毕业论文 电网故障行波定位网络设计

电网故障行波定位网络设计电网故障行波设计定位网络摘要随着电力系统规模日益扩大，电网结构愈加复杂，传统故障行波定位方法将无法满足系统故障定位稳定性和经济性的要求。因此，高压输电线路故障点的快速、精确定位新技术与新方法研究已成为国内外科技工作者广泛关注的热点。本文设计了一个较为合理的行波故障定位的网络,并完成了软件的初步设计,并验证了其可靠性和实用性。文章的主要内容也是关键技术部分就是故障行波定位的网络设计及其软件设计。网络设计是在株洲电网现有的网架上着手的，故对整个系统进行了较为合理的分析和故障定位网络设计，并通过ATP/EMTP进行了仿真分析和验证；基于网络的故障定位软件设计，主要是在确定系统故障后,行波定位装置将故障记录单元和GPS时钟单元记录的行波数据及时间信息通过通用分组无线电业务(GPRS)网络上传到故障定位主机,故障定位主机进行故障点计算、数据库的存储和查询以及故障信息的发布等，真正实现了当任意一台装置发生故障或启动失灵，都可以根据其他变电站的记录数据可靠定位，有效的提高了定位结果的精度和可靠性。关键词：故障测距；GPS时钟；GPRS；网络定位；ATP/EMTP仿真分析TRAVELINGWAVEFAULTLOCATIONNETWORKDESIGNABSTRACTWiththeincreasingsizeofpowersystems,powerstructuresbecomemorecomplex,thetraditionalmethodofTravelingWaveFaultLocationFaultLocationSystemwillnotmeetthestabilityandeconomyrequirements.Therefore,thehighvoltagetransmissionlinefaultfastandprecisepositioningofnewtechnologiesandnewmethodsofforeigntechnologyworkershasbecomewidespreadattention.Thispaperdesignsamorereasonabletravelingwavefaultlocationofthenetwork,andcompletedthepreliminarydesignofthesoftwareandverifyitsreliabilityandpracticability.CorepartofthearticleisalsopartofkeytechnologiesTravelingWaveFaultLocationandnetworkdesignsoftwaredesign.Zhuzhoupowernetworkdesignistoproceedontheexistinggrid,andthereforethewholesystemwasamorereasonableanalysisandfaultlocationnetworkdesign,andthroughtheATP/EMTPsimulationanalysisandverification;Basedonnetworkoffaultpositioningsoftwaredesign,mainisindeterminesystemfaultHou,linewavepositioningdevicewillfaultrecordsunitandGPSclockunitrecordsoflinewavedataandthetimeinformationbyGeneralgroupradiobusiness(GPRS)networkShangtofaultpositioninghost,faultpositioninghostforfaultpointscalculation,anddatabaseofstorageandqueryandfaultinformationofpublishing,,realimplementationhasDanganyaTaiwandeviceoccursfaultorstartedfailure,arecanunderothersubstationofrecordsdatareliablepositioning,effectiveofimprovehaspositioningresultsofprecisionandreliability.Keywords:Faultlocation；GPSClock；GPRS；Networklocation；EMTPsimulation目录1绪论 11.1选题的背景和意义 11.2输电网故障行波定位原理概述 21.3国内外故障行波定位的应用及研究 51.4本文所作的主要工作 72 行波故障定位理论及关键技术的研究 82.1行波理论详述 82.2GPS时钟的研究分析 122.2.1同步时钟的简介 122.2.2GPS卫星同步时钟的应用 133基于株洲电网行波故障网络设计 163.1株洲电网220Kv电力系统分析 163.1.1株洲电网故障行波定位网络设计 163.1.2故障定位方案仿真分析 183.2考虑110Kv电网时分析 223.3小结 294故障定位的软件设计 304.1软件设计 304.1.1软件的整体设计 304.1.2故障计算单元 314.1.3GPRS无线通信单元 334.1.3数据库管理单元 334.1.4故障信息发布单元 344.2软件测试 344.3结论 375全文总结 38参考文献 39致谢 41第8页共41页1绪论1.1选题的背景和意义在“发展经济，电力先行”宗旨的指引下，中国的电力事业蓬勃发展，电力系统容量的不断扩大、电压等级的不断升高、新的输配电架空线路不断建成致使电网日益复杂，电力系统对电网故障的检测和继电保护的速动性提出了更高的要求。输电线路是电网的重要组成部分，对输电线路的准确定位的作用主要包括以下几个方面：(1)帮助快速查找故障，节省故障巡线所耗费的大量人力、物力及财力；(2)帮助及时修复故障，提高供电可靠性和连续性，减少停电损失；(3)帮助分析故障发生的原因，并采取适当的预防措旌；(4)对于瞬时性故障，可以提醒线路维护人员注意绝缘薄弱点，并适时清理或更换存在隐患的绝缘子，从而避免形成永久故障，而且可以大大节省检修时间和费用。然而，高压输电线路输送距离长，暴露在旷野，且多行线于山区丘陵地形，易发生故障。