馈线保护系统（通用8篇）
馈线保护系统 篇1
0 引言
AT供电方式无需提高牵引网的绝缘水平即可将供电电压提高一倍, 提高了牵引网的供电能力, 大大减小了牵引网的电压损失和电能损失, 从而扩大了牵引变电所的间距, 减少另设牵引变电所的数目, 且节省了相应的外部电源投资, 对邻近通信线的综合防护效果优于直接供电方式。
1 AT供电系统特点与对保护的要求
AT供电系统接触网结构复杂, 连PW保护线在内共有四条并行导线, 如图1所示。沿线每隔一定距离并联一自耦变压器 (AT) , 从而构成多网孔复杂网络, 短路故障几率相对较多, 系统短路故障类型也相应较多。AT供电系统的主要故障形式为同相相间短路、异相相间短路和一相接地, 有时也可能出现同时产生上述故障的各种复故障, 但几率极小。
对于一相接地故障, 由于钢轨对地有一定绝缘阻抗要求, 此时牵引供电系统相当于小电流接地系统, 发生一相接地时, 接地回路中流过不大的接地电流见图1, 因存在地网电阻, 将使地电位上升, 造成各种不利影响并危及人身安全。故AT供电系统中通常采取降低高压设备及其支持结构接地电阻、采用带有并联3～5KV放电保护间隙GP的保护线PW等方法, 使一相接地时, 由于GP放电而形成相线与PW间短路 (GP放电时间为0.05～0.1s) , 以便线路保护易于检出。
单线AT供电系统牵引网短路时的总阻抗呈现非线性拱形或双拱形特性。它由长回路 (T—F) 阻抗与短路点所在AT段内短回路并联阻抗组成, 在AT处短路时应为长回路阻抗和该AT漏抗相加。对于复线具有保护线PW和上、下行并联供电的AT牵引网系统, 其短路时总阻抗和各馈线测量阻抗则有所不同, 图1表示这种系统的接线图和阻抗特性。
在重载电力牵引和高速列车运行的AT供电系统中, 由于重载列车的负荷增大 (双机或多机牵引) , 或由于供电区距离增大, 区内平均列车数较多 (高速客运列车) 导致最大负荷剧增, 使正常运行时的最小负荷阻抗减小。另一方面, 由于AT供电系统容量增大, 向电气化铁路供电的电力系统供电电压提高, 系统短路的综合标幺阻抗减小, 致使牵引变电所近区故障的短路电流可达几千安, 由此形成的短路电弧过渡电阻相应增大。此外, 上、下行并联供电方式下, 在分区亭附近故障时, 因助增电流的影响, 也将使馈线保护测量到的过渡电阻增大为2倍。
对于上述重载牵引和高速列车的AT供电系统中, 由于负荷增大, 机车功率增大, 谐波含量的比值亦将增加。另外, 馈线断路器在故障跳闸后重合闸时, 或电力机车通过相绝缘器时, 都将出现AT或机车变压器的励磁涌流, 因此, 对保护除了应有躲过涌流的特殊要求外;还必须具有较强的抗御谐波能力和滤波措施
自耦变压器 (AT) 供电方式由于成倍的提高供电系统电压, 增大了系统的容量, 并且具有良好的防干扰和运行特性, 适用于大运量和重载牵引的电气化牵引区段需要。AT供电系统的出现, 使馈线保护方式及其整定、配合方面产生了一系列特殊问题, 并增加了保护的复杂性。
AT供电系统的上述故障特点, 对继电保护动作的可靠性和灵敏度有较高要求。
不同线间故障时总阻抗数值上有差别, 而F—PW线间短路时总阻抗最大, 应按此进行距离保护整定。AT牵引网馈线保护测量阻抗的上述非线性拱形特性, 往往导致距离保护第一段保护范围缩短, 第二段为保证灵敏度有时需增大延时。
最小负荷阻抗的减小和电弧过渡电阻的增大, 要求馈线系统保护应有较好的躲过最小负荷阻抗和躲过电弧过渡电阻的能力, 或寻求达到上述要求的组合保护特性。并对切除大电流故障的快速性要求也显得更为突出。
2 馈线保护测距方案
2.1 基于通信通道的AT故障测距方案
实际应用中一般采用AT中性点吸上电流比原理, 该原理适用范围广, 适合单线、复线、全并联供电模式下的T-R、F-R、F-PW等故障条件下的故障测距 (不适用T-F故障) 。
AT牵引供电系统由于线路短路阻抗值非线性, 除T-F短路外其他都不能通过阻抗查表进行故障测距, 在通常的短路故障条件下其各AT吸上电流与故障点有比例关系, 且故障段AT吸上电流相对其它段最大。
“AT中性点吸上电流比原理”如下, 牵引网故障时, 如图2所示:
式中:L:故障点距变电所的距离
Ln:变电所距第n个AT的距离
Dn:第n个AT与第n+1个AT之间的距离
In, In+1:分别为第n个AT与第n+1个AT中性点的吸上电流和
Qn, Qn+1:整定值
Kn, Kn+1:电流分布系数, 范围根据站场情况可调整。对标准区间线路K=1.0。
针对T-F故障装置可采用分段线性电抗测距原理进行故障测距, 该原理由牵引变电所测距装置独立实现, 不受通信通道的影响。
2.2 无通道的AT故障测距方案
对不依赖于通信通道的AT故障测距, 主要采用单端单装置测距方式, 保护“上下行电流比”测距原理, “分段线性电抗法”测距原理及“吸馈电流比”测距原理。
对复线末端并联牵引网, 当假设上、下行架构、参数、线路长度完全一致时, 由于电压一致, 均为母线电压, 则故障距离与线路阻抗无关, 也不受过渡电阻影响, 只与上下行采集短路电流有关。
IX, IS为馈线上下行电流, L为供电臂长度。该原理适合复线AT、直供末端并联供电条件下的各种短路方式下的故障测距, 但不适合全并联供电模式及单线运行模式。
线性电抗法针对短路电抗为线性分段的供电线路, 如直供线路, AT方式下的T-F短路等。
吸馈电流比只适合单线单AT段的T-R, F-R故障测距 (不适合T-F故障) 。对于全并联AT牵引供电方式, 当主接线满足AT自动解列功能时, 可采用基于直供条件下的故障测距方案。即T、F线路按照线性电抗查表计算方法进行故障测距。本方案完全不依赖于通信通道, 测距可靠性高, 但对一次设备及控制模式有特殊要求。一次设备接线必须具备AT可快速解列特点。
以上方案适应故障类型、通信通道需求等都存在差异, 需要针对具体线路特点和实际工程情况进行合理原理选择和装置配置。
参考文献
[1]高仕斌, 王毅非, 张劲.牵引变电所异相短路故障及常规馈线保护动作行为分析[J].铁道学报, 2000 (4) .
