故障自动隔离（精选10篇）
故障自动隔离 篇1
0前言
一直以来, 电力供应都是确保经济体系本身能否持续增长的关键所在, 电力本身是以一种商品的身份来进入到市场之中, 那么如果说在这一极其重要的资源商品停止供应以后, 就必须要追求电力经营人员的责任。从另一方面来说, 对配电网供电的可靠性进行强化, 同样也是电力经营人员本身所必须要进行深入研究的问题。尤其是在当前市场不断发展的情况下, 电力市场的需求在持续不断的扩大, 这直接促使配电网的自动化发展成为了当前城乡改造过程中的一个主要趋势。下文主要针对配电网自动化系统故障自动隔离功能进行了全面详细的探讨。
1 馈线自动化系统的主要功能
配电网自动化技术, 实质上就是直接为城乡配电网改造建设提供良好服务的关键所在, 配电网自动化技术之中, 主要包含了馈线自动化、配电管理这两个主要的子系统, 而通讯技术是否良好则是确保配电自动化能否实现的一个关键所在。就目前来说, 我国在配电自动化技术的应用方面, 已经进行了大量的试点工作, 并且在试验的过程中主要应用的是配电主站、子站以及馈线终端这三个部分所形成的结构体系已经得到了大范围的应用, 并且展示出来了极为良好的自动化效果。馈线自动化功能在实际实现的过程中, 主要是通过光纤通信来作为了通信方式, 利用这一形式, 来切实有效的实现了馈线自动化功能执行过程中的时效性, 从当前电力行业发展的需求来说, 配电网的自动化转变, 已经成为了当前市场建设过程中一个趋势。从功能上来说, 馈线的自动化的本身目的就是为了能够对配网运行过程中的负荷以及运行方式进行监控。但是由于我国现目前在这一方面还没有一个系统性的建设模式, 因此, 在不同条件下和环境下所产生的配网方案也有着极大的差异性, 下文主要针对某个手拉手项目的供电网建设工作来作为研究的主要对象, 以此来针对其中所涉及到的自动化故障自动隔离功能解决措施进行了分析。
在馈线自动化系统之中, 所存在的主要功能有以下几个方面:遥信、遥测、遥控;故障处理, 针对配电网运行过程中所呈现出来的故障区域进行自动的判断, 从而通过远程遥控的方式, 来直接将故障区域完全隔离, 当故障在经过人工处理并且消除之后, 接收到恢复正常的讯号, 再进行供电恢复;负荷管理, 依据当前电网实时承受的负荷变化, 来针对配电网的具体运行方式进行自动化的调控;重合闸控制, 当配电网在运行的过程中出现了过电流后, 会直接自动的将断路器断开, 当断路器正常通电区域的电压完全恢复之后, 再开始通电恢复及时, 以此来确保能够从电源的末端的断路器能够依次进行自动化的闭合, 如果说在进行闭合的过程中完全失败, 那么就不会进行二次闭合, 而是等待电路再次发出恢复正常的讯号;对时功能, 能够自动对系统之中的时间进行核对;过电流记录, 针对配电网运行过程中各个不同区域所出现的过电流短路现象进行记录, 以方面后期的维护检修员工作。
2 故障区段定位技术
2.1 馈线故障区段的定位
对于辐射状网、树状网和处于开环运行的环状网, 在判断故障区域时, 只须根据馈线沿线各断路器是否流过故障电流就可以判断故障区段。假设馈线上出现单一故障, 显然故障区段位于从电源侧到线路末端方向最后一个经历了故障电流的断路器和第一个未经历故障电流的断路器之间。
2.2 事故跳闸断路器的定位
为了确定各断路器是否经历了故障电流, 需对安装于其上的各台FTU进行整定, 由于从原理上不是通过对各台断路器整定值的差别, 来隔离故障区段的, 因此多台断路器可以采用同一定值。这样即使增加馈线上的分段数目也不会带来任何影响。而故障区段隔离后, 越级跳闸的断路器要复位, 对于事故后跳闸断路器的准确定位是非故障区段自动恢复供电的关键。
2.3 断路器状态描述矩阵
我们可以用1维矩阵运算来判别断路器是否越级跳闸。矩阵编写原则为:若第i台断路器在合闸位置, 矩阵第i元素置为1, 反之为0。正常运行各断路器的状态可用矩阵A来描述, 正常运行时A:|11110111|。对于上例, 假设e点故障时断路器2跳开, 断路器3未跳开, 我们可用矩阵B来描述故障后的断路器状态, 如B:|10110111|。
2.4 事故跳闸断路器定位矩阵
用事故前断路器状态信息矩阵A减去事故后断路器状态信息矩阵B, 即可准确地识别事故跳闸断路器。对于上例可用事故跳闸断路器定位矩阵C来确定C=A-B=|01000000|。由于C矩阵中第2个元素值为1, 则说明故障时是由断路器2跳闸切断故障电流的。根据前边计算可知, 故障区段位于断路器3和4之间。故应自动恢复断路器2到合闸位置。对于利用计算机系统实现的馈线自动化功能, 从故障段查找、隔离、非故障段自动恢复, 一般仅需要十几秒钟。
3 供电线路分段及支线断路器的要求
线路"过流保护"保护范围内的故障, 应由线路分段断路器跳闸切断故障电流, 变电所出线断路器不动作;线路"速断保护"保护范围内的故障, 应由变电所出线断路器跳闸切断故障电流, 在进行一次重合闸, 线路分段断路器不应动作;支线故障情况下, 首先跳开支线断路器, 不让故障越级到主干线路;支线断路器定值在满足运行条件下应尽可能的小, 跳闸延时时间尽可能的短。
4 结束语
综上所述, 配电网的自动化发展是我国城乡电网改造过程中的一个必然趋势, 一直以来, 城乡配电网的改造都没有得到良好的重视, 这直接导致了城乡配电网自身的结构性极为薄弱, 并且供电能力无法完全满足日常使用和生产的需求。尤其是在我国开始针对城乡配电网进行大力改造之后, 配电网的建设目标得到了明确, 这对于我国的整体经济体系发展来说有着极其重要的作用。
摘要：配电网自动化技术是现代城乡建设过程中所涉及到的一项重要电网改造, 配电自动化技术之中, 不仅仅包含了配电管理系统, 还囊括了自动化馈线技术, 这两个方面的技术是确保配电是否能够自动化的关键所在。配电网自身的自动化发展趋势, 是社会经济体系以及科技技术影响之下的一个必然。本篇文章主要针对配电网自动化系统线路故障自动隔离功能进行了全面详细的探讨, 以期为我国的配电网自动化技术发展作出贡献。
关键词：馈线自动化,故障区段定位,自动隔离
参考文献
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高压隔离开关的故障处理 篇2
【摘 要】在国家大力发展坚强智能电网的背景下，提出做好高压隔离开关故障处理工作的重要性。首先分析了高压隔离开关的工作原理，然后在此基础上，详细分析了异常发热、拒分拒合、瓷瓶断裂、零件锈蚀等高压隔离开关的常见故障，并结合实际工作经验，分析了相应的高压隔离开关故障处理措施，最后就高压隔离开关故障检测技术的发展提出了总结和展望。
【关键词】高压；隔离开关；故障；发热；锈蚀
0.引言
2009年，国家电网公司提出建设“坚强智能电网”的战略规划，打造“运行可靠、网架坚强”的绿色、低碳、节能电网。高压隔离开关是电力系统中重要的电气设备，其现场运行条件相对恶劣，受到大气污染、制造工艺、运行维护等因素的影響，故障率相对较高。因此，有必要做好高压隔离开关的故障处理，提升对高压隔离开关的运行维护水平。
1.高压隔离开关工作原理分析
高压隔离开关是电网中最基础的开关电器之一，起到隔离电源、改变运行方式、通断负荷电流、进行倒闸操作等作用，它通过操作机构来驱动本地刀闸，完成相应的分闸和合闸，以形成明显的电路断开点，能够完成相应的接通和断开操作。高压隔离开关主要包括导电部分、操动机构、传动机构、绝缘部分、支持底座等部分。
根据安装地点的不同，可以分为屋内式（GN型）和屋外型（GW型），高压隔离开关没有专门的灭弧装置，因此不具有开断负荷电流和短路电流的功能，因此通常与高压断路器配合使用。
2.高压隔离开关的常见故障及其处理措施
高压隔离开关在电力系统中的使用频率非常高，同时运行环境相对恶劣，面对制造工艺、气候环境、运行维护等方面的影响，高压隔离开关在运行中容易出现锈蚀、过热、接触不良、密封不佳、机械故障等问题。下文将对其中较为常见的几种故障展开讨论。
