基于行波技术的电力线路在线故障测距.ppt

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1、基于行波技术的电力线路在线故障测距,1,内 容,电力线路故障测距技术发展概况电力线路行波基本概念电力线路暂态行波的产生机理现代行波故障测距基本原理现代行波故障测距关键技术XC系列行波故障测距系统及其典型应用现代行波故障测距组网方案新一代行波故障分析主站（TAS2200）,2,1.电力线路故障测距技术发展概况,（1）早期行波故障测距技术20世纪（5060）年代基本原理 利用电压行波在故障点与母线之间的传播时间计算故障距离。实现方法 利用电子计数器或者阴极射线示波器测量暂态行波的到达时刻和传播时间。分为A、B、C、D等4种基本型式。存在问题 1）对行波现象的认识不充分；2）采用专用高频信号耦合设备

2、，价格昂贵；3）信号记录与处理手段有限；4）装置构成复杂，可靠性差。,3,（2）利用工频相量的故障测距技术20世纪70年代基本原理 利用测量点电压和电流之间的相量关系估算故障距离，具体分为单端相量法和双端相量法两大类。应用：微机保护装置、故障录波装置。,1.电力线路故障测距技术发展概况,4,（2）利用工频相量的故障测距技术存在问题：1）受过渡电阻（单端法）、非周期分量、互感器变换误差、三相不对称等因素的影响，测距误差较大；2）不适合直流线路、串补线路、T接线路、架空线电缆混合线路等特殊线路。,1.电力线路故障测距技术发展概况,5,1.电力线路故障测距技术发展概况,（3）现代行波故障测距技术20

3、世纪80年代，采用现代微电子技术、现代数字信号处理技术和现代通信技术测量暂态行波的到达时刻和传播时间。经历了三个发展阶段。1）20世纪80年代：理论研究。提出基于A型原理的行波相关法、求导数法（行波距离保护）。2）20世纪90年代：应用研究。装置研制和小批量推广应用。实现了A、D、E型原理，并提出匹配滤波器、第2个反向行波浪涌识别、最大似然估计和小波变换模极大值等测距算法。3）2000年：大批量推广应用。实现了A、D、F、E型原理；提出了测距式行波距离保护原理，从而将A型行波测距与超高速继电保护融为一体。行波测距系统组网,6,1.电力线路故障测距技术发展概况,（3）现代行波故障测距技术几种典型

4、的现代行波故障测距系统 Hathaway行波测距系统。电流耦合方式，1992年投运，A、D、E三种原理。B.C.Hydro行波测距系统。电压耦合方式，1993年投运。D型原理，无波形记录功能。山东科汇行波测距系统。电流耦合方式，1995年投运XC-11，A、D、E三种原理。2000年投运XC-2000，A、D、F、E四种原理。中国电科院行波测距系统。电流耦合方式，2000年投运，D型原理。,7,1.电力线路故障测距技术发展概况,（3）现代行波故障测距技术山东科汇公司行波测距装置经历了三代。,第1代：1995,8,1.电力线路故障测距技术发展概况,（3）现代行波故障测距技术山东科汇公司行波测距装

5、置经历了三代。,第2代：2000,9,1.电力线路故障测距技术发展概况,（3）现代行波故障测距技术山东科汇公司行波测距装置经历了三代。,第3代：2008,1）不间断采集；2）参数在线设置：采样频率 采样时间长度 采样通道数 触发方式,10,内 容,电力线路故障测距技术发展概况电力线路行波基本概念电力线路暂态行波的产生机理现代行波故障测距基本原理现代行波故障测距关键技术XC系列行波故障测距系统及其典型应用现代行波故障测距组网方案新一代行波故障分析主站（TAS2200）,11,2.电力线路行波基本概念,波在介质中传播时不断向前推进，故称行波。电力线路上的行波是指沿线路传播的电压、电流波。沿参考方向

