故障录波信息（共8篇）
故障录波信息 篇1
0 引言
随着电网间联系的加强, 网架结构更加合理, 输电能力得到有效提高, 但恶劣天气、局部电网故障可能引起的事故波及范围扩大的概率也大大提高。同时, 电网在发生故障时产生的信息量大大增加, 客观上会增加电网运行人员判断事故性质、处理故障以及恢复供电所需的时间。
近年来, 国内外许多学者采用Petri网、粗糙集、基于多源信息的贝叶斯网、基于信息融合事件关联技术等方法进行电网故障诊断[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12], 但所需故障信息较多且判据较为复杂, 距实际应用还有一定距离。许多诊断模型需要事先建立, 例如:基于贝叶斯网络、Petri网模型的构建是故障前的运行方式, 对连锁性故障模型不再适用;利用元件故障、保护动作、断路器跳闸之间的延时约束特性时, 采用的保护动作时间配合关系固定、单一, 当出现复故障时, 这一约束特性将不再成立, 对于一些复杂故障有可能得不到明确的诊断结果;利用故障信息漏报的信息量较少的情况下采用的置信区间设定, 对于保护/断路器基本正常动作, 信号也正常的简单故障, 置信区间取较大的值时可以得到理想的结果, 但对于存在保护/断路器拒动或误动、信号漏报或误报等复杂情况可能得到错误诊断结果。
本文基于广域故障录波信息采用站内设备统一建模映射、采样频率归一化、录波器采样同步等先进技术, 解决了故障录波器采样频率不同、数据同步难等关键问题, 并利用差动原理进行故障诊断, 实现了仅利用故障录波数据进行差流计算准确定位故障区域和评价保护动作行为, 并在接线图上自动推送诊断结果。电网发生故障尤其是短时间内发生多间隔同时跳闸的危急电网事件时, 无论常规变电站还是智能变电站, 运行人员均可采用此方案直观判断故障性质, 准确定位故障区域, 为事故处理提供急需的决策支持。
1 基于广域故障录波信息的故障诊断
本文提出的基于广域故障录波信息的差流计算分区如图1所示。
可以看出其差流计算区域划分分别与各间隔差动主保护范围相吻合, 因此可以准确定位故障位置并分析保护动作行为。
利用全站电流互感器 (TA) 统一标识建模技术, 故障录波通道与接线图一次设备可自动关联映射, 电网故障时, 各间隔的故障电流、区域差流计算值可在站内图上实时直观显示, 广域故障录波系统差流计算及差动主保护动作情况对照如附录A图A1所示。
基于广域差流信息的故障诊断具体流程如图2所示。
电网故障时一次系统的运行状况由安装在各自变电站内的故障录波器以高采样频率记录下来及时上送到调度端, 通过频率统一、采样同步及对应于一次系统的TA建模, 将一次系统的电流量在同一时标界面, 以输变电设备为划分区域分别计算相应差流 (制动电流也同时计算) , 正常时用于系统运行监视, 故障时作为故障诊断及故障设备定位的有效工具, 为调度员提供在线监测及故障性质判断, 以便快速恢复送电。
基于广域故障录波信息的调度端架构及其具体配置界面见附录A图A2和图A3。
2 基于广域差流的故障诊断关键技术
2.1 采样频率归一化及同步处理
电网故障录波器装置启动值低 (相对于保护启动值) , 可以长时间、高频率、全过程完整记录一次系统的各种扰动。利用高灵敏度启动值, 经过频率归一化、采样同步算法处理, 实现广域内不同故障录波器的故障数据采样频率相同、采样同步[13]。
本方案采用插值法把不同采样频率统一为同一采样频率, 对没有采样点的波形数据进行包络线方式压缩显示, 同时录波数据中只记录有效值的压缩存储部分, 进行相应处理。插值变换方法如下。
1) 采用拉格朗日插值变换, 相同采样频率的输入信号使用同一组插值系数。
2) 拉格朗日插值系数独立计算, 以便多通道插值共用。
3) 按拟合偏移系数fc计算拉格朗日插值系数, 偏移系数定义如下:
式中:fs为系统的数据采样频率;ff为系统的数据拟合频率。
4) 定义采样点的差值位移x, 其中0≤x≤1。
5) 根据拟合偏移系数fc的值域逐点调整差值位移x;选取最接近于采样点的数据点进行拟合, 使拟合结果更加精确。
fc>1时, 差值位移x=n (fc-1) -int[n (fc-1) ];fc=1时, 差值位移x=0;fc<1时, 差值位移x=n (1-fc) -int[n (1-fc) ]。其中:n为采样点编号, int表示取整计算。
广域网内不同故障录波器装置存在时钟误差, 导致录波数据不能根据采样绝对时刻实现采样同步。本方案的解决方法是找到各个录波数据中发生故障的突变点, 把这个点作为各个录波数据的对齐点。
1) 从故障录波数据第n个周期 (一般n=3, 4, …) 开始, 依次计算第n个周期与第n-2个周期有效值的差值是否大于故障突变定值, 初步判断突变点:
式中:n=3, 4, …;Sn, Sn-2分别表示故障录波数据第n个、第n-2个周期的有效值;Vset为故障突变定值。
2) 对满足以上条件的采样点进一步计算突变率是否满足下式:
式中:yi (n-1) 表示满足式 (2) 的第n-1个周期中第i个 (i=1, 2, …) 采样点和第i+1个采样点采样值的差值;yi (n-2) 表示满足式 (2) 的第n-2个周期中第i个 (i=1, 2, …) 采样点和第i+1个采样点采样值的差值。
若第n-1个周期中所有采样点均不满足式 (3) , 继续从第n个周期第1个采样点开始计算搜寻, 直至搜寻到某一采样点同时满足式 (2) 和式 (3) 则该采样点即为电网故障发生时刻, 进而利用故障突变点实现不同录波器采样数据同步。附录A图A4说明了以此原理同步的来自故障线路两侧不同步的录波信息, 同步后则可以实现两端不同录波器的故障波形在同一时标下显示。
2.2 故障录波信息与接线图设备自动映射
继电保护基础数据平台是全网一次、二次设备的数据库, 包含一次设备连接情况及二次保护配置情况。故障录波系统也是基于一次系统采样的分布式系统, 基于录波器的TA建模只需将设备关联的基础数据平台中设备TA进行一一对应的配置, 即可完成从录波通道到一次设备电流采样的对应关系, 通过TA统一标识建模这一关键环节, 将两个系统协调起来, 故障录波通道与基础数据中TA配置可自动映射, 电网故障时, 各间隔的故障电流、区域差流计算值可在接线图上实时直观显示。附录A图A5为故障录波器通道配置后站内TA对应的故障录波器电流极性的定义界面。由附录A图A6可以直观看出, 正常运行时系统潮流正常, 各差流计算分区无越限, 故障类型为母线故障, 可明显看出母线差流计算值越限。
3 基于差动原理的故障诊断方法
采用2.1节中所述故障录波采样频率归一化及同步技术, 安装在全网不同变电站 (包括常规变电站和智能变电站) 内的故障录波器故障数据采样频率相同, 采样数据同步, 为接下来进行间隔设备、区域设备的差流计算提供了前提。
电网正常运行时, 以固定时间间隔自动召唤故障录波采样并进行以输变电设备为单元的相电流差动值计算, 确保电网正常运行时差流值近似为零。电网发生故障时, 根据故障录波器上送的故障数据, 分别以电网独立设备为计算单元, 进行电网一次电流的差流计算;将差流值与差流整定值比较, 实现准确故障位置定位及保护动作行为评价。
母线、线路、变压器等不同类型电网设备的差流计算方法如下。
1) 线路设备