[2]贺威俊, 张淑琴.晶体管与计算机继电保护原理[M].成都:西南交通大学出版社, 1990.
[3]曹建猷.供电系统[M].北京:中国铁道出版社, 1993.
[4]周有庆等.湖南大学差动保护研究与运行课题科研资料[Z].湖南大学, 1992.
馈线保护系统 篇2
关键词：分布式电源 相间短路 馈线保护 PSCAD
中图分类号：TM77文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）04（c）-0098-02
目前我国中、低压配电网主要是单侧电源、辐射型供电网络[1]，配电网的继电保护相对于高电压大系统的继电保护而言，属于简单保护。而随着电力系统中分布式电源（Distribution Generation，DG）接入配电网，配电系统从放射状结构变为多电源结构，潮流的大小和方向可能发生巨大变化[2]。从而将对继电保护的动作行为产生影响。
在我国，10kV馈线为终端线路，一般无下一级线路，配置的继电保护多采用两段式相间方向电流保护。受线路传输功率的限制，其所接入的DG容量都较小。在故障时DG所能提供的短路功率也存在多种不确定因素，馈线所在系统参数的变化，线路长度的变化等，都将对继电保护的动作行为产生影响。
在某些的电气量参数的选择范围已知的条件下，只要找出含DG馈线不同位置故障时的电流量变化规律，就能在不改变原有保护配置的基础上，通过对原有继电保护整定方案进行相应的改进，解决上述难点问题。
1 含分布式电源馈线故障分析
DG的引入使配电系统从单电源辐射网络变为双端或多端有源网络。不同位置的保护会受到不同位置的故障的影响，这势必影响原有馈线保护的选择性和灵敏性[3]，因此有必要在分析这些影响，DG接入系统如图1所示。
图1中Es为110kV等值电源（内含有等值阻抗），MT为主变压器（内含有等值阻抗），FL1为馈线1，FL2为馈线2，P1、P2为馈线保护，DG为分布式电源，QF为断路器，K1、K2、K3代表线路故障。
对于保护P1而言，当K3点发生故障时，DG会提供故障电流，经保护P1流向故障点，如该电流足够大且保护P1未加装方向元件，将有可能造成保护P1的误动；当K1点发生故障时，DG和系统电源一起向故障点提供短路电流，AB线路变成了双侧电源供电线路，这种情况下保护P1检测到系统电源提供的短路电流与无DG时的变化不大，方向也没有改变，对保护P1影响不大；当K2点发生故障时，此时分布式电源具有分流作用，电源提供的故障电流小于DG未接入时的故障电流，当降低到保护P1整定值时，保护P1将拒动。
综上所述，在加入DG后，相邻馈线上K3故障时，DG提供电流的对P1保护有影响，P1带方向以保证反向故障不会误动作即可消除此影响；上游K1故障对P1保护基本无影响；下游K2故障使得P1的保护范围变小。以上分析结果表明，配电网中接入分布式电源后，传统的电流保护无法适应其电源出力的随机性改变，电流保护按照原有的整定原则将不再正确的反应于故障，需要重新整定动作电流和动作时限。
2 馈线故障的仿真研究
以图2所示10kV配电网为例，新型的继电保护整定方案进行PSCAD仿真研究。遵照相关电气设备的运行规程，假定馈线由单台110kV变压器供电，即不考虑主变压器并列运行的情况。
（1）系统等值阻抗，其最大值按系统短路容量为1000MVA所对应阻抗考虑，其最小值按系统短路容量为5000MVA所对应阻抗考虑。
（2）主变压器参数，其对应额定容量按16、20 MVA、31.5 MVA、40 MVA、50 MVA五种情况考虑，短路电压百分数按10.5%考虑。
（3）分布电源DG参数，按其最大额定容量为5 MVA，短路容量为10、20、30、40、50 MVA考虑。
（4）10 kV馈线中线路阻抗，该值的变化实质上为DG安装位置的变化，线路总长度不超过15 km。
（5）DT的阻抗按其最大额定容量0.8 MVA，短路电压百分数按8%考虑
利用PSCADMultipleRun功能，改变线路L1、L2长度分别为3 km和12 km、6 km和9 km、9 km和6 km、12 km和3 km，对于主变容量、DG短路容量各五种变化情况进行多步仿真，得出最小运行方式下本线路末端发生BC相间短路时流过保护的灵敏系数，利用MATLAB的m文件对仿真结果进行处理，得到图3所示图形。
由上图不难发现，灵敏系数最低值在0.8左右，保护不能够可靠动作。可以采用下面描述的方案来改进。
3 馈线保护改进方案
各类型分布式电源的发电机都裝有可靠的保护装置，在最小运行方式下线路末端发生相间短路时，电流速断保护的整定值应可以保证保护有足够灵敏度，在DG保护的配合下，对相应的整定值进行调整，消除DG接入对馈线电流保护的影响。
4 结语
DG的接入对配电网的结构、故障电流的方向、大小都产生了一定的影响。本文研究了DG对于10kV馈线电流保护的影响，在不改变原有馈线保护配置的基础上，提出了有关馈线电流保护整定的改进方案。
综上所述，在含DG的10kV配电网络中，DG虽然可能会影响电流保护的灵敏度，但经过合理的整定，并不会导致保护无法快速动作，且能保证继电保护对于DG所在馈线故障的选择性。
参考文献
[1]贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社，2004.
[2]Scott N C， Atkinson D J， Morrell J E. Use of Load Control to Regulate Voltage on Distribution Networks with Embedded Generation[J]. IEEE Trans on Power Systems， 2002， 17（2）：510-515.
