，由S点开始按ABCDE时段顺序执行。
2）重复起动
采集站已经起动记录的过程中，如有符合起动判据或开关量变位，每次均由S开始重新沿ABCDE的时段重复执行。
3.4长时大扰动记录方式
电力系统连续发生上述大扰动时，采集站可以可靠地记录全部故障数据无一遗漏。
3.5数据的存储方式
采用数据双存储方式，采集站采用高速大容量存储卡，可存储64批次故障数据，分析站采用高速大容量硬盘，可存储1280批次故障数据，并可自动循环更新旧的数据。每次记录的数据可用软盘备份或远传至调度中心分析站。由于分析站可带四个采集站，每个采集站含有1280个批次故障信息文件和配置文件。
4采集站、分析站功能软件
4.1分析站软件功能
1）本机的初始化、自检和数据采集；
2）故障的起动判别；
3）装置实时数据读取。
4.2分析站的故障录波分析软件
分析站软件主要完成整个装置的运行和调试的监控管理、装置的定值整定、录波数据的存储及简要故障报告的形成和打印等、与采集站的定时互检和对时，电能质量的实时监视与稳态运行数据存储等。
1）实时数据的显示；
2）暂态数据的显示与分析；
3）谐波数据的显示与历史查询；
4）自动分析与数据处。
5结论
FR-100L故障录波装置不仅用于110kV～500kV不同等级的超高压电力系统，而且也适用于110kV以下的不同等级中低压电力系统，以及牵引变电所的变压器、线路等电气设备正常运行及发生故障时的电气量的动态记录、数据分析，同时具备电能质量综合监测装置功能，进行负荷趋势图、谐波分析，实时数据的棒图分析等，自动采集故障信息、继电保护装置、开关等动作行为并进行存贮、并计算出准确的电压电流有效值，并可随机或定时打印出开关量动作顺序、电压电流的波形、发生故障时间及故障类型信息表和参数设定的一览表。进行录波和分析，记录故障发生和异常运行的变化过程，再现异常运行和故障的电气量变化过程，作为电力系统查找故障点和分析故障原因的主要依据。
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【关键词】故障点标定;非接触式传感器;GPS时间同步
1.前言
架空输配电线路是我国电网的主要组成部分，承担着各地区电能输送和供电的重要任务，直接影响到整个电网供电的稳定性和安全性。随着各地区经济的高速发展和电网的强化，许多电网安置在地形复杂区域，而且电网结构愈发变得复杂，一旦线路发生短路故障，故障查找将是一个工难度很大的现场作业，如果采用人工沿线寻查，将会花费较长的抢修时间，工作效率比较低[1-3]。因此有必要采用一种先进的技术手段，故障发生后能够在远程快速地对故障位置进行早期标定，为第一线维护人员提供准确的故障位置信息，及时排除故障尽早恢复供电。传统故障标定是借助安装在变电所内的故障录波器来完成，由于录波设备采用变电所室内的电压电流传感器采集故障信号，信号受制于既有传感器的性能特点，同时对于安装位置有一定要求，对于复杂线路或无变电站的地区就无法进行双端GPS同步标定方式[4-6]。
本次在220kV输电线路中采用的故障标定系统采用最先进的信号采集单元―非接触型电压电流传感器，同时采用先进的信号过滤及补偿方式，具有还原信号好，抗信号干扰，标定精度高的特点，可以满足国内各类电网结构的安装使用，而且故障点标定精度高。
2.背景
目前国内电力系统变电站都装有微机保护或微机故障记录装置，常规定位算法所需要的分析数据可通过系统现有的设备得到，费用低，易于实现。但这些常规定位算法都是建立在一种或几种假设的基础上，这些假设都会与系统的实际情况有所差别，自然会带来一些误差;通过误差补偿或者采用多端线路数据，可以在一定程度上提高算法的精度，但对高阻接地、多电源线路、断线故障、分支线路等许多情况定位效果较差，即使在常规定位算法可以使用的场合，它的实际测量精度也往往超出1km以上[2，4-5]。
近年来，故障行波定位技术得到了较快的发展，涌现了许多双端、单端行波故障定位算法和原理，目前，实用化的行波定位装置主要是利用变电站内故障录波器装置，对电流行波信号进行故障定位计算采用电流行波信号进行故障点标定时，电流行波的采集信号受电晕干扰较大，尤其对小波数据分析时，有时会出现波头定位不准，直接影响标定稳定性、可靠性和准确性。而在非雷击绝缘自然破坏尤其是在非接地系统时，电流行波比较小，对于系统的检测灵敏度要求比较高，造成误差也比较大。而且，现有行波测距装置由于采样率较低，大多不超过1MHz，因此标定精度也较低[1-2，7-8]。
