XC-21输电线路行波测距装置使用说明

XC-21 输电线路行波测距装置使用手册
XC-21 输电线路行波测距装置使用说明
淄博科汇电气公司

XC-21 输电线路行波测距装置使用手册
目
录
1.概述．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．1 2.主要技术指标．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．1 3.XC-21 的测距原理．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．2 3.1 单端电气量行波测距原理（A 型）．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．2 3.2 两端电气量行波测距原理（D 型）．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．4 3.3 利用重合闸产生的暂态电流行波测距原理（E 型）．．．．．．．．．．．5 4.XC-21 的构成．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．5 4.1 装置的结构．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．5 4.2 装置的前、后面板说明．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．7 4.2.1 装置的前面板．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．7 4.2.2 装置的后面板．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．8 4.3 测距系统构成．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．8 4.3.1 单端测距系统的构成．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．8 4.3.2 两端测距系统的构成．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．8 5.XC-21 的安装．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．9 5.1 组屏．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．9 5.2 装置接线．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．9 5.2.1 装置的接线端子图．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．9 5.2.2 接线说明．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．9 6.XC-21 使用指南．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．10 6.1 开机．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．10 6.2 复位．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．10 6.3 设置定值、时间、显示亮度．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．10 6.4 通信波特率的设定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．12 6.5 故障启动、记录．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．12 6.5.1 启动．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．12 6.5.2 自动存储．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．12 6.6 分析故障电流行波波形测距．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．12 6.7 两端测距的实现．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．13 7. XC-21 的运行维护及异常处理．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．13 7.1 定期检查装置．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．13 7.2 通风及散热．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．13 7.3 常见异常情况及处理．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．13

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附录 A 输电线路故障暂态行波过程．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．16 A1 行波的基本概念．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．16 A1.1 输电线路上的行波．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．16 A1.2 波速度与波阻抗．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．17 A1.3 线路损耗对行波传输的影响．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．19 A2 行波的反射与透射．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．19 A2.1 行波的反射与透射现象．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．19 A2.2 行波的反射系数．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．20 A2.3 行波的透射系数．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．23 A3 故障电流行波波形．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．24 A3.1 母线的分类、故障初始电流行波幅值及行波在母线处的反射．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．24 A3.2 行波在故障点全反射时的电流行波波形．．．．．．．．．．．．．26 A3.3 行波在故障点有透射时的电流行波波形．．．．．．．．．．．．．27 A4 其他线路反射波的影响及识别．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．28 A5 故障点及对端母线反射波的正确识别．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．29 附录 B 装置的后面板图．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．30 附录 C 测试口接线示意图．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．31

