故障录波与故障分析

故障录波及分析一、故障报告案例解读二、故障报告编写的要求三、故障录波数据提取及判读四、故障分析及处置一、故障报告案例解读220kV母联断路器死区故障N站母差保护检测到母差为“并列”状态后，判断故障位于“大差”区内，同时正、付母的小差计算各自的运行情况，当判明故障位于“N站”的正母保护区内，即对连接于正母上的所有断路器和母联断路器发出跳令；说明：1）若故障是因为断路器与隔离刀闸连接处接地故障（如图），因正母母差判为区外，母联保护动作跳开母联切断故障电流。付母母差动作。此时付母母差保护开出相关线路保护“停信”信号；联络线对端保护同时检测到正方向阻抗II段故障，又接受到来自线路对端的“停信”命令即加速跳闸。若母联断路器“拒动”，则起动“失灵保护”跳开正母所有断路器。说明：2）若故障是因为断路器与隔离刀闸连接导线脱落（如图），因正母母差判为区外，母联保护动作跳开母联切断故障电流正母母差动作后，开出相关线路保护“停信”信号；联络线对端保护检测到正方向阻抗II段故障，又接受到来自线路对端的“停信”命令即加速跳闸。若母联断路器“拒动”，则起动“失灵保护”跳开正母所有断路器。3）若故障是因母线与隔离刀闸（如图）连接的导线脱落，付母母差动作；1.正母母差动作后，开出相关线路保护“停信”信号；2.相关联络线对端保护检测到正方向阻抗II段故障，又接受到来自线路对端的“停信”命令即加速跳闸。220kV站间联络线联络线线路CT死区故障N站正母母差保护和线路保护都动作，但仅切除N站本侧的短路电流，N站正母母差作后，开出相关线路保护“停信”信号；线路对端断路器跳开后，才切断故障电流。保护动作情况：1）N侧正母母差动作（并跳母联）；2）N侧1#联络线线路“快速”距离和距离I段保护动作；3）M侧1#联络线线路距离“II段”保护起动；收到对侧的“停信”信号后，距离II段加速动作；4）1#联络线线路两侧光纤电流纵差保护动作；220kV站间联络线联络线线路故障1.N侧1#联络线线路“快速”距离和距离I段保护动作；并在本侧保护动作后通过“TJR”发出“远跳”命令；2.M侧1#联络线线路距离“II段”保护起动；收到对侧的“远跳”信号后，距离II段加速动作；1#联络线线路两侧光纤电流纵差保护动作；若N侧1#联络线线路断路器“拒跳”则起动断路器失灵保护跳开N站付母的所有断路器。220kV站间联络线M侧变压器故障1.N站变压器差动保护动作，跳开变压器各侧断路器；2.若N侧变压器断路器“拒跳”则起动断路器失灵保护跳开N站付母的所有断路器，3.N站本侧线路保护动作后通过“TJR”发出“远跳”命令跳开线路对侧的相关断路器。小结：从上述材料可以看出：1.分析故障应从系统（电网）的角度讨论问题2.充分了解系统（电网）的一次接线和运行状态；3.判明故障发生的时间和地点；4.熟悉各种保护的原理和整定；5.给出合理和正确的结论，必要时还需给出具备可操作性的整改意见。保护动作案例分析之一：

