故障定位保护（精选8篇）
故障定位保护 篇1
1 前言
配电网故障定位和隔离是配电自动化的关键技术之一, 配电网的故障恢复和设备抢修都是建立在故障准确定位的基础之上。绝大部分均是基于配电自动化获得继电保护动作、开关变位信号、故障信息进行故障定位, 而对于解决不完备信息的故障定位问题相对薄弱。
利用GIS技术的空间分析、网络分析功能实现电力专业分析、高级辅助功能, 这在国内还处于起步阶段。GIS的网络分析功能可以实现网络上溯、下溯追踪分析、公共祖先追踪分析、网络连通性分析等等, 这些都将为故障定位奠定了很好的基础, 对于配电网络保护的加强和提升配电网络的可靠性具有重要意义。
2 配电网络模型
配电网主要包括配电变电站, 配电线路, 开关刀闸及配电变压器设备。断路器环网柜, T接箱和开闭所在线路通断上其实际作用相当于开关, 所以均可由开关代替。
其中, S是变电站, L是线路, 连接所有的电源, 开关和变压器, K表示影响网络通断的开关, 刀闸或熔断器, T为变压器, 并带有各自的用户。
由于保护的需要, 一般采用辐射状供电的开环运行方式, 即配电网具有正常时闭环结构, 开环运行。一个确定的配电网可以将它看作由许多以电源点为根的树组成的森林, 可以将它划为若干个以电源点为根的树状配电子网络, 因此在进行故障定位时仅需考虑故障所涉及到的树状配电子系统, 进而就可以提高定位的推理速度和效率。
3 故障快速定位技术
故障定位有三种方法:利用重合器和分段器进行故障定位;利用馈线终端单元和数据采集与监控系统配合来实现故障定位;利用供电部门的客户服务系统通过用户打故障投诉电话来确定故障点。GIS配电网络故障快速定位技术具有以下特点:
1) 跟开关功能类似的所有设备都称为一个开关接点。
2) 变电站为电源接点, 本系统不考虑变电站内部线路结构。
3) 所有的配变及所代的用户为变压器接点。
4) 接点和因同条线路不同型号形成的分接点 (这两种接点称为结点) 。
图2为基于GIS的配电网络模型的几何网络拓扑图。
注意要点:
1) 几何网络必须建在一个要素数据集里, 建立几何网络之前要先有要素数据集。Geo database中, 建立在要素数据集中的所有要素类具有相同的坐标系统。
2) 参与几何网络的要素类必须是简单要素类, 一个要素类只能参与到一个拓扑关系中去, 这个拓扑关系可以是拓扑, 或是网络, 这样对要素类的限制可以有效地保证数据库数据的一致性。
3) 在Arc Catalog中创建几何网络, 实质上便是指定几何网络参数的过程。比如指定需要创建几何网络的要素集, 选择参与几何网络的要素类, 指定网络名称指定是否创建复杂边线, 设置捕捉容限, 设置权重, 设置连通规则等。
4 GIS配电网络保护系统设计
4.1 系统设计
根据配电企业的业务特点, 将系统划分为以下几大主要功能模块:图形显示, 图形编辑、设备管理、网络分析、辅助决策、用户管理、运行管理、变电运行管理、污秽分析、雷击分析、故障抢修。
根据系统的具体需求, 结合目前主流的技术方向, 系统构架为以空间数据库为核心的C/S加B/S混合构架。
1) 客户端:
在信息整合的基础上, 进行数据的分析和表现:系统设计的客户端由两部分构成, 一个是基于浏览器界面, 另一是基于地图界面客户端软件。
2) 数据库服务器:
使用大型数据库Oracle 10g, 对图形数据和属性数据进行统一管理, 系统管理员对各级人员分配不同的权限, 由数据库服务器统一管理所有的地图数据, 包括基础底图数据, 以及各种专业数据等;相关业务图层根据权限的设定只能由相关人员才能进行编辑和修改等操作, 从而保持数据逻辑上的一致性。
3) WEB服务器:
对内部不同部门人员实现web信息发布。采用IIS作为WEB服务器;业务人员可以通过浏览器向WEB Server发出查询、统计等各种请求, 由应用服务器响应并将结果传给浏览器。
4) B/S结构:
用于信息发布。考虑到除电力系统的直接管理部门之外, 还有其它单位有获取电网信息的需求。鉴于B/S结构在信息发布方面独特的优越性, 如对前端的用户数目没有限制, 不需要其他任何特殊软件, 另外对网络也没有特殊要求。采用B/S方式, 用户数可以任意扩充, 不需要再追加投资, 大大节省成本。
5) C/S结构:
对于频繁的图形操作和数据操作, 通过WEB服务器和应用服务器与数据库服务器之间进行信息传递, 响应速度将会有一定影响。另外, 浏览器端操作的交互性差也将约束一些复杂功能的实现, 因此将C/S结构用于配电系统的直接管理部门。
4.2 提升电力设备可靠性策略
1) 要提高输变电网络质量。在进行设备选型, 工程建设投资时, 对输变电网络终身寿命经济指标进行综合评估, 选择最佳投资方案。
2) 要落实完善防“三误”措施。
3) 确保自动重合闸功能可靠.缩短强送时间。
4) 采用标准化巡视作业卡, 确保巡视到位和质量。
5) 统筹做好输变电网络大修, 技改, 反措, 年检等年度停电需求的平衡, 协调, 减少重复停电。
6) 做好年度, 月度检修计划管理。杜绝非计划临时性检修。
7) 合理安排, 节约计划停电时间全过程管理和控制。
5 结束语
通过以上对配电网络模型和几何拓扑结构的分析及以GIS配电网络故障快速定位技术为基础, 推演了配电网络模型的几何网络的要素数据集, 设计了基于故障快速定位技术的GIS配电网络保护系统, 并依据所得到的实验测试结果, 经过数据拟合进一步提出了基于GIS配电网络保护系统的全面提升电力设备可靠性的工作策略。
参考文献
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故障定位保护 篇2
一、概述
随着国家对煤矿安全生产工作的日益重视，以及煤矿企业管理部门对自身现代化管理的需求，实现煤矿企业井下人员定位检测和管理的一体化，提高煤矿企业的安全生产管理和自动化水平，煤矿井下人员定位管理系统的在线监测已是必然趋势。
在日常维护管理过程中，要对人员定位系统发生的故障，进行归纳分类，并对产生故障的原因及可能产生的故障进行分析。
二、人员定位常见的故障
1、识别卡不发送信号；
2、分站电源箱没有显示人员信息；
3、分站与地面监控主机不能正确通讯；
4、直流电源输出偏低；
5、备用电源不能正常投入；
6、出现通讯中断；
7、分站显示屏无法显示数据；
三、人员定位常见故障处理措施
1、识别卡不发送信号，应检查：
（1）是否电池电量不足，或则是簧片没有接触好；
（2）因识别卡进水造成电路板损坏或外力碰撞造成识别卡损坏。
2、分站显示面板没有显示人员信息，可能是以下几种原因：
（1）显示屏与分站之间线路出现问题。
（2）可能是芯片没有接触好，要重新插好。此时，应检查主板与无线收发板通信、电源是否正常等因素；如有，则考虑是后面电路问题。
3、分站与地面监控主机不能正确通讯，首先应检查分站与交换机之间通讯是否正常，电源是否正常，如没有异常，则考虑分站通讯板是否损坏。
4、直流电源输出偏低，应检查对应不同电源等级的变压器抽头是否正确。
