南方电网故障录波器及行波测距装置技术规范
中国南方电网有限责任公司企业标准
南方电网故障录波及行波测距装置
技术规范
Technical specification for fault recorder and travelling wave fault
location device of CSG
Q/CSG
ICS
备案号：
目次
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 术语和定义 (1)
4 故障录波装置技术要求 (2)
5 行波测距装置技术要求 (7)
附录A HDR文件格式 (9)
附录B 故障录波装置建模原则 (19)
附录C 故障录波装置录波量接入原则 (21)
前言
为规范、指导南方电网110 kV及以上系统故障录波装置及行波测距装置选型配置，依据国家和行业的有关标准和规程，特制定本规范。
本规范的附录为资料性附录。
本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出。
本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部归口并解释。
本规范在起草的过程中得到了广东省电力设计研究院、广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电网公司和海南电网公司的大力支持。
本规范主要起草人：丁晓兵、庞学跃、刘玮、李一泉、邓小玉、刘千宽
南方电网故障录波及行波测距装置技术规范
1范围
1.1本规范规定了南方电网公司范围内110kV及以上常规厂站故障录波装置和行波测距装置的技术标准和要求。直流换流站录波装置和行波测距装置参照执行。
1.2本规范适用于南方电网公司范围内110kV及以上常规变电站的故障录波装置和行波测距装置新建、改造工程。故障录波装置和行波测距装置的设计、施工、验收及运行维护应参照本规范执行。
1.3本规范与《中国南方电网继电保护通用技术规范》一起，构成故障录波装置和行波测距装置的全部技术要求。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，但鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
IEC 60255-24:2001 电力系统瞬态数据交换的通用格式（COMTRADE）
IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems，(IEEE Std C37.118-2005)，2005
DL/T 478-2010 继电保护和安全自动装置通用技术条件
DL/T 553-94 220kV～500kV电力系统故障动态记录技术准则
DL/T 663-1999 220kV～500kV电力系统故障动态记录装置检测要求
DL/T 667-1999 远动设备及系统第5部分：传输规约第103篇：继电保护设备信息接口配套标准(idt IEC 60870-5-103：1997)
DL/T 860.7.2-2004/IEC 61850-7-2:2003 变电站通信网络和系统第7-2部分：变电站和馈线设备的基本通信结构抽象通信服务接口（ACSI）
DL/T 860.8.1-2006/IEC 61850-8-1:2004 变电站通信网络和系统第8-1部分：特定通信服务映射（SCSM）对MMS（ISO/IEC 9506-1和ISO/IEC 9506-2）及ISO/IEC 8802-3的映射DL/T 860.10-2006/IEC 61850-10：2005 变电站通信网络和系统第10部分：一致性测试
DL/T 873-2004 微机型发电机变压器组动态记录装置技术条件
Q/CSG 10011-2005 中国南方电网220kV~500kV变电站电气技术导则
3术语和定义
3.1暂态录波
基于触发方式的电力系统故障动态记录，其起动和记录均有明确要求，以下简称录波。
3.2稳态录波
相对于暂态录波而言，有独立的硬件系统，上电即开始不间断录波，无记录死区，支持海量数据存储，可实现对规定时间段内历史数据的完全追溯。
3.3前置采集
在本规范中，指故障录波装置中采集模拟量信号和开关量信号的元件，包括模拟量传感器、A/D 转换器、开关量的隔离通道等。
3.4分通道文件
是故障录波文件的一个子集，一般按照间隔进行划分，将同一被保护的一次设备（如线路、变
压器、500kV高压并联电抗器）相关模拟量及开关量的独立组合生成新的录波文件，便于故障录波文件远程传输及分析。
3.5故障测距
确定输电线路故障位置的实用技术。
3.6行波测距装置
在厂站采集、处理行波信号，并给出测距结果的设备。
3.7行波测距误差
故障测距测量的故障点与实际故障点距离的绝对值。
4故障录波装置技术要求
4.1故障录波装置的配置原则
4.1.1录波装置的数量应根据变电站实际接入的模拟量和开关量规模进行配置。
4.1.2500kV变电站的录波装置应按照电压等级分类进行配置， 500kV部分（含线路、断路器、电抗器）、主变、220kV部分（含线路、母联、分段、旁路）应分别设置独立的录波装置。500kV部分宜按每两串设置一台录波装置，或按继电器小室分散设置录波装置。主变部分宜按每两台（组）变压器设置一台录波装置。220kV部分宜根据变电站终期规模设置录波装置。
4.1.3220kV变电站的录波装置应按照电压等级分类进行配置， 220kV部分（含线路、母联、分段、旁路）、主变、110kV部分（含线路、母联、分段、旁路）应分别设置独立的录波装置。220kV部分宜按变电站终期规模设置录波装置，主变部分宜按每两台变压器设置一台录波装置，110kV部分宜根据变电站终期规模设置录波装置。
4.1.4110kV变电站宜配置故障录波器，满足以下情况时应配置录波装置：
4.1.4.1三回及以上110kV出线的变电站；
4.1.4.2有电源以110kV电压上网的变电站；
4.1.4.3有多侧电源的变电站；
4.1.4.4枢纽站或带有重要负荷的变电站。
4.2故障录波装置的功能要求
4.2.1故障录波装置的记录量
4.2.1.1故障录波装置应能记录电流、电压、高频检波信号及开关量。
4.2.1.2故障录波装置应具有直流信号接入功能。
（1）故障录波装置应具有录取220V、110V直流量的功能，测量变电站站用直流母线正对地和负对地电压，且通道输入阻抗不小于5兆欧。
（2）故障录波装置应能接入变送器输出的直流量。
4.2.2暂态录波功能
4.2.2.1故障录波装置应支持起动元件起动录波和手动起动录波，起动元件可整定。
4.2.2.2故障录波装置应能记录因系统故障、振荡等扰动引起的电流电压、高频检波信号及各输入开关量的变化波形。
4.2.2.3故障录波装置应有足够的起动元件，装置应在系统发生故障或振荡时可靠起动并开始录波，在故障消除或系统振荡平息后，再经预先整定的时间停止记录。装置的数据记录时间、记录方式及采样速率应满足DL/T 553—94第7章的要求。
4.2.2.4故障录波装置应能记录和保存从故障前至少40ms到停止记录时的电气量波形。采样频率可选，各路模拟量同时记录时，A、B段每模拟通道允许设定的最高采样率不小于10kHz。
4.2.2.5故障录波装置应支持生成分通道录波文件，技术原则如下：
（1）功能可投退，可根据需求选择是否生成分通道录波文件，支持按照分通道文件的方式进行存储和传输；
（2）投入该功能时，在录波单元生成本单元所有通道完整的录波文件同时，可根据预设定条件，按间隔生成分通道录波文件。对于有保护动作（母差保护动作除外）的录波，录波单元应生成相应间隔的分通道录波文件并上送，多个间隔同时动作时应生成相应多个分通道文件。分通道文件应包含间隔相关的电压通道、电流通道和开关量通道等。
4.2.2.6故障录波装置起动后应能提供简要的故障信息报告，包括：故障元件、故障类型、故障时刻、故障电流、起动量和故障测距结果。本规范基于COMTRADE99扩充了HDR类型录波文件，用于反映故障信息，并记录分通道录波文件的线路和变压器参数，见附录A。
4.2.2.7故障录波装置应具有记录动作序号的功能。
4.2.2.8故障录波装置应在不依赖后台管理机的情况下采用循环存储方式完成100次以上的录波起动记录。
4.2.3稳态录波功能
4.2.3.1除前置采集部分共用外，暂态录波单元与稳态录波单元应分别采用独立硬件系统，一个录波单元的器件损坏不得影响另一个录波单元的正常运行。
4.2.3.2稳态录波的数据采集、记录、检索、传输均由嵌入式硬件系统完成，不依赖于后台管理机。
4.2.3.3稳态录波单元应可配置，稳态录波记录的通道应可定制。
4.2.3.4稳态录波单元最高采样率应不低于2kHz，采样率可设定。在同时记录全部输入信号条件下，采用循环方式存储的历史数据应不低于7天。
4.2.3.5稳态录波要求具有事件实时扰动标记功能，标记类型应可以投退，扰动标记应以事件方式通知上一级管理单元，并应生成扰动统计报表。
4.2.3.6稳态录波应支持按时间和按事件快速检索历史数据。
4.2.4故障录波装置的录波文件记录功能
4.2.4.1装置的录波文件分为稳态录波文件、暂态录波文件和分通道文件，其命名规则均应符合本规范要求。
4.2.4.2录波文件的记录格式应采用IEEE Std C37.111-1999（以下简称COMTRADE99）。
4.2.4.3本规范对COMTRADE99标准的应用做出如下规定：
(1)关于采样段描述的约定：如AB段有200个采样点/10000Hz，C段有1000个采样点/1000Hz，则CFG中（samp，endsamp）应描述为：
……
10000,200
1000,1200
……
即第二列参数(endsamp)表示累计采样点数，不是该段采样率下的采样点数。
(2)关于COMTRADE99版CFG中的时间表述（Date/time stamps）部分定义的时间记录格式为dd/mm/yyyy, hh:mm:ss.ssssss
(3) 对于分通道文件，CFG文件中station-name 由“变电站名（间隔名）”组成，正反括弧采用英文半角字符。
(4)DAT文件记录应采用BINARY格式。
(5)通道相别描述方式：A=A相；B=B相；C=C相；N=N相；不区分大小写，但应使用半角字符。
4.2.4.4暂态录波文件的命名采用录波起动时刻（即触发时刻）+装置名的组合方式；分通道录波文件的命名采用录波起动时刻（即触发时刻）+间隔名的组合方式。稳态录波文件的命名采用录波记录时刻+装置名的组合方式。
4.2.5故障录波装置的数据安全性
4.2.