500kVXXXX/XXXX线保护动作分析关键词：

光纤电流纵差保护，平行双线，短路电流。一、XXXX/XXXX线路两次故障过程（概况）1)500kVXXXX/XXXX线为同杆架设的平行双回线，全长28km。2)变500kV母线为3/2接线形式，XXXX线接入第5串，相关断路器编号为5052、5053；XXXX线接入第6串，相关断路器编号为5062、5063。3)电厂500kV升压站为双母线接线形式，XXXX线路的断路器编号为5051，XXXX线路的断路器编号为5052。4)故障前电厂两台660MW机组处于满发状态，分别连接于合环运行的500kV正、付母线。5)XXXX/XXXX线路两侧均配置P546分相电流差动为第一主保护，投跳闸。6)2010年08月25日15:13:31.03，500kV变XXXX线第一、二套P546分相电流差动保护C相动作，5052、5053断路器C相跳闸，分别重合成功；7)2010年08月25日15:13:31.03500kV变XXXX线第一、二套P546分相电流差动保护A相动作，5062、5063断路器A相跳闸并重合成功。8)2010年08月25日15:12:35.22，500kV变XXXX线第一、二套P546分相电流差动保护A相动作，5052、5053断路器A相跳闸，900毫秒后5052、5053断路器A相分别重合成功；9)2010年08月25日15:12:35.22500kV变XXXX线第一、二套P546分相电流差动保护C相动作，5062、5063断路器C相跳闸并分别重合成功。10)XXXX/XXXX线两次故障都是因为塑料大棚的薄膜在空中飞舞，导致XXXX/XXXX线路相继发生跨相故障。故障时两侧四端的短路电流约为8000A-12000A，两侧四端的保护均在60ms的时间内切除故障，并在900ms后重合成功。11)两次故障时，XXXX/XXXX两线四端的继电保护均正确、快速切除单相瞬时性故障，并重合成功，未对电网稳定产生影响，也未造成浏河电厂的停机事件，确保了电网安全、稳定运行。故障时系统一次接线见图1。图1.故障时系统一次接线图二、XXXX/XXXX线路保护动作行为分析分析思路针对光纤电流差动保护的原理，分别将两次故障记录到的XXXX/XXXX线路电流、电压波形放在在同一坐标（时标）系下，分析故障时两侧四套保护彼此之间的电流相位关系。1)XXXX线侧第1次故障图2.XXXX线侧第1次故障电流、电压波形切除后重合成功的全过程图3.XXXX线侧第1次故障切除后重合成功的全过程2)XXXX线浏河侧第1次故障：图4.XXXX线浏河侧第1次故障电流、电压波形图5.XXXX线浏河侧第1次故障后切除后重合成功的全过程小结1：XXXX线第1次故障时XXXX两侧的C相电流同相，而两侧的A相电流反相，保护判明为XXXXC相区内故障，A相为区外故障。故XXXX线第一次故障时，保护C相跳闸900毫秒后重合成功。图6.XXXX线浏河侧第1次故障电流方向3)XXXX侧第1次故障图7.XXXX侧第1次故障电流、电压波形图7.XXXX侧第1次故障电流、电压波形图8.XXXX侧第1次故障切除后重合成功的全过程5)XXXX浏河侧第1次故障：图9.XXXX浏河侧第1次故障电流、电压波形图10.XXXX浏河侧第1次故障切除后重合成功的全过程小结2：XXXX线第1次故障时XXXX两侧的A相电流同相，而XXXX两侧的C相电流反相，保护判明为XXXXA相区内故障，C相为区外故障，故XXXX线第1次故障保护A相跳闸900毫秒后重合成功。