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1. 概述
XC-21 输电线路行波测距装置(以下简称 XC-21)，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成功。适用于 110-500kV 输电线路，准确地测定各种线路故障的距离。 XC-21 有以下特点： 1) 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回反射的时间测距，称为单端电气量法，也叫 A 型测距法。具有投资低、不需要两侧通信联络等优点，但由于受母线上其他线路末端反射等因素的影响，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。第三种是记录下故障重合闸产生的暂态电流行波波形测距，该方法也叫 E 型法。 2) 测量精度高，误差在 1km 以内，克服了阻抗测距法存在的精度受弧光电阻，线路换位不换位，互感器误差(特别是 CT 的饱和)等因素影响的缺陷。 3) 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，投资小，易于推广。 4) 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信号的困难。 5) 采用 LED 显示器，显示装置的时间、日期、定值输入，装置运行状态与装置内部故障信息。 6) 当被测线路故障时，装置自动捕捉故障数据，自动存储。并通过通讯口将记录的数据自动传给站内 PC 机供分析处理用。 7) 装置可储存最新的八次故障八条线路的电流行波波形，设有掉电保护，所有的记录数据在装置失电时均不会丢失。 8) 装置具有完整的软、硬件自检功能，抗干扰能力强。
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2. 主要技术指标
1)测量线路数： 1—8 条测量线路长度： 600Km 2)电流量输入个数： 24 路。每条线路需要 3 路输入电流输入额定值： 5A/1A 电流回路负担： < 0.4VA(In = 5A)；< 0.2VA(In = 1A) 电流回路过载能力： 40 倍电流额定值，1 秒 3)开关量输入： 2路 4)开关量输出： 2 路空接点接点容量： 28VDC/2A，250VAC/0.5A 5) 数据采集长度： 4K 连续两次触发记录的时间间隔： < 50 ms 可储存的故障数据次数： 8 次 8 回线 6)GPS 时间信息输入方式： RS-422 串行口 1PPS 脉冲输入幅度： 5V 1PPS 脉冲输入时间精度： 1us 7)测距误差： < 1Km 8)输出方式： RS-232 通讯口波特率（1200、2400、4800、9600、19200）可选 9)电源输入： 220V AC/DC，允许电压波动 10% 10)交流工作频率： 50/ 60Hz 11)工作环境温度： 0℃- 40℃ 抗干扰性能：符合国标 GB6162 绝缘耐压标准：符合部标 DL478 12)结构： 19”，4U 屏装外形尺寸： 482 x 177 x 318mm 重量： 10 Kg
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3.XC-21 的测距原理
XC-21 利用行波在输电线路上有固定的传播速度这一特点，通过检测故障暂态电流行波在故障点与母线之间的传播时间测距。本节简单地介绍一下装置的基本工作原理，以帮助运行人员更好地了解本装置。
3.1 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。装设于母线处的行波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，使用模拟高通滤波器滤出行波波头脉冲，记录下如图 3.1 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 与由找出故障故障点反射回来的行波脉冲 S2 之间的时间差 ?t 来实现故障测距，点。
XL
X
R
L
TS2 TS1 S F
(a) 故障初始行波故障点反射波
R
i(t)
t TS1
图 3.1
TS2
(b)
TS3
(a)F 点故障时的行波传播示意图；(b)线路 L 始端 S 处的波形图
行波传播示意图及波形图
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设波速度为 v ，故障初始行波以及由故障点反射波到达母线的时间分别为 Ts1、Ts2，则故障距离 XL 为 1 1 X L = v ? ?t = v(TS 2 ? TS 1 ) （3－1） 2 2 在相间故障存在较大的过渡电阻以及单相接地故障时，对端反射波在故障点有较大的透射，当故障点在线路中点以内时，来自故障线路方向的第二个行波波头是故障点反射波，根据它与故障初始行波的时间差 ?t ，利用公式（3-1）来实现测距。
XL
X
R
L
TS2 TS3 S
故障初始行波
F
R
故障点反射波
对端反射波
t TS1 TS2 TS3
(a)F 点故障时的行波传播示意图；(b)线路 L 始端 S 处的波形图
图 3.2 远端故障波形示意图当故障点在线路中点以外时，来自线路方向的第二个行波波头是来自故障线路对端的反射波，如图 3.2 所示，根据它与故障初始行波的时间差 ?t ′ ，可以计算出故障点距对端的距离为
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1 1 X R = v ? ?t ′= v (TS 2 ? TS 1 ) 2 2
（3－2）
由此可见，测出故障行波与第二个来自故障线路方向的行波波头之间的时间差，即可找出故障点的位置。 XC-21 利用故障行波之间的关系，自动识别故障电流行波波形计算故障距离，但由于装置的数字处理能力有限，在电流行波波形较复杂时，往往不能有效地计算出故障距离。科汇公司提供在 PC 机上运行的“故障行波分析”软件，可应用该软件分析处理由 PC 机从装置直接读出或远传上来的电流行波数据，识别故障点位置。关于线路故障时产生的各种电流行波波形的分析详见附录 A“线路故障暂态行波过程”的介绍。
3.2 两端电气量行波测距原理（D 型）
设故障初始行波波头到达两侧母线的时间分别为 TS 和 TR，如图 3.3，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，则故障距离可由下式来算出：
XS=[(TS-TR)·v+L]/2 XR=[(TR-TS)·v+L]/2
(3－3) (3－4)
两端测距法由于只使用初始行波波头分量，不需要考虑后续的反射与透射行波，原理简单，测距结果可靠。但是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），并且两侧要进行通信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来。如不具备自动通信条件，
XR
X
S
L
TS S
图 3.3
T F
F 点故障时行波向两端母线的传播示意图
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TR R