故障点的快速、精确定位，一直是电力部门尚未解决的难题，不能快速、准确地实现对故障点的定位，对电力系统的安全运行构成较大威胁，也给线路运行维护人员带来了繁重的负担。随着系统容量迅速增加，超高压输变电线路日益增多，为确保系统安全稳定运行，要求输电线路主保护能够可靠、快速的切除线路首次发生的故障。快速切除故障，不仅能保持电力系统的稳定，还能提高系统的输电效率。因此，快速切除故障是提高整个系统安全与运行可靠性及供电质量最直接而又简单的方法。高压输电线路特别是超高压输电线路保护直接影响电力系统的安全经济运行。探索新的保护原理和方法以提高输电线路保护的性能是继电保护研究领域中的一个重要课题。而行波保护的优势主要表现在两个方面：(1)具有快速动作性能。继电保护的快速动作性能是增大输电线路传输容量、提高电力系统稳定性简单而有效的措施。(2)行波保护可以从原理上解决传统的工频量保护所不能解决的理论和技术问题。除了快速性以外，行波保护还有以下优点：不易受故障点的过渡电阻、电力系统振荡、短路电流的大小、电压、电流互感器的误差等因素的影响。总之，行波定位和行波保护对高压输电线路故障的准确定位和快速切除对电力系统安全和经济运行具有非常重要的意义。1.2输电网故障行波定位原理概述行波法是根据行波理论实现的定位方法。当输电线路发生故障时，由故障点产生的行波以接近光速的速度传向整个电力系统，在传输过程中，在母线、设备等阻抗不连续的地方发生反射与折射，根据行波传输的时间计算故障距离。行波定位由于受过渡电阻的影响小，可以达到较高的定位精度。故障行波定位方法多种多样，特性各异，运用于各种不同场合。按其工作原理可以分为以下几种：1.单端行波定位对一般性故障，单端行波定位的关键是准确求出行波第一次到达测量端与从故障点反射回测量端的时间差。单端行波定位依据的公式主要为：(1-1)式中，l为故障点距离；t1，t2分别为故障产生行波第一次到达测量端的时间与从故障点反射回测量端的时间；v为行波传播速度。对高阻故障而言，故障点处反射系数较小，此时单端行波定位的关键是准确求出行波第一次到达测量端与从对端母线反射回测量端的时间差，其定位依据的公式主要为：(1-2)式中L为线路长度；t3为故障产生行波从对端母线反射回测量端的时间。单端行波定位方法的缺点主要在于其原理上的缺陷。为了实现单端定位，在测量端必须准确、可靠地检测出故障引起的第一个正向行波浪涌在故障点的反射波，或者检测出经故障点透射过来的故障初始行波在对端母线的反射波。使用单端行波法实现可靠定位，需要结合阻抗法进行综合定位，在单端行波法失效的情况下，用阻抗法的定位结果作为补充，这样才能弥补单端行波法和单端阻抗法各自的不足，实现可靠的故障定位。2.双端行波定位双端行波定位方法通过计算故障行波到达线路两端的时间差来计算故障点位置，其定位精度基本不受线路故障位置、故障类型、线路长度、接地电阻等因素的影响。其依据的公式主要为：；(1-3) 式中，LM、LN为故障点距母线M端和N端的距离；L是故障线路长度。tM、tN为故障产生的初始行波到达两侧母线(M端和N端)所消耗的时间。双端行波法的关键是准确记录电流或电压行波到达线路两端的时间，误差应在几微秒以内，以保证故障定位误差在几百米内(行波在线路上的传播速度近似为300m/µs，1µs时间误差对应约300m的定位误差)。它需要配备专用的时间同步装置，目前一般采用GPS作为双端行波法的同步时间单元。双端行波法的优点主要是：(1)由于母线两端都只检测第一个故障波头，线路过渡电阻的电弧特性、系统运行方式的变化(是否多分支线路等)、线路的分布电容以及负荷电流等对定位复杂性不会造成大的影响。因此，双端行波法定位结果的可靠性要高于单端行波法。(2)双端行波法的定位结果一般能够满足电力系统对精确故障定位的要求，定位误差可以在500m以内。(3)由于双端行波法定位的准确性，可以通过区外故障和区内故障校核输电线路实际长度，该项技术的实施对继电保护的整定计算和EMS高级应用软件的计算精度具有重要意义。3.网络行波定位由于故障行波在产生后会沿线传输到整个输电网中，因此，可以建立基于整个输电网的故障行波定位系统，融合处理电网中各变电站记录的初始行波到达时间计算故障点位置，实现网络行波定位。该定位方法具有如下优点：(1)有利于利用信息融合技术弥补单条输电线路故障定位可能存在的不足，如一侧装置故障、局部干扰所造成的故障行波检测错误、误起动等。可以借助于其它变电站所记录的故障初始行波到达时间，估算故障初始行波到达故障线路两侧变电站的时间实现故障定位。(2)对于故障线路近距离故障，行波频率高，不利于故障初始行波的可靠检测，可以采用相邻线路故障初始行波达到时间推算的方法得到故障初始行波到达故障线路两端的时间。(3)建立基于整个输电网的故障行波定位系统只需要在每个变电站母线装设行波检测装置，整个网络简单，投资少，从整体上来说节约成本，而故障定位的鲁棒性和可靠性却增强了。(4)建立整个输电网络行波定位系统，可以实现线路的在线波速检测或者非故障线路全长的计算。随着微机保护技术的发展，人们采用故障点到母线间的线路阻抗计算故障距离，使得阻抗法取代了早期的行波定位法。电力系统电磁暂态计算理论和数字信号处理技术的发展使故障行波定位法重新进入研究人员的视野。其基本原理是通过构造各种数字信号处理算法来检测故障点反射过来的行波信号，从而得到故障行波在测量端与故障点之间往返一次的时问，通过这个时间来定位故障点位置。具体应用中可分为相角差法、求导数法、行波相关法和波形畸变法等等。只是这几种方法受对端母线反射波的影响较大，得出的结果并不使人满意。20世纪90年代以后，故障行波定位法在暂态行波的提取，相关领域技术的应用以及定位原理和算法上的研究上都取得了许多重大突破，获得了越来越广泛的应用。暂态行波的提取20世纪90年代初，我国学者的研究表明，常规的电流互感器能够传变100kHz以上的电流暂态分量，完全能够满足行波定位的要求。进一步发展了利用暂态电流行波进行故障定位的思想，可以从故障线路和同母线上任一健全线路电流暂态分量中提取故障线路上的电流暂态行波。传统上采用专门研制的行波传感器提取电容式电压互感器(CVT)地线上的电流暂态信号，从而间接反映线路电压暂态信号。近年来，光学电流互感器(OCT)和光学电压互感器(OVT)也逐渐应用于电力系统中，它们的广泛应用将使暂态行波信号的提取变得更加容易。相关领域技术的应用现代微电子技术的发展、全球卫星定位系统(GPS)的民用化以及现代通信技术的发展对故障行波定位技术有着深远的影响。