图11.XXXX线第1次故障电流方向5)XXXX侧第2次故障图12.XXXX侧第2次故障电流电压波形图13.XXXX侧第2次故障切除后重合成功的全过程6)XXXX浏河侧第2次故障：图14.XXXX浏河侧第2次故障电流电压波形图15.浏河XXXX第2次故障切除后，重合成功的全过程小结3：XXXX线第2次故障时XXXX两侧的A相电流同相，而两侧的C相电流反相，保护判明为A相区内故障，C相为区外故障，故XXXX线第2次故障保护A相跳闸900毫秒后重合成功。图16.浏河XXXX第2次故障电流方向7)XXXX侧第2次故障图17.XXXX侧第2次故障切除后，重合成功的全过程图18.XXXX侧第2次故障切除后，重合成功的全过程8)XXXX浏河侧第2次故障：图19.XXXX浏河侧第2次故障电流电压波形图20.XXXX浏河侧第2次故障切除后，重合成功的全过程小结4：XXXX线第2次故障时XXXX两侧的C相电流同相，而两侧的A相电流反相，故保护判明为C相区内故障，A相为区外故障，故XXXX线第2次故障保护C相跳闸900毫秒后重合成功。图21.XXXX线第2次故障电流方向三、结论1)XXXX线第1次故障时XXXX线两侧的C相电流同相，而两侧的A相电流反相，光纤电流纵联差动保护判明为XXXX线C相区内故障，A相为区外故障。故XXXX线第1次故障时，侧XXXX光纤电流纵联差动保护C相60ms后正确跳开5052和5053断路器C相（3/2接线），900毫秒后重合成功，浏河侧XXXX光纤电流纵联差动保护C相正确跳开5051断路器C相（双母线接线），900毫秒后重合成功；2)XXXX线第1次故障时XXXX两侧的A相电流同相，而XXXX两侧的C相电流反相，光纤电流纵联差动保护判明为XXXX线A相区内故障，C相为区外故障，故XXXX线第1次故障时，侧光纤电流纵联差动保护A相60ms后正确跳开5062和5063断路器A相，900毫秒后重合成功，浏河侧光纤电流纵联差动保护A相正确跳开5052断路器A相，900毫秒后重合成功；图22.XXXX/XXXX线第1次故障电流方向3)XXXX线第2次故障时XXXX两侧的A相电流同相，而两侧的C相电流反相，光纤电流纵联差动保护判明为A相区内故障，C相为区外故障，故XXXX线第2次故障时，侧光纤电流纵联差动保护C相60ms后正确跳开5052和5053断路器A相，900毫秒后重合成功，浏河侧光纤电流纵联差动保护C相60ms后正确跳开5051断路器A相，900毫秒后重合成功；4)XXXX线第2次故障时XXXX两侧的C相电流同相，而两侧的A相电流反相，光纤电流纵联差动保护判明为XXXX线C相区内故障，A相为区外故障，故XXXX线第2次故障时，侧XXXX线光纤电流纵联差动保护C相正确跳开5062和5063断路器C相，900毫秒后重合成功，浏河侧XXXX线光纤电流纵联差动保护C相正确跳开5052断路器C相，900毫秒后重合成功。图22.XXXX/XXXX线第2次故障电流方向结语：针对江苏电网短线密集，同杆架设平行双线较多的特点，如果使用阻抗选相在本次故障中XXXX、XXXX应该判为相间故障直接三跳闭重，本案例再次证明光纤纵联电流差动保护在同杆架设平行双线上连续发生跨线故障时仍能正确选相的能力，不但避免了浏河电厂两台660MW机组全停的事故，同时通过重合闸保证了电网稳定运行。保护动作案例分析之二：