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可借用电话联系，人工交换记录到的故障初始行波到达的时间，利用（3-3）、（3-4）式来计算故障距离。
3.3 利用重合闸产生的暂态电流行波测距原理（E 型）
线路故障后，在继电保护的作用下、线路开关将动作于跳闸；之后，线路开关在重合闸装置的作用下，将再次闭合于发生过故障的线路。此时若故障点未消失且是低电阻状态，则开关合闸产生的暂态行波脉冲在故障点和母线间形成往复反射，如图 3.4 所示，据此，也可构成行波测距，测距公式同式（3-1）。
XL
L
TS2 TS1 S
图 3.4
F
由重合闸所产生的行波传播示意图
R
实际上大部分的故障是高电阻故障，在线路两侧开关跳开线路失压后，故障点呈现高电阻（达数千欧以上）状态。合闸脉冲到达高电阻故障点后并不产生明显的反射，在经过一段时间后故障点电离击穿放电，产生如正常线路故障时类似的电流行波波形。图 3.5 给出了一高电阻故障在重合闸电压作用下击穿放电产生的电流行波波形，在图中，第一个波头是合闸脉冲，第二个波头是故障点击穿传过来的故障点放电脉冲，而后续脉冲是故障点放电脉冲在故障点与母线之间来回反射造成的。在这种情况下，不要误把第二个脉冲误认为是合闸行波脉冲在故障点的反射而用它的时间计算故障距离，实际上故障距离要用故障点放电脉冲与后续的故障点射脉冲之间的时间差计算。当由于某种原因使得单端行波测距对于第二个波头漏检或误检时，可能导致测距失败；此时，如果重合闸所产生的行波能够使得装置启动，记录下重合闸产生的暂态电流行波信号，则 XC-21 也能够测出故障距离来。
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XL
L
TS2 TS1 S
合闸脉冲
F
(a) 故障点反射波
R
i(t)
t TS1
(b) (a)F 点故障时的行波传播示意图；(b)线路 L 始端 S 处的波形图
TS2
TS3
图 3.5
由重合闸所产生的行波传播及波形示意图
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4. XC-21 的构成
4.1 装置的结构
XC-21 输电线路行波测距装置由一块 CPU 板、一块 IO 板、四块 DAU 板及电源板等组成，采用插件式结构，其中 MODEM 插件做功能扩展时使用， 24 路电流变换器置入装置内部。控制按键、显示器、指示灯装于装置的前面板上；2 路开关量输入、2 路开关量输出、24 路电流输入端子排以及与 PC 机、 GPS 同步时钟的接口插座等置于装置的后面板上，其外形结构如图 4.1 所示。
图 4.1
XC-21 的外型结构及尺寸
根据功能划分，XC-21有以下几个基本组成部分，它们分别是：中央处理单元(CPU)、高速数据采集单元(DAU)、IO接口单元、GPS接口单元、人机界面、模拟信号输入和电源等几部分。图4.2示出了XC-21的组成框图。（1）中央处理单元（CPU）中央处理单元是 XC-21 的核心，由它实现定值整定、系统参数的输入，形成故障数据文件，协调各个子板的工作，实现机间通信、显示和键盘控制等功能。（2）高速数据采集单元（DAU）
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高速数据采集单元实现故障检测，行波故障数据的采集、记录和处理，并把采集到的数据传送给中央处理单元。（3）GPS 接口单元 GPS 接口单元把由 GPS 同步时钟提供的 GPS 时间信息传送给 XC-21，同时记录下被硬件行波启动元件所触发的时刻，并传给中央处理单元，为故障初始时刻贴上时间标签，用于实现两端行波测距并作为事故后故障分析的时间依据。（4）I/O 接口开关量的输入是将保护出口信号或中央事故信号输入到本装置，可作为装置启动的依据，一般情况下可不接入。开关量的输出包括装置启动输出和装置异常输出两对开关量接点。本装置正确启动或自检异常后，通过输出接点将装置启动或自检异常的信息送至变电站监控系统或故障信息处理系统。
图4.2
XC-21 原理框图
4.2 装置的前后面板说明 4.2.1 装置的前面板
装置的前面板包括数码显示器(LED)、控制按键、指示灯、EEPROM 写保护。数码显示器(LED)用于显示装置的时间、日期、定值输入菜单与键入值，装置运行状态与装置内部故障信息。控制按键共有四个，从左到右分别是“Menu” 、 “4” 、 “+” 、 “?” ，可完成定值整定、波特率设置、时间修改等功能，具体使用详见第 6 节。指示灯包括电源指示灯、GPS 指示灯、 DAU 指示灯等。上电后电源指示灯常亮； GPS 指示灯正常时一秒钟闪烁一下，如不闪烁则表示装置的 GPS 时钟的 1PPS 未接入；DAU 指示灯常亮。
4.2.2 装置的后面板
装置的后面板包括电源开关、保险丝、 PC 机接口 (COM2)、 GPS 接口 (COM1)和接线端子排。
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接线端子排包括电源输入、GPS 秒脉冲输入、中央信号或保护出口信号输入、装置异常输出、装置启动输出、线路电流输入等端子。具体接线及功能见 5.2 节。后面板图见附录 B。
4.3 测距系统构成 4.3.1 单端测距系统的构成
单端测距系统由电流互感器、二次接线、一台 XC-21、一台 PC 机组成，如图 4.3 所示。
电流/电压转换器 CT 行波数据采集单元
XC-21 及 PC 机
图 4.3
单端测距系统构成示意图
4.3.2 两端测距系统的构成
两端测距系统的构成见图 4.4 所示，线路的两端各需安装 T-GPS 同步时钟一台，XC-21 测距装置一台及 PC 机。
M N
GPS 时钟
XC-21
XC-21
GPS 时钟
PC 机
通信通道
PC 机
图 4.4
两端测距系统构成示
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通讯方式根据现场提供的条件有以下几种情况：（1）使用电话线进行通信联络两端测距系统由电流互感器、二次接线、两台 XC-21、两台 GPS 同步时钟、两台 PC 机（包括 MODEM）及电话线路组成。（2）通过 RTU、变电站监控系统、故障信息处理系统联络装置可将故障时的行波数据通过 RTU、变电站监控系统、故障信息处理系统上传至调度中心。由调度中心根据装置记录到的故障初始行波到达的时间，利用（3-3）以及（3-4）式准确计算故障距离。（3）人工电话联系如不具备自动通信条件，可借用电话联系，人工交换记录到的故障初始行波到达的时间，利用（3-3）、（3-4）式计算故障距离。
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5. XC-21 的安装
5.1 组屏
装置采用 4U 19”标准机箱一个,单独或与其他变电站自动装置一起组屏，可安装在标准机柜上。注意在装置安装时，应给装置的上下留有 5～10cm 的空间，以供装置散热。
5.2 装置接线 5.2.1 装置的接线端子图(见附录 B） 5.2.2 接线说明
1）模拟量输入端子：上方第一排端子从左至右的第 1～48 端子为 8 回线路 A、B、C 三相电流输入，按 Ic8，Ib8，Ia8；Ic7，Ib7，Ia7；Ic6，Ib6， Ia6；Ic5，Ib5，Ia5；Ic4，Ib4，Ia4；Ic3，Ib3，Ia3；Ic2，Ib2，Ia2； Ic1，Ib1，Ia1 顺序排列，见附录 B。 2）TEST1、TEST2 口：是两个测试口。TEST2 口用于测试第一～第四回线路的启动情况；TEST1 口用于测试第五～第八回线路的启动情况。见附录 C。 3）串口 COM1、COM2、COM3：COM1 是 GPS 时钟接口,插座为九针插座，符合 RS485 标准，波特率从 1200、2400、4800、9600 可选，默认为 2400bps，用配件中的 RS232 串口线将它与 T-GPS 时钟的 RS485/422 连接即可； COM2 为 PC 机接口,插座为九针插座，标准 232 接口，波特率从 1200、 2400、4800、9600、19200 可选，默认为 19200bps；COM3 为备用接口。 4）绿色小端子排说明： A、右起第 1、2 端子，接交流 220V（或者直流 220V，接直流 220V 时，不必区分直流极性）。第 3 端子为装置地（机壳），应牢固地接大地。 B、第 4、5 端子接 GPS 同步时钟的“TTL 电平秒脉冲输出”端子。第 4 端子接正，第 5 端子接负。注：当本装置已上电，且 GPS 时钟接收到卫星信号时，如果本装置的 GPS 秒脉冲指示灯不能每秒一次地闪烁，则可能是将本装置的秒脉冲正负接反，可将第 4、5 端子交换一下。第 6、7 端子为“TTL 电平秒脉冲（PPS）输出”端子，作脉冲扩展时使用。