差动电流Icdφ=|I·Mφ+I·Nφ|, I·Mφ, I·Nφ分别为线路两侧φ相电流, φ取A, B, C, 分别表示A, B, C三相。
2) 母线设备
各支路TA的极性端必须一致, 均以靠近母线侧为正方向;母联一般只有一侧安装TA, 本系统可通过配置自动调整母联TA的极性与I母上的支路一致。
以I1·, I2·, …, In·, 表示各支路电流;以I·ML表示母联电流;以S11, S12, …, S1n表示各支路Ⅰ母刀闸位置 (取0表示刀闸分, 1表示刀闸合) ;以S21, S22, …, S2n表示各支路Ⅱ母刀闸位置;以SML表示母线并列运行状态 (取0表示分列运行, 1表示并列运行) 。
大差回路是除母联开关以外的母线上所有其余支路电流所构成的差动回路;某段母线小差回路是与该母线相连接的各支路电流构成的差动回路, 其中包括了与该段母线相关联的母联开关。
计算大差电流:
计算Ⅰ母小差电流:
计算Ⅱ母小差电流:
3) 变压器设备
变压器差动电流的计算方法[14,15]见附录A图A7及相关公式。
各设备的差流越限值整定为电网最大运行方式时因负荷不平衡、TA误差等因素导致可能出现的最大差流值, 如果差流计算值大于对应设备的差流越限值, 通过调度主站远程调整故障录波器接入间隔通道名称、TA极性及变比系数, 或者现场检查故障录波器是否已全部接入参与差流计算的设备及电流回路是否存在多点接地问题并及时进行消缺, 保证电网正常运行时所有输变电设备的差流计算值均接近于零。
电网发生故障后, 分别计算线路、母线和变压器等相关输变电设备的差流值, 通过差流值准确辨识电网故障区域, 典型应用情景如下。
1) 线路/主变间隔及该线路所连接的母线同时跳闸。
若线路/主变和母线的差流值均越限, 则故障发生在线路/主变保护TA绕组与该间隔接入母线保护TA绕组的范围交叉区, 故障点在线路/主变, 拉开母线刀闸后即可恢复母线供电。
若线路/主变差流值越限, 母线差流无越限, 则故障区域为线路/主变, 母线设备无故障, 母线保护动作行为异常, 可立即恢复母线供电。
2) 一站母线跳闸, 相邻一站主变跳闸。
若主变差流值越限, 母线差流值无越限, 则故障区域为主变设备, 母线设备无故障, 母线保护动作行为异常, 可立即恢复母线供电。
4 案例分析
案例1:某地区雷雨天气, A站220kV母差保护动作, 220kV母联200A断路器、本侧Ⅱ线213断路器跳闸;对侧B站Ⅱ线213断路器跳闸。
故障分析时, 可自主选择差流计算的相关区域、差动算法启动值及比率差动元件动作特性曲线。从附录A图A8可明显看出, 本次故障时母线差流计算值落在动作区内, 可准确判断母线发生A相接地转换为A, C两相接地故障;线路无故障, 母差动作后发远跳命令跳开线路对侧开关。
案例2:某地区雷雨天气, 电网发生故障, 220kVⅢ线两侧C相断路器跳闸, 65ms后该线路连接的运行母线跳闸, 运行于此母线的所有出线及主变、母联等间隔断路器均三相跳闸后未重合。
利用上述方案, 将故障后及时上送至调度端的故障录波数据进行综合处理, 进而分别计算母线单元和跳闸线路间隔的差流。由差流计算结果 (见附录A图A9) 可直观看出, 线路C相差流越限, 制动电流较小;而母线单元差流接近于零, 其制动电流远大于动作越限报警值, 不在母线保护动作区。因此, 可准确判定此次电网故障为线路发生区内C相接地故障;母线为区外故障, 母线保护异常动作导致该母线所有运行间隔无故障跳闸。各间隔故障电流值和差流计算值见附录A表A1、表A2。
5 结语
本文建立了基于广域故障录波信息的调度端电网故障诊断系统, 采用站内设备统一建模映射、采样频率归一化、录波器采样同步等技术, 电网正常运行状态时以固定时间间隔召唤所有故障录波器的实时电流采样值并计算各站母线、主变及线路单元差流, 其计算值应接近于零, 保证电网内每一个间隔的电流极性、变比均正确。电网故障时仅利用故障录波信息即可进行相关区域故障电流的差流计算, 并将各间隔故障电流、故障位置及诊断结果在站内图上统一直观展示, 为事故处理提供急需的决策支持。该系统在多起实际电网故障处理中准确判断故障位置, 为快速恢复供电提供了急需的决策支持, 具有较好的工程应用前景。
附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。
故障录波信息 篇2
1.目的
完善信息系统应急预案，规范信息系统应急演练，做好防范应急措施，保障系统正常运行。2.职责
2.1用户发现故障及时报告。
2.2信息中心负责接报后的故障排除、评估，决定是否启动应急预案。2.3相关职能部门启动应急预案后的协调和秩序维护。3.内容
3.1当用户出现故障，及时向信息中心报告。信息中心接报后负责故障排除。10分钟内无法排除，负责通知行政部及相关职能部门启动应急预案。
3.2服务器管理员、网络维护人员、信息系统管理员共同查找原因，及时联系系统开发公司，尽快排除故障。
3.3当局域网恢复时，由软件维护人通知财务部、医务部、护理部恢复使用电脑系统。对于手工操作期间的数据由记录员本人完成数据的补输入。3.4信息中心需对相关部门应急预案文档进行指导、修改并备份。
3.5对系统故障排除及应急预案实施后出现的问题进行详细量化分析，进一步完善应急预案，并做好相关记录。
3.6为了保证在系统出故障时，能及时实施应急预案，由信息中心负责每年组织在全 院范围内进行应急预案演练。对演练中出现的问题，及时汇总，分析，提出整改措施，做好应急预案演练记录和用户季度工作记录。
3.7门诊各窗口，各诊室平时应配备纸质处方、收费单、化验单、检查单等，以备应急预案的启动。3.8备注
3.8.1对于需出院结账的病人如遇电脑不可使用，由财务科自行与医务部商定 根据病种和病人类型收取一定数额的押金及证件，并告知病人或家属再结账流程。3.8.2计算机中心每月需有专人维护每个终端上的价格信息表。3.8.3如果手工发票始终没有转换，上报财务处做账务处理。
3.8.4在紧急程序启用时，所有药房按手工配发模式进行，分开存放处方。
故障录波信息 篇3
1电网故障信息检测方法探索
1.1故障录波信息的动态特性
故障录波信息是有电力系统发生故障后系统在动态作用下记录的各项用电参数,利用这些参数可及时分析继电保护和自动装置存在的问题。在实际检测中,该检测方法易出现误动和拒动两种行为。
针对保护装置在运行状态下不易暴露的特点,可以利用动态信息回放详细记录保护装置发生的动态变化,并记录保护装置前后变化信息,展现运行过程中继电保护系统的内部动态信息。
1.2电网常规故障检测技术的特点
现阶段,电网故障信息的检测主要对广域测量系统的异常数据、故障录波信息分析和继电保护管理细细系统进行故障识别和分析。目前,很多故障录波系统只有在发生较大的变化时才会录波,无法满足时段检测的需求,且内部未建立完善的判断机制,无法完成内部故障检测。而使用WAMS可以详细记录发电机的电压和传输功率等的变化,并发现扰动或振荡;RPMIS可以在存在故障的环境中对保护装置进行识别和记录,从而帮助电力系统完成应用。
2继电保护故障检测
2.1监测原理
