智能变电站中基于电子式互感器的输电线路行波故障测距技术

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智能变电站中基于电子式互感器的输电线路行波故障测距技术

何

川

（西京学院，陕西西安710123）

摘要：随着科学技术的不断发展，电力的规模也在逐渐的扩大，变电站中的问题越来越凸显，其弊端主要表现为电路运行

中线路规划的不标准性与不全面性。传统变电站中一般采用普通电磁的接入方式，数据信息之间的内部整合效率不高，处理手段也相对落后。现阶段，我国变电站对输电线路行波故障的测距方式进行了规划，将智能化的电子互感技术运用到其中，大大提高了故障的处理质量。文章以行波测距的原理和技术作为出发点，探讨电子互感器的应用措施。关键词：智能变电站；电子互感器；输电线路；行波故障；测距技术中图分类号：TM45文献标识码：A 文章编号：1673-1131（2016）11-0026-02

0引言

输电线路的行波故障测距方式是影响变电站运维质量高低的关键，也是信号能够正确传播的主要部分。现有的电子互感器不能够满足当前故障的处理条件，无法做到信息的全方面观测。而智能化的应用则将故障测距方式加以延伸，它采用高速的电力数据库集成办法，对输电线路进行了改进。

1行波测距原理与技术

1.1行波测距原理

行波测距的原理主要分为单段和双端两种方式。从单段测距的方法来看，它主要设置故障的两个重要节点，我们将两个节点分别命名为A 和B ，A 为行波的故障起始点，B 为行波的故障结束位置。工作者一般采用故障拦截的方式进行实体测量。首先，在线路的一段会产生故障发射弧，我们将发射弧度进行提取，在系统化管理的基础上进行计算。在标准化的电力测量上，将起始端到故障终端的相对长度和位置称为规范性模式。另外，工作人员还可以利用波浪涌与故障点的投射进行计算，电流在两端母线运行的过程中会出现时间差异，在实际测试过程中这种差异是不容易被发现的。所以，工作人员通常用一次性故障节点测量方式来取代分段测量，进行合理的模型建立与问题分析。单段测距方式的优点在于故障点的选取较为简单，过程也不是非常繁琐。而缺点则是行波的变化比较快，信息传播要求较高，要求互感器的适用性也要很全面。

另外，双端测距的原理与前者有所不同，它主要是根据信息化的简要路径进行归置，利用线路内部的时间差进行模式选择。我们还是截取故障的两个端点，分别命名为A 和B ，接着计算出两端之间的绝对值，故障点到两端测量之间的数值就是故障的具体范围。另外，双端行波原理是对单项数值之间的改进，也是电压突变情况遏制的有效方式。电路故障在初始阶段会以光速的过程接近到变电系统之中，假定两端的母线数值不变，信息流经的路径就会因此增加。如果信息传播方式为正，我们可以将方向与绝对值的长度进行比较，对行波的相关数据进行采集，以高精度同步秒数的运转速度进行归类，以达到减少两端误差的目的。在此过程中，其优势是两端测距方式的手段相对集中，信息的走向也比较固定，能够帮助问题的解决。而缺陷则是它所允许的时间误差应该在最小的值域内，否则会影响智能化技术的发展。

1.2输电线路中的行波过程

在输电线路的运行过程中，行波一般是以均匀的传播速度进行发展的一种方式。传输线分别以电阻、电容、电导为分

布节点，在电流表面进行均匀传播。在不加入介质的状态下形成平行双向或者是同轴线。由于电磁场中的速度和效能能够互相转化，所以我们通常也将二者称作是变电厂的时效集合中心。电磁波的传递方式分为两种，一种是限定空间与发展区域的速度辐射天线部分。另一种是特定线路规划的波导结构。导体是电磁波必不可少的介质之一，它决定了磁场的分量规则与实际方向。导线沿着传输线路均匀的进行传递，物理量是其可测量到的相关内容。传输线路以平行或者是垂直的规则进行调整，变电站可以将不同方向的电流值汇总，进而达到结构转化的目的。我们将同一方向的电流路径称为正值，将相反方向的电流路径称为负值，将电力波的代数数值进

行汇总，以此来规定运动的相关体系[1]

。

2电子式互感器以及改进

2.1电子式互感器结构的改进

当今社会中电子式互感器的应用已经非常成熟，在行波测距的故障处理上也相对健全。如图1所示，该图是电子式互感器结构示意图。我们可以从中看出它主要是对电流和电压两个部分进行整合的相关手段。在电流和电压互感器下分

