分接头数据（精选6篇）
分接头数据 篇1
变压器是交流输电、变电、配电过程中的主要设备之一,随着电网的扩大、发电机容量的增大、输电电压的提高以及输电功率的加大,其运行参数直接影响着电力系统的稳定、经济运行[1,2]。因此,建立一套变压器分接头数据库,以供运行人员进行数据管理维护和电力系统运行分析十分必要。
.NET框架是一个功能非常丰富的平台,可开发、部署和执行分布式程序[3]。结合公共信息模型(CIM)对变压器分接头相关数据的面向对象型描述,采用应用程序接口函数(API)存储分接头实时数据,然后通过编写.NET数据提供程序访问读取实时数据库系统数据,并采用Ajax(Asynchronous JavaScript and XML)网页技术,实现了变压器分接头实时数据库系统的B/S模式访问。
1 变压器分接头
变压器是电力系统中实现电能传输和分配的核心元件,而变压器分接头起着调节高低压两侧电压、优化电网无功分布和调节系统稳定运行的作用。
变压器等值网络如图1所示。图中各参数均用标幺值表示,其中ZT为变压器的阻抗,K为变比标幺值[4]。
由于变压器的变比K总是接近于1,当K>1时,左边阻抗Z1为容性,右边阻抗Z2为感性;当K<1时,左边阻抗为感性,右边阻抗为容性,相当于在变压器的一侧放置并联电容器,另一侧放置并联电抗器,前者向系统送出感性无功,后者从系统吸收感性无功。优化变比K能优化变压器两侧系统无功潮流分布和变压器两侧电压。然而分接头的调节并不总是有益的,当系统中无功电源缺乏时,若通过改变变比来升高电压,会使系统其他地方无功更加缺乏,更甚者将导致电压崩溃。
2 实时数据库系统的开发
2.1 功能简介
变压器分接头实时数据库系统通过B/S模式发布,用户通过IE浏览器进行访问,为用户提供变压器分接头实时数据的浏览,包括当前实时数据的显示和历史数据的查询。
2.2 数据模型
目前,实时数据库有关系、层次和面向对象3种数据模型[5]。关系模型简单、易维护、用户界面友好,但只适合处理不包含拓扑关系的数据,对电力系统拓扑结构的描述和应用软件的接入比较困难;层次模型允许定义有父子层次关系的二维表,层间通过层次指针进行关联,目前许多运行的电力系统应用软件均基于层次型实时库;面向对象模型与面向对象的软件工程自然结合,但实现比较复杂,未有成熟的产品。
2.2.1 CIM简介
CIM描述了电力企业的所有主要对象,通过提供一种用对象类和属性及他们之间的关系来表示电力系统的标准方法,从而方便了各独立开发的应用的集成[6]。CIM由完整的一组包组成,主要有核心包(core)、域包(Domain)、发电包(Generation)、发电动态包(Generation Dynamics)、负荷模型包(LoadModel)、量测包(Meas)、停运包(Outage)、生产包(Production)、保护包(Protection)、拓扑包(Topology)、电线包(Wires)。单个的实体可以具有越过许多包边界的关联,从而每一个应用将使用多个包所表示的信息。
2.2.2 变压器分接头的CIM描述
Wires包是Core和Topology包的扩展,建立了输电和配电网络电气特性的信息模型。Wires类图中变压器分接头主要类的描述如图2所示。
为更加有效地存储和利用变压器分接头的相关数据,结合CIM包面向对象的特点,本实时数据库系统采用对象-关系型数据模型。
2.3 数据分类
变压器分接头相关数据主要包括:静态数据和实时动态数据。
2.3.1 静态数据
在实时数据库中,静态数据不随时间的变化而变动,包括分接头的型号、变压器的连接组别、分接头档位数、高压侧和低压侧电压基准值等。
2.3.2 实时动态数据
在实时数据库中,被周期写入数据库的是实时动态数据,它主要包括分接头所在档位、高压侧和低压侧实际电压等。一个实时动态数据对象对应一个采样时刻,有效期为本次采样时刻到下次采样时刻的间隔。
2.4 数据结构设计
变压器分接头数据库的建立旨在分析变压器分接头相关数据对系统运行的作用,为方便各分析应用程序的集成和扩展,采用基于CIM描述变压器模型相关类的数据存储结构,建立了数据结构,如图3所示。
2.5 数据表的建立
根据图3所示的数据结构,建立分区表、变电站表、变压器数据表和变压器分接头数据表,其描述如表1—4所示。
其中,分区表的主键(key)为分区编号,其他表不设主键;各数据表之间的ER关系如图4所示。
以查询某个变压器分接头数据为例。首先查询该变压器分接头所在分区编号,然后由分区编号查询所在变电站编号,再由变电站编号查询所在变压器编号,最终找到所在绕组,查询得到该分接头的所有数据信息。
2.6 实时数据的写入
2.6.1 读取内存数据
实时数据通过读取内存数据,并形成数据库语句来实现数据的更新。
采用C#语言编写应用程序读取内存数据,通过引入kernel32.dll实时连接库调用应用程序接口(API)函数实现,代码如下:
其中,h Process为获取参数上传进程句柄,lp B-ase Address为读取数据的起始地址,lp Buffer为存放数据的缓存区地址,n Size为要读取的字节数,lp N-umber Of Bytes Read为实际读取数存放地址。如果读取失败,则在下一时刻重新读取。
2.6.2 存入数据库
标准结构化查询语言(SQL)能对数据库进行各种操作,通过配置文件提供的数据库连接字符串,连接数据库,利用读取内存数据的变量lp Buffer形成后台代码,插入语句如下:
实时数据存入数据库时,将当前数据的上传时间作为字段之一存入数据表中,以方便运行人员对历史数据的统计和分析。
3 系统的发布和访问
3.1 ADO.NET
ADO.NET是.NET框架中对数据存取的解决方案,它包括所有的System.Data命名空间及其嵌套的命名控件,例如System.Data.Oracle Client和System.Data.Ole Db。通过ADO访问数据库的原理如图5所示。
以连接Oracle数据库为例,假设连接字符串connectionStr=“Data Source=db;Persist Security Info=True;User ID=userid;Password=password;Unicode=True”,执行连接数据库语句表示为:
OracleConnection myCon=new Oracle Connection(connectionStr);myCon.Open();
3.2 ASP.NET
ASP.NET是一种基于Microsoft.NET平台的Web应用程序开发技术,它构建在公共语言运行时(CLR)之上,可以使用.NET框架所提供的全部功能。ASP.NET的页面执行过程如图6所示。
3.3 Ajax