5、当交流电源停电后，备用电源不能正常投入，应考虑电池是否失效。否则可能是电源充电板故障。
6、人员定位发射天线的维护：发射天线安装好后，需要维护人员定期检查天线有无损坏，若出现损坏或天线不成为规则形状需要重新布置。同时，不要把接收天线的感应头放在金属上。接收天线指向发射天线。
7、若出现通讯中断，可能是以下几种原因：
（1）通讯接口接触不良。
（2）通讯线路接触不良。
四、人员定位系统故障预防措施
在现场的管理中应加强维护，仔细检查，减少故障现象的发生。
1、使用前，要仔细检查各种接线是否准确，插头是否松动，特别是交流引入线，引入电压等级与接线端子电压等级是否相同，否则将把变压器烧毁。
2、必须按要求来连接电路和配接设备，分站各种未用的接口和插口不得随意占用。
3、每次使用前必须检查分站，板上所有IC芯片和继电器的安装方向要正确，接线插头无误。
4、检查分站连接插头座连接电缆是否正确及检查分站站号是否正确。对主板上的各个电位器不得随意拧动。
5、人员携带卡在不使用时必须远离具有磁场的环境。
6、分站、无线收发器应设置在便于读卡、观察、调试、检验、围岩稳定、支护良好、无淋水、无杂物的地点。分站应实行上架和牌版管理。分站应定期对其控制输出进行检查，使其控制功能始终保持正常工作状态。
7、由于电源箱中的备用电池是易耗件，有一定的使用寿命。如发现电池失效，应及时更换新电池组。
故障定位保护 篇3
高压直流输电(HVDC)工程在国内西电东送和全国联网方面起着非常重要的作用。中国水能、煤炭资源分布和经济发展不均衡,HVDC可以解决能源发电到用电地区的电力跨区输送。中国的直流输电从1987年的舟山直流工程调试并投入试运行开始起步[1],发展非常迅速,预计到2020年将基本实现大规模西电东送和全国联网。
换流器是HVDC系统中进行换流的关键设备,其故障机理和保护的动作后果,与交流系统的一般元件有很大不同[2,3,4]。因而,深入研究换流器区的保护具有重要意义。
阀短路是换流器最为严重的一种故障,现有HVDC工程的换流器阀短路保护可分为2类[5,6,7,8,9,10,11]。部分文献分析了2类阀短路保护在换流器区内故障下的动作情况。文献[5-6]指出,对于高压桥交流单相接地故障,第1类Y桥和D桥阀短路保护都动作。本文认为,高压桥交流单相接地故障下,第1类阀短路保护的动作具有不确定性,动作情况与故障时刻有关。因此,本文详细地分析了换流器区内接地故障下,相关电气量特征和第1类阀短路保护的动作情况。
文献[12]根据故障发生在不同时刻下电气量特征的差异,提出故障特征时段的划分方法。但是,这种方法划分的故障特征时段较多,比较复杂。本文根据同一故障下阀短路保护动作情况的不同,提出一种较为简单的故障时段划分方法。
不同故障的电气量特征和阀短路保护的动作情况具有相似性,本文讨论了整流器不同故障下,第1类阀短路保护动作情况的相似性及区分方法。另外,针对第1类阀短路保护对换流器区内某些故障无法定位或者错误定位故障桥[6],本文提出了一种区分换流器区内故障的新方法,该方法根据故障时段划分和阀短路保护的动作情况,能够正确定位故障桥。
1 换流器区内常见故障分析
在双极大地回线方式和单极金属回线(一端接地)方式下,换流器短路故障的故障特征与单极大地回线方式下类似,因此本文以单极大地回线方式为例,对换流器的区内故障进行分析。换流器区内的常见故障如图1所示。
其中,故障1和2为阀短路故障;故障3和4为换流变压器阀侧两相间短路故障;故障5和6为换流变压器阀侧单相接地短路故障;故障7,8,9为换流器直流侧出口短路故障;故障10为换流器直流侧高压端接地短路故障;故障11为换流器直流侧中点接地短路故障;故障12为换流器直流侧中性端接地短路故障。
阀短路故障、换流变压器阀侧两相间短路故障和直流侧出口短路故障,属于换流器区内非接地故障;换流变压器阀侧单相接地短路故障、直流侧高压端接地短路故障、直流侧中点接地短路故障和直流侧中性端接地短路故障,属于换流器区内接地故障。
2 阀短路保护的动作方程
现有的HVDC工程,通过换流变压器阀侧套管、换流器直流高压端和中性端出口穿墙套管中的电流互感器,测得换流变压器阀Y侧和D侧三相电流、高压端直流电流和直流中性线电流,利用这些测量值构成阀短路保护[2]。
现在广泛应用于HVDC工程的主要有2类阀短路保护:第1类阀短路保护是Y/D侧阀短路保护,利用Y/D桥换流变压器阀侧三相交流电流的绝对最大值大于直流端出线电流的较小者为判据构成差动保护;第2类阀短路保护是利用Y桥和D桥换流变压器阀侧三相交流电流的绝对最大值中较大者大于直流端出线电流的较大者为判据构成差动保护。2类保护判据的形式如下。
第1类阀短路保护:
第2类阀短路保护:
式中:iacY和iacD分别为Y桥换流变压器阀侧三相电流iacYj和D桥换流变压器阀侧三相电流iacDj绝对值的最大值(j=a,b,c);idH和idN分别为高压端直流电流和直流侧中性端直流电流;Iset为阀短路保护的动作值,一般取为1.5(标幺值);I0为保护的启动值,一般取为0.5(标幺值);k为比例系数,一般取为0.2。
换流器区内接地故障下,第1类阀短路保护动作,第2类阀短路保护不动作[5,6,7]。
另外,文献[5]分析了对于换流器区内的非接地故障,第1类阀短路保护都能正确动作,并且能够定位故障桥。在此不作赘述。本文仅讨论换流器区内接地故障下第1类阀短路保护的动作情况,并且以高低压桥的换流变压器阀侧三相绕组分别为Y接法和D接法的整流器为例进行分析。高低压桥的交流侧三相绕组分别为D接法和Y接法的整流器的分析方法以及逆变侧故障定位的方法可以类推,本文限于篇幅,不对该内容作进一步阐述。
3 动作特性分析
3.1 高压桥接地故障下第1类阀短路保护的动作特性
3.1.1 高压桥交流单相接地故障
整流器高压桥(Y桥)发生交流C相接地故障(故障5),通过对第1类阀短路保护的原理及仿真分析,将故障5的发生时刻分为故障发生在Y桥V2导通期间和故障发生在V2不导通期间2个时段。以下,Y桥V2导通时段,以V1和V2导通为例进行分析;Y桥V2不导通时段,以V4和V5导通为例进行分析。
1)时段Ⅰ:V2导通时发生故障
故障时刻设为0.623s,发生故障时Y桥V1和V2导通。相关的电气量及第1类Y桥和D桥阀短路保护的差流和动作值,见图2(以下各图中的竖点线对应故障发生时刻)。
故障特征:故障初期,D桥换流变压器交流两相经接地极、D桥的导通阀、Y桥V2和故障点构成短路回路,此电流流过D桥换流变压器交流两相和中性线。而且,Y桥C相接地,加在Y桥阀上的电压减小,Y桥换流变压器三相电流和高压端直流电流减小。因此,故障初期,iacD和idN增大,iacY和idH减小。
第1类阀短路保护的动作情况:Y桥V2导通时发生故障。故障初期,D桥保护动作。
2)时段Ⅱ:V2不导通时发生故障
故障时刻设为0.616s,发生故障时Y桥V4和V5导通。相关的电气量及第1类Y桥和D桥阀短路保护的动作情况,见图3。
故障特征:故障后,故障电流流经接地极、D桥的导通阀、D桥换流变压器交流两相、Y桥的导通阀、Y桥换流变压器交流两相和故障点。同时,高压端直流电流减小。因此,故障后,idN,iacD和iacY增大,idH减小。