当电力系统受到严重撞击或碰撞时,继电保护装置中的端子、连接电缆、滤波电路、A/D转动模块、储存器都会发生误动或拒动行为。现阶段的检测技术只能简单完成一些程序逻辑错误和CT故障等的检测。如果误差增大,则无法精确掌握系统当前的运行状况,难以发现装置内部存在的故障。本次提出的新方法可以在系统运行中根据保护装置的内部信息和保护原理,在网络拓扑不同位置的保护装置中寻找某种关系,并利用其相互间的关系实现对内部故障保护装置的检测。当保护装置出现故障时,可以利用虚拟故障信息处理系统完成故障处理相关信息的归纳,并根据测量信息对保护装置的内部故障进行检测,发送故障报告,判断故障装置。
将P1~P3作为线路配备的某种保护,内部测量值表示采集电参数,比如P1(if,uf)距离保护P(ifuf)为测量电阻抗值,且为两侧电流采集的数值。如果P点发生短路故障,其他设置依然工作,则可以得到:
式(1)中:i,j∈(1,2,3);H(f)为故障点根据保护相对位置确定的方向函数;T(Pi,Pj)为保护测量数值之间对应的函数关系。
设备运行正常时,故障录波装置与保护装置在同一电路位置获得的电参数采样值一致,可以将故障录波测量值表示为Pr(if,uf),从而得到:
式(2)中:i∈(1,2,3);△εR为保护装置和故障录波装置由测量元件产生的测量误差。
对P1和P2的测量电流I(if,uf)进行了研究。由于P1与P2的电流方向一致,可以将H(f)取为1,T(Pi,Pj)取为0,得到I1(if,uf)=I2(if,uf)。在P2和P3位置测量了阻抗值Z(if,uf),由于此时故障在P2与P3之间,可以将H(f)取为-1,T(Pi,Pj)取为P2与P3之间的阻抗差值ZON,可以得到:
利用上述方法计算时,必须满足以下2个条件:①继电器必须开放,保证装置测量和计算的所有过程都能及时上传,实现资源共享。此外,还应采用数字智能电子装置。②故障录波装置的启动方式必须不断丰富,可以将故障录波信息反映的内部动态状况作为判断根据,为故障录波提供自动启动方式。此外,还可采用WAMS系统完成电网检测识别,为故障录波建立辅助启动信号,实现RPMIS数据信息库的共享,并对故障区域启动周期性故障录波。该方式可提供录波装置启动所需的信息,从而实现对故障测试所需数据信息的保护。
2.2监测实例分析
根据上述分析建立的条件,可以实现继电保护装置内部故障在线分析。输电线路是故障点到保护地点距离的装置,以其为例进行分析。根据系统的建立,对母线两侧的M和N装置的保护装置P1和P2进行了检测。如果P点发生故障,则可以得到量测量Z1与Z2之间的关系,可表示为:
式(4)中:ZMN为M和N位置的阻抗;εZ为容许误差。
由式(4)可以得到两侧装置的阻抗差值。两侧保护装置乘以电流量IMN,可以得到:
此时,可以直接将电参数采集A/D转化成数字量比较。此种状况下,录波装置已经启动,可以得到M和N位置的电流参数采样值。对保护装置与故障录入中的测量值进行对比,将故障录入波装置与装置测量产生的误差表示为△εZ,可以得到相对应的关系。报警电压阀值的计算公式为:
式(6)中:KS为灵敏系数。
根据上述分析可知,M和N两侧的保护装置分析也可以应用于其他装置保护。简而言之,该计算方式不受距离的限制。当某装置的故障并不符合上述情况,但依然出现拒动和误动行为时,则必须对保护装置之间的配合关系进行分析,并对跳闸命令的连接电缆、跳闸命令的端子等进行判断。
3结束语
本文研究的方法在故障和扰动情况下应用时,如果仅仅电网发生扰动,则保护装置不会动作。此外,如果内部流程进展一致,则可以对暂态信息进行跟踪和检测。本文主要提出了继电保护内部故障的在线检测方法,根据目前电网的运行状态进行了分析和改进,并对此种方式进行了验证,以期为相关研究人员提供参考。
参考文献
[1]翟进乾.配电线路在线故障识别与诊断方法研究[D].重庆:重庆大学,2014.
故障录波信息 篇4
一、水电站故障信息系统所发挥的功能
(一) 水电站故障报告生成
故障保护装置和故障录波器所发出的故障信息传送到故障信息系统中, 就会伸长故障信息报告, 与故障相关的所有信息都会被写入报告中, 包括故障发生时间、故障地点、元件、保护装置动作情况以及评判等等。当报告完成后, 就会传递到调度监控主机。
(二) 对故障信息分类处理
如果水电站运行中有故障发生, 就会有多个保护设备同时启动, 并产生大量的故障信息。对这些信息如果没有及时处理, 就会导致主站充满了垃圾信息而妨碍对有价值的故障信息的处理和判断。所以, 子站要对故障信息技术处理, 以能够向主站提供有价值的故障信息。虽然主站所接收的故障信息多数与故障相关, 但是这些信息根据主站需求不同而划分为几个等级, 还要根据管理部门不同而进行分类, 以将准确的信息传送到相应的主站系统。
(三) 简化处理录波文件以获得准确的保护信息
当水电站运行中发生故障, 所有的录波器都会做出反应并产生动作, 而与故障相关的只为一个录波器中所生成的一个录波文件。鉴于水电站故障线路仅为1条, 而面对数个故障通道模拟, 就有必要简化处理录波文件, 所涵盖的内容仅为故障线路所产生的电压、电流以及线路上的开关量。随着故障录波文件的自动生成, 故障所在线路以及具体位置就会被判断出来。故障设备的保护装置也会准确判断。这样, 就会达到短时间有效信息传递的要求, 可以尽快地对故障做出判断。
(四) 应用开关量变位信息对故障以定位
当水电站运行中发生故障, 越是短时间内获得故障信息, 越能够确保电网运行安全。在对故障信息以判断的时候, 可以根据保护信息就可以对变电站的故障信息以准确判断, 按照规定的级别分类, 然后获得所需要的故障信息。
(五) 继电保护整定值的管理
在水电站的日常管理工作中, 继电保护是重要的一项。提高继电保护质量, 就要管理好继电保护整定值, 以提高整定值的准确率, 降低整定值核对的工作量。
(六) 安装网络隔离器
水电站的电网上配置有很多设备, 每一天设备都有各自的网址。随着设备的改造升级, 要做好电网维护工作, 就要对这些设备进行定期的维护和检修, 加大了设备维护的工作量。另外, 水电站内的设备都会构成具有独立功能的运行网络, 安全问题尤为突出。在电网上安装网络隔离器, 主站要访问站内设备, 就要通过隔离器才能够对站内的设备进行访问。
二、信息系统的故障信息传输要求
故障信息系统的信息主要来源于保护装置、故障录波器以及安全设备。在系统信息中包含大量的故障信息, 或者是故障动作状态, 或者是警告, 还包括大量的故障录波数据信息, 都是通过故障报告显示出来的。从信息传播情况来看, 有主动性传递的, 也有接受到调用信号后传递的。
系统设计上, 系统运行故障发生过程中所产生的跳闸以及设备故障警报, 要设定为主动上传, 无论是传送途径, 还是传送顺序, 都要有限考虑。对于保护装置所产生的故障信息以及故障录波数据, 可以采用调用方式。为了提高信息传递效率, 要对断点续传的信息传递功能以支持, 以避免网络上传递数据信息时受到干扰。
在故障信息传递中, 采用国际标准协议, 可以实现互操作性, 特别是在系统运行中, 能够实现无缝通信, 以满足系统的各项功能需求。
三、故障信息系统的通信协议
故障信息系统所产生的各种故障录波信息, 来源于故障发生时所产生的模拟量以及数据信息。随着保护装置容量的增大, 一些相关信息也会在保护装置上有所记录。当对水电站的电网故障进行分析的时候, 根据保护装置所提供的数据, 可以对故障以正确判断。