馈线保护系统 篇3
牵引供电系统可能发生各种故障和不正常运行状态, 最常见的、同时也是最危险的故障就是发生各种形式的短路。当被保护线路上发生短路故障时, 其主要特征就是电流增加和电压降低。利用这两个特征, 可以构成电流电压保护。
1 大电流脱扣保护
该保护属于开关自带, 用于切断大的短路电流。大的短路电流对线路会造成巨大的损坏, 故大的短路电流一出现应立即切断, 其切断时刻应在其达到电流峰值之前。
假设被保护线路短路电流的最小值为Idmin, 动作电流整定为Idz>k Idmin (其中k为可靠系数) , 一旦检测到瞬时电流超过动作电流时, 立即跳闸, 其固有动作时间仅几毫秒, 所以大电流脱扣保护非常灵敏, 尤其电流上升非常快的近端短路, 往往先于电流上升率及电流增量保护动作。
2 电流上升率保护 (di/dt) 和电流增量保护 (ΔI) 中谁较早激活就由谁决定跳开高速直流断路器。
延时跳闸元件主要起识别远端短路电流并跳该保护作为馈线保护的主保护, 他既能切除近端短路电流, 也能切除大电流脱扣保护不能切除的故障电流较小的远端短路故障。该保护克服了单独 (di/dt) 保护受干扰而误动, 以及 (ΔI) 保护存在拒动现象的缺点。保护动作特性分为两部分, 瞬时跳闸和延时跳闸。
保护原理:在运行当中, 保护装置不断检测电流上升率。当电流上升率在给定的时间T1内高于保护设定的电流上升率F时, di/dt保护启动, 进入延时阶段。若在整个延时阶段, 电流的上升率都高于保护的整定值, 则保护动作;若在延时的阶段, 电流上升率回落到保护整定值之下, 则保护返回。图1为保护的动作特性。曲线1在A点处di/dt>F, 保护启动, 经延时在B点处发跳闸命令。曲线2是列车加速时的电流曲线, 由于di/dt未超过F, 保护不动作。 (见图1)
在di/dt保护启动的同时ΔI保护也启动进入保护延时阶段, 从ΔI保护启动的时刻开始继电器以启动时刻的电流作为基准点计算相对电流增量。若电流上升率一直维持在di/dt保护整定值之上, 在达到ΔI延时值后, 电流增量达到ΔI保护整定值, 则保护动作。在计算电流增量的过程中允许电流上升率在相对较短的时间内回落到di/dt保护整定值之下。只要这段时间不超过di/dt返回延时整定值, 则保护不返回;反之保护返回。图2是保护的动作特性, 图中F为di/dt的整定值, 在A点曲线电流上升率超过F, K为故障时的最小电流增量, T2为ΔI延时整定值。当检测到的电流增量小于K时, 可以肯定不是故障情况;若大于K则有可能是故障情况, 需检测其他参数 (如t或I) 来进一步判断。 (见图2)
对图中各曲线的分析如下:a.曲线1的电流增量小于K, 肯定不是故障情况, 该电流曲线实际表示机车在距离牵引变电所很远处启动时的机车启动电流。b.曲线2的电流增量小于K, 也肯定不是故障情况。c.曲线3的电流增量虽然超过ΔI整定值, 但电流变化率的延时时间不足 (小于T 1) , 在这一段时间内不作ΔI的判断, 经过几毫秒的延时后电流就开始下降, 故不是故障情况。该曲线实际表示列车的电杆架接触, 电容器充电的线路电流曲线。d.曲线4的电流增量超过ΔI整定值, 延时时间也满足, 故可以肯定是故障情况。e.曲线5的电流增量超过K, 有可能是故障情况。再检测电流上升持续时间, 发现其值超过了di/dt延时整定值, 则肯定是故障情况。如果此时没能通过检测时间t参数来激活电流变化率di/dt保护, 则电流增量保护动作使直流馈线断路器跳闸清除故障。f.曲线6的电流增量超过K, 有可能是故障情况。在电流上升的过程中, 电流上升率回落到di/dt整定值以下, 且超过了di/dt返回延时值, 因此保护返回。在B点保护重新启动, 并以B点作为新基准点。该曲线是列车驶进车站的电流变化曲线。
对于远端故障电流由于其上升的速率比近端的慢, 峰值也小很多, 通常与列车启动或通过接触网分段时的电流瞬时峰值相近, 甚至小于该电流。所以远端故障电流与列车启动电流的区分是变电所直流保护的难点。
3 过流保护
可作为上述两种保护的后备保护。在保护控制单元预先整定电流Imax值和时间T值。当通过直流馈线短路的电流值在预先设定的时间T内超过Imax值时, 过流保护装置动作使直流馈线断路器跳闸来清除故障。显然, Imax值应小于大电流脱扣保护装置动作值Idz。对于I-max值的设定, 可分别设定正反方向的Imax+值和Imax-值。
4 自动重合闸
使用自动重合闸的目的是为了在瞬时性故障消除后使线路重新投入运行, 从而在最短的时间内恢复整个系统的正常运行状态。对于直流牵引系统, 经常会发生短路而使过流脱扣器经常动作。但由于大部分短路故障是短暂的, 所以使用自动重合闸系统可提高系统的可靠性。断路器每隔一段时间 (时间长短可调节) 重合闸一次。如果重合闸的次数超过预定的次数, 合闸仍不成功, 则认为是永久性故障, 闭锁重合闸回路。
由于近几年整流变电所采取了上述一系列保护, 使得多次架线烧断接地都能及时跳闸, 从而有效的保护了线路及设备, 避免了架线回火及烧毁电力机车等事故的发生, 为矿区铁路运输生产的安全提供了技术支持。
摘要：随着鹤岗分公司铁路运输部直流牵引电力机车运用台数的增加, 直流牵引供电系统可靠的直流保护是十分必要的。
馈线保护系统 篇4
实现馈线系统的自动化能够有效的提高供配电网络的可靠性,并且减少在供电方面的损失,馈线配电自动化系统的建设也是当前供配电建设和改造的重点项目之一。现阶段,我国的城镇建设相对较快,为了满足城镇发展以及居民生活的正常需要,必须建立完善的馈线自动化配置体系,使其能够适应当前国内在电网方面的建设与发展。
1分布式保护的网络式馈线配电自动化系统的应用背景
随着国家在城镇建设方面取得的突出成绩,智能电网建设也迎来了全新的发展机遇,通过对城镇供配电系统的改造,使其在实践中不断完善,并促进国内在智能化供电方面的发展。供配电系统的智能化改造在实践中获得了全新的技术理念,其一是对于供电系统的运行状况远程监测,其二是馈线系统对在快速复电方面的应用。以当前城镇建设中对于供电网络自动化系统的建设要求而言,分布式网络保护必须需要做到通过数据采集减少故障的排查时间,及时查找并解决线路当中所存在的故障,并做到快速复电,以完成对于电网智能化的改造,从而实现对配电网络的运行管理、供电故障区域的快速处理以及非故障区域的供电恢复。因此供电线路当中的故障区域及时定位以及故障排除将是分布式保护的网络式馈线配电自动化系统的建设重点[1]。由于当前的城镇供电网线路在供电的距离方面普遍较近,因此当供配电的线路上分布过多的分段开关时则会导致开关的控制器在保护定值上相对困难。鉴于此种情况,为了能够实现对于供配电网络的智能化改造,必须要一改以往就地式的馈线自动化建设而采用新型的分布式网络保护技术。该系统能够借助网络通信实现对信息的快速处理,从而提供更高的供电复电可靠性。