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C）第 8 端子为空脚。 D）第 9、10 端子为第一对开关量输入端子，第 11、12 端子为第二对开关量输入端子。这两对开关输入量为备用端子，其内部接线如图 5.1。
图 5.1
开关输入量与 XC—21 的接线图
E）开关输出量：第 13、14 端子为装置启动输出信号（干接点）；第 15、 16 端子为装置运行异常时的开关输出量（干接点）。这两对接点的容量为 28VDC/2A,250VAC/0.5A。
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6.XC-21 使用指南
6.1 开机
装置安装完毕后，接通电源，扳动装置后面板左下角的电源开关 ON/OFF 至 ON 位置。前面板上，电源（+5V、+/-12V、24V）指示灯亮，DAU 板的 RUN 指示灯亮，显示器上显示当前的时间。如果显示器上显示 “ERROR” ，表示装置自检出错误，错误原因详见 7.3 节。
6.2 复位
当装置出现异常时，装置将会自动复位。
6.3 设置定值、时间、显示亮度
前面板有“Menu” 、 “4” 、 “+” 、 “?”等 4 个按键，开机后,如果需要修改装置的时间、定值等，可通过这 4 个按键进行操作, 面板上 EEPROM 保护开关需设置在（ “!” ）状态。设置完毕，EEPROM（非挥发存储器）保护开关应拨到禁止写入状态。 A．XC-21 在运行状态，按住“4” 、 “+”键,可以连续调节显示亮度, 左起第三位数码管为亮度指示， “0”为最暗， “F”最亮。 B．在运行状态下按住“?”键，会显示当前日期。 C. 在运行状态下按“Menu”键，进入设置菜单。若面板上 EEPROM 保护开关在设置（ “!” ）状态，每项设置后，按 “?” 键确定，会显示 “GOOD” , 表示设置值已存入 EEPROM 中；否则，显示“ERROR”,表示 EEPROM 被写保护，不能写入数据。若要写入数据，应将定值保护开关设置为允许写入状态（ “!” ）。左起第 1 位数码管显示为菜单值，装置进入设置状态，并指向菜单 1。当再次按动“Menu”键时，菜单值递增 1。当项目值分别：（1）为“1”时：设置与 PC 机通信的波特率。按动“4” 、 “+”可在 1200、2400、4800、9600、19200 之间选择，选择好后，按“?”键存入 EEPROM，并显示“GOOD” 。按“Menu”键，进入下一个设置菜单。（2）为“2”时：设置 XC-21 内部的时钟时间。第三位数码管显示当前时间的小时十位数，第四位数码管显示当前时间的小时个位数，第五位数码管显示当前时间的分钟十位数，第六位数码管显示当前时间的分钟个位数，第七位数码管显示当前时间的秒十位数，第八位数码管显示当前时间的秒个位数。按动“4”键，使得需要修改的位闪烁，按动“+”键，修改这一位的数值，然后按动“4”键至下一个需要修改的位，再按动“+”键，设置这一位。依次设定下去。设置完成后，按动“?”确定，存入 EEPROM
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中，并显示“GOOD” 。按“Menu”键，进入下一个设置菜单。（3）为“3”时：设置 XC-21 内部的时钟的日期。第三位数码管显示当前日期的年十位数，第四位数码管显示当前日期的年个位数，第五位数码管显示当前日期的月十位数，第六位数码管显示当前日期的月个位数，第七位数码管显示当前日期的日十位数，第八位数码管显示当前日期的日个位数。按动“4”键，使得需要修改的位闪烁，按动“+”键，修改这一位的数值，然后按动“4”键至下一个需要修改的位，再按动“+”键，设置这一位。依次设定下去。设置完成后，按动“?”确定，存入 EEPROM 中，并显示“GOOD” 。按“Menu”键，进入下一个设置菜单。（4）为“L1”时：设置 XC-21 监视的第一条线路的长度（单位 Km）。第六位数码管显示线路长度的百位数，第七位数码管显示线路长度的十位数，第八位数码管显示线路长度的个位数。按动“4”键，使得需要修改的位闪烁，按动“+”键，修改这一位的数值，然后按动“4”键至下一个需要修改的位，再按动“+”键，设置这一位。依次设定下去。设置完成后，按动“?”确定，存入 EEPROM 中，并显示“GOOD” 。按“Menu”键，进入下一个设置菜单。注：如果本线路未监视实际线路，应将线路的长度设置为“000” 。（5）为“L2”时：设置 XC-21 监视的第二条线路的长度。设置方法与（4）同。（6）为“L3”时：设置 XC-21 监视的第三条线路的长度。设置方法与（4）同。（7）为“L4”时：设置 XC-21 监视的第四条线路的长度。设置方法与（4）同。（8）为“L5”时：设置 XC-21 监视的第五条线路的长度。设置方法与（4）同。（9）为“L6”时：设置 XC-21 监视的第六条线路的长度。设置方法与（4）同。（10）为“L7”时：设置 XC-21 监视的第七条线路的长度。设置方法与（4）同。（11）为“L8”时：设置 XC-21 监视的第八条线路的长度。设置方法与（4）同。
6.4 通信波特率的设置
（1）与 PC 机通讯的波特率设置具体设置方法见 6.3 节。（2）与 T-GPS 时钟通讯的波特率设置在本装置的 CPU 主板上有一短路块，改变其位置可改变其接收 GPS
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时钟信息的波特率，如图 6.1 所示。
图 6.1
CPU 板与 GPS 通讯的波特率设置
出厂时，设置为 2400bps。如需改变，应同时改变一下 GPS 时钟的波特率。GPS 时钟的波特率设置见 GPS 时钟的说明书。
6.5 故障启动、记录 6.5.1 启动
装置的故障启动元件通过比较检测到的行波电流的幅值是否超过整定门槛值来判定故障是否发生。装置的门槛值取决于线路电压等级和电流互感器的变比。出厂时，该值已由制造单位调试好。如果出现非操作和故障情况下的频繁误启动，请与我公司联系。
6.5.2 自动存储
若被监视的八回线路中任一回发生故障，则 XC-21 的启动元件将动作，装置自动记录下故障线路的三相电流行波数值和接于同一装置的其它几回非故障线路电流行波数值，同时自动记录下装置被触发的准确时间，这组数据不会轻易丢失，即使装置停电也会继续得到保存。 XC-21 的存储空间可连续记录八条线路八次故障数据。第九次故障数据将把第一次故障记录冲去。如果 XC-21 已通过串口与当地处理机连接，并且当地处理机上已运行了后台软件，则故障数据会自动地传给当地处理机并存储起来。
6.6 分析故障电流行波波形测距
使用我公司提供的后台分析软件进行分析。在 XC-21 的后面板上、 ‘COM2 接口’位置插上九针标准串行口线，并接入计算机，运行我公司提供的数据通讯软件，则故障记录将被读入计算机，并进行进一步分析。
后台分析软件的使用，请参阅专门的使用说明。
6.7 两端测距的实现
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XC-21 输电线路行波测距装置使用手册
输电线路故障后，若该线路两端都装有测距装置 XC-21，那么，两端装置都将启动，根据两端装置所记录的故障波形及其所记录的故障时间，可由第三部分 XC-21 测距原理 3.2 节中的公式—（3-3）或公式—（3-4）实现两端故障测距。例如：下面的故障报告为某地区电业局所属临禹线的临邑变侧和禹城变侧的故障数据，临邑变侧的故障时间为 97-07-06/21:38:43/132632uS, 禹城变侧的故障时间为 97-07-06/21:38:43/132662uS，临禹线全长 43Km，波速度 v 等于光速的 98%，光速为 0.3Km/uS。则：故障点距临邑变为 L1=[(132632-132662)*0.3*98%+43]/2=17.1Km, 故障点距禹城变为 L2=[(132662-132632)*0.3*98%+43]/2=25.9Km。
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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。

