故障录波器范文

导语：如何才能写好一篇故障录波器，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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【关键词】录波器电力系统通讯网络

电力网络波动对连续性生产的企业影响是十分巨大的，甚至可能造成生产事故，特别是石油化工企业保证公司内部电力网络的稳定性是及其重要的。因此，大港石化公司提高电力系统的自动化控制水平十分必要。大港石化公司的电力系统包括第一35KV变电站、第二35KV变电站、聚丙烯35KV变电站、原油储备库35KV变电站、催化6KV开闭所、烟机6KV开闭所、三循6KV开闭所、柴油加氢6KV开闭所、重整6KV开闭所等。每个变电站和开闭所都陆续设置有不同规格型号的录波器，但它们都独立管理，发生故障时无法进行系统分析，通过光纤以太网组建了电力调度通信系统，实现了集中管理和监控。

一、故障录波器的原理

故障录波器是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。

二、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，从而对保护进行定量考核。

三、故障录波器通信网络的特点和面临的问题

首先，故障录波器是记录低压、高压电网系统出现波动时的暂态过程，这就要求十几台故障录波器在几秒钟内同时采集大量的数据并传输到中心计算机。因此要想将各变电站和开闭所的故障数据远传到中心控制室，通信网络必须是一种远程的、高可靠性的、数据吞吐量大的系统。其次，故障录波器通信网络要求具有组网灵活，扩展性强，能实现故障信息远传及日常运行检测的双重作用，它的设计应该能适应各种规约类型和接口类型的微机智能保护装置，它能适应未来通信网络技术的发展需要。

四、故障录波器通信网络的设计

（1）设计思路：将大港石化公司的第一、二35kV变电站、以及6kV的开闭所增设录波器18套，其录波器均具备网络功能。采用一台服务器作为集中控制和数据处理中心，将这台服务器放置在第二35KV变电站，通过光纤以太网将各变电站和开闭所的故障录波器进行联网，并安装网络协议及故障录波器的分析软件，以实现故障录波器网络化集中管理。

（2）方案设计：系统构成主要由服务器和故障录波器终端构成，服务器和各个终端间采用TCP/IP通讯协议。故障录波器网络结构图（参见图1）。

五、故障录波器的通讯网络体系

故障录波器通信网络组成的主体结构包括分析站、采集站的分层结构形式。由微机录波器组成的采集站分布在各变电站和开闭所，通过光纤以太网实现故障录波器联网，当高低压电网出现波动时将各变电站和开闭所的故障录波器所记录的故障数据自动传送到安装第二变电站的主站服务器上，主站是一台服务器、交换机和光电转化器。操作员可以根据录波器所在位置和型号启动相应应用程序，将记录的故障文件通过软件进行分析，立刻找到故障源并采取相应措施。

六、结论

故障录波器通信网络的建立以后将大大提高公司高低压电力网络管理的自动化水平。当高低压电力网络发生故障时，利用故障录波器可以记录下故障的全过程的波形，通过软件的分析可以得出此种故障的类型以及故障时保护的动作状态，纵联保护的发信情况，断路器的分合时间，重合闸动作全过程等，可以正确分析事故，评价保护，发现保护和断路器存在的问题，查出高低压电网波动是由上游电力网络产生还是使用单位的某段造成的电力网络波动。最大限度地减少不明事故。

参考文献

[1]黄海波，艾勇，刘磊，孙未.基于以太网的光无线通信系统的设计与实现.电子技术应用，2004（2）：156-157

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中图分类号：TP216+.3 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2012）04-0000-00

电力系统故障录波器是一种长期应用在电力系统中，实时监测系统电压、电流等参数的一种设备，现采用基于DSPTMS320F2812与GPRS的设计方案，其可以实现数据的远距离无线传输。以上优点弥补了目前电力系统录波器的缺陷，达到了应用的要求。

1、电力系统故障录波器结构原理

系统运行原理：因为电力系统一般都为三相制，即三相电压和三相电流，下面以单相为例来说明电力系统故障录波器的运行原理，首先电力系统的电压通过滤波器滤去低频漂移信号和高频干扰信号，然后由霍尔电压传感器转换成电流信号，电流信号经过调理电路后会变成等比例的电压信号再传递给模数转换芯片AD7656，DSP控制模数转换芯片将模拟信号转换成数字信号，通过相关的算法对采集的数字量进行分析，计算出电压的峰峰值、有效值、最大值、THD等参数，然后DSP通过GPRS将采集的数据发送给监控中心。监控中心也可以通过GPRS将控制指令发送给电力系统故障录波器，包括检测电压、电流，改变故障记录的上下限值，改变系统实时刷新频率等。

2、电力系统故障录波器的硬件设计

2.1 数据采集处理模块硬件电路设计

2.1.1 DSPTMS320F2812与AD7656的硬件电路设计

DSP的GPIOA复用为I/O口与AD7656的D0-D15并行数据口相连，用来进行数据传输，DSP的GPIOF0端口与AD的CONVST A、CONVST B、CONVST C三个端口相连，作为AD7656的6路同时采样启动控制口，GPIOF1端口与AD7656的读信号RD相连作为读控制口，GPIOF2端口与AD7656的CS端相连作为AD7656的片选控制口，GPIOF3端口与AD7656的RESET端口相连作为重启控制端口，GPIOF4端口与AD7656的BUSY相连，用来检测转换是否结束。

2.1.2 LCD显示电路设计

本系统中显示电路采用深圳彩晶公司生产的320×240型双图层中文文字与绘图模式相结合的点矩阵LCD显示屏，内部自带512K Byte 的字型码， LCD内置RA8803液晶控制器，使LCD与单片机C8051F005实现无缝链接。单片机的P0.2口与LCD的WR口相连，作为LCD的写控制口，P0.3口与LCD的RD口相连作为读控制口，P0.4口与LCD的CS口相连作为LCD的片选控制口，P0.5口与LCD的RS口相连作为LCD的命令控制口，P0.6口与LCD的RST口相连作为LCD的重启控制口，P0.7口与LCD的BUSY口相连作为判断LCD是否处于空闲状态。

2.3 数据传输模块硬件电路设计

KB3000 GPRS DTU(简称KB3000)的供电电压为5V，其提供标准的RS232串口与外界进行连接，在这里我们选用DSP的SCIA串口与KB3000进行通信，在与KB3000相连时需要一个串口转换芯片进行转换，在这里我们选择SP3223E串口芯片来连接KB3000和DSP，SP3223E工作电压为+3.3V，其需要并联两个电容以便能够获得较好的标准电压，其外部需要连接四个电容以维持系统运行，/EN直接地使SP3223E一直处于工作状态。DSP的TX端口与SP3223E的T1端口相连，RX口与R1端口相连，SP3223E的T2端口与KB3000的TX端口相连，R2端口与KB3000的RX端口相连。KB3000的外接电源为+5V，KB3000外接两个指标灯，红色LED代表电源灯，绿色LED代表DTU与远程服务器连接成功并注册成功指示灯。

3、电力系统故障录波器软件设计

通过Windows的超级终端来配置KB3000串口的相关参数，超级终端与KB3000连接成功后，会显示出一个文本文件，其中包含：APN Settings（接入点设置），LOCALL Settings（本地设置），Server Settings（服务器设置），UART Settings（串口设置），Reset（重新设置），其中APN设置包括接入点的帐号，密码等参数，本地设置包括设置的ID号，端口号，最大数据包，设备类型等参数，服务器设置包括服务器地址，服务器端口号，TCP/IP等参数。以上各种参数的设置都设为默认配置。进入串口设置界面，串口设置包含：A、Baudrate (波特率)，B、DataBits（数据位），C、StopBits（停止位），D、Parity（校验位），E、Flow Control（流控），F、Return（返回），输入相应的字母会出现参数的选择选项，在这里我们配置KB3000的串口参数为：波特率为19200b/s，8位数据位，1个停止位，无检验位。

本文设计出了一种基于DSP和GPRS的电力系统故障录波器。系统运算速度快，设备移动方便，组网灵活，可实现多个监测点集中管理，适合远距离传输。

参考文献

[1] 赵自刚,赵春雷.国产录波器现状分析及新型录波器展望[J].电网技术,1999,(3):44-47.