2分布式保护的网络式馈线配电自动化系统概述
2.1分布式保护的网络式馈线配电自动化系统含义
所谓的分布式保护的网络式馈线配电自动化系统即是指借助高速的光纤网络通信系统,将供配电线路当中的每一台开关设备进行状态参量的数据采集,并与其周围相邻的控制器信息进行结合,从而综合判断其是否与故障的发生有一定关系,进而选择是否启用系统所设置的保护程序。分布式保护的网络式馈线配电自动化系统有效的解决了供配电网路与开关配合在快速性以及选择性方面的矛盾,该系统能够短时间之内实现对故障的隔离与恢复,从而确保整个供电网络正常运转。
2.2分布式保护的网络式馈线配电自动化系统在通信模式方面的选择
为了能够满足分布式保护的网络式馈线配电自动化系统在数据传输方面高速型需求,必须要采用光纤网络以确保其通信的高速稳定。在其通信系统当中,数据传输的方式主要有两种,其一是主从式的通信,其二则是对等式的通信。所谓的主从通信指的是在其供电网络当中只存在一台工作主机,其余则为从机,主机信息能够对多个从机同时发送,而从机则只能向主机进行信息的发送,从机与从机之间则无法进行通信。这种模式与纵向逻辑的保护模式比较相似,对于从机的信息约束较高。而相较于主从通信而言,对等通信则是将其供电网络当中每一台开关设备作为线路的主机,各个开关设备之间的关系平等而非主从,所有的开关设备均可以接收其临近的开关设备信息,对等通信这种模式能够依据开关设备在网络当中的具体分布情况设置相应的功能,这对于故障的快速判断与处理有着十分积极的促进作用[2]。就供配电网络的保护与故障处理而言,由于其线路当中所涉及的开关数量较多,当发生故障时,往往会有多个开关同时流过故障电流,使得常会有多处开关同时进行故障信息上报。因此,出于对配电设备二次运行故障发生几率考虑,通常会采用对等通信以提升系统在故障排查方面的容错性。
2.3分布式保护的网络式馈线配电自动化系统在开环环境下的研究
当系统处于开环的运行状态时,其拓扑形式为树状式结构,出现故障问题的电流通路多为从故障区域到电源的独一区域。因此当系统在出现单一性故障情况时,故障区域必定包含于系统中所采集到的故障电流中的最后一台以及下一台尚未收集到开关之间。对等通信模式下的网络式保护技术,对于故障检测的主要判据在于开关本身信息以及临近开关的电流状态,也即是指故障的末端开关,除了自身会流经故障电流之外,与其相邻开关的一侧也同样会采集到故障电流的信息,而处于线路下游的开关则无法采集到[3]。分布式保护的网络式馈线配电自动化系统在线路的闭环模式下应用时,借助基尔霍夫的电流定律可知,在某一个区域之内,电流的数值在流入与流出上是相等的。当存在一大电流从一处开关流入该区域时,相应的必定存在该大电流从另一开关流出该区域,如果未有大电流从另一个开关流出,则必定有故障点在该区域内,依据这项原则便可实现对故障的及时上传与处理。
3总结
分布式保护的网络式馈线配电自动化系统的应用可以有效的减少停电的面积以及时间,提高供配电的质量,降低线路中的损耗线损,从而提高电力行业的工作效率、服务水平以及经济效益。
摘要：针对当前国内的配电系统情况,通过对分布式保护的网络式馈线配电自动化系统进行研究,以实现配电网络的合理化构建,从而提高我国的供电效率以及水平。
关键词：分布式保护,网络式,馈线配电自动化
参考文献
[1]刘建平,朱立波.基于网络式保护的馈线自动化技术研究[J].电网与清洁能源,2014(8):53-62.
低压馈线接地保护配置概述 篇5
1.1 低压电动机的单相接地保护
低压用系统中性点为直接接地时, 对容量为100kw以上的电动机宜装设单相接地短路保护, 对于55k W及以上的电动机相间短路保护能满足单相接地短路的灵敏性, 可又相间短路保护兼作接地短路保护;不能满足时, 应另外装设接地短路保护, 保护装置采用两相两继电器接线, 瞬时动作于断路器跳闸。
1.2 低压厂用变压器的单相接地短路保护
对于低压侧低压侧中性点直接接地的变压器, 低压侧单相接地短路故障应装设下列保护之一。
(1) 装设在变压器低压侧中性点的零序过电流保护, 保护装设可由反时限电流继电器组成。
(2) 利用高压侧的过电流保护, 兼作低压侧的单相短路保护, 保护装置宜采用两相三继电器接线保护装置带时限动作于变压器各侧断路器跳闸。
1.3 低压厂用变压器的单相接地保护
高电阻接地的低压厂用电系统, 单相接地保护应利用中性点接地设备上产生的零序电压来实现, 保护动作后应向值班地点发出接地信号。低压厂用中央母线上的馈线回路应装设接地故障检测装置。
1.4 低压厂用母线的馈线回路
低压用系统中性点为直接接地时, 对容量为100k VA以上的馈线分支宜装设单相接地短路保护, 此接地保护负荷应当所在母线的低压厂用变压器的单相接地短路保护配合, 当馈线回路取自变压器低压侧分支时, 且此分支配有接地保护时, 馈线接地保护也应与分支所配有的接地保护配合。
2 低压馈线接地保护整定原则
(1) 躲过正常时可能流过厂用馈线的最大不平衡负荷电流。
(2) 躲过未装设单独装设接地保护的最大容量电动机相间保护动作电流, 整定计算公式见公式1, 灵敏系数整定计算见公式2。
公式1∶Idz=Kk×Kph×Kqd×Ied
式中Kk为可靠系数, 采用1.2;
Kph为配合系数, 采用1.1;
Kqd为电动机启动电流倍数;
Ied为电动机额定电流。
公式2∶Klm=I1d.min/Idz大于1.5
式中I1d.min为最小运行方式下, 变压器低压侧母线上单相接地短路时, 流经变压器中性点上电流互感器的电流值。
3 低压常用的接地方式
对常用的接地方式, 分析以下几种接地系统。
3.1 TN-C系统
TN-C系统被称之为三相四线系统, 该系统中性线N与保护接地PE合二为一, 通称PEN线。
3.2 TN-C-S系统
TN-C-S系统由两个接地系统组成, 第一部分是TN-C系统, 第二部分是TN-S系统, 分界面在N线与PE线的连接点。
3.3 TN-S系统
TN-S是一个三相四线加PE线的接地系统。通常建筑物内设有独立变配电所时进线采用该系统。
4 目前常用的厂用低压馈线的保护方式
4.1 传统的保护方式
利用馈线上的三相电流互感器构成零序滤过器回路, 保护装置可由反时限电流继电器组成, 动作于本馈线断路器跳闸。
由于此种保护只与不平衡电流有关系的, 因此此方式适用于TN-C、TN-C-S系统、TN-S系统、TT系统、IT系统。