故障录波数据的信息量大, 主站对数据信息可以采用调用的方式, 以确保收到准确的故障录波数据。主站在调用故障录波数据的过程中, 根据文件列表中的文件名进行FTP下载来完成。
在故障信息系统中, 子站所在地域不同, 信息传递的通道也会有所不同。虽然理论而言, 信息传递通道可以数据网络作为平台进行传输, 也可以采用专线方式进行传输, 但是, 通信通道的物理层会有所不同, 或者是微波通道、或者是光纤通道, 包括载波、无线等数据通道都可以被充分地利用起来传输数据。通道的接口最好是通用的, 或者按照实际的通道对接口规格要求进行配置。
故障录波数据量越来越大, 故障信息系统虽然设置了专用的数据传输通道, 但是, 数据信息传输都要采用通用接口, 或者可以支持的接口, 以保证数据信息高质量传输。加之目前网络技术快速发展, 就可以在数据传递中采用多种方式, 除了专线传递之外, 还可以选用电话网传递方式。
四、水电站子站的继电保护所发挥的功能
(一) 水电站子站系统各个装置信息
子站系统中的继电保护系统是以保护装置、故障录波器、通用接口所构成的保护工程师站。子站系统中安装的装置各有不同, 包括厂家、型号以及安装的时候都会有所不同, 所建立的通信协议也会有所不同。在子站系统中, 有可以应用通用接口直接安装以太装置的, 也有经过保护管理机而接入到以太装置, 部分装置则经过协议转换器接入到故障录波器。通过这些装置, 保护工程师占可以收集到各种信息, 且将过滤和技术处理过的保护信息和故障录波信息传递到主站。采用这种转换方式, 工作量会有所减少。
(二) 子站系统与自动化系统的通信
子站系统与通信网络之间是各自独立运行的, 经过相关装置收集数据信息。所有的信息数据都不需要通过包括工程师站等保护装置处理后转发, 可以使工程师站的工作量大大减少, 提高了信息通信的安全可靠性。
结语
综上所述, 随着水电站电网规模化发展, 继电保护和故障录波器的数据信息处理、分析和传递都已经成为电网故障分析重要途径。鉴于目前电网运行存在着故障信息繁杂且使用效率低的问题, 就需要对故障信息系统所发挥的功能以明确, 数字信息系统的故障信息传输要求, 重要的是要对故障录波器的进行处理, 以确保对故障信息的正确判断。关于水电站继电保护信息的处理, 包括子站系统各个装置信息、子站系统与自动化系统的通信等, 都需要子站继电保护发挥功能来完成。
摘要：电力系统运行中, 如果有故障发生, 继电保护装置和故障录波器就会有大量的相关信息生成。这些信息在监控主机上显示出来, 同时显示的还有其他信息。这些信息经过分析可以明确, 有价值的信息仅占有所显示信息量的35%-40%。当这些故障信息由调度监控主机接收后, 技术人员要将所有的信息分类, 将有价值的信息筛选出来, 据此而对故障以判断。大量信息传送中, 会对信息传递速度造成影响, 还不利于调度人员对故障做出快速而准确地判断, 影响了故障处理效率, 不利于电网安全运行。本论文针对水电站继电保护及故障录波器的信息处理进行探究。
关键词：水电站,继电保护,信息,处理
参考文献
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[3]李文朝, 叶睆, 胡铁斌.继电保护远方控制实施方案[J].广西电力, 2013 (36) :39-41.
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故障录波信息 篇5
关键词：故障录波信息管理系统,继电保护,应用研究
0 引言
传统故障录波信息收集汇报效率不能满足现代调度运行的要求, 加强建设故障录波信息管理系统势在必行。随着计算机技术和通信网络的发展, 故障录波器已经具备以数据通信的方式向电网调度中心传送故障信息的能力。基于计算机技术和通信网络的保护及故障录波信息管理系统也应运而生, 它能在无人干预下长期稳定地运行, 是一个分布式高可靠性开放系统;它是能适应各种规约类型和接口类型的微机智能保护装置, 因而可预见, 它能适应未来网络技术的发展。
1 关于保护及故障信息系统
保护及故障信息系统, 既是一个电网故障时的信息支持、辅助分析和决策系统, 同时又是一个继电保护运行和管理的技术支持系统。继电保护故障及信息系统作为一个信息收集、整理和分析的平台, 可以全面、简便、快速地获取故障信息。该系统的组成主要有:省网调度端主站/地市调度端分站系统 (以下简称主站/分站) 和变电站/发电厂内继电保护工作子站系统 (以下简称子站) 。主站 (省网调度端) /分站 (地市调度端) 安装在相应的调度端, 主要用于查询、调取和管理各自所管辖电网的保护及故障信息系统, 提高管理电网故障信息的自动化程度。主站具有最全面、有效的信息, 并具有根据需要调用各种信息的功能, 应该具备故障分析功能, 用于事故的判断与处理。子站安装在变电站/发电厂内, 负责厂站内二次设备的接入、数据汇总、预处理和转发;子站信息系统应该具有足够的安全性、准确性和实时性, 且对所连接的设备不会产生任何干扰;子站所收集的故障信息必须是完整的, 并能对其进行过滤处理。最有效发挥信息系统效用的基础是良好的通信网络;系统的可用率取决于正常情况下对系统的有效监视;系统的结构设计应满足系统拓展与维护便利的要求。
2 背景
随着故障录波器在电网中的普遍使用, 故障录波器的录波信息完好率已成为一项考核标准, 而目前各变电站故障录波器考虑得较多的是对以往设备功能的替代, 在数据的综合利用方面考虑较少。电网微机型故障录波装置的广泛应用使传统故障录波信息收集汇报不能适应现代调度运行。本地区变电站原录波信息远传全靠电话拨号方式实现, 数据传输较慢、技术落后, 使得工作效率低, 数据难以综合管理。具体表现在:
(1) 变电站录波文件上传调度及继保班组完全靠电话拨号的方式实现, 数据传输慢, 而且通道设备也比较容易发生故障引起中断, 例如远传电话的通道占线或中断。运行人员只能根据保护装置发出的故障信号去检查故障录波器, 将故障录波信息打印出来, 再通过传真机把纸质的故障录波图传送地调, 地调继保人员再将传真件转至中调, 这样将会影响故障录波图的准确性和完整性, 影响继保人员判断处理电网故障或事故的快速性, 从而导致处理电网故障的效率低下, 延长电网恢复正常运行方式的时间。
(2) 虽然各种厂家的故障录波器都能输出故障信息, 但由于各个厂家对故障信息输出格式并无统一的参照标准, 不同厂家的故障录波器可能输出不同的故障信息格式, 这要求继保、运行人员必须熟悉不同厂家设备的工作原理和习惯, 增加了设备维护与电网运行人员的负担。
(3) 各种故障录波器将自己收集的故障录波数据保存在自身的硬件装置中, 而录波器的硬盘容量有限, 不能长久保存且容易丢失录波文件, 无形中增加了继保人员维护工作量。同时既不利于录波报告的调取也不利于调度继保人员对故障信息数据的查询、统计和统一管理等。
(4) 地调是在调度中心设有各个厂家的故障录波器的中心站, 独立调用自己的故障信息数据, 运行情况不佳。调度运行人员一般只能根据当地变电站的运行人员的电话汇报或传真进行事故分析处理。由于种种原因, 这种工作方式的差错率很高, 容易延误事故的处理时间。
3 研究方法与实施方案
建立变电站故障录波信息管理系统有利于生产运行部门快速作出事故处理方案, 优化生产调度与管理决策, 防止信息不全误判断造成的事故扩大, 减少电网的事故损失。