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1故障录波仪的运行条件与主要参数

1.1故障录波仪的运行条件

故障录波仪的主要部分是录波器。根据录波原理的不同，可以分为光电式录波器、采用计算机技术的便携式录波器、基于单片机的智能电力系统故障录波仪。其中基于单片机的智能电力系统故障录波仪应用较为广泛。下面就型号为DRL600/WFBL-1的故障录波仪的软、硬件做简要介绍。该故障录波仪能使用于任何型式的电力系统设备或接线方式，包含发电机、变压器设备、单元接线、3/2接线、双母线及其它复杂系统。硬件由录波装置前置面板、录波CPU插件、采集插件、信号插件、监控管理CPU插件等元器件组成。故障录波在线监控软件是WaveRecordBackgroundOnlineSystem。它运行于Windows2000或WindowsXP操作系统下。电气工作人员通过安装调试该软件对电力系统进行实时监控。安装后双击桌面上的快捷方式或选择【开始】->【程序】->【WaveRecordBackgroundOnlineSystem】->【ViewStar】均可直接运行故障录波在线监控软件。

1.2故障录波器的主要参数

故障录波器的品质高低是由故障录波器的主要参数决定的。第一：采样速率。采样速率的快慢很大程度地决定了故障录波器的品质。当电力系统发生短路故障时，强大的短路电流会引起高次谐波。如果故障录波器的采样速率过低，将不能记录高次谐波，这必将影响电气工作人员对故障的判断。因此，电力行业标准规定，采样速率不低于5KHZ。第二：最大故障电流记录能力。同一电力系统在不同的运行方式、不同的故障类型和不同短路点下，最大故障电流是不同的。最大短路电流可由数千安至数百千安。因此，最大故障电流记录能力越大，记录的故障波形越完整越精确。第三：录波记录时间。故障录波器是有一定内存，当没有故障发生，下三个（具体周期数可以设定，一般为三)个周期的的参数会将这个周期的参数覆盖。如果一旦发生故障，异常参数会触发保护的录波功能，会将故障前三个周期的参数（电压电流功率等）以及故障后数个周期内的参数记录下来。录波记录时间的越长故障录波器的品质越高，电气工作人员分析故障越有利。

2故障录波仪在电力系统中的应用

电力系统根据中性点接地与否分为中性点不接地系统和中性点接地系统。电力系统正常运行时，相与相之间和在中性点接地系统中的相与地之间都是通过负荷连接的。当电力系统发生短路故障时，系统的总阻抗减少，短路点电流增大，电压降低。电气工作人员可以通过复杂的潮流计算和向量图分析得出短路电流的大小，不仅费时费力，而且理论值和实际值相差较大。这对于电气工作人员处理电力系统故障产生不良的影响。为简单方便，引入监控和记录电力系统信息的故障录波仪。故障录波仪是在电力系统发生故障（如短路、断相）或振荡时自动准确地记录故障发生前后电气量及非电气量变化的全过程的主要仪器。它将记录的数据存储发送至主站，通过分析软件对波形分析处理，从而使工作人员对故障做出正确判断。在使用故障录波仪前，电力系统发生短路故障时，电气工作人员根据电力系统及其保护装置的广泛知识和继电保护等信息来判断故障的元件位置（区域）、故障类型和故障程度，这样较为复杂。使用故障录波仪后，通过A、B、C三相电流和零序电流波形变化和常见故障类型的特点就可以轻松地判断。比如单相接地短路故障，故障录波波形图的特点是：（1）一相电流增大，一相电压降低；出现零序电流，零序电压；（2）电流增大，电压降低为同一相别；（3）零序电流相位与故障相电流同相，零序电压相位与故障相电压反相。如果故障录波波形图符合以上三条，很简单地判断了故障类型为单相接地，且接地相是电流增大的那一相，电流越大故障越严重。这样，为电气人员处理故障提供了方便。所以，电气工作人员必须熟练掌握电力系统故障（各种短路、断相故障等）的波形图。

3结束语

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关键词：继电保护 故障信息管理系统 应用规范 标准化

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）12（b）-0119-01

目前由于国内外不同厂家对装置信息、时间同步实现方式、和数据输出格式的不同，造成了在电网故障中，各种装置反映的信息体现了“孤立事件”的特点[1]。使得调度人员，甚至于继电保护专业人员都不能及时判断复杂故障的真正原因。故障信息只能分散、局部地描述电网故障状况。这表明目前各种保护和故障录波器等设备对于故障信息处理的规范性远不能满足现代电网故障分析、信息处理有效性和及时性的要求，从而说明了继电保护及故障信息管理系统规范化建设的必要性和紧迫性。

1 信息的分类

继电保护及故障信息管理系统信息主要来自于继电保护装置和故障录波器[2]。目前，继电保护装置和故障录波器信息分为以下四类：保护定值信息、开关量信息、模拟量信息、保护动作信息。

2 信息通信规范

由于继电保护微机化普及在先，故障信息管理系统应用在后，所以存在如何与已投入运行的继电保护和故障录波器规约规范的问题[3]。

3 信息建模规范

目前，当电网发生故障时，尤其是复杂故障时，保护和故障录波器所上送的信息量十分庞大，必须对这海量信息进行分优先级上送，避免出现信道阻塞[4]。由于保护和故障录波器生产厂家繁杂，对电网的要求理解参差不齐，所上送的装置信息不严谨，不规范，有些信息甚至继电保护专业人员都看不懂。

对所有保护动作和故障录波器开关量信息进行详细研究和分析后，针对调度运行人员对故障信息的要求，分别制定继电保护及故障信息管理系统220kV线路和变压器动作信息规范样表，110kV及以下等级参照执行。220kV线路动作信息规范样表见表1（以保护装置采用RCS和CSC系列保护为例）。动作信息优先级划分如下：

第一级：主要是断路器、继电保护和自动装置的出口动作信息和保护退出（闭锁）信息。

第二级：主要是保护启动、断路器操作或者其他与保护动作相关联的信息。

第三级：主要是保护和故障录波器的告警信息。

对所有保护动作和故障录波器模拟量信息进行详细研究和分析后，针对调度运行人员对故障信息的要求，分别制定继电保护及故障信息管理系统220kV线路和变压器模拟量信息规范样表，110kV及以下等级参照执行。模拟量信息优先级划分如下：

第一级：重要的反应电网系统运行的电压、电流。

第二级：监测电网和设备的其他状态量。

4 信息规范

信息规范有如下几点：

继电保护及故障信息管理系统信息应体现层次性，继电保护及故障信息管理系统信息处理应体现智能性。系统应具有专家系统模块，在电网故障时，系统对收集到的保护动作信息、开关变位信息、录波文件等信息，自动进行整理和关联，形成故障报告，同时对包括保护和开关的动作是否正确等进行评价。

继电保护及故障信息管理系统信息处理应体现差异性：系统要同时考虑调度人员、继电保护人员、保护管理人员的需求。

参考文献

[1] 林钢松，杨先贵，杨勇.湖北电网继电保护运行管理系统[J].电网技术，1997，21（8）：49-51.