第1类阀短路保护的动作情况:Y桥V2不导通时发生故障,故障后Y桥和D桥保护同时动作。
3.1.2 直流侧高压端接地短路故障
直流侧高压端接地短路故障(故障10)时,故障时刻设为0.61s。相关的电气量及第1类Y桥和D桥阀短路保护的动作情况,见图4。
故障特征:故障后,故障电流流经接地极、D桥的导通阀、D桥换流变压器交流两相、Y桥的导通阀、Y桥换流变压器交流两相和故障点。而且,故障电流不流经idH的测量装置。因此,故障后,idN,iacD和iacY增大,idH减小。
第1类阀短路保护的动作情况:故障后,Y桥和D桥保护同时动作。
3.2 低压桥接地故障下第1类阀短路保护的动作特性
3.2.1 低压桥交流单相接地故障
接地相连接的共阳极阀V2导通和不导通时,发生低压桥(D桥)交流C相接地故障,第1类阀短路保护的动作结果相同。区别在于,V2不导通时发生故障,故障电流经D桥换流变压器交流两相流入故障点,iacD测量到故障电流;而V2导通时发生故障,故障电流直接经故障点流入大地,iacD测量不到电流。从而,V2导通时发生故障,保护动作有延时。因此,低压桥交流侧接地故障下,本文不分为V2导通和不导通2个时段进行分析。
整流器D桥发生交流C相接地故障(故障6)时,故障时刻设为0.61s。相关的电气量及第1类Y桥和D桥阀短路保护的动作情况,见图5。
故障特征:故障后,D桥换流变压器交流两相经接地极、D桥的导通阀和故障点构成短路回路,此电流流过D桥换流变压器交流两相和中性线。同时,加在Y桥阀上的电压减小。因此,故障后,iacD和idN增大,iacY和idH减小。
第1类阀短路保护的动作情况:故障后,D桥保护动作。
3.2.2 直流侧中点接地短路故障
直流侧中点接地短路故障(故障11)时,故障时刻设为0.61s。相关的电气量及第1类Y桥和D桥阀短路保护的动作情况,见图6。
故障特征:故障后,D桥换流变压器交流两相经接地极、D桥的导通阀和故障点构成短路回路,同时,加在Y桥阀上的电压减小。因此,故障后,iacD和idN增大,iacY和idH减小。
第1类阀短路保护的动作情况:故障后,D桥保护动作。
3.2.3 直流侧中性端接地短路故障
直流侧中性端接地短路故障(故障12)下,HVDC系统的接线方式不同,第1类阀短路保护的动作情况也不同。
双极平衡运行方式下,中性端处于地电位,对换流器正常运行基本没有影响。故障后,阀短路保护测量的各电流基本没有变化,第1类Y桥和D桥阀短路保护不动作。
本文重点说明双极不平衡运行方式、单极大地运行方式、单极金属回线运行且整流站是非接地站的情况下,发生故障12的故障特征。故障后,短路电流经故障点和接地极分流,直流侧中性端检测到的短路电流减小。但是,整流器交流侧三相电流和高压端直流电流基本不变。即有idN减小,iacY(iacD)=idH=运行电流。因此,第1类Y桥和D桥阀短路保护都动作。
4 阀短路保护动作的不确定性和相似性分析
根据前面对换流器区内接地故障下第1类阀短路保护动作情况的分析,可知:(1)整流器高压桥交流单相接地故障下,第1类阀短路保护的动作情况具有不确定性,故障初期可能是第1类阀短路保护的低压桥保护动作,也可能是第1类Y桥和D桥阀短路保护同时动作;(2)不同故障的电气量特征可能相似,第1类阀短路保护的动作情况也可能相同。针对这2种情况,本文提出如下的故障时段划分方法和故障区分方法。
4.1 整流器高压桥交流单相接地故障的故障时段划分
整流器高压桥Y桥单相接地故障下,第1类阀短路保护的动作情况与故障时刻有关。为了进一步明确第1类阀短路保护的动作情况,本文将高压桥单相接地故障划分的2个故障时段详细阐述如下。
1)时段Ⅰ:V2导通期间发生故障
根据3.1.1节,故障初期,第1类D桥阀短路保护动作。直到Y桥V2和V4换相结束后,故障电流流经接地极、D桥的导通阀、D桥换流变压器交流两相、Y桥的导通阀、Y桥换流变压器交流两相和故障点,此过程中idN,iacD和iacY增大,idH减小,第1类Y桥阀短路保护动作。
综上所述,故障后,第1类D桥阀短路保护先动作,Y桥保护相继动作。
2)时段Ⅱ:时段Ⅰ以外的其他时间,发生故障
由3.1.1节可知,故障后,第1类Y桥和D桥阀短路保护同时动作。
4.2 阀短路保护动作情况相同的故障区分
故障5,6,10,11,12下,第1类阀短路保护都动作。如果故障初期,第1类D桥阀短路保护动作,可能是故障5的时段Ⅰ、故障6和故障11;如果第1类Y桥和D桥阀短路保护同时动作,可能是故障5的时段Ⅱ、故障10和故障12。
1)故障5的时段Ⅰ、故障6和故障11的区分方法
与故障6和故障11的阀短路保护动作情况相比,故障5的时段Ⅰ的区别在于,故障后第1类D桥阀短路保护先动作,Y桥保护相继动作;而故障6和故障11发生后,只是第1类D桥阀短路保护动作。
故障6和故障11的区分方法为:发生故障6时,D桥交流侧C相电流iacDc正向增大;发生故障11时,iacDc可能反向增大。故障11下,iacDc正向增大的情况是V5导通时。而V5导通时,故障6和故障11无法区分,可以设置延时后通过D桥交流侧C相电流增大的方向区分。
2)故障5的时段Ⅱ、故障10和故障12的区分方法
故障5的时段Ⅱ与故障10的电气量特征相似,而故障12的电气量特征与它们不同。故障12下,iacY(iacD)=idH=运行电流,idN减小。
故障5的时段Ⅱ和故障10的区分方法为:发生故障5时,Y桥交流侧C相电流iacYc正向增大;发生故障10时,iacYc可能反向增大。故障10下,iacYc正向增大的情况是V5导通时。而V5导通时,故障5和故障10无法区分,可以设置延时后通过Y桥交流侧C相电流增大的方向区分。
5 故障桥定位方案
根据前述分析,对于同一故障下保护动作的不确定性,本文提出了一种故障时段划分方法;对于不同故障下保护动作的相似性,本文根据阀短路保护的后续动作情况和故障时的电气量特征来区分。综合上述分析,本文提出一种定位换流器区内故障的新方法,判别逻辑框图如图7所示。
由图7可见,阀短路保护的测量值iacY,iacD,idH和idN的变化决定阀短路保护是否动作。
1)如果第2类阀短路保护动作,说明是换流器区内非接地故障,包括故障1,2,3,4,7,8,9。故障桥的判别可通过第1类阀短路保护的动作情况来判断:如果第1类Y桥阀短路保护动作,说明换流器Y桥故障;如果第1类D桥阀短路保护动作,说明换流器D桥故障。
2)如果第2类阀短路保护不动作,说明是正常情况或换流器区内接地故障,其中,换流器区内接地故障包括故障5,6,10,11,12。其区分方法如下。
对于正常情况和换流器区内接地故障5,6,10,11,12,通过第1类阀短路保护的动作情况来判断:如果第1类阀短路保护不动作,说明是正常情况;如果第2类阀短路保护动作,说明是故障5,6,10,11,12。
故障5,6,10,11,12的区分方法:如果第1类Y桥和D桥阀短路保护同时动作,说明可能是故障5,10,12;否则,可能是故障5,6,11。