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

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）

国家电网行波测距装置运行规程(试行)

安徽电网行波测距装置运行规程（试行）安徽省电力公司二〇〇六年九月

目录第一章总则第二章测距装臵及测距系统介绍第三章参数设臵第四章装臵运行第五章装臵管理附录一 XC-21行波测距装臵常见异常情况及处理附录二 WFL-2010行波测距装臵常见异常情况及处理附录三 WFL-2010行波测距装臵主站各文件夹内容介绍附录四名词解释附录五 WFL-2010行波测距装臵终端文件的命名规律

第一章总则 1.1行波测距装臵可以精确定位线路故障点，目前已在安徽电网广泛使用。为了加强对行波测距装臵的管理，提高行波测距装臵的运行可靠性，更好地发挥行波测距装臵的作用，现依据厂家说明书和系统运行实践总结，特制定本规程。 1.2行波测距装臵利用高频故障暂态电流（电压）的行波来间接判定故障点的距离，实现对故障点的精确定位。它可以大大减少巡线的工作量，缩短故障修复时间，提高供电可靠性。该产品适用于110kV及以上中性点直接接地系统。 1.3制定本规程的目的,旨在全省范围内统一和完善行波测距装臵技术管理标准, 同时也可作为全省各单位行波测距现场运行规程和调度运行说明的补充。 1.4本规程适用于我省电网中运行的两种型号行波测距装臵。 1.5各级调度人员、220kV电压等级的发电厂、站值长、电气班长、电气值班人员、220kV变电站值长、值班人员以及各单位继电保护专责人、专业人员均应熟悉本规程。 1.6本规程根据装臵的改动或升级，可能需要不定期地修改完善。本规程解释权属安徽电力调度通信中心。第二章测距装臵及测距系统介绍 2.1装臵特点我省电网目前使用两种不同型号的行波测距装臵，即中国电力科学研究院保护与自动化公司生产的WFL－2010型行波测距装臵和山

