故障录波器范文
时间：2023-10-30 05:43:52
故障录波器篇1
关键词：故障录波器；发变组；录波装置；采集单元；高速浮点处理器 文献标识码：A
中图分类号：TM77 文章编号：1009-2374（2016）13-0056-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.13.026
1 概述
目前，国内运行20年左右200MW、300MW机组普遍安装了较早时期的故障录波器，其技术仍停留在相对比较落后的水平上，我厂三号机为哈尔滨电机厂生产的三级励磁发电机，由于发电机是发电厂最复杂的设备，故障或异常时必须真实地反映发电机和变压器各参量的变化情况，不仅需要记录发电机的定子电压、电流，而且还要记录发电机转子电压、电流，即励磁系统各直流参量的变化情况。原FG-2型发变组故障录波器已运行15年以上，鉴于当时条件所限，装置硬件及软件设计上均有不足，采样频率和传输速度及工控机的配置都比较低，只可连续完整记录3次连续故障录波数据，模拟量、开关量路数较少，很多数据量没有接入，已很难满足现代稳定、可靠运行的要求。另外，由于装置运行时间较长其故障率升高，经常出现死机，装置插件损坏率高，维护费用及工作量增加，装置的备件更换工作已非常困难，已影响到设备的正常运行，应对原有设备进行改造更新。
在发电机大修、更换励磁调节器或故障后重新启机前，要进行一些必要的电气试验，如空载试验、短路试验等。传统的方法试验要重新接线，接入表计多，读表人数多，而后还要进行折算、绘制试验曲线、整理试验报告等工作，不仅数据误差大，而且费时费力。原装置虽然也有上述的个别试验功能，但是其精度和参数设置等已远远落后于最新一代的FGL-3000C型发变组录波器。该系统的试验功能，只需一人通过微机操作就能完成全部试验，缩短了试验时间，节省了燃料，同时不需重新接线，减少了人工失误及其附带问题的发生，提高了工作效率和测量精度，实现了电气试验自动化。
2 FGL-3000C录波器的技术特点
2.1 全嵌入式分布式结构
装置由两个机箱组成，每一机箱由数据单元独立完成96路模拟量、128路开关量的采集。机箱之间通过通讯线连接，模拟量信号和开关量信号从背板传输，不通过信号线，抗干扰能力强。数据采集单元以高速浮点处理器TMS320C6713，为运算核心，以CPLD为控制和逻辑核心，结合板上多路同步A/D，完成48路模拟量和64/128路开关同步采集，采样频率可达10K/S。管理单元采用高性能、低功耗、无风扇的工控模块，完成多路数据采集单元的数据采集、处理、存贮等，硬件具有看门狗模块，可靠性好。
2.2 系统性能先进、可靠性高
系统的数据采集单元采集频率高、运算功能强、计算精度高，浮点DSP结合CPLD使模拟量和开关量采集频率达到10K以上，DSP可实时完成全部模拟量通道每周波200点的傅里叶计算，计算精度高。系统采用全插件式结构，结构可靠，管理单元为无风扇低功耗式CPU模块，使系统的可靠性大为增强。
2.3 丰富的软件功能
本装置的软件功能丰富，除包括传统录波器录波功能外，还包括其他一些实用的软件功能，具体如下：
2.3.1 发电机变压器组故障录波。故障录波是本装置最强大的功能之一，它能在故障情况下自动启动，对所输入的模拟量及其派生量、开关量进行记录，并有专用的故障分析软件进行故障分析，查找故障类型及其起因，并能存盘打印。
2.3.2 发电机电气试验。装置能够完成发电机启动过程中如下电气试验：发电机空载试验、短路试验；主励磁机空载试验、负载试验；发电机零起升压、±10%阶跃及灭磁等励磁调节器动态试验；同期试验；自定义的其他试验。在发电机进行电气试验时，不影响故障录波功能。此项功能是将试验数据、报表、参数计算和曲线绘制等工作通过计算机自动完成，大大提高了数据的准确性和工作效率。
2.3.3 运行监测功能。对所有模拟量及其派生量、开关量进行在线监视，同时可与其他网络系统或局域网联接，实现数据共享。
3 FGL-3000C装置技术指标
3.1 精度指标
模拟量采样频率：10kHz；开关量事件分辨率：0.1ms；A/D转换器精度：16bit；有效值精度：0.2级；谐波分辨率：50次以上；测距精度：金属性短路优于2%。
3.2 启动方式
开关量启动（变位、断开、闭合）；模拟量突变启动；模拟量越上限启动；模拟量越下限启动；派生量突变启动；派生量越上限启动；派生量越下限启动；电流变差启动；手动启动；远程启动。
3.3 录波数据记录方式
3.3.1 模拟量采样方式。故障启动后，装置按图1的方式对故障数据分段记录：
A时段：系统大扰动开始前的状态数据，输出高速原始记录波形，采样频率10kHz、5kHz，记录时间≥0.2s。B时段：系统大扰动后的状态数据，输出高速原始记录波形，采样频率10kHz、5kHz，记录时间≥0.2s。C时段：系统动态过程数据，输出低速原始记录波形，采样频率1kHz，记录时间≥2s。D时段：系统动态过程数据，每0.1s输出一个工频有效值，记录时间≥20s。E时段：系统长过程的动态数据，每1s输出一个工频有效值，记录时间≥600s。
3.3.2 录制方式。录制方式可分为非振荡故障录制和特殊记录方式。非振荡故障录制即一次启动且仅有一次故障，符合启动录波条件规定的任一条件时自动启动，自S时刻开始按ABCD时段顺序录波或者重复启动，在已经起动记录的过程中，进行至C时段后，如又遇电压突变量启动或断路器启动，则在该启动时刻开始重新从S时刻开始按ABCD时段顺序重复录波，亦或者自动终止记录条件，同时符合如下条件时，则自动停止记录：记录时间>4s或所有启动量全部复归。特殊记录方式即如果出现系统振荡，则由S时刻开始沿ABCDE顺序录波，直至所有启动量振荡停止或E段录波时间满20min。
4 FGL-3000C装置的原理
4.1 系统原理
模拟量通过模拟量单元输入，经过背板进入DSP数据采集单元，开关量通过开关量单元输入，经过背板进入DSP数据采集单元。DSP数据采集单元以10K/s的采集频率对模拟量和开关量进行采集，并保存到缓冲区。数据采集单元可达2个，数据采集单元间有脉冲信号线连接，以保证两块DSP的所有通道采集同步。数据采集单元通过高速通讯总线传送数据到管理单元。管理单元负责实时接收数据采集单元传送波形及计算数据，实时显示监测结果、波形，实时记录稳态数据，根据故障判据识别故障并录制暂态故障波形。管理单元同时负责人机界面（键盘、鼠标、液晶等）、打印输出等。
4.2 开关量通道原理
5 系统软件的一般设置与使用
5.1 通讯配置
通讯配置用于配置设备（录波器）的通讯方式（指主机与采集装置间的通讯），对于本录波器，通讯配置设置以下项：
5.1.1 通讯名称：为通讯取名称，名称任意，这里取“采集单元”即可。
5.1.2 通讯类型：通讯类型选自定义项，其他属性不用设置。
5.2 运行配置
5.2.1 通道板个数：采集单元数，即机箱数，为2个。
5.2.2 采集频率：设置DSP采集单元的模拟量和开关量采集频率，为10K。