此外，这些设备都必须安装在变电站内，对于安装空间有一定要求，尤其对于精度较高的GPS时间同步的双端标定系统要求，必须要有两个以上的变电站才能构成一个完整的故障标定系统。对于一些复杂的线路，如分支线路多，对方侧没有同一管辖的变电站或变电站内无法安置系统设备，就无法实现GPS时间同步标定，受实际线路限制较多[2，4-8]。
由于采用变电站内的电压传感器和电流传感器，通常这类传感器是用于计量用途，有效值测量精度较高，但高频响应较差，造成波形失真较大，其标定精度也因此受到一定的限制。
本文基于非接触传感技术的输电线路高精度故障定位技术进行研究，采用安装在铁塔上非接触传感器采集行波信号，改变目前仅限于使用变电站内电压电流传感器（PT和CT）采集方式进行故障标定。而且非接触传感器是专为故障定位设计的电压电流型传感器，其具有独特的平板结构通过电磁感应检出线路的电压及电流信号，具有100KHz以上的频率响应能力，对于暂态信号及对干扰信号具有较高处理能力，由于非接触大大提高了线路安全性。而且非接触传感器不依赖变电站，能安装在线路的任何位置，很好解决了复杂线路及变电站内安装困难的问题，具有适应性强易于工程应用的优点[9-10]。
其次，采用国际上最高水准的GPS同步芯片，可将各采集点之间的时间误差控制在10-7之内，大大减少了硬件对计算结果产生的误差;系统采样频率采用5MHz以上高速采样技术，能完好真实地记录故障波形，对于故障点位置标定和今后的故障产生原因分析都将提供准确可靠的依据。采集后的电压电流行波信号，通过无线网络传输至中调计算机内，采用故障波与干扰波分离处理技术，减少电晕等各类外界干扰信号对解析标定故障点的影响，全面实现高精度故障测距，根据各地使用的业绩实际误差基本控制在400M以内，对于电力运行和检修单位降低成本，提高效率，具有重大意义。
本项目适用于35kV～500kV以上输电线路故障标定，不仅消除了传统测距固有的缺陷，而且拥有多个先进的行波测距处理技术，代表着行波测距未来技术的发展方向。因此，本项目不仅具有现实的工程价值，也具有重要的应用前景，对整个电网的安全经济运行具有特殊的工程意义。
图1故障位置的标定
3.产品原理及研究
3.1双端行波标定原理
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，关键是准确记录下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和可靠[7-8]。当两台采集装置之间内发生故障时，通过正确地同步检出故障产生的行波，来标定故障位置，如图1所示。
标定距离可以表示为[6-8]：
（1）
式中：L，线路AB之间的长度，m;V，浪涌信号的传播速度，m/s;Ta，标定装置A浪涌检出时刻;Tb，标定装置B浪涌检出时刻。
3.2本系统构成
本系统属于双端行波标定系统，如图2所示。
图2双端行波标定系统
本故障标定系统根据需要可以同时采用铁塔采集装置方式和变电站采集装置方式作为信号采集方式。
铁塔采集装置采集信号是以非接触传感器为主，变电站装置也可以采用站内的PT和CT器件采集信号。各采集点的信号通过无线或有线方式传输到监测中心的电脑上，通过系统专用解析软件来标定故障发生地点和显示故障波形等信息。
任何在安装采集点之间内的故障位置均能被标定。铁塔采集装置由非接触传感器，带有GPS同步的检出装置，通信装置及太阳能蓄电池电源装置构成（如图3所示）。
图3铁塔采集装置
3.3技术要点
（1）以往的电流传感器都采用中心穿过导线，也就是传感器必须围绕在导线外侧，一旦传感器发生故障还会影响到高压导线绝缘，易造成线路故障。非接触传感器也是以电磁场感原理，只是采用特殊结构采集电压电流信号。由于故障定位精度主要取决于故障电流信号的波形采集，而对于信号的数值精度并没有很高要求。所以非接触式传感器能充分发挥其安全的优势，还能如实感应记录故障波形，对于相间短路，单相接地短路，雷击等各类事故均有效。
（2）先进计算方法，可以使得故障波形准确还原，并且能够通过推算，在大量干扰信号中出找出波头（故障波起始点），准确找到波头才能准确计算出故障位置。定位误差大小主要与采样速度，找出波头和还原波形的计算方法，GPS精度等因素有关。