4.2 目前较先进的低压馈线的保护方式
由于各个厂家所配置的保护类型较多, 以施耐德Masterpact型开关配置的Micrologic6.0保护最为典型。
5 现场应用的实例介绍
5.1 事故经过
北京某电厂380v馈线使用Masterpact型开关配置的Micrologic6.0保护, 一次380V主厂房PC段MCC315、MCC316配置施耐德开关, 此开关自带Micrologic6.0保护模块, 正常运行时MCC315合入、MCC316开关断开作为燃机MCC电源备用。运行中因保护控制单元报接地保护动作而掉闸, MCC316开关自投后也发生接地保护动作掉闸, 由于MCC315开关、MCC316开关保护跳闸后将合闸回路机械闭锁, 远方手动合闸不成功, 导致380VMCC段失电, 最终导致380VMCC段所带的两台控制油泵失电造成控制油压低, 造成机组跳机的事故。
5.2 事故后保护控制单元检查
现场检查设备开关本体保护控制单元 (型号:Microlog6.0A) , 显示信息为接地保护动作掉闸 (装置上Ig灯亮) , 核对整定值与定值单一致。
对MCC315、MCC316开关保护控制单元进行保护定值校验工作, 均正常动作。
由于MCC315开关、MCC316开关接地保护分别动作, 所以怀疑燃机MCC段有接地现象。
5.3 380V MCC段失电分析及处理情况
经现场事故追忆看, 燃机380VMCC段MCC315掉闸前后, 运行人员未进行过设备启停操作, 设备也没有发生过自动切换操作。根据现场对二次设备的检查和保护试验结果, 保护控制单元定值正确, 保护传动结果正确, 判断保护控制单元本身应无问题;根据现场对一次设备的检查和保护试验结果, 一次设备绝缘良好, 未发现明显接地点。在MCC315开关掉闸前1秒钟, MCC315开关相电流大约在80A左右, 而MCC315开关保护控制单元接地保护动作值为300A, 初步判断一次设备出现如此大的不平衡电流的可能性很小。
经与多位技术人员交流得出以下意见:
(1) 现场为三相开关带Mic6.0A保护控制单元, 但未装专用零序CT。
(2) 判断可能由于三相不平衡电流触发Ig保护 (接地保护) 脱扣动作。
(3) 本电厂380v采用TN-C, 不能采用Mic6.0A的接地保护。
结合厂家意见, 经与电科院专家研究讨论, 判断本次事故的主要原因为:MCC315、MCC316开关装配Mic6.0A保护控制单元, 但开关N相未装设接地和中性线保护用的外部CT, 使保护逻辑计算混乱, 触发开关接地保护动作, 造成MCC315开关跳闸, M C C 3 1 6开关自投后跳闸, 使380V MCC段失电, 进而造成机组掉闸。
5.4 教训总结
由以上实例可以看出, Masterpact型开关配置的Micrologic6.0保护虽然方便可靠, 但也要深入理解其原理及使用条件。
6 结语
此电厂发生的问题其实在相当多的电厂同样存在隐患, 电厂380v馈线配备的接地保护可以保护一次设备, 但如果重要负荷在一段上也会有造成停机的事故, 由以上事件可以得出以下经验总结。
(1) 目前电厂设计多采用模块化设计, 有的重要的MCC由供货厂家设计, 设计院设计提供可靠的两路电源, 且两路电源可互为备用, 但此种方式可能会造成供货厂家把重要的负荷都放在一段MCC上, 当母线发生接地故障, 保护动作跳开电源开关, 但由于接地点电弧未熄灭, 造成另一段电源投入保护再次动作。 (2) 馈线保护的选择既要注意灵敏性, 也要考虑稳定, 自投时间越短可能对于工艺系统影响越小, 但是要躲过故障点的熄弧时间。从此点出发, 自投时间应当适当。 (3) 新型保护的采用一定要深入理解其原理及适用范围, 否则会造成更大的问题出现。
摘要：对低压线路接地保护的配置方法及配置要求简要分析, 供现场调试人员参考。
关键词：接地保护,Micrologic6.0
参考文献
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馈线保护系统 篇6
近年来，智能电网技术已经逐步成为世界各国电力行业研究的热点，智能配电网作为智能电网的重要组成部分之一，具有支持大量分布式电源(Distributed Generation,DG)合理接入的特征[1,2,3,4]。DG的合理接入不仅具有发电灵活、启停方便、投资少的优点，而且能够提高配电网的供电可靠性和防灾害能力，符合智能电网框架的发展要求。
解决配电网中大量分散DG的运行问题是智能配电网发展的目标之一[5,6,7,8]。智能电网故障时，为使传统继电保护正确动作，切除DG的做法削弱了其提高配电网供电可靠性的优势，但是若DG继续为负荷供电，传统的继电保护就会出现保护误动、保护盲区、保护灵敏度降低等问题。为了充分发挥DG提高配电网供电可靠性的优势，对智能配电网馈线保护的研究具有重要意义。
本文针对含有DG的智能配电网，提出一种基于图论的智能配电网馈线保护算法，分析配电网的有向图，把所有IED分成互联组和后备互联组，利用IED采集的故障信息实现故障的定位和隔离。在此基础上，提出了应对IED拒动、断路器失灵和通信系统拥堵等异常情况相应的容错算法。
1 智能配电网的馈线保护
1.1 图论在智能配电网中的应用
图论的核心思想是图，图是由顶点集合及顶点之间的关系集合组成的一种结构[9]。在电力系统中，我们所要研究的是电网络中的电气元件，比如变电站母线、输电线路等。本文规定：在建立与电网络等效的图时，以电力系统中电气元件为顶点，所有IED为边，通过监测边达到保护各顶点的目的。
图论中有有向图、无向图和完全图[10]。有向图可以很好地描述电力系统中的电气矢量，所以把配电网结构图等效为有向图，电气量的正方向和有向图的正方向一致。本文规定：由母线到相邻馈线的方向为正方向。
图1是简化的智能配电网结构图，B1～B6是母线，L1～L8是馈线，e1～e13是IED，每个IED对应一个断路器。ek是联络开关K对应的IED，配电网正常运行时开关K处于断开状态[11]。图2是图1对应的有向图，箭头指向为正方向，矩形框内电路有开关K，在配电网正常运行时开关K处于断开状态。
1.2 智能配电网故障的检测与隔离算法
智能配电网馈线保护系统采用分布式决策结构，每段馈线的首末两端各安装一个IED，每个IED对应一个断路器。IED的工作有三个部分：
(1) 采集安装点故障信息，与规定范围内的IED联络并获取这些IED安装点的故障信息；
(2) 处理采集到的故障信息，判断IED所保护的馈线是否故障；
(3) 若IED保护的馈线有故障发生，向对应的断路器发出跳闸指令。