故障5,10,12的区分方法为:满足条件iacY(iacD)=idH=运行电流,说明是故障12;否则,是故障5,10。
故障5,6,11的区分方法:如果第1类D桥阀短路保护动作后,Y桥保护相继动作,说明是故障5;否则,是故障6,11。
另外,故障5和故障10可以通过Y桥C相电流增大的方向区分;故障6和故障11可以通过D桥C相电流增大的方向区分,详见本文4.2节。
6 结语
本文对整流器区内故障进行了系统分析,结合MATLAB仿真分析,取得了以下进展。
1)讨论了高压桥交流单相接地故障下,第1类阀短路保护的动作具有不确定性;通过对阀短路保护动作情况进行分析,提出了一种故障时段划分方法,从而能够明确第1类阀短路保护的动作情况。
2)讨论了整流器不同故障下,第1类阀短路保护的动作具有相似性;通过对阀短路保护的后续动作和故障电气量特征的分析,提出了这些故障的区分方法。
3)结合阀短路保护动作的不确定性和相似性分析,以及2类阀短路保护之间的相互配合,提出了一种定位换流器区内故障的新方法。
摘要：阀短路保护在高压直流输电系统中起到换流器主保护的作用。现有的2类阀短路保护中,仅第1类阀短路保护能够反应于换流器区内的接地故障。但是,对于换流器区内的同一故障,第1类阀短路保护的动作具有不确定性;对于换流器区内的不同故障,第1类阀短路保护的动作具有相似性。文中结合MATLAB仿真,详细分析了接地故障下,第1类阀短路保护的动作特性;根据同一接地故障下第1类阀短路保护动作情况的不同,提出了一种故障时段划分方法,从而能够明确保护的动作情况;讨论了换流器区内不同故障下,第1类阀短路保护动作情况的相似性以及区分方法。综合上述故障时段划分方法及故障类型区分方法,提出了一种换流器区内故障定位的新方法。
关键词：高压直流,输电系统,阀短路保护,故障时段,故障定位
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故障定位保护 篇4
一、智能配网故障定位的流程和步骤
对于智能化配电网来说, 当其处于故障状态时, 要按照一定的流程和步骤进行故障定位, 具体流程为:
1. 分析故障类别。
凭借观察、分析负序电流、零序电流来对应得出结论, 该故障属于相间短路故障, 还是相接地故障。
2. 判断故障相。
通常应该通过计算三相电流的小波能量之和来对应明确故障相, 这是因为不同的故障相能量和的数值不同。例如:单相接地故障下, 小波能量和为最大, 相间接地故障则相反。
3. 故障定位。
明确故障类别、以及相以后, 则要进行故障定位, 通常情况下应该逐个级别、逐个层次地开关节点, 对应分析有无故障。
4. 故障的准确定位。对发生故障的大致范围大致估算后, 再进行精准化定位。
二、智能配网故障定位的技术和方法
1. 神经网络法
这是一种全新的配网故障定位方法, 其技术原理为分布式并行对应进行信息处理, 对各相的电气量加以采集, 并深入分析, 对应来确定故障大概的范围, 再逐步精确定位。
首先应该创建一个数据模型, 立足于现实参数, 来进行模拟计算, 对应得出测试与训练的样本, 利用神经网络来记录信息, 同时, 深入学习这一神经网络, 再对应展开具体的测试与监测工作, 当发现电网运转模式出现变化时, 则要再次检测, 相反, 则可以启动配网馈线终端设备对应定位故障。
2. 行波法
现阶段, 智能配网系统最常见的故障定位方法为行波法, 通常能够根据故障的具体列别以及网络架构之间的区分度等来进行故障定位, 行波法又包括A/B/C/D/E/F几大方法, 每一类方法有着自身的工作原理。
例如:A方法主要是依托于波的反射, 通过测量从注入行波到反射波返回这一区段的时间长短来对应定位故障。
B和D则是双端检测法, 简单说就是当故障出现后, 向两端发射行波波头, 凭借行波抵达的时间来对应锁定故障的区位。
C方法则是把某一脉冲信号添加到故障回路内, 再对应记下脉冲反射过程中的时长, 凭借反复的记录最后更加准确地定位故障。
E和F方法则是根据重合闸分闸与合闸的原理进行故障测量, 相比之下精准度较高, 然而其中的投资则较多。要想有效确保故障精准定位, 可以尝试行波法来定位故障区段, 采用交流定位法来精准定位, 具体的过程如下:
行波信号注入线路→注入信号的采集→行波特征分析→明确故障区域→确定故障点位置→区域内信号检测→线路首端交流信号注入。
3. 和声算法故障定位
一般来说, 配网故障主要采用二进制编码, 其中0代表无故障, 1则代表有故障, -1则代表负方向过电流。
此方法的运行原理为:根据分区域处理法来对配网进行划分, 其中包括:无源树枝、有源树枝两大类, 上传故障电流的相关信号, 排除无源树枝, 并明确维数, 这样各个变量值都能以0或1的形式表示出来, 对应呈现出线路的工作状态, 再对数据库进行更新, 判断目标函数。
由于配网通常开环运转, 各个联络开关均能充当独立闭合环, 和各个开关开合状态之间交换, 这其中网络依然处于辐射状态。单联络环配网的基础上, 可以优化配网达到控制解码维度的目的。各个单联络环都要编码处理, 闭合各个开关, 让出度和入度之合小于2的节点连接支路, 合成一个支路组, 能够达到相同的解环效果, 如图1所示。
三、配电网故障快速恢复法
1. 单联络环网连通恢复
配网故障时, 分段开关将自动将故障分隔开来, 据此应该闭合一切单联络环所对应的联络开关, 以此来重新让网络连通起来。因为各个分段开关设置了多个环, 相邻环间也有着公共开关, 对此, 则可以根据单联络环矩阵来做出故障判断。第一步明确联络开关的数目, 用n表示, 故障分段开关则分别用S1, S2, S3……表示, 零矩阵则定义成:Bnxc, 找到Si单联络环关联矩阵中所对的xi, 同时, 把相关信号数据等拷贝至矩阵B的第i行, 对应的矩阵则用以下关系式:B (i, :) =A (xi, :) 来代表, 再对应分析B内相同行, 试着去掉其中一行, 同时, 分析B矩阵内有无非零元素, 当发现非零元素后, 则应该让其充当联络开关号码, 保存至P, 同时让一切非零元素变成0, 并发现和最小元素相对的联络开关, 同时明确转供裕度最大的开关支路。
2. 切负荷故障恢复法
网络重构可能无法彻底消灭线路过电压, 同时, 当电压超出某一限度, 则需要在网络重构系统内发现最优解, 依靠其进行负荷切除, 以此来更为高效、及时地恢复配网, 并实现的安全运转。
其中的原理为:在重构中获得网络拓扑, 逐层分解电源线路, 其中和电源最近的设置为第一层支路, 再顺着辐射网系统来锁定线路末尾, 对应得出剩余层, 可以自最大层入手, 来逐层分析检查各层内支路有无过载现象, 对应明确过载功率, 自过载支路入手, 进行搜寻, 从而明确负荷切除位置, 一般来说要保证所切除的负荷量, 大于过载功率。
3. 配网重构恢复
根据和声算法, 可以重新构架配网结构, 具体的步骤为:
(1) 联络开关的设置。为发出动作的联络开关安装于能够操动的联络开关范围内, 分别用L1, L2, L3, L4……来标号, 同时, 对应明确维数2n。