2.1异常发热
虽然高压系统对隔离开关的触头质量和制造工艺都有较高的要求，但高压隔离开关的异常发热问题仍不可避免。尤其是户外型隔离开关，由于暴露在户外，很多部件大多裸露，受到雨水冲刷很容易引起零部件生锈，如果此时出现隔离开关触头接触不良、出线座锈蚀、各接线夹或螺栓连接部位松动等情况，由于长期通过电流可能导致异常发热。一旦发现隔离开关出现异常发热情况，必须立即向调度部门汇报，并根据实际情况进行处理，如果是双母线接线方式中某一条母线的隔离开关出现发热，可以将负荷全部倒闸到另一条母线，再进行故障处理，如果是单母线接线，应该立即进行负荷转移，再进行故障处理，尽快安排定位具体的故障原因。
例如，某变电站的GW5型高压隔离开关，在运行中开关接触点部位经常出现打火现象，经过停电检修，发现该系列的隔离开关触头为拉簧式，在运行中接触面由于缺少有效的维护，而出现氧化情况，当通过接触面的负荷电流过大时，就会出现打火现象，同时，每次打火时弹簧会出现退火，引起拉力降低，对隔离开关的运行造成极大影响。对此，变电站及时采取了有效措施，采用了螺丝固定等法缓解弹簧疲劳，并对该隔离开关保持严密监视。
2.2拒分拒合
高压隔离开关的二次回路中连接的部件众多，包括中断器、熔接器、接触器、辅助开关、热继电器等，还有很多机械元件，包括触头、触指、弹簧等，这些部件在长期的使用中，都存在损坏或锈蚀的可能。高压隔离开关拒分拒合的表现形式主要有：
①高压隔离开关在合闸时不能制动，闸门的触头顶住触指。②触头与触指仅能够单边接触，或传动部件损坏，导致不能够完全分合闸。③高压隔离开关的电气系统出现故障，如元件损坏、保险丝熔断等。
导致高压隔离开关出现故障的原因是多方面的，包括机构因素、电气因素等。其中，机构因素包括隔离开关内部的连杆、拐臂等元件锈蚀，或是因长期的撞击与摩擦，导致触头支架的强度不足，引起分合闸不到位。此时，应该针对相应的锈蚀部位进行润滑，并更换不合格元件；电气因素是指电动机故障、控制电源故障、保险丝断裂等电气故障，引发隔离开关分不能分合闸。由于系统内部各元器件结构复杂，因此应该做好日常的检修和维护。
2.3瓷瓶断裂
在高压隔离开关的实际故障中，瓷瓶断裂是危害性较大的一种故障，因瓷瓶断裂可能导致短路，引发系统停电事故，严重时还可能损坏电气设备和工作人员。在高压隔离开关实际运行过程中，由于隔离开关的瓷瓶和法兰是用水泥胶装剂胶装的，受到外界温度变化影响时，水泥胶装剂会产生膨胀应力，由于隔离开关的法兰、胶装剂、瓷瓶的膨胀系数和收缩系数各不相同，因此一旦温度变化波动较大或操作频繁时，可能引起瓷瓶破裂。
根据现场经验实际分析，很多高压隔离开关的瓷瓶破裂与胶装质量不合格有关，在高压隔离开关瓷瓶破裂事后的事故分析中，发现很多瓷瓶胶装时，或没有使用缓冲垫、或有断裂的木楔残留在内、或仅对法兰口进行简单胶装而内部未进行必要的胶装，这种情况下，会引起瓷瓶内部出现夹渣或夹层，随着外界环境的变化引起裂纹，并逐步扩大最终引起事故。
针对上述问题，应该从两个方面加强管理。首先，严格对瓷瓶胶装质量的管理，胶装不合格的瓷瓶应不予采用，对瓷柱涂抹专用的防护胶，提升其对温度的适应能力，延长使用寿命。在运行中，还可以采用补强柱的方式来提升瓷瓶的强度，目前主要有50%和100%两种强度的增强瓷柱，对于温度变化剧烈或运行条件恶劣的高压隔离开关，可以酌情采用。此外，做好瓷瓶的无损检测，目前常用的检测方式有超声波检测和TEV暂态电压检测等方法，能够及时发现微小的瓷瓶裂缝，起到防患于未然的作用。
2.4零件锈蚀
受到周围环境的影响，高压隔离开关零件锈蚀不可避免。运行年数越长，开关设备趋于老化，加上雨雪冲刷、潮湿气候的影响，隔离开关的零件出现生锈卡涩。同时，高压隔离开关运行环境中灰尘较大，污垢堵塞和氧化作用也会引起零件锈蚀，导致隔离开关故障。
针对零件锈蚀故障，首先应该做好隔离开关的运行维护，定期对高压隔离开关进行除尘除垢工作，对隔离开关的传动部件涂抹润滑油，某些容易锈蚀的元件涂抹防锈漆或二硫化钼，定期更换腐蚀严重的零部件，母线因故停电检修时，可以顺便进行隔离开关的检修和维护工作。其次，做好隔离开关的材料选型，选用导电性能较好的触头，刀闸固定螺栓使用不锈钢材料，金属件都应该使用热镀锌工艺，尤其是某些湿度高、空气盐度高的特殊地区，应该适当缩短隔离开关的检修周期。
3.结语
随着我国坚强智能电网的建设过程不断深入，对电网可靠性的要求日益增强，国家电网公司投入大量资金进入电力一次设备的技术研发和制造，在此背景下，高压隔离开关作为电力系统内部最重要的高压电器设备，有必要积极做好故障分析和处理，加大巡视和检查力度，积极研发新的隔离开关故障检测与处理技术，以保障我国电网的安全稳定运行。 [科]
【参考文献】
[1]阮镜坤，梁剑坚，蓝文勇.浅析高压隔离开关的缺陷及解决措施[J].建材发展导向，2010，10（11）：88-90.
[2]张志军.浅析高压隔离开关常见之问题[J].金田，2011，6（9）：13-15.
故障自动隔离 篇3
关键词：配电网故障,自动隔离,实际应用
0 引言
配电网的故障种类有很多, 其中最常见的是短路路障和接地故障[1]。当出现强烈的外界干扰, 如遇到雷雨、暴雪、强风的天气时, 将更易发生上述情况。而我国查找配电网故障的方式常常是人工查询, 在寻找配电网故障发生点的时候更易受到地形、恶劣天气等阻碍, 严重地降低了配电网故障恢复的效率。当故障的发生点较为偏僻或较为隐蔽的时候, 更会增加配电网故障恢复的速度, 使电网的有效供电受到限制, 降低了配电网供电的连续性和可靠性。而配电网的故障隔离系统却能及时地解决配电网故障的恢复问题, 使配电网中的故障易于查找, 在缩短路障点查找时间的同时, 为配电网用户更有效地提供电力服务。
1 配电网故障自动定位系统
在配电网故障发生的实际情况中, 要进行准确的故障检测, 就必须应用FTU及故障指示器这两种方法[2]。但故障指示器并不能精确地定位故障发生的位置, 只能模糊的分段定位, 因此, 在实际应用中将会增大巡视员的查找难度, 不利于快速的故障恢复。而FTU却能实现故障的自动查找, 缩短故障恢复的时间, 但因其成本过大, 还未在国内普及[3]。本文重点阐述的自动隔离系统在GPRS和故障指示器的基础上添加了信息处理单、数据处理和转发系统, 解决了配电网故障自动定位系统的瓶颈, 得以实现配电网故障的快速恢复。
2 配电网故障隔离系统
2.1 配电网故障隔离系统的原理
为了快速地反应用户用电的故障情况, 配电网故障隔离系统设置了智能的分界负荷开关, 开关中主要的两部分为:开关的本体和测控单元, 二者由线缆连接, 以便可以及时提供用户的电流信号, 且具有判断电压大小、故障记忆、通信等动能。当故障发生且无外接电源时, 配电网故障隔离系统中的内置电压互感器 (SPS) 将有效地解决这一问题, 无需外接电源的同时便可以启动线路故障保护, 减少外界对其产生的干扰。若开关界的电流发生了严重的相间短路故障, 配电网也可以迅速进行负荷本体的分闸, 甩掉故障发生点所在的支线, 使故障点得以隔离, 避免其他用户的用电受到影响。
开关界内若出现单相接地故障时, 只要故障点的零序电流接近配电网全网的零序电流时, 就会出现故障的自动隔离和开关的分闸。单相接地故障将会被判定为永久性的故障, 以便配电网的故障排查专员可以尽快地找到故障点, 使用户快速地恢复用电。图1为分解负荷开关的结构示意图。
2.2 配电网故障隔离系统的实际应用
配电网故障隔离系统能解决配电网自动定位系统出现的无法准确定位故障点及无法进行故障隔离等问题, 在实际应用中, 其具有以下3个系统功能。
2.2.1 相间短路的故障隔离