配电网的故障信息有很多种，比如故障距离信息，故障电气量方向、相位、幅值信息等[12]。故障过电流方向是方向与幅值信息的综合，对故障的判断更加准确，且故障方向指示明确，所以故障过电流方向是本文IED需要采集的故障信息，并且定义AF为过流方向系数。
1.2.1 IED互联组的划分
本文对配电网中主线路上所有的IED分组，馈线两侧的IED为一个互联组，只有同互联组的IED才相互联络，获取对方的故障信息。联络开关K对应的IED可以和所有IED联络，线路故障后IED向联络开关K发出闭合指令，使主电源2继续为系统供电。
1.2.2 互联组有向图的分析
对互联组有向图中的两个故障过电流方向进行分析，将两者的AF相加，分析结果如表1所示。主电源1在母线B1侧(并非直接和B1相连)，有向图下方箭头指向是过电流的方向，有向图下方无箭头表示没有过电流。
由表1可以得出以下结论：IED互联组的AF之和非0，该段馈线发生故障；互联组的AF之和为0，该段馈线无故障。此结论就是本文故障检测与隔离的判据。
2 保护算法的容错性能
在隔离智能配电网故障的过程中，可能会出现IED拒动、断路器失灵等异常情况[13]，智能配电网的保护算法要有应对这些异常情况的方案，及时隔离故障确保系统安全运行。
出现上述异常情况时，互联组就失去了检测或隔离故障的能力，因此需要后备互联组来完成故障的检测和隔离。互联组内正常运行的IED与故障IED相邻的所有IED联络，包括主线路IED、DG分支IED和负荷分支IED，构成后备互联组。
本文只考虑同互联组内一个IED故障的情况，不考虑两个IED同时故障的极端情况。
2.1 IED拒动的情况
2.1.1 IED拒动的判据
IED拒动是指IED有能力检测所在线路是否故障，但却失去了隔离故障的能力。IED拒动与断路器失灵的情况类似，断路器失灵的情况按照IED拒动的情况处理。
配电网某段馈线发生故障时，其互联组IED检测到AF之和非0，正常运行的IED发出跳闸指令使断路器跳闸后，超出一定时间范围后，依然能够检测到同组IED的故障过电流，此时可判断同组的IED拒动，这是IED拒动的判据。
2.1.2 IED拒动的容错算法
确定互联组中有IED拒动后，后备互联组开始工作，正常运行的IED与故障IED相邻的所有IED联络，并要求这些IED向各自对应的断路器发出跳闸指令，有效隔离故障。
整个配电网最首端和最末端的IED情况特殊，一旦发生拒动，同互联组IED无法扩大联络范围：
(1)对于首端的IED拒动，例如图1中的e1拒动，在e2确定故障发生在L1的情况下，e2直接与变电站通信，要求主电源1退出运行，并与联络开关K联系，使主电源2投入运行；
(2)对于末端的IED拒动，例如图1中的e8拒动，在e7确定故障发生在L4的情况下，断开e7对应的断路器就可以有效隔离故障。
2.2 通信系统拥堵的情况
本文的馈线保护算法是建立在通信系统的基础上，通信系统拥堵会导致IED信息丢失。与IED拒动不同的是，含有IED信息丢失的互联组失去了判断馈线是否故障的能力，显然这种情况比较复杂。
2.2.1 IED信息丢失的判据
当某段馈线互联组内某个IED信息丢失，正常运行的IED检测不到另一个IED的信息，返回空白信息，这是互联组内IED信息丢失的判据。
2.2.2 IED信息丢失的容错算法
对含有后备互联组的有向图进行分析，有向图中e2和e3为互联组，e2的信息丢失，e3正常运行，e1是e2故障时的后备互联组，分析结果如表2所示。
备注：表示不需要IED检测故障信息
由表2的分析结果可得：
(1)正常运行IED的AF为0或1，说明所在馈线可能有故障发生。若后备互联组的AF为1，则馈线无故障发生；若后备互联组的AF为-1，则馈线有故障发生，正常运行的IED和后备互联组所有IED发出跳闸指令隔离故障。
(2)正常运行IED的AF为-1，则所在馈线无故障发生，因为故障电流最终不流向此馈线。
特殊地，当线路首末端IED信息缺失，可按同组正常运行IED自身的AF值判断首末端线路是否故障：
综上所述，智能配电网的馈线保护策略流程图如图3所示。故障发生后，互联组内的IED最先开始工作，执行保护算法检测故障区段，在这个过程中如果出现异常情况，启动后备互联组，执行对应的容错算法。最后故障馈线的IED向对应的断路器发出跳闸指令，隔离故障。
3 保护算法对网络结构变化的适应性
为了提高智能配电网供电的可靠性，两个主电源之间用联络开关K连接，在电网正常运行的情况下开关K是断开状态。当主线路发生故障，开关K就要闭合，使主电源2为部分电路继续供电。虽然网络结构发生了变化，但整体的保护算法不会受到影响。例如图1中开关K闭合，主电源2开始供电时，只需要增加线路L5的互联组e9和e10以及与其相关的后备互联组：主线路L5、e9故障时e10和e8互联，主线路L4、e8故障时e7和e9互联。
智能电网含有多个DG,DG分支投退导致网络结构发生的变化不影响联络开关K的状态，但是对容错算法有影响，需要对DG分支相关的后备互联组进行删除，例如图1中e12属于后备互联(e4)、e3、e12，也属于后备互联组(e5)、e6、e12,e12对应DG退出运行只需要对主线路e3、e6发出退出运行信号，不再互相联络即可。()内IED有异常情况发生。
4 算例分析
为了验证容错算法的可靠性和可行性，对图1中不同的故障情况进行检测和隔离。对图1中所有IED的分组情况如表3所示。
4.1 线路L3故障
IED采集到安装点处的故障过流信息后，同互联组内的IED互相联络并获取对方的故障过流信息，判断结果如表4所示。
4.2 线路L3故障，e5拒动
互联组已经确定线路L3故障，e6对应的断路器跳闸后，超出一定时间范围后，e6依然能检测到e5的过电流信息，满足拒动判据，可判断e5拒动。启动线路L3、e5拒动时的后备互联组：e6和e4、e12，向与之对应的断路器发出跳闸指令，有效隔离故障。
4.3 线路L3故障，e5、e7信息同时丢失
互联组在联络过程中，e6检测e5的故障信息后返回空白信息，e8检测e7的故障信息后返回空白信息，由此可判断e5和e7的信息丢失，启动线路L3、e5故障时和L4、e7故障时对应的后备互联组，判断结果如表5所示。
5 结语
馈线保护系统 篇7
依据有关单位的战略部署,使地区的电网可靠性得到提高,以达到缩短用户停电时间的目的。为了使电网能够安全稳定的进行运转,在某地区的电网的构成其核心是设立220k V的变电站,然后并列时的运行110k V电网。各电网施行的是多回路供电的方式,这主要是在220k V以上才适用,并能够正常的合环作业。而在通常状况下并列运行的是有辐射结构所构成的110k V电网。只有10k V如果要保证运行的正常就应当在环网结构中才可以。而就是依靠了10k V的这种合环结构,才能够满足对馈线的保护,下面分析10k V配网合环操作。