5.2.3 显示方式：设置显示方式为一次值或二次值。
5.2.4 频率自适应：设置装置是否随系统频率变化，而改变采样时间间隔，为“否”。
5.3 数据分析
故障曲线的分析，选择欲分析的曲线量，可选择多个曲线量同时分析。由于该软件的操作简单灵活，和家庭电脑的操作类似，工具栏内有快捷方式，录波启动后事件直接在桌面显示，双击鼠标即可打开故障数据，即可按照需要进行各种故障分析。
6 结语
辽宁华电铁岭发电有限公司三号机组安装了FGL-3000C型故障录波器，共接入发电机机端和中性点定子电流、主变高压侧电流和电压、一个半断路器接线的两个开关电流、高厂变高压侧和两个分支电流和电压、主励磁机电流、发电机机端两组电压、转子直流电流和直流电压等模拟量，开关位置和发变组保护动作接点等72路所需监视的开关量，所接入的量是原来的两倍。FGL-3000C型录波器从2012年10月机组大修安装以来，在起机试验中，成功地录取了发电机短路试验及空载试验的波形，同时监测的模拟量和开关量都真实地反映了机组的运行状态，为机组和系统安全稳定运行起到了积极作用。
参考文献
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故障录波器篇2
关键词：发电厂；时间同步；GPS；ARM Cortex-M3内核；STM32；PCI-104
中图分类号：TM726
文献标识码：A
文章编号：1009-2374（2012）24-0108-03
近年来，国内外连续发生的多起大面积的停电事故，暴露出电力系统运行不可忽视的安全问题。随着电厂、变电站日益提高的自动化水平，电网运行水平不断提高，测量及调度自动化系统等自动化装置得到了广泛的应用，而这些设备的运行都需要有统一的时间基准。如果有了统一精确的时间，就能够实现全厂（站）的各个系统在GPS（北斗）提供的时间基准下运行监控，也能够通过事故后的各个开关动作的先后、调整顺序的先后的准确时间来分析事故的原因及过程。一直以来，GPS授时都是美国霸占。1983年，我国科学家陈芳允和美国的一位科学家同时提出了利用地球同步卫星来进行导航定位的设想。经过多年的预研后，终于在1994年全面启动导航系统的研制。目前国内的关于GPS同步授时也取得了非常迅猛的发展，主要有济南唯尚电子的W9000电厂/变电站时间同步系统、上海锐呈电气的K801同步授时装置、思利敏公司的SNTS网络时间同步装置等。通过分析现有的众多同步授时装置的优缺点，结合目前比较流行的微处理器，最终选取了性能高、成本低、功耗低的专门为嵌入式应用设计的ARM Cortex-M3内核的STM32系列处理器来完成数据的处理，在数据传输方面，系统采用了PCI-104总线技术来进行数据的传输，该总线技术能够很好地满足系统实时性的要求。
1 硬件设计
系统的板卡主要为故障录波和数据采集等装置提供200uS的高精度同步绝对时标。这就要求系统要能接收主时钟源发出的RS485方式的对时信号，在对时过后即正常状态下其要能够自己运行正确的时间信息。
由于主时钟源发来的信号不止一种，因此不能直接将其送入单片机。需先将其送至逻辑芯片，经过逻辑芯片的判断选择之后再送入MCU，这样会节省单片机很多资源及时间。
为了在没有时间信号输入的情况下，此板卡依旧能正常显示准确的时间信息，系统在此为其配备了Dallas公司的DS12C887时钟芯片。
在单片机与PC机通讯方面，除采用了专门为嵌入式设计的的PCI-104总线以节省板卡空间之外，为了使双方能够准确、快速地进行数据交换，系统还采用了一片双口RAM来提升此卡的整体性能。
在PC机与MCU通讯的时候，要经过双口RAM，本板卡所用的芯片有2K的地址空间，为解决单片机引脚问题以方便交换数据，系统将这1K空间分为8页，每页128个地址空间。这样的话对单片机来说，直接通过一个数据端口就可方便地输出地址。
通讯卡上有8页RAM用来与PC机交换数据，每页为128Bytes。每页RAM的用途：第0页和第1页是PC机与单片机交换时标数据区。
第0页：储存偶数0.2ms的时钟数据（10Bytes）。
第1页：储存奇数0.2ms的时钟数据（10Bytes）。
第2～6页：保留。
第7页：储存从PC机向同步时钟卡（从卡）的对时时钟数据（10Bytes）。
此通讯卡在本系统的作用主要有：为PC机提供200uS时间刻度；通过PCI总线与PC机相连，将接收到的对时信号转换为200uS的绝对时标刻度数据，采用中断或查询方式提供给PC机；PC机可在任何时刻从卡上读取分辨率为200uS的绝对时间刻度；事件捕获功能。以200uS的分辨率捕获输入事件脉冲到达的精确时刻，并以中断方式告知PC机。
系统的硬件主体框图如图1所示：
2 软件设计
系统的软件设计主要分为三大部分：系统板单片机程序设计、驱动程序设计和上位机测试应用程序。
2.1 系统板单片机程序设计
此部分主要负责实现本次设计的主要目标任务：提供200uS精确时标以及各种传送方式的时间等信息的接收、解码和发送。
200uS精确时标的产生主要由逻辑芯片配合单片机来实现。为了能够及时地与PC机进行信息交流，充分利用系统资源，并提高板卡的整体性能，系统采用双口RAM实现存储器共享。
2.2 驱动程序设计
在此系统中选择WDM驱动编程模式，该模式为微软公司推出的分层化的驱动程序模式，适用于Win2000、WinNT和WinXP操作系统中，它不但可以实现对新硬件的即插即用，而且可以有效减少并降低驱动程序开发的数量和复杂性。在该模式下，每个IO操作可通过一个IO请求包（IRP）描述，当操作系统遇到一个IRP时，它就调用相应驱动程序中的例程来处理该IRP。WDM的层次结构如图2所示：
2.3 上位机测试应用程序
上位机测试应用程序主要是为评测底层硬件是否合理正确以及板卡系统单片机程序是否编写正确。
在此程序中我们将能很轻松地看到板卡系统的时间信息、发送方式等。这将给后续的开发和测评提供很好的帮助。
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故障录波器篇3
关键词：故障录波、发电机组、微机型
Abstract： With the development of power system and computer hardware and software technology ， high requirements for fault monitoring devices are increasingly needed. This paper presents a fault monitoring and recording system based I Web-based， distributed data acquisition unit of the generator fault monitoring and recording system in the generator set applications.