当发生相间短路故障的时候, 配电网故障隔离系统中所具有的分界开关, 将会在第一时间进行分闸, 以实现跳闸的保护。同时保障了其他分支用户可以不受相间短路的影响, 快速地实现配电网的电力恢复。而故障线路则会被自动隔离, 便于故障发生点的查找, 提高了故障排查的效率, 将相间短路的故障转化成了瞬时的故障, 保证了配电网的可靠性和安全性。具体的故障处理方法如表1所示。
2.2.2 单相接地故障的切除
单相接地故障时常发生, 为了不影响其他分支用户的用电, 让其感觉不到故障的发生, 就必须运用配电网隔离系统中的单相接地故障切除这一功能。当故障发生时, 其分解开关能自动而快速地进行分闸, 以确保分支配电网用户可以正常用电, 并同时提高了故障排查的速率。
具体的故障处理方法如表2所示。
2.2.3 准确、快速地定位故障点
配电网故障隔离系统之所以可以提高故障修复的效率, 离不开快速定位故障点这一特点。当配电网故障发生时, 存在故障的用户将主动传送故障的具体信息, 这样供电部门就可以在接到传送的信息后, 派专员快速到现场进行详细的检查。与此同时, 配电网故障隔离系统也能进行故障的开关保护, 保障了用户的安全。
2.2.4 配电网隔离系统的应用效果
近年来, 配电网隔离系统逐渐被广泛地使用, 如广东、海南、福建等天气较为恶劣、台风和雷雨多发的城市都在10 k V的配电网中进行了广泛的安装。配电网自动隔离系统具有独立运行、维修技术要求低、经济实用、造价低的特点, 虽然不能如配电网故障定位系统一样做到全网覆盖的故障定位, 但能在第一时间让故障排查寻找到真正的故障点, 保证了配电网故障恢复的高效性。在部分较偏远的农村, 也实现了10 k V配电网故障隔离系统的安装, 不仅带动了农村电力的发展, 也使配电网故障可以快速的恢复, 为农村用户提供更好的电力输送。
3 结语
配电网系统要更好地为人类提供电力的服务, 仅仅拥有缜密的系统是不够的, 配电网故障的排查和修复尤为重要。本文集中阐述了配电自动隔离系统的原理、实际应用及与配电网自动定位系统的联系和差异, 多角度地分析了配电网自动隔离系统在应用过程中的优缺点。
配电网自动隔离系统是当今广泛应用的配电故障修复系统, 具有相间短路的故障隔离、单相接地故障的切除、准确定位故障点三个应用功能。这三个功能是支撑配电网自动隔离系统的主要原理, 也是配电网自动隔离系统可以进行简单操作的保障, 故在实际操作中若运用此系统进行故障的处理, 将明显地缩短故障的查找时间和故障的影响面积。在某种程度上也加快了工作人员进行电网检查的时间, 减轻了故障排查人员的工作强度, 有助于尽快地恢复用电。
配电网自动隔离系统的广泛安装是配电网系统得以安全、可靠供电的必然趋势, 而其存在的缺点也会在未来配电网自动隔离系统的建设中逐步完善, 也只有真正地将配电网自动隔离系统进行应用推广, 才能为人类提供更好的电力服务。
参考文献
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[2]张颖, 卫志农, 常宝立.按分支节点完全等效解耦的配电网故障定位法[J].江苏电机工程, 2005, 24 (4) .
故障自动隔离 篇4
摘要:近年来,高压交流隔离开关在运行中出现了一些故障,随着电力系统受到的损失不断加大,使得人们对隔离开关的故障问题开始关注。文章介绍了高压交流隔离开关性能的基本要求,举出了系统中隔离开关比较频繁发生的故障与事故,提出了一些相应解决办法,同时希望通过加强运行巡视和检修维护质量的提高,提高高压交流隔离开关的运行质量,减少故障,提高系统的稳定性和安全性。
关键词:高压交流隔离开关;锈蚀;卡涩;发热异常;瓷瓶断裂
中图分类号:TM564.1 文献标识码:A文章编号:1006-8937(2009)20-0109-02
隔离开关在电力系统中起着隔离电源、改变系统运行方式、分合小负荷电流、进行倒闸操作等重要作用。由于其操作原理和结构较简单,通常没有严格的大修周期规定,按惯例一般随主设备大修而进行。但随着近几年断路器的无油化改造、无人值班变电站改造及变电设备由定期检修制向状态检修制的逐步过渡,主设备的大修周期在逐渐延长,因而运行中的户外式隔离开关出现的问题大幅上升,直接影响系统的供电可靠性和安全性。文章就交流隔离开关一些故障问题进行了分析,并结合问题提出解决办法。
1高压交流隔离开关的技术要求
在电网中,高压交流隔离开关用来合、分无负荷的电路及电气设备,其功能主要包括实现输送电力和安全隔离的作用,即在合闸状态能可靠地通过正常工作电流和规定短时间内的异常(故障)电流,而在分闸状态时触头间有符合规定要求的绝缘距离和明显的断开点,使负荷侧电力设备与电源安全隔离。对隔离开关的功能要求相对较少,所以其结构相对比较简单,没有灭弧装置,不能用来接通和断开负荷电流。高压交流隔离开关是户外式结构,绝大多数处在比较恶劣的户外条件下运行,直接暴露在大气环境中工作,容易受到环境和气候条件的影响,产品设计和制造应充分考虑这个因素,以保证在雨、风、冰、雪、灰尘、严寒和酷热等条件下均能可靠地工作。
2隔离开关常见的故障
隔离开关运行中常见的故障类型有以下几种:瓷瓶断裂故障、机构问题、导电回路发热。在系统运行中,隔离开关有比较多的缺陷和故障,涉及到多方面的问题。可以归纳为机构问题,包括操作卡涩以及合分闸不到位、锈蚀、进水受潮、润滑干涩、机构卡涩、辅助开关失灵等,这些缺陷不同程度上导致开关合分闸不正常,拒动和合分闸不到位;其次是导电系统接触不良使得导电回路发热异常,其原因是开关触头弹簧失效使接触不良或者是合闸不到位,还有导电回路松动、开裂等,还有的是导电回路结构不良的问题;对安全运行威胁最大的是瓷瓶断裂故障,影响最为严重。
2.1瓷瓶断裂故障
发生这种故障的隔离开关尤以220kV等级为多,有的发展成重大事故,所以影响极大,支柱绝缘子和旋转瓷瓶断裂问题历年来都有发生,有的是运行多年的老产品,也有是刚投运才一年多的新产品。
绝缘子断裂与电瓷厂产品质量有关,也与隔离开关整体质量有关,绝缘子浇制不均等问题,此外还有水泥胶装的问题。另外质检手段不严也给运行留下隐患,有缺陷和有隐患的绝缘子没有被检测出来,被组装成产品后,对安全运行构成极大的威胁。
除了支持绝缘子外,旋转绝缘子断裂故障也时有发生,旋转绝缘子操作时主要受扭力作用,瓷瓶断裂事故至今仍不能有效的予以防止。
对瓷绝缘子断裂问题,必须要综合进行治理,首先从源头上抓起,绝缘子制造厂要严格工艺,稳定生产过程,每个绝缘子都应经过认真检验,保证合格品才能出厂,隔离开关制造厂要把好外购件关,加强检验,提高隔离开关整体质量。对同型号隔离开关在手动操作时比较其操作力矩,如出现操作困难,切忌强行进行操作。更好的方法是要开展隔离开关支柱瓷瓶缺陷检测新技术的试点和推广,进一步研究开发瓷瓶缺陷在线监测工作。建议在小修或大修检查时,应适当增加空载机械操作次数,以提高瓷瓶缺陷在停电操作中暴露的概率,有的检修时只操2～3次,实在太少了。
2.2机构问题
机构问题表现为拒动或分合闸不到位,往往在倒闸操作时发生。很多情况下故障不会扩大,现场可以进行临时检修和处理,当然会耽误停送电时间。发生问题的以老旧的GW4、GW7型开关居多,还有GW6隔离开关曾发生合闸后自动分闸故障(主要是平衡弹簧材质和工艺不良,甚至在运行中平衡弹簧锈断);GW10、GW11产品曾发生闸刀三相拐臂的角度调整不对,机构输出轴法兰角度调整不到位,扇型齿轮爆齿,导致万向节法兰与机构法兰连接螺丝被切断、机构的限位开关铸铁件被打断、分合闸不到位等故障。
隔离开关在出厂时或安装后刚投产时,合分闸操作还比较正常。但过不了多久,有的在一、二年后,就会出现各种各样问题。有的因机构进水,操作时转不动,有的会发生操作时连杆扭弯,甚至转动瓷瓶与滑线轴间已拧成麻花,还有的在连杆焊接处断裂而操作不动。总之,由于机构卡涩问题会引起各种故障。
