故障錄波器范例6篇

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故障錄波器范文1

【關鍵詞】算法，探討，器，錄波，故障，電力系統，

在故障錄波器中要計算觀測點的正負序電壓，電流，以便根據正序電壓，電流的突變量來啟動錄波。通過傅氏算法可分別計算觀測點三相電壓，電流相量值，根據以下算法可計算出序量值。

I1I2I3=131 a a21 a2 a1 1 1×IaIbIc(2.2-1)

式中，算子a=ejt2π，a2=ejt4π，I1，I2，I3分別為a相電流正，負，零序分量。通過計算可得

it=13ia(k)-12ib(k)+ic(k)-32sin2πNib(k-1)-ic(k-1)(2.2-1)

上式就是離散采樣形式的正序電流值，式中的各常數系數項可先求出。同樣可得負序電流瞬時值和零序電流瞬時值。采用這種算法可以得到任意時刻序分量的瞬時值。

2.3頻率計算

2.3.1頻率測量的算法

頻率測量的算法很多，典型的有周期法、基于樣本值解析法、離散卡爾曼濾波算法、快速傅立葉變換(FFT)類算法等。

2.3.2基于FFT的測頻算法

設系統電壓信號為:

u(t)=Ucos(2πft+α0)(2.3-1)

其中f為系統實際頻率。若系統額定頻率設為f0，那么有:

u(t)=Ucos[2πf0t+θ(t)](2.3-2)

其中θ(t)=2πft+α0(2.3-3)

對信號采集前首先經過模擬低通濾波器進行抗混疊濾波。每個周波采集點數n=128，采樣頻率就等于6400HZ。第k個采樣點的值為:

u(t)=Ucos[2πkn+θ(t)](2.3-4)

其FFT得到實部和虛部分別記作UR和UI通過測量相量幅角的變化來實時測量頻率。

θ(t)=arctgUIUR(2.3-5)

對(3)式兩邊求導，得到:

dθ(t)dt=2πf(2.3-6)

所以頻率的計算公式為:

f=f0+f=f0+12πdθ(t)dt

=f0+12πθm+n(t)-θm(t)T0(2.3-7)

高次諧波的存在并沒有影響到測量的精確性，FFT類算法對諧波分量具有較強的抑制作用。

這種算法的誤差來源主要是角度的計算，因為只有在額定頻率時，傅氏計算的實部和虛部的頻率響應才完全一致，故其實部和虛部主應該引入一個系數

UR=KRUcosθ

UI=KIUsinθ

只有當KR=KI時才可以用上面的方法算出準確的角度，繼而準確地算出頻率。而實際的系統頻率和額定頻率是一不致的，這樣最終計算出來的頻率會帶來誤差。我們可采用逐步迭代的方法來逼近系統的實際頻率。

采用這種方式進行計算時，用式N=1fT來確定所需采樣點數N，其中T為固定的采樣間隔。對其中的任何一頻率，總能找出一個最適合的計算傅氏濾波系數所需的整數，用于下一次的迭代計算。

2.4諧波分析算法

電力系統發生故障時，電壓、電流信號中除基頻分量外，通常還包含有衰減直流分量以及各種諧波分量。對電網中的諧波含量進行實時測量，確切掌握電網中諧波的實際狀況，對于防止諧波危害，維護電網的安全運行是十分必要的。電力系統的諧波分析，通常都是通過快速傅立葉變換(FFT)實現的。

2.4.1基于FFT的傅里葉算法的實現

在傅里葉算法中，計算很不方便，特別是當需要計算的諧波次數很高時，就會造成很大的計算量.為了克服這些缺點，可以利用傅里葉級數和離散傅里葉變換的關系通過FFT來計算ak，bk。FFT是利用DFT系數e-j2πnk/N的對稱性，周期性和可約性等性質將長序列的DFT分解為若干個短序列的DFT的計算，然后再按一定規則將其合并，從而得到整個的DFT

ck=2N|X(k)|=a2k+b2k

其中:Φk=arg(X(k))=-akbk(2.4-1)

將ck代入到公式

x(t)=c0+∑∞n=1ckcos(k1t+Φk)(2.4-2)

其中c0=a0=1T1∫t0+T1t0x(t)dt表示直流分量，ck為k次諧波的幅值，ck/2為k次諧波的有效值。

當輸入電壓(電流)信號時，算出ck和Φk分別對應著電壓(電流)的k次諧波的幅值Uk(Ik)，和k次諧波的相位Φuk(Φik)，由此可計算出電壓(電流)的k次諧波的有效值。

在此基礎上還可以計算出k次諧波的有功功率Pk，無功功率Qk，視在功率Sk。

Pk=UkIkcos(Φuk-Φik)

Qk=UkIksin(Φuk-Φik)

Sk=UkIk=P2k+Q2k(2.4-3)

2.4.2改進算法綜述

通過對半波傅氏算法的頻譜分析和不同衰減直流分量參數計算，得出結論:衰減直流分量對半波傅氏算法濾波性能的影響主要表現在算法的虛部，而算法的實部能有效地抑制衰減直流分量影響。因此只使用半波傅氏算法計算基波實部，而用Mann2Morrison算法計算基波幅值。為了全部使用故障后的采樣值，取k≥NP2，k表示從故障起始時刻開始第k個采樣點，數據窗為[k-NP2+1，k-NP2+2，…，k]，若計算基波分量，則令n=1，用半波傅氏算法求出實部IRe(k)。

an=4N∑NP2k=1ik cosnk2πN

bn=4N∑NP2k=1ik sin nπ2πN(2.4-4)

而其虛部利用公式

IIm(k)=IRe(k+1)-IRe(k-1)2sin(θ)(2.4-5)

基波分量幅值I1(k)=I2Re(k)+I2Im(k)。

經類似推導可得，若所求分量為n次諧波，則在求IIm(k)中取分母為2sin(nθ)。

該算法的數據窗為半周波加一個采樣點，濾波效果大于優于半波傅氏算法。值得注意的是，首先，該算法無法求出k=NP2點準確值，其次，欲求k點基波幅值，必須先計算k+1點的基波實部分量，所以有一個采樣間隔的延時。

2.5故障類型與相別判別

2.5.1接地與否判別。

通常采用穩態量與故障突變量相結合的方式判別接地故障。即

(I01)∩(I02)∩(U03)判據來進行判定。

式中1、2、3為設置的定值;I0為零序電流，I0為零序電流的突變量;U0為零序電壓。加入零序電壓作為判斷條件可防止發生相間短時路時由于電流互感器暫態過程的不平衡造成短時出現I0而引起誤判斷。

2.5.2單相接地判別

在我國通常采用相電流差突變量選相方法，實用化的單相接地故障選相判據如下:

|IB-IC|，判為A相單相接地;

|IC-IA|，判為B相單相接地;

|IA-IB|，判為C相單相接地;

式中IA、IB、IC為三相電流突變量;為設定的定值。

2.5.3兩相接地短路相別判別

當已判明為接地短路，但三個單相接地判據都不符合時，即可判斷為兩相接地短路。在軟件開發中通過對零序電壓和相電壓進行相伴比較來實現故障選相。

2.5.4三相短路判別

當不是接地短路時，可先判斷是否三相短路，可先短路計算IA、IB、IC，當三者都大于整定值時，即可判斷為三相短路.