5.1故障录波装置的定值、告警记录、录波数据应具有掉电保持功能。
4.2.
5.2按故障录波装置上的任意一个开关或按键不应丢失或抹去已记录的信息。
4.2.
5.3起动录波后，录波装置掉电，故障录波装置应能可靠地保存从该次起动时刻开始到电源失去前的录波数据。
4.2.
5.4故障录波装置在正常运行情况下不应出现死机现象。
4.2.6故障录波装置的录波数据传输功能
4.2.6.1可远方调阅、修改装置参数和起动录波。
4.2.6.2远方控制功能应具备权限管理。
4.2.6.3可远方按文件列表有选择地调用装置记录的录波数据。
4.2.6.4可远方查询装置的当前状态和历史记录（如自检报告、用户操作记录等）。
4.2.6.5故障录波装置的节电设置不得影响正常通信功能。
4.2.7告警信号
4.2.7.1故障录波装置操作面板上应有运行工况指示，至少包括装置运行、录波起动、装置异常和装置故障等指示灯。
4.2.7.2当地告警信号应不少于4对硬接点输出，分别为录波起动、装置失电、装置故障和装置异常。
4.2.7.3通信口输出的告警信号至少包括：装置和后台管理机通信中断、自检异常、GPS异常、录波起动、PT/CT断线。
4.2.7.4告警信息的记录时间应精确到1毫秒。
4.2.8故障测距功能：装置应自动识别故障线路并具备测距功能。测距精度应不受故障位置、故障类型、大地电阻率及一些较强干扰因素的影响，金属性短路单端测距误差≤±2.5%。
4.2.9时间同步功能
4.2.9.1故障录波装置应具有时间同步功能。新建变电站的故障录波装置应采用IRIG-B码（DC）时钟同步信号。
4.2.9.2在同步时钟信号中断的情况下，装置在24h内的守时误差应不大于1s。
4.2.10通信接口及传输规约：装置应具备2个及以上独立的10M或100M工业以太网接口，通信规约采用103规约或61850规约，具有完善的自我描述功能。装置建模原则参见附录A。
4.2.11故障录波装置后台软件功能
4.2.11.1应采用图形化操作界面。
4.2.11.2应具有检索和导出稳态录波文件、暂态录波文件和分通道文件的功能。
4.2.11.3应有在线查看功能，可查看通道有效值、谐波、矢量、序分量、频率、功角等。
4.2.11.4应具有编辑、漫游功能，提供波形的显示、迭加、组合、比较、剪辑、添加标注等分析工具，可选择性打印，可灵活选择特定通道的波形复制于文本文档中，支持将录波文件中模拟量数据直接导出至表格文档中。
4.2.11.5应具有录波文件编辑功能，能按照定制的通道（如某一间隔的所有模拟量和开关量）将录波文件中的数据进行组合生成新的录波文件，并符合COMTRADE99标准。
4.2.11.6应具有谐波分析、序分量分析、矢量分析等功能，能将记录的电流、电压及导出的阻抗和各序分量形成向量图，并显示阻抗变化轨迹。
4.2.11.7应具有故障的计算分析功能，能计算频率、有功功率、无功功率、功率因数、差流、过激磁和阻抗等导出量。
4.2.11.8应有修改定值功能。
4.2.11.9应有本地硬盘维护功能。
4.2.11.10应支持权限管理。
4.2.11.11应具备显示装置当前时间功能。
4.2.12故障录波装置硬件要求
4.2.12.1录波单元应采用嵌入式硬件平台。
4.2.12.2非易失存储器宜采用平均写技术，循环擦写次数不低于10万次。
4.2.12.3模拟量输入信号应进行电气隔离。开关量输入信号应进行光电隔离，电源使用直流110V 或220V。
4.2.12.4模数转换部分采用16bit A/D。
4.2.12.5后台管理机主板要求：采用低功耗CPU，嵌入式免风扇设计；对外通信采用独立板载以太网口；板载内存；主板的电磁抗干扰要求等同装置本体；具备USB接口，支持数据直接导出至USB设备。
4.3故障录波装置的技术性能要求
4.3.1记录量的配置
4.3.1.1模拟量（包括交流量、直流量和高频检波量）：最大配置不少于80路。
4.3.1.2开关量：最大配置不少于160路。
4.3.2起动元件性能要求
4.3.2.1起动元件分为主起动元件和辅助起动元件，起动元件均能整定定值。主起动元件包括电压突变起动、电压越限起动、负序电压越限起动、零序电压越限起动、电流突变起动、电流越限起动、负序电流越限起动、零序电流越限起动、开关量变位起动。其它均为辅助起动元件。装置出厂前默认所有辅助起动元件不判起动。
4.3.2.2主起动元件技术要求
4.3.2.3辅助起动元件技术要求
4.4接入原则
4.4.1同一被保护的一次设备（如线路、变压器、母线、500kV高压并联电抗器）的相关模拟量与开关量宜接入同一录波装置中，录波量参见附录A。
4.4.2220kV及以上电压等级模拟量必须录波，并宜按照电压互感器、电流互感器装设位置不同分别接入。
4.4.2.1安装在不同位置的每一组三相电压互感器，其三相电压和开口三角电压均应单独录波。4.4.2.2变压器应录取各侧的电压、电流、公共绕组零序电流和中性点零序电流。500kV高压并联电抗器应参照变压器选取模拟量录波。
4.4.2.3220kV及以上电压等级3/2、4/3及角形接线，均应单独录取断路器电流。220kV电压等级双母接线方式应单独录取母联、分段断路器电流。
4.4.2.4录波装置电流回路应采用电流互感器保护级二次绕组。录波装置与保护装置、安稳装置共用一组电流互感器绕组时，录波装置宜接于保护装置、安稳装置之后。
4.4.3接入录波装置的开关量应包括保护出口、通道收发信以及开关变位等信息。
4.4.3.1主变保护各侧的出口跳闸及动作信号接点，均应接入录波装置。
4.4.3.2传送闭锁式命令的专用收发信机的收信输出、保护的发（停）信信号，传送允许式命令和远跳命令设备的接点信号均应接入录波装置。
4.4.3.3对于220kV及以上电压等级的分相断路器，每相断路器分、合闸位置均应分别接入录波装置，宜采用断路器辅助接点接入。
4.4.3.4操作箱中的手跳、三跳、永跳继电器的接点宜接入录波装置。
4.4.4安稳控制系统、备自投、低周低压减载等安全自动装置动作出口信号接点宜接入录波装置。
4.4.5直流母线对地电压模拟量宜接入录波装置进行录波。
4.4.
5.1每段直流母线对地电压仅接入一台录波装置进行录波，无需在不同的故障录波器重复录波。
4.4.