操作失灵首先是机械传动问题,早期使用的机构箱容易进水、凝露和受潮,转动轴承防水性能差,又无法添加润滑油,长期不操作,机构卡涩,轴承锈死,强行操作往往导致部件损坏变形。另外,产品的传动结构设计不合理,操作阻力大也是重要原因。有些产品导电杆合闸限位与电动机配合不当,操作中造成涡轮开裂。有的GW4型隔离开关的闸刀机构传动主轴与垂直传动轴连结,采用半圆柱吻合结构,在电动操作时由于半圆柱变形发生相对位移,使合分闸不到位。还有由于接地刀锈蚀,使轴销断裂而无法操作。此外还有辅助开关问题,包括切换不到位或接点接触不良,导致电动操作失灵,这类问题,在设计制造阶段要进行认真的分析和试验研究,并且负责地做好每一台开关的出厂试验,决不能把缺陷遗留到运行现场。
隔离开关机构箱进水以及轴承部位进水现象很普遍。金属零部件的锈蚀问题也十分严重,包括外壳、连杆、轴销、弹簧等。曾发现有的GW6开关的中间机构箱上的防雨罩竟会锈蚀到不能碰的情况。操作机构箱外壳也会严重锈蚀。加之润滑措施不当,导致机械传动失灵,导电接触系统造成接触不良。改进措施如机构箱改用不锈钢材料,对触头系统采用干润滑工艺,对转动部位做到全密封防水,以实现终生免维护。
2.3导电回路发热
2.3.1隔离开关发热原因及特点
①运行年数长,设备趋于老化,静触指压紧弹簧特性变坏,也可能是静触指单边接触, 触头夹紧弹簧松弛变形,夹力不够导致部分触指与动触头不接触,使触指与动触头接触面减少,动静触头存在污垢,还有是长期运行后材料易氧化锈蚀接触电阻过大增加,触指上有明显的烧伤坑点而造成。②合闸不到位或剪刀式钳夹结构夹紧不良。合闸角度存在偏差,致使接触面不够,连接螺栓紧固不够或过度致使螺栓断裂。③迎峰度夏负荷较大时发热频繁。④常年处于稳定大负荷状态。
2.3.2隔离开关发热的处理
①进行温度监测,根据发热温度及发展速度决定是否需要向调度申请改变运行方式或减少负荷。②改变运行的方式。③检修:隔离开关检修一般更换静触头弹簧夹和烧伤触指,清除动静触头氧化层,清洗动静触头,涂导电胶,紧固螺栓,彻底的办法是更换静触头。采用动触头两步运动的转动式或插入式触头结构将使产品质量有所提高,用户加强维护和坚持红外监测是减少和发现导电回路发热故障的有效手段。运行部门还应继续总结经验,希望通过制造厂和用户的共同努力,使国产高压隔离开关的产品质量和运行水平得到提高。
3 隔离开关的运行巡视及维护
巡视工作是发现设备缺陷的有效手段,运行人员巡视中多次发现接点处有微微蒸汽,然后测温发现过热点,在特殊天气组织人员巡视,检查接点有无冒汽,雪水融化,设备上有无悬挂物等。应每月对端子箱、端子排清扫,清除浮灰,堵洞,用丙酮擦除机构部分油垢,检查三相动力电源及激励电源是否正常,处理操作失灵等缺陷。每次设备停电,都安排检修人员对隔离开关支撑瓷瓶及相关的独立支撑瓷瓶进行防污清洗,采用灰垢型清洗剂涂在瓷瓶上,数分钟后即可擦干净,然后用清水湿布擦几遍即可。对加热器进行改造,对端子箱、操作箱加装密封圈。在维护中发现端子松动,保险熔断,小开关接触不好,接地刀闸辅助接点转换不良等故障,都应及时给予了处理。每年冬季来临之前,对GW7-220型隔离开关支柱瓷瓶下部铸铁钻孔进行疏通,保证出水正常,防止结冰冻裂设备。
4隔离开关运行维护、检修方面建议
①年度开关单元检修时,加强对220kV母线隔离开关检修,应列入计划和规定。②隔离开关触头弹簧部件更换或整个静触头的更换应该视老化程度缩短周期。③动静触头接触面的电阻是发热的主要原因,检修后隔离开关导电回路电阻测量也是检验检修质量的手段,合格与否作为检修设备投运的条件。④接点在线温度监测是发现接点发热的主要手段,设备接点发热比较隐蔽,巡视发现较为困难,在线测温应进一步加强;重点测温是对普测发现温升超过一定值的部位定期进行测温;疑点测温就是负荷较大时对大负荷点及可能发热的部位进行在线测温。⑤建立接点过热的有关规定。⑥隔离开关接触器很多无防护罩,运行中容易发生误碰,应考虑补装完善。运行维护中要注意端子的紧固。箱门的密封圈易老化,要经常更换,良好的密封可减少维护工作量。
5结 语
通过对部分隔离开关故障引起的事故的了解,对造成设备损坏甚至大面积停电的现象,我们必须对此加以足够的重视。应加强工艺质量管理,根据设备自身结构进行灵活处理;对于日常巡视,应及时掌握设备运行状况,发现故障尽快查明原因并排除隐患,保障电网安全可靠运行。随着科学技术的不断进步,隔离开关的不断完善,性能不断提高,建议各单位以安全为基础,对设备进行完善化和更换,保证系统的稳定性和安全性。
参考文献:
故障自动隔离 篇5
关键词：PLC,SOG,前置机,故障隔离
1 研究课题的来源、背景、研究的意义、价值
PLC通信是利用10 k V电力线的一种载波通信方式。目前, PLC技术发展已经有几十年的历史, 在电力系统各个电压等级都得到了不同的应用, 其数据传输的通讯数率也在不断提升。特别是在10 k V配电网传输技术方面, 其传输速率超过10 Mbps, 作为一个新技术, 其在10 k V电力线通信应用引起电力系统的高度重视。10 k V电网PLC故障自动隔离系统就是通过PLC通讯模块和SOG智能监测终端来判断10 k V电力线路故障区间, 这种判断准确性非常高, 无需大量布设通信光缆, 大大节省时间和金钱, 具有很好的推广价值。该系统在通信规约中规定了物理连接、通讯链路及应用技术规范, 该规范主要参考了部颁DL/T 645-1997多功能电能表通信规约、浙江省电力公司企业标准Q/GDW-11-143-2008电能信息采集与管理系统通信协议, 根据具体需求做了相应的扩展, 可兼容性非常高。
国内外研究概况目前国外发达国家, 特别在日本已普遍使用柱上SOG智能开关快速隔离故障区域及故障区域定位。国内在沿海发达地区已部分采用SOG智能开关做试点运行, 由于SOG智能开关的特点, 基本上都是采用单点运行, 主要是针对用户侧事故进行隔离, 无法进行多台串行运用。
2 SOG智能开关功能情况
(1) 发生接地事故时, SOG智能开关能够通过分析零序电压与电流的相位角, 自动区别故障发生在电源侧还是负荷侧。如果是在负荷侧, 则开关将在设定时间内自动分闸。
(2) 当SOG智能开关负荷侧发生短路事故时, 能够记忆故障电流, 先由变电站断路器跳闸线路失电后, 开关自动分闸, 断路器再重合闸成功。
基于以上SOG智能开关具有判别事故发生在开关前后方位的功能, 加上PLC通信功能后, 通过各开关的事故信息共享, 能快速准确地判断出事故区间。事故区间前后邻近的开关分闸动作, 隔离事故区间, 使得变电站断路器重合闸成功。
PLC通信技术在日本等国外广泛地应用在继电保护通讯上, 技术比较成熟。并且PLC智能系统在判定故障区间时, 是在上级变电站分闸后重合闸之前的失电期间, 通信时间短暂, 通信有效范围小, 保证了系统有效可靠地通信。
3 系统概述
该系统是应用于12 k V配电线路, 利用PLC通信方式实现将事故区间隔离的一种馈线故障隔离系统。该系统与通常故障检出隔离方案完全不同。以往系统采用开关跳闸延时合闸的时序方式或后台集中控制方式不同, PLC系统无需通过后台系统来控制整个监控单元和通信终端设备, 并且能快速查找故障点, 缩短停电时间, 减少停电范围。同时具有降低总体系统设备投资成本, 安装简单方便等优点。
PLC故障隔离系统的创新技术、功能及前置机通信。PLC故障自动隔离系统在判断线路故障过程中只通过电力线进行载波通信, 其后台控制单元模块就会智能判别故障区间, 并通过PLC通信模块进行信号传输, PLC智能开关设备可以多级串接, 实现10k V电网线路多分段判别故障能力, 这种故障隔离系统主要特点是隔离故障时间短, 进而使得电网停电区域小。
4 功能介绍
PLC事故隔离系统以上一级变电站分闸 (或配电线路中重合器预置了分闸) , 10 k V配网主线及分支线路停电状态作为启动条件。10 k V配网线路中各PLC智能开关单元自带的控制装置在线路停电时通过载波通信, 对各个控制单元所采集的信号进行交换、共享, 根据各通信单元间的信息交互来判断故障区间, 邻近事故区间的两侧开关发出分闸指令来隔离故障。