现代微电子技术的发展使得对于电压和电流皙态信号的高速采集和存储成为现实，对故障行波定位(尤其是单端定位技术)的实现提供了物质基础。20世纪90年代，随着全球卫星定位系统(GPS)的民用化，线路两端高精度同步时钟信号的获取不再是一个难题，D型原理的实现成为可能。现代通信技术的发展为故障行波定位提供了方便、快捷、可靠的通信通道。故障定位原理和算法的发展目前，比较受研究人员关注的故障行波定位算法基本上分为A、D、E、F四种类型。A、E、F为单端定位，D为双端定位。A型、D型都是在以前A型、D型的基础上发展而来，基本思想没有太大的变化。E型原理利用断路器重合闸时产生的暂态行波在测量点与永久性故障点之间往返一次的时间计算故障点位置。F型原理则利用断路器分闸时产生的暂态行波在测量点与故障点之间往返一次的传播时间计算故障点位置。目前，在实践中，A型、E型，F型原理都无法通过计算机自动区别故障点反射波与对端母线反射波的到达时间，只用通过人工分析暂态波形来识别以上两种反射波，取得可靠的定位结果，因而这三种原理无法单独使用，只能与D型原理结合应用于故障行波定位装置中，做为对D型原理定位结果的校正。新的现代数字信号处理算法一一小波变换的出现，促进了故障行波定位理论的进一步发展。经小波变换后，信号的模极大值点对应原信号的奇异点(不连续点和不可导点)；而随机噪声产生的奇异点虽然也是小波变换后的模极大值点，但它不能沿小波变换尺度传递，因此，小波变换是一种分析非平稳信号奇异点性质的有效途径。线路故障产生的暂态电压和电流信号是一种非平稳信号，而故障初始行波浪涌和来自波阻抗不连续点的反射波都会成为一次侧电压和电流暂态分量中的奇异点。从原理上来看，分析暂态行波分量的奇异性，可以获取初始行波浪涌和故障点反射波到达测量端母线的时间差，实现故障定位。1.3国内外故障行波定位的应用及研究对于单端故障行波定位来说，故障点反射行波的检测是关键问题之一，常用的行波单端故障定位算法有求导数法、相关法、匹配滤波器法和主频率法。求导数法是根据在检测点测到的行波的一阶或二阶导数是否超过设定的阈值来判断行波是否到达母线的一种时域方法，当行波中含有高频分量时用它的效果好些(近距离故障)，但该法对噪声比较敏感，测距精度不高们。相关法是利用相关函数求出到达母线行波及其从故障点反射回母线的时间差，进而求出故障位置的方法，由于受多种因素影响，实际应用起来有一定的困难。葛洲坝一上海南桥直流输电线所用故障测距仪也是通过计算互相关函数的最大值来判断两次行波的到达时间差，其测距死区达30km且运行中误动频繁。匹配滤波器法是建立在相关法基础之上的方法，它可通过使用高通滤波器来反映行波波头分量以提高定位可靠性，并已在实际中应用但其定位结果受母线端所连输电线数目等因素的影响。主频率法的核心是由行波中频谱最强分量决定故障距离，其思路主要是从较长时间段来考察行波频率范围，该方法将导致所求行波主频较低而且测距精度将受到影响。综上所述，单端故障行波定位算法在使用时都受到一定条件限制，且由于行波在特征阻抗变化处的折反射情况比较复杂，使得行波信号分析与精确故障定位的实现存在一定困难。双端行波定位的关键是准确记录电流或电压行波到达线路两端的时间，需要配备专用的时间同步单元。随着全球卫星定位系统(GPS)的广泛应用，利用GPS卫星信号可以获取精度在1µs以内的时间脉冲，因此GPS可作为双端行波定位的时间同步单元。由于GPS授时的连续性、可用性和抗干扰性对于电力系统稳定控制而言仍显得比较薄弱，采用高精度恒温晶振对GPS时钟进行监测，并给出了GPS时钟误差的在线修正方法，研制出了具有较高性能价格比的高精度时钟发生装置，并成功地应用于电力系统继电保护与控制。近年来，由于美国关于“局部屏蔽GPS信号”的技术试验获得成功，即在需要的时候可以局部关闭GPS信号，由此将导致GPS的时钟突然不能工作或者误动作，造成不良后果。为了保障我国电网的安全运行，应该基于我国研制的北斗卫星定位系统来开发精确的时间同步装置。我国自2000年开始，先后成功发射八颗定位于赤道上空的同步卫星，形成北斗卫星导航系统，该系统是继美国GPS和俄罗斯GLONASS之后第三个投入运行的卫星导航系统，是世界上第一个区域性卫星导航系统，其信号覆盖范围包括我国大陆和台湾等岛屿、海域，以及我国周边部分国家和地区，信号不易被接收机附近的高大物体遮蔽，适合于向我国一些高山地区的变电站同步授时，其可用性、可依赖性和安全性更有保障。北斗卫星导航系统自从投运以来，一直工作稳定可靠，在航空、航天、航海、铁路、交通、海洋等领域都有成功的应用范例。文献的试验指出北斗与GPS的秒脉冲时间误差主要分布在0．5us的范围内，因此北斗卫星时钟与GPS时钟配合使用时，时钟定位的测距误差将可以控制在100m以内。北斗卫星授时系统应用于电力系统同步相量测量技术中，有效解决了该技术在广域监测的时钟源可靠性问题。无论是单端行波定位还是双端行波定位，行波的波速对定位的精度具有重要的影响。行波的传输具有色散特性，依照线路参数的频率变化，不同频率的行波分量在输电线路上传输时存在不同的传播速度和衰减系数口。而已有的大部分行波定位算法，波速是采用光速或是接近于光速的某一定值，行波波速的不确定势必给故障定位结果带来一定的误差。为此，有人提出利用小波分析提取行波波头一定频带的行波分量，进而计算对应频率的波速，但没有说明如何选取用于故障定位的具体行波频带，没有提出与其频带相对应的行波波速测量方法，无法应用于故障定位装置。上面两种方法理论上能有效地提高故障定位精度，但很难实现于实际行波定位装置，难以推广应用。在提出利用区外故障确定行波波速，利用故障后外部线路两端行波故障定位装置记录的行波到达时刻与线路长度在线计算行波速度，该方法计算的行波波速比较接近实际波速，不受线路参数频变的影响，但受外部故障距离影响较大。1.4本文所作的主要工作本文主要工作包括如下：首先对行波故障原理概述，及国内外现状进行分析。对行波故障测距方法进行详细分析,并对相关技术如GPS时钟等的研究。设计基于株洲电网的行波故障定位网络，首先对220Kv网进行分析，并设计其定位网络，在此基础上加上110Kv网络，形成一个构架比较完整的，定位比较精确，运行比较可靠，安全的定位网络，并通过EMTP进行仿真分析。设计一种基于网络的故障行波定位的软件，能真正实现了当任意一台装置发生故障或启动失灵，都可以根据其他变电站的记录数据可靠定位，有效的提高了定位结果的精度和可靠性。。