5.2220kV及以上变电站，不同段直流母线应分别接入不同故障录波器进行录波，直流母线对地电压模拟量和录波装置工作电源共用一组直流电源，两者在故障录波屏通过直流断路器分开供电。
5行波测距装置技术要求
5.1行波测距装置的配置原则
5.1.1线路长度超过20km的500kV交流线路、超过40km的220kV线路或多单位维护的220kV及以上线路应配置行波测距装置。
5.1.2其它巡线困难的220kV及以上线路宜装设行波测距装置。
5.1.3直流线路应配置线路行波故障测距装置。
5.2行波测距装置的功能要求
5.2.1行波测距装置应具有多种起动方式，各起动方式可由用户选择，并可远方修改。
5.2.2行波测距装置应具有在线硬件和软件自动检测功能。当装置异常时，应能发出告警信号。5.2.3行波测距装置应具备自复位功能。在因干扰造成程序走死时，应能通过自复位电路自动恢复正常工作。
5.2.4行波测距装置应具备掉电报警功能，并具备保存电源中断前所采数据的能力。
5.2.5行波测距装置应能自动给出故障测距结果，在当地和远方都能显示。
5.2.6行波测距装置应具备通信管理功能，以便实现装置设定管理和远方投退装置。
5.2.7行波测距装置具有对时功能，对时精度1μs。
5.2.8通信接口及传输规约：装置应具备2个及以上独立的10M或100M以太网接口，通信规约采用103规约或61850规约，具有完善的自我描述功能。
5.2.9行波测距装置应具有远传功能，根据设定的条件自动向调度端上传测距数据和分析报告。5.2.10告警信号
5.2.10.1行波测距装置面板上应有运行工况指示，至少包括装置运行、起动和装置故障等指示灯。
5.2.10.2行波测距装置异常和告警信号（无源接点）应能提供给监控系统。
5.2.10.3当地告警信号应不少于3对硬接点输出，分别为装置起动、装置失电、装置故障。5.2.10.4通信口输出的告警信号至少包括：装置和后台管理机通信中断、自检异常、GPS异常等。
5.2.11行波信号获取
对交流线路，行波测距装置直接接入CT二次侧的电流提取行波信号（单回出线时可接入PT的二次侧提取行波信号）；对直流线路，行波测距装置通过测量直流耦合电容器接地引线电流的专用互感器提取行波信号。
5.3行波测距装置的性能要求
5.3.1测距精度应不受线路参数、线路互感、互感器误差、电网运行方式变化、故障位置、故障类型、大地电阻率及一些较强干扰因素的影响，对经过渡电阻故障、雷击等造成的故障均能准确定位。线路长度在300km以下，双端测距误差不大于500m；线路长度在300km以上，双端测距误差不大于1000m。
5.3.2每套行波测距屏监视线路不少于8条，并可以灵活扩展至16、24条等。本侧装置应能与对侧装置构成双端测距系统，通信支持调度数据网和2M复用光纤通道。测距装置具有自动识别线路故障的能力，有效地防止装置的频繁误起动和漏检。
5.3.3行波测距装置应为微机型装置，并配置GPS、存储硬盘等设备。装置采样频率不小于500kHz。至少应能存贮400次故障文件，且具有可任意设置的定期清除记录功能。装置连续两次触发记录的时间间隔不大于0.02s，记录行波数据时间长度不小于4ms。
5.3.4对于具有相同尺寸的零件或相同特性的插件应具有完全的互换性。
5.3.5行波测距装置应配置标准的试验插件或试验插头，以便装置的电流、电压回路隔离或试验。
（资料性附录）
A.1 本规范扩充COMTRADE录波数据的HDR文件，用于记录总录波文件和分通道录波文件的故障分析报告。
A.2 在不与本规范冲突的前提下，允许对本规范进行再次扩展。
A.3 文件格式说明
A.3.1 HDR文件采用XML格式，必须遵循XML 1.0规范；
A.3.2 HDR文件的编码格式必须是GBK(GB2312)或者UTF-8；
A.3.3 本附录主要包括故障分析报告和元件参数等。
A.4 故障分析报告部分
A.4.1 本部分描述的内容则使用元素
A.4.2 文件组成
注：“*”代表有故障时必选，无故障时可选。
A.4.2.3 开关量变位信息(DigitalEvent)
A.5.1 本部分描述的内容则使用元素
A.5.2 文件组成部分
注：“*”代表有这种元件或通道时必选，无则不需要。
A.5.2.1 公共元素：COMMON
本段描述分文件中相关母线电压的参数信息，这些信息在COMTRADE99版标准中定义不完全。每组母线电压占用一个VOLTAGE元素，并通过一个相应属性idx加以区分，属性idx的值为本组电压对应的装置内部索引号，正整数。描述语法为：
本段描述分文件中相关线路电流的参数信息，每组线路电流占用一个LINE元素，并通过一个相应属性idx加以区分，属性idx的值为本组电流对应的装置内部索引号，正整数。描述语法为：
本段描述分文件中相关变压器的参数信息，每组变压器占用一个TRANSFORMER元素，并通过一个相应属性idx加以区分，属性idx的值为本组变压器对应的装置内部索引号，正整数。描述语法为：
本元素描述分文件中不属于电压组、电流组和变压器组的模拟通道信息，通常用于在复合文件中记录独立通道。每组独立通道占用一个SINGLE元素，并通过一个相应属性idx加以区分，属性idx的值为本组通道对应的装置内部索引号，正整数。描述语法为：
A.6 示例
中国南方电网公司大政方针简编
一、中国南方电网公司大政方针简编 1. 中国南方电网公司的宗旨：对中央负责，为五省（区）服务。(广东，广西，贵州，云南，海南五省) 2. 主题形象语：万家灯火、南网情深。 3. 核心价值观：主动承担社会责任。 4. 企业精神：想尽办法去完成每一项任务。 5. 工作作风：高标准、严要求、快节奏。 6. “两型两化”战略目标：打造经营型、服务型、一体化、现代化国内领先、国际著名企业。 7. “一号令”：《关于加强安全生产确保电网稳定运行的规定》。 8. “二号令”：《关于强化依法经营确保经济活动合规合法的规定》。 9. 安全理念：一切事故都可以预防。 10. 经营理念：为客户创造价值、为社会创造效益。 11.管理理念：以绩效为导向、实现管理到位。 12.服务理念：服务永无止境。 13.团队建设理念：上下同欲，政令畅通，人人快乐工作；讲原则，重感情，严爱结合带队伍。 14.廉洁理念：清白做人、干净做事。 15.行为理念：忠诚、敬业、责任、服从。 16.“六个更加注重”的工作方针：更加注重依靠科技进步、更加注重树立科学发展观、更加注重社会效益、更加注重管理出实力、更加注重深化改革、更加
注重人的发展。 17.五个概念：一是主动承担更多社会责任、二是建设一个讲原则、重感情、团结和谐的领导班子、三是弘扬先进性教育活动提倡的“三个五”、四是想尽办法去完成每一项任务、五是人人快乐工作。 18.公司战略定位：公司是社会主义市场经济环境下以电网为主营业务的运营商，是区域电力市场交易的主体，在接受政府监管的同时，积极培育电力市场，协助政府维护电力市场秩序，实现电力市场的规范化运营。 19.公司发展战略目标：把公司建设成为一个经营型、服务型、一体化、现代化的国内领先、国际知名企业。 20.公司工作方针：“六个更加注重” 21.南方电网发展目标：把南方电网建设成为统一开放、结构合理、技术先进、安全可靠的现代化大电网。 22.南方电网标识公司标识释义：核心释义：统一开放的电网，宣扬光明的旗帜。 23.中国南方电网有限责任公司党组书记、董事长：赵建国 24.社会责任;核心责任：一是确保安全 二是做好供应三 三是提升服务
直供线路故障测距修正方法
直供线路故障测距修正说明 1.测距原理 直供测距定值说明： 表测距定值表(针对直供线路有效) 注意单位电抗和总电抗都是二次换算值. 测距分段数：测距时将此馈线根据不同的电抗区段分成的测距分段的个数。 单位电抗：在此分段内接触网的单位电抗值,为二次值，x2=x1*K U/K I，单位Ω/Km. 总电抗：保护安装处到此分段末端的总电抗,为二次值,单位Ω。 距离：保护安装处到此分段末端的总距离,单位Km。 以4段分段的故标定值设置举例如下: 变电所 供电线区间线路站场区间线路 设馈线压互变比27.5/0.1，流互变比800/5, 供电线单位电抗0.65Ω/Km，接触网线路单位电抗0.42Ω/Km,站场单位电抗0.2Ω/Km，L1=1Km，L2=10Km，L3=12Km，L4=25Km。则故障测距定值设置如下：
2.测距修正方法 具备原始测距整定数据,现场保护动作数据,实际短路位置数据等相关参数 主要有:整定数据:N,x1,X1,L1,x2,X2,L2,……. 动作数据: Xs,Lj 所在段K, 实际故障距离Ls 设修正后的测距定值:N,x1’,X1’,L1,x2’,X2’,L2,……. 3.计算原理 1)第一段内故障,测距定值修正方法: X1’=L1/Ls*X1 x1’=X1’/L1,其他段根据此参数重新计算 2)第二段内故障,测距定值修正方法: X2’=X1+(L2-L1)*(X-X1)/(Ls-L1) x2’=(X2’-X1)/(L2-L1),后续分段根据此参数重新计算 3)第I段(I≠1) XI’=X I-1+(L I-L I-1)*(X-X I-1)/(L S-L I-1) x i’=(X I’-X I-1)/(L I-L I-1), 后续分段根据此参数重新计算 4.验算为保证正确性,最好按照计算结果划出线性分段图,将故障时的Xs通过坐标及计算,检验是否对应结果为Ls.