5 PLC通信
首先要设置前置机通讯模块端口、前置机支持通信方式参数设置:包括GPRS连接时登录用户名、登录密码、心跳间隔、SOCKET协议, 抄读SOG控制器的轮间隔、项间隔, 通信机连接GPRS网络的信号强度、连接状态。
基本信息包括:状态、通信地址, 可进行操作:删除、导入、新增、修改、下发、召测。
档案信息包括:供电公司信息、供电分局信息、线路信息、SOG开关信息等, 可进行操作:删除、导入、新增、修改。
供电公司信息包括:公司名称、公司地址、公司电话、邮政编码。
供电分局信息包括:分局名称、分局地址、联系人、联系电话。
线路信息包括:地区区域、变电站名称、供电线路名称、电压等级。
SOG开关信息包括:开关名称、开关型号、安装地址、对应设备、出厂编号、安装日期、使用状态、SIM卡号。
6 PLC通信终端
(1) 密码功能:纯短信的SOG通信机, 可通过密码设置进行密码维护, 普通权限设置, 需输入原密码、新密码, 超级设置, 仅需输入新密码。
(2) 受警机号码。
开放操作, 即通过密码通讯, 开放设置受警机号码功能和取消受警机号码功能。
密码开放后, 可设置、取消受警机号码一、二、三;查询不需密码开放。
可根据起始时间、结束时间、告警类别、变电站名称、供电线路名称、安装地址进行异常信息查询。
其次进行通讯监视:显示发送、接收帧情况, 包括时间、源地址、目的地址、命令、说明、详细内容。
最后进行客户端连接, 显示客户端连接状态, 包括IP地址、上次连接时间、编号、客户端类型、厂商名称、登录状态、上次登录时间。
7 结语
该系统可采用PLC智能配电系统, 在配网主线及支线上配置PLC智能负荷开关对于减少事故时的影响范围、提高供电可靠性, 缩短故障恢复时间很非常有利的。
PLC负荷开关在线路发生故障时, 能在一次重合闸之前, 判断故障区间, 并且在故障区间前后PLC能自动分闸, 确保上一级变电站重合闸成功。通常重合闸要求在5 s以上, 也就是在最短5秒钟之间内, 将故障区间隔离。这与电压型时序开关系统相比较, 故障隔离和系统恢复时间大大下降, 开关数量越多, 效果越明显。其通讯模块会将故障类型以短信形式立刻发送给接收者。这有两个好处:第一, 缩短故障反映时间, 与传统的调度通知相比, 接收者在故障发生导致SOG开关动作后立刻就可以得到信息;第二, 有利于帮助判断和定位故障点, 减少排查范围和时间。最后的系统是实际可用的, 该系统最大的优点就是可以缩短10KV电网线路故障恢复与查找时间, 提高供电可靠率。
参考文献
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故障自动隔离 篇6
目前, 我国配电自动化系统存在户外终端工作环境恶劣和站端设备频繁操作的应用难点, 因此, 必须采用独特的高可靠性设备, 如FDR (Fault Detecting Relay) , 设计合理的自动化控制系统, 实现日常配电网的动态管理, 从而达到合理分配电网负荷、有效利用能源和故障快速自动诊断与隔离的目的[1]。
许继电气有限公司引进的供电可靠性最高的TOSCAN―D3000C配电自动化系统, 完成了很多大型配电自动化系统工程 (如管理济宁城区整个配电网工程) 。该系统中的FDR4011―GSM配电自动化故障检测装置成功解决了配电自动化系统的典型功能故障问题。通过对管理济宁城区整个配电网工程的实地调研, 笔者总结了FDR4011―GSM配电自动化故障检测装置对放射状线路和环网状线路不同相间短路故障的处理经验, 以供参考。
1 FDR简介
FDR可完成线路故障的就地隔离, 并预留有远方通信接口[2], 适合用于非远方监控的配电网自动化系统中, 其外形如图1所示。
1.1 FDR参数
X时限:电源侧加压至开关合闸的时延, 设定X时限的目的是使每台开关在不同时刻合闸。
X时限闭锁:电源侧/负荷侧X时限内发生1 s以上的停电时, FDR生成X时限闭锁, 该开关分闸并被闭锁在分闸状, 下一次再得电时不再自动重合。
XL时限: 电源侧/负荷侧由两侧电源转为只有一侧电压时, 则开始电源侧/负荷侧XL时限计数。
Y时限:故障检测时间。
Y时限闭锁:开关合上后, 进入Y时限计数 (开关投入后的正常确认计数) 。如果在Y时限 (>1 s) 内停电 (电源侧/负荷侧重新失压) , 则进入Y时限闭锁, 并且该开关分闸被闭锁在分闸状态, 下一次再得电时不再自动重合。
1.2 FDR主要功能
FDR检查窗如图2所示。
FDR主要功能:
(1) 分段功能 (S功能) :
借助X时限闭锁、Y时限闭锁、残压闭锁、双电源闭锁完成分段开关故障处理任务。
(2) 联络功能 (L功能) :
借助XL时限闭锁、Y时限闭锁、瞬压闭锁、双电源闭锁完成联络开关故障处理任务。
(3) 手动操作功能:
实现合分控制自动切换任务。
(4) 设定功能:
X时限设定钮可分别将X时限设定为X1～X6;时间设定开关可分别将开关设定为长时限 (Long) 或短时限 (Short) ;模式设定开关可分别将开关设定为分段功能或联络功能;指示灯可分别指示装置的工作状态。
(5) GSM通信功能:
通过短信对控制器实现“四遥” (遥信、遥测、遥控、遥调) 功能。
1.3 FDR的实际应用
FDR的实际应用如图3所示。FDR与柱上真空自动配电开关 (VSP) 、开关电源变压器 (SPS, 有干式变压器和油式变压器2种) 一起构成配电执行单元 (开关点) 。FDR与一体型远方终端 (FTU) 配套使用, 具有故障搜查控制和远方通信功能, 其底板及各部件结构如图4所示。
1.4 配电执行单元
根据电网架设的构成与走向, 在配电自动化系统的馈线层设置有若干个配电执行单元, 这些配电执行单元与可实现过流速断及2次重合闸的变电站出线开关一起构成电压型馈线自动化系统。配电执行单元可分为分段型配电执行单元、分支型配电执行单元、联络型配电执行单元。如图5所示, 其中B、D、F为分段型配电执行单元, C、E、J、K为分支型配电执行单元, G为联络型配电执行单元, A、H为变电站出线开关。
2 FDR对放射状线路相间短路故障的处理
FDR的分段功能:无闭锁状态下上电, 开始X时限计数 (开关投入前的正常确认计数) , 计数完毕后, 开关合上;开关投入后, FDR为确认事故进行Y时限计数, 若在Y时限内停电, 则进入Y时限闭锁, 若Y时限结束后电源侧电压正常, 开关未分闸, 则确认该开关正常[3]。
下面结合放射状线路分析FDR对相间短路故障的处理, 图6为放射状线路相间短路故障的处理过程示意图。
如图6 (a) 所示, 正常状态下, A、B、C、D、E作为开关使用, 且都处于合闸状态, 同时A还是重合控制器。当c段发生相间短路故障时, A检测到故障分闸, B、C、D、E失压分闸[4], 如图6 (b) 所示。5 s后, 一次重合闸合上A, 使a段线路带电, 如图6 (c) 所示。B电源侧检测到来电, 经X时限 (7 s) 后合闸, 使b段带电, 如图6 (d) 所示。7 s后C合闸, 使c段带电, 如图6 (e) 所示。当c段短路故障为瞬时故障时, 各段将通过X时限依次恢复供电;当故障为永久性故障时, 将重新导致A保护动作, 所有开关再次失压分闸, C的FDR进入Y时限闭锁, 即C被锁定, 故障段被隔离, 如图6 (f) 所示。5 s后, 二次重合闸重新合上A, 之后B、D、E开关依次合闸, 恢复非故障段的供电, 如图6 (g) 所示。
3 FDR对环网状线路相间短路故障的处理
在环网配电系统中, 特别是大量使用环网负荷开关的系统中, 如果下一级配电网系统中发生了短路故障或接地故障, 上一级的供电系统必须在规定的时间内进行分断, 以防止发生重大事故[5]。通过使用FDR可以处理环网状线路的相间短路故障。