2.5.5兩相短路相別判別

當判明不是接地短路且判別不是三相短路時即可判別為兩相短路;兩相不接地短路的突出特點是健全相電流故障分量遠小于故障相電流的故障分量，根據這一特征可確定故障相別?？筛鶕旅媾袚袆e是否AC相短路，即

(|Ia|>|Ib|)∩(|Ic|>|Ib|)

如符合上式，即判為AC兩相短路.其余類推.

2.5.6故障選相判斷的主要流程如圖

1)是接地短路還是相間短路;

2)如是接地短路，先判斷是否單相接地;

3)如不是單相接地，則判斷哪兩相接地;

4)如不是接地短路，則先判斷是否三相短路;

5)如不是三相短路，則判斷是哪兩相短路;

2.6阻抗與距離測量

輸電線路故障后需要快速地找到故障點并進行修復，以減少停電造成的經濟損失和提高系統運行。隨著故障錄波器裝置的開發及大量投運，使雙端測距越來越具有實用意義，因此目前雙端測距算法備受人們關注，下面對使用的算法作簡單的介紹。

2.6.1輸電線路故障測距基本原理

圖1為一個兩端電源系統，若線路在F點發生故障后，可根據對稱分量法和線性疊加原理，將故障態電力網絡分解為故障前正常狀態網絡和故障后附加正序網、負序網和零序網。對三相對稱故障，不存在負序和零序網;對于不對稱非接地型故障，不存在零序網。故障后系統的正常態網絡、故障后附加正序網、負序和零序網絡分別如圖1～4所示。

圖1 兩端電源等效網絡

圖2 故障附加正序網

以M端為例，設UMA、UMB、UMC、IMA、IMB、IMC是線路M端測得的故障后三相電壓和三相電流向量，U’MA、U’MB、U’MC、I’MA、I’MB、I’MC是故障前的三相電壓電流向量。由此可求出M端的電壓電流突變量;

圖3 負序網

圖4 零序網

dUMA，B，C=UMA，B，C-U’MA，B，C(2.6-1)

dIMA，B，C=IMA，B，C-I’MA，B，C(2.6-2)

首先將上面求出的突變量dUMA，B，C、dIMA，B，C變換成對稱分量UM1，2，0和IM1，2，0，由此可求出M側系統阻抗:

UM1IM1=ZMS1UM2IM2=ZMS2UM2IM2=ZMS0(2.6-3)

同理，可求出N側系統阻抗ZNS0，ZNS1，ZNS2。設過渡電阻上的電流為IF，則有如下的測距方法:

(1)不考慮分布電容。由各序網圖可以列出:

IFi=IMiZMSi+LZi+ZNSiZNSi+(L-D)Zi(2.6-4)

I’Fi=INiZMSi+LZi+ZNSiZNSi+DZi(2.6-5)

其中i={1，2，0｝，代表各序分量。Z為線路總阻抗，D為故障點與M端的距離。I’Fi和IFi分別為由N端和M端的電氣量計算得到的故障點過渡電阻上的電流。如果兩側的數據完全同步，則在F點存在:

I’Fi=IFi

假設兩端數據由于非同步采樣而帶來的相位差為δ，則I’Fi和IFi模值相等，即

|INiZMSi+LZi+ZNSiZNSi+DZi|=|IMiZMSi+LZi+ZNSiZNSi+(L-D)Zi|(2.6-6)

由(2.6-4)、(2.6-5)注意到:IFi的模值隨D的增加遞減，I’Fi的模值隨D的增加而單調遞增，所以若式(2.6-15)模值相等，方程只會有一個解，不會出現偽根。為避免因為誤差而陷入局部極小點，可對D從0～L范圍內進行全局一維搜索，使得式(2.6-6)左右兩邊的模值相差為最小的點即為故障點。這樣就避免了復雜的方程求解。

對于不對稱故障，可采用負序分量進行計算，對于對稱故障可采用故障后附加正序分量進行計算

(2)計入分布電容。如果計入分布電容，則本方法適用于長線路。則式(2.6-4)、(2.6-5)變為:

IFi=(IMi-DYiUMi×ZNSi||1(L-D)Yi+LZi+(ZMSi||1DYi)(0ZNSi||1i(L-D)Yi)+(L-D)Zi(2.6-7)

I’Fi=(INi-DYiUNi×ZNSi||1(L-D)Yi+LZi+(ZMSi||1DYi)(ZMSi||1DYi)+DZi(2.6-8)

方程看似復雜，但由兩端電壓電流量所求得的故障點電流模值仍是隨著D的變化而呈單調變化的，所以仍可采用一維搜索的方法對方程進行求解。

3、結語

線路故障錄波器對保證電力系統安全運行的作用十分重要，十分顯著。在軟件部分中，研究其算法是最重要的一個環節，能可靠有效快速的算出各參數量是軟件設計中的關鍵，研究算法的實質是如何在速度與精度之間進行權衡，找到一種同時滿足精度和速度要求的算法?；蛘咴趦烧咧g有所取舍，針對所計算的量考慮其精度和速度的重要性，選擇相應的算法使得其滿足在電力系統中故障錄波的需要。

參考文獻

[1]張紅旗，劉宇.對微機發變組故障錄波裝置的分析.內蒙古農業大學學報.第26卷第1期.2005年3月.