(2) 初始化HS算法参数。这其中既包括解维数又包括和声记忆库, 用HM来代表, 同时也包括微调概率, 迭代次数等。其中来自于HM的HMS初始解并非有规律, 而是任意产生, 能够回归至HM, 对应计算得出各个目标函数, 同时, 生成新解。可以从中任选机数r1, 当发现r1的值较小, 小于HMCR时, 就能够于HM内部任选一变量, 或者从HM内抽选以随机值。
无论是哪一个变量, 都应该根据以上的规律、规则成熟来对应生成一个新解, 并计算目标函数, 不断更新HM, 并判断出fitness, 检查分析该数是否是最优解, 当发现是优解时, 则应换成HM内的差解, 而且还要判断分析出能否达到特定条件, 达到特定条件终端循环。
结语
配网智能化建设能够提高配网运行水平, 减少故障对配网的威胁, 提高配网供电恢复率, 有效控制配网的运行风险。智能化条件下要积极研究故障快速定位的方法, 采用先进的故障定位方法, 及时精准地找到故障, 同时, 采取措施来恢复配网的正常运转, 从而提高配网的运行水平, 为配网创造一个安全、稳定的运行环境。
摘要：随着现代化智能技术的发展, 配电网系统正在朝着先进化、智能化方向发展。智能配电网最显著的特征在于能够实现故障的自动化定位、自动化隔离, 同时能够及时恢复故障, 从而减少大范围断电问题。本文探讨了智能电网故障快速定位技术以及故障恢复策略。
关键词：智能配电网,故障定位,恢复
参考文献
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故障定位保护 篇5
1 故障诊断流程总体介绍
在PTN网络中, 由于设备量以及业务量的巨大, 一个故障的发生往往会伴随产生大量的告警, 要在如此众多的告警中分析出故障发生的具体原因同时又要保证其分析效率, 首先就需要对众多的告警进行一系列的处理, 然后根据处理后的告警定位故障发生的大致范围, 最后再在这个范围内进行相应的检测, 从而定位故障发生的具体原因, 如图1 所示为故障诊断的整体流程图。
在该故障诊断流程中, 可以将故障诊断分为两大部分, 一部分为告警处理, 另一部分为故障定位。告警处理部分主要是分析产生的众多告警是否存在某种相关性关系[2], 在这里, 把这种相关性关系称作根源告警和衍生告警的关系, 通过这种关系可以对告警进行筛选, 从而找到主要的告警即根源告警。在告警处理部分, 告警校验是保障, 告警预处理分派是前提, 告警相关性处理是关键, 知识库为告警相关性处理提供判定的规则和标准[3]。故障定位部分是根据根源告警进行相应的性能, 配置, 告警以及操作管理维护 (OAM) 检测, 从而找到故障发生的具体原因。在故障定位部分, 可以将故障的定位机制分为两部分。一部分是通过性能配置以及相关的告警检测定位到设备相关状态的故障;另一部分利用PTN设备独有的OAM检测定位到链路发生的故障。
2 故障定位设计思路
在PTN网络中, 设备状态以及链路状态的相关故障是导致网络出现故障的主要原因, 所以要将故障定位到具体的原因就需要对这两方面进行具体检查。首先进行设备状态相关的检查, 包括检查设备相应的性能, 配置以及与该告警相关联的其他告警, 然后再利用OAM进行链路状态的检查。
在进行设备状态检测时, 由于不同的单盘或端口的性能, 配置以及告警数据不同, 所以在进行故障定位的时候既要考虑到故障定位的效率, 避免对所有设备的性能, 配置以及相关的告警数据进行逐一检查, 同时又要保证其通用性, 使其能够囊括典型的性能, 配置以及相关的告警数据, 基于这两者的考虑, 特制定了故障场景。在故障定位场景中, 将常见的故障制定成典型的场景, 再根据场景的不同, 将每个典型场景中需要检查的性能, 配置以及告警相关项的数据进行归类与总结, 然后再依据一定的规则依次进行性能, 配置以及告警的检测。
如果进行了前一方面的检测, 但是并不能找到故障发生的具体原因, 那么分析故障发生的具体原因可能并不在设备上, 这时利用OAM检测中的链路环回 (LB) 的方法可以对业务传送的链路情况进行分析, 判断是否是链路出现故障, 从而对故障发生的原因进行定位。
针对链路故障诊断, 是利用OAM发送以及接收LB报文的情况来判断。以前发送LB报文是利用人工的方式在每两个网元之间进行目的发送, 现在根据业务传输的路径, 将该业务路径上的所有的网元都找出来, 然后自动的根据距离的远近依次向该业务路径中的每个节点网元都发送LB报文进行检测, 根据接收到的LB报文的情况可以定位发生故障的链路。
如果所有项都检查完成, 但是发现这些数据都是正确的, 那么这时系统会给出其他的故障原因, 这些其他的故障原因可能是由于外界的环境或者是人为的操作失误引起的。
3 故障定位实现方法
故障定位部分实现的重点在于, 故障定位场景的建立。这里故障场景的建立不仅包括典型场景的归纳还包括在进行检测时采用何种标准和规则进行数据的检查。本文将常见的工程中需要覆盖到的业务中断类场景, 业务性能劣化类场景以及其他类的场景进行细化, 概括出典型的场景见表1。
在故障定位场景中进行数据检查的时候, 需要运用专家系统中知识库建立的方法[4], 将故障定位场景中性能, 配置以及相关告警检查项的内容采用一定的标准进行规范制定成相应的规则[5]写入知识库中, 然后在知识库中根据指定的规则进行逐一的检查。由于场景以及场景中检查的内容不同, 其规则也不同。虽然每个检查项的判定规则不同, 但是这些判定规则制定的标准是类似的, 就是将设备在运行时产生的数据值与设备本身设置的数据值进行大小比较, 看看设备在运行时产生的数据值是大于, 等于或是小于设备本身设置的数据值。由于每个检查值的范围不同, 有可能是大于产生故障, 有可能是小于产生故障, 有可能是等于产生故障, 不管比较的结果是怎么产生故障, 但是其基本要求都是要求设备在正常的工作值范围内。
采用故障场景的方式来进行故障检查, 可以大大的提高故障诊断的效率, 但是由于目前场景的种类还不够齐全, 所以暂时不能分析不常发生的故障。但是, 在知识库中, 这个故障场景具有自主学习的能力, 知识库中的故障场景还可以随着经验的累积从而不断的积累。故障处理人员只需要将首次不能分析的告警记录在知识库中, 那么下次发生的时候便可以运用上次记录的知识进行相应的分析。
4 结语
本文运用专家系统知识库的思想以及OAM检测的思想制定了PTN网络故障诊断中故障定位部分的流程, 并详细的介绍了该部分的设计思路与实现方法, 提出了故障场景定位分析法去分析设备产生故障的原因。但是该系统依然存在一些不足之处, 随着日后技术的发展, 相信故障定位智能化的程度会越来越高, 帮助人们更加完善的管理PTN网络。
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屏蔽系统的故障定位案例 篇6
1 芯线与屏蔽层之间短路
现象:测试时接线图显示屏蔽层与某根芯线短路。
分析:通常是因为屏蔽层中的丝网、铝箔或汇流导线与芯线接触, 或者是剪去屏蔽层时使芯线外露, 造成短路。
故障定位:
(1) 一般发生在模块端接处。
(2) 通过性能测试仪中的“时域反射”测试可确认短路是否发生在电缆中间。