6、传播的行波称为正向行波（或前行波），沿参考方向的相反方向传播的行波称为反向行波（反行波）。行波分为稳态行波和暂态行波。稳态行波是指系统正常运行时沿线路传播的行波，它是由系统的电源产生的。电能的传输和交换是通过稳态行波的传播来实现的。暂态行波是指系统运行过程中突然出现，而后又逐渐消失的行波，它是由系统的扰动，如短路、断线、开关操作、雷击及雷电感应等引起的。为了分析电力线路行波现象，必须采用分布参数模型。,12,2.电力线路行波基本概念,分布参数概念 线路长度远远小于线路上电信号的波长：特征：线路电压（电流）不仅随时间变化，而且随距离变化，即,13,2.电力线路行波基本概念,L0，R0，C0和G0

7、分别表示导线单位长度上的电感、电阻、对地电容和电导。当不计R0和G0的影响时，称为无损导线。,14,2.电力线路行波基本概念,线路上任一点的电压和电流都由两部分构成，即正向行波分量和反向行波分量。,15,2.电力线路行波基本概念,线路上任一点的正向电压行波分量和反向电压行波分量可以表示为：,16,2.电力线路行波基本概念,行波具有运动属性,17,2.电力线路行波基本概念,行波具有运动属性,线路首端和末端的前行波波形图,18,2.电力线路行波基本概念,行波浪涌到达线路上波阻抗不连续点（如母线、故障点等）时将同时产生反射和透射现象，相应反射波和透射波的性质与该点的网络结构有关。,19,2.电力线路

8、行波基本概念,行波传播过程可以利用行波网格图来描述。,20,2.电力线路行波基本概念,三相线路各相之间存在着电磁耦合，每一相的行波传播过程是不独立的。一般通过相模变换将三相行波分解为线模和地模（零模）两种独立的行波模量来分析。,(a)0模分量(b)1 模分量(c)2 模分量,21,2.电力线路行波基本概念,地模行波分量在传播过程中将发生严重的衰减和畸变，其传播速度也不稳定线模行波分量在传播过程中的衰减和畸变程度较小，其传播速度也比较稳定。,22,内 容,电力线路故障测距技术发展概况电力线路行波基本概念电力线路暂态行波的产生机理现代行波故障测距基本原理现代行波故障测距关键技术XC系列行波故障测距

9、系统及其典型应用现代行波故障测距组网方案新一代行波故障分析主站（TAS2200）,23,3.电力线路暂态行波的产生机理,故障暂态行波的产生,(a)故障等效网络(b)正常负荷网络(c)故障附加网络,24,3.电力线路暂态行波的产生机理,故障分闸暂态行波的产生,25,3.电力线路暂态行波的产生机理,重合闸暂态行波的产生,26,内 容,电力线路故障测距技术发展概况电力线路行波基本概念电力线路暂态行波的产生机理现代行波故障测距基本原理现代行波故障测距关键技术XC系列行波故障测距系统及其典型应用现代行波故障测距组网方案新一代行波故障分析主站（TAS2200）,27,4.现代行波故障测距基本原理,利用故障

10、暂态行波的测距原理（D型、A型）利用故障分闸暂态行波的测距原理（F型）利用重合闸暂态行波的测距原理（E型）各种行波测距原理的配合应用,28,4.1 利用故障暂态行波的测距原理,故障暂态行波的传播过程,29,4.1.1 D型双端行波原理,原理分析,30,4.1.1 D型双端行波原理,原理分析评价（1）准确性 能否获得准确的线路长度、波速度和故障初始行波浪涌到达时刻，将直接影响测距准确性。故障初始行波浪涌的到达时刻就是其波头起始点所对应的时刻，该时刻的测量误差取决于采样频率和授时系统的时间误差。现代行波故障测距系统的采样频率一般为1 MHz，且广泛采用全球定位系统（GPS）作为授时系统，其标称误差