目前国内变电站的保护设计形式按照继电保护装置的分布和配置分类, 主要有以下2种:第一种是集中式, 就是所有继电保护装置都集中安装在一个保护室内, 一般与主控室相邻;第二种是下放式, 就是继电保护装置按照不同电压等级安装在几个保护小室内, 保护小室一般建设在一次设备场地附近。本文主要研究的是继电保护装置集中式配置的变电站, 采用这种形式的变电站, 保护及故障录波系统的应用方法为:把采集器安装在变电站端, 用于采集变电站内各种故障录波器的故障录波数据, 经过光纤通道向各级调度端传送故障信息数据, 形成一套故障录波信息综合管理系统。建设“继电保护及故障信息系统”旨在提高调度系统智能化、信息化的总体水平, 使二次装置运行、管理的各个环节“可控、在控”, 实现继电保护专业管理现代化, 从整体上提升电网调度运行管理水平。该类型变电站的实施方案如下:
(1) 将变电站内的各种故障录波器所输出的故障信息进行集中处理, 形成站端数据网络。可在电网正常运行时收集电网运行的状态信息, 在电网发生故障时快速收集故障信息。
(2) 在变电站端将不同厂家的故障录波器的规约和接口统一后, 使变电站向调度端上送的数据使用统一数据格式、通信规约和电气接口。因此, 开发该系统时, 必须考虑到与各种录波器厂家生产的装置进行数据转换, 以达到数据格式统一, 为以后建设智能化的信息管理系统打下良好的基础。
(3) 另外开发出一套故障录波信息综合管理系统。当电网有设备发生故障跳闸时, 该系统会自动收集故障数据, 并具备将故障数据传送至各级调度端的功能, 这样各级调度运行人员就可以根据需要, 在电网发生故障后快速地对各个相关厂站的故障录波数据进行调取, 并对调取的故障录波信息统一分析处理。该系统还可以对故障信息适当编辑, 形成通用格式或标准格式的故障录波文档, 根据工作需要相应调度继保人员可以把故障录波文档, 通过办公网络或者电子邮件形式传送给上级部门以及其他部门需要的人员, 供其分析研究。开发该系统必须考虑到与各种保护数据的接口, 为日后保护管理系统的接入提供适当准备。
4 技术关键和重点解决的技术问题
由于设备采购的限制, 往往导致不同的变电站采用不同厂家的故障录波器, 不同厂家一般采用不同的通信规约和电气接口。即使有统一的标准, 也由于各厂家对其不同的理解, 导致各个录波器厂家提供的通信规约文本和电气接口说明没有统一的标准, 这势必影响整个保护及故障录波信息系统的使用。另外保护及故障录波信息系统还涉及了计算机、继电保护、通信和网络等相关的设备和专业知识。例如变电站、发电厂与各级调度端联系的计算机设备、通信网络、系统程序和操作系统都会对其产生影响。这就给系统开发以及投运后的维护工作提出了新的要求, 需要重点解决的技术问题如下:
(1) 解决如何使信息传递的可靠和快速的问题。在分析现有电网二次系统实际情况的基础上, 确定保护及故障信息系统的结构, 设计整个系统的网络结构方案。采用Intranet方式对故障信息综合分析系统进行网络建设, 解决信息传递的可靠性和快速性问题, 以改变以往只能在事后进行离线分析的落后状况。
(2) 解决设备停电问题。根据不同设备厂家, 开发相应的通信接口程序并进行系统联网调试。变电站内不同电压等级继电保护装置也不同, 相同设备也往往会使用不同生产厂家生产的装置, 另外, 既使装置型号相同, 由于生产时间不同也会导致装置软件版本不同。为了使系统可靠运行, 必须现场调试, 鉴于继电保护装置对于电网的安全稳定运行的重要性, 调试会受到一次设备的停电时间限制, 安装调试的工作量将会很大, 为完成现场安装调试, 需要向专业人员协调设备停电问题。
(3) 解决系统软件功能需求问题。系统软件功能应包含:接收各种保护装置及故障录波装置上的故障信息, 将各种信息保存在数据库, 通过对数据进行分析, 将设备故障信息发布在相应的Web网上, 保证相关人员能够查询使用。
(4) 解决自适应恢复和故障智能诊断所面临的问题。继电保护及故障录波信息系统建立后, 将会使综合利用故障录波和继电保护数据成为现实。下一步如何对收集的数据进行使用, 以达到故障智能诊断。故障诊断和信息快速集成的最佳方式是使用Intranet内部网, 做到全网监测数据后, 在此基础上加强数据共享和再分析。比如, 将故障录波信息系统与相应调度机构的调度自动化网 (SCADA) 系统或者供电局内的生产管理信息系统相连, 让相关故障处理人员充分掌握处理电网故障的各种数据及依据。在此基础上进一步发展, 就可以实现故障恢复专家决策系统, 对提高电网自动化水平具有深远影响。
5 结语
建立变电站故障录波信息管理系统有利于生产运行部门快速作出事故处理方案, 需将变电站内的各种故障录波器所输出的故障信息进行集中处理, 并开发出一套故障录波信息综合管理系统。重点解决的技术问题包括信息传递的可靠和快速、设备停电、系统软件功能需求和自适应恢复和故障智能诊断。
参考文献
[1]汤少卿, 陈晟.电网故障信息快速集成和智能诊断系统的研究[J].电力自动化设备, 2005 (1)
[2]薛梅芳, 陈晟, 汤少卿.基于虚拟仪器技术的高速网络型电力故障录波器研究[J].电力自动化设备, 2005 (1)
故障录波信息 篇6
故障录波器在我们电力系统的使用愈来愈广泛, 它是系统进行故障分析、快速判断故障类型、快速确定故障位置的有效工具;它为我们系统运行的稳定、提高输电质量、缩短故障排除时间提供了有力的保证。
本文就南京银山电子有限公司制造的YS-88A型故障录波装置作一介绍, YS-88A故障录波装置是一台运行在UCDOS操作平台下, 采用工控机模式的线路、主变故障录波装置。它在我们徐州电力系统中得到了广泛的使用。从多年的使用经验来看, 使用较方便、运行较稳定、录波成功率较高。
1、装置组成及工作原理
1.1 组成
YS-88A型故障录波装置的各功能单元全部装于标准 (2260*800*600) 机柜内, 自上而下, 它由网络通信拨号单元 (TX01) 、有源变换器单元 (ATU-128) 、数据处理器单元、无源变送器单元PTU-12 (最多六个) 、电源单元、键盘和打印机组成。其中, 数据处理单元是YS-88A故障录波器的核心。
数据处理单元分工控计算机部分和A/D转换采集部分。工控计算机部分采用台湾产ECB-640E工控主板, 16M内存, 4 0 G硬盘, 3.5寸软驱。C P U的主频为133HZ, 主板具有硬盘接口、软驱接口、打印机接口、键盘接口、网络接口和专用LCD液晶显示屏接口。同时支持键盘操作和单元面板的薄膜功能按键操作。A/D转换采集部分由六块可进行12路A/D转换的前置机板, 1块负责采集128路开关量及告警等其它信号的前置机板, 1块实现工控计算机部分与A/D转换采集部分通信的P C I O板组成。
变送器单元:一个变送器单元包括12个高精度小型变送器 (分电流型变送器和电压型) , 它将二次信号 (电流和电压) 转换成统一的-10V～+10V的电压信号, 输入前置机进行A/D转换。
有源转换单元:四块具有32路输入的开关量板、一块告警板;主要是进行开关量的采集和告警信号的输出。
电源单元:交流、直流输入控制开关, 交流电源、直流电源自动转换电路板。主要对整个装置的电源管理。