为有源、无源两种[2]

。电流无源式主要是对全光纤式进行处理，对磁光玻璃式进行分析。有源式主要是对低功率线圈进行整合，以形成故障的全面处理体系。另外，电压互感器的类型非常多，主要分为电阻分压、电流分压以及阻容分压几种。它主要是针对两侧不同的压力数值进行模块组建的相关方法。互感器在信号输出时进行采集，经过数字化切换的方式将光信号导出，在对整体行波进行二次化处理，将光纤的数值报送到计量中心，将设备进行二次处理。电路工作一般是通过激光的协调方式实现的，它截取高压中的一段，对其性能进行探测[3]。

另外，被测电流通过ROGOW ski 线圈进行互感模式切换，信号经过各信息端口灵活性调整电压信号位置。信号以积分的形式呈现在电路系统的表面，以“调制”为主要措施，以“数字信号转换”为目标，对光信号单元进行合并。另外，光信号单元的合并一般是在低气压一侧形成运维调整规律。如果数字化信息没有实现全部集合，系统指示灯会进行预警，并对高压侧母线进行处理。必要信号要在设备的保护功能开启下进行测控，其能量转化主要通过信号的单元模型，高压一侧的母线能够通过取能的方式促进电力的守恒，它以数据样本为中心，将单元内部的光纤合并并引出，在同步数据采用的形式下

进行手段归结[4]

。

2016

（Sum.No 167）

信息通信

INFORMATION &COMMUNICATIONS

2016年第11期（总第167期）

HCT240(241)测量用电流互感器

HCT240（241）测量用电流互感器 ·额定工作频率：50Hz ·额定电流比：1A/2mA 1A/2.5mA 、1A/20mA ·精 度：<0.1% ·非线性度：<0.1% ·相位差： 特殊要求可以定做 HCT240 HCT241 电气特性参数 说明：*定货时需确定二次负载；表中所列相位差指不经过补偿，互感器本身的相位差。若经过外部电路补偿后相位差在80%-120%范围内可以做到1到2分。型号HCT240、HCT241的差别在于二次电流输出引脚的不同。 应用电路：

图1 图2 HCT240、HCT241是一种测量用精密电流互感器，如：HCT240AC-1A/2.5mA，额定一 次电流为1A，二次绕组会产生一个2.5mA的电流，比差允许±0.1%，角差允许±10’，0负载。 使用方法一： 典型应用电路如图1所示。二次负载基本为0。精密互感器应选用0负载互感器。通过运算 放大器，用户可以调节反馈电阻R值在输出端得到所要求的电压输出。而电容C及电阻r 是用来补偿相位差的。如用户使用软件补偿或不需要补偿相位差的场合，电容C及电阻r 可以不接。图中运算放大器为OP07系列。图1中反馈电阻R的精度与输出电压的精度要求 有关，温度系数优于50ppm。电容C选用CBB电容，D1、D2二极管为1N4148起保护用。 C0为抗干扰电容，取1000P左右（注：此电容根据用户的电路及运放技术参数来定，否则 会引起输出信号振荡）。 使用方法二： 图2为并电阻R直接输出电路，二次负载为R。直接输出电路由于负载大相位差变大,动态 范围减小。但是线性基本不变，仍优于0.1%。适合要求不高场合使用。图2中C可以起到 一定的相位补偿作用，无相位要求可以不加。 补偿量:Δδ= -100πCR×3438’ 此电路应选用负载为R的精密互感器。若还是采用0负载精密互感器的实际误差往负方向 偏移，但是线性度基本不变。

输电线路故障查找(2021年)

输电线路故障查找(2021年) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0785

输电线路故障查找(2021年) 1正确的数据是故障定点的保障 为了提高故障的准确定位，在110kV及以上变电站大部分都装有电力系统故障动态记录装置，即故障录波器。故障录波器的整定值要求其测距误差不大于5，（或2km）且无判相错误，并能准确记录故障前后的电压、电流量，这给故障巡视提供了详实的第一手资料。而装置提供资料的准确与否决定于以下4个方面：①装置的接线是否正确；②装置的定值整定是否准确，这决定于线路参数的测量、定值的计算和定值的整定；③线路进行改造后是否再次进行了核相，线路参数测量计算定值并进行整定。④线路跳闸后是否进行事故分析，并对装置的定值进行校核和调整，这一点是今后装置能否准确定位的要害。 110kV及以上线路大部分都装有微机保护。微机保护装置故障数