Key words： fault recorder， generator sets， computer-based
1. 前言
发电机组作为现代电力系统的重要设备，同时配套有大量不同工作原理的保护，运行工况极其复杂，相对事故率较高，故障种类多，故障原因各异，故障的分析、判断、处理更加困难。计算机技术、网络技术和通信技术的不断发展，为研制新一代高性能微机型故障录波装置提供了有利条件，同时电力系统对故障录波器也提出了更高的要求。在对原有故障录波器进行结构分析和运行经验总结的基础上，针对这些故障录波器普遍存在的问题，提出了一种基于网络化、分布式数据采集单元的发电机故障监测记录系统的新型设计方案，以提高故障录波装置的性能，更好地为电力系统的发展服务。
2. 发电机组故障录波装置简介
2.1 故障录波装置定义
电力系统故障录波装置是记录电力系统大扰动时系统电气参数的变化过程，以及继电保护、自动控制装置动作行为的自动装置，主要用于电力系统事故分析、故障判断并针对各种要求提供实际系统数据。
2.2 发电机组录波器应用的必要性
近些年来，随着科技的发展，特别是电力市场的兴起，电力系统对故障录波装置的要求也越来越高，要求录波的采样速度、记录长度、记录数据的完整性、安全性都要有很大地提高。而且为了提高系统的分析水平和对电力系统机组更好的管理，不仅传输线路需要录波装置，发电机组也应该配备高性能的录波装置。目前线路的录波技术已相对成熟，应用极为广泛，而发变组的录波正处在应用的初期，还有很多实际问题需要在实践中逐步完善和加以解决。
2.2.1 发电机励磁系统
大型发电机组的励磁回路是发电厂电气系统的重要组成部分，对于机组的安全可靠运行具有重要影响。大型机组的励磁系统环节较多，任何一个环节出现问题就会造成整个回路工作异常。从国内今年来125MW及以上机组保护的动作统计分析数据来看，发电机的励磁系统故障占有相当大的比重。但以前由于在励磁系统上一直没有装设完整、全面的故障记录分析装置，也给查找励磁回路故障和分析失磁保护行为带来了一定的难度。因此，大机组故障监测记录系统担负起对整个励磁系统全面监视的任务，对提高机组安全稳定可靠运行加码。
2.2.2 发电机运行数据
便于全面、直观地监测机组的运行状态。大型发电机组结构复杂，电气量众多，由于技术含量和现场条件有限，以往对机组电气运行参数的监测大多采用传统的仪表显示方式，使用很不方便，且信息量少，操作机械化，很难全面实时地反映机组的实际运行状态。微机型监测记录系统的采用，可借助计算机强大的存储能力和高速的计算速度，对所有涉及到机组运行状态的电气量进行数据采集、实时计算和分析，可以直接反映当前机组的运行状况。通过直观的人机界面，把运行参量图形化，为运行人员和检修人员做出正确判断和处理提供可靠的依据。
2.2.3 区分继电保护动作的正确性
便于对保护与安全自动装置的动作行为进行分析、判断、处理，减少因保护误动作引起的停机时间。大型发电机组配备的保护种类多达20-30种，若没有在发电机上装设性能优良的故障录波器，会给事故分析工作带来不便，一致因为未能查找出准确原因，导致重复性误动，甚至拒动，延长停电时间，造成系统波动。因此，在大机组上装设专用故障录波分析装置对于帮助继电保护人员查找保护误动原因，准确查找一次设备的故障性质和位置都有十分重要的作用。
为了给研究和解决现有某些保护中存在的原理缺陷提供帮助，目前对发电机组配置故障录波监测装置已迫在眉睫。采用性能优良的微机型大机组专用故障录波分析装置后，可将记录的数据传送到故障分析仿真设备上，从而实现了故障再现功能，为查找保护原理缺陷以及研究新的保护原理提供依据和帮助。
3. 故障录波系统在发电机组的应用
3.1 基于网络化、分布式数据采集单元的发电机故障录波监测系统简介
天生桥二级电站通过对发电机故障监测要求进行深入研究后，建设了基于网络化、分布式数据采集单元的发电机故障监测记录系统，该系统是一种分布式多功能数据采集系统，基于网络化、分布式数据采集单元的设计，具有强大的数据采集、传输、分析和报告输出平台，能准确、完整、可靠地记录电力系统发生故障时的电量数据，能满足电厂发电机组故障监测和数据录波要求，配用REPLAY TM PLUS主站软件包，它给电力系统站点数据采集、分析和报告提供了一个强大的支持平台，提高了电厂设备监测水平，为电厂运行人员和专业技术人员搭建了强灵活性和强大数据处理、数据通信能力的发电机故障监测记录系统，为快速应对处理有关异常、分析故障提供了新的方法和更加有效保障。
3.1.1 IDM故障录波器硬件介绍
IDM故障录波器由LSU（当地存储单元）、DAU（数据采集单元）组成。
3.1.1.1 LSU介绍
LSU是一套工业级PC机，在IDM中负责以下功能：
1） 保存DFR（故障记录功能）、TSS（触发慢扫描功能）、CSS（连续慢扫描功能）记录，掉电不丢失记录；
2） 实现多套DAU情况下的Modem共享；
3） 实现多套DAU情况下的打印机共享；
LSU配备有两组串行接口，一个56K内置MODEM，40GB硬盘和10Base-T和AUI接口的网卡，操作系统为Linux系统。
3.1.1.2 DAU介绍
DAU主要负责数据信号的采集任务。本系统使用的DAU为T3型（16A/32D）录波器，最大可以记录16路模拟量和32路事件量，模拟量和开关量的信号调理部分全部置于机箱内部，使得IDM得结构非常紧凑，适合于安装在继电屏柜内，屏柜内接入被监控的对象以及输入馈线，DAU中可以选配一个内置得GPS接收器或一个外部时钟源进行时钟同步。
3.1.2 IDM故障录波器软件介绍
Replay TM Plus（资源管理器）是Hathaway公司系列产品提供配置、通信、数据分析和管理的应用程序。
用于IDM时具有以下功能：
1） 经直连电缆、Modem、双绞线或光纤网络的通信；
2） 对IDM DAU进行就地或远程设置；
3） 对IDM数据的提取；
4） 数据的分析、显示和管理；
类似于Windows Explorer（资源管理器）的用户界面，用于罗列记录和已装设备，以及一个用于配置IDM的下拉界面。所有的设备配置情况，录波数据文件和简要报告均以Microsoft Access 97数据库文件的形式保存。
所有的设备和记录文件通过上图所示的Replay TM Plus资源管理器窗口进行寻访。一执行软件就进入该窗口。
3.1.3 IDM的网络配置
在某一指定地点安装多套DAU的情况下，相互之间通过以太网通讯。设备之间通过以太网相互联络，需要一台交换机。组网拓扑结构的范例如下图所示，双绞线以太网在常规方式下最大通讯距离为100米。但无论怎样自理，可能还是回避不了来自其他导体或设备造成的瞬态干扰，因此一般推荐采用光纤以太通信网，也就是10Base-FL，当采用多模光纤时，能延伸到数公里之遥。