Ajax主要包括的技术有Java Script函数的应用、级联样式表(CSS)对Web页面的控制、XMLHttp Request进行异步数据的查询、检索以及DOM(Document Object Model)进行动态显示与交互。Ajax允许通过异步回送和动态的客户端Web页面处理,改进Web应用程序的用户界面。Ajax包含技术在Web浏览器模型中的使用原理如图7所示。
3.4 数据绑定
可扩展标记语言(XML)具有自描述性,可以对复杂对象进行详尽的结构化描述;具有语言独立性,可把数据、结构和显示方式相分离;并具有良好的可扩展性和平台无关性。利用XML数据文件与Dataset的数据交互,可以提高数据库访问的效率。
当服务器收到客户端查询请求时,服务器将先检测存储该查询所得数据的XML文件是否存在,如果存在,用Dataset读取,然后绑定数据显示控件,返回客户端;否则,重新连接数据库形成XML数据文件,其实现流程如图8所示。
3.5 建立Web站点
使用IIS(Internet Information Service)发布VS2005开发的网站目录,通过设置IP地址和访问端口,局域网内用户即可通过电脑客户端根据用户权限操作使用。变压器分接头数据库发布模块结构如图9所示。
3.6 Web站点访问
客户端通过访问实时数据库系统发布站点可以对分接头数据库进行实时访问。
4 结束语
本文结合CIM包面向对象的特点,采用Oracle数据库软件,利用.NET框架平台工具,使用API函数读取内存数据,通过配置文件提供的数据库连接字符串连接系统数据库,并采用缓存XML文档作为绑定数据,以B/S模式进行访问,提高了数据库访问的效率。为方便分接头数据在电网稳定分析和经济运行分析的应用,需进一步完善分接头数据的共享和分析的功能。
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换流变分接头档位未同步研究 篇2
关键词：分接头,TCC,换流变压器,Udi0
0引言
近年来,换流变在功率调整过程中,出现三相分接头档位不一致现象,尤其是今年上半年出现的频率更为频繁,对直流功率产生了极大的影响。
1换流变压器分接头控制(TCC)原理
换流变压器分接头控制(TCC)是直流控制系统中的一个重要功能模块,其作用是通过对换流变压器分接头的控制使阀侧空载直流电压Udi0保持在其参考值附近,以保证直流系统能工作在要求的工况下。此外,分接头控制还用于确保Udi0低于其最大限值以及保持换流变压器不同相分接头之间的同步。
2分接头档位未同步统计
宝鸡换流站自2016年1月22日以来,极ⅡY/D B相共发生三次分接头档位未同步事件。2016年宝鸡换流站极ⅡY/DB相分接头未同步故障信息统计如表1所示。
3换流变分接头功能简述
图1为换流变分接头控制功能概况图。整流侧和逆变侧Udi0控制方框控制换流变阀侧空载直流电压Udi0为给定的参考值。当Udi0的测量值与参考值相比较,差值超过一定值时,分接头动作。为了防止分接头发生来回振荡的现象,比较环节满足滞回特性。滞回曲线的上下门槛值等于相应的±0.75分接头步长。
2016年3月4日,在功率由600MW升至900MW过程中(故障发生时双极实时功率为709MW,控制系统为B系统,A系统备用且A系统正常),极ⅡPCP A/B系统报出换流变分接头未同步,5s后控制系统由B系统切至A系统,故障信息如图1所示,现场检查分接开关的传动机构正常,外观未出现明显变形、传动杆脱扣、分接开关电机电源小开关未跳开。正常工况下,整流侧与逆变侧都采用维持换流变压器阀侧空载直流电压Udio恒定方式对换流变压器分接头进行控制。
4 Udi0控制
换流变分接头控制器根据实际的换流变分接头位置和换流变交流侧电压计算换流变阀侧空载直流电压。将计算得到的换流变阀侧空载直流电压与设定的参考值进行比较,得到电压误差。换流变分接头控制器根据得到的电压误差来产生升/降换流变分接头的命令。当电压误差大于0.01pu时,发出降分接头的命令;当电压误差小于-0.01pu时,发出升分接头的命令。执行分接头升降指令的时候有一定的延时,以避免分接头在交、直流电压扰动时发生升降。
5α控制
直流控制系统的快速控制是通过对换流器触发角α的控制来实现的,慢速调节是通过调节换流变压器分接头将触发角α控制在15°±2.5°的范围内,即在稳态情况下当直流系统受到扰动时,首先进行改变触发角α的快速调节,使系统快速恢复稳定状态,当触发角α调节至12.5°以下或17.5°以上时,若系统还未达到目标状态,则通过换流变分接头提升或降低一档以改变换流变阀侧电压,直至触发角α重新恢复到15°±2.5°的范围内。
6 Udi0限幅
Udi0限幅的主要目的是防止设备承受过高的稳态电压应力。因此Udi0限幅是凌驾在正常分接头控制之上的。这样可以保证稳态时的Udi0永远不会大于Udi0L。通过分接头控制换流变阀侧电压来达到此目的。与Udi0限幅相关的限幅值有两个:Udi0G和Udi0L。其中,Udi0限幅在以下电压范围内起作用。
当Udi0G≤Udi0≤Udi0L时,Udi0限幅闭锁任何将增大换流变阀侧电压的分接头指令。
当Udi0>Udi0L时,Udi0限幅发出降低换流变阀侧电压的分接头指令。其中,Udi0G为换流变分接头控制中允许发出增大Udi0指令的上限。
7分接头不同步原因分析
本次故障09:34:53秒,后台报出:换流变分接头未同步。由图2分析可知,当任意两相档位不一致时,系统延时两秒,若此时分接头在自动控制模式时,系统报出分接头未同步。09:34:53秒,后台报出:系统轻微故障出现;09:34:59秒,后台报出:切换逻辑,PCP B运行,PCP A备用。当系统出现轻微故障时(MINOR_FAULT),备用系统可用,延时5s,备用系统将自动切至运行系统,运行系统切为备用。
故障发生6s之后,换流变分接头档位由19调制20,后台报出:分接头已同步,系统轻微故障消失。根据系统控制和后台报文,控制逻辑和后台报文一致,未出现系统误报情况,且在系统切换后,运行系统未再次发出分接头调整命令,表明控制系统正常。怀疑为分接头一次设备异常,造成分接头调整延时完成,每年年检时应对机械机构进行检查和维护。
8总结
宝鸡换流站换流变已经连续运行了7年,12台换流变的分接头动作次数平均均已超过1万次,但从未对分接头机械机构进行检查和维护,造成换流变分接头档位调整过程中,控制逻辑虽然正确,但由于机械卡涩等原因造成分接头动作延时或不动作。本文通过对换流变分接头原理、控制逻辑的分析,提出故障原因,对现场运维人员处理事故有着重大意义。
参考文献
[1]付纪华,孙海涛,等.宝鸡换流站额定工况下电压应力保护频繁动作原因分析及建议[J].陕西电力,2013,09:89-92.