220kVXX变4554线路及母线故障情况汇报关键词：

线路保护，母差保护，短路电流1.概况南京供电公司220kV仙鹤变于2003年投运，使用GIS组合电器，采用220kV双母线接线方式。配置的两台主变容量均为180MVA，三侧电压为220kV/110kV/10.5kV。该变电站的220kV4553/4544同杆双回线与钟山变连接，220kV2Y45/2Y46同杆双回线与500kV龙王山变的220kV部分连接，220kV2563/2564同杆双回线与尧化门变连接，220kV2539/2540同杆双回线与上党开关站连接。2009年5月9日20:42:29仙鹤变220kV4544线路在距仙鹤变约7km处因塑料薄膜挂4544线路的A相，导致发生A相接地故障，线路保护装置反映单相接地故障电流为13340A，RCS-901和PSL-602两套保护正确动作，切除故障，经0.9秒PSL-602起动单相重合闸重合成功。线路4544第一次A相接地故障切除时间为61ms，经0.9秒重合成功，线路恢复正常后4.7秒，即4544断路器气室（在母差保护区内）的线路侧于20:42:35再次发生故障，RCS-915母差保护动作，跳开母联2510和联接于副母线上的2502、4542、4544、4546的断路器。4544断路器气室故障（见图1）时，母差保护的突变量差动5ms发出跳令，故障切除的时间为39ms。由于故障点在4544断路器气室的线路侧，对端在本侧断路器跳开后仍向故障点输送短路电流，母差保护动作后闭锁线路自动重合闸，发三跳位置停信，同时钟山变侧的4544线路纵联工频突变量方向保护在仙鹤变故障被切除后经14ms最终切除故障，全部故障切除时间为53ms。故障期间，2540、4542、4544、4546、2Y46线路的负荷全部转移，也未引起电网稳定方面的问题。右图为第二次故障4544断路器（线路侧）发生故障的静触头2.故障过程及分析2.1220kV仙鹤变一次接线方式2.2保护动作情况确定故障发生时刻并以此为坐标原点故障发生时刻20:42:29.433注1：由于现场保护的时标经常不一致，为便于分析，通常采用故障录波器，或是已判明正确动作保护的相对时标作为参考点并且在分析全过程均以此为参考。注2：在明确时标原点后,根据故障电流、保护动作接点、断路器辅助接点，依次测量彼此之间的时间差。注3：故障分析中的电流、电压均采用有效值。注4：谐波分析应根据保护原理和判据，一般最高取9次谐波。注5：以此时间为参考，分析和评价故障对电网的影响。

No.动作时间RCS-901保护动作行为短路电流1.0ms总起动2.0ms本侧纵联工频变化量方向起动13754A（有效值）3.0ms本侧纵联零序方向起动4.0ms本侧发信5.3ms本侧收信6.11ms本侧停信7.20ms对侧停信8.29

msRCS-901发A相跳令9.30

ms本侧A跳闸继电器动作10.61

ms4544断路器切除故障电流11.260

ms本侧发信12.940

ms4544线路A相重合成功2.2.1 RCS-901动作行为故障发生时刻20:42:29.433No.动作时间RCS-901保护动作行为短路电流13.5670ms4544断路器气室线路侧再次故障20544A（有效值）14.…………15.5674