该系统采用的是连接到一个广域网的IDM网络连接方式，数据能通过广域网自动传送到远方网上的PC机。
3.1.4 IDM的功能
DFR故障记录功能
在发生系统故障或扰动之时，高速记录、存储电力系统和设备的暂态响应数据。
TSS触发的慢扫描功能
慢速记录各种电量导出量，按每周波扫查一遍，对故障和扰动前、期间和之后的数据可持续记录10分钟，可提供的导出量包括电流、电压的有效值、有功、无功、序分量和频率。
CSS连续慢扫描功能
这个慢扫描功能可对15天期间的记录数据进行长期稳定监测。这个功能要求配备一套本地存储单元（LSU），也就是供长期数据存储的一套带硬盘的工业级PC机。可记录的量同TSS相同。
其他功能
IDM不仅有故障和电网扰动录波功能、还具有以下功能：
a） 电力系统监测；
b） 相位测量；
c） 事件量记录/电能量记录；
d） 设备状态监测。
3.2 基于IDM故障录波器监测系统的应用
针对天生桥二级电站六台发电机监测数据量大的特点，通过与电厂局域网络的结合，构建由多个数据采集模块（DAU）、本地数据存储单元（LSU）通过光纤或双绞线联成局域网，基于TCP/IP协议，以因特网技术为通信支持，组成全新网络概念系统。
电厂终端（厂房办公区域、中控室、兴义远控室等）用厂内局域网或拨号网络与IDM远程通信，获得高速可靠的远程数据监控服务。极高的16位数据分辨率满足0.1至20倍额定值的超宽动态范围；自校准；记录智能定长；海量存储；功能强大的数字信号处理器DSP地毯式实时计算数十种工频特征参数，极为精细地监视电网安全和电能质量。采用实时多任务Vxworks操作系统，超大规模现场可编程门阵列，远程升级软件版本等顶尖技术，使基于网络化、分布式数据采集单元的发电机故障监测记录系统具有高性能、高可靠性。该系统彻底改变了过去对于发电机故障分析存在的不足，解决了导致不能快速、准确对故障的困难，为快速准确地分析事故原因提供可靠依据， 并减少因保护误动引起的停机时间；为研究和解决现有某些保护中存在的原理缺陷提供帮助手段，并能对机组的运行工况进行全面的监视，提高设备监视和管理水平。
项目的实施构建了基于网络化、分布式数据采集单元的发电机故障监测记录系统，实现了对天生桥二级电站机组故障的有效监测，为天生桥二级电站多发电、多送电提供了可靠的运行条件分析，从而为整个电网带来了可观的经济效益。
4. 结论
为了更好满足电厂综合自动化以及未来设备状态检修的需要，传统的机组录波应向集运行状态检测、实验数据记录与分析以及故障数据记录与分析为一体的综合性系统方向发展。此外，在数据记录方式、录波启动方式、记录数据分析功能、录波装置的集中式网络化管理以及远方的在线监测和管理等方面也应进行相应的改进和完善，以更好满足现场的运行和管理要求。本文介绍的基于网络化、分布式数据采集单元的发电机故障监测记录系统具有功能丰富、监测记录全面、故障分析功能强等特点，为提高机组的安全稳定可靠运行发挥积极作用。此项目已于2009年3月20日前实施完成，并投入应用于天生桥二级电站，且运行状况良好。
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故障录波器篇4
【关键词】备自投；故障录波图；CT；拖尾电流
前言
备自投功能投入时，装置充电正常后，即可以进行启动和动作过程判断，并按照逻辑顺序动作出口。在实际运行工作中，现场运行人员往往通过备自投的充电状态来判断备自投装置运行正常与否，因此，如存在因采集装置等设备原因导致备自投装置不满足启动条件造成备自投未能正确动作的可能性。
1 备自投的动作逻辑
母联备自投起动条件如图1所示，即装置检测到母线失压且无流。
2 某片网变电站运行方式
3 备自投动作情况分析
3.1 保护配置情况
3.2 故障动作情况
220kVAC线路发生A相永久性接地故障，AC线两侧保护动作将线路两侧开关跳开，随后C站220kV1M与10kV2M失压，220kV备自投未动作，10kV备自投动作。
3.3 故障动作分析
AC线开关加速跳开后220kV 1M电压接近于0，远远低于母线失压定值（母线低压定值为30%Un），即无压条件满足。
三个装置的录波图在故障电流消失后呈现出不同的状态，AC线二次电流在一次故障电流消失后未瞬时消失，且二次值大于0.2A，存在CT二次电流拖尾的现象。
故障录波器录波分析：
220kV故障录波器其录波设置为：突变量或开关量启动前后进行波形全状态记录。AC线第3组A相CT在一次电流断开后二次电流的瞬时值为0.634A>0.2A ，录波结束（7539ms）时衰减的瞬时值为0.337A，后续衰减情况未知。
AC线主I保护、主II保护和故障录波器均呈现出CT二次电流拖尾的现象，故推断220kV备自投未动作的原因可能为CT二次电流长时拖尾导致备自投装置不满足启动条件而未动作。
3.4 CT二次电流拖尾分析
CT二次电流拖尾是一次电流切断后二次绕组还有剩余能量引起的，残流的大小和一次故障电流的大小、故障电流的非周期分量大小、一次时间常数、二次时间常数、二次负载及电流互感器型号（剩磁）等因素密切相关。残流衰减时间是按一阶RL电路，衰减时间常数是L/R，主要取决于CT本体特性。
3.5 故障录波器CT拖尾现象分析
AC线故障跳闸时故障录波器装置CT二次电流在一次故障电流消失后至录波结束（7539ms）一直存在，与正常的CT二次电流明显不符。
再次观察故障录波器中AC线三相电流发现，AC线故障前的负荷电流已偏向时间轴一侧。
对AC线的A相电流波形进行直流分量分离，第129个通道波形，即AC线CT二次采样中一直存在一个直流分量；将该直流分量滤除后，第130个通道波形，可以看到二次电流在故障电流消失后没有出现CT二次拖尾现象。
4 总结
为避免故障录波器CT拖尾电流对备自投装置正确动作的影响，建议采取如下措施：
（1）完善备自投装置起动逻辑，备自投装置目前的起动条件是母线无压且进线无流，负荷较轻的线路可能长期满足进线无流的条件，若此时母线电压异常消失（例如空开跳闸、保险烧断等），则备自投就会误动作。
为了杜绝上述运行风险，建议备自投装置采用专用起动，能结合系统运行方式、供电负荷，尽可能的提高备自投装置无流定值；若无法兼顾躲开最低正常负荷电流与CT拖尾电流，需综合评估装置的可用性。
（2）改善备自投装置算法。分析采用基波电流有效值作为无流判据的可行性。
参考文献：
[1]崔家配，孟庆炎，陈永芳，熊炳耀.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M].北京：中国电力出版社.