[2] 李智星，涂光瑜，陆俭.网络化继电保护管理系统.电力自动化设备，2003，23（12）：43-46.

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中图分类号:TN911-34文献标识码:A

文章编号:1004-373X(2010)22-0203-05

Dynamic Issue System of Power Failure Wave-recorded Data Based on Web

WANG Tong-hui, ZHOU Yu, DU Si-dan

(Department of Electronic Science and Engineering, Nanjing University, Nanjing 210093, China)

Abstract: Failure analysis is an important part in power system, but most of the existing wave-recording analysis softwares are implemented with C/S architecture, whose system compatibility is poor and is inconvenient for users to upgrade the software or server maintenance. With the network development, the power system management tends to networking. As a result, an on-line system for retrieval and analysis of wave-recorded data was developed based on B/S architecture and Java applet. The fast retrieval of recorded wave data, dynamic display of waveform and analysis of relevant signal are achieved with it, which provides users with a fault query and management platform that is stable and intuitive.Keywords: B/S architecture; IEC61850; GOOSE; Java applet

0 引 言

故障录波器是常年运行、监视电力系统运行状况的一种自动记录装置。它的主要功能包括:检测继电器及安全自动装置的动作行为、分析系统动态过程中各电参量的变化规律以及校验电力系统计算程序与模型参数的正确性。对于电力系统的故障和误操作,录波装置可记录其波形曲线,通过分析波形可以确定故障原因与故障距离,制定解决方案,从而发现系统缺陷、减少以至避免再发生类似事故,保证电力系统安全运行。

对于录波产生的大量数据,需要友好快捷的分析软件[1-2]。现有的录波分析软件多为独立的客户端(C/S架构),有诸多缺点[3],例如:不能与浏览器结合,系统兼容性有限,软件升级与服务器端的变动会被用户实时感知,给用户带来更多操作。随着网络的发展,电力系统的管理趋向网络化,基于B/S架构使用浏览器即可通过Web服务器与服务器端数据库进行数据交互,将日常数据维护和用户数据分析分别进行,方便直观。此外,对于大量的波形数据,还需要解决数据传输、波形分析与显示的速度等问题。

在此述的录波系统与国家电力南京自动化股份有限公司合作研发,设备间采用高速网络通信,实现持续高效数据记录、数据库信息共享、Web信息查询。提供完善的故障判别、事件识别记录、故障分析及故障测距功能,并采用数据冗余技术提高数据存储可靠性。

1 系统设计

系统包括4部分:数据采集、协议转换器、服务器端、Web。在此主要针对服务器与用户端的系统软件设计进行详细讨论。系统总体框架如图1所示。

图1 系统总体框架

1.1 数据采集部分

数据采集装置包括6块采集板,每块板分别有16个模拟量通道(4个群组)、32个开关量。故障录波器接收采集到的数据,数据报文分为3种:常规存储卡数据、基于IEC61850-9-1标准[4]的采样值、基于IEC61850-8-1 标准的面向通用对象的变电站事件(GOOSE)。

1.2 协议转换器部分

协议转换器是运行于系统前端的硬件组成部分,采用PowerPC硬件平台和VxWorks嵌入式系统,主要用于接收3种数据报文,根据同步采样合并策略实现数据重组并上传至服务器。同时负责监视录波故障及硬件日常工作状态。

1.3 服务器端

服务器端是整个系统的关键部分,运行于系统上层,基于Core 2双核E4300 1.8 GHz硬件平台,采用Linux图形系统。服务器端接收协议转换器的数据并进行故障判别;分析协议转换器发来的各类型数据和事件以及本地产生的信息和事件,提取有效数据;将有用信息存入数据库;为用户提供可视化Web以及系统参数文件的配置功能。数据库的建立如图2所示,其中故障信息包括:通道名;启动时间;启动所属;启动类型。测距报告包括:故障类型;故障距离;故障电压测量值;故障电流测量值;断路器动作时间;闸重合时间;断路器动作类型;再次故障类型,即故障发生后再次出现的新故障的类型;再次故障电压测量值;再次故障电流测量值;多组(5组以上)模拟量启动类型和通道号。多组(5组以上)开入量变化状态和时间。

图2 数据库建立流程

数据库存储信息包括:数据、事件。数据文件分为暂态数据和稳态数据;事件包括故障信息、故障测距报告、系统参数配置等。通过数据库完成上层Web与下层协议转换器之间的信息交换。

1.4 Web部分

Web为用户提供快捷直观的常态、实时录波文件检索与分析,显示暂态录波故障报告和系统运行状态,并提供系统校时、录波文件下载等辅助功能。基本框图如图3所示。

图3 Web软件框架

本部分涉及大量数据交换:服务器端接收用户提供的系统设置信息保存至数据库,接收用户查询信息;客户端接收查询数据库得到的波形数据进行信号分析,接收故障信息、系统状态信息显示。

本部分具有很好的扩展性,可以根据用户需要添加更多的功能。

2 关键技术

服务器端接收大量协议转换器上传的数据报文,需经过分析准确提取数据报文中有效信息,以满足上层需要。Web部分面向用户,需要保证良好的用户体验,主要包括:提高客户端和服务器端的数据传输速度与准确性、完善波形显示效果。

为了保证多用户查询时能够实时显示查询结果,采用流式Socket[5]多线程[6]通信进行数据传输,通过多线程保证波形数据传输和显示的速度,解决波形动态显示画面闪动的问题,提高显示质量。

Web采用Java Applet[7],优点包括:当用户访问网页时,Applet被下载到用户计算机上执行,因此执行速度不受网络带宽或者modem存取速度的限制;Applet被设计成在“沙箱”[8]中运行,只能读取源主机上的数据,不能读写本地主机,从而不会对用户系统造成任何损害,具有很高的安全性。

2.1 数据提取

服务器端接收的经协议转换器重组的数据报文有:存储卡实时向量数据报文、GOOSE和IEC61850合并后的协议报文。分析上述报文形成稳态录波数据文件、暂态数据文件。

稳态录波数据记录采样率1 kHz,考虑到日常稳态录波数据量庞大,综合Web端查询便利程度,采用以子站为单位将所有通道有效数据保存至一个文件,存储时间间隔10 min。