1 分析合环操作对馈线保护的影响
在该区域内,设置的10k V馈线保护的三个元件是相间电流保护、零序电流保护和超负荷保护。本小结主要是以整定技术原则为依据,来计算出合环操作后的等值分析结果。与此同时分析了对保护元件的误导产生影响的是在合环流程中冲击和稳态两种电流,并且对合环时及合环后保护元件产生的故障等问题进行探讨,并予以解决。
1.1 对 10k V 馈线进行保护的整定原则
以电网整定计算指导原则为依据,对10k V馈线保护的整定计算原理如下 :
1.1.1 保护相间电流
限定时间和速度的电流值为 :限制在0.3秒之内,3000A为一次值。
相对的时间限制下电流值为 :1.3IN,显示速度为0.9秒。
1.1.2 零序过流保护
如果把时间限制在1秒内,电流一次性为60A就会导致跳闸 ;如果时间限制在1.2秒时,会出现电流一次性为25铵时,就会导致发信。
1.1.3 超负荷保护
时间限制在5秒内,会有0.9IN时,会导致发信
1.2 馈线保护在断开联络开关中所发挥的成效
10k V馈线的合环开关在一般运行正常的形势下断开时,开关的两边的馈线负载电压都是10k V,在这种情况下发生故障,AB站的上级系统分别供给馈线的故障电流。在这种故障下,保护元件还保持其灵活,这就说明整定原则与馈线的保护功能已经达成一致。
1.3 合环后解环运行对馈线保护的影响
合环后运行解环,此时10k V馈线保护主要的作用是 :拉长距离后的线路,在进行故障反应时比较迟钝 ;在增加馈线的负载后极有可能会导致超负荷保护动作。
进行合环后,全部的电流负荷都加载到A站上,说明B站的10k V馈线已经解环。也就说明如果B站发生故障,就会导致A站供给故障电流。这与合环流程中10k V馈线在B站是相同的状况,也就是具有等值的特性。
全部的电流负荷都加载到B站上,说明A站的10k V馈线已经解环。也就说明如果A站发生故障,就会导致B站供给故障电流。这与合环流程中10k V馈线在A站是相同的状况,也就是具有等值的特性,合环后运行解环,如果在A站和B站都同时发生馈线故障时,经过测量后得知A站和B站在常规运转时与发生故障后相比较,开关位置的电流要比运转正常时要小,从而导致有一定时间限制进行馈线保护相对比较迟钝。从而得之,Kscn > 1.5是记测终端故障时,符合整定原则的灵敏度系数。
以该区域的规章为依据,对相间电流保护的敏捷程度进行测量务必要用金属性质相同的相间短路故障的小方式进行校验,小方式如下 :
具有金属性质的三相电流计算公式为 :
通过两个公式可以得知,在明确等效电势参数的同时,应当掌握系统和馈线两者的抗阻参数,才能够对保护敏捷度进行可靠性的校验。
从该区域内的电网跋扈整定计算平台生成系统的阻抗数据中可以得知,大小方式与系统的阻抗能力成反比,如果在小方式下,抗阻力就大,反之就小。等效阻抗
表1大、小方式下 城区主变 电站110k V、220k V的系统生成的等效阻抗在主变电站110k V和主变电站220v,都可以进行10k V的换算。如表1所示。
在表1中可以得知,110k V主变电站的系统在小方式下通常小于0.4 ;而220k V主变电站后面的系统的等效阻抗通常小于0.5。
据统计可知,在城区联系10k V馈线类型以及各类型中最长的馈线其阻抗力也最大。如表2可以得知,有几种类型。
表2城区联系10k V馈线类型以及各类型中最长的馈线统计
通过表2的统计可知,城区联系10k V馈线具有最高的阻抗力大约为4.6 ;以上述的参数作为依据,就可以对终端的金属性质的三相故障电流进行计算 :
终端相间短路故障在小方式的计算能够符合规则,就应当得出 :
通过计算得知,在进行馈线站内相互联系时,应当保证一次性侧额定电流小于914铵,这样就能保证合环后的故障灵敏度高于1.5。
综上得知,进行合环后运转解环时城区的10k V馈线如果要在终端故障中符合规则的需求,就应当保证一次侧额定电流小于1000铵。
2 结论
天馈线系统性能检测 篇8
本文以天馈系统性能剖析为思维导向, 搭建天馈系统性能评估体系, 从多方位探索天馈系统性能在线检测的方法和手段。通过理论分析和实践验证, 总结出一套在线检测天馈系统性能的方法论, 包括天线覆盖性能、天馈互调干扰和天线故障等方面的分析方法。
一、天馈评估体系
要全面评价天馈系统的性能, 应该要考虑以下几个方面的因素:首先, 要参考国家标准《GB/T 9410-2008移动通信天线通用技术规范》中的相关要求。这主要是明确了天线的前后比、增益、波瓣图、驻波比、交调等相关技术参数的合理范围。其次, 需要考虑天馈系统的设计安装方案是否能保证无线电磁波的有效覆盖。这里包括复杂的天面环境、天馈系统的插损、系统间的隔离度、天线工参及支撑方案等因素。再者, 考虑到现网频繁的硬件调整和故障处理工作中, 容易人为错误导致射频配置存在问题, 这些问题主要是小区接反、鸳鸯线、连接不良、软硬件配置不一致等等。
根据上述考虑的维度, 将天馈系统的性能进行第一级分解;针对每个天馈系统性能的影响因素, 进行第二级分解;最后对每个影响因素的对网络的影响和表征现象进行第三级分解, 最终产生天馈系统性能评估体系。经过三级分解, 可以发现绝大部分的问题最终会表现为干扰问题和覆盖问题, 因此本文将在第2、3的章节中分别从干扰和覆盖2个方面研究天馈系统并提供相关的分析手段。
二、天线互调干扰问题分析
2.1互调特性说明
当两个或者两个以上射频信号输入到一个非线性元件中, 或者通过一个存在不连续性的传输介质时, 将因为这种非线性而产生一系列新的频率分量, 新产生信号的频率分量满足如下频率关系, 设输入的两个信号的频率为f1, f2 (绝对频率) :
新增信号的幅度取决于器件的非线性程度或者微波传输不连续性, 衡量的指标为三阶互调指标IM3。IM3定义:该指标定义为输入两个一定电平的等幅信号, 由于系统的非线性而产生的三阶互调产物与输入信号的差值。一般情况下器件三阶互调指标满足要求, 但当同小区中各个频点大于下表中列出的频率间隔时, 三阶互调将可能直接落在接收带内造成对基站接收机的影响。
互调产物干扰接收必须满足两个基本条件: (1) 互调产物落入接收带内。 (2) 互调产物必须达到一定的电平, 按照同频干扰和基站灵敏度-110d Bm要求, 天线端口互调产物的最大信号电平必须满足:-110d Bm-9d B (同频干扰抑制因子) +6d B (60m馈线损耗) =-113d Bm。