利用“时域反射”原理, 能在一定程度上反映屏蔽层转移阻抗均匀性, 准确定位屏蔽层开路、短路、阻抗异常等故障位置。
将屏蔽对绞电缆全部线芯在一端短接后当作一根导体, 屏蔽层作为另一根导体接入时域反射测试仪, 屏蔽层完全断裂、部分破损、受外应力过大等“软故障”, 理论上都能在测试图线上有所反映 (如图1所示) , 测试精度依赖于仪表精度和分辨率。
排除方法:首先找到故障可能出现的模块端接处, 打开模块的屏蔽壳体后, 将屏蔽层或汇流导线调整到正确位置 (或剪去) 后即可。
如果发生在电缆中间, 则需更换整根对绞电缆。
2 屏蔽层开路
现象:测试时接线图显示屏蔽层开路。分析有三种可能:
(1) 屏蔽模块端接时没有将屏蔽层接好。
(2) 屏蔽层内的绝缘层断裂。
(3) 屏蔽模块内的屏蔽连接断裂。故障定位:
(1) 一般发生在模块端接处。用肉眼一般可以判定, 也可用万用表测量。
(2) 使用万用表可判定屏蔽模块是否有屏蔽层开路故障。
(3) 通过“时域反射”测试可确认短路是否发生在线缆中间。
排除方法:重新进行屏蔽端接或更换屏蔽模块。如果发生在电缆中间, 则需更换整根对绞电缆。
3 屏蔽层带电
现象:人体接触模块或插头的屏蔽导体时有触电感觉。
分析:屏蔽层失去等电位联结, 屏蔽层感应电势已大于50Vrms, 远超过标准规定的1Vrms。
查找:
(1) 可以使用万用表或地阻仪检查屏蔽层等电位联结情况。
(2) 检查水平布线屏蔽层连通性;如果发现异常, 请强电专业人员检查工作区电源保护地。如果未发现异常——则检查终端设备电源线接地导体连通性。
排除方法:重新进行接地连接;由专业人员修复交流电源的保护地线;更换设备电源线。
4 屏蔽层测试的完整流程
以上检查方法是面向已知的常见故障进行故障排查的方法。在出现未知的屏蔽故障时, 通常会采用以下方式进行故障排查:
排除连通性故障:使用万用表、通断测试仪、性能测试仪等仪器检查屏蔽层的连通性, 同时也检查屏蔽层与芯线之间是否存在短路现象。
检查屏蔽层的阻抗均匀性:使用时域反射方法探查屏蔽层阻抗均匀性, 对异常点展开进一步的分析。
等电位联结检查:可以使用万用表或地阻仪检查屏蔽层等电位联结情况, 排除设备屏蔽、电源接地等问题。
电气装置检查:可以使用万用表或地阻仪等测试仪器检查相关的电气装置是否符合要求。其中包括:机柜、桥架、金属管路的等电位联结状态, 工作区交流电源插座是否完好接地等。
配电网故障定位技术综述 篇7
关键词：配电网,架空线,中性点非有效接地系统,故障区段定位,故障测距
0 引言
供电企业一个基本任务是不断提高供电可靠性。据统计，电力用户遭受的停电事故95%以上是由配电网引起的(扣除发电不足因素)，其中大部分是故障原因[1]。因此，准确地测定配电网故障位置，对于及时隔离并修复故障、提高供电可靠性具有十分重要的意义。
根据测量时线路是否带电，配电网故障定位技术可分为在线和离线两种方式。实际的配电线路故障绝大部分是绝缘击穿故障，在线路停电后，绝缘恢复，故障电阻上升至数千欧甚至数兆欧，难以通过直流电阻或注入信号寻迹等简单的方法测定故障点位置，通常需要采用高压设备将故障点击穿后测寻故障点。目前，离线定位法主要用于电缆故障定位。对于架空线路来说，由于供电距离较长，通过施加高压击穿故障比较困难，尤其是线路通常与配电变压器直接相连，外加高电压会对用户用电设备带来危害。因此，离线定位不适用于架空线路。
在具体实现方式上，故障定位方法可分为利用多个线路终端(FTU)/或故障指示器(FPI)的广域故障区段定位法以及直接利用线路出口处测量到的电气量信息计算故障距离的故障测距法。前者用于交通便利、自动化水平较高的城区配电网完成快速故障隔离;后者用于供电距离较长、不易巡检的乡镇配电网或铁路自闭/贯通系统完成故障点查找。
针对不同故障类型，本文将详细介绍实际应用中的短路故障定位技术和小电流接地故障定位技术。并根据目前定位技术中存在的问题，对未来故障定位研究进行初步展望。
1 短路故障定位方法
电力系统短路故障是指引起电流急剧增大，电压大幅度下降，并进一步导致电气设备损坏的相与相或相与地之间的短接[2]。短路分为三相短路，两相短路、两相对地短路和单相对地短路(发生于大电流接地系统，即中性点直接接地或经小电阻接地的系统)。短路故障特征明显，故障定位的实现相对简单。
1.1 故障区段定位法
短路故障电流幅值较大，易于检测，通常采用“过电流法”[3,4]实现架空线路短路故障的区段定位，原理与过流保护相同。
“过电流法”需要借助馈线终端装置(FTU)或故障指示器(FPI)定位故障区段。以图1所示的手拉手环网馈线自动化(FA)系统为例，在线路出现短路故障时，FTU检测到过流现象并上报至FA控制主站。主站分析故障信息，确定故障区段。在变电所保护动作跳开故障线路后，遥控分段开关隔离故障，恢复非故障区段供电。
“过电流法”原理简单，判据明确，同时具有较好的灵敏度。FPI在故障定位实现上与FTU相同，其测量方式分为直接测量和非接触式测量(测量电磁场)两种。采用非接触式测量[5]监测故障信息具备一定的现场应用优势，测量装置的灵敏度和可靠性是该研究能否推广的关键。
1.2 故障测距法
对于郊区及乡镇配电网，供电距离长，采用故障测距的定位方法既可以降低成本，又可以减轻寻线负担。
1.2.1 阻抗法
阻抗法[6,7]是利用故障时测到的电压和电流求取故障回路的阻抗，又因故障回路阻抗与故障距离成正比，从而据此定位故障。阻抗法原理简单，投资少，但配电网结构复杂，分支线、混合线路较多，且负荷影响较大，故阻抗法不能简单的直接用于测距计算，实际应用中常常作为辅助测距方法，结合“S注入法”计算故障距离或配合行波法确定故障距离[8]。
奥地利采用的是将馈线预先分段，利用标准的电力系统分析软件对各段线路进行离线短路计算[3]。当故障发生时，远端继电器测量故障电抗并上报主站，与短路计算得到的故障阻抗对比判断故障区段。这种阻抗定位策略在故障发生时仅需作出对比判断，节省了计算时间，且准确率高，实际运行效果良好。
1.2.2 电流对比法
为克服阻抗法对负荷影响考虑不足的缺点，欧洲一些发达国家采取了一些改进措施[3]，在计算中考虑实时采集的负荷电流，通过电流对比定位故障区段。该方法对自动化实现程度要求较高，它是利用SCADA/EMS/DMS/D-SCADA计算各条线路的故障电流并与各点测量上报的故障电流进行对比，判断故障位置。此方法将各监测点的故障信息与SCADA等系统监测的负荷电流等电网运行信息综合运用，故障判断更为准确，在芬兰实际运行效果良好，但由于仅以电流作为判据，定位精度受故障电阻影响较大，需要作进一步的改进。
2 接地故障定位方法
接地故障是指中性点非有效接地系统发生的单相对地短接，又称小电流接地故障。其工频故障电流微弱，故障电弧不稳定，而由线路电容充放电引起的暂态信号幅值较大，信息量丰富。针对小电流接地故障的特点，故障定位研究中采用了多种解决策略。
2.1 故障区段定位法
2.1.1“S”注入法