暂态录波数据采用变速记录:最高采样速率(AB段,采样率10 kHz,A段为故障前100 ms数据)和长录波记录速率(C段,采样率1 kHz)。判断故障起始位置,将故障信息生成Comtrade[9]文件保存,并记录故障时刻过限启动时间、启动所属通道或设备、启动类型、通道名等事件标识保存至数据库。

2.2 数据传输

即Web客户端与服务器端数据交互。采用Java的Socket类和ServerSocket类来实现流式Socket通信。由于服务器端在同一时刻可能出现的并发通信,采用Linux提供的多线程通讯[6]。

客户端与服务器端流程如图4所示。

图4 客户端与服务器端流程

考虑到同时传送多个通道数据的情况,即并行传送多通道数据,综合网络速度、CPU处理速度以及用户视觉效果,将服务器端查询到的各通道数据分割成长度为N的小块交叉传输,实际应用中传输长度N定为1 000。客户端接收相关波形数据流,用于下一步的信号分析与波形动态显示。

2.3 动态显示

动态显示的内容包括波形和数据2部分。实现的功能包括:主界面绘制,比较java提供的3种主要构建窗口程序库AWT,Swing和SWT,采用Swing;网络数据交换,即客户端Socket通信,接收数据流;数据分析,包括将接收波形数据流转换成坐标点以及波形信号分析[10];动态显示,显示包括波形和信号分析结果。

为了保证波形显示速度,程序设计时需要注意:数据接收与数据解析同步进行;波形坐标点计算与信号分析显示同步进行。

对于动态刷新的波形与信号分析结果,为了保证良好的用户体验,即人机交互操作时画面不出现明显闪烁,需要注意:根据实时显示波形数据量调整滚动条长度;拖动滚动条时需要实时刷新当前波形显示区域;刷新标尺位置时需保证不影响其他波形正常显示;拖动标尺实时更新标尺所在位置采样点信号分析结果;根据当前接收到的采样值大小动态调整已显示波形的幅值至最佳状态。

综上所述,软件共包括3个线程,分别用于波形和信号分析显示、接收数据流、调整波形显示幅值。结合Applet生命周期得出如图5所示流程图。

图5 动态显示流程

2.4 信号分析

波形信号分析分为2部分:通道数据分析,包括有效值、相位、谐波等一般信息;线路数据分析,主要是┤相信号相量、功率分析。

对于包含k次谐波的周期性离散信号(电压或电流),对其均匀采样,设每周期采样点数为N,则第iУ悴裳值为:

f(i)=∑Nk=1Aisin(ik2πN)

有效值离散计算公式为:

F=1N∑Ni=1f(i)2

通过傅里叶变换对信号进行谐波分析:

实部:

FRn=2N∑Nk=0f(k)cosnk2πN

虚部:

FIn=2N∑Nk=0f(k)sinnk2πN

n次谐波有效值:

Fn=FRn×FRn+FIn×FIn2

采用序算法计算信号有功功率和无功功率:

Ua=UaR+jUaI,Ub=UbR+jUbI,Uc=UcR+jUcI

正序:

U1=Ua+Ub×λ-120°i+Uc×λ120°i

负序:

U2=Ua+Ub×λ120°i+Uc×λ-120°i

零序:

U0=Ua+Ub+Uc

视在频率[9]:

S=P+jQ=UaIa*+UbIb*+UcIc*

Ia*,Ib*,Ic*是Ia,Ib,IcУ墓查睢

有功功率:P=Re(S)

无功功率: Q=lm(S)

3 系统

Web端提供6项功能,包括手动录波、常态长录波波形显示与分析、暂态故障信息查询与波形文件下载、实时录波波形显示与分析、系统运行状态显示、系统校时。

3.1 手动录波

发送录波开始命令,通知系统开始录波,服务器端启动录波并记录波形。

3.2 常态波形检索与分析

提供按通道选择、按线路选择两种波形检索方式,如图6所示。

检索后显示波形与数据分析结果,如图7所示。

可以看出图中标尺处波形发生突变。此时进入暂态波形检索页面查询故障情况。

3.3 暂态波形检索与分析

提供时间区间、故障情况、启动故障情况、跳闸情况4种暂态数据查询方式,查询后以列表方式显示基本故障报告,如图8所示。如需要进一步分析故障数据,则可下载对应Comtrade文件调用其他分析软件进行分析。

图6 常态波形检索

图7 常态波形与分析结果显示

图8 暂态波形与分析结果显示

检索图8标尺对应时间的暂态Comtrade文件(由于本文撰写时故障分析尚未完成,故这里故障分析为空,只提供故障文件下载)并下载,调用第三方分析软件做详细分析。

3.4 实时波形检索与分析

实时波形检索与常态波形检索类似,动态显示当前时刻波形,如图9所示。考虑到数据量、网络带宽、用户体验等方面因素,波形刷新时间间隔为2 s。

图9 实时波形显示

点击暂停键,分析当前数据。如图10所示。提供双游标,便捷分析绝对时间与相对时间。

如数据检索采用按线路选择方式,显示当前线路┤相相量与功率信息,如图11所示。

图10 实时波形与分析结果显示

图11 实时波形线路相量信息

3.5 系统运行状态

显示当前系统硬件运行工况,如图12所示,分析系统硬件网口状态以及数据通信情况。

图12 系统运行状态显示

3.6 Web校时

4 结 语

本系统严格遵循DL/T663-1999《220~500 kV电力系统故障动态记录技术准则》,满足继电保护等电力自动化装置要求,排除硬件差异。根据接入量的不同,实现不同速率录波,系统具有稳定性较强,能够满足现行变电站、电厂等安全可靠运行的要求。采用B/S架构,录波分析系统不再依赖系统平台,具有很高的可移植性。Web部分提供直观丰富的功能,满足用户分析需求,具有很高的工程应用价值。

本系统在功能上依然存在改进之处:当大量用户查询服务器端数据库时,查询数据有可能产生交叉,如果用户对得到的原始数据分别进行处理,得到需要的波形坐标数据,那么从整体上看,连接到服务器端的用户计算机做了大量重复数据分析。因此可做如下改进:将一段时间内所有向服务器端提出连接请求的客户端看成整体,根据不同的计算能力进行数据计算,按照用户需求分配计算结果,避免重复计算。

参考文献

[1]骆健,丁网林.国内外故障录波器的比较[J].电力自动化设备,2001,21(7):27-31.

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[3]桂勋,郭凯,谭永东,等.基于网络的全图形化故障录波分析软件系统[J].继电器,2004,32(24):44-49.