故障錄波器范文2

關鍵詞：發電廠；時間同步；GPS；ARM Cortex-M3內核；STM32；PCI-104

中圖分類號：TM726

文獻標識碼：A

文章編號：1009-2374（2012）24-0108-03

近年來，國內外連續發生的多起大面積的停電事故，暴露出電力系統運行不可忽視的安全問題。隨著電廠、變電站日益提高的自動化水平，電網運行水平不斷提高，測量及調度自動化系統等自動化裝置得到了廣泛的應用，而這些設備的運行都需要有統一的時間基準。如果有了統一精確的時間，就能夠實現全廠（站）的各個系統在GPS（北斗）提供的時間基準下運行監控，也能夠通過事故后的各個開關動作的先后、調整順序的先后的準確時間來分析事故的原因及過程。一直以來，GPS授時都是美國霸占。1983年，我國科學家陳芳允和美國的一位科學家同時提出了利用地球同步衛星來進行導航定位的設想。經過多年的預研后，終于在1994年全面啟動導航系統的研制。目前國內的關于GPS同步授時也取得了非常迅猛的發展，主要有濟南唯尚電子的W9000電廠/變電站時間同步系統、上海銳呈電氣的K801同步授時裝置、思利敏公司的SNTS網絡時間同步裝置等。通過分析現有的眾多同步授時裝置的優缺點，結合目前比較流行的微處理器，最終選取了性能高、成本低、功耗低的專門為嵌入式應用設計的ARM Cortex-M3內核的STM32系列處理器來完成數據的處理，在數據傳輸方面，系統采用了PCI-104總線技術來進行數據的傳輸，該總線技術能夠很好地滿足系統實時性的要求。

1　硬件設計

系統的板卡主要為故障錄波和數據采集等裝置提供200uS的高精度同步絕對時標。這就要求系統要能接收主時鐘源發出的RS485方式的對時信號，在對時過后即正常狀態下其要能夠自己運行正確的時間信息。

由于主時鐘源發來的信號不止一種，因此不能直接將其送入單片機。需先將其送至邏輯芯片，經過邏輯芯片的判斷選擇之后再送入MCU，這樣會節省單片機很多資源及時間。

為了在沒有時間信號輸入的情況下，此板卡依舊能正常顯示準確的時間信息，系統在此為其配備了Dallas公司的DS12C887時鐘芯片。

在單片機與PC機通訊方面，除采用了專門為嵌入式設計的的PCI-104總線以節省板卡空間之外，為了使雙方能夠準確、快速地進行數據交換，系統還采用了一片雙口RAM來提升此卡的整體性能。

在PC機與MCU通訊的時候，要經過雙口RAM，本板卡所用的芯片有2K的地址空間，為解決單片機引腳問題以方便交換數據，系統將這1K空間分為8頁，每頁128個地址空間。這樣的話對單片機來說，直接通過一個數據端口就可方便地輸出地址。

通訊卡上有8頁RAM用來與PC機交換數據，每頁為128Bytes。每頁RAM的用途：第0頁和第1頁是PC機與單片機交換時標數據區。

第0頁：儲存偶數0.2ms的時鐘數據（10Bytes）。

第1頁：儲存奇數0.2ms的時鐘數據（10Bytes）。

第2～6頁：保留。

第7頁：儲存從PC機向同步時鐘卡（從卡）的對時時鐘數據（10Bytes）。

此通訊卡在本系統的作用主要有：為PC機提供200uS時間刻度；通過PCI總線與PC機相連，將接收到的對時信號轉換為200uS的絕對時標刻度數據，采用中斷或查詢方式提供給PC機；PC機可在任何時刻從卡上讀取分辨率為200uS的絕對時間刻度；事件捕獲功能。以200uS的分辨率捕獲輸入事件脈沖到達的精確時刻，并以中斷方式告知PC機。

系統的硬件主體框圖如圖1所示：

2　軟件設計

系統的軟件設計主要分為三大部分：系統板單片機程序設計、驅動程序設計和上位機測試應用程序。

2.1　系統板單片機程序設計

此部分主要負責實現本次設計的主要目標任務：提供200uS精確時標以及各種傳送方式的時間等信息的接收、解碼和發送。

200uS精確時標的產生主要由邏輯芯片配合單片機來實現。為了能夠及時地與PC機進行信息交流，充分利用系統資源，并提高板卡的整體性能，系統采用雙口RAM實現存儲器共享。

2.2　驅動程序設計

在此系統中選擇WDM驅動編程模式，該模式為微軟公司推出的分層化的驅動程序模式，適用于Win2000、WinNT和WinXP操作系統中，它不但可以實現對新硬件的即插即用，而且可以有效減少并降低驅動程序開發的數量和復雜性。在該模式下，每個IO操作可通過一個IO請求包（IRP）描述，當操作系統遇到一個IRP時，它就調用相應驅動程序中的例程來處理該IRP。WDM的層次結構如圖2所示：

2.3　上位機測試應用程序

上位機測試應用程序主要是為評測底層硬件是否合理正確以及板卡系統單片機程序是否編寫正確。

在此程序中我們將能很輕松地看到板卡系統的時間信息、發送方式等。這將給后續的開發和測評提供很好的幫助。

參考文獻

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故障錄波器范文3

〔關鍵詞〕 開關站；故障錄波器；系統改進

大亞灣核電站400 kV/500 kV開關站故障錄波裝置原來采用的是美國ROCHESTER公司開發的第一代TR-1630微機型故障錄波器，隨著時間的推移，在系統的運行過程中逐漸暴露出一些問題：故障率較高；設備專用性強，在故障時必須返回原廠維修；采購不到備件，維修周期長、費用高，而且服務沒有保證。因而有必要對微機型故障錄波器進行升級改造。

1 改進系統簡介

改進系統采用武漢吉特威電子有限公司自主研制生產的GTW-II型故障錄波器。這是一種分散型的故障錄波器，主要包含硬件和軟件兩個部分。

1.1 硬件部分

共配有11個錄波單元，每個錄波單元主錄一條線路，其中1個錄波單元后備，相鄰的兩個單元互為備用。系統結構如圖1所示。

每個錄波單元由變送器、采樣卡和采集站組成。智能化采樣卡具有以下一些特點：與ISA總線(工業標準總線)完全兼容，即可應用于ISA總線的商用機和工控機；卡上帶CPU，自成獨立子系統，其運行不占主機CPU時間；采用雙端口，大大提高了卡的工作效率，解決了主機與卡轉送數據時的瓶頸問題；采集速度快，轉換時間短；模塊化結構，插入主機總線槽即可工作。由于計算機時鐘系統固有的一些問題，使其時鐘系統在毫秒數量級上無法進行校準，而故障錄波系統為了判定事故發生的先后順序，必須精確到毫秒級。為了解決這個問題，在開關站新的故障錄波器中，專門設置了GPS對時系統，保證各錄波單元之間的時標誤差小于0.2 ms，GPS接收器保證時鐘源與標準時鐘一致。