行波法在配电网故障测距中的应用
中国电力教育2010年管理论丛与技术研究专刊 配电网与电力用户相联,所处的地理环境复杂,线路 分支多,接地电阻和分布电容比较大,故障定位困难,一 直被认为是个难点。近年来,行波法日趋成熟,其优越性 越来越受到电力行业的重视。尤其是C型行波法,在故障 后可以重复测距判断,很大程度上保证了测量精度,在配 电网故障测距中有较大的优势。 行波法是通过测量故障产生的行波在故障点及检测端 (母线之间往返一趟的时间或利用故障点行波到达线路两 端的时间差来计算故障距离,一般分为A、B、C、E 4种。[1-3] 本文通过分析行波反射和折射原理,介绍了这几种行波测距 方法的原理和特点。最后通过对10kV多分支配电线路单相 接地故障进行仿真分析,验证了C型行波法在配电网故障 测距中的可行性。 一、行波反射与折射原理 行波在线路上传播时,遇到波阻抗不连续点(如故障点
会发生反射与折射。[4-6]反射和折射是行波的重要特性,其中,反射波是用来实现故障测距的重要依据。 如图1所示,行波U i(入射波沿波阻抗为Z 1 的线路 传播,到达O点,波阻抗由Z 1 变为Z 2 ,发生反射和折射; 一部分行波U r(反射波沿Z 1 线路返回,另一部分行波U j(透 射波沿Z 2 线路继续传播。O点的反射系数可以用反射电 压(电流与入射电压(电流之比来表示,电压反射系数为: (1 反射系数大小相等,符号相反。
行波法在配电网故障测距中的应用 徐汝俊* 严凤 (华北电力大学电气与电子工程学院,河北保定 071003 摘要:行波法故障测距不受系统参数、运行方式、线路不对称性及互感器变化误差等因素的影响,构成简单、容易实现。该方法通过检测行波在故障点及检测端之间往返一次的时间或利用故障点行波到达线路两端的时间差来计算故障距离,具有测距速度快、精度高的优点。本文介绍了A、B、C、E这4种行波测距方法的原理及其各自的优缺点。通过对10kV多分支配电线路单相接地故障进行仿真,比较正常线路和故障线路波形,找到了第一个波形畸变点并以此来确定故障距离。结果表明测距精度满足实际要求,从而验证了C型行波法在配电网故障测距中的可行性。 关键词:配电网;行波法;反射波;测距;仿真 *作者简介:徐汝俊,男,华北电力大学电气与电子工程学院硕士研究生。 (2 当线路出现开路点或行波运动到线路的开路终端时, 相当于z 2 →8,有反射系数K u=1,K i =-1。线路中短路点 相当于z
浅谈电流行波测距的实践应用
浅谈电流行波测距的实践应用 发表时间：2017-11-17T10:12:37.387Z 来源：《电力设备》2017年第20期作者：李青宁进荣 [导读] 摘要：针对广西玉林网区220kV输电网络中地形复杂、故障类型多样、测距精度不高、巡线困难、难以及时准确定位故障点的情况，通过对已投入运行一年多的SDL-7002电流行波测距装置获取的暂态录波故障数据进行分析，熟悉电流行波测距的原理及特点。 （广西电网有限责任公司玉林供电局广西玉林 537000） 摘要：针对广西玉林网区220kV输电网络中地形复杂、故障类型多样、测距精度不高、巡线困难、难以及时准确定位故障点的情况，通过对已投入运行一年多的SDL-7002电流行波测距装置获取的暂态录波故障数据进行分析，熟悉电流行波测距的原理及特点。装置现场实际运行结果表明，利用电流行波测距原理对故障线路的故障点进行定位的方式，测距精度高、故障点定位准确。 关键词：电流行波；巡线；暂态 0引言 输电线路的故障类型主要分为两类，即瞬时性故障和永久性故障[1]。瞬时性故障占绝大多数，通过重合闸可快速恢复供电，但故障点往往是薄弱点，须尽快找到并加以处理，以避免二次故障危及电力系统的安全稳定运行；对于永久性故障，则须尽快查明故障线路定位故障点并及时排除，故障排除时间的长短直接影响到供电系统的可靠性和系统的安全稳定运行，排除时间越长，停电损失越大，对整个电力系统安全稳定运行的冲击也越大。 1行波测距原理 输电线路故障时故障点会产生向线路两端传播的行波，包括电压行波和电流行波。暂态行波所涵盖的频带很宽，从几百赫兹到几百千赫兹。为了在二次侧装置上很好的观察到线路上的暂态行波信号，要求电压和电流信号的变换回路要有足够快的响应速度。常规的电容式电压互感器截止频率较低，不能真实地传变高频行波信号；而现场电压暂态信号的获取可以通过将一个电感线圈串入CVT的接地导线中来抽取线路电压暂态信号，或者采用专门研制的行波传感器来耦合线路侧CVT接地导线上的电流暂态信号，从而间接的反映线路电压暂态信号[4-5]。分析表明，直接采集电流互感器二次侧的电流信号比通过各种耦合设备采集电压或者电流暂态信号更具有优越性。 电力线路发生故障时，由于故障点电压的突变，在线路上将出现电弧暂态行波过程，故障暂态行波过程可以利用叠加原理来分析。根据叠加原理，在故障瞬间，相当于在故障点突然附加一个与故障前电压大小相等、方向相反的虚拟电源，如图2-1所示。故障暂态行波过程的波源就是此突然并与故障点的附加电压源。该附加电压源产生的初始行波浪涌将以接近光速的速度向两个方向传播，并在故障点和系统中，在其他波阻抗不连续的点之间来回反射和折射，直到进入稳态[6]。 图2-1 初始行波产生示意图 2 测距系统的硬件实现要求 输电线路行波故障测距法早期利用电子计数器或者阴极射线示波器来测量暂态行波的到达时刻和传播时间。随着现代微电子技术在行波测距系统中的应用，使得对电压和电流暂态信号的高速采集和大容量存储成为可能；GPS技术在电力系统中的应用为测距系统提供了可用的时钟源基础；现代通信技术的应用为现代行波测距系统提供了通信保障；DSP技术的应用则促进了各种实时高性能行波故障测距算法的发展。 3现场测距案例 2014年7月11日14时12分10秒，220kV雄陆线发生C相单相接地故障，装设在陆川站和雄鹰站的电流行波测距装置成功测得故障点距离陆川站17.482km（实际位于17.662km），距离雄鹰站10.638km（实际为10.458km），双端测距误差为0.18km； 本文以雄陆线发生的故障数据为例，对SDL-7002采集到的电流行波数据进行故障点分析。双端测距中只需利用其两侧的首波头进行双端测距，无须对后续的反射波等干扰叠加后的波形进行分析。 根据录波文件中的绝对时间，计算得到双端测距结果为距陆川站17.482km（实际17.662km），距雄鹰站10.638km（实际10.458km），双端测距误差为0.18km。 综上所述，双端测距由于不考虑后续故障点的反射波、对端及相邻线路母线的反射波等因素的影响，只对故障点产生的首波头进行数据的分析和测距，因而测距分析相对简单。而对于单端测距来说，由于故障点位置、现场接线方式以及故障类型等的不同，单端波形差异性很大，无法保证现场测距的实用性和可靠性，在现场实际应用中单端测距方法往往作为双端测距的补充方法使用。 4结论 基于电流行波测距原理的行波测距方法具有不需要额外附加耦合设备、不受互感器截至频率影响等特点，测距速度快，现场操作方便，易于实现。通过对现场装设的SDL-7002电流行波测距装置在实际运行中的录波数据的分析表明，电流行波测距可靠性高、故障点定位准确。在电流行波测距算法中，双端测距算法不受现场接线方式、不考虑后续反射波等的影响，测距准确，而单端测距方法容易受故障类型、现场接线方式等因素的影响，实际运行中单端测距常作为双端测距的补充加以使用。 参考文献： [1]何骏.基于B/S模式的行波测距系统在地区电网中的应用[D]，山东大学硕士学位论文，2009. [2]吴刚，林湘宁.通用行波测距修正方法[J]，中国电机工程学报.2011，31（34）：142-149.术.2010，34（1）：203-207. [3]郑州，吕艳萍，王杰，吴凡.基于小波变换的双端行波测距新方法[J]，电网技术.2010，34（1）：203-207.