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篇6

关键词：变电站，继电保护，自动化系统

1前言

随着我国电网建设的不断快速发展，实现电网继电保护综合自动化系统的条件已经成熟，不管是变电站客户机对保护信息的搜集、信息的网络传输还是调度端服务器对EMS系统共享数据的读取、故障及稳定分析计算等，都已经可以得到解决。这主要的实施难度在于系统需要综合继电保护、调度、方式、远动、通信以及变电站综合自动化等相关专业的技术，而且涉及到的控制运行设备，都需要很多专业人员的配合，针对目前条件而言，这还以难实现继电保护的自适应。

为了达到保证电力系统的安全稳定运行，那么必须提高继电保护的正确动作率，这样才能更好的满足电力系统安全运行的要求。继电保护综合自动化系统加强了继电保护的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行起到了重大作用，继电保护工作技术知识密集，责任心和技术水平要求高，因此我们只有深入细致地研究本网的具体情况，认真细致地对待每一项工作，遵守规程、完善图纸，努力掌握微机保护的硬件电路构成，软件实现逻辑功能，熟练掌握保护的一般原理、规律，逐步积累经验，进一步摸清保护工作的主要问题，才能有针对性地采取措施解决存在的问题。

2系统构成

从电网的角度分析电网继电保护综合自动化系统获取信息的途径。电网的结构和参数，可以从调度中心获得：一次设备的运行状态及输送潮流，可以通过EMS系统实时获得：保护装置的投退信息，由于必须通过调度下令，由现场执行，因此可以从调度管理系统获得，并从变电站监控系统得到执行情况的验证：保护装置故障及异常，可以从微机保护装置获得,电网故障信息，可以从微机保护及微机故障录波器获得。通过以上分析，可以看出，实现变电站继电保护综合自动化系统的信息资源是充分的。

3功能分析

3．1实现对各种复杂故障的准确故障定位目前的保护和故障录波器的故障测距算法，以电站500kV行波测距装置采用Xc一21输电线路行波测距装置为例。

本装置利用输电线路故障时产生的暂态电流行波信号，采用现代微电子技术研制。装置采用三种测距原理，一种是测量故障行波脉冲在母线与故障点来反射的时间测距称为单端电气量法，也叫A型测距法。具有投资低、不需要两端通信联络的优点，但由于受母线上其它线路末端反射的影响，测距结果有时不稳定。第二种是测量故障行波脉冲传到两端母线的时间差测距，称为两端电气量法，也叫D型法。具有原理简单、测距结果可靠等优点， 但需要在线路两侧装设装置并进行通信联络。第三种是记录故障下重合闸产生的暂态电流行波波形测距，该方法也叫E型法。

(1)单端电气量行波测距原理(A)型

在被监视线路发生故障时，故障产生的电流行波会在故障点及母线之间来回反射。装设于母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态电流行波信号，使用模拟高通滤波起滤出行波波头脉冲， 记录下如下图所示的暂态电流行波波形，根据到达母线的故障初始行波脉冲s1与故障点反射回来的行波脉冲S2 之间的时间差t来实现测距。

(2)两端电气量行波测距原理(D型)

根据装于线路两端测距装置记录下行波波头到达两侧母线的时间，则可计算出故障距离。两端测距法只使用行波波头分量，不需要考虑后续的反射与投射行波，原理简单，测距结果可靠。但两端测距的实现要在线路两端装设测距装置及时间同步装置(GPS时钟)，并且两侧要进行通讯交换记录到的故障初始行波到达的时间信息后才能测出故障距离。利用来自电流互感器的暂态电流行波信号，不需要特殊的信号耦合设备。使用独立于CPU的超高速数据采集单元，记录并缓存暂态行波信号，解决了CPU 速度慢，不适应采集处理暂态行波测距信号的困难。装置可储存最新的十次故障的测距结果及四次鼓掌电流波形，设有掉电保护，所有的记录数据在装置失电时均不丢失。得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确，调度端数据库中，已经储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息，通过共享EMS系统的数据，可以获得故障前系统一次设备的运行状态。故障发生后，线路两端变电站的客户机可以从保护和故障录波器搜集故障报告，上送到服务器。调度端服务器将以上信息综合利用，通过比较简单的故障计算，就可确定故障性质并实现准确的故障定位。

3．2 完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策

系统发生事故后， 往往有可能伴随着其它保护的误动作。传统的事故分析由人完成，受经验和水平的影响，易出现偏差。由于电网继电保护综合自动化系统搜集了故障前后系统一次设备的运行状态和变电站保护和故障录波的故障报告，可以综合线路两端保护动作信息及同一端的其它保护动作信息进行模糊分析，并依靠保护和故障录波的采样数据精确计算，从而能够迅速准确的做出判断，实现事故恢复的继电保护辅助决策。

3．3实现继电保护装置的状态检修

根据以往的统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自检及存储故障报告的能力，因此，可以通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。

3．4 对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析

通过与继电保护管理信息系统交换保护配置、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，电网继电保护综合自动化系统可以实现对继电保护装置的可靠性分析。特别是当某种保护或保护信号传输装置出现问题， 并暂时无法解决时，通过将此类装置的可靠性评价降低， 减轻系统对此类保护的依赖，通过远程调整定值等手段，实现周围系统保护的配合，防止因此类保护的拒动而扩大事故。

3．5 变电站继电保护综合自动化的展望

变电站若实现继电保护装置对系统运行状态的自适应，根据电网继电保护的整定计算十分复杂，由于传统的继电保护以预先整定、实时动作为特征，保护定值必须适应所有可能出现的运行方式的变化。为使预先整定的保护定值适应所有可能出现的运行方式的变化，必然出现以下问题：

(1)缩短了保护范围，延长了保护动作延时。

(2)被迫退出某些受运行方式变化影响较大的保护。如四段式的零序电流保护仅能无配合的使用其最后两段。

(3)可能还存在由于运行方式考虑不周而出现失去配合。

(4)被迫限制一次系统运行方式。

现有的设备与技术力量，依靠电网继电保护综合自动化系统，可以将每次故障周围系统保护的采样数据进行收集，利用线路两端的故障电流、故障电压，校核并修正线路参数，实现线路参数的自动在线监测，但目前还无法实现迅速准确的判断出当前继电保护装置整定值的可靠性难度很大。

4．结束语

篇7

关键词：继电保护；在线校核；工作原理；注意事项

0 前言

继电保护装置是电力系统最重要的二次设备之一，是电力系统安全运行的保障。国内外无数实例证明，涉及停电范围较广的大型系统事故，大都与继电保护装置的不正确动作有直接或间接的关系。因此，合理地安排继电保护定值，提高继电保护运行管理水平， 是保障电网安全运行的重要条件。

目前，继电保护装置的定值和各项性能指标是在离线状态下根据系统的最大运行方式和最小运行方式获得的，在系统运行中保持不变。但是，在系统实际运行中，其运行方式是在不断变化的。当系统处于某些特殊的运行状态时，系统中部分保护的定值可能不能满足灵敏度和选择性的要求，存在保护误动的事故隐患。如果不能及时发现并进行调整，可能会造成大范围的停电事故。因此，要对系统定值进行校验。

近几年来，故障录波器在电网中广泛使用，在电力系统发生故障时，保护和故障录波器均具备了以数据方式向电网调度中心传输故障信息的可能。继电保护及故障信息管理系统的提出，就是为了提高电网安全运行的调度系统信息化、智能化水平，在电网发生故障时，为调度提供实时故障信息，有效地快速恢复系统。

1 系统的概念和校验方法

在线校核是获取电力系统实时数据，对当前系统中各种继电保护定值的性能进行在线校验的过程。本文介绍的在线校核是将故障录波器采集的电力系统实时数据（包括系统拓扑结构、系统运行方式、保护配置定值等）转换后进行定值计算，将此定值与保护装置的经验定值进行比较，实时判别系统所有保护的性能，对保护定值进行校验，看其是否满足当前运行方式下所求的灵敏度，并同时对其进行在线整定。