1.2 軟件部分

大亞灣核電站開關站故障錄波系統軟件分4個層次，包括各種數據采集卡軟件、數據采集站軟件、實時網絡軟件、分析站軟件，如圖2所示。

數據采集卡軟件包括模擬量采集軟件、開關量采集軟件、頻率量采集軟件和GPS同步時鐘卡軟件等4種。實時網絡軟件又分為現場數據采集局域網的信息傳輸軟件和與管理信息系統網絡進行數據交流的網際信息傳輸軟件。

1.2.1 采集站軟件模塊

設置有以下一些模塊：內存管理模塊、時鐘與定時器調用模塊、中斷服務模塊、初始化報警模塊、網絡傳輸模塊、人機交互模塊、記錄過程調度模塊、啟動判斷模塊等。其核心是啟動判斷模塊，包含的故障啟動判據有: (1) 相電壓、零序電壓突變量；(2) 正序電壓越限；(3) 負序電壓越限；(4) 零序電壓越限； (5) 主變中性點電流越限；(6) 頻率越限與頻率變化率；(7) 1.5 s內電流變差；(8) 相電流突變量；(9) 相電流越限；(10) 負序電流越限；(11) 零序電流越限；(12) 指定開關量變位；(13) 手動、遠程啟動。

1.2.2 分析站軟件模塊

錄波系統硬件設置模塊：主要用于管理系統硬件參數庫中相關內容?？梢愿淖儾杉ü芾頂祿?，新增、刪除、修改采集站配置，改變網絡和通信標準。當電力系統線路改變或擴建時，管理員可用此功能進行相應配置調整。當改變系統硬件參數庫中內容時，有關內容迅速通過網絡傳遞到整個錄波網絡系統。

1.2.3 被錄線路的啟動參數整定模塊

主要用于管理被錄線路的啟動參數庫中相關內容?？梢愿淖儐訁禂祿?，管理員可用此功能進行相應的用戶名、啟動參數值、線路參數的設定。當改變被錄線路的啟動參數庫中內容時，有關內容通過網絡傳遞到整個錄波網絡系統。

1.2.4 網絡傳送與故障錄波數據管理模塊

故障錄波數據通過網絡模塊進行收集與傳送，故障數據經檢驗、格式轉換、故障分析后存入故障錄波主數據庫。另設故障錄波臨時數據庫，未經系統鑒別或未經過格式轉換模塊轉換的故障錄波數據不進入主數據庫。網絡傳送與故障錄波數據管理模塊工作原理如圖3所示。轉貼于

1.2.5 故障分析模塊

用于對故障記錄數據進行下列分析：

(1) 電量分析：分析電力系統故障前后電流、電壓、頻率、功率變化的特征 (如最大最小峰值等)。

(2) 故障判定：判定故障輸電線路、故障類型。可分辨以下10種故障：三相故障1種；二相短路故障3種；二

相接地短路3種、單相接地短路故障3種。

(3) 測定輸電線路上故障點距離。

1.2.6 故障波形顯示與打印模塊

故障波形可自由縮放、標注、編輯。模擬量、開關動作、頻率量均可以時序方式波形顯示和打印。

1.2.7 系統診斷模塊

系統診斷模塊用于監控故障錄波系統的運行，

提供故障錄波系統管理員使用的工作平臺。它的主要作用有：

(1) 監控主機系統、操作系統、網絡、數據庫系統的運行。

(2) 監控、管理各采集站的運行，必要時重新啟動該站。

(3) 監測各采集卡和各采集通道的實時數據。

1.2.8 密碼安全管理模塊

雖然系統主要在專用網絡環境中運行，但實際運行中，系統尚可能經過工業數據采集網、磁盤介質與外界網絡互聯等。為了提高網絡安全性，采用了密碼安全管理模塊。密碼安全管理模塊用于隔離外界網絡對故障錄波操作系統、數據庫管理系統的侵入。外界系統只有通過了安全認證這一關，才可以得到系統應用服務程序提供的服務。密碼安全管理模塊主要提供如下兩種服務：(1) 對系統收到的數據塊進行驗證，以證實其是否是故障錄波系統中合法用戶所發，并可識別相應用戶的目的；(2) 對數據的完整性進行檢查，以防止數據被中途篡改或在傳輸過程中發生錯誤。密碼安全管理模塊提供調用接口給各應用模塊。

1.2.9 遠程訪問子系統

遠程訪問子系統提供調度部門遠程訪問端口。

2 改進效果

改造后的故障錄波系統具有以下幾方面的特點：

(1) 可靠性高。這是由系統結構決定的。大亞灣核電站開關站故障錄波系統采用了按線路分散錄波，交叉備用，集中分析的系統結構。由于每臺錄波單元負荷較小，故障幾率變??；互為備用的模式保證在一個錄波單元故障時有補救措施；數據在采集站和分析站雙重保存，避免錄波數據丟失。

故障錄波器范文4

摘要： 本文通過介紹山西電網繼電保護故障信息分析處理系統的開發使用情況，詳述了保護故障信息系統應實現的功能及技術特點，客觀分析了建立該系統時應注意的幾個問題。

關鍵詞： 繼電保護故障信息系統 分析處理

前言

隨著電力系統的發展，微機型保護和故障錄波裝置在系統中所占的比例日益加大，錄取系統故障信息的能力也日益加強。為了充分發揮微機型裝置的優良性能，山西省從97年開始，在經過充分調研及可行性研究的基礎上，設計了山西電網故障信息分析處理系統的結構、規模及其實現方式，確定了系統的技術方案，并于2000年6月建成系統并投入運行。目前，該系統連接了山西電網十個220KV變電站的微機型保護和故障錄波裝置。

繼電保護故障信息分析處理系統的建立，實現了在電力系統發生故障后將完整的保護裝置動作報告和錄波報告迅速傳送到省調及相關繼電保護部門，使所有關心故障狀況的人員（尤其是調度人員）能及時、準確地掌握電網的故障情況，提高事故的分析處理水平。同時，實現了保護人員在日常運行中對全網微機型保護和錄波裝置運行狀況的動態、實時監測，大大提高了系統保護裝置的健康運行水平。