分接头数据 篇3
电力网中配电网的损耗比重较大,主要包括变压器损耗和线路损耗。线路损耗与变压器的运行状况有关,变压器的经济运行直接关系到整个电力网的经济运行[1]。变压器经济运行是指变压器在功率损耗最小的情况下运行,其电能损耗最少,运行费用最低[2]。因此变压器经济运行有两个标准[3]:1)减少损耗。网损尽可能小于整个系统电能消耗的30%;2)延长变压器的使用寿命。
要提高变压器的运行效率,降低电能损耗,就要根据变压器运行特性来综合考虑变压器的容量、运行台数、功率因数以及运行电压等问题[4]。变压器的容量是按最大负荷时进行设计配置的,这样必然造成配电变压器在轻载或空载情况下,变压器所消耗的空载损耗占输入功率中很大部分,因此必须降低配电变压器的空载损耗。变压器负载损耗随负荷增大而增大,高峰负荷时其负载损耗及其线路损耗比较大,低负荷时其负载损耗占总损耗的比重不大[5]。因此引入经济供电半径,在满足变压器负载侧供电电压前提下,高峰负荷时降低负载损耗及线路损耗,轻载时降低空载损耗,用定量计算方法,按电源侧电压的高低和负载的大小对变压器运行电压分接头开关进行优化选择,从而降低变压器损耗,提高其运行效率。本文针对变压器的经济运行特性,重点考虑调整变压器运行电压来降低变压器负载损耗和线路损耗。
1 配电变压器及其供电线路损耗
配电变压器的有功损耗主要包括空载损耗和负载损耗。
1.1 变压器空载损耗
变压器的空载损耗与电压的α次方成正比,与负载大小无关[6]:
式中:Ue为额定电压;U为运行电压;P0e为额定铁损;P0为对应于运行电压的铁损;α为损耗指数。
当变压器电压在(100%～110%)Ue范围内,α=2.8。α值较高主要是变压器选用磁密较高和铁心易饱和造成的,如果变压器运行电压偏高5%,意味着其铁损增大14%。
1.2 变压器负载损耗
变压器的负载损耗为一次及二次线圈电阻损耗Pc1与Pc2之和:
式中:I1、I2为一、二次侧线圈的额定电流,r1、r2为一、二次侧线圈电阻。
由式(1)、式(2)可知:空载损耗主要与变压器的运行电压有关,不随其负荷的变化而变化;而负载损耗则随负荷电流的变化而变化,与负荷电流的平方成正比[7]。
1.3 供电线路的损耗
现实中的输配电网络复杂而庞大,为简化问题的分析,可以用供电半径来描述线路的长度。供电半径是指从电源点到其供电最远的负荷点之间的线路距离,通常指物理距离。所以分析变压器和线路损耗时需要等效处理,这样可以将复杂问题简单化。在确保用户供电质量指标的前提下,供电半径是综合考虑建设投资和运营费用的最优参数。即低压配电网络建设中,其供电半径既要满足电压质量,又要满足降损节能的经济要求。实际上低压配电线路多属于主干线带有若干分支负荷。为了求出带分支线路的损失率,令主干线中的分支负荷大小相等,且电气距离相等[8]。三相四线制供电如图1所示。
电压损失:(3)
电压损失率:
功率损失:
功率损失率:
式中:P为每一个分支负荷的功率,i为最末端分支负荷电流,P/3=ui,P总=nP/3,n为均匀分布负荷数;r为相邻两负荷之间的线路电阻,,其中,ρ为导线电阻率,l为相临两负荷之间的线路距离,L为供电半径,S为导线截面积。
则:
电压损失率与功率损失率的比值为:
当n逐渐增大时,K在1～1.5范围内变化,n=1为负荷集中在线路末端。
0.4 kV配电网中主干线所带分支数均在15个以上,若n≥15,k≈1.5。即带有分支负荷的线路,若功率损失率达到10%时,则电压损失率已达到15%,因此带分支负荷的线路供电半径应以电压损失率来确定。
由式(7)得出带分支负荷线路的供电半径:
式中:ΔU%为电压损失率;U为线路首端电压;P为每处负荷功率;总负荷nP应小于变压器的额定容量。
《Q/GDW 156—2006,城市电力网规划设计导则》规定:为了保证各类用户受电电压质量,各级城市配网允许的最大电压损失必须满足10 kV线路电压损失标准为2%～4%;380 V线路电压损失标准为4%～6%;综合考虑城市中低压配网现状,10 kV线路和380V线路的电压损失都考虑为4%[9]。
2 算例分析
在确定配电变压器的供电半径后,针对不同负荷情况,调整变压器分接头,可计算出变压器及其线路的损耗(本文计算主要针对降压变压器)。
变压器分接头从额定电压档调至最低(高)档,此时低压侧的电压最高(低),如升高(降低)5%,则由负载功率守恒,高压侧电压不变,电流也不变。由于输出功率P一定,则低压侧电流相对不调分接头时降低(升高)5%。
此时变压器的负载损耗变化主要为低压侧,约为:
空载损耗:
线路损耗变化为:
式中:负号表示变压器及线路损耗减少,正号表示损耗增加。
由式(11)、式(12)、式(13)可知:当系统重载时,调节变压器分接头,升高变压器运行电压,可以有效降低变压器及供电线路的功率损耗。当系统轻载时,由表1可知,变压器容量越大,负载损耗与空载损耗的之比越大,约为6～8。对于轻载的配电变压器网络,如果空载损耗占全部配电损耗的50%,此时调整分接头仍可减少变压器及线路损耗。
轻载时降低配电网运行电压后,减少配电线路电能损耗,其数据见表2。由表2可知,铁损占50%及以上的线路,运行电压高于额定值时,降低运行电压将减少电能损耗,对铁损超过60%的线路,降低运行电压线路电能损耗总是降低的[10]。