行波故障定位理论及关键技术的研究2.1行波理论详述早期行波法故障定位诞生于20世纪40年代末，由于暂态行波的传播速度比较稳定(接近光速)，人们认识到检测故障线路上暂态行波在母线与故障点之间的传播时间可以测量故障距离。在传播时间的测定方面，早期行波故障定位利用电子计数器或者阴极射线示波器来测量暂态行波的到达时刻和传播时间，现在的行波故障定位则利用各种数字信号处理算法来测量暂态行波的到达时刻和传播时间。迄今为止，行波故障定位可分为A、B、C、D、E和F型，共6种原理，其中A、C型为单端原理，而B、D型为双端原理。现分别简介如下：(1)A型原理在线路一端测量点感受到故障初始行波浪涌时启动一电子计数器，而当该行波浪涌在故障点的反射波返回测量点时停止计数，由此可以得到行波在测量点与故障点之间往返一次的传播时间，对应于测量点到故障点距离的2倍。这种原理的主要缺点是不能区分来自故障点的反射波和系统中其它波阻抗不连续点的反射波，因而可靠性较差。图2.1基于A型的测距算法即利用单端数据算法目前主要有以下三种：算法一：利用故障点行波的反射渡进行测距。该方法利用在检测点检测到的两个相邻线模波头之间的时间差进行故障定位。如图2所示简单系统，在f点发生故障后，暂态行波分别向M,N运动，到达M,N后，暂态行波将发生反射，反射波经故障点再到M,N，所以在M,N点将检测到2个波头，设在M点测到2个波头之间的时间差为△t1速度v1，由此可以M点到故障点之间的距离。（2-1）但是，在这种方法中，在单相接地故障的情况下，行波的第2个波头很难测到，原因是线路上的电阻使行波衰减，第2个波头在故障点和检测点之间来回2趟，衰减更厉害。算法二：电力系统故障(接地故障)后，线模和零模将以不同的速度向检测点传播，而理论分析证明，线模波速和零模波速可以用线路的正序参数和零序参数计算所以，只要准确找出到达检测点的线模和零模波头之间的时间差就可以算出故障位置。仍以图2-1为例，设v1为线模速度，v2为零模速度，线模分量到达M点的时刻为tM1，到达N点的时刻为零模分量tN1，到达M点的时刻为tM2，到达N点的时刻为tN2，故障时刻为t。则在M点对于线模分量有：（2-2）在M点对于零模分量有：（2-3）其中：f和x是未知量，消去t得：（2-4）此算法利用第一次到达检测端的零模分量计算，波头衰减少，易于检测，结果误差小。算法三：t1为故障初始行波到达M端的时刻，t2为故障点反射波到达M端的时间，t3为对端母线反射波到达M端的时刻，t0为故障发生的绝对时刻，考虑联立方程：（2-5）（2-6）（2-7）式中：v,t0,x是未知参数，可联立求解得到：（2-8）（2-9）这种算法可以消除波速的影响，理论上计算精度高，但存在各波头到达时间准确检测问题。(2)B型原理在线路一端(收信端)测量点感受到故障初始行波浪涌时启动一电子计数器，而线路另一端(发信端)测量点感受到故障初始行波浪涌时启动一发信机并向收信端发信。当收信端测量点的收信机接收到来自发信端的信号时即停止计数，从而在本端可以获得行波在故障点与发信端测量点之间往返一次的传播时间，对应于故障点到发信端距离的2倍。B型法最大的优点是不受来自系统中波阻抗不连续点反射波的影响，但它需要实时通道，因而其可靠性和测距精度直接受通道的影响。图2.2B型行波测距原理示意图基于B型原理的测距算法主要有以下两种：算法一：在线路发生故障后，不管线路的结构、衰减及畸变如何，到达母线处的第一个行波波头都是最强烈和最明显的，因此很容易准确定位。仍以图2为例，在N点对于线模分量有：（2-10）（2-11）可得：（2-12）算法二：利用波速的测距算法的基础是线模波速受各种因素的影响很小，或者说线模波速的波动在工程误差的范围之内。研究认为：无论哪种模波，在线路上传播的速度是不确定的，各模量的波速度受气候和线路的运行条件影响很大口1。基于此，提出了消去波速的测距算法,设,,.fRl。由双端测距公式得：（2-13）（2-14）（2-15）得测距公式：（2-16）这种方法的优点是完全消除了波速变化对测距的影响，但是仍然使用了零模的第1个波头，仍然存在零模衰减的问题，而且也需要双端数据交换通道和同步对时设备。(3)C型原理在线路故障时将一高压高频脉冲或高压直流脉冲注入到故障线路一端的测量点，进而利用电子计数器测量该信号在测量点与故障点之间往返一次的传播时间，对应于测量点到故障点距离的2倍。C型原理与雷达的工作原理类似，故又称为脉冲雷达法。我国学者在20世纪70年代对C型原理进行了深入研究，并研制出相应的故障探测装置。这种原理存在的主要问题是受故障本身产生暂态行波以及线路上其它各种干扰的影响，而且还需要价格昂贵的高压脉冲信号发生器。图2.3（4）D型原理通过载波同步方式实现两端测距装置的同步计时，并在此基础上测量故障初始行波浪涌由故障点到达故障线路两端测量点的绝对时刻，二者之间的差值可以用来计算故障点到线路两端测量点的距离。与B型原理一样，D型原理最大的优点是不受来自系统中波阻抗不连续点反射波的影响，但它需要建立时钟同步机制，因而其可靠性和测距精度直接受时钟同步方式的影响。另外，D型原理还需要通道，以实现两端故障信息(即故障触发时刻)的交换。图2.4D型行波测距原理示意图(5)E型原理利用故障线路重合闸暂态行波的单端测距原理。对于永久性故障，E型行波故障测距原理可以分为标准模式、扩展模式1、扩展模式2和综合模式等4种运行模式，各测距模式与F型行波故障测距原理中相应测距模式具有类似的工作原理。：图2.5E型行波测距原理示意图(6)F型原理利用故障线路分闸暂态行波的单端测距原理。根据所检测反射波性质的不同，可以将其分为4种运行模式，即标准模式、扩展模式l、扩展模式2和综合模式。在标准模式和扩展模式1下需要检测故障点反射波，在扩展模式2下需要检测对端断路器主触头反射波，而在综合模式下则需要检测继第1个正向行波浪涌之后最先到来的反向行波浪涌。图2.62.2GPS时钟的研究分析GPS(GlobalPositioningSystem)美国国防部发射,有24颗环绕地球的卫星系统。向全球发射标准授时信号,只要有接受装置就可以。目前电力市场上所采用的GPS时钟设备品种较多,大同小异,通过搜索锁定4-6颗卫星,计算出精格林威治时间,并发出校时信号。GPS时钟组成一括天线、GPS接收器、守时钟等部件。当前采用较多地对时方式有无线电广播、电视TV钟、天文台无线电对时系统、OMEGA时钟系统,每种方式虽各有优劣,但对时精度、覆盖范围及可靠性方面均不能与GPS相比,因此GPS时钟作为时间标准在我国电网已取得了广泛的应用,因此电力系统内推荐选用GPS对时设备。