1 系統組成

山西電網故障信息分析處理系統組成如圖一所示。

1.1變電站端

在變電站端設置專門的子站系統，所有數據采集和分析系統的硬件單獨組屏，盡量不影響原有保護和錄波裝置的獨立運行性能。管理屏通過Modem與調度端中心站連接，通過工控機與現場設備連接。工控機經由插在IPC中的多功能MOXA卡將RS-232信號轉換成RS485/422信號，同時進行串行口擴展，經雙絞線連接到站內微機保護和故障錄波設備。管理屏裝設一臺GPS授時裝置，為了盡量減少對運行裝置的影響，GPS僅采用了“軟對時”方式，即GPS只校正工控機的時鐘，工控機再通過串口為所連接的裝置對時。非微機保護裝置及其它監控信號以開關量的方式接入變電站管理屏。

工控機以各連接設備的通訊協議接收數據后，將數據格式進行轉化，錄波器數據格式轉化為ANSI/IEEE c37，111-1991 COMTRADE格式，保護報告轉成文本文件，以TCP/IP協議與調度端中心站進行數據傳輸。

1.2中心站端

中心站設一臺通訊主機和一臺數據管理服務器。通訊主機通過MODEM經專用微波話路與變電站管理屏連接，系統發生故障后可同時接收相關變電站上傳的信息，經分析處理后將最終數據存入管理服務器。服務器負責存儲、統計所有變電站的信息，對接收的數據經過初步分析，并經維護人員歸納、總結后通過Internet，每個終端可以共享服務器提供的標準化數據及資源，實現整個局域網對最新故障數據的共享。同時，調度員可以瀏覽管理服務器上原始的故障數據及波形信息。通訊主機與服務器之間遵循TCP/IP（FTP）協議。

2 系統功能

2.1故障信息的及時、準確處理功能

變電站管理機能自動完成對本站所連接的保護和錄波裝置的正常查詢、動作報告和自檢報告的自動搜集和分析處理，當分析到有保護跳閘報告時能自動撥號將報告上傳至中心站，并在管理機上以醒目的方式就地顯示，實現了對所有連接裝置動作信息的自動管理，提高了故障處理的自動化水平。

管理屏的GPS裝置可以精確地同步各裝置的時鐘，極大地提高了系統故障分析的準確性，消除了因時鐘的影響而造成事故分析不便的隱患。

通過遠傳系統，繼電保護各級管理部門在系統發生故障時可以及時、準確取得有關數據而無須趕到現場，縮短了處理故障的時間。

中心站后臺軟件具有完善的分析工具對上傳的數據進行分析，如故障測距、波形分析、矢量計算、諧波分析等。故障測距提供了多種算法，為故障點的查找帶來很大方便。雙端測距算法的實現，大大提高了故障測距的精確度，這也正是本系統實現的最有效、實用的故障處理功能。

2.2運行設備的遠方監控、維護功能

變電站定時對連接裝置進行巡檢，一旦裝置有自檢異常報告，自動收集并保存，同時可以就地顯示或聲響等方式提醒運行人員。管理機每天自動調取一次各裝置定值，也可由中心站遠方操作隨時調取裝置定值?？勺詣佑涗浗尤胱冸娬竟芾砥恋拈_關變位情況并給出漢化的變位信息和有關提示。

在中心站可以遠方調取各連接裝置的實時采樣數據及波形、裝置自檢報告、開關變位狀況、當時定值等，監視裝置的運行狀況。對錄波裝置，還可以實現遠方啟動錄波的功能。

2.3故障信息的管理、統計功能

中心站服務器管理系統的設計基于Browser/Server模式，采用滿足國際技術標準的通訊協議及數據庫環境，實現數據庫的管理功能。接入本系統的所有裝置的動作信息、自檢信息及錄波數據都記錄在數據庫中，可以方便地進行不同條件的查詢和統計，如按照單位、廠站、線路名、開關號、保護及錄波裝置型號等，同時，要求該軟件具備查詢或統計后相應數據的轉存、備份、刪除等功能。

2.4圖形功能

中心站通訊機可顯示山西電網地理接線圖，通過點擊地理接線圖中任一變電站可調出該變電站的主接線圖及保護、錄波裝置的配置圖，點擊任一裝置即可調出該裝置的歷史數據。當系統發生故障，有報告傳到中心站時，變電站主接線圖中有明顯標志自動顯示故障報告的存在。圖形具有方便的編輯功能，如添加、刪除設備等。

3 使用情況 3.1連接裝置

山西電網故障信息分析處理系統連接了目前使用較多的微機型線路保護和故障錄波裝置及部分變壓器保護，還接入了部分開關量信號。

線路保護裝置：南自廠生產的WXB-11C/15型保護和南瑞生產的LFP-900系列保護

故障錄波裝置：南京銀山公司生產的YS-8A錄波器和電自院遠動室、深圳深寧公司生產的WDS-2B錄波器

變壓器保護裝置：南自廠生產的WBZ-03、04保護和南瑞生產的LFP-970系列保護

開關量信號：根據各廠站的需要接入目前無法監測到的信號。如各電壓等級母線接地信號、裝置直流電源消失信號等。

裝置的連接過程中，LFP-900系列保護和YS-8A錄波器比較容易接入，后臺接收的信息也與裝置本體差不多，但對于早期投產的微機型裝置，如WXB-11線路保護、WBZ-03/04變壓器保護及WDS-2B錄波器，如果進行組網，必須對設備進行升級。WXB-11需升級為WXB-11C型，WBZ-03/04變壓器保護，原裝置的運行程序沒有聯網功能，需要對程序進行修改，而WDS-2B錄波器需升級為WDS-2E型。對于這些裝置的聯網，需要做的工作很多，但聯網后調取的信息非常有限，上傳報告的內容比裝置本體打印的內容少得多，運行中還存在許多問題，如WXB-11C/15保護，只能調取兩個周波的故障波形，運行中經常出現無法與變電站管理屏通訊的情況，原因是保護裝置的打印機卡紙，卡紙時保護串口不進行通訊；WBZ-03/04保護組網后，WBZ-03裝置不能調取定值，WBZ-04裝置調取的定值有一項錯誤。所以，在建立保護故障信息系統時，早期的微機型裝置是否接入，其必要性有待于進一步探討。

3.2系統特點

（1）保護及錄波裝置的動作、自檢報告在變電站端經過數據格式轉換后，文件體積比較小，傳輸速率較高，同時，通訊模塊軟件支持斷點續傳，縮短了占用通道時間，提高了遠傳成功率。