通信单元:一个8端口的网络集线器 (H U B) , 一个路由器 (串—网) , 一个工业用MODEM。主要负责本装置与调度端的远传计算机及保护信息管理系统的通信。
特别要说明的是:数据处理单元、有源转换单元、通信单元内部均有各自的电源模块, 都能独立供电。
1.2、原理
模拟量:包括电流量、电压量, 高频量 (但高频量不作为录波时的启动量) 。电流、电压量经端子输入录波器PTU-12型无源转换器单元。每个PT U-12型无源转换器单元处理1 2路模拟量。PTU-12型无源转换器单元分别装有电流变送器和电压变送器。电流变送器将0A～200A电流变送为±10V电压量信号送到数据处理单元进行采集;同样, 电压变送器将0V～200V电压变送为±10V电压量信号送到数据处理单元进行采集;采集 (变送) 后的模拟量经采样保持和A/D转换, 送数据处理器进行数字信号处理。模拟量前置机采用双DSP芯片设计, 其中一片负责数据采集, 另一片负责分析判断。前置机板上的计算机系统 (DSP) 与后台机之间采用双口RAM方式进行信息通信。
高频量:采用直流量的隔离转换。高频收发信机录波口的直流量输出信号经端子输入ATU128型有源变换器单元中高频插件, 经过隔离放大, 将信号送到模拟量前置机采集。
开关量:由开关端子输入的空接点信号, 进入ATU-128型有源变换器单元中开入插件中, 经过两级光电隔离后, 将信号送到开关量前置机采集。开关量前置机采用DSP芯片设计, 可以采集128路开关量。采用固化程序和运行程序相结合的运行方式, 固化程序负责上载运行程序和自检, 运行程序负责采集并判断是否需要启动录波。DSP与后台机之间也采用双口RAM方式进行通信。
录波器启动录波后, 后台机从录波器前置机RAM中取得录波数据。前置机中用两个RAM芯片储存录波数据, 在后台机与其中一片RAM (设为RAM-A) 传输数据同时, 另外一片R A M (设为R A M-B) 存储录波数据, 数据存满后, 后台机则与RAM-B传输数据, RAM-A改为存储录波数据, 类似循环, 直至录波结束。
1.2.1启动方式
除高频信号外, 所有信号均可作为启动量, 任一路输入信号满足定值给出的启动条件, 均可启动录波。
启动方式有:
a.电压各相和零序电压突变量启动
b.电流各相和零序电流突变量启动
c.线路相电流变化越限启动
d.主变中性点电流过限启动
e.电压过限启动, 其中相电压有欠压和过压两种启动方式。
f.频率越限与变化率启动
g.负序分量启动
h.正序分量启动
i.开关量启动
j.手动启动, 由人工控制启动录波。
k.遥控启动, 由上级部门通过远传下达启动命令。
启动精度
越限启动量, 优于5%
突变启动量, 优于30%
录波数据记录方式
t=0ms系统大扰动开始时刻
1.2.2录波方式
A、第一次启动
符合任一启动条件时, 由S开始按ABCD顺序执行。
B、重复启动
在已经启动记录的过程中, 有开关量或突变量输出时, 若在B时段, 则有T时刻开始沿BCD时段重复执行;否则应由S时刻开始沿ABCD时段重复执行。
C、特殊记录方式
如果出现长期的电流、电压、频率越限或振荡, 持续录波数据量大于设定的缓冲区, 则由S时刻开始沿ABCD时段重复执行。
2. 录波故障分析
装置在线运行时屏幕上部显示时间, 是录波时间的依据。时间可通过3种方法修正:在线修改、远传校时和GPS校时等方法校正。左边为录波时间, 包括年、月、日、时、分及次数。右边在正常工作状态下显示相应信息, 如XX线XX类型故障、故障距离、启动线路、启动方式等。
2.1 故障分析实例1:
主变差动保护动作录波故障录波器波形图, 给出如下内容:录波时间、故障线路、故障相别、故障距离、故障电压电流有效值、启动通道名称、启动类型、跳闸相别、跳闸时间、重合闸时间、再次故障类型等等。
打印该报告会包含故障线路各通道的波形。此图为励磁涌流造成主变差动保护动作的故障录波器波形图:电流波形与励磁涌流特点完全吻合:电流偏向时间轴的一侧, 电流有间断角 (图2) 。
2.2 故障分析实例2:
220kv线路发生A相接地故障故障录波器波形图, 此图为线路瞬时故障, A相跳闸, 重合闸动作, 并同时重合成功 (图3) 。
602动作报告:
00ms纵联、距离零序保护启动
27ms纵联A跳出口
54ms接地距离I段动作出口故障测距7.85KM
892ms综重重合闸出口故障相电流60.717A (二次值)
5653ms纵联、距离零序保护启动
5670ms接地距离I段动作、距离重合加速动作、保护永跳出口
5679ms纵联保护永跳出口故障测距0.02KM
故障相电流82.198A (二次值)
901动作报告:
29ms纵联变化量方向A相
29ms纵联零序方向A相
5661ms工频变化量阻抗ABC相
5690ms纵联变化量方向ABC相
5690ms纵联零序方向ABC相
故障测距5.9KM
故障相电流55.90A (二次值)
故障零序电流54.17A (二次值)
3、装置故障处理
设备正常运行时, 各状态指示灯应正常, 故障告警灯不亮, 设备出现异常时, 将发出故障警告, 维护人员首先按下面板上的取消键, 清除告警继电器信号, 然后参考下述内容处理。
3.1 频繁启动
显示器提示频繁启动故障。表示在5分钟内连续启动15次, 或线路故障持续时间超过其缓冲能力, 出现该故障后, 将停止录波, 并检测前置机的工作状态。若40S内无录波启动信号, 则自动恢复正常状态。该故障一般是线路启动参数整定不当造成的, 可通过故障分析, 判断出哪一通道引起的。然后将该通道参数适当调整后, 重新传给装置即可。若装置一直处于连续录波状态, 以至无法修改定改定值, 可复位主机, 在显示“Startin g msd o s…”时, 按下键盘上的F 5键, 即可退出录波程序, 然后键入如下命令:
进入程序后, 重新设定有关参数后, 再次复位主机, 使装置进入正常工作状态。
频繁启动:
a.液晶显示频繁启动, 并指示某一通道或数个通道启动, 应检查对应通道的启动定值是否恰当, 修正开关是否设置成“N”, 修正系数是否正常, 如以上均无异常则可以判断该前置机插件异常。
b.频繁启动无文件形成或有文件形成并没有提示某一通道或某一前置机, 应检查PCIO板是否存在异常。
3.2 线路故障不能录波
1) .查看定值是否合适, 启动开关是否打开, 或者是由于修改有关参数定值等而没有传送参数造成装置拒动。
2) .查看接线端子实际有无电量输入, 手动录波, 进入波形分析查看有无波形、幅值。如有波形且幅值正常应检查前置机和PCIO板是否异常。如没有波形幅值则应查看前置机是否异常, 隔离变送器是否正常, 以及相关连接部分是否接触不好或损坏等。
3) .通道正常:手动录波后, 进行波形分析, 若波形图上该通道无正常波形, 则是该通道不正常, 原因可能是接线不好, 内部接触不良, 对应变送器损坏, 前置机损坏等。
3.3 电源故障
若整机掉电, 则应检查装置供电电源及交直流空气开关是否完好, 若只是某几路电压丢失, 导致装置电源告警, 则可能是输出该组电压的开关电源损坏, 或该组电压被短路引起电源保护, 出现此现象, 应立即关掉电源, 排除故障后, 方可恢复运行。
1) .交流电源投不上时, 原因可能是:
a.首先检查交直流端子的保险丝, 看是否熔断。
b.再检查电源有没有问题。