11、一般不超过1 s。,31,4.1.1 D型双端行波原理,原理分析评价（1）准确性（2）可靠性 由于不需要检测来自故障点和系统中其它波阻抗不连续点的反射波，并且能够自动给出故障测距结果，因而具有很高的自动测距可靠性。D型行波故障测距原理受卫星对时系统运行可靠性的影响很大。,32,4.1.2 A型单端行波原理,标准模式,33,4.1.2 A型单端行波原理,扩展模式,34,4.1.2 A型单端行波原理,综合模式 利用线路故障时在测量端感受到的第1个正向行波浪涌与第2个反向行波浪涌之间的时延计算本端测量点或对端母线到故障点之间的距离。,35,4.1.2 A型单端行波原理,实例分析,（1）线路中点以内故

12、障,36,4.1.2 A型单端行波原理,实例分析,（2）线路中点以外故障,37,4.1.2 A型单端行波原理,评价（1）准确性 能否获得准确的波速度和行波传播时间，将直接影响测距准确性。两个行波浪涌之间的时间延迟定义为二者波头起始点之间的时间间隔。该时间间隔的测量误差取决于采样频率，即采样频率越高，测量误差越小。由于A型单端行波原理不受线路长度和授时系统时间误差的影响，因而能够提供比D型双端行波原理更为准确的测距结果。,38,4.1.2 A型单端行波原理,评价（1）准确性（2）可靠性 主要表现在三个方面：区内故障时故障点反射波和对端母线反射波的识别 来自正方向区外故障产生的行波信号的识别 来自

13、正方向的行波信号与干扰信号的识别 由于行波在传播过程中其波形会发生衰减和畸变，已经提出的各种单端行波测距算法难以自动给出正确的测距结果。,39,4.2 利用故障分闸暂态行波的测距原理,F型标准模式,40,4.2 利用故障分闸暂态行波的测距原理,F型扩展模式1,41,4.2 利用故障分闸暂态行波的测距原理,F型扩展模式2,42,4.2 利用故障分闸暂态行波的测距原理,F型综合模式 利用在线路测量端感受到的由任一端分闸初始行波浪涌产生的第1个正向行波浪涌与之后最先到来的反向行波浪涌之间的时延计算本端测量点或对端母线到故障点之间的距离。,43,4.3 利用重合闸暂态行波的测距原理,E型标准模式,44

14、,4.3 利用重合闸暂态行波的测距原理,E型扩展模式1,45,4.3 利用重合闸暂态行波的测距原理,E型扩展模式2,46,4.3 利用重合闸暂态行波的测距原理,E型综合模式 利用在线路测量端感受到的由任一端重合闸初始行波浪涌产生的第1个正向行波浪涌与之后最先到来的反向行波浪涌之间的时延计算本端测量点或对端母线到故障点之间的距离。,47,4.4 各种行波测距原理的配合应用,D型和A型行波原理的优化组合F型和A型行波原理的配合E型和A型行波原理的配合F型和E型行波原理的配合,48,4.4.1 D型和A型行波原理的优化组合,D型行波原理能够在线自动给出测距结果，但其可靠性和准确性受给定线路长度和授时

15、系统的影响。当给定线路长度存在较大误差或者授时系统工作不正常时，D型行波测距结果是不可信的。A型单端行波原理尽管具有更高的准确性，但由于测距算法不成熟而难以自动给出正确的测距结果。一般情况下，借助专门的行波分析软件，通过人工波形分析可以方便地获得准确的A型单端行波测距结果。可见，如果将D型双端和A型单端行波测距原理配合使用，利用A型测距原理（作为辅助原理）对D型测距原理给出的测距结果进行验证和校正，可以进一步提高行波测距的可靠性和准确性，这就是基于行波原理的优化组合测距思想。,49,4.4.1 D型和A型行波原理的优化组合,优化组合行波测距的实施步骤：（1）初测 利用D型双端行波原理初步测量故