以湖北省某城区10 kV架空线LGJ-185的参数为例。导线水平排列,钢芯铝绞线LGJ-185计算半径为19 mm,线路电阻r=0.17Ω/km,线路电抗X=0.402Ω/km。平均供电线路长2 km。
由表3可知:负荷率越高,调节变压器的分接头可达到降低损耗的效果越明显。因此,对于不同季节、负荷变化情况比较大的系统,调节变压器的分接头可以达到很好的节电效果。
3 结语
变压器运行方式的优化选择是提高电力系统运行经济性的重要手段之一。文中综合考虑电力系统实际运行负荷变化的情况,提出了一种在合理供电半径范围内,通过考核变压器重载和轻载两种运行方式下,优化选择变压器分接头的方法,可以达到降低变压器损耗和线路损耗的目的,最后通过验算,节电效果比较明显,与预期理论分析结果相一致。
摘要：配电网中的功率损耗主要来自变压器及其供电线路,不同负荷功率情况下,变压器的运行电压对配电网中的损耗有重要影响。因此,改变配电网供电电压,可以改变功率传输过程中在变压器和供电线路上产生的功率损耗。针对电力系统在经济供电半径下,负荷高峰阶段和负荷低谷阶段两种不同情况,分析了如何通过合理调整变压器分接头来减少在变压器及供电线路上的损耗。
关键词：变压器,分接头,配电线路,功率损耗
参考文献
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分接头数据 篇4
云广工程每极采用双12脉动阀组串联结构[1,2],如图1所示,每个阀组均具有六种运行状态,分别为接地(Earth)、停运(Stop)、备用(Standby)、闭锁(Block)、解锁(Deblock)和空载升压(Open Line Test)。阀组状态不同,对应的换流变分接头切换控制模式也不尽相同,特别是在第一个阀组已经解锁的情况下,对如何控制调整同极第二个阀组的换流变分接头提出了新的要求。
本文首先归纳总结了云广特高压直流工程换流变分接头切换控制模式,接着对各种控制模式的原理和实现方法进行了深入研究,全面阐述了在不同控制模式下换流变分接头的控制过程,并通过计算,详细分析了云广特高压直流系统试运行期间,由于换流变分接头控制问题导致的极2低端阀组不能正常解锁的原因,最后,就目前云广工程中换流变分接头切换控制存在的问题提出了改进建议,对云广工程的软件设计和现场运行调试具有一定的指导作用。
1 云广工程换流变分接头切换控制模式
云广特高压工程的换流变分接头切换控制模式可归结为三种:定角度控制模式、定Udio(换流变阀侧电压)控制模式和阀组跟随控制模式。下面就三种控制模式的原理及实现过程进行详细分析。
1.1 定角度控制模式
定角度控制模式是云广直流系统正常运行时换流变分接头常用的控制模式,其在整流侧和逆变侧的实现方法和控制目的均不同。
整流侧选择
量,其中:Idc,ref为直流电流参考值;Idc,act为直流电流实际值;Udc,ref为直流电压参考值;Udc,act为直流电压实际值;控制量△经比例-积分控制器计算出的触发角a作为分接头调节的控制依据,当a小于12.5°时,发出降低分接头档位命令,当a大于17.5°时,发出提升分接头档位命令。
在逆变侧,由阀组测量系统测得本阀组的每个阀片的电流截止和对应的交流线电压过零时刻,根据两者之间的时间差折算出每个阀片的熄弧角[3,4],筛选出本阀组所有阀片的最小熄弧角γmin后,再与本阀组上次换相时的最小熄弧角γmin last作比较后取较小者作为分接头调节的依据,同时考虑可控硅的去离子时间特性以及串并联回路的误差等因素,设定当熄弧角γ小于17.5°时,降低分接头档位,大于21.5°时,提升分接头档位。
换流变分接头定角度控制模式只有在阀组解锁之后才起作用。当阀组未解锁时,只能运行在定Udio控制模式。
1.2 定Udio(换流变阀侧电压)控制模式
定Udio控制是通过调整换流变分接头来控制换流变阀侧电压在一定范围内。该控制模式可由阀组控制系统根据阀组状态强制选择或由运行人员在工作站设定。
云广工程中,阀组在“接地”和“停运”状态不会调整分接头,但当转为“备用”状态后,阀组控制系统将强制设定当前的换流变分接头切换控制模式为定Udio控制,在该模式下,阀组控制系统将通过计算换流变阀侧电压并与参考值比较来调整分接头。由于此时阀组处于“备用”状态,换流变开关仍在分闸位置,换流变网侧电压仍然为零,为了实现该控制功能,阀组控制系统将暂时以交流站控通过LAN网传送来的交流母线电压作为参考。当阀组转为“闭锁”状态,换流变充电后,阀组控制系统将直接取用本身采集的换流变网侧电压进行计算。
当换流变分接头的控制模式被选择为定Udio控制时,阀组控制系统将计算λ=Udio,cal-Udio,ref,其中:Udio,cal为阀侧空载电压的计算值,Udio,ref为阀侧空载电压的参考值。当λ>1.1%时,发出提升分接头的命令;当λ<-1.1%时,发出降低分接头的命令。同时,只有当λ>-3%时,分接头的位置才满足阀组解锁的要求。
由于在云广直流工程中,换流变分接头的档位调整是在阀组“备用”状态下完成的,因此λ的计算至关重要。
1.2.1 阀侧空载电压参考值Udio,ref的选择
当阀组未解锁时,整流侧和逆变侧的换流变空载阀侧电压参考值Udref取运行人员下发的额定电压参考值、降压运行参考电压、无功优化参考电压三者的最小值。当同极的任何阀组被旁路或该极进行空载升压试验(OLT)时,本极换流变空载阀侧电压参考值Uref强制选取1.0 pu。