据的准确率和故障量虽然没有要求，也没有故障录波器提供得多，但只要按照线路参数进行准确的定值计算和整定，其测距定位数据也是非常重要的参考。 保护及自动装置测出的只是变电站到故障点的距离，并没有给出故障杆号。因此，需要在线路台账上做些工作，统计计算出每基杆塔距两侧变电站的距离，只有这样才能实现线路故障点的快速准确定位。 输电线路的故障大部分都是单相故障，搞清线路的相位很重要，仅通过巡线前的交代和在耐张杆、换位杆作标志的做法，对巡线人员分清故障相是不实用的。在每基线路杆号牌上制作标志的做法比较好，这样可以减少事故巡线人员2/3~1/2的工作量。 有些线路故障往往是由缺陷发展演变而来的，搞好缺陷的定性和记录也很重要。 2细致的分析是故障定点的要害 线路发生故障后，尽管到达故障点的时间越短，故障检出的成功率越高。但是，接到调度命令后决不能盲目地立即巡线，而应一

电流互感器的分类及功能

测量用电流互感器 测量用电流互感器（或电流互感器的测量绕组。在正常工作电流范围内，向测量、计量等装置提供电网的电流信息。 测量用电流互感器主要与测量仪表配合，在线路正常工作状态下，用来测量电流、电压、功率等。 测量用微型电流互感器主要要求： 1、绝缘可靠； 2、足够高的测量精度； 3、当被测线路发生故障出现的大电流时互感器应在适当的量程内饱和（如500%的额定电流）以保护测量仪表； 保护用电流互感器 保护用电流互感器（或电流互感器的保护绕组。在电网故障状态下，向继电保护等装置提供电网故障电流信息。 保护用电流互感器主要与继电装置配合，在线路发生短路过载等故障时，向继电装置提供信号切断故障电路，以保护供电系统的安全。保护用微型电流互感器的工作条件与测量用互感器完全不同，保护用互感器只是在比正常电流大几倍几十倍的电流时才开始有效的工作。 保护用互感器主要要求： 1、绝缘可靠； 2、足够大的准确限值系数； 3、足够的热稳定性和动稳定性； 保护用互感器在额定负荷下能够满足准确级的要求最大一次电流叫额定准确限值一次电流。准确限值系数就是额定准确限值一次电流与额定一次电流比。当一次电流足够大时铁芯就会饱和起不到反映一次电流的作用，准确限值系数就是表示这种特性。保护用互感器准确等级5P、10P。 互感器分为电压互感器和电流互感器两大类测量用电压互感器（或电压互感器的测量绕组。在正常电压范围内，向测量、计量装置提供电网电压信息。 艾驰商城是国内最专业的MRO工业品网购平台，正品现货、优势价格、迅捷配送，是一站式采购的工业品商城！具有 10年工业用品电子商务领域研究，以强大的信息通道建设的优势，以及依托线下贸易交易市场在工业用品行业上游供

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.

电力系统输电线路故障测距研究方法

电力系统输电线路故障测距方法研究 摘要：本文首先全面地介绍了故障测距在国内外发展历程和研究现状。根据各测距算法采用的原理不同，将现有的各种测距算法分为行波法、阻抗法、故障分析法以及智能法，然后逐类对各种算法的理论基础和应用条件上进行了分析、对比和讨论，并在此基础上总结得出了各测距算法的优点及存在的问题，指出了每种测距算法的适用范围和应用局限性。 其次设计了一套高压输电线路新型故障测距装置，该测距装置采用专门设计 的高速采样单元捕获暂态电流行波信号，采用全球定位系统GPS为线路两端提供精度高达s 1的统一时标,从而可实现高精度的双端行波法测距。 为了验证本论文提出的故障定位方法的可行性，通过分析研究，其结果说 明本系统的实验方案确实可行。理论和仿真结果表明，本文所作的工作提高了行波故障测距在不同线路结果情况下的适应性、精度和可靠性。 关键词：输电线路；故障测距；电力系统；行波；全球定位系统(GPS) Research about the measure of fault