16、障点位置。如果被监视线路两端行波测距装置之间具备通信条件，当线路发生故障后，两端测距装置将自动调取对方的故障启动报告，并自动给出D型行波测距结果。也可以通过行波分析主站自动或人工调取故障线路两端行波测距装置的故障启动报告，进而自动给出D型行波测距结果。如果不具备通信条件或者通信临时中断，可以在线路故障后由线路一端所在变电所通过人工拨打电话的方式询问线路对端行波测距装置记录到的故障初始行波浪涌到达时间，进而根据有关公式计算出故障距离。,50,4.4.1 D型和A型行波原理的优化组合,优化组合行波测距的实施步骤：（1）初测（2）验证和校正 以初测获得的双端行波测距结果为参考，借助于专用的离线行波波

17、形分析软件，通过人工和计算机辅助分析本端记录到的故障暂态波形，并根据A型单端行波原理验证在允许的误差范围内（一般不超过1 km）是否存在由故障点反射波（或对端母线反射波）引起的暂态分量。如果在允许的误差范围内存在由故障点反射波（或对端母线反射波）引起的暂态分量，则表明根据D型行波原理获得的粗测结果是可信的（验证正确），而且最终可给出经过进一步校正后的测距结果（即A型行波测距结果）。如果在允许的误差范围内不存在由故障点反射波（或对端母线反射波）引起的暂态分量，则表明粗测结果是不可信的（验证错误），因而只能单独根据A型单端行波原理分析出故障点位置。,51,4.4.1 D型和A型行波原理的优化组合,

18、应用实例,（1）普通交流线路（实际故障点距洛埠变6.2 km）,52,4.4.1 D型和A型行波原理的优化组合,应用实例,（2）双回线路（实际故障点距绥化变8.955 km）,53,4.4.1 D型和A型行波原理的优化组合,应用实例,（3）串联补偿线路（实际测距误差不超过400 m）,54,4.4.1 D型和A型行波原理的优化组合,应用实例,（4）直流输电线路（实际故障点距麦元站123.5 km）,55,4.4.2 F型和A型行波原理的配合,A型行波原理 F型行波原理,时间相差：87.223 ms,56,4.4.2 F型和A型行波原理的配合,A型行波原理 F型行波原理,时间相差：87.354

19、ms,57,4.4.2 F型和A型行波原理的配合,A型行波原理 F型行波原理,时间相差：79.558 ms,58,4.4.2 F型和A型行波原理的配合,A型行波原理 F型行波原理,时间相差：88.083 ms,59,4.4.3 E型和A型行波原理的配合,A型行波原理 E型行波原理,时间相差：699.178 ms,60,4.4.3 E型和A型行波原理的配合,A型行波原理 E型行波原理,时间相差：905.793 ms,61,4.4.4 F型和E型行波原理的配合,根据快速自动重合闸的操作时序，可以实现F型和E型行波原理的有机配合，并能够从线路故障后断路器产生的多次暂态行波过程中提取故障点位置信息，从

20、而大大提高故障测距的准确性和可靠性，这对于永久性故障的分析和查找具有重要意义。,62,内 容,电力线路故障测距技术发展概况电力线路行波基本概念电力线路暂态行波的产生机理现代行波故障测距基本原理现代行波故障测距关键技术XC系列行波故障测距系统及其典型应用现代行波故障测距组网方案新一代行波故障分析主站（TAS2200）,63,5.现代行波故障测距关键技术,5.1 暂态行波传变技术5.2 高速数据采集技术5.3 精确时间同步技术5.4 行波到达时刻的准确标定技术5.5 远程通信技术,64,5.1 暂态行波传变技术,1）电磁式电压互感器（TV）2）专用耦合设备3）光电压、电流互感器4）常规保护电流互感

21、器（TA）5）V型（两相）电磁式电压互感器6）配电变压器 4）6）均为山东科汇首创，其主要优点：易于实现、成本低、灵敏度高。,65,5.2 高速数据采集技术,意义：1）可以实现单端行波故障测距；2）可以补偿双端行波测距误差。原理：,nP为触发前的采样数据个数,66,5.3 精确时间同步技术,D型双端行波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。,67,5.3 精确时间同步技术,GPS同步时钟原理,68,5.4 行波到达时刻的准确标定技术,行波脉冲的常规越限检测方法抗干扰能力差、时间精度低。,根据不同频带下模极大值的大小与极性可判断检测到的信号突变是否是来自故障点的行波脉冲