（2）對變電站連接的各種裝置的通信軟件采用了模塊化設計。對不同廠站的設備通過連接裝置的設置完成通訊軟件設置，而無需重新編制軟件，當變電站擴容或設備變更時，站端軟件調整、維護工作量小，使用方便。

（3）中心站軟件具備靈活、豐富的故障分析功能?？梢燥@示有關電氣量的曲線和相量，當光標在曲線上移動時，可實時顯示光標所在位置各電氣量的有效值、瞬時值、相角、諧波值等；可對選定的曲線進行疊加、拉伸、壓縮、放大、縮小等顯示。

（4）提供了對故障線路的多種測距算法，有單端測距、雙端測距、對側助增測距。

3.3存在問題商榷

山西電網故障信息分析處理系統于2000年6月投入試運行，運行期間經歷了十多次系統故障，故障報告基本完整，但時效性不佳。根據運行情況分析，有一些問題值得在建設信息系統時引起重視：

1、為了確保電網故障時故障數據自動上傳的時效性、準確性，中心站與變電站之間傳輸通道最好是數據網通道。在不具備數據網而用微波電話傳輸時，要求通訊軟件具有很強的容錯能力，否則難以實現電網故障時故障數據的自動上傳，中心站向下訪問也容易受阻，大大影響了對電網故障的判斷、處理。

2、變電站端系統連接保護及錄波設備后，抗干擾問題應予以高度重視。保護和錄波裝置連接的規約轉換盒應是有源設備，以提高其抗干擾能力。從保護串口到變電站管理屏的整個回路（包括規約轉換盒、雙絞線、串口轉換及擴展MOXA卡）的抗干擾能力都應滿足抗干擾的要求。

3、故障信息系統建設時應同時建立起變電站二次設備參數數據庫，該數據庫由變電站端系統填寫和修改，與變電站主接線圖、二次設備分布圖的繪制相結合，一次完成。調度端中心站可以調用該數據庫并可實現所有聯網變電站二次設備參數的查詢、統計等管理功能。

4、變電站管理機不僅要實現對連接設備的訪問，而且要進行智能管理。如對設備的定值、定值區號、開入量、連接情況等進行監視，記錄其變更時間及變更內容，根據預先設定的優先級別進行相應處理。

5、變電站端與保護和錄波裝置通訊的管理軟件時序配合上應合理，應能確保與設備連接暢通，否則變電站管理屏經常出現與設備連接不上的現象。

6、中心站對變電站端設備的訪問不能僅通過一臺通訊主機進行，MIS網上已被授權的其它終端應能通過該機訪問變電站設備。

4 結束語 繼電保護故障信息分析處理系統的開發和使用，標志著繼電保護專業的技術管理水平登上一個新臺階，為電力系統故障的準確分析、及時處理提供了重要的依據和手段。它的建立，為今后繼電保護動作行為進行智能化分析和仿真，為保護專家系統的建立奠定了基礎，必將為電力系統的安全可靠運行做出貢獻，為提高各專業技術管理的自動化水平發揮愈來愈大的作用。

參考文獻

故障錄波器范文5

關鍵詞：小電流接地系統；故障；檢測；行波測距；因素；

【分類號】：TM862

0 引言

在我國配電網中目前，主要有兩種實用方法實現配電網在線故障定位：（1）實現配電自動化（FA），利用線路負荷開關處裝設的FTU實現故障分段定位。通過線路FTU檢測測量TA二次電流是否出現間斷角判斷線路過流故障，而將檢測結果送至SCADA系統，系統主站根據各FTU上報信息利用相應的故障定位算法確定故障所在區段。該方法只適合于實現了配網自動化的地區，但實現配網自動化造價太高，同時，該方法還是無法克服配電網故障電流微弱、故障特征不明顯帶來的問題，即使能夠進行故障定位，也只能分區段定位，故障點的查找還是比較困難，特別在城網中，大多電力電纜已下地，限制了此方法的大面積使用。（2）沿線懸掛故障指示器，根據故障點前后指示器檢測信息的不同實現故障分段定位。利用故障指示器實現線路短路故障的定位，具有成本低，安裝方便的優點，故障后需要根據線路上故障指示器的指示狀態，人工沿線查找所在區段，費時費力，該方法同樣存在方法（1）中的問題。

綜上所述，對于小電流接地系統輸電線路，其準確的故障定位及成因分析的研究還是一個嶄新的研究領域。如能取得突破，將對小電流接地系統實現自動化的貢獻是巨大的，對輸電網也有十分重要的建設性作用。本項目研究將行波測距原理應用到配電線路中，針對其線路結構的特殊性，采用普通電壓互感器獲取行波信號，結合故障初始相角、接地電阻、混合線路等對檢測可靠性的影響因素。利用故障產生的電壓行波信號線模分量，及基于雙端測距原理，并運用云計算平臺，測量短路和接地等故障距離，能有效的解決小電流接地系統線路故障定位難題。

1 行波測距的原理

行波測距方法按照故障測距原理可分為 A，B，C 三類：

① A 型故障測距裝置是利用故障點產生的行波到達母線端后反射到故障點，再由故障點反射后到達母線端的時間差和行波波速來確定故障點距離的。但此種方法沒有解決對故障點的反射波和對側母線端反射波在故障點的透射波加以區分的問題，所以實現起來比較困難。

② B 型故障測距裝置是利用記錄故障點產生的行波到達線路兩端的時間，然后借助于通訊聯系實現測距的。由于這種測距裝置是利用故障產生后到達母線端的第一次行波的信息，因此不存在區分故障點的反射波和對側母線端反射波在故障點的透射波的問題。但是它要求在線路兩端有通訊聯系，而且兩邊時標要一致。這就要求利用 GPS 技術加以實現。

③ C 型故障測距裝置是在故障發生后由裝置發射高壓高頻或直流脈沖，根據高頻脈沖由裝置到故障點往返一次的時間進行測距。這種測距裝置原理簡單，精度也高，但要附加高頻脈沖信號發生器等部件，比較昂貴復雜。另外，測距時故障點反射脈沖往往很難與干擾相區別，并且要求輸電線路三相均有高頻信號處理和載波通道設備。

目前，國內大部分行波測距采用的是B型電流行波測距的原理，需采用專用傳感器，本項目利用電壓互感器二次行波電壓進行故障定位，安裝簡單，測量信號少，利用雙端測距，線模分量的小波變換等原理作為測距依據，建立正常時間矩陣，完成整個網絡的故障測距。