FDR的联络功能:当联络开关处于分闸状态, 且电源侧/负荷侧两侧均有正常电压达5 s以上时, 可允许联络功能的联络带供。当电源侧/负荷侧由两侧电源转为只有一侧电压时, 联络开关开始XL时限计数。在XL时限计数中, 若联络开关产生事故点的瞬时加压 (额定电压的30%、>150 ms、<5 s) , 则进入瞬时加压闭锁。XL时限计数完毕后, 联络开关合上, 并进入Y时限计数。Y时限结束则联络带供完毕, 在Y时限内重新失压则联络开关进入Y时限闭锁。
下面结合环网状线路分析FDR对相间短路故障的处理, 图7为环网状线路相间短路故障的处理过程示意图。
如图7 (a) 所示, 正常状态下, 开关B、C、D处于分段模式, 为合闸状态;E处于联络模式, 为分闸状态。当c段发生故障时, A检测到故障分闸, B、C、D失压分闸, 如图7 (b) 所示。E的FDR检测到一侧掉电后开始XL时限计数。5 s后, 一次重合闸合上A, 如图7 (c) 所示。B、C依次经X延时后合闸, 如图7 (d) 、 (e) 所示。由于C合闸导致第二次跳闸, C的 FDR进入Y时限闭锁, 如图7 (f) 所示。5 s后, 二次重合闸重新合上A, 电源由源边送至正常区间, 如图7 (g) 所示。E在XL时限后 (>45 s) 合闸, 实现d段负荷转供, 由馈线的另一端给d段供电, 如图7 (h) 所示。
4 结语
分析结果表明, 运用FDR实现了相间短路故障的快速自动诊断与隔离, 具有较好的可操作性、实时性和稳定性。维修人员可以根据操作要点迅速找到发生故障的区段, 并将其隔离, 从而及时恢复了无故障区段的供电, 减少了停电时间和停电范围, 节约了大量的工作时间。
参考文献
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故障自动隔离 篇7
我国6~35 k V配电网多数采用中性点不接地或中性点经消弧线圈接地方式,又称为小电流接地系统。目前规程要求小电流接地系统发生单相接地故障后允许在故障情况下继续运行1~2 h,但是在实际运行过程中,由于非故障相电压升高,极有可能造成故障扩大。如果中性点不接地或者消弧线圈的脱谐度过大,电弧接地故障将引起更高的过电压,严重威胁电网安全[1]。文献[2]充分论证了快速切除故障的必要性,并提出利用重合闸技术消除瞬时接地故障及限制过电压,但是不足之处在于对于永久性接地故障,一次重合闸失败将导致整条线路停电。
现在很多电网采用电压-时间型线路重合器[3]解决线路短路故障隔离及非故障区段恢复供电,其优点是不需要通信设备、结构简单,而且故障隔离准确,减小了故障定位难度。但是目前线路重合器只能解决短路故障,而无法对更为常见的接地故障进行隔离。
本文提出了利用选线装置与电压-时间型线路重合器相配合,实现单相接地故障自动隔离与非故障区段自动恢复供电的新技术,通过第一次重合闸确定故障区段,通过第二次重合闸隔离故障区段。该技术能够快速选出故障线路并隔离故障区段,有利于故障快速消除,提高系统运行的安全性,同时为快速准确的故障定位创造条件。依据本文提出的技术研制成的成套系统已投入现场运行,现场的实际运行充分验证了技术的正确性与可行性。
1 系统运行原理
1.1 单相接地故障的隔离与恢复供电原理
电压-时间型线路重合器的工作原理是基于电压延时方式[4],无需通信设备,下面举例说明一条线路不同位置发生单相接地故障后选线装置和重合器配合工作原理。
对于分段点位置的开关,在正常工作时开关为常闭状态。当线路发生单相接地故障后,选线装置动作引起断路器跳闸,线路因故障失压时,所有的开关都打开。在第一次重合后,根据控制器设计的延时设置,线路分段一级一级的投入,直至投到故障段后线路再次跳闸,故障区段两侧的开关因感受到故障电压而闭锁。当站内断路器再次合闸后,正常区间恢复供电、故障区间通过闭锁而隔离。装置要求重合到故障线路后必须在电压型终端的Y时限(5 s或10 s,可设)以内跳闸,根据电压型设备的工作原理,如超过该时限将不认为是故障,不能正确隔离。
对于联络点位置的开关,在正常时感受到两侧有电压时为常开状态,当一侧电源失压时,该联络开关开始延时进行故障确认,延时时间整定值为故障侧线路完成对故障确定并闭锁的时间。在延时时间完成后,联络开关投入,后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电[5]。
本套电压型馈线自动化设备与站内出线断路器实现二次重合闸配合使用,第一次重合闸,判定故障区间并闭锁故障线路前后开关,第二次重合闸恢复故障前端正常线路的供电。
下面是一条环网线路的基本结构,CB1、CB2分别为线路站1和站2的出线断路器,线路上分别安装了分段开关PVS“B”“C”“D”“E”“F”“G”,其中除环网点开关“E”为常开开关外,其余在正常工作时为常闭。这些开关的控制器具有延时设置键,根据线路的状况,分别将“B”“C”“D”“F”“G”的控制器延时设为7 s、7 s、7 s、7 s、7 s,表示当各级开关在感受到一端来电时,通过上述的延时时间完成关合,而环网点开关“E”的控制器延时时间设置为45 s,(这个时间是在考虑远端d区段故障所需延时时间和一定的裕度时间)。
下面给出了当线路c区段发生单相接地故障时,整条线路的工作过程。
(1)在正常状态下,CB1、CB2和除PVS“E”以外的所有开关均关合。
(2)故障发生在c段,因单相接地引起断路器CB1跳闸,PVS“B”、PVS“C”、PVS“D”因失压而同时断开。这时,PVS“E”的控制器因感受到一侧掉电而开始计数。
(3)断路器CB1经过延时后重合闸,开关顺序延时关合至PVS“B”和“C”。
(4)当关至PVS“C”时,因再次关合至接地点引起线路再次跳闸。这时,PVS“C”和PVS“D”因感受到其区间故障而闭锁。
(5)CB1通过再次重合闸,顺序延时将正常区间恢复供电。
(6)环网点开关PVS“E”在计时过程中始终未感到一方的供电,因此,在经过一定的延时后,关合PVS“E”,由CB2给位于故障区间后端的正常区段d供电。
1.2 单相接地故障选线原理
本系统要求选线装置在3 s以内选出故障线路,由于时间很短,因此选线装置采用利用暂态信号的选线方法[6]进行选线,具体包括小波法、首半波法和暂态能量函数法。
为了提高选线的正确性,选线装置采用粗糙集理论[7,8]确定各个选线方法的有效域,对多种选线方法进行融合,极大地提高了选线的正确性。具体选线技术可以参见作者所在课题组发表的文献[9-11]。
1.3 故障区段监测原理
根据上述的系统工作原理,我们在变电站增设一个监控终端,通过记录变电站内断路器的变位时间,配合线路分段的延时时间设定,判断出故障发生的区段。具体实现的方法如下:
如图1,由于我们设定的是:在发生接地故障的毫秒级内选线装置选出故障线路;3 s后选线装置发出跳闸信号,断开故障线路,这时监控装置开始计时;8 s时断路器CB1重合,如果11 s时再次发生跳闸,说明是线路始端a段发生故障,CB1将不再重合。监控器指示a段故障。
如果11 s时没发生跳闸,分段开关“B”“C”“D”的控制器将根据延时重合时间7 s依次重合。当重合到故障区段前的分段开关时,断路器CB1将跳闸。监控装置根据这个时间与开始计时之间的间隔即5+7×(n-1)来进行判断区段,其中n为故障所在的区段数。
例如在图1中的线路c段发生单相接地故障,3 s后选线装置发出跳闸信号,断开故障线路,监控装置开始计时;8 s后断路器CB1重合的;“B”“C”分别在15 s、22 s闭合,22 s时重合器重合到故障点,这时选线装置再次发出跳闸信号,监控装置根据这个时间间隔19 s来判断故障发生在线路c区段。
通过上述处理方式,可以自动完成故障区段的检测、判断、隔离,达到对非故障区段的迅速供电恢复,并迅速通知人员检修恢复,从而减小停电区间、缩短停电时间、提高供电可靠性。
2 电压型馈线自动化系统设备组成