22、。,69,5.4 行波到达时刻的准确标定技术,70,5.4 行波到达时刻的准确标定技术,仿真故障初始行波浪涌到达时刻的标定,71,5.4 行波到达时刻的准确标定技术,72,5.4 行波到达时刻的准确标定技术,故障初始行波浪涌实际到达M端和N端母线的时刻分别为(333334)us和(99100)us,73,5.4 行波到达时刻的准确标定技术,实测故障初始行波浪涌到达时刻的标定,(b)绥化侧三相电流,(a)康金侧三相电流,康绥甲线两侧电流暂态故障分量波形,74,5.4 行波到达时刻的准确标定技术,实测故障初始行波浪涌到达时刻的标定,75,5.4 行波到达时刻的准确标定技术,两端初始电流的实际波头起

23、始点相对于该相波形中第1个采样点的时间均为(6364)us,76,5.5 远程通信技术,S,R,测距主站,通信网络,77,内 容,电力线路故障测距技术发展概况电力线路行波基本概念电力线路暂态行波的产生机理现代行波故障测距基本原理现代行波故障测距关键技术XC系列行波故障测距系统及其典型应用现代行波故障测距组网方案新一代行波故障分析主站（TAS2200）,78,6.XC系列行波故障测距系统及其典型应用,6.1 研制过程6.2 XC-2000系统构成6.3 行波分析功能描述6.4 典型应用,79,6.1 研制过程,1992年，山东科汇公司成立了行波测距课题组。1995年，山东科汇公司研制出我国第1台

24、输电线路现代行波故障测距装置XC-11,并在世界上首次将小波变换技术用于行波故障测距。2000年，山东科汇公司研制出第2代行波故障测距系统XC-2000。,80,1998年，XC-11输电线路行波故障测距装置在京通过专家鉴定。,6.1 研制过程,81,2006年，山东理工大学和山东科汇公司等单位联合完成“基于行波原理的电力线路在线故障测距技术”研究项目，其整体研究成果在京通过了以杨奇逊院士为主任委员的专家鉴定。,6.1 研制过程,82,2007年，“基于行波原理的电力线路在线故障测距技术”研究项目获得国家技术发明二等奖。,6.1 研制过程,83,典型实际故障及XC-11测距结果,84,平均绝对

25、误差：400 m,XC-11测距误差曲线（19972001）,85,6.2 XC-2000系统构成,行波测距子站安装在变电所，记录故障产生的行波信号。故障行波数据经通信网络送到调度中心的分析主站分析主站保存、处理数据，计算故障距离。,变电所 S,变电所 R,行波分析主站,行波测距子站,WAN通信网络,调度控制中心,86,行波分析主站,S,人机界面,中央处理单元,GPS信号接收单元,超高速数据采集单元,行波信号提取单元,行波测距子站原理框图,行波测距子站,通信网络,6.2 XC-2000系统构成,87,系统主要特点1）采用电流暂态分量实现现代行波故障测距原理，使得行波故障测距装置易于实现，而且具

26、有较高的灵敏度；2）综合利用了故障、故障分闸和重合闸产生的暂态行波，并能够实现A、D、F和E等4种现代行波故障测距原理；3）采用专门研制的高速数据采集单元对行波信号进行采集、记录与实时处理，并建立了以双端行波测距为主、单端行波测距为辅的优化组合测距模式，因而具有很高的可靠性；,6.2 XC-2000系统构成,88,系统主要特点4）采用小波变换技术检测行波波头起始点所对应的绝对时间，从而将行波浪涌到达时刻的检测误差控制在半个采样间隔以内，进一步通过选择合适的波速度，可以将D型双端现代行波测距原理的测距误差控制在300 m以内；5）可以同时采集8回线路的电流暂态信号（来自常规电流互感器二次侧）和电