2 系统的构成方案

2.1 系统要解决的问题

1）将变电站内微机保护、自动装置、故障录波器等输出的各种信息集中、分类处理，以满足调度中心对电网正常运行及故障情况下各种信息的需求。

2）在调度中心侧，具备保护设备管理及故障计算、整定计算、故障测距、录波数据分析等故障综合分析处理功能，实现继电保护运行、管理的网络化和自动化。

2.2 功能要求

1）系统应借助广域通信网络，采集、获取电网的实时运行信息，在线计算、校核保护装置的定值。在条件允许的情况下，可实现在线修改保护定值、选择保护装置的投停，以适应运行方式的要求，保证保护装置在各种运行方式下的选择性、可靠性和灵敏性。

2）优化整定值。系统应借助整定程序来优化电网各级保护装置的整定值，使整个电网的保护定值更加合理。

3）研究现场实时数据的传送方式。实现保护装置的自适应功能，需要范围广泛的大量现场实时数据支持，应根据继电保护装置的特点和当前电力系统通信技术的现状，研究、确定可靠获取和传送这些数据的方式。

4）利用GPS对各保护、自动装置，故障录波器等进行对时。

2.3 系统的结构

1）系统由多个子系统组成，形成一个完整的分层、分布式结构。系统主要负责监视、采集站内各保护装置、自动装置、直流系统以及故障录波器的运行状态、告警信息、动作信息和相应的故障录波数据，将获得的信息根据优先级别和不同的使用对象，经数据通道传输至当地监控系统、集控中心等主要站点。这个系统将采集来的信息根据其应用范围，进行转换。

2）保护管理机采用工控机组成，在物理连线上支持RS232,RS485，以太网等方式与保护装置、自动装置、录波器等相连，将各种设备的数据转换成统一的数据格式；对于非微机保护，可通过测控装置将非微机保护的节点信号收集到保护管理机中。

3）故障录波器对接收到的故障信息再进行数据转换，使其能够适应后面整定计算程序的需要；整定计算系统根据当前故障的运行方式以及测得的故障信息进行计算，对保护定值进行校验。

4）保护管理机利用接收到的GPS对时信号，对全站保护、自动装置、故障录波器进行广播对时，实现时间同步。

5）通信服务器完成主系统和下面各子系统之间的通信和数据交换功能，采用双机备用的方式。

3 系统的工作模式

在线校核系统工作于在线模式，可以作为电力系统运行状况实时检测的一部分。在线模式下，系统的状态参数为电力系统实时运行数据。系统实时实现保护定值的校验和结果，可以作为调度人员制定正常运行方案及故障发生时紧急处理的决策参考。

系统工作于在线模式时，有时因为某些节点发生故障或其他的一些原因，致使故障录波数据在某个时刻不完备，此时在线校核系统取用保护的经验值作为其定值。

此外，系统还可以工作于离线模式，此时系统的状态参数由用户任意给定，系统可以离线对用户

给定的保护定值进行判断，确定所给保护定值的合理性，此功能可以实现整定计算工作中的定值校验功能，亦可作为整定计算工作人员的训练工具。

4 系统的关键技术

4.1 信息分类

电网发生故障时，如果所有的报警信息都不加区分地显示在调度人员面前，调度人员根本无法迅速对故障作出处理决策，必须按照自检信息、保护事件、故障报告、保护定值、模拟量、开关量、脉冲量、录波数据等信息类型，对搜集的数据进行合理分类。并应根据故障信息的类别而组成不同的信息表，使调度人员清晰地了解故障信息。

4.2 系统的主要应用模块

各应用模块的功能是否强大在很大程度上决定了继电保护系统的先进性。目前，针对本文的方法，已经在系统中实现了以下应用模块。

4.2.1 录波数据分析模块

该模块具有综合计算分析功能，可根据录波数据对故障时的模拟量等信息进行任意组合分析：对称分量分析可得到正、负、零序分量的大小和相位，并能逐点显示故障前后各分量电压、电流的变化量；谐波分析包括基波和各高次谐波的电压、电流、有功功率和无功功率的分析，可以分别显示各个波形，并计算各次谐波量的有效值、峰值以及瞬时值等；阻抗分析能求出阻抗，并画出阻抗矢量图；频率分析能显示和分析瞬时功率、平均功率、频率变化等波形。

4.2.2 短路计算模块

短路计算是继电保护整定计算和定值校核的基础，本模块能实现系统各种简单故障、任意复杂故障、各种特殊网络结构下的故障、直流系统各种典型故障及任意规模电网的故障计算。

4.2.3 整定计算和定值校核模块

整定计算模块能完成对电网、变电站所装设的继电保护设备的整定计算，整定计算过程结束后，可根据计算结果数据库扫描需要更改定值的保护装置，并自动生成定值通知单，定值通知单可以以Word文档或超文本格式输出。定值校核模块利用给定系统的运行数据（包括基本参数和状态参数），校核线路保护定值是否能满足某些系统特定运行方式的需要，包括定值是否满足灵敏度和选择性的要求。

4.2.4 故障综合统计及装置动作行为分析模块

故障综合统计模块包括以下内容：对于关心区域内发生故障事件的次数，能够按时间，按局、站、厂进行统计，并提供各种查询和检索功能。能方便地进行不同条件的查询，可以地区名、厂站名、设备名称、线路编号和时间为关键字查询相关的故障信息以及对应的录波信息，并输出查询结果的报表，以及实现查询后的转存备份、统计分析、打印历史纪录等工作。并可统计保护正确动作率，可以用于上报和存档。装置动作行为分析模块综合所有的故障信息，评判保护动作、断路器工作及重合闸工作的正确性，真实记录保护装置存在的问题，并给出相应的处理措施，为保护装置的管理（如检修等）提供参考依据。

4.2.5 设备基本信息和运行信息管理模块本模块提供全图形化的设备管理，并具备对保护的运行信息进行查询、统计以及事件提示、报警等功能。

4.3 全系统的时钟同步

系统必须利用GPS定时对所有设备精确对时，实现全网数据时基统一。

5 结 语

随着信息技术和网络技术的进一步发展和电力系统的逐步数字化，在线校核系统的研制已经具备了外部条件，在线校核系统将实现电力系统中保护定值的实时校验，为运行人员（或整定人员）提供参考依据，进一步提高电力系统安全保障体系的安全性。同时，在线校核系统的研制还应注意以下方面：

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关键词：局部放电；高频检测；开关缺陷

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.03.025

1 引言

GIS是目前我国电力系统中常见的电器开关设备，由于其密封性，很难检测内部相关故障，尤其是电气故障中最常见的局部放电故障。本文经过研究，针对GIS设备发生局部放电时，产生高频电磁波的特性，研究利用超高频检测技术，针对设备放电进行定位及检测。针对所研发技术进行测试试验，采用试验用变压器对GIS设备加载电压，模拟相关悬浮电位故障和金属微粒故障进行超高频检测，试验结果证明，超高频检测技术，可以准确判断出设备故障发生的位置，通过同种型号设备故障模拟录波，建成设备故障数据库，可以有效准确的判定电力系统相关设备的故障类型。