故障录波器篇5
关键词：Alenia SIR-M 单脉冲二次雷达 低功率告警 故障分析和处理
中图分类号：TN952 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）03（c）-0010-02
1 常见低功率告警故障现象
Alenia SIR-M二次雷达低功率告警时，根据具体情况，一般会有+41XX、+43XX、+44XX等单个或多个告警代码产生。同时，2 KWp发射机组件中的告警灯或驱动及测试信号产生组件（DTG）中DS2告警灯会亮。在CDS-80监视器上观察，会出现远距离目标无法探测或无目标显示等现象。
2 告警代码指示含义及告警产生机理
+41XX表示DTG射频电平告警，从2 KWp发射机组件出来的1.2 us展宽脉冲进入DTG组件，在DTG内部与Ω接收机组件送来的1030 MHz载波进行调制，调制后的1.2 us射频脉冲经DTG内部耦合器1耦合并检波后送入DTG组件的控制电路，与控制电路的内部门限进行比较，检测射频电平是否低于正常值，若低于正常值，则射频电平告警灯DS2亮，且面板显示告警代码41。
+43XX、+44XX表示低功率告警。在每次扫描的过程中，监视器都会对P1、P3的入射功率和反射功率，还有对P2的入射功率和反射功率进行采样。他们分别有两个门限TH1和TH2。门限TH1设置为标称输出功率的-12 dB，门限TH2设置为标称输出功率的-3 dB。发射时，若发射功率低于标称输出功率12 dB或3 dB，将在面板上显示告警代码43或44。值得注意的是，只有在通道全功率发射时，VERA计算机才对输出功率进行监视，因此低功率告警只可能在全功率发射的扇区出现。
3 发射信号流程
来自控制录取器MIS-1板，脉宽为 0.8 us的P1、P2、P3视频脉冲送入2KWp发射机组件，经发射机内部延迟线延迟叠加后，展宽为1.2 us的视频脉冲并送往DTG组件。DTG组件利用展宽后的P1、P2、P3视频脉冲去调制来自Ω接收机组件（Ω RECEIVER）的1030MHz射频载波。调制后脉宽为1.2 us的P1、P2、P3射频脉冲返送给2 KWp发射机组件，再次调制成为0.8 us的射频脉冲。 0.8 us射频脉冲经功分器分成4路进行功率放大，每路功放是否工作均受来自控制录取器DEC板的控制信号控制，以实现不同大小的功率合成输出。发射机最终输出的P1、P2、P3射频信号送至射频开关组件，射频开关组件受来自控制录取器的DSLS板SLS GATE信号的控制，将射频信号分为P1、P3及P2两路，分别送至∑通道及Ω通道的环形器，并经过环形器送至耦合器。耦合器取样正、反向功率以检测发射功率及测量电压驻波比。P1、P2、P3射频脉冲经耦合器后再送入切换组件（CHANGEOVER ASSY）进行选择切换，主用通道连接天线，备用通道连接假负载作为热备份。
4 低功率故障产生环节及原因总结
根据上述发射信号流程进行分析，可总结出导致射频功率低或无射频输出的原因主要发生在以下几个环节：控制录取器MIS-1板过来的P1P2P3脉冲没有正常送给发射机。经发射机延迟线展宽后的1.2 us调制脉冲没有正常送给DTG组件。在DTG组件中与1030 MHz载波调制后形成的1.2 us射频脉冲没有正常回送给2 KWp发射机。Ω接收机组件产生的1030 MHz载波没有正常送给DTG组件进行调制，导致无法产生1.2 us的射频脉冲。2 KWp发射机对1.2 us射频脉冲进行再调制后的0.8 us射频脉冲没有正常送给4路功放。发射机中4路功放某一路或多路有问题导致最终合成的射频功率低。从DEC板过来的P1、P2、P3驱动控制信号没有正常送给发射机以控制四路功放的正常工作。4路功放合成后的射频脉冲输出到射频开关后，由于射频开关故障或控制信号问题使P1、P3和P2射频脉冲没有正常送到各自通道的环形器。射频信号经环形器送至耦合器后，由于耦合器故障，耦合给控制录取器进行功率检测的取样信号功率过低或无功率。由于控制录取器的TH1，TH2门限值设置有问题导致低功率告警。由于MIS-1板故障导致的功率监视有问题或告警管理功能失效。
根据上面的原则，在排除故障时可以一步步对各环节的输入输出信号进行测量比较。加上以往的维护经验，可知4路功放同时故障的可能性很小，耦合器、环形器等射频组件都是不易损坏的无源器件，所以故障检点主要集中在前面几个环节。
5 典型故障案例分析
5.1 Alenia SIR-M 2KWp发射机组件故障告警的排除过程
故障现象：面板显示+4302、+4402告警码，CDS-80上无目标显示。
故障分析与排除过程：造成无功率的原因主要有两个：无P1、P2、P3调制脉冲及无1030 MHz载波。因DTG组件无告警指示，重点怀疑2 kW发射机故障。从Σ通道耦合器的J3口用示波器检测无P1、P3脉冲，证明的确无P1、P2、P3射频脉冲上天线。测量控制录取器和2KWp发射机连接的J10-A5等，有P1、P2、P3脉冲。排除MIS-1板、DEC板无P1、P2、P3送出及DEC组件的怀疑。测量DTG组件J2口有1.2 us的射频脉冲输出给发射机并检查该电缆没有问题。更换2 kWp发射机组件，故障排除。
5.2 DTG组件故障告警排除过程
故障现象：雷达CHA面板总告警灯亮，告警代码显示+410X，+430X，机柜内DTG组件射频电平告警灯DS2亮，CDS-80无目标显示。
故障分析与排除过程：用示波器测量从2 KWp发射机J5出来送往DTG组件J5的1.2 us展宽脉冲。信号正常，脉宽1.1 us左右，幅值4.5V左右。测量从DTG组件J2出来回送2 KWp发射机J3的1.2 us射频脉冲，加检波器检波后示波器上无波形输出。可大致判断信号在DTG内部调制时有问题。为了确认Ω接收机J3口是否正常送出1030 MHz载波给DTG的J1，将Ω接收机J3输出经检波器后连接到示波器，在示波器上检测到有直流电压，说明1030 MHz信号是有的，基本上将故障锁定在DTG组件上。将DTG备件换上CHA工作，开机后一切正常。可判断DTG组件故障。