（3）主站软件主要是实现上述的波头寻找，完成故障点定位计算，直观地显示故障具置。根据线路系统结构（潮流，变电所特点等）进行设置和更改，还可以对杆上装置测试状态进行调节（感应度，增益等），以及对装置工作状态进行自我检测，发现系统故障即使报警。
3.4技术方案
3.4.1高频干扰波的分离处理技术
为了正确地测出行波到达时刻，不能简单地采用检出电平的时间tA（tB）位置作为波头时间，还需要对波形起始位置进行推算。由于故障行波含有大量的固有的高频干扰波，在通过不同时间传输和传感器后，会使得波形发生畸变，如波形B上升速度变慢造成计算误差扩大。采用分散演算方式对干扰杂波和行波分别进行计算，去处干扰波的影响，推算出准确的波头到达时间，才能保障故障定位准确无误。此方法与传统的单纯的微分演算相比，能大大降低固有干扰杂波对演算结果的影响，如图4所示。
图4高频干扰波的分离处理
3.4.2高精度时间同步
为了准确地计算出波头到达各检测地点的时间差异，需要高精度的时间同步。为此，采用目前国际上最先进的高性能的GPS芯片，可以实现同步精度约10-7秒。
3.4.3误动作对策
由于雷电等外部干扰会影响故障判断，如附近地区遭受雷击时，也会在线路上发生类似行波。为了排除干扰防止误判，需要将外部干扰波的高频部分过滤，采用工频频率带域的电压波形判据，可以准确捕捉到线路受损的故障行波。同样对于采用中心点不接地或高阻的线路。
此技术手段还能够检出一些没有达到跳闸的单相接地故障现象，并进行定位，图5所示。
图5误动作对策
3.4.4高效率的数据通信
高速采样所得到的波形数据，数据量巨大。故障标定的主要判定依据在于波头前后区间的数据，因此必须对此重要区间数据有选择地进行传送，如图6所示。
4.具体实施
4.1项目构成
本项目选择220kV输电线路为东村Ⅰ线：线路长度34.7公里。
线路特点：直接接地系统，负荷电流约120A;保护设定：接地故障动作电流为288A，0秒;短路故障动作电流：368A，0秒;
故障标定系统的组成：2个铁塔装置采集点（001杆和109号杆）和一套后台电脑解析软件系统;
每个铁塔装置包括：3个非接触式电压电流传感器（配套电缆）;1台检出装置（内有GPS时间同步单元）;1台通信装置（采用中国移动GPRS方式）;1套太阳能电池板和蓄电池电源系统;配套安装金具。
图6高效率的数据通信
图7故障位置（总图）
图8故障详细位置图
图9各相电压电流零序电流
图10故障行波
4.2故障解析
线路故障发生后，故障行波将沿着输电线路向两方向进行传递。安装在线路两侧（001号杆塔和109号杆塔）的采集装置检测出故障行波信号，同时按照GPS高精度时间记录行波的电压电流信号，并通过GPRS方式向监测中心发出故障发生信息。监测中心根据需要上传故障波型信号并进行解析，最终标定出故障发生的具置，如距某杆塔xxx米有接地或短路故障，直观显示故障的位置，以及显示故障波各相关信息（图7～图10），对于今后分析线路运行情况提供第一手材料。
5.结论
目前国内使用的故障定位装置由于在安装设置受到许多地理和场合限制，安全性和准确性都存在不少问题。采用非接触式传感器作为采集信号的手段，大大扩大了故障位置标定系统的使用范围，对于不同的线路能够灵活地应用，而且标定精度也有所提高，具有很高的实际应用意义，对于提高供电可靠性，减少故障寻查时间和作业强度，经济效益是巨大的。
经过一年多对产品的研究改进工作，使得本产品已经基本上满足了国内220kV输变电线路的技术规范和操作上可行性，为今后提高我国输变电线路安全运行提供了一个崭新的解决方案。
参考文献
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关键词继电保护；故障信息管理系统；电厂应用；重要意义
中图分类号TM77文献标识码A文章编号1674-6708（2013）86-0110-02
0引言
电厂中的继电保护及故障信息管理系统是通过网络、计算机以及通信技术等技术对电厂的运行状况与故障信息进行收集，便于有效为解决电厂故障提供较好的参考依据与解决方案。同时还有助于全面采集并分析故障信息，从而较好地实现电厂的设备的安全、稳定运行。
1电厂中的继电保护
电厂中继电保护主要包括发电机、线路保护部分、电动机、变频器及变压器等设备，较多的录波器、新型微机保护被广泛应用到电厂中，使得电厂的智能化与自动化水平提高。同时设备的误动或者保护拒动均可导致电力系统出现异常，因此确保继电保护装置的安全运行，加强人员的巡视检查力度十分必要。应用继电保护故障信息管理系统，可有效确保电厂电力系统的稳定运行。