location in power system transmission line Abstract：The development and general situation of the research in this field in China and in other countries is introduced in this paper. All the existing algorithms can be classified into 4 main methods those are traveling wave location, impedance location, fault analysis location and Intelligence location .Then the principle and application condition of each algorithm are presented and discussed. Based on the analysis and comparison of each algorithm, the corresponding merits and application limitation are concluded. In this article, a new design scheme of the fault locator for HV transmission lines is presented. By using high-speed data acquisitioning unit designed specially to capture traveling waves of transient current, using Global Positioning System (GPS) to supply high precise time tagging for both ends and using wavelet transform theories to identify the head of the traveling waves, the fault locator can realize high precise double-ended traveling waves location. At the same time, using two-terminal voltages and currents sampled by the medium-speed sampling and processing unit synchronized by the Pulse Per Second (1PPS) of GPS, can realize accurate double ended steady state location. In order to verifying the feasibility of the fault location method, which is presented in this thesis, the experiment is performed based on the locale condition. The result shows that the experimental scheme of this thesis is feasible. The analysis and simulation results indicate that the studies in this dissertation can improve the accuracy, reliability and adaptability of traveling wave fault location. Keywords: power transmission line; Traveling wave; power system；Global Positioning System (GPS) ；fault location 第1章绪论

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。

如何正确选择及使用电流互感器,民熔

如何正确选择及使用电流互感器，民熔 1.前言近几年来，随着我国电力工业中城网及农网的改造，以及供电系统的自动化程度不断提高，电流互感器作为电力系统的一种重要电气设备，已被广泛地应用于继电保护、系统监测和电力系统分析之中。 电流互感器作为一次系统和二次系统间联络元件，起着将一次系统的大电流变换成二次系统的小电流，用以分别向测量仪表、继电器的电流线圈供电，正确反映电气设备的正常运行参数和故障情况，使测量仪表和继电器等二次侧的设备与一次侧高压设备在电气方面隔离，以保证工作人员的安全。同时，使二次侧设备实现标准化、小型化，结构轻巧，价格便宜，便于屏内安装，便于采用低压小截面控制电缆，实现远距离测量和控制。当一次系统发生短路故障时，能够保护测量仪表和继电器等二次设备免受大电流的损害。下面就有关电流互感器的选择和使用作一浅薄探讨，以策各位读者朋友。 2电流互感器的原理互感器，一般W14W2，可见电流互流感器为一“变流”器，基本原理与变压器相同，工作状况接近于变压器短路状态，原边符号为L1、L2，副边符号为K1、K2。互感器的原边串接入主线路，被测电流为I1，原边匝数为W1，副边接内阻很小的电流表或功率表的电流线圈，副边电流为I2，副边匝数为W2。 原副边电磁量及规定正方向由电工学规定。 由原理可知，当副边开路时，原边电流I1中只有用来建立主磁通m的磁化电流I0，当副边电流不等于零时，则产生一个去磁磁化力I2W1，它力图改变m，但U1一定时，m是基本不变的，即保持IOW1 不变，因为I2的出现，必使原边电流I1增加，以抵消I2W2的去磁作用，从而保证IOW1不变，故有：IW=IW+(-IW)(1) 即IO=I1+WI/W（2）在理想情况下，即忽略线圈的电阻，铁心损耗及漏磁通可得：IW=-I2W2 有：T1/T2=-W2/W1 3电流互感器的选择3.1电流互感器选择与检验的原则1）电流互感器额定电压不小于装设点线路额定电压；2）根据一次负荷计算电流IC选择电流互感器变化；3）根据二次回路的要求选择电流互感器的准确度并校验准确度；4）校验动稳定度和热稳定度。 3.2电流互感器变流比选择电流互感器一次额定电流I1n和二次额定电流I2n之比，称为电流互感器的额定变流比，Ki=Iln/I2n ~N2/N1。 式中，N1和N2为电流互感器一次绕组和二次绕组的匝数。 电流互感器一次侧额定电流标准比（如20、30、40、50、75、100、150（A）、2Xa/C）等多种规格，二次侧额定电流通常为1A或5A。其中2Xa/C表示同一台产品有两种电流比，通过改变产品顶部储油柜外的连接片接线方式实现，当串联时，电流比为a/c，并联时电流比为2Xa/C。一般情况下，计量用电流互感器变流比的选择应使其一次额定电流I1n不小于线路中的负荷电流（即计算IC)。如线路中负荷计算电流为350A，则电流互感器的变流比应选择400/5。保护用的电流互感器为保证其准确度要求，可以将变比选得大一些。 表1电流互感器准确级和误差限值3.3电流互感器准确度选择及校验所谓准确度是指在规定的二次负荷范围内，一次电流为额定值时的最大误差。我国电流互感器的准确度和误差限值如表1所示，对于不同的测量仪表，应选用不同准确度的电流互感器。 准确度选择的原则：计费计量用的电流互感器其准度为0.2~0.5级；用于监视各进出线回路中负荷电流大小的电流表应选用1.0-3.0级电流互感器。为了保证准确度误差不超过规定值，一般还校验电流互感器二次负荷（伏安），互感器二次负荷S2不大于额定负荷S2n，所选准确度才能得到保证。准确度校验公式：52≤s2n。 二次回路的负荷1：。取决于二次回路的阻抗Z2的值，则：S2=In'|z.|～In-(Z|zil+R+Rc) 或SV～Si+Ian'（R,+Rx）式中，Si、Zi为二次回路中的仪表、继电器线圈的额定负荷和阻抗，RXC为二次回路中所有接头、触点的接触电阻，一般取0.12，L为二次回路导线电阻，计算公式化为：Rm=L/（r×s)。