输电线路行波故障测距技术的发展与应用
输电线路行波故障测距技术的发展与应用 发表时间：2018-03-13T16:20:56.700Z 来源：《电力设备》2017年第30期作者：常文杰 [导读] 摘要：伴随我国现代化建设的初步完成与城市化水平的不断提升，对于电力的需求也在不断的增长，然而较早的供配电系统常因安全性、供电质量等出现各种不间断的故障，怎样才能利用一些新技术 （国网新疆电力有限公司检修公司新疆乌鲁木齐 830001） 摘要：伴随我国现代化建设的初步完成与城市化水平的不断提升，对于电力的需求也在不断的增长，然而较早的供配电系统常因安全性、供电质量等出现各种不间断的故障，怎样才能利用一些新技术，更快速、更准确的将这些故障及时诊断出来，并为维护与检修提供充足的时间，并使电力恢复更为及时，是当下应该考虑的重要问题；另一方面，我国在火力发电、水力发电以及新的生物能源发电方面，有了长足的累积，尤其是随着三峡工程、南水北调工程等这些重大项目的完成，更是为发电企业提供了一股新的动力；加之配套性的电网改造也成功的实现了电网的升级与优化，向智能化、自动化、一体化方面又迈进了重要的一步。 关键词：故障测距；行波；行波故障测距装置 引言 随着我国电力行业的不断发展，为保证电力系统安全可靠性，我们国家对电力系统提出了更高的标准要求。为保证可靠供电，降低停电损失，在输电线路发生故障时，要求对电力系统输电线路故障进行快速准确的定位。早期的故障测距方法可以分为阻抗法、故障分析法、行波法等3种。其中，阻抗法和故障分析法受故障点过渡电阻等因素影响，有比较大的测距误差，不但达不到运行要求，而且适用性不高。而行波法测距主要是通过采集故障电压或电流的波形，标定行波到达时刻来进行测距。运用行波法的原理进行测距，其精度比较高，也有广泛的适用性，故而大量应用在电力系统中进行测距。本文通过对国内外行波测距关键技术、改进算法、实际装置的调研，对行波测距关键技术的发展、算法的改进和实际中应用的装置进行了总结，对行波测距技术的未来发展提出了展望。 1行波测距技术原理、特征 （1）行波的发现有赖于研究者对输电线路故障点在附加电源作用的影响分析，行波主要是指输电线路在此情况下，线路上出现与光速传播较接近的电压、电流行波；从原理的角度来看，行波理论主要是以行波为载体，分析故障点、测量点之间传播的时间差，利用它计算或测量出故障距离，对其加以定位。（2）行波测距方法表现为4大类型，分别为单端测距、雷达测距、脉冲信号测距、双端测距。（3）与基于工频量的故障测距技术比较，行波测距技术与行波测距特征表明了自身的最大优势，目前来看，集中表现在不受故障点过渡电阻、线路结构等因素的阻碍，另外，如同概述所言，它在测量方面测距精度非常高，适用范围也相当广泛；而且由于在行波理论流行的现在，小波变换理论、数学形态理论也在不断发展，对于各种交叉性质的理论研究，在未来的突破可能性极大，所以行波测距技术的可发展空间还非常广阔，也表明了它的研究需要不断加强，从而向着完善化的方向不断推进。 2行波测距的关键技术 2.1行波信号的提取 暂态行波所覆盖的频带很宽，信号的提取可由电压或电流互感器完成。高压输电线路普遍采用的电容分压式电压互感器CVT （capacitivevoltagetransformer），截止频率低，传变高频电压信号会带来衰减和相移，因此很少使用。常规的电流互感器可以传变100kHz以上的电流暂态分量，能够满足行波测距的要求，在实际应用中常用电流互感器提取行波信号。同时，对于新建变电站使用的电子式电流互感器ECT（electroniccurrenttransformer），文献提出了相应的行波信号提取方法。 2.2行波信号的采集与时间同步 行波传播波速接近光速，1μs的采样误差将带来约±150m的测距误差。因此对行波信号的采样频率要求在1MHz及以上，使用双端原理时，线路两侧必须配置高精度和高稳定度的实时时钟。随着微电子技术的高速发展，实现高速数据采集和处理己非难事，现有的A/D转换芯片转换频率完全可以满足，并且GPS接收模块的电力系统同步时钟装置可以实现1μs时间同步以满足测距要求，为实现准确的TWFL奠定了所需的硬件基础。在实际应用中，由于GPS接收模块存在输出信号不稳定、卫星失锁、时钟跳变、信号干扰等原因导致的同步时钟信号失步的问题，因此必须附加高稳定度守时钟，并且需要消除偏差超过某一限定范围的时间同步信号，从而提高双端原理的测距精度。 2.3行波信号达到时间的标定 行波信号到达时间的标定和波速的确定是行波法最关键的技术，时间与波速相互对应，必须同时讨论才有意义。判定检测到的行波波头频率，然后根据线路参数的频率特性计算出行波在该频率下的传播速度，以此用于测距是最为准确的。求取暂态行波信号的一阶或二阶导数，并与设定的门槛值进行比较来判断行波信号是否到达，此方法对噪声比较敏感，当故障距离较短，行波中高频分量明显时，其效果较好。相关法和匹配滤波器法是以首次到达母线的行波信号为参考，利用从故障点反射回母线的行波信号与参考信号的反极性相似性，根据互相关函数的最大值判定反射波达到时间，进而求出故障位置的方法，但其测距结果受母线端所连接的输电线数目等因素影响，行波在传播过程中的波形畸变会降低算法的可靠性。中的主频率法是一种频域分析方法，该方法从较长的时间段来考察行波频率范围，由行波中频谱最强的分量决定行波到达时间，然后求解故障距离，其缺点是所求行波主频往往较低，定位精度会受到影响。小波分析方法利用小波变换在时频域内都具有局部化特性，对信号进行局部化分析，可有效提取故障行波特征，得到信号中的奇异点，小波分量的模极大值出现时间即为电流行波脉冲的到达时刻，并且通过得到信号被分析频带的中心频率和模极大值对应时间能同时解决行波到达时间和传播速度的选取问题，在实际设备中也有广泛的应用。 3行波故障测距系统应用实例 当系统中任一被监视信号超过预设值，高速采集单元启动，发出触发信号，标定当前时间，激活CPU中的采集控制定时电路，经过大约几毫秒时间，高速采集单元终止工作从而向CPU发外部中断信号。CPU在中断服务程序中获取到这次触发的时间信息后释放高精度时钟，并处理触发的暂态数据，判断是否为有效触发。如果有效，设置启动标志。在主循环程序中，系统进入故障处理程序的前提是CPU能够获取到启动标志，数据存储过程也是在处理程序中进行，从而形成启动报告，通过串口发出上报信号。
新型继电保护与故障测距原理与技术
新型继电保护与故障测距原理与技术 摘要：近年来，我国电力行业取得了较快的发展，但电力故障也时有发生，对电力系统正常的运行带来较大影响。目前，运用继电保护技术来对电力系统故障和运行异常进行诊断，或采取相应保护措施来保护电力系统是比较好的办法，确保电力系统运行的安全性和可靠性。文章从继电保护系统的原理、作用和特点入手，对继电保护系统运行中的常见故障进行了分析，并进一步对继电保护系统运行中常见故障的处理办法进行了具体的阐述。 关键词：继电保护；故障测距原理；技术 电力生产发展的需要和新技术的陆续出现是电力系统继电保护原理和技术发展的源泉。继电保护工作者总是在不断地根据需要和可能,对已有的继电保护装置进行改进和完善,同时努力探求实现继电保护的新原理,开发新型的继电保护装置。计算机的应用为此创造了前所未有的良机[1]。 1.继电保护系统的原理、作用和特点 高压电力系统继电保护技术的原理是电气测量器件对被保护对象实时检测其有关电气量(电流、电压、功率、频率等)的大小、性质、输出的逻辑状态、顺序或它们的组合，还有检测其他的物理量(如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增大或油压强度的增高等)作为继电保护装置的输入信号，通过逻辑运算与给定的整定值进行比较，然后给出一组逻辑信号来判断相应的保护是否应该启动，并将有关命令传给执行机构，由执行机构完成保护的工作任务(跳闸或发出报警信号等)。高压电力系统继电保护技术的作用是专业对电力系统的正常运行工况进行监测显示，对异常工况进行及时的故障报警、故障诊断或快速切断异常线路(或设备等)的电力，进而为用户的正常生产、生活用电提供保证。