在阀组解锁后,整流侧用于计算Udio,ref的电压参考值Uref将以阀组测量系统实测的Udact代替,其中对于高端阀组:Udact=Ud CH-Ud CM,对于低端阀组:Udact=Ud CM-Ud CN。其中Ud CH、Ud CM分别为高端阀组高、低压侧电压量;Ud CM、Ud CN为低端阀组高、低压侧电压量。
根据电压参考值Uref按图2~图5对应的曲线可折算出Udio,ref。
图2为在楚雄站,当阀组在“备用”状态,分接头控制模式被强制选择为定Udio控制或阀组在“闭锁”状态同时分接头在定角度控制模式且功率方向由云南-广东时,换流变阀侧电压参考值Udio,ref的计算曲线。
图3为在楚雄站,当换流变分接头控制模式由运行人员直接设定为定Udio控制模式且功率方向由云南-广东时,换流变阀侧电压参考值Udio,ref的计算曲线。
图4为在穗东站,当阀组状态转为“备用”状态后,换流变分接头切换控制模式被强制设定为定Udio控制或阀组转为“闭锁”状态同时换流变分接头控制模式为定角度控制,且功率方向由云南-广东时,换流变阀侧电压参考值Udio,ref的计算曲线。
图5为在穗东站,当换流变分接头切换控制模式由运行人员在工作站直接设定为定Udio控制,且功率方向由云南-广东时,换流变阀侧电压参考值Udio,ref的计算曲线。
1.2.2 阀侧空载电压计算值Udio,cal的计算
云广工程中,楚雄站的换流变档位为-6~18共25档,每档调压1.25%,穗东站换流变档位为-8~16共25档,每档调压1.22%。换流变阀侧电压根据网侧电压与实际档位的比值,再减去换流变本身等效电抗的损耗计算可得。因此,楚雄站和穗东站计算换流变阀侧电压Udio,cal应分别按式(1)和式(2)进行:
其中:ACVol Mea为当阀组在“备用”状态时,取交流站控传送的交流母线电压,当阀组转闭锁状态后,取阀组测量系统测得的换流变网侧交流电压;TC1 P1Pos为换流变分接头档位的实际位置;K为每档分接头的步长,楚雄站取1.25,穗东站取1.22;Iac为流过换流变的实际交流电流;Xtransf为换流变的等效电抗。
1.3 阀组跟随控制模式
直流系统正常运行时,由于逆变侧一般进行电压控制,因此,两个阀组的电压基本能够保持平衡。但在整流侧,一般是控制直流电流,两个阀组需要采取措施进行电压平衡控制,这对换流变分接头控制提出了新的要求。
阀组分接头跟随控制功能是单极双阀组串联结构特有的,该功能只在整流侧有效。当同极另一个阀组已经处于解锁状态并且本阀组在闭锁状态时,本阀组换流变分接头的定角度和定Udio控制模式将不再起作用,而是通过与解锁阀组比较换流变分接头的档位高低来调整本阀组换流变的分接头。当本阀组分接头档位较高时,发出降低本阀组换流变分接头的命令,相对较低时,发出提升分接头的命令,只有本阀组换流变的分接头档位不高于已解锁阀组的换流变档位4档时才具备解锁条件。
2 故障分析
2009年07月24日01:37,整流侧(楚雄换流站)检修工作结束后,在逆变侧(穗东换流站)操作极2低端阀组解锁(极2高端阀组旁路刀闸Q3在合位)时,发现此阀组无解锁允许位。根据许继公司和德国Simens公司的软件设计规范,阀组的解锁允许位必须同时具备以下条件:
(1)阀组控制系统在自动模式;(2)无阀组ESOF及BLOCK请求;(3)阀组保护无禁止解锁命令;(4)阀组在闭锁状态;(5)交流同步电压检测OK;(6)分接头位置OK。运行人员逐条检查后,确认条件(1)~(5)均满足要求。
查看故障录波发现:2009年07月24日01:37,极2低端换流变分接头档位为20档,交流电压为525k V(1.0 p.u.),交流电流Iac=0 A。因此,根据式(2)可以计算出此时换流变阀侧电压的计算值:
同时,由于极2高端阀组被旁路,根据上述分析可知,送入极2低端组控的电压参考值Udref=1.0,因此根据图4可以计算出换流变阀侧电压参考值为:
所以:λ=式(3)-式(4)≈0.88168-0.953≈-7.13%<-3%不满足条件(6),故极2低端阀组无解锁允许位。
01:48,逆变侧(穗东换流站)将极2低端阀组操作至“备用”状态后,分接头控制方式强制切换为定Udio控制,极2低端换流变分接头开始下调至14档后稳定,极2低端阀组再次转为闭锁状态后顺利解锁。
当换流变分接头调至14档后,可以计算出当时的换流变阀侧电压计算值变为:
因此,λ=式(5)-式(4)≈0.9425-0.953≈-1.049%>-3%满足条件(6),极2低端阀组能够正常解锁。
3 云广直流工程换流变分接头切换控制逻辑的不足及改进建议
从上述讨论及问题分析中,我们可以看出云广工程换流变分接头的切换控制逻辑能够满足单阀组运行需求。但在云广直流系统调试及单阀组试运行阶段,仍发现了一些问题:
(1)换流变分接头档位不满足阀组解锁要求时,并无信号上送至工作站提醒运行人员,为查找阀组不能解锁的原因造成障碍,应在后续的软件设计中加以改进。
(2)阀组在“备用”状态下控制系统根据交流电压的大小将分接头调整到4档附近,未将分接头调至最高档就对换流变进行充电会导致换流变励磁涌流过高,可能会对变压器本体造成不良影响,是否应将换流变充电的初始档位设置为最高档需要在单极双阀组调试期间进一步考究。