2 配網行波選線與故障定位

從圖1可以看出配電線路行波的特點 ：

1）接地線路初始行波遠大于非接地線路的初始行波，極性相反

2）非接地線路的初始行波數值相等，極性相同

3）與中性點接地方式幾乎無關，故障特征明顯

基于行波的單相接地選線原理：

1）故障線路的行波幅值遠大于非故障線路

如圖1左側行波電流幅度所示，當線路上有N條饋線，全是電纜或全是架空線或電纜與架空線混合線路，imk為饋線上的行波電流幅值， imf為故障線上的行波電流幅值。若 imk≤ imf /（N-1） ，K=1，2... N ， k≠f， 判定f為故障線，其余為非故障線。

2）故障線路與非故障線路的行波極性相反

如圖1右側紅色行波電流流動方向所示，可見行波在故障線中是由故障線流向母線，而非故障線路是行波由母線流向線路。

故障定位原理：

基于行波技術的故障定位方法包括雙端行波測距法和單端行波測距法。我們采取的是雙端行波測距法。

雙端行波測距法原理是利用故障行波到達故障線路兩端的時間差計算出故障距離，關鍵是準確記錄行波到達線路兩端的相對時間，利用接收GPS的衛星信號并配合高精度恒溫晶振的使用，可以獲取精度在0.1us以內的時間脈沖，因此GPS可作為同步時間單元。由于母線兩端都只檢測第一個到達的行波，線路的過渡電阻的電弧特性、系統運行方式的變化、線路的分布電容以及負荷電流等因素對測距復雜性不會造成大的影響，因此雙端行波法比單端行波法測距結果更準確可靠。

因為10kV輸電線路大多等效為放射狀接線，對行波通路來講認為線路為無限長，因此，雙端行波定位法是理想的選擇。

3 系統總體結構

系統結構由站內行波選線主站、戶外行波測距終端、通信鏈路組成

1）、站內行波選線主站由前置行波采集單元、GPS同步、后臺處理單元、顯示器等，整個組成一面屏安裝于站內，完成小電流接地選線功能及其故障支路的故障點定位。

2）、戶外行波測距終端由高速采集單元、GPS同步、數據處理單元等組成，以掛箱式安裝于戶外。

3）、分支上各測距終端的信息以GPRS通信模式將數據上送到中心主站，主站分析計算后將測距結果在顯示器上顯示，同時以遠動方式通過光纖將結果送到調度中心。

當P點發生故障時，位于站內的行波選線主站啟動選線，選出故障線路并記錄行波波形，同時，位于配電線路末端#2、#3位置的行波測距終端裝置啟動錄波，記錄行波波頭，最后由主站數據處理中心結合三者波頭數據，得出故障點位置。

4技術特點

1）利用電壓行波測距，抗干擾能力強，與中性點接地方式無關

由于配電線路是正常工作時只由單端電源供電，且末端一般不帶有負荷為開路狀態。根據行波理論，線路末端不能檢測到電流行波信號。而對于為開路狀態的線路末端，電壓行波的反射系數為+ 1 ，電壓加倍，即線路末端可檢測到電壓行波信號。對于配電母線，根據其為單側或兩側線路供電分為單出線和雙出線兩種結構。對于單出線系統，調壓器等效電感對于高頻行波相當于開路狀態。對于雙出線系統，電壓行波反射系數為0 ，其幅值不變。兩種狀態下母線處均可檢測到電壓行波信號。 由于在配電網故障時，系統中存在豐富的行波信號，它既包含低頻分量，也包含高頻分量，特別是其中的對電容比較敏感的高頻分量。行波信號包括很多的故障信息，是一種故障分量，系統正常運行時是不存在的，只有發生故障時才會出現，可排除正常運行不平衡電流的影響，電壓行波還具有抗電暈干擾等特點，行波的產生與中性點接地形式無關。

2）采用雙端測距，不需要考慮后續的反射與透射行波，測距更可靠

根據行波傳輸特征，可以利用單端和雙端原理分別測量故障距離。單端測距法必須識別出故障點的反射波。由于配網線路一般為架空、電纜混合線路，結構復雜，同時受沿線變壓器負荷及復雜環境的影響，行波在各個一次設備、各段線路連接處的反射、折射較為復雜。故障點反射波波頭幅值有明顯的衰減和畸變，且與阻抗不匹配點的反射波形相混淆，其識別變得非常復雜、困難。因此，配網線路中采用單端方法測距將非常困難。而利用雙端法可以最大限度降低上述因素的影響。雙端行波測距法只檢測故障產生的初始行波波頭到達時間，不需要考慮后續的反射與透射行波，原理簡單，測距結果更可靠。

3）根據初始行波波頭到達時間，可以有效判定區內還是區外故障

電網中輸電線路發生短路故障或遭受雷電過電壓侵襲時，故障點或雷擊點將產生電壓行波經線路向整個電網傳播。由于故障初始行波在電網中是按照最短路徑傳播的，各變電站距離故障點的路徑越短，則初始行波到達該站的時刻越早；對于故障行波到達同一變電站的不同路徑而言，行波經過的路徑越短，則到達時刻越早；所以對于各變電站來說，最早到達該站的行波必是初始行波。當線路故障時，電網中各行波測距裝置檢測并記錄初始行波的到達時間，從而進行電網故障點的區內區外判定。

4）通過建立正常時間矩陣，滿足T型線路的故障測距要求

首先建立正常時間矩陣，然后根據T型線路內部故障時各變電站記錄的初始行波波頭到達時間，建立故障時間矩陣，并與T型線路正常時間矩陣相比較，確定故障線路，然后利用雙端測距方法計算出故障點位置。在T型線路測距中提出了故障線路的確定方法，只需比較故障時間矩陣和正常時間矩陣，可以準確地確定故障線路，在分支故障時，將2條故障線路的測距結果的平均值作為最終測距結果，可以提高定位精度。

5）根據電網的網絡拓撲結構，建立測距網，增加系統冗余

根據電網的網絡拓撲結構，利用線路故障后整個電網中安裝的行波定位裝置記錄的有效初始行波到達時間進行故障定位計算，并可消除部分行波定位裝置故障、啟動失靈或時間記錄錯誤對定位結果的影響。

5結論

隨著新型城鎮化、農業現代化步伐加快，新能源、分布式電源、電動汽車、儲能裝置快速發展，終端用電負荷呈現增長快、變化大、多樣化的新趨勢，增加對配電網的建設和加快對配電網的改造升級勢在必行。配電網中存在的接地故障也會越來越多，本研究基于輸電線路中的行波測距原理，探討了行波測距應用在配電網中的可能性，本設計提出了基于行波的小電流接地系統故障選線與故障定位的方法，能夠實現對配電網所有10kV線路進行故障選線及故障定位，同時對該配電網的安裝分布式行波采集終端進行多級分支線路故障定位，在故障發生后對故障點精確定位。此系統方便供電局工作人員快速查找故障點，及時供電消除故障擴大的隱患，因此能夠極大地提高供電局工作人員的工作效率，降低工作強度。希望對今后配電網接地故障的研究能夠有所幫助。

參考文獻

故障錄波器范文6

關鍵詞：匝間保護 PT接地

Abstract:This paper of Zhangjiakou Power Plant (hereinafter referred to as Zhang electric) of unit 8 generator inter-turn protection for longitudinal zero-sequence voltage inter-turn protection, 8 units respectively in January 20, 2005 and March 5, 2005 happen twice inter-turn protectionevent.