5.3 SIR-M设备耦合器故障的排除过程
故障现象：SIR-M设备CHA面板显示窗显示+4302告警，从CDS-80上观察，飞机目标没有消失。故障分析与排除流程：因为模拟接收机没有发现告警现象，飞机目标亦没有丢失，所以故障点怀疑出现在Σ通道耦合器及MIS-1板之间。更换SIR-M设备CHA的MIS-1板，故障依旧。用示波器检测Σ通道耦合器J7口P1、P3脉冲，在开机辐射正常的情况下，没有检测到任何信号。确定为该耦合器P1、P3耦合取样电路故障，更换Σ通道耦合器。开机，+4302告警消失，设备恢复正常。
6 结语
Alenia SIR-M设备老化后，低功率告警故障比较常见，遇到故障时要根据信号流程和可能产生问题的环节一步步分析故障产生原因，这就要求我们对设备有一个系统的了解，排故思路要清晰，切勿盲目乱猜乱测。此外，在测量大功率信号时，衰减器，检波器，假负载等器件最好用万用表欧姆档测量一下，防止器件开路造成信号反射损坏设备。
参考文献
[1] 《Alenia SIR-M Technical Manual》 Alenia公司[Z].
故障录波器篇6
关键词 电力故障；波形重现技术；关键问题；闭环测试；应用
中图分类号TM6 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）92-0042-02
1 电力故障PRAAE测试体系
当前，电力系统PRAAE测试系统主要包括：没有软件支持的硬件系统，有软件支持、没有仿真功能的继电保护装置，有方针功能和软件支持的数模混合系统以及纯软件仿真系统。
没有软件支持的纯硬件系统包括：TNA（暂态网络分析器）、DSS（动模系统）、静模系统、直流高压仿真输电系统。有仿真功能和软件支持的数模混合系统包括：RTDS（数字仿真器）、DTNA（暂态数字网络分析器）、可编程输电线路、电力系统、动态测试、电机控制网络转矩仿真器等。纯软件仿真系统由仿真软件以及PC机组成，通过编制PRAAE软件模型，在纯虚拟的环境中，实行测试。
2 EFWR技术以及关键问题
2.1EFWR技术
由于传统测试技术局限，部分学者根据电力系统仿真软件、DSS试验、DFR现场数字录波装置、放大后的PA功率放大器，进行RPAAE测试，即：EFWR技术。由于EFWR技术来源于DFR实际波形，在被测装置模拟故障事件时，得到测试结果。在其他厂站DFR录波记录中，通过EFWR测试获得本厂PRAAE，判别故障动作操作，通过故障反演，对发生故障进行预演。当故障波形数据库顺利建成后，通过有针对性的选择故障波形，在组成测试序列进行电力故障测试时，获得PRAAE可能发生的故障。在PRAAE误动后，通过误动分析，获得解决方案；当故障分歧较大时，根据DFR录波进行EFWR记录。在这个过程中EFWR数据来源于DSS、软件仿真实验记录，在作为故障波形数据库组成的同时，替代重复性DSS实验以及软件仿真。
EFWR在电力故障中具有实用价值，不仅为电力系统提供了一条故障诊断、分析、追忆、预测捷径，在作为电力故障反事故演习内容的同时，为PRAAE选型提供了科学依据，对增强调试整定、维护检修质量效率具有重要影响，在鲜明展示故障细节的同时，适用于员工上岗培训。
2.2 EFWR关键问题
2.2.1 EFWR硬件结构
合理的硬件结构作为EFWR的重要内容，在以MCU/DSP为控制核心中，MCU/DSP通过通信接口，在PC或者外部台式获得故障波形时，将相关数据存储于Flash、EEPROM、RAM中；在PC以及控制面板引导下，启动EFWR，将电力系统故障数据送到DAC，转换成模拟低电压信号，通过电流PA、电压放大，经过入量接口监测记录到被测装置动作信号中。这种结构具有世界测量精度高、成本低等特点，由于人机界面不友好，波形输出长度有限，为了避免相位误差，各种电流、电压信号必须同步输出，由于同步处理能力较差，一般只适用于入量接口。
在以工控机为电力系统故障控制核心时，工控机从便携式互联网、存储器接收数据，在鼠标、键盘控制下，将故障数据从硬盘转移到缓冲数据中；在接到启动指令后，通过软件定时器，将相关数据下传到DAC，经过PA电流/电压输出后，再送到PRAAE中。这种结构在电力系统应用中，根据键盘、鼠标、LED彩色，在实现用户图形界面操作的同时，具有人机界面友好、计算能力强等特点；在支持较小运量仿真电力系统软件时，必须和LPA线性放大器同时使用，由于事件驱动方式限制，在硬件设备中，不可能实现实时响应和控制。
在工控机、MCU/DSP为电力系统控制核心时，在用户界面控制中，通过接口控制，将故障数据存储到RAM中，启动命令后，通过下位机转发，将测试结果准确送回工控机；但是由于工控机运行能力有限，在电流频率、输出电压中具有很大局限。
2.2.2电力系统故障性能要求以及波形数据库系统
在电力系统结构选择中，为了满足配置以及性能要求，从根本上保障EFWR顺利实现。输出波形一般为6路以上，在系统描述故障状态时，根据三相电流、电压具体要求，进行配置。在各路输出相互独立时，既满足硬件设计，同时也能实现软件独立。根据电流电压单路输出功率、动态范围大的要求，将输出电压始终控制在0V～200V之间，故障电流是系统电流的10～20倍。根据故障过程在电力系统运行中产生的直流分量，保障电流宽度、输出电压足够大，在故障测距、行波保护受到限制时，保障PRAAE适用于不同负载特性。
3 EFWR在电力故障波形重现测试的应用
3.1电力故障低电压继电保护测试