(3)从单阀组试运行的结果看来,换流变分接头档位作为阀组解锁的条件之一,在一定程度上制约了阀组解锁,该条件是否合理需要进一步考究。
4 结语
通过对换流变分接头切换控制功能的讨论以及对云广工程试运行期间由于分接头控制问题导致极2低端阀组不能解锁的原因进行计算和分析,可以得出如下结论:(1)同极串联的两个阀组中,一个阀组的换流变分接头控制模式受另一个阀组状态的影响。(2)换流变充电时其分接头未调整至最高档导致换流变的励磁涌流过大,长期运行可能对换流变本体造成不良影响,是否需要在换流变充电前将分接头档位调至最高档有待考究。(3)从试运行的情况看,云广工程的换流变分接开关控制策略能够满足单阀组运行的要求,但涉及同极双阀组控制的部分功能需要在单极双阀组调试期间进一步讨论完善。
参考文献
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分接头数据 篇5
电网的电压运行水平与发电厂的电压及无功功率分配密切相关,维持给定的主变高压侧母线电压,不仅关系到电网的安全稳定运行,也是保证厂内各级电压运行在合理范围内,提高发电机组安全、经济性的重要手段。主变是发电厂与电网连接的主要元件,其本身是消耗无功功率的设备,除空载无功损耗外,当有功负荷通过主变上网时又产生有功损耗,造成电压降。电压降可通过合理选择变压器的分接头予以补偿,分接头的调整不但改变变压器各侧的电压状况,同时也对各侧的无功分布产生影响。
电压总是处于波动过程中,需要随时进行调节。随着对电压质量要求的不断提高以及调度自动化的发展,自动电压控制(AVC)技术在电网得到广泛运用,成为电网安全、优质和经济运行的重要手段。电厂AVC自动调控装置是电网AVC系统的子系统,通过调度专网与省调联系,接受省调AVC主站下发的母线电压目标值,经过对机组运行方式、参数的判别计算和相应的无功优化分配策略,将母线电压目标值转换为机组无功的目标值并控制发电机励磁装置,实现对发电机组无功功率的自动控制,调整机端电压,从而达到自动调节主变高压侧电压目的[1]。
对火电机组来讲,主变分接头的不同选择及AVC关键参数的设置,均会改变发电机运行电压变化范围,从而对各级厂用母线电压运行范围产生影响,使其偏离额定值、甚至超出允许值,对电气设备的安全运行带来威胁,并使设备损耗增大,不利于机组安全、可靠、经济运行。因此,合理调整主变分接头位置及优化设置AVC参数,对提高电网及电厂的无功电压水平均有重要意义。
1 机组运行现状及存在的问题
本厂装机容量为2×140 MW机组,采用发电机与变压器单元接线方式,通过两回长约9.5 km的220 k V线路接入220 k V春林变。发电机的额定电压为15.75 kV、额定功率因数为0.85,发电机所带无功由AVC系统自动进行控制调节。主变容量为160 MVA,额定电压为:242±2×2.5%/15.75 k V,两台主变均在分接挡位4运行。主变分接头挡位及电压如表1所示。
目前存在的问题是,当机组有功负荷在135 MW及以上,省调给定的220 kV电压目标值较高时,AVC为响应省调指令,使220 kV实际电压接近目标电压,会自动增加发电机无功功率使之大于85 Mvar,此时,功率因数降低为迟相0.85以下,发电机机端电压升高,有时会高于16.53 kV,超过1.05倍的额定电压值,引起发电机过励磁保护(定时限)动作于减励磁。当机组负荷在140 MW时,这种现象会多次出现。机组不同负荷下的无功、机端电压、线路电压及6 k V母线电压值如表2所示。
2 对机组运行的影响分析
由于是单元接线方式,且发电机采用自并励静止励磁系统,高压厂用变压器(高厂变)及励磁变电源直接取自发电机出口封闭母线上,发电机机端电压的高低,对发电机本身、主变、厂用电、励磁系统均有不同程度的影响。
2.1 发电机长期高于额定电压运行,对发电机带来的不良影响
制造厂及国家标准对此类型发电机连续运行最高允许电压为额定电压偏差+5%[1],如电压长时间接近或达到该规定的上限,长期运行有以下不良影响:
(1)当有功在满负荷附近时,AVC会自动维持功率因数在0.85左右,此时励磁电流可能超过额定值,气温高时转子绕组的温度(此数值无法监视)及温升可能超过允许值,使其老化加速;
(2)由于磁通量增大,铁芯温度会升高,尤其是定子铁芯端部水平压圈位置,因漏磁影响会产生局部高温,威胁铁芯及附近的线圈绝缘;
(3)长期高于额定电压运行,绝缘老化速度比在额定电压下快,对于运行多年的发电机,威胁定子线圈的绝缘。
发电机在额定工作状态时,具有损耗小、效率高、寿命长等特性,一般应尽量控制各参数在接近额定状态下运行。
2.2 对厂用电动机的影响
由于发电机机端电压高,使得电源取自发电机出口的6 kV母线电压较高,在机组满负荷(140 MW)时可高达6.4 kV,超过±5%允许波动范围,大量厂用电动机运行在较高电压下,不仅危及电动机绝缘,而且使损耗大大增加。不利于厂用电动机安全、经济运行。