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

区域电力系统分析文献综述

附录1 区域电力系统规划设计及最优励磁控制的文献综述在高速发展的现代社会中，电力工业是国民经济的基础，在国民经济中的作用已为人所共知：它不仅全面地影响国民经济其它部门的发展，同时也极大地影响人民的物质和文化生活水平的提高，影响整个社会的进步。改革开放以来，电力工业取得了突飞猛进、举世瞩目的辉煌成就，从1996年起，我国发电机装机容量和年发电均居世界第二位，超过了俄罗斯和日本，仅次于美国，进入世界电力生产和消耗大国行列。发电厂规模和单机容量的大幅度提高，标志着我国的电力工业已经进入一个飞速发展的新时期[6] 。电能是现代社会中最重要、也是最方便的能源。电力系统是由电能的生产、输送、分配和消费的歌环节组成的整体，它与其他工业系统相比，具有很多的特点： 1 电能的生产和消费具有同时性由于电能的生产和消费是一种能力形态的转换，要求生产与消费同时完成，因此电能难于储存。从这个特点出发，在电力系统运行时就要求发电厂在任何时刻发出的功率，必须等于该时刻用电设备所需的功率、输送和分配环节中的功率损耗之和[7]。 2 电能与国名经济各部门和人民日常生活关系密切由于电能可以方便地转化为其他形式的能，且易于远距离传送和自动控制，因此得到广泛的应用。供电的突然中断会产生严重的后果。 3 电力系统的过度过程非常短暂由于电能以光速传播，所以运行情况发生变化所引起的电磁和机电过度过程十分短暂。电力系统正常操作和发生故障时，从一种运行状态到另一种运行状态的过渡极为迅速，这就要求必须采用各种自动装置（包括计算机）来迅速而准确地完成各项调整和操作任务[8]。从电力系统以上的特点出发，根据电力工业在国民经济中的地位和作用，决定了对电力系统运行有一下要求： 1 保证安全可靠地供电电力系统供电中断将使生产停顿、生活混乱、甚至危及人身和设备安全，给国民经济带来严重的损失。为此，首先要保证电力设备的产品质量，努力搞好设备的正常运行维护；其次，要提高运行水平和自动化程度，防止误操作的发生，在事故发生后应尽量防止事故扩大，等等。

输电线路行波故障测距基本描述、装置建模原则

附录 A （资料性附录）行波测距基本描述行波测距是利用故障产生的暂态电流、电压行波来确定故障点的距离，如图A.1所示。它包括双端行波测距法和单端行波测距法。 1M T '2M T 2 M T 1 N T '2N T 2 N T 图A.1行波测距示意图双端行波测距是通过测量故障行波达到线路两端的时间差来计算故障距离，公式为： 111()2 N M L T T v l ??= （A.1） 112()2M N L T T v l ??= （A.2）式中：Ｌ线路长度； l 1，l 2 故障点到两端的距离； T M1，T N1 行波到达线路两端时间；ｖ行波传播速度。对双端行波测距法而言，线路长度的误差ΔL 将会导致ΔL /2的测距误差，1μs 的时间误差将导致近150m 的测距误差。单端行波测距是通过测量故障行波在故障点与本端母线之间或故障点与对端母线之间往返一次的时间差计算故障距离，公式为： 211()2 M M T T v l ?= （A.3） '21 1()2 M M T T v l L ?=? （A.4）式中： l 1 故障点位置； L 线路长度； T M1，T M2 故障初始行波到达M 端母线测量点及其从故障点反射回测量点的时间；

T’M2经过故障点透射过来的故障初始行波在N端母线的反射波到达M端母线测量点的时间；ｖ行波传播速度。单端行波测距由于原理上的缺陷，一旦不能正确识别反射波，测距精度就无法保证。由于实现单端行波法的计算机算法还不成熟，因而难以自动给出准确的测距结果；同时在很多情况下，也无法通过对单端暂态行波波形的离线分析获得准确的测距结果。双端行波测距受影响因素少，测距结果准确、可靠。原理上可利用电流行波或电压行波测距，考虑到CT具有较好的传变高频信号的能力，建议使用CT二次侧测到的电流行波信号进行测距。在实际应用中，一般应利用电流行波故障测距，同时以双端行波测距法为主，辅助以单端行波测距法或其它方法。