ms本侧因母差保护动作再次停信16.5680

ms4544保护发三跳令17.5685

ms对侧再次停信18.5693

ms其他保护（即RCS-915母差）动作19.5708

ms4544断路器切除故障No.动作时间PSL-602保护动作行为短路电流1.0

ms总起动14308A（有效值）2.0

ms本侧发信3.1

ms本侧收信4.14

ms本侧停信5.15

ms纵联方向元件动作6.19

ms对侧停信7.20

ms对侧停信8.24

ms4544发A相跳令9.61

ms4544断路器A相切除故障电流10.181

ms本侧恢复发信11.181

ms本侧恢复收信12.892

ms4544发A相重合令13.956

ms4544线路A相重合成功2.2.2 PSL-602动作行为故障发生时刻:20:42:29.No.动作时间（ms）PSL-602保护动作行为短路电流（有效值）14.56354544断路器气室线路侧再次故障21492A15.5635本侧再次发信16.5636本侧再次收信17.5648其他保护（即RCS-915母差）动作18.5649本侧4544PSL-602发三跳令19.5650本侧因RCS-915母差保护动作再次停信20.5652对侧再次停信21.5652本侧A，B，C跳闸继电器动作22.5654对侧再次停信23.56764544断路器气室线路侧故障切除2.2.3 RCS－915母线差动保护动作行为故障发生时刻：20:42:35.336No.动作时间（ms）RCS-915保护动作行为短路电流（有效值）1.0突变量起动元件2.5突变量母差发出跳令3.6母差保护动作4.20稳态量跳母联5.21稳态量差动跳副母所有断路器6.39母联及副母所有断路器切除本侧短路电流7.53钟山变4544线路RCS-901跳开切除故障电流2.2.4 故障录波数据和波形分析（1） 仙鹤变4544线路故障时220kV副母电压为5.9096kV，220kV正母电压为8.6400kV，持续时间为60ms。注：表格中“副母跳开前/后持续时间（ms）”是指“本侧切除故障时间+对侧切除故障时间”（2）4544断路器气室故障时，故障相各支路电流分布No.断路器编号运行状态A相短路电流（有效值A）副母跳开前/后持续时间（ms）1.母联合环16368392.4544副母22080/936039+143.4543正母4044/497039+144.2564副母2597395.2563正母2501/119039+146.2Y46副母7517397.2Y45正母7114/277039+148.2940副母2090399.2939正母2134/66739+1410.2502副母1103911.2501正母665/156392.2.5 短路电流计算按照故障时电网运行方式在综合程序中对短路电流及其分布进行了核算，计算结果与实际故障录波基本相符，故障发展及故障电流转移情况分以下三个时间节点进行分析：1）4544线A相接地故障（距离仙鹤变约7km）本次故障为线路区内故障，线路保护正确动作，单分单重后线路恢复正常。故障电流一支由仙鹤变正母经母联开关汇集到付母后流经仙鹤变4544开关入故障点，另一支经4543线汇集到钟山变付母后流经钟山变4544开关入故障点。本次故障流经仙鹤变4544开关的故障电流约12.8kA。2）仙鹤变4544断路器气室线路侧A相接地故障线路故障切除约5s后发展为仙鹤变4544开关气室故障，故障点位于4544开关线路一侧，恰好位于线路保护CT绕组和母差保护CT绕组之间，此时母差保护和线路保护都判出故障而动作。母差保护在故障发生后约5ms发三跳令，跳开仙鹤变付母上所有出线开关和母联开关。故障电流一支由仙鹤变副母汇集后流经仙鹤变4544开关入故障点，另一支由钟山变副母汇集后流经钟山变4544开关入故障点。本次故障流经仙鹤变4544开关的故障电流约25.5kA，为额定电流的21倍（CT变比1200:5），实际录波数据记录的此电流约为22.1kA，结合录波波形判断此时仙鹤变4544CT已经出现饱和。本次故障流经仙鹤变4544开关的故障电流约25.5kA，为额定电流的21倍（CT变比1200:5），实际录波数据记录的此电流为22.1kA，结合录波波形判断此时仙鹤变4544CT已经出现饱和。3）仙鹤变副母跳开，钟山变4544开关尚未跳开仙鹤变母差动作后，跳开所有连接副母的开关，由于故障点位于开关的线路一侧，故障此时并未切除，故障电流依然可由钟山变通过4544线输送。最终，线路保护跳开钟山变4544开关，切除故障电流（约10.4kA）。3保护动作行为分析下面对仙鹤变4544开关气室故障各保护重要动作行为作出分析，以故障发生时刻为起始点，相关保护动作时序如下表：动作时间仙鹤变钟山变901线路保护915母差保护901线路保护0ms故障发生故障发生故障发生4ms本侧停信本侧停信5ms突变量差动发跳令跳开付母10ms工频发三跳令工频发三跳令15ms对侧停信对侧停信22ms开关位置接点停信39ms仙鹤4544跳开（34ms)53ms钟山4544跳开（30ms）4.结论与建议：1.结论综上所述，结论如下：1.1本次故障区域在母差保护和线路保护的交叠区域，故线路和母差保护都正确动作。1.2仙鹤变线路保护中工频变化量保护10ms动作，纵联方向保护23ms动作，说明近区故障时工频变化量距离动作速度更快。1.3本次故障中，仙鹤变母差保护（5ms）和线路保护（10ms）都发出4544开关三跳令，只因母差保护动作较快，所以先行跳开4544线路仙鹤侧开关。此时通过钟山变4544开关和线路依然向仙鹤变的故障点输送短路电流；钟山变侧纵联距离测量到仙鹤变4544线路出口故障为距离II段故障，但由于对侧母差保护动作强迫停信使线路纵联距离保护实现全线速动，以较快的速度切除故障。在保护装置整组未复归时间内，保护已发出单跳令后可靠闭锁重合闸。1.4同时也因为第二次故障在保护装置整组未复归时间内，保护发出单跳令后可靠闭锁重合闸（按永久故障逻辑处理）。2.建议根据4544开关气室单相故障电流录波情况，建议增加电流互感器变比。保护动作案例分析之三：