高压电力系统继电保护技术的特点是：①可靠性：继电保护装置有非常好的可靠性，不误动不拒动等；②选择性：正确选择故障部位，保护动作执行时仅将故障部位从电力系统中切除，保证无故障部分继续正常安全运行；③速动性：快速反应及时切除故障[2]。 2.继电保护故障测距原理及技术 直流输电线路发生故障后，精确定位故障点，对于及时排除故障以及防止故障的再次发生具有重要意义。目前，直流输电系统中普遍采用行波测距原理进行故障定位。根据所采的用电气量来源不同，行波测距包括单端行波测距和双端行波测距两种类型。单端行波测距检测整流站/逆变站的故障行波第一波头和第二波头的到达时刻，计算两次波头到达的时间差并与行波波速相乘得到测距结果；双端行波测距检测整流站和逆变站的故障行波第一波头到达时刻，计算两端换流站故障行波到达时间差并与行波波速相乘得到测距结果。从行波测距的原理来看，影响测距精度的直接因素包括行波波头检测和行波波速选择两个方面。 2.1行波波头检测 行波波头检测的一种思路是设定动作门槛，当测距装置采样数据大于该动作门槛时认为故障行波到达。为了避开脉冲噪声等因素的影响，动作门槛值一般要求较高。实际的故障行波到达时刻为行波由零开始增大的时刻，测距装置的动作门槛越高，检测到的行波到达时刻与实际行波到达时刻之间的误差也越大。因此，这一方法不可避免地存在可靠性与精确度的矛盾问题。行波波头检测的另外一种思路是采用基于小波理论的波头检测方法。小波变换的奇异性理论指出，当信号在奇异点处的奇异性指数为正时，小波系数的模极大值随变换尺度的增大逐渐增大；当信号在奇异点处的Lipschitz指数为负时，小波系数的模极大值随变换尺度的增大很快衰减；当信号在奇异点处的Lipschitz为0时，小波系数的模极大值不随变换尺度的改变而改变。通过综合分析不同变换尺度下的小波系数模极大值的变化情况，可准确区分噪声与故障行波波头，避免了设立动作门槛,可较大地提高行波波头检测的准确度。然而，采用小波方法进行行波波头检测时，如何从众多类型的小波基中选取一种合适的小波基一直缺乏清晰明确的理结论，只能够在大量仿真的基础上结合工程经验选取，这无疑增加了行波波头检测精度的不确定性[3]。 此外，行波波头的检测方法还有互相关函数法、数学形态学法等。互相关函数法需要构
行波测距法
行波法故障测距 行波法的研究始于本世纪四十年代初，它是根据行波传输理论实现输电线路故障测距的。现在行波法已经成为研究热点。 行波法的研究始于二十世纪四十年代初，它是根据行波传输理论实现输电线路故障测距的。现在行波法已经成为研究热点。 简介 (1)早期行波法 按照故障测距原理可分为A,B,C 三类: ① A 型故障测距装置是利用故障点产生的行波到达母线端后反射到故障点,再由故障点反射后到达母线端的时间差和行波波速来确定故障点距离的。但此种方法没有解决对故障点的反射波和对侧母线端反射波在故障点的透射波加以区分的问题,所以实现起来比较困难。 ② B 型故障测距装置是利用记录故障点产生的行波到达线路两端的时间,然后借助于通讯联系实现测距的。由于这种测距装置是利用故障产生后到达母线端的第一次行波的信息,因此不存在区分故障点的反射波和对侧母线端反射波在故障点的透射波的问题。但是它要求在线路两端有通讯联系,而且两边时标要一致。这就要求利用GPS 技术加以实现。 ③ C 型故障测距装置是在故障发生后由装置发射高压高频或直流脉冲,根据高频脉冲由装置到故障点往返一次的时间进行测距。这种测距装置原理简单,精度也高,但要附加高频脉冲信号发生器等部件,比较昂贵复杂。另外,测距时故障点反射脉冲往往很难与干扰相区别,并且要求输电线路三相均有高频信号处理和载波通道设备。 比较 三种测距原理的比较:A 型和 C 型测距原理属于单端测距,不需要线路两端通信,因都需要根据装置安装处到故障点的往返时间来定位,故又称回波定位法;而 B 型测距原理属于双端通讯, 需要双端信息量。A 型测距原理和 B 型测距原理适用于瞬时性和持久性故障,而C 型测距原理只适用于持久性故障。 (2)现代行波法 从某种意义上讲,现代行波法是早期A 型行波法的发展。60年代中期以来,人们对1926年提出的输电线路行波传输理论行了大量的深入的研究,在相模变换、参数频变和暂态数值计算等方面作了大量的工作,进一步加深了对行波法测距及诸多相关因素的认识。 1)行波相关法 行波相关法所依据的原理是向故障点运动的正向电压行波与由故障点返回的反向电压行波之间的波形相似,极性相反,时间延迟△ t 对应行波在母线与故障点往返一次所需要的时间。对二者进行相关分析,把正向行波倒极性并延迟△ t 时间后,相关函数出现极大值。 这种方法也存在对故障点的反射波和对侧母线端反射波在故障点的透射波加以区分的问题。由于在一些故障情况下存在对侧端过来的透射波,它们会与故障点发生的反射波发生重叠,从而给相关法测距带来很大困难。 2)高频行波法 高频行波法与其他行波法不同的是,它提取电压或电流的高频行波分量,然后进行数字信号处理,再依据 A 型行波法进行故障测距。这种方法根据高频下母线端的反射特性,成功的区分了故障点的反射波和对侧母线端反射波在故障点的透射波。 (3)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
电力系统故障测距
1、前言 高压输电线路的故障极大威胁了电力系统的安全、可靠运行。高压输电网发生故障后,需要及时巡线以查找故障点,以便及时消除缺陷恢复供电。故障点的准确定位,可以使巡线人员直接找到故障点并处理,从而大大减轻巡线负担,这就可以加速线路故障的排除,做到尽量快速供电,将损失减小到最小。 2、输电线路的故障分类 2.1瞬时故障 这种故障能成功重合闸,不会造成绝缘的致命损害。鸟类以及其它物体的短时的导体之间或导体对地接触也会引起这类故障。 2.2永久故障 它是指导体之间以及包括一个或多个导体对地的短路故障,此类故障发生时,不可能重合闸,多由机械外力造成。 2.3绝缘击穿 由于冰雪、老化、污秽以及瞬时过电压闪络破坏等原因,使得线路某一点绝缘降低,在正常运行电压下绝缘击穿而造成短路,重合闸不成功。此类故障在低电压时不出现故障状态。在故障切除后, 它们大多没有肉眼能 看见的明显的破坏痕迹。 3、故障测距方法的分类 现有的故障测距方法按原理来分,基本上可以分为三大类:阻抗法,行波法,故障分析法。 3.1阻抗法 阻抗法是根据故障时测量到的电压、电流量而计算出故障回路的阻抗,其前提是忽略线路的分布电容和漏电导。由于线路长度和阻抗成正比,因此便可以求出由测距点到故障点的距离。 阻抗法的优点是比较简单可靠。但大多数阻抗法存在着精度问题。它们的误差主要来源于算法本身的假设,测距精度深受故障点的过渡电阻的影响,只有当故障点的过渡电阻为零时,故障点的距离才能够比较准确的计算出来。而且由于实际系统中线路不完全对称以及测量端对侧系统阻抗值的不可知等因素的影响,测距误差往往远大于某些故障测距产品在理想条件下给出的误差标准。 为此,中外学者做了许多研究工作,在提高阻抗法的精度方面进行了不懈的努力,先后提出了解微分方程法和一些基于工频基波量的的测距算法, 如零序电流相位修正法、零序电流迭代法和解二次方程法等等。但迭代法有时候可能会出现收敛于伪根或难于收敛、甚至于不收敛的情况; 解二次方程法则可能会出现伪根,所以阻抗法的主要问题仍然是测距精度。 3.2行波法 行波法的研究始于本世纪四十年代初,它是根据行波传输理论实现输电线路故障测距的。现在行波法已经成为研究热点。
南方电网公司工程信息编码标准
下发审核/检查方案和计划的通知 页脚内容1 目 次 引 言 (7) 1 范围 .................................................. 8 2 规范性引用文件 . (8) 3 术语和定义 (9) 4 分类原则和方法 (10) 4.1 基本原则 (10) 4.2 分类对象的层面划分 (11) 4.3 工程信息分类 (12) 4.4 工程信息整体框架 (15) QB 南方电网公司企业标准 信息分类和编码 第3分册工程信息分类和编码 （初稿） 20XX-XX-XX 发布 20XX -XX -XX 发行 ICS XXX 备案号XXX