c.看一下交直流转换板的二极管和桥堆有没有问题。
d.检查交流变压器是否烧坏, 检查焊线有没有脱落。
2) .直流送不上时, 原因可能是:
a.检查保险丝是否熔断。
b.检查电源是否烧坏。
c.看交直流转换板二极管是否击穿。
3.4 主机故障
若装置出现故障告警, 运行灯不亮, 按下试验键后, 无录波现象, 则可能是主机故障, 应请有经验的维护人员处理或有厂家决定。
1) .装置不运行时:
a, 重新上电, 看主板是否检测内存, 若没有则可能内存坏, 也可能主板坏, 若有嘀嘀响声, 则多数为内存坏。
b, 内存检测通过, 停在WAIT状态, 则主板坏。
c, 前面检测通过, 出现F1提示, 则可能键盘坏或主板键盘口坏。
d, 若出现HDD ERROR则硬盘坏。
2) .盘检测不到时:
a.电源是否正常, 输出+5V、+12V是否标准。
b.看硬盘电源线、数据线是否接触完好, 有无损坏。
c.查看主板COMS设置中有无硬盘类型设置。
d.检查硬盘好坏。
3.5 远传不通时
1) .判断远方MODEM是否摘机 (如不摘机检查电话线路, MODEM是否打开) ;MODEM状态三盏灯 (TR、速率、OH) 是否正常。
2) .主站端是否设置正确, 能正常听到拨号音 (检查本端) 。
3) .等待两端MODEM正常握手后, 数据不能正常传输, 检查后台机与MODEM之间联系, 包括物理连线 (MODEM——后台机线) , 数据方面 (用命令检查:AT回车, 显示O K) 。
4) .88系列远传连接正常, 而数据不能传输, 则可能是IP地址输入不对。
3.6 录波器密码
1) 、录波器在线软件的密码忘记后, 可以通过修改录波器文件来更改密码
YS-8A只要删除C盘根目录下的YS-8A.fig文件, 重起即没有密码了。
Y S-8 8 A只要删除C盘根目录下的YS88.cfg文件, 重起即没有密码了。
2) 、88A离线软件密码忘记, 可以通过修改注册表来更改。由于密码比较重要, 需要时询问公司内技术人员。
3.7 校时方面
注意以下几点, 可以解决校时问题:
1) 、GPS天线头应安装室外, 顺天线头向上应看到360度天空。
2) 、装置初次上电后, LED显示未同步的时间信息, 同步监测灯闪亮, 同步后, 同步指示灯应熄灭, 时、分、秒 (1H、1M、1S) 脉冲分别闪亮, 如装置失去同步, 检查天线和GPS。
3) 、与录波器接口
录波器本身通过硬接点校时 (88A型可以实现软校时)
检查: (1) 用导线直接短接, 应能校时。
(2) 时间误差应在正负20S内。
(3) 只能校对秒时间, 即整分, 录波器秒归0。
(4) 检查与录波器之间连接正负极性是否正确。
(5) 检查G P S分脉冲输出。
3.8 告警信号
告警、录波、失电信号输出, 通过复位键来消除, 若信号输出与消除不正常, 则可能告警板三极管或继电器坏, 如果复归不掉, 则告警板复位键损坏, 再有可能PCIO板坏。
4、结束语
故障录波器作为一个继电保护辅助装置, 它在电力系统的重要性也显而易见。从在徐州电网运行多年的经验表明, 录波成功率高, 准确快捷, 操作简捷, 运行安全可靠, 为电力系统供电稳定高效起到极大的作用。
参考文献
[1]YS-88型微机故障录波测距装置使用说明书.南京银燕电子有限公司.1998年
基于故障录波的谐波分析 篇7
故障录波器功能主要分为录波和分析两大功能, 分析功能强弱是产品性能的重要指标, 而谐波分析就是其中最重要的一项指标。现在微机保护装置基本上都具有故障录波功能, 其采样率很高, 一般都在24次以上, 其中包含基次量, 也包含多次谐波量, 按照傅立叶算法, 24次采样率其最大谐波次数为12次。一般谐波含量大小依次为3次、5次、7次、9次奇次谐波, 11次以上高次谐波含量很小, 故24次采样率的保护装置所能测量的谐波含量基本能满足一般工业应用的要求。
一、谐波概述
在电力系统中, 谐波产生的根本原因是由于非线性负载所致。当电流流经负载时, 与所加的电压不呈线性关系, 从而产生非正弦电流, 即电路中有谐波电流产生。谐波频率是基波频率的整倍数, 根据法国数学家傅立叶 (M.Fourier) 分析原理证明, 任何周期性的波形都可以分解为含有基波频率和一系列为基波倍数的谐波的正弦波分量[2]。国际上公认的定义为:“谐波是一个周期电气量的正弦波分量, 其频率为基波频率的整倍数。”在频域分析中, 将畸变的周期性电压和电流分解成傅里叶级数[4]:
ω1――工频 (即基波) 的角频率, rad/s;
h――谐波次数;
Uh、Ih——分别为第h次谐波电压和电流的均方根值, V,
αh、βh——分别为第h次谐波电压和电流的初相角, rad;
M——所考虑的谐波最高次数, 由波形的畸变程度和分析的准确度要求来决定, 通常取M≤50。
谐波波形因谐波引起的偏离正弦波形的程度, 以总谐波畸变率THD表示。它等于各次谐波均方根的平方和的平方根值与基波均方根值的百分比:
理想的公用电网所提供的电压应该是单一而固定的频率以及规定的电压幅值。谐波电流和谐波电压的出现, 对公用电网是一种污染, 它使用电设备所处的环境恶化, 使电气设备过热、产生振动和噪声, 并使绝缘老化, 使用寿命缩短, 也对周围的通信系统和公用电网以外的设备带来危害。因此, 谐波治理意义重大。
二、谐波分析
所谓谐波分析方法, 即是周期性的非正弦波形利用傅立叶级数及傅立叶变换, 分解为基波及各次谐波的方法。实际中常把连续时间信号的一个周期T等分成N个点后进行采样, 从而得到一系列离散时间信号, 然后采用离散傅立叶变换 (DFT) 或快速傅立叶变换 (FFT) 的方法进行谐波分析。
1.离散傅立叶与快速傅立叶变换。电力系统的非正弦周期波都是不规则的畸变波形, 无法表示成函数解析式后用指数形式的傅立叶级数进行计算。一种常用的方法是对该种波形的时间连续信号用采样装置进行等间隔采样, 并把采样值依次转换成数字序列, 然后借助计算机进行快速谐波分析。
设对u (t) 每个周期均匀同步采样N点, 得到序列u{ (n) }, 若u (t) 的最高次谐波次数为M, 为了满足采样定理, N应满足:
以电流各次谐波计算为例, 根据连续函数的傅立叶级数计算式[3]则可得到离散形式的计算式:
其中ambm分别为傅立叶级数中的余弦项系数和正弦项系数。而对于离散序列u (n) , 可作N点的离散傅立叶变换, 得:
其中k=0, 1, 2, 3……N-1
根据上式可以完全确定各次谐波, 以及基波和直流分量。
而快速傅立叶变换 (FFT) 不是一种新的变化, 它是基于离散傅立叶变换的快速算法。其核心思想是:
(1) 为了显著减少乘法次数, 将长序列的DFT分解成几个等长的短序列的DFT;
(2) 利用eN-j2π (即旋转因子, WN) 的对称性、周期性和可约性[4], 使DFT运算中有些项可以合并, 并使DFT运算分解为若干个小点数的DFT, 减少运算量。
以N=128为例, DFT需要运算1282=16384次, 而FFT仅需7×128/2=448次, 从而使谐波分析的速度大大提高。
三、故障录波装置
治理谐波首先需监测谐波, 采用高性能谐波仪表成本较高, 并且谐波含量完全实时监测意义并不大, 只要能够测量谐波含量为治理谐波提供依据就基本可以满足要求。因此, 采用FFT结合录波文件分析测量谐波含量完全能够满足要求。