2继电保护故障信息管理系统概述
电厂中设计继电保护与故障信息系统，应遵循标准化与规范化的原则，同时根据国际标准要求进行设计，确保系统的安全、良好运行。系统分成子站、分站以及主站三个部分，其中子站端设有向分站以及主站传送信息的接口，按照需要选择向分站或主站端传送的各类信息，而主站与分站之间无信息的交互。对于继电保护故障信息应根据调度管理的关系进行分层管理，促进电厂的安全运行[1]。
电厂采用继电保护及故障信息管理系统，可有效对联网的设备进行监督、保护，还可以对录波器当中设备出现的故障给予有效的收集、分析。此外还能够准确地对故障的性质与范围进行判断、处理分析等。最后将采集到的数据提供给数据库，便于进行有效的管理与开发，确保电力系统的安全运行，最终实现资源的共享。
3电厂中的故障信息管理系统
电厂中运用故障信息管理系统主要由主站于分站以及子站三个部分结构，能够有效提高电厂中的继电保护装置。同时更好地满足电厂的调度与管理的需要，大大提高了继电保护的自动化管理水平。
3.1主站的实现方式
3.1.1主站系统的构成
硬件的构成主要包括：前置采集机、数据库的服务器、分析工作站、维护工作站等内容。数据库服务器作为存放录波文件并进行管理；前置采集机作为与子站的通信设备系统，可以得到较好的获得信息。主站系统中的分析工作站是为了有关的人员提供电厂设备中的不同信息，同时对信息进行分析与查询以及统计；维护工作站时用于日常的维护，确保电厂的设备的安全运行。
3.1.2主站的功能
主站功能和分站功能相似，主站的主要功能为：查询统计功能、人机界面、分析与管理等功能。其中采集功能是指利用与子站的通信，对IED设备的自检、扰动数据、动作、正常运行、故障与录波等信息进行收集。查询统计功能指的是系统对保护设备日常的运行给予统计与检索。人机界面功能是指由于系统设备较多，假如使用对话框设备进行定位无法适应系统的需要，因此系统借助GIS方式进行定位，确保全部的定位都能在地理图中完成。除此之外，主站功能中的分析功能主要分析保护设备的扰动数据以及录波文件等情况；主站功能的管理功能具有保护设备的台帐资料，还可进行系统的管理等[2]。
3.2子站系统
子站可有效确保故障录波器、继电的保护装置等自动装置的接入，进而实现信息的采集、存储、处理以及传输等服务的功能，其的可靠性与保护装置等同。子站系统与主站连接，通过以太网与各个保护装置连接，主要的保护装置有故障录波器和安全自动装置等设备。子站系统的TCP/IP协议一般采用103协议，通常采用的格式是103协议中的通信扰动数据，作为子站系统协议的故障录波数据。为了满足保护装置的扰动数据通信接口要求，保护工作人员要把收集的数据文件转换成指定的COMTRADE格式，同时，也有利于子站系统录波数据的分析和存储。子站系统在整个应用中相当于一个保护装置，保证了变电站、机电保护设备、故障录波器等装置一系列信息方面功能的正常使用，如基础设备的数据转发、分析和存储功能。采集数据是子站系统的主要功能，为了保证装置有效运行，应发现异常状况并进行及时处理。
子站系统采集的保护装置信息并传输到主站的有：1）保护装置出现故障之时造成的扰动数据；2）保护装置的当前运行数据；3）保护装置的自我检查信息；4）保护装置的压板状态和相关数据；5）保护装置的信号、故障时间和故障测量的距离；6）保护装置当前数据的模拟量；7）故障录波装置的功能数据及信息；8）通信口中保护装置的时钟数值修改的情况；9）被屏蔽软压板的具体信息以及装置定值信息，其他部分规定的必要信息等。
在电厂中运用故障信息管理系统与继电保护，确保电厂系统运作的安全性及稳定性；节约了成本并减少了维修开支；降低了电厂故障的发生率[3]。
4结论
综上所述，电厂运用继电保护与故障信息管理系统。有效确保了电厂继电保护装置的安全性，并对保护的动作进行准确的分析，进一步提高对故障信息的分析与处理能力，较快实现电厂继电保护装置的管理的自动化与网络化，确保电厂设备的可靠运行。
参考文献
[1]王智涛.继电保护及故障信息管理系统在电厂中的应用.电力建设，2012，33（2）：92-95.
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