系统设备包括一次设备和二次设备,一次设备由真空开关、电源变压器组成,安装于户外架空线路上;二次设备由接地选线装置和线路故障区段检测终端组成,安装于变电站内。
真空自动配电开关在电网来电或控制器发出合闸命令时,自动合闸;在电网掉电时无压释放,或控制器发出分闸命令时分开;在遇到故障时,控制器自动闭锁,使开关处于分闸状态。
电源变压器的主要作用是为开关和控制器提供操作电源和检测信号。
接地选线装置用于在小电流接地系统接地故障发生后快速选线,并断开故障线路。
线路故障区段检测终端其负责故障线路的故障类型和故障区段的判断,清晰显示哪个区段的故障,同时把信息上传给后台系统。
3 现场应用情况
依据本文提出的技术研制成的成套系统已投入现场运行,通过对现场实际接地故障分析证明本文技术的正确性与可行性。
系统基本情况如图3所示,本系统是单电源系统。三套线路重合器将线路分为A、B、C、D四段,每段间距3 km。
故障一:A段发生金属性接地
10:04:55发生接地,通过波形分析故障类型为单相金属性接地,接地故障前后各20 ms波形如图4所示。折算至一次侧的零序电压有效值为5351 V,故障线零序电流6.6 A,变电站的综自装置报警。
图中幅值最大的为母线零序电压,其余为线路零序电流,由图可见当前中性点运行方式为消弧线圈过补偿运行。
本次动作正确,动作过程为:(1)10:04:55接地发生,选线装置正确选线;(2)10:04:58,选线装置发出跳闸信号,断开故障线路;(3)10:05:03断路器重合,原地点又发生接地故障(永久性故障),选线装置正确选线;(4)10:05:06选线装置发出跳闸信号,断开故障线路,没有进行二次重合,故障点被成功隔离。由此判断故障区段在A段,选线装置及重合器动作正确,与实际情况一致。
故障二:C段发生高阻接地
13:17:10发生接地,通过波形分析故障类型为高阻接地,接地故障前后各20 ms波形如图5所示。折算至一次侧的零序电压有效值为2 800 V,故障线零序电流3.12 A,变电站的综自装置报警。
本次动作正确,具体动作过程为:(1)13:17:10接地发生,选线装置正确选线;(2)13:17:13,选线装置发出跳闸信号,断开故障线路;(3)13:17:18断路器重合;(4)13:17:32因断路器重合于故障点所在C段,选线装置正确选线;(5)13:17:35选线装置发出跳闸信号,断开故障线路,之后进行二次重合,故障点被成功隔离。由此判断故障区段在C段,选线装置及重合器动作正确,与实际情况一致。
4 结语
本文提出了利用选线装置与电压-时间型线路重合器相配合,实现单相接地故障自动隔离与非故障区段自动恢复供电的新技术。讨论了选线装置与电压-时间型线路重合器的配合工作方式,通过第一次重合闸确定故障区段,通过第二次重合闸隔离故障区段。该技术能够快速选出故障线路并隔离故障区段,有利于故障快速消除,提高系统运行的安全性。同时减小停电区间、缩短停电时间、为快速准确的故障定位创造条件。现场的实际运行充分验证了该技术的正确性与可行性。但是本系统还有如下几个有待进一步研究的问题:
(1)在本系统中没有装设分段开关的反馈线,不能及时准确地掌握开关的状况,在开关误动作时无法快速发现。
(2)由于采用控制器延时的方法,当故障发生在线路远端时,正常线路恢复供电的时间比较长。给用户造成一定的不便。
摘要：提出了利用选线装置与电压-时间型线路重合器相配合,实现单相接地故障自动隔离与非故障区段自动恢复供电的新技术。讨论了选线装置与电压-时间型线路重合器的配合工作方式,通过第一次重合闸确定故障区段,通过第二次重合闸隔离故障区段。该技术能够快速选出故障线路并隔离该故障区段,有利于故障快速消除,提高系统运行的安全性、可靠性,同时为快速准确的故障定位创造条件。现场的实际运行充分验证了该技术的正确性与可行性。
关键词：小电流接地系统,单相接地故障选线,电压-时间型重合器,重合闸
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配电网故障隔离装置设计 篇8
配电网故障情况下一般利用保护器快速动作切断电源,实现故障隔离[1,2]。由于传统漏电保护器在配电网故障情况下可能存在拒动或延时动作的缺点,参考文献[3]从减小漏电流的层面,提出一种剩余电流保护理论。研究发现,只要保护器隔离电路参数设计恰当,便可实现良好的故障隔离[4,5,6]。但是在实际工程环境中,故障点的不确定性使得保护器很可能偏离谐振点工作,从而造成漏电流比较大,超出安全电流的范围[7,8]。针对上述研究的不足,本文设计了一种配电网故障隔离装置,在配电网故障情况下,利用该隔离装置的耦合电压驱动控制系统,迅速准确投切隔离参数,从而实现对故障点的有效隔离。
1 隔离装置结构
配电网故障隔离装置基本结构如图1所示,阻抗器电感线圈设计满足基本耦合要求,当配电网发生单相接地故障时,隔离装置各相电感线圈的正序电流、负序电流在阻抗器线圈两端不产生电压降,只有零序电流产生电压降。通过在阻抗器上附加绕组可获取零序电流的耦合电压,在配电网故障情况下,该电磁耦合电压可作为控制系统的电源,通过对隔离装置端电压与电源电压的比较,由控制系统合理投切谐振参数,实现对故障点的安全隔离。
2 故障隔离原理
2.1 正常运行分析
在配电网正常运行过程中,流过隔离装置的三相电流矢量和为零,铁芯内合成磁势为零,隔离装置两端电压降为零,三相电源全部加在负载上[9,10];耦合电压为零,控制系统无电源不动作,因此,隔离装置的串入不影响电网正常运行。
2.2 故障分析
单相故障情况下,配电网出线串联隔离装置,其作用等效为中性点经谐振接地系统[11,12]。取N为配电网的线制,电感L、电容C为隔离装置的谐振参数,分析配电网串联隔离装置后单相故障的特点。
2.2.1 故障电流
通过对不同线制低压配电网运行稳态分析可知,单相故障电流的表达式为
式中:ω为角频率;为隔离装置电感电流。
当L、C满足关系式Nω2LC=1时,单相故障电流为0,隔离效果最佳。
通过对不同线制低压配电网运行暂态分析可知,单相暂态故障电流iR(t)的表达式为
式中:K为常系数;R为阻抗器直流电阻;t为时间。
由式(2)可知,不同线制下单相故障电流均为衰减振荡函数。随着时间增长,故障电流iR(t)最终趋于0。一般经过5倍的时间常数之后,故障电流衰减振荡结束,因此,只要谐振参数L、C选择恰当,便可以有效降低故障电流。
2.2.2 负载运行
通过对低压供电系统故障情况下负载运行进行分析[13],可得
式中:为三相负载线电压。
式(3)表明,故障情况下三相负载线电压平衡。
由上述分析可见,配电网串入隔离装置,只要谐振参数L、C设计恰当,便可实现良好的故障隔离,且故障情况下负载运行不受影响,如此便可以保证重要负荷的短时可靠运行。
3 隔离装置仿真研究
3.1 仿真电路及参数
仿真利用PSPICE软件实现,隔离装置仿真电路如图2所示,阻抗器电感为10.1 H,直流电阻为2Ω,电容投切量在0~0.94μF之间取值,测试电阻取1kΩ,负载三相平衡,ZA=ZB=ZC=100H。
3.2 仿真结果分析
断开开关S,在配电网正常运行情况下,通过对隔离装置两端电压降及耦合电压的仿真,测试隔离装置在配电网正常运行情况下的作用,仿真结果如图3所示。
由图3可知,配电网正常运行情况下,隔离装置入端电压V1(L1)与出端电压V2(L1)波形重合,隔离装置两端的电压降为0,串入隔离装置对配电网的正常运行无影响。耦合电压V(8)不足1nV,该电压不能为控制系统提供有效电源,控制系统失电不工作。
闭合开关S,选择可调电容至合适参数,在配电网单相故障情况下,通过对隔离装置两端电压降及耦合电压的仿真,测试隔离装置在配电网单相故障情况下的作用,仿真结果如图4所示。
由图4可知,配电网单相故障情况下,隔离装置的耦合电压为10V,此耦合电压可作为控制系统的电源,合理投切可调电容值,可提供高阻抗降低漏电压。仿真结果表明,隔离装置两端电压可由220V降至5V左右,能够有效隔离故障点。
