4 故障录波器系统
4.1 线路故障录波器
4.1.1 配置原则
（1）为便于分析电力系统事故及继电保护装置的动作情况，500kV变电站内应配置故障录波装置分别记录线路电流、电压、保护装置动作、断路器位置及保护通道的运行情况等。
（2）在分散布置的500kV变电站内，宜按电压等级配置故障录波装置，不跨小室接线，建设初期可适当考虑远景要求；在集中布置的500kV变电站内，宜按电压等级配置故障录波装置。
（3）每套500kV线路故障录波器的录波量配置宜为48路模拟量、128路开关量；每套220kV线路故障录波器的录波量配置宜为64路模拟量、128路开关量。
（4）故障录波装置应具备单独组网，完善的分析和通信管理功能，通过以太网口与保护和故障信息管理子站系统通信，录波信息可经子站远传至各级调度部门进行事故分析处理。
4.1.2 技术要求
（1）故障录波器应为嵌入式、装置化产品，所选用的微机故障录波器应满足电力行业有关标准。
（2）故障录波器应能连续记录多次故障波形，能记录和保存从故障前150ms到故障消失时的电气量波形。它应至少能清楚记录5次谐波的波形。
（3）故障录波器模拟量采样频率在高速故障记录期间不低于5000Hz。
（4）事件量记录元件的分辨率应<1.0ms。
（5）故障录波器应具备对时功能，能够接收时间同步系统输出的同步时钟脉冲，对时精度小于1.0ms，以便能更好分析故障发生顺序以及实现双端测距。装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的功能。
（6）故障录波器应具有故障测距功
能，故障测距的测量误差应小于线路长度的3%。
4.2 主变压器故障录波器
4.2.1 配置原则
（1）为了分析主变压器保护的动作情况，主变压器的故障录波器宜单独配置。主变压器三侧及公共绕组侧的录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。
（2）主变压器的故障录波器型号宜与线路故障录波器统一，并能共同组网，经子站将录波信号远传至各级调度部门。
（3）每套主变压器故障录波器的录波量配置宜为64路模拟量、128路开关量，满足两台主变压器故障录波的需求。
4.2.2 技术要求
（1）故障录波器应为嵌入式、装置化产品，所选用的微机故障录波器应满足电力行业有关标准。
（2）故障录波器应能连续记录多次故障波形，能记录和保存从故障前150ms到故障消失时的电气量波形。它应至少能清楚记录5次谐波的波形。
（3）故障录波器模拟量采样频率在高速故障记录期间不低于5000Hz。
（4）事件量记录元件的分辨率应＜1.0ms。
（5）故障录波器应具备对时功能，能够接收时间同步系统输出的同步时钟脉冲，对时精度小于1.0ms，以便能更好分析故障发生顺序。装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的功能。
5 故障测距系统
5.1 配置原则
（1）为了实现线路故障的精确定位，对于大于80km的长线路或路径地形复杂、巡检不便的线路，应配置专用故障测距装置。
（2）宜采用行波原理、双端故障测距装置，两端数据交换宜采用2M通道。
（3）每套行波故障测距装置可监测1～8条线路。当线路超过8条时，建设初期故障测距装置的配置可结合远景规模统一考虑。
5.2 技术要求
（1）行波测距装置应采用数字式，有独立的起动元件，并具有将其记录的信息就地输出并向远方传送的功能。
（2）行波测距装置应采用高速采集技术、时间同步技术、计算机仿真技术、匹配滤波技术和小波技术实现以双端行波测距为主，辅助以单端行波测距。
（3）行波故障测距装置的测距误差不应受运行方式变化、故障位置、故障类型、负荷电流、过渡电阻等因素的影响，测距误差应不大于500m。
（4）行波测距装置应能监视8条线路，本侧装置与对侧装置可构成双端测距系统。测距装置具有自动识别故障线路的能力，能有效防止装置的频繁误启动和漏检。
（5）当线路发生故障时，线路两端所在站内的行波故障测距装置之间应能远程交换故障数据以实现自动给出双端测距结果。
（6）行波测距装置应能通过电力数据网、专线通道或拨号方式与调度中心通信。调度端应能自动接收或主动调取行波测距系统的测距结果、测距装置记录的行波数据，装置的工作状况，并应具有远方修改配置、进行整定的功能。
（7）行波测距装置应具有接收对时功能，以实现行波测距装置与时间同步系统的同步，时间同步误差应不大于±1µs。对时接口优先采用IRIG-B（DC）或1PPS+RS-485串口方式。
6 保护及故障信息管理子站系统
1 配置原则
（1）500kV变电站应配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。
（2）保护及故障信息管理子站系统与保护装置、监控系统的联网方式宜采用如下两个方案：
方案一：如果不考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复归的功能，则监控系统仅采集与运行密切相关的保护硬接点信号，站内所有保护装置与故障录波装置仅与保护及故障信息管理子站连接；保护及故障信息管理子站通过防火墙接入监控系统站控层网络，向监控系统转发各保护装置详细软报文信息。
方案二：如果考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复归的功能，则保护及故障信息管理子站系统与监控系统分网采集保护信息。保护装置可直接通过网口或保护信息采集器，按照子站系统和监控系统对保护信息量的要求，将保护信息分别传输至子站系统和监控系统，故障录波单独组网后直接与子站连接。保护信息采集器推荐与保护信息管理子站统一设计。
2 技术要求
（1）保护及故障信息管理子站系统宜采用嵌入式装置化的产品，信息的采集、处理和发送不依赖于后台机。
（2）保护及故障信息管理子站系统主机不宜采用WINOOWS操作系统。
（3）保护及故障信息管理子站系统应能与各继电保护装置和故障录波装置进行数据通信，收集各继电保护装置及故障录波装置的动作信号、运行状态信号，通过必要的分析软件，在站内对事故进行分析。
（4）保护及故障信息管理子站系统对保护装置应具有调取查询保护定值、投/退软压板及复归功能；对故障录波装置应具有定值修改和系统参数配置、定值区查看、启动、复归功能。
（5）调度中心应能通过保护及故障信息管理子站调取继电保护装置和故障录波装置的定值、动作事件报告和故障录波报告、运行状态信号等。
（6）信息传送时间要求：保护动作事件不大于3s，故障报告不大于10s，查询响应时间不大于5s。
（7）子站系统内部的任何元件故障，均不应影响保护装置的正常运行。
（8）保护及故障信息管理子站系统与各继电保护装置、故障录波装置的接口采用以太网口，对于特殊的只有串口输出的保护，可先经串口服务器转换成以太网口再接入子站。通信规约采用DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或DL/T 860（IEC 61850）。
（9）保护及故障信息管理子站系统应能通过电力调度数据网、专用通信通道与调度中心通信。
上一篇：使用双电源的要点