220kVXX变4554线路及母线故障情况汇报关键词：

线路保护，母差保护，短路电流一次接线断路器动作的时序（注意不同产品的特点）故障断路器的电流波形线路电压的波形线路电流的波形线路高抗的电流波形以芜湖站2013-08-25母线故障的录播数据为例简要描述故障录波分析的基本过程2.芜湖站2013-08-25T052断路器合闸电阻烧坏现场及一次接线图故障发生前，淮芜II线在运行中，T052发生故障，线路保护正确动作跳开T052，切除故障。但从现场的设备看到，由于断路器跳开，线路保护已完成了自己的使命，淮芜I线转热备待处理。但因为运行中的淮芜II线与转热备的淮芜I线间的感应电压继续向故障点提供电流使故障点未能熄弧，最终导致3个多小时以后发展为母线故障后由母差保护切除故障。通过计算可知：1000kV/√3/560Ω=1031A（一次电流）而：母差保护动作电流整定为4500A（一次电流）。所以：此时只有T031的母差CT能感受到故障电流，故障持续发展，当到短路电流到4500A时，母差保护动作。从照片上看到合闸电阻单元已严重过热。分析此类故障的要点：观察分析一次系统运行方式，特别要注意平行双线相互间的影响；查清电流互感器安装位置及变比；分析保护动作行为及整定值；注意过弧的SF6剧毒，事故处理应按规程执行。芜湖站2013-08-25录波分析b.T053断路器合闸电阻故障时保护及断路器动作的情况芜湖站2013-08-25录波分析c.T053断路器合闸电阻故障时淮芜I,II线电压波形芜湖站2013-08-25录波分析d.T053断路器合闸电阻故障时淮芜I,II线电流波形芜湖站2013-08-25录波分析e.故障时T052，T053的电流芜湖站2013-08-25录波分析f.T053断路器合闸电阻故障时淮芜I,II线高抗电流波形保护动作案例分析之四：