27、压暂态信号（来自专门研制的行波耦合器），因而具有很高的性能价格比；6）可以用于各种交流和直流输电线路，因而具有广泛的适应性；,6.2 XC-2000系统构成,89,系统主要特点7）完全独立于继电保护及故障录波设备，并具有现场调试和远程维护功能，因而具有较强的可维护性；8）在交流系统多年的运行经验表明，该系统的绝对测距误差可达200 m以内，而最大一般不超过500 m。,6.2 XC-2000系统构成,90,自动故障测距 当系统所监视的某一回线路发生故障后，线路两端行波测距子站可以通过通信网络自动交换故障暂态数据，并自动给出双端行波故障测距结果。当故障线路两端的行波测距子站所记录的故障暂态数据远

28、传到调度端的行波分析主站后，主站同样可以自动给出双端行波故障测距结果。,6.3 行波分析功能描述,91,人工波形分析 提供人工波形分析工具。在此环境下，可以象运用示波器那样对所记录的暂态波形中各行波浪涌到达测量点的时刻进行测量，从而对自动双端故障测距结果进行直接修正，并且可以获得单端行波故障测距结果。,6.3 行波分析功能描述,92,计算机辅助波形分析 提供基于小波算法的数字滤波功能。将被分析的暂态波形划分为不同的频带，从而可以对不同频带下的行波特征进行对比，最终获得可信度较高的故障测距结果。,6.3 行波分析功能描述,93,6.4 典型应用,（1）绥化电网行波故障测距系统 2000年9月投入

29、运行。,绥化220 kV电网结构,94,绥化电网实际故障及XC-2000测距结果,6.4 典型应用,（1）绥化电网行波故障测距系统 2000年9月投入运行。,95,葛洲坝南桥直流输电线路故障测距系统,2002年，葛南线累计发生故障20余次，所有故障均被XC-2000所捕获，且绝对测距误差不超过线路全长的0.3%。,（2）葛南直流线路行波故障测距系统 2001年12月投入运行。,葛洲坝,南桥,麦元,538.2 km,507.2 km,6.4 典型应用,96,（2）葛南直流线路行波故障测距系统 2001年12月投入运行。,6.4 典型应用,97,（3）配电线路行波故障测距 2004年10月，在宁夏

30、银川变电所某35kV配电线路完成了XC-2000系统的人工接地试验。在变电站母线侧安装一套行波采集与处理系统，利用母线电压互感器获取故障行波信号；在线路末端也安装一套行波采集与处理系统，利用配电变压器获取故障行波信号。试验线路全长9.3km，人工接地故障点在线路末端配电变压器一次侧。在试验线路上分别进行了金属性接地和高阻接地故障试验。,6.4 典型应用,98,6.4 典型应用,金属性接地故障测距结果：距离变电站母线端9.2 km，测距误差为100 m,（3）配电线路行波故障测距,99,6.4 典型应用,高阻接地故障测距结果：距离变电站母线端8.9 km，测距误差为400 m,（3）配电线路行波

31、故障测距,100,6.4 典型应用,XC系列行波测距系统已经在国内电力系统中获得广泛应用，覆盖了全国40%以上的超高压输电线路。典型应用包括：三峡电力外送、西电东送交/直流输电线路大同-北京500kV带串补电容交流输电线路晋东南-荆门1000kV特高压交流输电线路云南-广东800kV特高压直流输电线路青藏铁路配电线路,101,内 容,电力线路故障测距技术发展概况电力线路行波基本概念电力线路暂态行波的产生机理现代行波故障测距基本原理现代行波故障测距关键技术XC系列行波故障测距系统及其典型应用现代行波故障测距组网方案新一代行波故障分析主站（TAS2200）,102,7.现代行波故障测距组网方案,行