在电力系统故障测试中，由于TA、TV、CCTV技术带宽、范围、传变精度小的特点，在影响PRAAE工作的同时，对DFR波形记录造成了极大的影星，为了消除传统互感器对电力故障测试造成的不良影响，国内外逐渐采用非传统互感器，它不仅避免了饱和问题，同时对电流、电压全动态范围精度测量也有很大作用。在非传统互感器使用中，由于输出信号不能驱动继电器，一般在专门设计的同时，和PRAAE进行接口，为了规范低电压信号接口，通过C37.92标准，对标准接口峰值进行了确定，将电流信号变换成电压信号。在低电压测试中，不仅可以省略大体积PA，同时还可以从根本上降低造价幅度、重量、体积，在极易产生、控制低电压信号过程中的，获得较高的波形输出精度。
3.2纯数字式电力故障继电保护测试
新形势下，随着数字化变电站逐渐兴起，在摒弃传统变电站设备模拟接口的同时，逐渐以轻小的智能接口代替。智能接口主要由IED智能电子设备、非传统互感器组成。通过转换非传统互感器低电压信号，经过IEC61850通信光纤标准，将相关数字信号直接传输到其他IED；在以数字形式互通的同时，二次系统模拟信号不再出现。为了保障传统CBPRTE兼容电力系统数字式测试，一般通过附加数字式接口的方式，进行网络通信接口。
4结论
故障录波器篇7
①要能够确保电网稳定和安全的运行；②要保证故障信息的处理系统在保护装置方面能达到专业化的管理水平，能够支持继电保护的人员作出的决策。故障信息的处理系统主要包括五个部分：故障分析、数据库管理、转换数据格式、远传故障数据和录波装置管理。它不光对双端测距的功能有良好的作用，还可以对多个波形的谐波进行有效的分析。以往的故障信息的处理系统还处于一个比较低的发展水平，只可以调度固定的地区或者变电站，不能进行系统之间的信息交换。当电网出现故障时，录波器启动子站的计算机，记录故障录波装置和继电保护装置的相关信息，并及时分析这些信息，形成文件，再利用通讯网络把相关文件传到主站计算机上，这个过程中还存在很多的缺点及问题。但是现代化的故障信息处理系统和继电保护装置，应该可以有效的利用分布在电力系统空间和时间的广域信息，不仅能正确识别电网不正常的运行状况，还能够准确快速的诊断发生在电网的各类障碍。所以，故障信息的处理系统和继电保护都可以很大程度上加强电网的安全性和稳定性。
二、继电保护及故障信息系统的功能和结构分析
1、系统要求
为了保证系统具有一定的可维护性、可扩展性、开放性，应该使用分层的设计模式来设计系统。要组成录波器的联网系统，就必须包含主站系统、不止一个的终端的计算机和不同变电站中的录波器。电网在出现故障之后，录波器可以记录故障时期的暂态过程，然后主站系统接收由光纤数据网络传送的数据，主站的系统软件可以根据功能分类的不同而分为两种类型，一种用于故障信息，另一种则用来分析和接收数据。
2、子站系统的相关功能
子站系统在故障信息的处理系统和继电保护的功能主要作用是收集信息，包括：①监视和主站的通信状况，以及监视子站和保护装置之间的通信状况和保护装置的运行状况。②如果与子站保持连接的保护装置判断出电网出现任何故障，子站系统都可以接收并且同步保存故障的动作状态。③子站系统可以把配置文件传送到主站，也可以接收主站传来的配置文件。④可以智能化处理故障录波器和保护装置的动作信息，包括接收信息、信息分类和过滤信息等，并且可以对数据进行波形分解。⑤可以接入信息给自动化系统。⑥能已标准化的格式向主站传送信息。
3、主站系统等软件功能
主站系统在运行时，主要功能包括：①保证与电压不同的厂家进行系统通信，在一定的条件下，可以统一模型，不依赖固定的通信方式进行无缝通信。②主站系统具备在配置了保护信息的情况下能够调用一次接线图的功能，并且可以显示通信的状态图和地理接线图，以及历史数据和准实时数据，对保护装置内的信息进行换装，能导出或者导入图形描述的相关文件。③在管理主站系统时，能够运用技术已经成熟的商用数据库来控制系统，确保数据的有效性、完整性和一致性。④能够对与主站系统进行通信的子站进行实时监视。⑤主站系统可以运行环境监测程序，进行网络监视、进程监视和资源监视。⑥主站系统与子站系统通讯联通后，能够完成召唤子站系统配置信息、初始化子站系统配置。⑦主站系统在接收到子站的一些事件信息之后，能够分级、分类、分层告警。告警方式可以有实时告警、音响报警、语音报警、推事故画面、图形闪烁等处理方式。⑧主站系统可以召唤保护装置的量、硬压板状态、软压板状态、定值区号、分CPU召唤定值、整定定值区的定值等。⑨主站系统还应该能够进行统计分析，实现故障情况分析、异常情况分析、运行情况分析和其他的数据统计。⑩主站系统可以根据同一次的故障对接收的信息按时间自动归档，在形成事故报告之后将结果保存好。輯輥訛主站系统能够根据用户的要求对有检修状态的信息进行处理。輰輥訛主站系统可以应用WEB的方式向MIS网络相关的故障信息。輱輥訛主站系统可以完成调度员工作站和保护工程师站的功能。輥輲訛主站系统可以对子站系统进行远程的登录，并且可以维护子站系统，可以完成参数设置、数据导入等数据备份等操作。輥輳訛主站系统不仅仅可以接收子站传送过来的消息，还可以对消息进行合理利用，实现高级应用功能。輴訛輥主站系统的权限体系应充分严格和完整。主站系统的控制功能、初始化、配置、召唤、查询和登录都要经过相应的权限才可以实行。輥輵訛操作员的权限是相对的，只有经过监护人才可以下发，并且要通过返校和选择的过程才能执行。
三、结语
信息技术的发展突飞猛进，带动了微电子和计算机等技术的发展，这些可以很好的应用在电力系统上。故障录波器已成为分析电网事故的有效手段，实现了用光电产品来代替数字化产品。通过上述对继电保护和故障信息处理方式的描述，为下文的进一步研究做好基础。
故障录波器篇8
【关键词】电力故障；继电保护技术；波形重现技术；优点；关键问题
继电保护技术是保障电力网络安全运行的重要措施，通常在电力网络系统出现异常的情况下，继电保护技术能够及时地排除故障，在有效判断并处理电力网络运行过程中的多种故障的基础上实现整个电网的稳定、可靠以及安全运行。然而受到当下的电力网络建设日益复杂化的影响，继电保护装置的故障处理动作的准确性有所下降，导致其作用很难真正发挥，因此电力故障波形重现技术应运而生。经过不断的发展与完善，电力故障波形重现技术逐渐成为继电保护技术检测系统当中必不可缺的关键性技术，其研究具有十分重要的现实意义。