“S注入法”是利用故障时暂时“闲置”的接地相电压互感器注入一个特殊信号电流，通过对该信号进行寻迹来实现故障选线和定位[9]。在实际工程应用中可以在线路节点和分支点安装信号探测器，通过检测信号的路径来定位故障区段，也可以通过手持探测仪沿线巡检，信号消失的点即为故障点。文献[10]提出了基于注入信号原理的“直流开路、交流寻踪”的离线故障定位方法，该方法致力于解决停电情况下故障点绝缘有可能恢复，必须外加直流高压使接地点保持击穿状态，从而保证注入信号的流通回路，通过信号寻迹确定故障位置，还要注意外加高压对用户的影响。“S注入法”原理先进，不受消弧线圈影响，适用于只安装两相CT的架空线路;但该方法需要附加信号注入设备，且注入信号强度受PT容量限制，对于高阻接地及间歇性故障，检测效果不好。
2.1.2 零序电流法
零序电流法利用线路零序电流的幅值及相位特征进行故障区段定位[11]。对于谐振接地系统，由于消弧线圈的补偿作用，故障线路零序电流的变化特征不明显，幅值和相位判据失效，文献[12]提出对谐振系统故障后的稳态零序电流增量进行分解，根据分解后的电流增量的相位定位故障区段;文献[13]提出在故障发生后通过改变消弧线圈的补偿度，监测线路零序电流的增量变化来判断故障区段，文献[14]详述了零序电流增量法的基本原理及配合FTU的定位策略，这几种措施从一定程度上提高了零序电流法的检测灵敏度，但对于高阻故障，检测仍然比较困难。
另外可以利用暂态零序电流[5]幅值较大，且判据不受中性点运行方式影响的特点，直接比较各点的暂态零序电流幅值实现故障区段定位。利用暂态信号充分提高了检测灵敏度，但缺点是故障暂态信号的获取和判断不太稳定，导致定位可靠性不高，需要进一步改进。
2.1.3 中电阻法
中电阻法是对稳态零序电流法的一种成功改进。由于谐振接地系统的稳态故障电流无法用于故障检测，需要在中性点投入中电阻产生足够大的零序电流，通过比较沿线FTU检测到的零序电流幅值判断故障区段。该方法适用于谐振接地系统，从根本上克服了稳态法灵敏度低的缺点，但需要改动变电所的中性点接地方式，同时也带来了一定的成本问题。
2.1.4 零序功率方向法
功率方向法是通过检测零序功率的有功分量或无功分量进行故障定位。对于中性点不接地系统，检测沿线零序无功功率的方向即可判断故障区段，但不适用于谐振接地系统，文献[15]提出的零序有功分量(或称有功功率)适用于谐振接地系统，但有功分量较小，不易检测，且受CT不平衡电流的影响，可靠性低。
文献[16]提出的暂态零模功率方向法原理与首半波法类似，首先利用暂态零模电压、电流计算出故障方向，然后通过比较各FTU测量的故障方向判断故障区段。该方法不受中性点运行方式影响，不需要在中性点投入中电阻或向系统注入信号，但需要在线路上加装零序电压互感器，成本高、施工不方便，而且大量的电压互感器容易引起铁磁谐振。
2.1.5 相关法
相关法[17]是一种通过判断相邻FTU检测到的暂态零模电流相关性确定故障区段的故障定位方法。该方法仅需要测量暂态零模电流信号，避免了安装电压互感器带来的问题，且检测灵敏度高，不受中性点运行方式影响，不需要加装任何设备，成本低，易于实现，但需要应用于实现馈线自动化的网络或安装FPI，且各FTU/FPI间需架设通信网络。
2.1.6 其它方法
除上述方法外，早期研究中的端口故障诊断法，是对可及端口施加激励，通过检测端口故障电流源是否为零判断故障端口，故障端口包含故障分支，进而通过分支判据判别故障分支[18]。在此基础上，文献[19]借鉴模拟电路故障诊断理论，结合字典法的概念，提出了改进的端口比值分支定位法。该方法属于离线测量法，应用于架空线路难度很大，且需要获取线路两端的信息，应用有所局限。
此外，加信传递函数法通过在故障线路出口处施加高频信号(单位阶跃波、窄脉冲波、方波)，在频域内构建配电系统的传递函数，由传递函数的频谱特性构造判据进行故障定位[20]。传递函数法取用地模分量作为故障定位的信息依据，因此具有不受负载参数变化影响的优点，且能够实现多分支辐射网的故障定位问题，但同时存在无法处理只有线模分量的短路故障的定位问题，目前尚未投入实际运行。
2.2 故障测距法
2.2.1“S”注入法
“S注入法”除用于故障区段判断外，也可以用于故障测距。通过检测注入信号的电压电流，计算变电站至故障点的故障阻抗，以故障距离与故障阻抗成正比为判据计算故障点位置[21]。该方法灵敏度受注入信号强度影响，定位效果需要现场实际运行以进一步验证。
2.2.2 微分方程法
微分方程法[6]是通过列写线路的暂态微分方程，利用测量的暂态电压、电流信号求取测量端至故障点间线路电感实现故障测距，又称之为暂态阻抗法。该方法不受中性点运行方式影响，克服了稳态法中故障信号微弱难以用于定位的缺点，灵敏度大为提高。但由于所使用的模型没有考虑线路的分布电容，测距误差大，不能满足实用化的要求。
2.2.3 行波法
根据行波理论，线路上的任何扰动，其电气量均以行波的形式向系统的其它部分传播，因此在理论上可以利用测量到的暂态行波信号实现各种类型故障测距。其基本原理是通过测量故障产生的行波在故障点与母线之间往返一次的时间(单端法)或利用故障行波到达两端的时间差(双端法)来计算故障距离。输电线路输电距离长，利用GPS同步对时可以准确计算故障距离，配电线路结构复杂，分支点多，在配网中应用行波测距关键要解决故障波头的识别及混合线路波阻抗变化的问题，同时需要考虑其经济成本。文献[22]所采用的C型故障测距是根据脉冲发射测距原理提出的，它可以在停电条件下对线路离线测量，但信号发射接收装置成本较高，还需要解决抗干扰问题，实用化难度大。文献[23]针对带分支线配电网提出先定位故障区段，再计算故障距离的行波测距方法，仿真显示测距结果准确，但仍然存在伪故障点的判断问题。文献[24]提出利用适用于各种故障类型的行波线模分量实现故障测距，为解决分支线路定位，需要在主线路及各分支线路末端安装测距装置，应用成本过高。文献[25]开发出低成本的行波信号传感器，沿线安装在容性装置的接地线上，通过双端测距计算故障距离，但装置的安装条件对方法的应用有一定限制。综合上述几种方法，在配电网中应用行波测距必须使用双端测距，单端测距是不可行的，而双端测距又会增加成本，其应用受到局限。
2.2.4 参数辨识法
参数辨识是在系统结构已知的前提下，建立其等效数学模型，通过线路首端检测到的电气量求取模型内各元件参数的办法，在电力系统一般应用时域[26]和频域[27]两种参数识别，求解工具通常为最小二乘法。输电网结构简单，参数均匀，求解过程只需要辨识少量参数，故障测距比较准确[28]。文献[29]对中性点不接地系统建立零序网络等效模型，利用零序电流、电压信号，辨识各出线对地电容，与已建模型电容比较选出故障线路，再辨识故障线路电感计算故障距离，由于小电流接地系统零序分量较小，仅能保证一定程度的选线判断，用于故障测距会大大降低计算精度，实际应用效果有待进一步验证。
3 配电网故障技术展望
(1)用户对供电可靠性要求不断提高。下一步提高供电可靠性的必然途径，就是通过准确的故障定位应对故障停电问题。从国内外的发展状况来看，配电网在提高供电可靠性上显得越来越重要，其故障检测也受到越来越多的重视。