2.2.1同步时钟的简介目前,基于微机型的故障录波装置、事件记录装置、安全自动装置、远动装置等在电网中已经得到了越来越多的运用。对于时钟的同步也提出了严格的要求,希望能够达到1ms甚至μs级的精度。GPS系统的出现正好满足了这一要求。GPS接收器能够送出非常精确的时间信息,但该信息是固定不变的。它必须经过转换后才能满足系统内已经使用或将要使用的各种装置对同步源的要求。各个制造厂商以及用户对同步的要求是各不相同的,有些使用不同幅值、不同频率、不同时延的脉冲同步方式,而有些使用标准的串行编码方式,比如MSF格式或IRIG-B格式,用户大多喜欢使用当地时钟格式(比如北京时间)而不喜欢使用UTC时钟格式。于是就必然地出现了一种规约转换器。将GPS接收器送出的固定信息转换成各种不同的格式输出,以满足各种装置及用户的要求。该规约转换器就俗称为GPS同步时钟,其原理框图如图2.7所示。(1)GPS信号接收器:用于接收GPS卫星信号,输出时间精度为1μs的1PPS脉冲,并经RS-232口输出UTC标准时间、日期及接收器所处位置等信息,接收器天线装在1个直经约3cm、高约8cm的塑料圆棒内,天线一般应安装在房顶上,以便有开阔的视野;(2)脉冲电路:输出秒(1PPS)、分(1PPM)、时(1PPH)同步脉冲信号输出格式可以是电平输基于株洲电网故障定位的网络设计及仿真分析出或静态空接点输出;(3)中央处理单元:将来自GPS的UTC标准时间信息换算成当地时间,送液晶显示器显示,并按照一定的格式经串行口输出;(4)RS-232/485接口:输出每秒一次的当地时间、日期等信息、波特率可选;(5)MSF、IRIG-B、BCD接口:按照各自的标准格式输出时间、日期码。图2.7GPS同步时钟的原理框图2.2.2GPS卫星同步时钟的应用标准的时钟同步源利用同1个信号对电网内的所有时钟进行实时或定期同步对时,可以达到统一时钟的目的。目前大致有3种对时方式:(1)电网中心调度所通过通讯通道同步系统中各时钟;(2)利用广播电台、电视台、天文台的无线报时信号;(3)利用GPS全球定位系统的时钟信号。第一种同步方式是目前远动系统普遍采用的方式,该同步方式需要占用通道时间。由于信号通过通道传送到不同厂,站的延时不相同,所以只能保证时间的误差在ms级以上的水平,并且对通道的要求高。第二种同步方式受气候影响比较大,与厂、站所在地理位置也有很大关系,并且容易受到电磁波的干扰,丢失信号。第三种同步方式是目前最理想的同步方式,即GPS时钟同步方式。GPS系统每秒发送一次信号,其时间精度在1μs以内,在全球任何位置均能可靠接收到信号,是理想的同步时钟源。GPS卫星同步时钟有多种接口输出方式,如脉冲同步方式、串行口同步方式、编码同步方式等,完全可以满足各类装置的同步要求。目前在华东电网中,已对微机型故障录波器(HATHWAY公司的DFR16/32、ABB公司的INDACTIC650、METHA公司的THRANSCAN),微机型线路保护装置(LFP-900系列、WXB-11系列)等设备进行了同步对时,运行情况良好。相位测量为了保证电力系统的稳定运行,需要控制系统中关键点位间的电压相位差。在系统的时钟统一后,就可以做到输入信号的采样脉冲同步,通过软件方法就可以很容易地测出各电站间电压的相位关系。要保证相位测量的准确性,采样脉冲的同步误差就要求非常小,必须严格控制在几个μs之内。对50Hz系统来说1度对应于55μs。而利用广播电台或类似手段的对时方式显然是不适合的,它们的对时误差是毫秒级的,而1ms对于50Hz系统来说就是18度的相位差,是绝对不能接受的。唯有GPS卫星时钟才能满足这一要求,利用GPS卫星时种的1PPS脉冲同步方式,可以使整个系统的采样脉冲时间误差保持在几个μs以内,对应的相角测量误差也就不大于0.5度,完全满足了系统的要求。故障测距GPS卫星时钟的出现,给研制双端行波测距原理的装置创造了有利条件。线路故障后,正常的负荷电流跃变为短路电流。由此产生由故障点向线路两端运动的电流行波浪涌,假设线路全长为L,行波的传播速度为V,故障后在线路两端M、N接收到故障初始行波浪涌的时间分别为Tm、Tn。线路两侧通过通讯网络交换信息后,就可以计算出故障点到M、N两端的距离分别为:（2-17）（2-18）行波测距原理的关键是准确地记录下故障初始行波到达线路两端的时间,误差应严格控制在几个μs以内。因为对架空线而言,1个μs的时间误差对应于约150m的测距误差。对电力电缆而言,1个ms的时间误差对应于约70~100m的测距误差。利用GPS卫星时钟的1PPS秒脉冲与串行口时间信息,就可以很容易地满足误差要求。基于该原理的行波测距装置已在株洲电网中试运行。3基于株洲电网行波故障网络设计3.1株洲电网220Kv电力系统分析3.1.1株洲电网故障行波定位网络设计现对基于行波的电网故障定位系统的湖南株洲电网系统的结构进行分析，其要求能够对全地区的220Kv电网进行故障定位。电网结构概况如图3.1所示：图3.1株洲地区220Kv电网结构概况图从图3.1可以看出株洲地区的220Kv输电网包括:8个变电站：云田、白马拢、团山、滴水井、桂花、株冶、大塘冲、叶子冲14条线路：云田Ⅰ(15.01km)、云田Ⅱ(14.23km)、云滴(61.57km)、云团(33.57km)、云桂(14.96km)、叶白Ⅰ(10.16km)、叶白Ⅱ(9.61km)、白冶(4.81km)、桂冶(15.7km)、团大(89.56km)、团滴(37.33km)、株桂Ⅰ(6.70km)、株桂Ⅱ(6.77km)、团叶(30km)。其中桂冶线的桂冶604断开，处于热备用状态。在互连的电力系统中，只需在每个变电站安装一套故障行波定位装置，记录任一输电线路故障产生的行波到达每个变电站的精确时间，由故障线路两端各任一变电站所记录的精确时间就可以实现故障点位置的精确计算，完成整个电网故障行波定位。但从投资方考虑，每个变电站都安装行波定位装置是不实际的。对定位系统的要求是必须实用、安全、可靠、准确；覆盖尽可能多的线路，尤其是长度比较长的几条线路，如：团大、团滴、云团、云滴、团叶等；考虑输电网迅速扩充的情况；适当的考虑投资因素。根据前面的基本前提与要求，分析可得：（1）大塘冲变是终端变，而团大线又是最长的线路。因此，为确保团大线的故障定位，大塘冲变必须安装故障行波定位装置。（2）株冶变不是终端变，但由于株冶厂的负荷大而且重要，由白马拢变和桂花变双电源供给，而正常情况下，桂冶断开处于热备用状态。