淮南II母差动动作分析关键词：

线路保护，母差保护，短路电流淮南II母差动动作分析二、故障报告编写的要求一.编写提纲1.概述2.描述故障设备及故障过程3.故障分析4.结论与建议二、编写要求1.概述部分的编写简明扼要地表述本报告的全部内容，即报告的浓缩版；客观、中性地表述，尽量不要使用“事故、应该、必须……等词语”；报告中的电流、电压均使用有效值，对使用谐波判据的保护最高分析到7次。2.故障设备及故障过程的编写描述故障前的运行状态及天气情况；应有简单的一次接线图和二次设备的配置；故障发生时准确的时间描述注：由于现场保护的时标经常不一致，为便于分析，通常采用故障录波器，或是已判明正确动作保护的相对时标作为参考点并且在分析全过程均以此为参考。注：在明确时标原点后,根据故障电流、保护动作接点、断路器辅助接点，依次测量彼此之间的时间差。使用文字、现场照片描述故障后设备的状态；使用文字、表格和描述故障过程；明确的结论。三、故障录波数据判读1.故障分析的应注意的问题故障信息应全面、完整，要在汇总一次设备，监控系统，保护报文、保信子站和故障录波器的波形数据，如测距装置、通信设备以及线路对侧对侧保护动作情况的基础上进行分析、总结；保护报文的动作时间是指保护程序向执行元件发出动作指令的时间，表述保护动作行为；故障切除时间是指故障电流发生到故障电流切除这段时间，表述一、二次设备的综合行为；以此故障发生时刻为参考原点，分析和评价故障对电网的影响。故障录波器通常串接于第二套保护的电流回路，对另一套保护电流回路的情况就难以了解。将故障录波器的信息与保护装置或是保信子站信息进行比对有助于发现和分析问题。提取故障信息应注意相关管理规定使用专用的U盘和计算机。所提取的数据格式应为COMTRADE格式，即：IEEEstandardCommonFormatforTransientDataExchange(COMTRADE)forpowersystems。故障分析中的电流、电压均采用有效值。故障录波器不采用数字滤波，而保护装置采用数字滤波并最大限度地滤除暂态分量，使用做谐波分析应首选故障录波器数据，谐波分析应根据保护原理和判据，一般最高取9次谐波。与故障录波器的信息不同，保信子站的信息来自于保护装置，可以方便地比较两套保护的特性和动作行为。在现场条件许可的情况下，应将保护信息子站的数据与故障录波器信息进行对分析。录波器数据文件长度根据故障时间的长短不同而有所不同，采样频率依据系统是否已进入稳态而分为1000Hz和200Hz，为节约内存分段进行数据记录。所以我们看到某段稳态波形有变化时，应注意观察故障录波器（保护）进入稳态记录状态，常见的有重合闸未重合这段期间的记录。不同制造厂的GIS断路器辅助接点动作速度也不一样，如平高的分为两类。如平高和新东北的辅助接点如图，现场实测上图辅助接点比下图辅助接点动作速度要快。所以分析故障一定要在熟悉设备的基础上才能做到准确、真实。3.录波数据文件的格式和定义3.1IEEE的Comtrade数据格式电力系统暂态数据通用格式标准（CommonFormatforTransientDataExchange,简称Comtrade）是由美国电气工程协会于1991年提出的，主要是为了解决各种数字故障录波装置和数字保护以及微机测试装置中的数据交换问题。在1997年和1999年分别再次修订。此后IEC标准委员会也发布等同于IEEE的技术标准：IEC60255-24:2001电力系统暂态数据交换通用格式。国内也于2008年发布等同于IEC的GB/T22386-2008电力系统暂态数据交换格式。验收时应注意：保护装置、保信子站、故障录波器的数据格式应符合标准规定。Comtrade标准要求一个完整的记录需要包含3个文件：引导文件（HeaderFile）、组态文件（ConfigurationFile）和数据文件(DataFile)。引导文件和组态文件要求以ASCII码存放，数据文件可以选择二进制或ASCII码存放。a.引导文件（*.HDR）主要记录暂态发生时周围环境的信息，允许以自由格式输入各种信息，它可由文字处理软件编辑而成。引导文件一般应包含以下内容：故障前电力系统的描述，变电站名称，线路、变压器的电抗、电容参数或发生暂态过程的断路器，故障线路的长度，正序和零序的电阻和电感、电容，平行线间的相互藕合情况，并联电抗和串联电容的位置及标称值，记录数据的系统参数，数据来源，数据记录格式等。b.组态文件（*.CFG）为计算机程序读出和表达数据文件的数值提供必要的信息。它的文件格式是固定不变的，这样有利于编制统一的计算机程序。组态文件中包含的信息有：变电站名称和标识名，通道类型和通道号，通道的名称、数据单位、转换因子，线路频率，不同采样频率数，采样频率及在该采样频率下的采样点数，第1个记录数据的日期及时间，记录触发点的日期及时间，数据文件类型。c.数据文件（*.DAT）中存放的是暂态数据的实际数据，它的格式必须与组态文件中所描述的格式完全一致。若文件类型为二进制，则每个数据用2个字节存储；文件类型是ASCII码时，每个数据用６位数字表示。c.数据文件（*.DAT）中存放的是暂态数据的实际数据，它的格式必须与组态文件中所描述的格式完全一致。若文件类型为二进制，则每个数据用2个字节