输电线路故障测距系统现状及发展趋势综述

输电线路故障测距系统现状及发展趋势综述 发表时间：2016-10-18T15:34:19.453Z 来源：《电力技术》2016年第8期作者：关昕[导读] 本文阐述了输电线路行波故障测距技术的原理、发展历程，介绍了输电线路行波故障测距系统在国内的应用现状。 贵州电网公司都匀供电局贵州都匀 558000摘要：本文阐述了输电线路行波故障测距技术的原理、发展历程，介绍了输电线路行波故障测距系统在国内的应用现状，分析了工程应用中存在的问题。针对上述问题，并结合近年来电力科技发展，本文提出了行波故障测距系统的后续技术发展方向。 关键词：输电线路；行波法；故障测距 1.引言 输电线路是电网中较容易故障的部分，输电线路故障后，快速、精确的定位故障点位置对缩短线路停电时间、快速恢复供电、降低停电带来的经济损失具有重要意义。从长期运行的角度看，精确的故障点定位信息有助于运行单位的事故分析，及时地发现故障隐患，采取有针对性的措施，提高线路运行的长期可靠性。 输电线路故障测距方法（故障定位）从原理上可分为阻抗法、行波法、时域法、频域法等。目前，获得实际应用的主要是阻抗法和行波法，保护/录波装置中主要应用的是阻抗法，行波故障测距装置则一般是单独组屏。相对而言，阻抗法受过渡电阻、系统运行方式、互感器等因素影响，在长线路、高阻故障情况下，定位误差较大，因此，输电线路行波故障测距装置是目前国内电力运营单位最主要的故障定位手段。本文首先阐述了输电线路行波故障测距系统在国内发展及应用现状，介绍了存在的问题，并对后续技术发展进行了分析。 2.输电线路行波故障测距技术原理及发展历程 2.1 输电线路行波故障测距原理 输电线路行波测距法（也称为行波故障定位），根据需要的电气量的不同，可分为单端法、双端法、脉冲法。目前，现场运行装置基本上都是采用采用双端法，其原理是利用故障产生的暂态行波，通过计算暂态行波到达线路两端的时间差来计算故障位置。故障测距计算中主要解决以下两个问题：①行波在传输过程中的衰减及波形畸变（即信号色散）；②不同线路类型中行波波速的确定。 图1 双端行波测距原理 2.2 输电线路行波故障测距技术发展历程 在上世纪70年代，国外相关研究单位就提出了行波故障定位概念，但受采样、授时等技术的限制一直未能实用化。在行波测距技术实用化之前，电力系统主要通过保护/录波装置数据利用阻抗测距法完成故障定位，但受故障过渡电阻、互感器误差等因素的影响，测距精度和可靠性较低，并且不适用直流输电、T阶等类型线路。上世纪80年代以后，随着GPS、数字信号处理技术的成熟，行波故障测距装置技术上逐渐成熟。而在行波故障测距理论研究领域也取得了突破，中国电科院、山东科汇等单位采用小波变换、模量变换、自适应滤波器等手段[1~7]的综合应用解决了色散、波速确定等问题，行波故障测距装置进入实用化阶段。 3．输电线路故障测距系统发展现状 3.1 应用规模 目前，基于行波原理的输电线路故障测距装置在我国电网已经获得了广泛应用，安装厂站数量超过3000个，全面覆盖500kV/330kV以上电压等级线路，距离较长的220kV电压等级线路也基本安装有行波故障测距装置。在国内，从事该领域产品研制与开发的主要厂家是：南京南瑞集团公司，山东科汇公司、山大电力等，由于国内在此领域的应用水平较高，在装置开发和相关技术研究方面与国外机构差距较小。 3.2 应用效果 实际运行统计表明，输电线路行波故障测距装置的精度基本上达到500米~1000米，在现场运行中主要发挥了以下作用： 1）输电线路行波故障测距装置的应用有效缩短了线路停电时间，仅在辽宁电网，根据2006年~2009年统计，挽回停电损失上亿元。 2）对于四川、青海、云贵等地电网，由于输电线路多跨越山区、林地，巡线困难，行波故障测距装置的应用大大降低了巡线工作量。 3）输电线路故障点的准确定位有助于运营单位采取预防性措施，这也间接降低了输电线路后续故障发生的概率。 但需要指出的是，输电线路行波故障测距装置的应用效果与现场的运行维护情况相关。以辽宁电网为例，2014年上半年，220kV线路故障的定位成功率超过95%，平均误差在2级杆塔以内（不到500米误差）；而运行维护不力的地区，故障定位成功率甚至不及50%。 3.3 存在的问题 （1）故障测距装置可靠性相对较低。 这是影响行波故障测距装置应用效果的最主要因素。由于行波故障测距装置系统构成较为复杂，包括装置采样、通讯、GPS授时（精度要求较高）多个环节，其中一个环节出现问题，即可能导致故障失败。根据各网省公司统计，由于通讯、GPS原因导致的故障定位失败占据故障总原因的70%以上。