5 编码方法 (16) 5.1 基本原则 (16) 5.2 码值 (17) 5.3 代码组结构和层次 (18) 5.3.1 交互定位码 (18) 5.3.2 项目编码 (19) 5.3.3 管理属性编码 (20) 5.3.4 设计属性编码 (21) 5.3.5 合同属性编码 (22) 5.3.6 档案属性编码 (23) 5.3.7 采购、财务、招标信息属性编码 (24) 5.3.8 非项目信息编码 (26) 6 分类与代码表 (27)
6.1 非项目信息分类标识码(30301) (27) 6.2 省电网公司及直属单位编码(30302) (28) 6.3 工程项目建设管理单位代码(30303) (29) 6.4 项目属性代码(30304) (39) 6.5 综合指标(30305) (41) 6.6 立项时间(30306) (44) 6.7 批次项目标识码(30307) (45) 6.8 信息属性码分类(30308) (45) 6.9 项目阶段代码((30309) (47) 6.10 工作分解代码(30310) (48) 6.11 信息创建部门代码(30311) (49) 6.12 设计资料分类代码(30314) (51) 6.13 设计阶段代码(30315) (52)
线路故障测距方法
输电线路故障测距的主要方法分为三类：阻抗法、行波法和故障录波分析法。 阻抗法 阻抗法建立在工频电气量的基础上，通过建立电压平衡方程，利用数值分析方法求解得到故障点和测量点之间的电抗，由此可以推出故障的大致位置。根据所使用电气 量的不同，阻抗法分为单端法和双端法两种。 对于单端法，简单来说可以归结为迭代法和解二次方程法。迭代法可能出现伪根，也有可能不收敛。解二次方程法虽然在原理和实质上都比迭代法优越，但仍然有伪根 问题。此外，在实际应用中单端阻抗法的精度不高，特别容易受到故障点过渡电阻、 对侧系统阻抗、负荷电流的影响。同时由于在计算过程中，算法往往是建立在一个或 者几个假设的基础之上，而这些假设常常与实际情况不一致，所以单端阻抗法存在无 法消除的原理性误差。但单端法也有其显著优点：原理简单、易于实用、设备投入低、不需要额外的通讯设备。 双端法利用线路两端的电气信息量进行故障测距，以从原理上消除过渡电阻的影响。通常双端法可以利用线路两端电流或两端电流、一端电压进行测距，也可以利用两端 电压和电流进行故障测距。理论上双端法不受故障类型和故障点过渡电阻的影响，有 其优越性。特别是近年来GPS设备和光纤设备的使用，为双端阻抗法的发展提供了技术上的保障。 双端法的缺点在于：计算量大、设备投资大、需要额外的同步和通讯设备。 行波法 行波法利用的原理是当输电线路发生故障时，将会产生向线路两端以接近光速传播的电流和电压行波。通过分析故障行波包含的故障点信息，就可以计算出故障发生的 位置。 故障录波分析法 故障录波分析法利用故障时记录得到的各种电气量，事后由技术人员进行综合分析，得到故障位置。随着计算机技术和人工智能技术的发展，故障录波分析法可以通过自 动化设备快速完成。但该方法会受到系统阻抗和故障点过渡阻抗的影响，而导致故障 测距精度的下降。
加查变电站行波测距装置安装调试记录概要
加查站行波测距装置调试记录 XC-2000输电线路故障行波测距系统，利用输电线路故障时产生的暂态电流行波信号，测定各种输电线路故障的距离，适用于110-500kV 输电线路。 系统验收 系统安装、调试完成后，要验证装置能否正常工作。因现场无法产生行波, 不具备做测距的试验，故仅作装置启动、数据传输及波形分析等，以检验系统的各项功能，同时向用户出具试验报告。 试验原理如图5.1所示。在电源接通用的瞬间，通过电容产生一脉冲电流信号，经电流互感器进入XC21的一电流端子， XC21启动，并记录下电流信号。然后装置自动将信息传送到工控机中，通过行波测距软件，即可看到试验产生的信号。 图5.1 装置试验原理 5.1准备工作 1. 试验前，请先检查以下设置：
a 电源线是否正确连接到XC-2000机柜中； b 各装置间信号是否连接正确； c GPS 天线是否安装到正确位置； d 系统运行是否正常； e 系统是否能正确将电流输入到XC-2000中； f 电话线是否正确连接到XC-2000系统内MODEM 上； 2. 请先给各分站机柜内工控机上电，检查XCF-2000软件是否能正常运行，并 确保各参数设置正确； 5.2试验步骤 1. 安装系统，确认无误后，上电。 2. 整定各分站GPS2000的RS422口的波特率为2400bps ，等待其同步后，进行下一个步骤。 3. 整定各分站XC-21的波特率为19200bps ，整定其待测的线路长度；整定其时钟，看能否被时钟同步。 4. 检查各分站后台机与前置机能否通讯，检查各分站之间、及其与主站之间能否正常通讯。 5. 模拟行波信号启动测距系统，检查分站能否正常启动，检查其启动时间、波形等，稍候，分站之间互相交换数据，并按照以下表格进行试验记录： 6. 检查系统启动报警、异常报警功能。 7. 可重复步骤多次。 8. 记录下整个试验的结果。（见附件）
智能电网行波故障测距系统的应用方法探讨
智能电网行波故障测距系统的应用方法探讨 故障测距系统的构成部分主要有两种，第一种为终端装置，第二种为主站。随着电力电子技术的快速发展，在电网建设中也融入了智能化技术，基于智能电网的构建也相应的产生了智能变电站，在变电站内部的故障测距系统终端装置中使用了不同的采样方式，并利用不同的装置解决了以往的通讯问题。本文分析了智能电网和传统故障测距系统之间存在的差异，探讨了在测距主站中如何保障测距系统可靠运行的有效措施，并提出了可以对故障进行智能化分析的系统，提高了电网故障的诊断效率。 标签：智能电网;行波故障;测距系统;应用方法 行波故障测距系统是使用极其广泛的一种系统，和传统的阻抗测距法相比，具有准确度高、可靠性高的优势，特别是在辽宁等地区已然形成了完善的测距系统。智能电网建设速度的不断提高，使得智能电网的规划和建设范围都有所扩大，因此为了保证稳定供电和人们生活的正常运行，就必须要在电力系统发生故障之后，在最短时间内完成供电恢复。在这种情况下传统的测距方法体现了极大的劣势，必须要根据智能电网的特点设计符合实际故障检测需求的测距系统。 一、传统测距系统存在问题 第一，传统的测距方法在信号接入方式方面存在着落后的现象。目前很多变电站内的测距终端装置无法和电子式的互感器信号相匹配，导致二者无法进行连接[1]。并且在采样的过程中需要把信号电缆放置于控制室的内部，才能够开展集中式采样工作，降低了采样的效率，也无法满足智能化变电站对技术的要求。第二，无法完成高效的信息共享。在传统的测距系统中会通过各种协议将测距结果上传，但是测距系统的录波数据无法向其他不同的装置或者系统进行数据传输，相应的也无法从其他装置中或者系统中获取数据。第三，没有对电网的整体数据和信息进行有效的利用。传统的测距系统只会考虑到在输电线路左右两侧的数据，因此导致算法无法对电网整体的数据进行合理的应用，导致系统运行的可靠性受到影响，也缩小了系统的使用范围。 二、智能电网故障测距系统构成 在智能电网下故障测距系统仍然是以原有系统为基础进行构建的[2]。测距终端装置主要负责的工作内容是采集电力系统或者电网在运行过程中产生的数据，并通过设定好的方式和途径发送到相应的位置。测距主站则是负责对数据和信息进行计算和分析，并对外进行信息发布。测距主站具有就地配置的特點，但是为了减轻后期主站维修和管理的工作压力和难度会选择在远方进行测距主站的配置。如果故障测距系统均选择就地配置的时候则会将其组合后的结构统一称之为测距装置。 三、智能电网行波故障测距系统的应用
南方电网公司低压电线电缆技术规范(标准版)
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 南方电网公司低压电线电缆技 术规范(标准版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