浅谈变电站中行波测距装置的实用技巧

浅谈变电站中行波测距装置的实用技巧发表时间：2017-04-26T14:46:01.843Z 来源：《电力设备》2017年第3期作者：黄怡飞顾滤罗灿伟李斌田维文[导读] 摘要：通过对单、双端行波测距原理的分析，对比其优缺点，同时阐述变电站中需要单、双端行波测距配合使用的原因，并提出了一种实用的了单端测距的波分析与测距读取技巧。（南方电网超高压输电公司贵阳局贵州贵阳 550081））摘要：通过对单、双端行波测距原理的分析，对比其优缺点，同时阐述变电站中需要单、双端行波测距配合使用的原因，并提出了一种实用的了单端测距的波分析与测距读取技巧。关键词：单端测距；双端测距；初始行波；反射波；透射波 1引言在变电站的运行工作中，行波测距装置发挥着重要的作用，当电力系统中发生故障时，他能够帮助运行人员快速的进行故障定位，提高故障查找效率，从而提高电网可靠性。目前的行波测距装置一般具有单端测距和双端测距的功能，两种测距方式利用的原理不一样，各有优缺点，有效的配合使用才能更好的发挥完善的测距功能。由于影响行波传递的外界因素比较多，因此能够正确的分析和识别波形对于我们故障定位和查找有很大的帮助。 2 单、双端行波测距原理 2.1单端行波测距的原理单端行波测距关键是要准确求出故障点发出的行波第一次到达测量端与其从故障点反射回测量端的时间差。如下图1所示：假设线路AB中 C点发生了故障，该线路在A站侧装设的行波测距装置，故障点发出的行波第一次到达A站的时间为T1，该行波在故障点C处反射后第二次到达A站的时间为T2。设波速为V，那么可求出故障点到A站的距离为：AC= 2.2双端行波测距的原理双端行波测距关键是要准确求出故障点发出的行波第一次到达线路两端的时间。如下图2所示：假设线路AB中C点发生了故障，该线路两侧A、B站均装设了行波测距装置，故障点发出的行波第一次到达A、B站的时间分别为T1，T2，线路AB的全长为L。设波速为V，那么可以分别求出故障点到A、B站的距离： AC= BC= 3 单、双端测距优缺点分析通过原理分析，我们可以看出，双端测距时，线路两侧都只需要检测第1次到达的行波，测量装置容易识别，且不经过多次反射、透射的波形受系统运行方式、潮流、线路过渡电阻等因素的影响较小，而单端测距需要识别出故障点反射的行波到达测量端的时间，且反射行波受系统因素影响较大，因此双端测距的结果比单端测距可靠性更高。但当两站之间存在多回线路时，双端测距的设计原理存在缺陷，如下图3所示： AB两变电站之间有两条线路，长度分别为L1、L2，且L1>L2，假设故障点C靠近A变电站，它与A站的距离l1

浅谈220kV电网行波测距系统组网运行实践

浅谈220kV电网行波测距系统组网运行实践发表时间：2018-05-14T11:33:48.260Z 来源：《电力设备》2017年第36期作者：段永生朱洪明季兴福 [导读] 摘要：在高压输电线路故障后，快速准确地找到故障点对于迅速恢复送电及排除事故隐患具有重大意义。（云南电网有限责任公司文山供电局 663000）摘要：在高压输电线路故障后，快速准确地找到故障点对于迅速恢复送电及排除事故隐患具有重大意义。虽然保护装置及故障录波器在动作后也可以提供故障点位置信息，但因其采用的是传统的阻抗法，由于原理上的缺陷，过渡电阻、系统阻抗、负荷电流等因素都对测距精度有较大影响。行波测距系统由于其故障测距基本不受以上各种因素的影响，精度较高，具有较大的优势。本文以某电网为例，详细介绍了电网220 kV行波测距系统组网运行实践，研究了目前行波测距组网运行与实践中的难点，并提出了处理方案。关键词：220kV电网；行波测距系统；组网；运行 1 行波测距系统的工作原理与应用 1.1 单端电气量行波测距原理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。装设于母线处的行波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，使用模拟高通滤波器滤出行波波头脉冲，根据到达母线的故障初始行波脉冲S1与由故障点反射回来的行波脉冲S2之间的时间差Δt来实现故障测距，找出故障点。 4电网220 kV 行波测距系统组网运行实践中的难点及处理方案 4.1 行波测距系统程序缺陷由于行波测距系统最初为单机版，不支持网络通信，针对组网运行的需求对原程序进行了改进，并对新程序进行了测试。但新程序在安装与使用的过程中仍发生了以下一些问题：原设计子站数量过少，无法满足大规模组网；行波测距程序对操作系统版本兼容性差，导致经常出现死机；故障文件的GPS时间有时会发生紊乱等，影响了双端行波测距结果；子站及主站均采用Windows 操作系统，而且为每周7×24 h运行，其稳定性不强，有时出现死机现象。解决方案：修改行波测距程序并更换操作系统。 4.2 行波测距系统硬件故障率相对较高相对继电保护装置，目前行波测距系统硬件故障率较高，主要原因有：子站采用工控机配置，有硬盘等旋转部件，较易发生故障；装置电源、交流采样板等部件故障率相对较高；GPS天线易受雷电损坏。这些硬件故障都会影响行波测距装置的正常运行。解决方案：短期采用加强对行波测距系统的运行维护，在定期校验和运行中及时发现硬件缺陷，降低硬件损坏对系统运行的影响；对易损部件应有足够的备品备件。长期解决方案为改用嵌入式硬件结构，从根本上解决硬件系统可靠性不高的问题。目前，嵌入式行波测距装置已经在电网内试用。 4.3 组网运行通信解决方案复杂及其安全性 a.由于行波测距子站可能处于不同的调度数据网，其联网的难度较大。如线路两侧行波测距装置分别处于华东调度数据网和安徽省调度数据网，其联通需在不同数据网的路由器及防火墙等网络装置进行多次配置，难度较大。 b.对于部分500kV变电站，由于保护装置采用保护小室式的分散式布置，行波测距系统与路由器屏不在一个保护小室内，其间距较长，超出了网络线的通信范围，必须采用光通道连接，并加装光电转换设备。 c.由于调度数据网对安全性要求很高，当大量行波测距装置接入数据网后，其安全隐患较大，必须采取相应的措施来确保其安全。