录波文件包含基次值, 也包含谐波含量, 利用傅立叶算法可以将各次谐波分解出来。录波文件既可是故障时的录波也可是正常时手动触发录波, 这样, 既分析了故障时的谐波含量又可测量正常时的谐波含量。谐波含量可以以列表或柱状图方式分相显示, 并可存入历史数据库, 进行统计报表分析, 同时还可以设置阀值, 当大于设定阀值时, 变色显示或发报警信息。
四、结语
利用录波文件计算测量谐波含量不失为一种简单适用的测量方法, 充分利用了保护装置的录波功能, 既节约了投资, 又达到了谐波监测的效果。通过记录、分析正常工作时各次谐波含量, 对治理谐波提供了有力支持;而故障时的波形记录也为分析故障特性、原因提供了帮助。针对谐波监视分析的故障录波装置集谐波的监视、分析与故障录波、报警于一体, 功能齐全, 通用性强, 整个装置易于扩展和维护, 是变电站综合自动化系统的理想组成部分。
摘要：谐波对系统及设备危害极大, 如何测量和分析谐波?传统的方法是采用高质量的有谐波测量功能的智能仪表或专用的谐波记录仪。本文提出, 通过对故障录波进行快速傅立叶算法计算谐波值, 虽然不是实时数据, 但其精度仍然可以达到高精度仪表的标准。
参考文献
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电力故障录波监测系统设计与研究 篇8
关键词：电能质量,快速傅里叶变换,继电保护
0 引言
电力系统故障是指系统中某一元件的正常运行状态遭到破坏。发生故障后一般会引起电流增大、电压和频率的降低或升高,从而导致电气设备和用户的正常工作遭到破坏[1]。电力故障录波监测系统的主要任务是记录系统大扰动如短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为。
1 系统总体设计
整个系统分为三个子系统:录波子系统、远程监控子系统、对时子系统。录波子系统对电力系统进行多点故障诊断,记录故障发生时系统的动态电参量及开关量的状态。远程监控子系统实现故障信息传输与保护及安全装置日常运行监测的双重作用。对时子系统提供了标准统一时间,保证系统时间同步。[2]
2 系统硬件设计
系统硬件部分主要对电力系统进行多点故障诊断,记录故障发生时的动态电参量及开关量的状态,由信号调理模块、信号处理模块和通信模块组成。
2.1 信号调理模块
本模块负责电力系统数字量与模拟量信号的隔离与变换,以供信号处理模板进行采样,对模拟量还要进行滤波处理,以消除5k Hz以上的干扰。本系统中信号调理模块支持8路模拟量,可以接入4路电流、4路电压,支持8路开关量。模拟量直接来自电力设备,而开关量则由相应装置空触点送来。
2.2 信号处理模块
信号处理模块是整个故障录波系统的核心,要求有很高的实时性及检测精度。它对经过前端处理后的模拟量与数字量进行采样,依据启动判据,诊断是否有故障发生。本模块由DSP处理器、模拟量采样模块、开关量采样模块、存储模块与调度模块通信接口四部分组成,与调度模块通过双端口RAM连接,实现故障记录的上传。DSP处理器选用TI公司的浮点处理器TMS320C33芯片,成本低,支持32位浮点运算,主频60M。
2.3 通信模块
通信模块是录波设备与上位机服务器之间的桥梁。当发生故障时,它负责接收信号处理模块记录的故障记录,然后把数据缓存到FLASH中,同时通过以太网、CAN总线、485总线等通信接口(三选一)上传到上位机,供专家进一步的故障分析。另外,通信模块也负责转发上位机下达的远程监控命令。
通信模块微处理器采用了Motorola公司的Cold Fire5282,主频最高可以达到80M。支持BDM调试接口,可以动态跟踪运行路径。存储方面,2K Cache用于数据与指令的高速缓存,64K双端口SRAM分别与内部、外部总线相连;Code Fire5282还带有Flex CAN模块、3个串口、I2C模块、SPI模拟—数字转换模块、定时器、DMA控制器、开门狗定时器等。
3 系统算法设计
录波系统的启动算法大致可分成突变量启动[3]、基频稳态分量算法[4]、正负零序启动,频率启动[5]等几个类型,本文主要介绍频率启动算法。
利用电压信号波形过零点的时间间隔进行频率测量是一种比较常用的频率测量方法,这种算法的优点是计算量小,便于实时计算。本文利用DSP的快速处理能力和算法计算所得的电压向量得到一种简便快速且精度较高的测频算法。
设系统额定频率为f0,系统实际频率为f,则f=f0+df。系统电压为
令θ(t)=2πdft+φ0,则有
设每周期采样N个点,初始采样频率为Nf0,采样时间间隔t=1/Nf0。将(2)式写成离散形式,则第k个采样电压值为:
如系统频率不发生偏移,根据迭代付氏算法每个采样间隔计算所得相量在复平面内保持不动。但当系统频率发生偏移df时,相量将在复平面内以2πdf的速度旋转。当系统实际频率大于系统额定频率f0时,沿逆时针方向旋转;当系统实际频率小于系统额定频率f0时,沿顺时针方向旋转。因此,可以通过测量相量幅角的变化获得频率实时测量结果。测量原理由式(4)、(5)、(6)决定。
则系统测量频率f=f0+df。频率测量启动判据算法流程如图一所示。
为了考察本系统设计中提出的频率启动判据算法的性能,对电压信号中包含各高次谐波的情况进行计算机仿真。输入信号为:xn=4cos2πft+0.6cos2π*3ft+0.3cos2π*5ft。
当实际频率f为48Hz时,采样频率fs=N*f0,进行N=256点采样。
由输入信号可知,对于基频分量来说,其幅值为4,实际频率为48Hz,仿真结果测量频率f1为47.9995 Hz,精确小数点后4位。
当实际频率f为52Hz时,采样频率fs=N*f0,进行N=256点采样,算法原理同上。
对于基频分量来说,其幅值为4,实际频率为52Hz,仿真结果测量频率f1为51.9567Hz,精确小数点后4位,如表一所示。
通过比较可以看出,测量频率与实际频率的误差不大于0.001,符合《220~500k V电力系统故障动态记录技术准则》规定的频率参量标准50.5Hz≤f≤49.5Hz、df/dt≥0.1Hz/s。本算法的优点在于在计算量相对较大、时实性强的情况下,能大大简化计算且精度比较高。
5 结束语
本文针对电力系统故障的危害性,对传统故障录波监测方法的改进,进行了电力故障录波监测系统的硬件设计和算法仿真,仿真结果符合《220~500k V电力系统故障动态记录技术准则》所规定的性能指标,同时大大简化了计算,提高了精度。
参考文献
[1]Hart David,Novosel Damir.A new Frequency Tracking and phasor estimation algorithm for generator protection[J].IEEE Trans on PWRD,1997,12(03):1064-1073.
[2]国家标准局.220～500kV电力系统故障动态记录技术准则DL/T553-94[Z].电力行业标准,1994.
[3]王亮.嵌入式电力系统动态记录装置及故障诊断研究[D].江苏:河海大学,2004.
[4]王振树,张波,李欣唐.新型电力故障录波监测系统[J].电力系统自动化,2007,31(10):92-97.