因此，株冶变起了事实上的终端变作用。株冶变必须安装故障行波定位装置。并且白冶线端命名为株冶1，桂冶线端命名为株冶2。（3）滴水井变不是终端变，但云滴线和团滴线之和达98.90km，比云团线(33.57km)长得多。因此，为确保云滴线和团滴线两条较长线路的定位，滴水井变必须安装故障行波定位装置。（4）与滴水井变相同的理由，为确保云滴线和云团线的故障定位，云田变宜安装故障行波定位装置。如果在八个220Kv站均安装行波定位系统，则每一条输电线路两端均装有故障行波定位装置，故障定位最简捷和准确。而且定位数据有很好的冗余度，以团山与滴水井间发生故障为例，则最简单的定位方法为由团山和滴水井两站检测到的行波波头进行故障定位，若滴水井变电站的行波定位装置不能正常工作，则也可由团山云田两站来完成故障定位。但对于投资来说,可能有些过大。且有些变电站可通过其他站的定位系统来定位，如当叶子冲变不安装定位系统时，当叶白线上或叶团线发生故障时，可通过云田或者株冶和团山变检测到波头的时间来达到精确定位。对于白马垅基于同样的考虑也可不安装定位系统。而对于桂花变，由于涉及到株洲电厂的两回线，而安装的话仅能对桂云有效，所以，投资方选择放弃桂云线。当每个变电站都安装行波定位系统时，投资比较大，而有些变电站可以由其他变电站的行波定位系统进行准确的故障定位，所以，从经济上考虑，由以上分析得出选择安装在5个变电站：云田变、滴水井变、大塘冲变、株冶变、团山变安装故障行波定位装置。侧重点考虑长线路：团大线、团滴线、云团线的准确定位。而且，定位数据有较好的冗余度，5个站故障行波定位装置除了以上描述的3个站：大塘冲变、株冶变、滴水井变的定位装置不可缺少外，其余2个站：云田变、团山变的定位装置也可实施N-1=1的原则运行。但是会依次使团大线、团滴线、云团线、叶团线、云白线等的定位精度有所降低。但我们也应看到由于株洲地区电网接线较复杂，可能对行波波头的检测检测要求较高。如当滴水井母线近侧发生故障时，由云滴(61.57km)传输的行波波头与从团滴(37.33km)和团云（33.353Km）线传输的行波波头到达时刻相差不大，就要求行波检测回路能准确检测到第一个波头。定位主站设在株洲电业局调度所，上述变电站安装的故障行波定位装置的I/O数据通过光纤网送至定位主站。方案如图3.2：图3.2株洲地区故障定位方案对定位系统的要求是必须实用、安全、可靠、准确；覆盖尽可能多的线路，尤其是长度比较长的几条线路，如：团大、团滴、云团、云滴、团叶等；考虑输电网迅速扩充的情况；适当的考虑投资因素。3.1.2故障定位方案仿真分析EMTP(ElectronicmaganeticTransientsProgram)即电磁暂态分析程序。最初是由加拿大大不列颠哥伦比亚大学（UBC）的H.W.Dommel教授创立的，而后又经过很多专家共同努力而日臻完善。该程序主要用于计算机模拟电力系统电磁暂态过程，程序可以求解包括集中参数的线性和非线性电阻、电感、电容电路，多相π型电路，多相分布参数电路，各种类型的开关、变压器、电源以及控制系统等组成的大型电力系统的稳态或暂态过程。可以用电路来模拟的其他系统，如机械系统等的稳态或暂态过程均可以用此程序来计算。EMTP程序具有规模大、功能强、模拟真实等优点，目前在我国高等学校、科研、设计和制造等部门都得到了广泛的应用，并在一些国家级重点项目的研究中都已使用EMTP程序。本章采用EMTP仿真分析，仿真模型如图3.3，穿芯式行波传感器是测量电容性设备（电容式CT、变压器套管、穿墙套管等）地线上的电流突变信号,本仿真检测变压器套管地线上的电流信号。电流、电压互感器都能实时传变行波暂态信号的特点，通过测量母线上的零序电流信号来模拟电压互感器开口三角侧的电压突变信号。图3.3株洲地区220Kv电网EMTP仿真接线图仿真模型考虑线路的实际结构，阻波器的影响，变电站设备分布电容的影响，采用前述的行波故障定位方法进行仿真分析。本文研究中使用的电磁暂态程序(EMTP)进行仿真，线路模型全部采用考虑频变影响的分布参数模型(J.Marti模型)，该模型中使用了特征线法并辅以改进的傅氏变换法，同时计及线路参数的依频变化。仿真分析考虑了变电站对地电容，线路阻波器，CVT等的影响，力争仿真模型接近株洲地区电网实际的系统。本文以单相接地故障为例对整个网络进行仿真，对变压器套管地线上电流行波信号（图1）和母线零序电流（图2）进行检测。假设在大塘冲与团山间距大塘冲10Km发生单相接地。单相接地时，检测故障相的行波信号。则各变电站检测到的变压器套管地线上的电流行波信号即是穿芯式行波传感器的输入信号和母线零序电流信号即表示为CVT开口三角形的行波信号如下：图3.4大塘冲变检测到的信号波形图3.5团山变检测到的信号波形图3.6叶子冲变检测到的信号波形图3.7云田变检测到的信号波形图3.8滴水井变检测到的信号波形图3.9白马垅变检测到的信号波形图3.10株冶变检测到的信号波形图3.11桂花变检测到的信号波形表3-1为各变电站的行波信号的波头到达时刻和幅值表站名第一个非零值到达时刻(μs)幅值(A)站名第一个非零值到达时刻(μs)幅值(A)站名第一个非零值到达时刻(μs)幅值(A)大塘冲33.513.8云田379.80.266株冶416.60.215团山266.71.26滴水井390.00.435桂花变432.50.099叶子冲367.20.35白马垅396.60.175从以上图和表可以看出：（1）当发生故障时,安装在变压器套管地线上的穿芯式行波传感器和CVT开口三角形上都能检测到故障行波信号。（2）行波信号的幅值一般随着与故障点的距离变大而变小，但也与检测站的出线数目有关，出线越多，反射越多，幅值越小。如滴水井比云田与故障点的距离远，但滴水井变是终端变，而云田变有4条出线，所以，在云田检测到的行波信号比在滴水井的信号幅值要小。（3）行波传输存在色散现象。如在大塘冲检测到的行波波速为2.985*108m/s而在桂花变检测到的行波波速为2.963*（4）由于零序的行波色散现象比其他的要严重，所以，CVT开口三角形上检测到的信号要比变压器套管地线上检测到的信号的波头幅值要小。在实际中应用时主要以安装在变压器套管地线上的穿芯式行波传感器为主。3.2考虑110Kv电网时分析如要考虑株洲地区110Kv电网结构时,其220Kv与110Kv电网结构概况图如下:图3.12株洲地区220Kv和110Kv电网结构图如考虑110Kv电网,则株洲地区有110Kv线路16条，故障定位方案要能够尽可能多地定位线路，而且又要考虑株洲电网的发展和考虑投资等方面的因素。