4 试验结果分析
4.1 试验设计
按照仿真参数设计阻抗器,可调电容选取普通工业用电容器,耐压值为交流630V,在0~0.94μF之间取值,试验设计主要针对耦合电源的获取和可调电容的投切控制。
(1)耦合电源获取。在阻抗器上附加线圈,故障情况下附加线圈会感应出交流电压,即零序电压,该交流电压经过整流稳压后可作为控制系统的电源,设计电路如图5所示。
(2)可调电容投切控制。可调电容投切量获取电路如图6所示,针对任一相的电源电压与隔离装置端电压,获取两者电压差值,依据此电压差值投切可调电容量,直至漏电流在安全范围之内,可调电容投切结束,其控制电路如图7所示。
4.2 试验结果分析
图2中,电源电压UA=247 V,UB=244 V,UC=247V,负载为10kW电动机。开关S闭合,投切可调电容值,测试配电网单相故障情况下隔离装置的运行情况,测试结果见表1。
由表1可知,配电网单相故障情况下,合理投切可调电容值,使隔离装置在谐振点附近工作,漏电流可以控制在安全范围内。
由于配电网接地故障的随机性导致接地电阻可在几欧姆至上千欧姆范围内变化,接下来测试不同接地电阻情况下隔离装置的作用。在4.2测试条件下,取测试电阻R为1,4,500Ω,测试隔离装置运行情况,漏电流随测试电阻变化结果见表2。
由表2可知,当接地电阻在几欧姆至上千欧姆范围内变化时,合理投切可调电容值,漏电流均能控制在安全范围之内,此测试结果说明,该隔离装置在配电网发生任意点单相故障时均能够有效隔离故障点。
5 结语
故障自动隔离 篇9
本文设计了一种CNC自动绕线装置，专门用于机床隔离变压器线圈自动绕线。本装置的创新点在于：应用普通的车床CNC系统作为自动绕线机的控制编程单元，糅合了伺服马达和滚珠丝杠作排线机构和绕线机构。本机具有广泛的市场需求和工业应用前景。
【关键字】隔离变压器 自动绕线 CNC绕线装置
引言
隔离变压器绕线机主要应用于变压器线包初级和次级线圈的绕制工艺环节。目前行业上一般使用的绕线机90%以上都是普通绕线机，需要由人工来完成漆包线线头压紧和整齐排列漆包线这两个动作。本文提出一种能自动压紧线头，自动排线和通过调用程序直接实现换产品生产的CNC自动绕线装置。这种装置利用普通的车床数控系统作编程和控制单元，用CNC编程语言来实现动作，不必记住各种繁琐的参数设定，设备通用多款隔离变压的生产，能有效提高绕线工序的效率减轻工人劳动强度和对熟练工的依赖程度。
1.CNC自动绕线机的原理
CNC自动绕线装置利用GSK96普通车床CNC系统作为编程和动作控制单元，通过调用预先编好的程序实现不同产品的生产。由于绕线的线径，速度，排线距离等参数已经通过CNC程序编好，所以在自动绕线过程中，工人可以解放出来，干别的工序。自动绕线机的工作流程
2.CNC自动绕线机的结构
自动绕线机主要由自动绕线单元，自动排线单元，自动压线单元，CNC装置电箱单元和机架单元这五个单元组成。
2.1自动排线单元
排线单元主要由：广数80SJT伺服电机，滚珠丝杆，轴承，联轴器，直线导轨，导线轮组合，导线轮支撑架，松下PML53传感器等零部件组成。排线单元的工作原理是：利用电机的旋转运动通过滚珠丝杆变成直线运动，完成隔离变压器的准确排线动作。本自动绕线机的MAX最大排线距离为190mm，排线精度达±0.02mm，通过导线轮组的调整，可令漆包线达到要求的张紧力，以满足排线绕线之用。可广泛用于0.8kV，1.2kv，3kv，4kv，10kv等多款隔离变压器的生产，设备通用性强，排线质量优良。
2.2自动压紧单元
压紧单元主要由：气缸，可调支撑架，传感器和自动压紧机构等零部件组成。压紧机构的工作原理是：接收来自CNC系统的指令，气缸启动，自动压紧漆包线线头和固定工装，之后压紧机构上的传感器将压紧信息反馈给CNC系统，在CNC系统确认了到位后，设备压紧动作完成并通过CNC系统显示出准备自动绕线排线的信号。
2.3自动绕线单元
绕线单元主要由广数130SJT伺服电机，同步带，同步带轮，主轴，可方便更换工装等零部件组成。绕线单元的工作原理是：通过电机的转动，带动主轴和工装的旋转，因为漆包线线头通过压紧单元已经压紧在工装上，在缠绕力和摩擦力的作用下，漆包线就会按设计好的速度绕着工装进行自动绕线的动作。绕线单元通过接收来自CNC系统的指令，按预先编好的CNC程序完成绕线动作。
2.4机架单元
架单元主要由：操作面板，主体机架，漆包线放置架，电箱放置架，CNC系统放置架，安全防护罩，气压回路等零部件组成。它主要为绕线设备提供一个基座，方便各执行单元和控制单元的合理布置和固定。
2.5 CNC装置电箱单元
CNC装置电箱单元主要由：GSK96普通车床数控系统，广数SJT系列电机驱动器和各按钮开关等电器部件组成。我们利用CNC系统作为设备的控制，编程系统，柔性地控制了设备的动作和编程。优点是：操作工人只需简单的编程知识，输入常用的CNC代码就能控制整台设备，也能通过CNC显示屏达到人机交换互动的效果。该装置控制原理是：通过调用CNC程序，由CNC装置发出相应的信号给驱动器，驱动器再控制电机作相应的动作。
3.结束语
本文针对机床用隔离变压的绕线效率低，自动化程度不高，工人劳动量大，产品更换时人工输入调机调参数麻烦等问题。设计出一款结合了CNC系统，伺服电机和滚珠丝杆的高精度，操作简便的自动绕线机。本机通用性比较好，可通用于0.8kv-10kv的隔离变压器生产，操作简单，产品质量统一，提高生产效率和劳动强度明显。通过设备的小批量投产试验和在实际生产中的应用检验，得出的结果是：效率明显提升，质量稳定，对熟手工人的依赖程度降低，复杂动作和劳动量大的动作都交给了设备来完成。这对企业应对产品多样化，劳动力流动率大，产品质量统一等方面有比较好的帮助作用。
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作者简介：
隔离开关常见故障原因及处理方法 篇10
故障原因: (1) 手柄及连杆机构传动轴销脱落; (2) 户外操作手柄轴与传动杠杆之间的定位螺销松脱移位; (3) 三相隔离开关刀片传动轴与轴套销子脱落; (4) 传动杠杆定位螺销松脱打滑。
处理方法: (1) 重新配装脱落的销子; (2) 将定位螺孔对准轴上定位凹孔, 拧紧螺销; (3) 重新配装销子, 若轴套孔变形, 则要重新钻配; (4) 将原轴定位孔加深, 再拧紧定位螺销。
2 不能分闸
故障原因:转动部分锈蚀或被冰雪冻结。
处理方法:进行检修, 除冰除锈后, 加上防锈及润滑油。
3 合闸旁击
故障原因: (1) 刀片弯曲; (2) 刀片夹头松弛; (3) 静触头偏位。
处理方法: (1) 停电进行检修校直; (2) 将弹簧调节螺帽压紧或加垫片迫紧, 并使刀片中心线与触头中心线重合; (3) 调正静触头瓷绝缘子位置。
4 接触部分发热
故障原因: (1) 刀片接触压力过小; (2) 刀片与静触头接触面积过小或表面有熔焊颗粒; (3) 接触面有氧化层或脏污杂物使接触电阻增大; (4) 负荷过大。
处理方法: (1) 检查并调整刀片压力弹簧; (2) 修整接触面, 使其有足够的面、线接触; (3) 检修时清洁接触表面, 并涂抹中性凡士林或导电膏; (4) 减小负载或更换相应容量的隔离开关。
5 绝缘子污闪
故障原因: (1) 绝缘子表面脏污; (2) 绝缘子瓷裙崩裂或表面闪络; (3) 绝缘子胶合部分松动。
处理方法: (1) 停电清扫或带电冲洗; (2) 更换绝缘子; (3) 重新胶合或更换绝缘子。
6 自动掉落合闸
故障原因: (1) 连接销脱出, 使操作杠杆悬空将刀片坠下; (2) 操作机构横担松动, 受震后下坠带动连杆闭合隔离开关。
处理方法: (1) 重新装配连接销; (2) 重新调整横担位置, 并加固夹紧。
7 接线脱落
故障原因: (1) 接头螺帽松脱; (2) 接触不良过热烧坏。