32、波测距组网的意义1）通过联网，各行波测距子站的信息可以上传到调度中心，并进一步发送到GIS系统和运检公司值班中心，使得运检公司有关人员可以及时获得电网中故障点的位置信息，从而提高故障巡线的效率；2）以整个电网（而不是某条线路）为监视对象，通过行波测距联网，可以促进电网中各行波测距子站之间的信息共享，解决跨地区线路的测距问题，实现广域的电网行波故障测距，从而提高行波测距系统的整体可靠性。,103,7.现代行波故障测距组网方案,行波测距组网的意义,故障暂态行波在电网中的传播示意图,104,7.现代行波故障测距组网方案,利用2M通道组网,重庆超高压局500kV电网行波测距组网方案,105,利用2M通

33、道组网,内蒙古西部500kV电网行波测距系统组网方案,106,内蒙古西部500kV电网行波测距系统组网方案,利用电力数据网组网,107,7.现代行波故障测距组网方案,利用电力数据网组网,湖北500kV/220kV电网行波测距系统组网方案,108,7.现代行波故障测距组网方案,利用电力数据网组网,湖北500kV/220kV电网行波测距组网系统数据流向图,109,贵州东部220kV电网行波测距系统组网方案,110,利用电力数据网组网,贵州电网行波测距系统组网方案,111,利用电力数据网组网,112,内 容,电力线路故障测距技术发展概况电力线路行波基本概念电力线路暂态行波的产生机理现代行波故障测距基

34、本原理现代行波故障测距关键技术XC系列行波故障测距系统及其典型应用现代行波故障测距组网方案新一代行波故障分析主站（TAS2200）,113,TCP/IP网络,8.新一代行波故障分析主站（TAS2200）,运检公司客户端,TAS2200主站,WEB服务器,安全隔离装置,GIS,安全隔离装置,典型配置,单机方式：人机接口、数据库和前置通讯功能集中在一台计算机上。,114,TCP/IP网络,8.新一代行波故障分析主站（TAS2200）,典型配置,运检公司,主站数据库与通信服务器,WEB服务器,行波分析工作站,安全隔离装置,GIS,安全隔离装置,TAS2200主站,前、后台机方式：人机接口在工作站，数

35、据库和前置通讯功能在服务器上。,115,主要功能,116,主要功能,117,8.新一代行波故障分析主站（TAS2200）,WEB功能的实现,一般WEB服务器和行波测距数据库和通讯服务器不在一个安全分区，所以需要安装单向数据流的安全隔离装置。通过数据库更新的方式，安全隔离装置可将内网的行波数据服务器上的数据传送到外网的数据库服务器保存，WEB服务器读取外网的数据库数据更新WEB页面数据。外网的数据库服务器和WEB服务器可以合用一台服务器。,118,8.新一代行波故障分析主站（TAS2200）,与GIS系统接口方案由于TAS2200采用数据库方式保存系统配置和故障数据，与GIS系统的集成方式可通过

36、开放数据库访问方式。TAS2200系统开放数据库的自动测距表，GIS系统自动读取该表获得数据。,119,8.新一代行波故障分析主站（TAS2200）,与GIS系统接口方案,120,总结,1）建立在现代微电子技术、现代数字信号处理技术和现代通信技术基础之上的输电线路现代行波故障测距技术能够实现线路故障的精确定位。利用电流暂态分量可以实现各种现代行波故障测距原理，并且易于实现，从而能够加速现代行波故障测距原理在电网中的实际应用；,121,总结,2）从现阶段来看，综合利用故障、故障分闸和重合闸产生的暂态行波，并建立以双端测距为主，而以单端测距为辅的优化组合行波故障测距模式，能够同时提高故障测距的可靠性和准确性；,122,总结,3）多年的运行经验表明，XC系列输电线路行波故障测距系统的测距误差已经能够达到200 m以内，这标志着输电线路现代行波故障测距技术已经达到实用化水平。,123,总结,4）为了进一步发挥行波测距系统的作用，有必要建立全省联网的行波故障测距系统，并在省调设立专门的行波故障分析主站，负责收集各行波测距子站记录的暂态行波数据，同时将数据发送给输电GIS系统和运检公司值班中心。,124,谢谢大家！,