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。

互感器应用互感器应用

第四章 互感器 互感器包括电流互感器和电压互感器，是一次系统和二次系统之间的联络元件，将一次侧的高电压、大电流变成二次侧标准的低电压（100V 或3/100V ）和小电流（5A 或1A ），用以分别向测量仪表、继电器的电压线圈和电流线圈供电，使二次电路正确反映一次系统的正常运行和故障情况。目前，互感器常用电磁式和电容式。 第一节 互感器的作用及工作特性 一、互感器与系统的连接 互感器是一种特殊的变压器，其基本结构与变压器相同并按变压器原理工作。其一、二次绕组与系统的连接方式如图4-1所示。 电压互感器一次绕组并接于电网，二次绕组与测量仪表或继电器电压线圈并联。A1 与a2 同名，X 1与 x 2同名。 电流互感器一次绕组串接于电网（与支路负载串联）二次绕组与测量仪表或继电器的电流线圈相串联。L 1与K 1同名，L 2与K 2同名。功率型测量仪表与保护继电器及自动调节励磁装置的工作与输入电压电流相位有关。 二、互感器的作用 1. 将一次回路的高电压和大电流变为二次回路的标准值。 通常电压互感器二次绕组额定电压为 100V 或3 100V 。电流互感器二次绕组额定电流一般为 5A 或 1A 。 2. 使低电压的二次系统与高电压的一次系统实施电气隔离，且互感器二次侧接地，保证了人身 和设备的安全。 互感器二次绕组接地的目的在于当发生一、二次绕组击穿时降低二次系统的对地电位，接地电阻愈小，对低电位愈低，从而保证人身安全，因此将其称为保护接地。 三相电压互感器一次绕组接成星形后中性点接地，其目的在于使一、二绕组的每一相均反应电网各相的对地电压从而反应接地短路故障，因此将该接地称为工作接地。 3. 取得零序电流、电压分量供反应接地故障的继电保护装置使用。 支路的零序电流)(3 10 C B A I I I I ++=，因此将三相电流互感器二次绕组并联，使其输出总电流为三相电流之和即得到一次电网的零序电流。如将一次电路（例如电缆电路）的三相穿过一个铁芯，则绕于该芯上的二次绕组输出零序电流。 电网对地电压的零序分量CN BN AN CN BN AN U U U U U U U ,,),(3 10 ++=为三相对地电压。见图4-22（d ）、(e)。能做接地监视的电压互感器有两个二次绕组：第一副绕组接成星形供一般测量、保护使用，提供线电压和相电压。第二副绕组（又称辅助绕组）三相首尾相连组成开口三角形反应三相对地电压之和，即对地电压的零序分量。 三、互感器的工作特性 电流互感器与电压互感器由于接入电网的方式、匝数比（21N N K N =）及二次负载阻抗的不同，而具有不同的工作特性。

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