由以上要求提出定位方案如下图所示：图3.13考虑110Kv和220Kv时的故障定位方案定位方案为在10个站安装行波定位装置，即云田、白马垅、桂花、叶子冲、团山、烈士塔、滴水井、网岭、大塘冲和空洲变电站。不可定位的线路为：叶子冲到莲花线，团山到南华线其线路不长，影响不大。还有莲花到株西和株西到南华线，因其还没建成，可考虑在建成后在株西变加装行波定位装置。用EMTP对株洲电网的110Kv线路进行仿真，其仿真图如图3.14：图3.14110Kv电网仿真结构图假设在白马垅与桂花间距桂花5Km发生故障发生单相接地。单相接地时，检测故障相的行波信号。则各变电站检测到的变压器套管地线上的电流行波信号和母线零序电流信号如下：图3.15桂花变检测到的信号波形图3.16白马垅变检测到的信号波形图3.17叶子冲变检测到的行波信号图3.18云田变检测到的行波信号图3.19莲花变检测到的行波信号图3.20团山变检测到的行波信号图3.21南华变检测到的行波信号图3.22株西变检测到的行波信号图3.23月形山变检测到的行波信号图3.24株电检测到的行波信号图3.25石子岭变检测到的行波信号图3.26烈士塔变检测到的行波信号图3.27滴水井变检测到的行波信号图3.28网岭变检测到的行波信号图3.29大塘冲变检测到的行波信号表3-2为各变电站的行波信号的波头到达时刻和幅值表站名第一个非零值到达时刻(μs)幅值(A)站名第一个非零值到达时刻(μs)幅值(A)站名第一个非零值到达时刻(μs)幅值(A)桂花16.53.37团山86.80.67石子岭198.50.28白马垅25.59.00南华98.50.59烈士塔214.50.24叶子冲49.12.51株西104.91.11滴水井232.60.12云田67.33.11月形山121.90.46网岭402.30.11莲花69.41.92株电150.20.75大塘冲461.20.10从以上分析可以看出，当把110Kv电网考虑到故障定位系统时，当在110Kv系统发生故障时，在110Kv变电站都能检测到故障行波信息。所以，只要在一些终端110Kv站和重要的枢纽站安装行波定位装置就可达到对整个220Kv和110Kv站进行故障定位。3.3小结本章对株洲地区的电网结构进行了分析，并针对株洲电网的结构特点提出了故障行波定位方案网络设计。按照定位系统的要求：必须实用、安全、可靠、准确；覆盖尽可能多的线路，尤其是长度比较长的几条线路；适当的考虑投资因素。仅考虑220Kv电网时，故障行波定位装置安装在五个变电站，当考虑220Kv和110Kv电网时，故障行波定位装置安装10个变电站就可对株洲电网的110Kv和220Kv输电网进行故障定位。定位主站设在株洲电业局调度所，变电站安装的故障行波定位装置的I/O数据通过光纤网送至定位主站，这样就组成一个可协同定位，具有一定定位冗余度的故障定位网络。并对各个不同时期的株洲电网进行网络设计，对其进行分析。4故障定位的软件设计基于整个输电网的故障行波定位系统如图4.1所示,包括专用的行波传感器、故障定位装置、故障定位主机等,综合网络中各变电站测量到的故障行波到达时刻计算故障点位置，能有效提高定位结果的精度和可靠性。故障记录单元接收行波传感器输出的故障行波信号,硬件检测行波到达的初始波头,启动全球定位系统(GPS)时钟单元记录初始波头到达时刻。确定系统故障后,行波定位装置将故障记录单元和GPS时钟单元记录的行波数据及时间信息通过通用分组无线电业务(GPRS)网络上传到故障定位主机,故障定位主机进行故障点计算、数据库的存储和查询以及故障信息的发布等工作。正由于此方法精确可靠，本章设计基于网络的故障行波定位软件。图4.1GPS故障行波定位系统4.1软件设计4.1.1软件的整体设计上位机软件包括上层管理系统、故障计算单元、GPRS无线通信单元、数据库管理单元以及故障信息发布单元。软件的总体功能框图如图4.2所示。图4.2软件总体功能框上层管理系统主要完成各功能单元的管理和程序运行的调度。故障计算单元根据电网中变电站行波定位装置记录到的初始行波到达时刻，按基于网络的行波故障定位算法准确计算故障点位置。GPRS无线通信单元实现行波定位主机与电网中分散分布的行波定位装置的无线通信，与EMS及变电站综合自动化的通信。数据库管理单元主要完成系统参数的设置，故障信息的存储与查询。基于Web服务器故障信息发布单元采用B/S(Browser/Server)模式设计，用户可以通过互联网方便地获取整个电网的故障数据。上位机软件通过.NET平台进行开发，以SQLServer2000为数据库平台。4.1.2故障计算单元故障发生后，所有行波故障装置都向故障定位主机上传故障时间信息和开关量数据，主机在进行定位计算之前，需要先将这些数据按电压等级和变电站进行分组。另外，在实际电网中，不可避免地出现干扰数据，为了保证定位计算的正确，必须对数据过滤，剔除错误数据。考虑到故障后开关量的跳变时刻、3U0和开口三角侧电压突变变化的时间和行波到达线路两端的时间相差不大，因此可以根据此原理过滤各变电站上传的时间数据。最后，为了识别多次故障，对一次上传的故障数据按定位装置识别连续故障的能力（一般为0.1S）分为多次事件，一次事件代表一次故障。对故障数据进行上述处理后，就可以根据基于网络的行波定位算法准确计算故障点位置。故障计算单元的工作流程如图4.3所示。图4.3基于整个电网的故障定位算法流程图1)读取一批故障数据，按电压等级分成多次事件。2)读取一次故障事件数据，包括各变电站行波定位装置记录的故障初始行波到达时刻和断路器状态，判断是否需要计算。3)如果需要计算，按开关量前0.8秒，3U0前0.05秒，开口三角形波前后50us过滤数据，并按变电站分组。如果不需要计算，则转步骤(5)。4)取所有变电站数据中时间最小的一组,根据基于网络的行波故障定位算法计算故障点位置。5)判断所有事件是否计算完毕。若没有计算完，取下一次的事件数据进行计算；若计算完毕，则退出程序。4.1.3GPRS无线通信单元行波定位主机与电网中分散分布的行波定位装置、变电站综合自动化系统之间的通信通过GPRS模块实现。GPRS模块与行波定位主机之间通过TCP/UDP建立连接。主机服务器通过域名服务器(DNS)注册服务器的动态IP,并侦听指定的端。GPRS模块服务端的IP和PORT设置为主机服务器在DNS申请的域名和侦听的端口。