2.2远端定位互调干扰的方法
通过载频空闲时隙测试及干扰带指标的统计发现互调干扰。具体确定互调干扰的方法是:凌晨话务闲时, 首先通过维护台实时查看各信道的干扰带水平, 统计小区正常情况下的干扰带;然后全小区载频发射空闲burst, 统计干扰带有无明显上升 (比如由1上升到2) , 如有, 则判定存在互调干扰。为了准确的了解干扰的变化情况, 可在发射空闲Burst后提取干扰带话统, 通过对比发射空闲Burst前后小区的IOI来进行分析。
2.3经验总结
专项期间发现存在互调问题的小区较多, 经过分析, 主要有如下原因: (1) 华为基站机顶功率较大, 随着扩容的不断进行, 机顶功率会更大, 因此有可能会引起互调干扰。 (2) 现网很多设备都是替换原有爱立信设备, 可能在替换过程中馈线下跳线接头质量有问题, 或是连接有问题。 (3) 馈线、馈线上跳线及天线长期暴露在室外, 有可能出现馈线损坏, 接头氧化, 进水, 天线出现问题从而引起互调干扰。
在处理天线互调干扰问题时, 需注意: (1) 确定天馈部分某部件存在互调信号时不要急于更换此部件, 一般将连接端口松开并重新连接基本就可以排除故障, 故障无法排除时再更换部件。 (2) 换天线时, 上跳线一起更换, 上跳线暴露在室外, 比较容易出互调问题; (3) 换天线时, 注意检查馈线的接头, 有无氧化、松动、进水等问题, 如有问题, 需要重做接头; (4) 换天线时, 注意接头的连接, 需要对平, 上紧, 并用防水胶带密封。
三、天馈系统覆盖问题分析
3.1天线覆盖故障定位思路
天馈系统故障对小区覆盖的影响主要表现为信号输出存在异常, 为了评估这种情况, 需得到小区天线发射端的信号水平, 然后根据信号电平的高低来判断天馈系统是否存在故障。
根据无线信号在自由空间的损耗计算公式Lbs (d B) =32.45+20lgf (MHz) +20lgd (km) , 在距离1KM以内路径传输损耗可以忽略, 因此通过TA=0 (0~550米) MRR得到的平均RXLEV可以近似表征为天线口的RXLEV。
单一采用TA=0的MRR得到的平均RXLEV来定位天馈系统故障问题, 有以下两种情况会导致RXLEV的下降, 影响定位的准确性: (1) 小区覆盖近端 (TA=0范围内) 有建筑物阻挡; (2) 小区天线下倾设置不合理造成塔下黑。
通过参照正常MRR的平均RXLEV, 若TA=0 MRR的平均RXLEV较低, 而正常MRR的平均RXLEV正常, 便可对以上两种情况进行判断。
天线故障定位支撑MRR数据的收集:为了定位天馈系统故障引起的小区信号覆盖不足问题, 我们通过仅采集TA=0样点条件下的MRR数据及不设置条件正常MRR的数据, 结合两种MRR数据对天馈系统故障问题进行定位。
仅采集TA=0样点条件下的MRR数据, 定义方法如下:
3.2问题小区筛选方法
通过分别计算TA=0条件下及正常MRR的平均信号强度、RXLEV分布及上下行电平差, 对可能存在天馈系统故障小区进行筛选, 具体筛选方法如下: (1) TA=0条件下MRR测量报告数>1500; (2) 小区发射功率BSP-WRT>=39; (3) TA=0条件下MRR的下行平均RXLEV<-80d Bm; (4) 正常MRR的下行平均RXLEV<-80d Bm; (5) TA=0条件下MRR下行RXLEV<-80的比例>=80%; (6) TA=0条件下MRR上下行平均电平差<-15d B (上下行链路不平衡筛选条件)
MRR测量报告数过少, 对MRR各项指标的计算影响较大, 因此对测量报告数过少的小区进行过滤;
部分小区由于话务、干扰、覆盖控制等特殊应用, 发射功率设置过低, 因此对功率设置过低的小区进行过滤;通过对小区发射功率筛选的限制, 同时也可以过滤微蜂窝站点, 微蜂窝小区多数用于覆盖室内, 由于室内地理环境的特殊性, 以上定位方法不适用于室内分布小区。
在550米范围内, 小区的平均RXLEV小于-80d Bm, 同时有80%以上的信号电平低于-80d Bm, 则认为小区天馈系统存在故障的可能。
对于下行平均信号强度和上行平均信号强度之间的大于15dmb以上的小区, 我们认为这些小区存在上下行链路不平衡。
3.3功控补偿后的RXLEV计算方法
在MRR数据中RXLEV为功控后的RXLEV, 佛山全网小区均开启了上下行功率控制, 功控参数的设置对小区功率输出影响较大, 因此在定位故障RXLEV的计算中, 需要计算功控补偿后的真实的接收信号电平。
下行真实接收电平计算方法
对于下行真实接收电平的计算, 有以下两种方法: (1) 计算MRR中加权RXLEV和加权的功控值, 将加权后功控值补偿加权后的RXLEV, 得到小区级功控补偿后的RXLEV; (2) MRR的下行路损计算方法为:BSTXPWR-下行功控幅度-RXLEV, 因此可以计算MRR的加权下行路损, 用BSTXPWR-MRR加权下行路损便可以得到小区级功控补偿后的RXLEV。两种方法计算出来的功控补偿后的平均RXLEV差别不大, 方法2的计算方法较方法1的计算方法简便, 因此本次对于功控补偿后的RXLEV采用方法2的计算方法。
上行真实接收电平计算方法
MRR上行功控是以MS POWER的形式出现, 即MSPOWER=MSTXPWR-功控幅度, 代表实际发射功率。 (1) 计算小区级上行功控幅度加权值, 计算小区级加权RXLEV值, 功控补偿后的上行真实平均接收电平=RXLEV加权值+功控加权值。 (2) 计算小区级路损加权值, 功控补偿后的上行真实平均接收电平=MSTXPWR-路损加权值。两种方法计算出来的功控补偿后的平均RXLEV差别不大, 方法2的计算方法较方法1的计算方法简便, 因此本次对于功控补偿后的RXLEV采用方法2的计算方法。
3.4天馈系统覆盖故障定位方法小结
天馈系统故障定位方法主要依靠于MRR数据中计算的平均信号电平, 测量报告数量对最终计算的平均信号电平影响较大, 计算的结果并不能真实反应小区的实际的覆盖情况, 为了增加计算结果的可靠性, 建议连续采集多天的MRR数据, 利用汇总后的数据进行定位分析。
摘要：目前无线网络优化工作中有越来越多的工作流向天馈系统的排查, 急需能够在线检测天馈系统性能的方法和手段。本文首先以天馈系统性能剖析为思维导向, 搭建天馈系统性能评估体系, 从多方位探索寻找天馈系统性能在线检测的突破点, 然后通过理论分析总结出一套在线检测的方法论。
关键词：天馈,在线检测,无线覆盖,干扰,故障
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