行波测距技术讲座课件.ppt

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1、输电线路故障行波测距技术科汇电气有限公司故障测距的作用缩短故障修复时间，提高供电可靠性，减少停电损失。减轻人工巡线工作量发现造成线路瞬时故障的绝缘薄弱点、线路走廊下的树支等事故隐患，及时处理，防止故障的再一次发生。概述故障分析法：根据故障时电压、电流录波图估算故障距离。阻抗法：通过测量阻抗来计算故障距离。行波法：通过测量电压、电流行波在线路上传播的时间，计算故障距离。故障测距方法概述（续）阻抗测距原理根据在母线处测量到的阻抗（电抗）值计算故障距离Zm=Vm/Im=Rm+jLm=x.R0+x.L0x----故障距离R

2、0,L0----单位长度电阻、电抗值ZmVmIm阻抗法测距误差大，受多种因素影响，包括：故障点弧光电阻电源阻抗电压、电流互感器变换误差线路不对称（换位）影响长线分布电容线路走廊地形变化，引起零序参数变化。测距误差大阻抗法（续）不宜用于以下线路：直流输电线路带串补电容线路T接线部分同杆架设双回线适用性差阻抗法（续）变电站测量行波在母线与故障点之间的传播时间来测定线路故障距离（时间X速度），测距精度高，适用范围广。最早提出的电压行波测距法原理上有缺陷，且没有解决好行波信号的测量、超高速记录、分析等问题。直到二十世纪九十

3、年代，行波测距技术一直没有获得实际的推广应用。行波法现代微电子技术技术的发展为研究新的行波测距方法与设备创造了条件科汇公司于1995年开发出利用电流行波的输电线路故障测距系统，投入试运行。行波法（续）Ts1Ts2tSR单端电气量（A）测距法行波测距原理故障点距S变电站距离：V--波速度行波法（续）TsTRSR双端电气量（A）测距法故障点距S变电站距离：故障点距R变电站距离：L--线路全长行波法（续）利用重合闸的（E）型测距原理通过测量重合闸脉冲在故障点的反射到达时间测距：RSFt合闸脉冲故障点反射脉冲行波法（续）单

4、端法优点：只需要在线路一端安装装置，投资少；缺点：波形分析困难，可靠性差双端法优点：可靠性高，测距准确；缺点：需要在线路两端安装装置及通信配合。利用重合闸信号的方法适用于测量永久短路及断线故障实际应用中，三种方法配合使用，确保测距可靠性及精度。行波法（续）行波信号的测量保护与测距利用信号的带宽常规电流、阻抗等保护：0-1KHz（50Hz）阻抗测距装置：0-1KHz（50Hz）行波保护：0-2KHz行波测距：0-300KHz，距离分辨率500m电容式电压互感器（CVT）不能传变电压行波，早期行波测距使用电容分压（耦合

5、器）测量电压行波，安装复杂，需要额外投资。光PT、CT离商业化应用有距离。核心技术利用普通的电流互感器测量电流行波科汇在世界上首次提出利用普通的电流互感器测量电流行波，并通过数字仿真分析及对实际CT的测试证明之。利用CT测量电流行波优点象常规的保护录波装置一样接入，具有简单、易于实现的优点。不需要额外投资由于母线有较大的分布电容，母线处感受到电压行波波头幅值较小且上升速度慢，而电流行波波头却有较大的幅值且上升速度很快，利用故障电流行波检测灵敏度高。核心技术（续）电压行波电流行波电压行波电流行波比电压行波上升速度快核

6、心技术（续）直流输电线路行波测量方法线路电压行波会在载波耦合电容上产生脉冲电流C平波设备直流输电线路直流系统电压、电流互感器不满足测量线路行波的要求使用一个小型电流互感器，可以间接直流输电线路故障行波。核心技术（续）超高速行波数据采集技术徐丙垠:普通的计算机（CPU）控制的数据采集技术不能满足记录高频行波(250KHz)信号的要求CPU设计了专用硬件超高速数据采集电路，记录故障行波数据。超高速数据采集电路采用双RAM切换技术，实现暂态行波信号的“无死区”记录，避免因连续雷电干扰漏记故障行波，造成测距失败。双RAM切

7、换控制电路核心技术（续）TsTRSR双端法要求两侧装置实现1us时间精确同步，使测距分辨率达到150米。GPS时间精确同步技术装置接受全球定位系统（GPS）信号，给内部时钟精确对时，使装置记录电流行波到达时间的精度在1us以内。核心技术（续）行波脉冲的常规越限检测方法，抗干扰能力差、时间精度低。行波脉冲的小波检测技术将行波信号进行二进制小波变换后，得到模极大值信号图。将模极大值出现的时间确定为信号突变出现时间。根据不同频带下模极大值的大小与极性判断检测到的信号突变是否是来自故障点的行波脉冲核心技术（续）SR远程通信

8、技术电话网/广域网PC主站核心技术（续）测距设备构成及各部分分工XC行波测距装置主要由T-GPS、XC-21、当地机(含XC-2000软件)、MODEM等构成。GPS：主要任务是给XC-21对时；XC-21：接受GPS卫星对时信号，捕捉行波信号并缓存，然后传给当地工控机；当地机及XC-2000软件：接收XC21送来的行波数据并保存，提供当地分析功能、数据远传