南方电网公司低压电线电缆技术规范(标 准版) 范围 本规范规定了1kV及以下电线电缆（含阻燃和耐火型）的使用条件、性能参数、技术要求、试验、包装、运输、贮存等方面内容。 本规范适用于交流额定电压UO /U为0.6/1kV及以下聚乙烯、聚氯乙烯、交联聚乙烯绝缘低压电线电缆。规范性引用文件 下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。 GB/T2951.1-1997电缆绝缘和护套材料通用试验方法第1部分：
通用试验方法 GB/T2952.1-2008电缆外护层第1部分：总则 GB/T2952.2-2008电缆外护层第2部分：金属套电缆外护层 GB/T2952.3-2008电缆外护层第3部分：非金属套电缆通用外护层 GB/T3048.8-2007电线电缆电性能试验方法第8部分：交流电压试验 GB/T3956-2008电缆的导体 GB/T5023.1-2008额定电压450/750V及以下聚氯乙烯绝缘电缆第1部分：一般要求 GB/T5023.2-2008额定电压450/750V及以下聚氯乙烯绝缘电缆第2部分：试验方法 GB/T5023.3-2008额定电压450/750V及以下聚氯乙烯绝缘电缆第3部分：固定布线用无护套电缆 GB/T5023.4-2008额定电压450/750V及以下聚氯乙烯绝缘电缆第4部分：固定布线用护套电缆
中国南方电网公司员工守则
中国南方电网公司员工守则 总则 为深入贯彻落实科学发展观，践行南网方略，加强员工职业道德建设，规范员工职业行为，促进南方电网公司科学发展、和谐发展，特制定本守则。 本守则是南方电网公司对员工职业行为的基本要求，是南网方略在员工行为上的体现，是员工应该自觉遵守的行为规范和从业准则。 第一章职业操守 第一条热爱祖国、热爱南网、热爱岗位 第二条遵纪守法、忠于职守、令行禁止 第三条客户至上、诚实守信、优质服务 第四条努力学习、精通业务、勤奋工作 第五条开拓创新、敬业奉献、团结协作 第六条廉洁从业、清白做人、干净干事 第七条节约环保、居安思危、艰苦创业
第二章职业禁区 第一条严禁违反安全规定 第二条严禁违背行风规定 第三条严禁违反财经纪律 第四条严禁缓报虚报瞒报 第五条严禁泄露企业秘密 第六条严禁牟取非法利益 第七条严禁损害公司形象 第三章员工誓词 我是光荣的南网人，自觉践行南网方略，积极投身南网事业，恪守职业操守，远离职业禁区，想尽办法去完成每一项任务，为实现公司战略目标努力奋斗！ 附则 第一条本守则经由职工代表大会讨论通过，自发布之日起施行。 第二条本守则的解释权在公司工会。
附件1： 职业操守的具体要求 第一条热爱祖国、热爱南网、热爱岗位 坚持国家、人民的利益高于一切，坚持“对中央负责、为五省区服务”的宗旨，肩负“主动承担社会责任，全力做好电力供应”的使命。忠诚南网事业，维护南网利益，实践南网文化，维护南网形象，与公司同呼吸、共命运。爱岗敬业，适岗胜任，干一行、爱一行、专一行、精一行，在岗位上享受自我价值实现的幸福。 第二条遵纪守法、忠于职守、令行禁止 自觉遵守国家法律法规，自觉遵守公司各项规章制度。认真履行岗位职责，把好每一个关口，关注每一个细节。坚决贯彻“安全生产1号令”、“依法经营2号令”，服从组织决定，贯彻上级意图，有令则行，有禁则止，做到本职工作不能在我手里出现差错，领导交办的事情不能在我手里延误，公司的形象不能因我受到损害。 第三条客户至上、诚实守信、优质服务 以客户为中心，把提高供电可靠率、减少客户停电时间作为优质服务工作的主线，增强服务意识，创新服务内容，完善服务手段，提高服务水平，兑现服务承诺，为客户提供
中国南方电网有限责任公司电动汽车交流充电桩技术规范书(通用部分)
中国南方电网有限责任公司电动汽车交流充电桩技术规范书 （通用部分） 版本号：2016版V1.0 编号： 中国南方电网有限责任公司 2016年3月
本规范对应的专用技术规范目录
电动汽车交流充电桩技术规范书使用说明 1. 本技术规范书分为通用部分、专用部分。 2. 项目单位根据需求选择所需设备的技术规范，技术规范通用部分条款及专用部分固化的参数原则上不能更改。 3. 本技术规范书适用于南方电网公司单相220V/三相380V电压等级电动汽车交流充电桩。 4. 项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“表2.7 项目单位技术差异表”并加盖本单位公章，提交物资招标组织部门。物资招标组织部门及时将“表2.7 项目单位技术差异表”移交给技术标书审查会。技术标书审查会确认“表2.7 项目单位技术差异表”内容的可行性并书面答复： 1）改动通用部分条款及专用部分固化的参数； 2）项目单位要求值超出标准技术参数值； 3）需要修正温度、海拔等条件。 当发生需求变化时，需由技术规范组织编写部门组织的标书审查会审核通过后，对修改形成的“项目单位技术差异表”，放入技术规范书中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。 5. 技术规范的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。 6. 投标人逐项响应技术规范专用部分中“1 标准技术参数”、“2 项目需求部分”和“3 投标人响应部分”三部分相应内容。填写“2 项目需求部分”时，应严格按“项目单位要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。投标人填写技术参数和性能要求时，如有偏差除填写“表3.2投标人技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。
关于对高压输电线路故障测距的论述
关于对高压输电线路故障测距的论述 摘要:高压输电线路担负着传送电能的重要任务,其故障直接威胁到电力系统的安全运行。本文结合自身多年工作实践及总结,介绍了基于双端同步数据的线路参数在线估算,总结了现有基于双端同步数据的各种故障测距算法,按采用的数据量对各种方法进行了分类比较,最后阐述了目前测距算法在实际电网结构中的实际应用。 关键词:高压输电线路;故障测距;同步相量;故障定位 引言 输电线路担负着传送电能的重要任务,其故障直接威胁到电力系统的安全运行。准确的故障定位对于加速排除线路故障和尽快恢复供电具有重要的意义。随着自动化技术的发展、信息传输技术的不断进步;尤其是近年来,相量测量装置(PMU)的研制和开发,为双端故障测距提供了新的工具。基于PMU的WAMS平台的发展使同一时标下精确的双端测量成为可能,从而可以大大提高故障定位的精度。针对目前基于同步相量测量技术的故障测距算法研究状况,本文对这些方法进行总结比较,并对它们的定位效果作相应的评价。 1 WAMS简介 根据电力系统的发展需求,近年来人们开始研究相量测量单元PMU和WAMS。 WAMS是以PMU为基层单元采集信息,经过通信系统上传至调度中心,实现对系统的监测,构成一个系统。PMU利用GPS时钟同步的特点,测量各节点以及线路的各种状态量,通过GPS对时,将各个状态量统一在同一个时间坐标上。全球定位系统(GPS)使算法中必须的高精度同步时钟有了保证,也使双端同步采样的精确测距方法能得以实现。 PMU微处理器、GPS接收器、信号变送模块及通信模块组成。三相电压电流暂态量经由PT、CT输入信号变送单元,进行A/D转换、滤波后的高精度信号进入测量单元,由微处理器计算相对于GPS同步参考时间的相量值,加上同步时间构成数据帧传送给通信模块。 相量测量可以采用过零检测法、快速傅里叶变换法和离散傅里叶变换法等。现已研制并投入使用的PMU一般采用离散傅里叶变换法计算相量。 2 参数在线估算 输电线路的参数(特性阻抗、传播常数、线路长度等)一般是作为已知量参与运算的。这些参数的准确与否直接影响到故障测距的精确性。通常已知的参数是