电力系统输电线路故障测距研究方法开题报告

开题报告填写要求 1．开题报告（含“文献综述”）作为毕业设计（论文）答辩委员会对学生答辩资格审查的依据材料之一。此报告应在指导教师指导下，由学生在毕业设计（论文）工作前期内完成，经指导教师签署意见及所在专业审查后生效。 2．开题报告内容必须用黑墨水笔工整书写或按此电子文档标准格式（可从教务处网页上下载）打印，禁止打印在其它纸上后剪贴，完成后应及时交给指导教师签署意见。 3．“文献综述”应按论文的格式成文，并直接书写（或打印）在本开题报告第一栏目内，学生写文献综述的参考文献应不少于10篇（不包括辞典、手册），其中至少应包括1篇外文资料；对于重要的参考文献应附原件复印件，作为附件装订在开题报告的最后。 4．统一用A4纸，并装订单独成册，随《毕业设计（论文）说明书》等资料装入文件袋中。

毕业设计（论文）开题报告1．文献综述：结合毕业设计（论文）课题情况，根据所查阅的文献资料，每人撰写2500字以上的文献综述，文后应列出所查阅的文献资料。文献综述 0 引言电能作为洁净的二次能源，在当代社会的能源比重原来越发挥着它不可替代的作用。电力行业是国民经济的支柱产业，优质可靠的电力供应是现代化社会持续稳定发展的重要保证。因此，保证电力系统运行的安全性，可靠性，快速性等至关重要。而输电线路负担着传送电能的重要任务，是电力系统的经济命脉，其故障直接威胁到电力系统的安全运行，同时也是电力系统中发生故障最多的地方。随着我国电力行业的飞速崛起，现代电力系统结构的日益复杂，输电线路的输送容量和电压等级不断提高，远距离输电线路日益增多，输电线路故障对电力系统运行，工农业生产和人民日常生活的危害也与日俱增。所以，及时排除输电线路故障并及时排除各种隐患，不仅对修复电路和保证持续可靠供电，而且对保证整个电

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

XC-21输电线路行波测距装置使用手册

1.概述 XC-21输电线路行波测距装置(以下简称XC-21)，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成功。适用于110-500kV输电线路，准确地测定各种线路故障的距离。 XC-21有以下特点： 1)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回反射的时间测距，称为单端电气量法，也叫A型测距法。具有投资低、不需要两侧通信联络等优点，但由于受母线上其他线路末端反射等因素的影响，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。第三种是记录下故障重合闸产生的暂态电流行波波形测距，该方法也叫E型法。 2)测量精度高，误差在1km以内，克服了阻抗测距法存在的精度受弧光电阻，线路换位不换位，互感器误差(特别是CT的饱和)等因素影响的缺陷。 3)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，投资小，易于推广。 4)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信号的困难。 5)采用LED显示器，显示装置的时间、日期、定值输入，装置运行状态与装置内部故障信息。 6)当被测线路故障时，装置自动捕捉故障数据，自动存储。并通过通讯口将记录的数据自动传给站内PC机供分析处理用。 7)装置可储存最新的八次故障八条线路的电流行波波形，设有掉电保护，所有的记录数据在装置失电时均不会丢失。 8)装置具有完整的软、硬件自检功能，抗干扰能力强。 2.主要技术指标 1)测量线路数： 1—8条测量线路长度： 600Km 2)电流量输入个数：24路。每条线路需要3路输入电流输入额定值：5A/1A 电流回路负担： < 0.4VA(I n = 5A)；< 0.2VA(I n = 1A) 电流回路过载能力：40倍电流额定值，1秒 3)开关量输入： 2路 4)开关量输出：2路空接点接点容量： 28VDC/2A，250VAC/0.5A 5) 数据采集长度： 4K

基于行波测距法的配电网故障定位技术的研究

基于行波测距法的配电网故障定位技术的研究一、目的和意义随着我国工业的发展，电力网络规模逐渐加大，网络结构逐渐复杂，用户对供电稳定的要求也越来越高。一方面，在系统正常运行时要防止故障的发生；另一方面，在故障发生后尽快进行故障定位，迅速排除故障，保证系统运行安全，将损失最小化。现阶段我国10kV配电网大多数采用中性点非有效接地系统(中性点不接地或经消弧线圈接地)，其特点是单相接地故障时不会形成短路回路,故障线路流过电流为所有非故障线路对地电容电流之和，数值小，不必立刻切断线路，允许带故障运行一段时间。但随着馈线的增多，电容电流增大，长时间运行就容易单相接地变成多点接地短路，弧光接地还会引起系统的过电压，损坏设备，破坏系统的安全运行，所以必须及时找到故障线路和故障地点。然而，配电网故障定位一直是电力系统中亟待解决的难题。这是由配电网络自身的特点决定的。配电网络与输电网络相比有以下三大特点：(1)供电半径小。较短的线路使得在输电网故障定位中应用广泛的经典阻抗法在配电网络中误差明显加大。 (2)末端随机负荷多。这一特点使得阻抗法在配电网中无法精确定位。 (3)线路分支多。从结构上来说，分支多本身给精确某个分支带来了困难从算法上来说，分支多所带来的信息就多，其中包含的真伪信息都多，混杂在一起，难于理清。因而，配电网故障定位问题一直没有得到有效的解决。国内大多仍然采用人工巡线的方法，由于配电网络分支复杂，又不可能同时派出大量巡线工人，所以故障发生后停电时间较长，自动化水平低。如果能够找到一种合适的技术方法，能够在故障发生后迅速精确的定出故障位置，一方面节省了人力物力，另一方面也提高了系统运行的长期稳定性。

XC-21输电线路行波测距装置使用说明

XC-21 输电线路行波测距装置使用手册
XC-21 输电线路行波测距装置使用说明
淄博科汇电气公司