2 试验设备

高频检测电磁波实验，实验电压加载设备采用无局放试验变压器，针对 GIS设备加载电压至63kV，高频电磁信号测试仪放置在阻容分压器低压端，考虑到设备分压器的具有容性阻抗，造成设备初始相角超前现象，实验系统添加了相角调整装置，使放电信号的电磁波测量值，在容易检测的Ⅰ、Ⅱ相限内。具体操作为在变压器端子悬挂金属线，在升压过程中观测相角的具体数值，当放电信号初始相角达到90°时，启动高频测试装置，采集信号，记录相关波形。

3 试验分析

本文针对GIS设备内部常见局部放电两种情况，即悬浮电位放电和金属粒子放电两种进行实验测试，实验系统额定加载电压63kV，观测相角位置，利用超声波设备记录设备故障的相关图谱，通过频谱分析判定系统放电特性及故障状态，形成数据库文本。

腋〉缥怀高频放电特性图谱如图1所示，通过GIS设备外壳超声波设备的记录显示，可以看出悬浮电位故障工频耐压水平较低，放电次数随着所加载电压的升高，逐步增加，放电幅值较大，但测量信号幅值比较稳定，并不随着电压改变，同时信号的相位位置较为固定，一般对应出现在Ⅰ、Ⅲ象限。

金属微粒放电故障实验特性图谱如图2所示，通过GIS设备外壳超声波设备的记录显示，可以看出放电位置由于金属粒子的不确定性，放电位置较为分散，放电点没有集中现象出现，测量信号相位信号同悬浮电位实验的特性较为一致，相位信号多对称出现在Ⅰ、Ⅲ象限，同时由于放电位置不确定性，放电信号的幅值也无规律可循，放电幅值基本上不随着电压升高而改变，但放电次数随着加载电压的升高，次数逐渐增多。

4 结论

本文针对发生局部放电时产生高频电磁波的特性，利用高频检测设备固定在GIS设备外壳，模拟相关放电故障，记录放电幅值，相位，次数并构成相应的频谱特性图。在针对GIS设备内部悬浮电位故障和金属微粒故障进行模拟实验时，可以发现不同的放电故障将体现出不同性质的频谱特性，如果可以针对以上的频谱特性形成数据库，通过模拟各种故障丰富完善数据库资源，那么将形成针对GIS设备故障检测数据库，切实解决了电力系统密封开关设备的故障判断问题，丰富电力系统设备检测技术，方便电力系统运行检修工作，保障供电可靠性。

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关键词：雷击；线路故障；母线失压；避雷器

中图分类号：TM862 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0044-03

1 事故前运行方式及概况

220kV某变电站220kV1M、2M并列运行，福澎甲线4730开关故障间隔挂1M在热备用，福澎乙线4731挂2M热备用。某日16时26分07秒，220kV1M母差保护动作，跳开220kV1M所挂所有开关。事故发生时，该站所处地理位置为雷雨天气，现场检查发现220kV福澎甲线4730开关A相瓷瓶有击穿及明显放电痕迹，B相有轻微放电痕迹。

2 事故后气体成分分析

事故后，对福澎甲线4730开关进行了气体成分分析，结果如表1所示。

通过气体成分分析，福澎甲线4730开关三相均未见气体成分异常。

3 现场检查及试验

为进一步分析事故发生原因，对福澎甲线4730开关进行现场本体检查及相关试验。

3.1 福澎甲线4730开关A相检查

通过对福澎甲线4730开关A相进行检查，具体见图1所示。从图1中可以看出，A相上端和下端接线板位置均有明显的放电痕迹，瓷套表面损伤严重，瓷套上端存在较为明显的缺损。

3.2 福澎甲线4730开关B相检查

通过对福澎甲线4730开关B相进行检查，发现其上端接线板位置有明显的放电痕迹，如图2所示，瓷套表面有零星的烧蚀痕迹。

3.3 福澎甲线4730开关C相检查

福澎甲线4730开关C相外观结构完好，无明显放电

痕迹。

3.4 导电回路电阻测量

对福澎甲线4730开关进行了断路器导电回路电阻测量，结果如表2所示：

经查阅厂家资料，4730开关厂家规定值为30±4цΩ，可以判定开关导电回路电阻合格。

3.5 断路器断口绝缘电阻测量

对福澎甲线4730开关进行了断路器断口绝缘电阻测量，结果如表3所示：

合格。

3.6 断路器合闸绝缘电阻测量

对福澎甲线4730开关进行了断路器合闸绝缘电阻测量，结果如表4所示：

3.7 耐压试验

考虑到断路器外绝缘已明显损坏，整体需进行更换处理，故未进行耐压试验。

4 故障录波图

由故障录波图可见，当日16时26分07秒，福澎甲线4730开关发生了对地短路，导致1M失压。通过故障录波图的分析，在220kV福澎甲线线路A相发生故障时，线路两侧保护动作跳闸，保护动作正确。在该站侧福澎甲线A相开关外绝缘击穿后，由于A相开关没有接地故障，所以对该站母差保护来说，故障在区外，故不动作，失灵保护启动。在失灵保护启动延时过程中，A相电弧引起对B相放电，形成AB短路故障，该故障点处在开关与CT之间，属于母差保护范围内，故母差保护动作，跳开220kV1M上所有开关，同时远跳对侧开关。经分析可知保护动作行为正确，动作时序见图3，故障发生示意图见图4。

5 雷电定位

根据运行记录，当日16时该站所处地理位置为雷雨天气，核查雷电定位系统与录波图，并安排巡视人员进行了杆塔巡视。巡视发现在220kV福澎甲线N60塔A相合成绝缘子下均压环有击穿现象。查线人员于当日21时30分开始对N59-N63塔登塔检查，发现220kV福澎甲线N60塔A相绝缘子、均压环有明显放电烧灼痕迹。220kV福澎甲线N60直线塔距离该站7.7km。

N60塔型（SZ631-21/24），防雷保护角：6.1°，接地电阻型号：T25，设计电阻值：25Ω，实测值：19Ω。防雷保护角过大，导致避雷线对A、B相保护较弱。220kV福澎甲线N60直线塔如图5所示，雷击痕迹见图6所示。

6 故障原因分析

6.1 线路出线侧未装设避雷器

福澎甲线4730开关间隔未安装线路侧避雷器是导致故障的主要原因。根据南方电网公司反措要求：热备用状态的线路侧需装设避雷器。因该线路在2011年时正常状态由运行转为线路充电热备用状态，站内线路侧及线路终端塔均未及时安装避雷器，仅在福澎甲乙线的N76、N77杆塔（距离东澎变电站1.1km）装设了线路避雷器。线路处于热备用的运行方式导致在线路落雷后，雷电流直接传导进入变电站，在故障线路福澎甲线4730开关断口位置形成电流全反射，瓷瓶外绝缘在雷电过电压的冲击下，A、B相之间发生闪络放电，母线母差保护动作跳闸。