1 继电保护技术检测系统的构成形式
当前电力故障处理中最常用到的继电保护与自动装置包括不具有软件支持的纯硬件系统、无仿真功能有软件支持的数模混合系统、既有软件支持也有仿真功能的数模混合系统这三种构成形式，各个构成形式在具备独特的优势的同时也存在一定的不足。
1.1 不具有软件支持的纯硬件系统
不具有软件支持的纯硬件系统主要有静模系统网络分析器、动模系统网络分析器、暂态网络分析器以及高压直流输电系统仿真器等系统。这些不具有软件支持的纯硬件系统的实时性十分高，但与此同时其模拟过程当中具有局限性，往往仅能对时间上的规律做出模拟而无法对空间上的现象进行模拟。此外，这些纯硬件系统的复杂程度高、系统体积大、耗费资金多等缺陷也使得其应用的领域小，只能模拟和检测部分电网系统。
1.2 无仿真功能有软件支持的数模混合系统
传统微机型继电保护测试装置、暂态信号发生器及继电保护测试用数字信号发生器是无仿真功能有软件支持的数模混合系统的典型代表，相比较不具备软件支持的单纯的硬件系统，这些系统具有便于携带、性价比高的优点，但由于其不具有仿真的功能，因此只能完成开环测试，输出的波形也主要是单一的纯正弦波，无法实现故障信号的模拟，甚至不乏有部分产品在设计、制造中未严格遵循国家的相关规范，导致其存在很大的安全隐患。
1.3 兼有软件支持与仿真功能的数模混合系统
兼有软件支持与仿真功能的数模混合系统有实时数字仿真器、电力系统仿真器、数字暂态网络分析器、动态测试仿真器以及可编程输电线路等，这些系统具有可实时解算大型网络的突出优势，但软件、硬件的高成本和系统体积的过于庞大给其推广带来了不利影响。为突破这些局限性而诞生的便携式简化装置虽然有效地缩减了装置的体积和重量并保留了仿真功能，但其仿真结果同实际故障波形还存在一定的偏差。
2 电力故障波形重现技术所具有的优点
相比较传统的继电保护和自动装置而言，结合了电力故障波形重现技术的继电保护与自动装置具有极大的优越性。首先，它能够更加逼真地模拟故障波形，借助录波装置于故障现场所采集到的录波信息在模拟相关故障事件时非常逼真，提高了测试结果的可靠性及真实性。其次，具有更加全面的功能，结合了电路故障波形重现技术的继电保护测试系统在实现了故障测试动作准确率的提升的同时具有故障预演的功能。再次，实现了测试结果权威性的提高，电力故障波形重现技术中完善的数据库的建立确保了故障波形测试的针对性，使得测试的结果更为准确、权威。最后，实现了批判客观性的提高，基于电路故障波形重现技术的继电保护测试系统给不同部门间客观、直接地评判不同结果提供了有效的手段，在故障的预测、追忆、分析及诊断等各个方面都能够取得很好的应用效果。
3 电力故障波形重现技术关键问题的讨论
3.1 硬件系统的相关要求
电路故障波形重现技术的硬件系统必须符合以下三个方面的性能要求：
（1）输出波形应当大于等于6路。通常在电路故障波形重现技术的具体运用中要想实现对某一故障状态的详细、全面描述，就必须至少具有三相电流以及三相电压，而为了实现部分特殊运用当中的自动合闸，就必须在6路输出波形的基础上再增加一路电压，甚至有时为满足更高的要求还需增加更多路电压。
（2）确保不同路间输出的相互独立。不同路间输出的相互独立即为电气方面的互相隔离，需保证电力能够在单独条件下应用而不会受到别的路的不良影响，该输出设置方式在给故障测试工作的顺利开展带来了很好的保障。
（3）确保输出电压动态范围的合理性。一般来说故障电压的值不会高于额定电压，然而在处于某些特殊情况下的暂态过程中很有可能会出现过电压的现象，因此为了确保检测达到预期的效果，可将输出电压的动态范围设置在200V以内。
3.2 数据预处理的分析
目前在电力故障波形数据的预处理当中最为常用的预处理方法主要包括：
（1）统一录波记录的格式并适当地截取需要重现的数据，针对处理时不同时段采样频率差异化的现象应当及时地调整重现的频率。由于数据的调整使波形控制的难度进一步增加，并且重现频率的在线切换很容易导致输出波形缺乏连续性，因此统一整个录波记录当中的采样频率是十分必要的。
（2）在输出波形精度与光滑度的提升方面，应当合理地运用插值法，并通过插值法的应用来促使所记录下的频率向可能的最大重现频率进行转化。
（3）为了有效地避免因电路故障波形重现技术当中的故障录波装置出现异常而造成所记录数据的过大误差，应当借助所记录的数据当中的有效内容来做好对误差大的部分的修复以及重构，以确保数据的可靠性和准确性。一般在具体应用过程当中需建立起故障波形相应的参数化模型，以便于在各个时间根据参数化模型来做出所需处理故障波形的正向延伸和负向拓展，从而给数据的权威性和客观性提供有效的保障。
4 讨论
综上所述，社会市场经济水平的不断提升促进了我国电力行业的逐步发展和进步，使得电力行业的建设数量日益增多且建设规模也日益加大，这一背景下电力行业运行时的故障处理工作也越来越复杂。在电力网络的故障检测处理当中，继电保护与自动装置受到了十分广泛的应用，其动作的准确性也随着国内外研究力度的加大而持续提高，然而在具体应用过程中，继电保护与自动装置的准确率并不能满足电力网络故障处理的实际要求。电路故障波形重现技术的应用和推广对继电保护与自动装置工作准确性的提高起到了良好的促进作用，当下的电力故障检测与处理工作当中应当加强对电路故障波形重现技术的创新与完善，从而推动电力保护工作力度的不断提高，实现电力企业的安全、稳定、可持续发展。
参考文献：
[1]韩东平.基于嵌入式PC技术的电力故障波形重现装置[J].黑龙江科技信息，2013（33）.
[2]钱海，贾松江，李治兵，石志坚.基于历史故障波形的行波测距装置检验方法[J].电力系统保护与控制，2013（16）.
[3]张秋丽.电力故障录波信息的分析方法研究及系统开发[D].湖南大学，2010.