GPRS模块上电后自动拨号,通过DNS查询到与固定域名对应的IP,自动与服务器建立TCP连接。GPRS通信网络如图4.4所示。故障发生后,故障定位装置通过GPRS模块将故障行波数据发送至GPRS网络,然后由GPRS服务商转接入Internet,服务器通过Internet接收每个GPRS模块发出的故障行波数据,进行故障定位计算,建立故障信息数据库。图4.4GPRS通信网络4.1.3数据库管理单元数据库采用关系型数据库SQLServer2000，用来保存整个电网的地理信息和历史故障数据。地理信息包括变电站名称、编号，线路距离信息（考虑非直线距离）、名称、编号、杆塔编号及地理位置等。故障信息数据库实时保存电网中各行波定位装置上传的故障数据，故障计算单元调用数据库中故障数据计算得到故障距离，并将故障定位结果重新写入数据库，以便随时查询。数据库的访问是数据处理中的关键技术，应用程序与数据库之间的连接通过ADO.NET来实现。通过ADO.NET可以实现独立于任何数据源的独立访问。图4.5ADO.NET访问数据库ADO.NET是一种全新的数据访问编程模式，它构建于ADO(ActiveXDataObject)的基础之上。对象DataSet包含多个DataTable对象的集合，对应于SQLSERVER2000中的各个数据表，包括变电站属性表、杆塔属性表、线路属性表、线路故障信息表等。与数据源的连接通过Connection对象来实现，对数据的发送、修改、运行存储以及返回和检索操作则是由Command对象实现。总之，通过ADO.NET可以实现独立于任何数据源的独立访问。4.1.4故障信息发布单元故障信息发布单元基于Web服务器，采用B/S模式设计。用户通过浏览器与整个系统进行各种交互式操作，例如查询数据库、打印报表等等。Web服务使调度人员能够在任何地点通过Web访问主机服务器，来得到电网到目前为止的所有故障信息。Web服务的加入使定位软件不再是一个孤立的系统，而成为整个电网信息化系统中的一个部分。故障信息的发布基于ASP技术支持，ASP是服务器端的脚本执行环境，可用来产生和执行动态的高性能的WEB服务器程序。当用户使用浏览器向Web服务器请求故障信息查询时，Web服务器响应HTML请求，调用ASP引擎来执行ASP文件，并解释其中的脚本语言(JScript或VBScript)，通过ODBC连接数据库，由数据库访问组件ADO.NET完成数据库操作，最后ASP生成包含有数据查询结果的HTML主页返回用户端显示。用户通过浏览器对整个电网的变电站、线路的数据进行查询、排序，了解电网的结构；还能对历史故障通过线路或者时间为序进行查询，了解电网的安全运行水平。整个实现过程如图4.6所示。图4.6故障信息发布流程4.2软件测试为了验证软件的性能，提取株洲电网一次实测故障数据对软件进行测试，故障网络如图4.7所示。该次故障发生在滴水井-网岭线路距离滴水井37.5km处。表4-1示出了网络中220Kv变电站以故障发生时刻为起点记录到的初始行波到达时刻（单位为μs），表中的时刻已经考虑了干扰时刻的影响，故障发生时，网岭变电站行波定位装置由于故障而没有记录到行波到达时刻，软件对网络中其它行波定位装置记录的行波到达时刻进行融合处理，准确地计算出故障点位置，误差仅为40m。图4.7株洲电网故障测量网络表4-1220Kv变电站记录到的行波到达时刻注：因云田-团山为220Kv线路，故云田记录的行波到达时刻亦被包含进来，其它110Kv变电站记录的数据不参与故障定位计算。图4.8为上位机软件的主界面。主界面中间所示为株洲电网的网络拓扑图，显示了定位系统覆盖的电力系统的变电站和输电线路的信息；右下角为GPS时间显示区，显示当前的定位系统GPS同步的日期和时间；左侧为最近一次的故障信息显示区；右侧为实时状态显示区，显示实时的子站装置运行、GPS和通信状态，30秒钟刷新一次；最下面为状态栏，显示当前系统的数据接收情况和系统的相关信息；最上方为菜单栏。图4.9显示为通信监视画面，可以实时监测定位主机上传的行波数据和开关量信息。画面左边为通信原始数据，各字节含义参见通信协议。右边为经过程序处理后的故障信息。图4.8软件主界面图4.9通信监视画面图4.10所示为故障计算单元根据本文所提出的网络算法计算出来的故障定位结果，包括故障发生时刻、故障线路、故障距离、杆塔号等。图4.11示出了由ASP生成的故障信息发布页面，用户通过浏览器可以随时随地对故障页面进行访问。图410故障定位结果图4.11故障信息发布页面4.3结论基于整个输电网的行波故障定位系统根据网络中各个变电站行波定位装置记录的故障数据进行全网综合定位，当任意一台装置发生故障或启动失灵，都可以根据其他变电站的记录数据可靠定位。基于网络的行波定位软件实现了全网故障定位计算、分散分布的行波定位装置与故障定位主机之间GPRS无线通信、全网故障信息数据的管理以及基于Web的故障信息发布等功能。该软件已在株洲电网基础上仿真运行成功，运行结果表明：故障定位主机能够可靠、准确地接收行波定位装置上传的故障数据；数据库与应用程序连接可靠，数据的修改、存储和查询操作简单；故障定位结果准确，误差始终不超过150m；故障信息发布单元实时接收站点的故障数据并显示于客户端，用户可以随时随地访问故障页面，查询故障信息。5全文总结随着电网规模的不断扩大，电缆故障的影响范围也越来越大，为了减小电缆故障所造成的损失，对电缆故障定位方法的准确性和快速性的要求越来越高。在查阅了大量国内外相关文献的基础上，根据电网的实际情况,本文重点研究了定位故障行波定位的网络设计，研究了行波传播规律，探讨了基于网络的行波故障定位软件设计，此外，还进行了仿真分析得以验证。论文的主要工作和结论如下：（1）深入研究输电线路故障行波的测距理论及其各个方法的优劣,并提出采用GPS时钟定位方法,特高运行可靠性、定位精确性。（2）在株洲电力系统网架的基础上，设计了一种比较切合实际，安全、可靠、稳定的实现全网综合定位，通过AIP/EMTP仿真进行了验证，结果表明该网络行波定位方法误差小于100m，可靠性高、鲁棒性强，较好的满足了电网运行要求。（3）根据电网运行的复杂性、偶然性，本文设计了基于网络的行波故障定位的软件，可以实现据网络中各个变电站行波定位装置记录的故障数据进行全网综合定位，当任意一台装置发生故障或启动失灵，都可以根据其他变电站的记录数据可靠定位。基于网络的行波定位软件实现了全网故障定位计算、分散分布的行波定位装置与故障定位主机之间GPRS无线通信、全网故障信息数据的管理以及基于Web的故