Keywords：inter-turn protection PTground connection

中圖分類號：TM921.41文獻標識碼：A

發電機組繼電保護及安全自動裝置是在發電機發生故障和不正常運行的情況下快速切除故障，防止故障的進一步擴大。繼電保護裝置的快速性、可靠性、靈敏性、準確性是對繼電保護裝置的基本要求。繼電保護裝置一旦發生誤動或拒動，都會影響發電機組的穩定運行。因此快速分析動作原因，及時采取有效措施，對發電廠的安全、穩定、經濟運行具有深遠的意義。

一、發電機匝間保護原理

張家口發電廠8號機組發電機匝間保護為縱向零序電壓式匝間保護，縱向零序電壓式匝間保護的接入電壓，取自機端專用PT的開口三角形電壓。專用PT為全絕緣式PT,其一次中性點不接地，而是通過高壓電纜與發電機中性點連接起來。在發電機定子繞組發生匝間短路時，在專用PT的開口三角形處將出現縱向零序電壓，縱向零序電壓式匝間保護就是以縱向零序電壓為判據構成的發電機匝間短路保護。

當發電機正常運行時,反應匝間短路TV開口三角的零序電壓3U0=0,保護不動作;當發電機內部或外部發生單相接地故障時,雖然三相對地電壓不再平衡,但三相對中性點的電壓仍然完全對稱,同樣反應定子繞組匝間短路TV開口三角的零序電壓3U0=0,保護不動作;當發電機內部發生匝間短路或中性點不對稱的各種相間短路時,破壞了三相對中性點的對稱,產生了對中性點的零序電壓,即縱向零序電壓,在它的開口三角形處出現縱向零序電壓，當達到保護裝置的整定值時，保護動作于跳閘或信號。保護的交流接入回路下圖所示。

二、事故經過

2005年1月20日，張電8號發電機匝間保護動作，機組解列。發變組保護定子匝間保護靈敏段及次靈敏段動作，故障錄波器啟動，從發變組保護動作報告中顯示，匝間保護專用丙PT（632）開口三角二次零序電壓達到了23.15V，三次諧波電壓達到2.85V。從故障錄波器的錄波報告中顯示，故障啟動分量為發電機機端零序電壓3U0，取自機端乙PT（611）開口三角，啟動通道故障時刻有效值為26.008V，啟動通道打印時段最大值42.113V。隨后為進一步查找原因，運行人員進行了起勵，升壓過程沒有全部完成，匝間保護靈敏段又一次動作，動作報告中顯示零序電壓達到4.69V，三次諧波電壓達到0.10V。隨后對8號機組的一次設備及機端PT二次的絕緣、接地點等進行了檢查，檢查結果未發現異常。為及時恢復機組運行，采取臨時措施，將匝間保護退出運行，再次開機，上述故障現象消失。

2005年3月5日，8號機臨時停機后啟機時，定子接地、匝間保護動作，查其原因，是因機端甲PT一次A相保險熔斷所致，更換A相一次保險后，恢復正常，機組并網運行。

三、原因分析

8號機組機端共有甲、乙、丙三組PT , 發電機定子接地保護使用的是甲PT，故障錄波器使用的是乙PT，匝間保護使用的是全絕緣型式的專用丙PT。第一次故障時，匝間保護動作，故障錄波器所顯示的波形變化及保護動作情況基本吻合。況且，事后對所有PT二次回路進行檢查，也未發現異常，特別是3月5日的故障，是因PT一次保險熔斷而引起。在定子接地保護動作時，匝間保護又一次動作。根據這種情況，可以確認，兩次故障均不排除一次系統故障的可能。

根據對故障錄波圖及保護動作情況的綜合分析，基本排除發電機定子單相接地的可能。因錄波圖上三次諧波沒有明顯變化。同時，也排除發電機匝間短路的可能。因第一次故障后再次開機直至第二次故障，匝間保護并未見有任何動作信號，發電機也未見異常。因此，只能是一次系統的其它設備出現異常。根據第一次故障后對PT一、二次檢查，故障消失、特別是針對第二次故障的原因分析，一次系統的故障范圍應該是在發電機機端PT。

兩次故障共同的特點是都是因零序電壓3U0超過保護定值使保護動作。不同之處在于：第一次故障時，錄波圖上BC相電壓降低，而且顯示是C相電壓突然降低，同時出現零序電壓。匝間保護隨之動作。而匝間保護與故障錄波器不屬于同一組PT，卻能同時感受到這一現象，只能是一次系統出現單相短路（但不是對地），發生這種情況只有丙PT才有可能，因丙PT一次中性點不接地，而是與發電機中性點連接。但由于丙PT一次發生短路，也會使發電機單相電壓降低，所以，故障錄波器也同樣能夠感受到。從錄波圖上可以確認，發生故障的是C相。第二次故障（3月5日）是機端甲PTA相一次保險熔斷，只影響甲PT本身的二次電壓，一次系統不受其影響，因此，故障錄波圖上的電壓沒有變化。

8發電機機端所有PT二次的接地點均為B相，而且開口三角的一端與B相連接接地。3月5日的甲PT一次保險故障，造成甲PT開口三角出現零序電壓。定子接地保護動作。由于所有PT二次的開口三角均有一端接地，甲PT開口三角出現零序電壓，使“B600”的電位發生變化，特別是從PT端子箱至發變組保護屏“B600”用的是同一根電纜芯，使得匝間保護也感受到零序電壓的變化，當這個變化的零序電壓幅值超過定值時，保護動作。第一次故障時，錄波圖上B相電壓的變化也可以說明這一點。

四、整改措施