6.2 雷电波入侵

事故发生时，该站所处地理位置为雷雨天气，雷电波入侵是导致故障的直接原因。线路落雷后，雷电波经线路传入变电站，产生过电压，直接导致了故障发生。

6.3 雨滴导致绝缘性能下降

雨滴是导致故障发生的间接原因。雷电波入侵后，导致断路器动静触头间和上下接线板间的电压差增大。雨滴使得断路器上下接线板之间的绝缘性能下降，在高电压的作用下，形成放电。从B相瓷瓶表面存在零星烧伤痕迹可以证明雨滴是导致放电的间接原因，如图7示意图所示。

7 故障处理及建议

7.1 更换受损开关

通过现场检查，发现福澎甲线4730间隔A、B相开关瓷瓶均存在明显的放电灼伤痕迹，表面瓷釉损坏，说明瓷瓶本身机械特性及耐受气体压力特性已受到损伤。考虑到开关需要依靠0.6MPa气压的SF6气体来保证内绝缘，高压气体在断路器拉弧过程产生体积膨胀，导致瓷瓶内部气压升高，在瓷瓶表面受损的情况，很容易产生爆炸，对运行人员和设备造成损失，建议对受损开关进行更换处理。

7.2 加装线路避雷器

对福澎甲线、福澎乙线加装了避雷器，防止因雷击造成断路器断口击穿，并举一反三，核查所有110kV及以上电压等级架空线路出线侧避雷器的安装情况，预防类似事件再次发生。

7.3 定期反措核查

根据反措要求“110kV及以上电压等级架空线路应在开环点的出线侧加装避雷器”，该线路2011年正常方式由运行转为热备用状态时未及时安装线路侧避雷器。因此，需建立反措落实情况核查管理常态机制，对历年来颁布的反措执行情况进行核查，每年组织对上年的反措执行情况进行核查。由亍电网运行方式变化较快，应该及时根据方式的变动核查并落实各项反措要求。

7.4 建立源头保障

加强项目设计的管理，加强新建（技改）线路的验收管理，明确规定没有安装线路终端避雷器的非GIS出线间隔不允许验收投产，从源头上保证反措的落实。

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篇10

关键词：瓦斯继电器；浮球；挡板；油流；振动

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.24.070

0 引言

换流站平波电抗器重瓦斯保护误动将导致直流系统误闭锁，分析瓦斯继电器误动原因并提出改进措施是必要的。

1 瓦斯保护简述

当充油设备发生内部故障时，电气量可能尚未发生异常，基于电气量的保护无法发挥作用，为避免设备损坏，充油设备一般配置有瓦斯保护。充油设备内部故障时产生的电弧会导致绝缘油分解产生气体，气体从会从较低的本体流向高位油枕，气体产生剧烈时会带动油流，反应该特性而动作的保护称为瓦斯保护。其中重瓦斯保护主要反应油流，轻瓦斯保护主要反应气流。平波电抗器瓦斯继电器采用“双浮球+挡板”式瓦斯继电器，安装在本体至高位油枕的连接管道上。在正常状态下，管道内部无气体，油流缓慢。当平波电抗器内部产生气体、油流时，瓦斯继电器动作原理如下：

a. 少量气体累积未带动油流。当内部故障不严重，产生的气体未带动油流时，气体聚集在瓦斯继电器内并使绝缘油液位下降，从而带动上浮球下降，上浮球下降到一定位置时其联动开关接点闭合产生轻瓦斯报警。此时下浮球仍在绝缘油液面以下，重瓦斯保护不动作。

b. 绝缘油大量流失导致液位进一步下降。当绝缘油大量流失导致液位进一步下降时，下浮球随液位下降，到达一定位置时其联动开关接点闭合，产生重瓦斯跳闸信号，保护立即闭锁直流并跳开进线开关。

c. 气体带动剧烈油流。当故障严重，气体大量产生并带动剧烈油流时，油流会推动挡板（达到挡板动作值），挡板到达一定位置时其联动开关接点闭合，产生重瓦斯跳闸信号，保护立即闭锁直流并跳开进线开关。其示意图见图1。

2 故障征象及分析

2.1 故障征象

根据故障录波分析，在平波电抗器重瓦斯动作前，直流系统连续发生两次换相失败，直流电流峰值达到11900A（2.64 p.u.），平抗重瓦斯保护在达到最大值约200ms后动作，直流系统闭锁。现场故障录波图见图2。

2.2 故障分析

对平波电抗器绝缘油、瓦斯继电器回路、本体进行检查、试验：

一是对平波电抗器进行油色谱分析，色谱分析结果均正常。二是对瓦斯继电器回路进行传动和绝缘检查，结果均正常。三是现场对平波电抗器进行试验，包括铁心夹件及绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比及极化指数测量，绕组连同套管的介损，绕组直流电阻测量等，试验结果均正常。鉴于上述检查可判断此次为平波电抗器瓦斯继电器发生误动。

进行继电器的动作特性、油流试验及振动试验，试验结果显示在静态条件下该瓦斯继电器合格。重瓦斯保护在运行期间发生误动，现就其原因进行分别分析：

一是油流流速过快导致继电器挡板动作。通过录波数据显示，瓦斯继电器误动在直流电流达到最大值后约200ms时发生，若误动原因是油流流速过快则应在直流电流达到最大值后100ms 内动作。排除该可能性。

二是绝缘油液位下降导致瓦斯继电器下浮球动作。通过现场检查结果，瓦斯继电器取气盒内无气泡、呈透明状，瓦斯继电器浮球处于正常位置，说明当时瓦斯继电器内无气体，液位正常。排除该可能性。

三是振动加速度过大导致继电器误动。对平波电抗器本体及瓦斯继电器振动仿真计算结果显示：当对平波电抗器施加直流电流至误动工况时，平波电抗器本体振动加速度为3.3G，振动频率为33.5Hz，而瓦斯继电器振动随时间增大，约200 ms后振动加速度达到10.5G，振动频率为33Hz。瓦斯继电器在长管道连接情况下与平波电抗器本体产生了共振，平波电抗器本体的振动被放大、加剧，从而导致瓦斯继电器误动。

3 反措及建议

现场通过多种方案的讨论和分析，最终确定在瓦斯继电器与平波电抗器连接主油管上加装减震支撑架，降低共振力度。根据振动试验结果，通过加装减震支撑架，在同样的直流电流作用下，其加速度可降低到4G以下。

自安装瓦斯继电器主油管减震支撑架以来，有效地降低了了瓦斯继电器与平波电抗器器身的共振，从而减小了瓦斯继电器的振动加速度，该换流站历经多次换相失败导致的直流电流过冲，部分情况下其直流电流峰值超过之前发生的11900A，通过在瓦斯继电器上安装的冲击记录仪显示，其振动加速度均在4G以下，重瓦斯误动情况未再次发生。

4 结束语

随着我国直流输电的发展，充油设备体积及发生换相失败时的直流电流峰值随着电压等级、输送功率的提高而不断增大，换相失败时造成的振动也会随之增大，瓦斯继电器误动机率相应升高，本文所述的防震支撑结构可以有效解决该问题。

参考文献：

[1]苗晓阳，汲胜昌.用振动信号分析法监测电力变压器状况时传感器安装位置研究[J].电力设备，2008（05）.