(2)现有的故障定位技术相对成熟。适用范围也涵盖了各种接地方式及故障情况，且具备现场应用的条件。实际应用中，要因地制宜，选择合理的定位策略，并积极地推广应用，摸索经验。
(3)建立故障管理系统。通过故障管理系统可以充分利用获取的各种故障信息，如配合故障投诉系统[30,31]采用信息融合技术做出最优判断。同时可以记录各种定位方法的运行性能及准确率，有助于对比分析，为改进及开发提供可信的数据。
(4)根据分布式电源的并网要求，制定合适的保护方案。随着分布式电源在系统中比重越来越大，使传统配电网的运行和管理更加复杂。在分布式电源规模占系统比例较大的情况下，其接入会影响到系统保护的定值及定位判据，需要建立相应的保护方案及定位策略。各国对分布式电源接入的要求有着不同的规定，包括有条件接入、积极接入及有源网络等。带分布式电源的配电网故障定位也要根据不同的并网要求选择合适的定位策略，国外已开始了相关研究[32]。
4 结束语
故障定位保护 篇8
定子单相接地故障是大型发电机比较常见的故障, 及时地发现定子接地故障是防止发生灾难性的短路故障、避免造成发电机严重损坏的必要措施。因此大型发电机组均装设发电 机定子接地保护, 通常由基波零序电压加3次谐波电压组成的双频式定子接地保护与注入式定子接地保护构成双套不同原理的定子单相接地保护。其中, 基波零序电压加3次谐波电压保护依赖故障前后零序电压变化来判断定子单相接地, 注入式定子接地保护通过注入低频电压实时计算定子绕组对地绝缘电阻来实现, 二者均能实现100%范围定子接地保护, 但是均不能实现定子接地故障定位功能。而保护动作后, 查找故障 点, 特别是当故障点位于 定子绕组 时, 将是一个 耗时耗力 的复杂过程。因此对于大型发电机组, 快速准确地定位故障点对于及时处理故障, 尽快恢复机组运行意义重大。
故障录波装置能提供完整的故障过程波形数据, 为事故分析处理及保护动作评价提供帮助。因此, 我们可以通过分析故障数据波形来判断定子接地保护动作情况, 并利用波形数据尝试进行定子接地故 障定位计 算, 为故障点 的定位查 找提供依据, 方便快速进行故障处理。
1定子接地故障定位分析
发电机A相经过渡电阻接地故障示意图如图1所示。
由上式可见, 发电机出口三相对地电 压大小关 系为:A相经过渡电阻接地时, B相电压与A相电压的大小关系由K值决定, C相电压则不低于B相电压。当K>0时, A相即故障相电压最低, 当K<0时则B相即故障相的下一相电压最低。而发电机的RN、Xc均为已知参数, 因此可以根据定子接地故障时的录波数据, 分析A、B、C相电压大小关系来准确判断故障相。
同时, 令, 将式 (6) 、 (7) 两式相除 还可以得到:
忽略定子绕组 上的压降, EA近似取定 子额定相 电压。当然, 实际情况 中由于中性点接地变压器的变比与发电机机端电压互感器变比的差别, 需要进行相应的折算。
由以上分析可知, 根据录波数据还可以通过计算M值的方法求出接地电阻Rg以及接地位置。
2定子接地故障实例
2.1事件概况
2010年1月2日11:30, 2号发变组 保护定子 接地保护64G1、64G2均动作, 2号机组跳闸。装置报文显示64G1跳闸, 动作值0.1kΩ;64G2跳闸, 动作值0.306UN。
2号发变组保护为双套配置的ABB公司生产的REG216微机型发变组保护系统, 定子一点接地保护64G1采用的是外加12.5Hz交流电源的接地保护, 64G2采用的是 反应基波 零序电压的保护, 取中性点侧的电压, 保护定子的95%。两套不同原理保护均动作, 基本可以判定发电机确实发生了定子接地故障。
2.2故障录波波形分析
根据现场取回的录波数据, 故障过程中 发电机定 子电压、中性点零序电压波形以及保护动作过程如图2所示。
由图2可以看出, 在0时刻发生了定子接地故障, B相电压降低, A、C相电压升高, 在故障540ms后第二套定子接地保护64G2动作跳闸, 保护动作 出口后约73 msGCB跳开, 机组跳闸, 而在故障发生后9512ms第一套定子接地保护64G1动作跳闸。
故障发生至发电机跳闸、灭磁过程为0~540ms, 在此过程中发电机定子电压和中性点零序电压波形如图3所示。
由图3可以看出:B相电压降低为41.6V, A相电压升高为67.2V, C相电压升高为67.5V, A、C相电压均升高且基本相等, 中性点零序电压约为22V。
2.3故障定位计算
二滩发电机参数如下:发电机出口额定电压18kV, 发电机出口PT变比n=18/0.1, 定子绕组 每相对地 电容Cg=1.687μF, 接地变压器变比nN=14.4/0.12, 中性点接地变负载电阻RN=0.0912Ω, 因此有发电机三相对地容抗:
中性点接地变负载电阻折算到一次侧:
即当发电机单相接地电阻Rg不超过6.338kΩ时K≥0, 此时发电机出口电压最低的即为故障相。而根据故障录波波 形可以看出B相电压为41.6V, A、C相电压基本相等, M值趋于无穷大, 因此接地电阻基本 为0, 可判断为 金属性接 地短路, B相为接地故障相。此时, 由式 (10) 可以看出, 接地位置可 由中性点零序电压直接计算得出。
由图3可以看出, 中性点零序电压二次值为22V。同时, 现场接入保护装 置与故障 录波的中 性点零序 电压还经 过了120/100的分压电阻进行分压。机端电压与中性点零序电压相关系数为:
故将中性点零序电压折算到机端电压侧:
故接地位置为:
定子绕组每分支匝数为27, 因此自中性点起故障位置所在导体匝数为:
考虑到过渡电阻影响及计算误差, 定位故障位置应为B相每个分支自中性点第7~9槽导体处。
根据故障后实际检查结果, 故障点位于第462槽下端部齿压板转弯处, 正是B相第六分支自中性点起第8槽导体, 与定位分析结果吻合。因此上述基于故障录波数据的定子接 地故障定位分析是合理有效的。
3结论
(1) 对照定子接地保护动作跳闸定值设置, 根据定子接地保护动作时的故障录波数据分析, 可以迅速判断定子接地保护动作是否正确动作, 并能通过以上计算验证接地电阻值大小。
(2) 通过对故障录波数据分析计算, 可以对接地故障相作出准确判断, 对接地位置作出近似的定量判断, 对定子接 地故障点的实际查找提供帮助。
(3) 对于定子单相金属性接地 (接地电阻值较小时) , 接地位置可由中性点零序电压与发电机相电压的相对大小快速近似确定。
摘要：对中性点经接地变压器接地的大型水轮发电机单相接地故障电气量的变化规律进行了理论分析, 并结合接地故障录波波形进行了分析计算, 验证了利用录波数据进行发电机单相接地故障相别判断及定位计算的正确性和有效性。
关键词：故障录波,定子接地故障,定位
参考文献
[1]毕大强, 王祥珩, 李德佳, 等.发电机定子绕组单相接地故障的定位方法[J].电力系统自动化, 2004, 28 (22)
[2]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].第2版.北京:中国电力出版社, 2001