电动机损耗主要包括铁损和铜损两部分,它们的变化与外加电压的变化有关。电动机铁损与运行电压的平方成正比,制造厂家为了充分利用铁芯材料,降低成本,电动机在额定情况下运行时铁芯处于接近饱和状态。当电压变化时,电动机的铁芯饱和程度将发生变化,从而可能引起激磁电流的急剧变化,在铁芯饱和的情况下,激磁电流的变化要比电压变化大得多,使得铁损急剧上升。需要指出,各种电动机在高于额定电压的范围内,铁损与电压的关系是不同的。有些型号电动机,几乎成4次方关系,其他电动机一般为2.5次方关系。为了比较精确地计算定子铁损,应采用电动机的空载试验曲线。定子铜损与定子电流的平方成正比。一般认为随着电压的下降,电动机电流增加,因而铜损也增加。其实,这个关系只适用于负载固定不变的电动机。实际上,当电压下降时,由于电动机转速下降,机械轴功率减小,以及激磁无功电流的减小,使定子电流增加不显著。有些厂用电动机,当电压降低时,定子电流反而减小。因此,当电压下降时,电动机的定子铜损可能是负值,等于零或正值。
国内同行经过计算及试验后得出结论:从经济观点看,火电厂厂用母线的电压宜保持在(0.9～1.0)Un范围内,运行在0.95Un最经济[2]。
发电机机端电压高,相应的无功输出大,经主变传输的无功负荷大,造成高温季节大负荷运行时主变上层油温高,多次超过75℃报警值,使主变老化加快,寿命减少。
发电机机端电压高,对应的励磁电流较大,使励磁变电流增加。夏季高温季节时运行温度高,最高时达到112℃,同样存在减少使用寿命的问题。
3 解决方法
3.1 针对AVC调节发电机电压过高的问题,对AVC参数设置进行调整
220 kV母线电压规定合格范围是:230～235 kV;#1、#2发电机电压变化允许值为14.96～16.54 k V;当发电机电压升高至电压上限(16.54 k V)使过励磁保护报警时,运行人员如人为调整发电机无功来降低机端电压,则需将AVC退出运行才能调整,会影响AVC的投运率,受到调度部门考核。所以应优化AVC控制参数,使AVC调节范围同时满足系统及厂端电压要求,达到自动调节目的,同时避免考核。
1)AVC作为自动电压调控装置,其电压限制功能应早于发变组保护中过压或过励磁类保护先起作用,过励磁定时限保护定值为1.05倍发电机额定电压(即16.54 k V),将AVC中发电机机端电压上限参数,由原大于机端电压额定值的5%调整为3%,以使AVC电压限制先于发变组过励磁保护动作。
2)针对每日后夜及凌晨时系统电压较高,省调AVC主站下发的母线电压目标值低于系统实际电压,AVC会将机组无功大幅减少,功率因数升高为0.99左右,此时机端电压低于额定值,引起6 kV母线电压低至5.75 k V的现象,将发电机机端电压下限参数,由小于机端电压额定值的-5%改为-3%,以保证6 k V母线电压不致过低。
3)改变AVC调节特性斜率,AVC调节特性如图1所示,图中阴影部分为调节范围。
图中横坐标Q为发电机无功功率,纵坐标P为发电机有功功率;k1表示线段O A的斜率。原斜率k1=0.619,按特性图可计算出对应功率因数cosφ为0.85,过程如下:
正常迟相运行AVC斜率设定k1=0.619,在系统电压低于高压母线规定下限230 k V时,AVC将发电机无功按cosφ=0.85调整,理论上符合省调要求。但因无功调节有一定死区范围,有时会出现母线电压低于规定下限而cosφ还大于0.85,被省调考核的现象。考核条件:当电厂的母线电压小于电压曲线所要求的母线电压下限时,如果机组无功出力大于0,功率因数大于要求值(火电:0.85,水电:0.9),计为一个考核点。针对此现象,应使迟相运行时发电机cosφ=0.84左右,根据cosφ=0.84,调整AVC的调节特性斜率,计算如下:
通过优化参数的设置,充分发挥了AVC的控制功能,较大程度上改善了发电机及厂用电系统的运行参数,使其更为趋向合理;在系统电压低时使发电机最大限度的外送无功功率以改善电压状况,并且在一定程度上减少了被调度部门的考核次数。
但上述方法具有局限性,不能根本上解决问题。比如:在一些系统电压低于所要求的电压下限的时段,机组有功负荷较高在135 MW及以上,会因发电机电压达到上限值而停止无功的增加,而此时功率因数尚大于0.85,进入调度考核范围。根本的解决办法是合理调整主变分接头,以改变其低压侧电压,使发电机运行在额定电压附近。
3.2 主变分接头选择计算及校验
由于单元机组的主变属于升压变,其分接头位置、发电机无功出力和发电机机端电压三者之间存在相互关联和制约的关系。本厂#1、#2主变分接头原为4挡,欲达到降低低压侧电压的目的,应增大变比,即将分接头由4挡调为3挡运行。调节后发电机机端电压是否符合要求,应按下述主要运行参数、设备参数进行理论计算及校验,再通过现场验证得出结论。
机组负荷情况常见如下:(1)发电机最大负荷的有功功率为:140 MW,无功功率为:85 Mvar;(2)高厂变最大负荷的有功功率为:11.5 MW,无功功率为:18 Mvar;(3)流过主变的最大负荷的有功功率为:128.5 MW,无功功率为:67 Mvar;(4)发电机最小负荷的有功功率为:80 MW,无功功率为:55Mvar;(5)高厂变最小负荷的有功功率为:9MW,无功功率为:10 Mvar;(6)流过主变的最小负荷的有功功率为:71 MW,无功功率为:45 Mvar;(7)主变高压侧电压在最大、最小负荷下分别为232 kV、230 k V。
发电机电压变化范围:因发电机电压达到额定电压+5%时,过励磁保护动作。所以,电压应在额定电压+5%以下,负荷变化时机端电压变化范围在额定电压的±4%之间较为合适。
按上述设备参数及负荷变化时对发电机机端电压的要求,作主变高压侧分接头电压选择计算,过程如下:
(1)计算主变电阻与电抗[3]。
其中,PK为主变负载损耗(kW);UN为主变额定电压(k V);SN为主变额定容量(MVA)。
其中,UK(%)为主变短路电压百分数;UN为主变额定电压(k V);SN为主变额定容量(MVA)。
主变阻抗为Z=R+j X=0.899+j47.986。
(2)计算主变电压损耗。
(3)低压侧归算至高压侧的电压。
最大负荷时低压归算至高压侧电压U'g.max=Ug.max+△U主max=232+14.356=246.356 k V;
最小负荷时低压归算至高压侧电压U'g.min=Ug.min+△U主min=230+9.665=239.665 k V;
(4)根据主变低压侧(相当于发电机机端)对调压的要求,选择高压绕组分接头。
最大负荷时主变低压侧电压可高于额定电压的4%,即UL.max=UL.N×1.04=15.75×1.04=16.38 k V;
最小负荷时主变低压侧电压要求为额定电压的-4%,即:UL.min=UL.N×0.96=15.75×0.96=15.12 k V。
其中,UL.max、UL.min分别为最大负荷及最小负荷时主变低压侧允许电压;UL.N为主变低压侧额定电压。
从而有:
其中,U主G.max、U主G.min分别为最大、最小负荷时主变高压侧应选择的电压;UN.F为发电机额定电压。
所选择的分接头电压应能兼顾最大与最小负荷需求,所以取两者的平均值:U主av=(U主G.max+U主G.min)/2=(236.88+249.638)/2=243.259 kV,可选242 kV分接头最为接近,即3挡。
(5)校验主变低压侧电压。
最大负荷时主变低压侧实际电压U主L.m a x=
(6)校验主变低压侧在最大、最小负荷时电压偏移百分数。
最大负荷时主变低压侧电压偏移百分数
最小负荷时主变低压侧电压偏移百分数
由计算结果知,主变分接头调整后,其低压侧(即发电机机端)电压符合对电压变化范围的要求。
4 对机组安全性及经济性的影响分析
主变分接头调整后,机组不同负荷下运行时机端电压、6 k V母线电压及线路电压值如表3所示。
当主变分接头由4挡调节为3挡后,其变比增大,在高压侧母线电压目标值(中调给定)保持不变的前提下,发电机机端电压在额定值-1.4%～+2.73%范围内变化,未再出现高于额定电压5%的情况;且机端电压较低时主变高压侧电压即达到要求。这样,在发电机有功负荷相同条件下,无功输出会相应减少,使转子负载降低,转子线圈及铁芯温度相应降低,耐热裕度增高,提高了运行安全性;通过主变输送的无功负荷也会减少,上层油温下降8℃左右,按照温度升高6℃老化率加倍的原则,温度降低有利于减少变压器寿命损失及保证高温季节机组大负荷时安全运行;同时,励磁变高压侧电流约减少6 A,同等环境条件下温度会下降、月耗电量较之前减少10万度以上,且其最高点温度降低约11℃,更利于安全运行;主变变比增大后,220 k V系统电压会相应升高,可减少2条供电线路的线路损耗,同样达到节能目的;6kV母线经济运行电压为(0.9～1.0)Un,发电机电压降低后可使6kV母线更接近经济运行电压。主变分接头调整前后机组满负荷(140 MW)时主要运行参数对比如表4所示。
5 结语
对于主变分接头选择,为了做到在系统各种潮流变化下及机组不同负荷下,都能实现各级厂用母线电压的优化运行,其选择应根据本厂设备参数、负荷变化情况、发电机及厂用辅机长期运行对电压变动的要求,基于系统大、小运行方式时接入端变电站母线电压变化情况,通过潮流计算选择出高压侧分接挡位,由于发电机运行在额定值最为经济,此挡位电压归算至主变低压侧时应尽量接近发电机额定电压,最后校验电压偏移在期望范围内即可确定。
对于AVC参数设置,其控制的上限电压应保证符合发电机长期运行允许电压要求,下限电压应满足厂用电的要求,调节特性斜率的设置首先应保证调节区域不超出发电机PQ曲线规定、各运行参数不超出允许值,还要兼顾调度部门考核要求。分接头的合理选择,首先为低压侧各级电压确定了合理的电压变化范围,优化AVC参数设置,则是在此基础上充分发挥了AVC的自动控制功能。两者相辅相成,最大程度上改善了发电机、主变、励磁变、厂用电系统及线路的运行参数,使其更为趋于合理,一定程度上提高了机组安全、经济性运行水平。
参考文献
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分接头数据 篇6
关键词：电缆T型接头,应力锥,安装错位
电缆T型接头主要由应力锥、双通套管、双头螺杆、插座、插头等组成, 是电缆安装、运行不可缺少的一部分, 也是电缆出现故障率最高部件之一。然而, 电缆附件生产技术落后于其电缆本体[1], 运行数据表明, 因制造质量和安装因素引起的故障约占事故总数的27%[2], 因此电缆附件制造工艺的改善和安装程序的简单化是今后电缆附件研究的主要方向之一[1]。
1 故障简介
2011年8月6日, 梅州市发生了一起10kV电缆分接箱T型接头故障, 导致电缆分接箱烧毁, 无法正常供电。电缆分接箱故障T型接头A、B相严重烧毁, 由故障表象可以看出应该是故障T型接头A相先短路、烧弧, 进而引起B相短路、烧弧, 最终烧毁整个电缆分接箱, 如图1所示。经实地认真查看得出该电缆信息如下:电缆分接箱于2007年5月23日投运, 接线方式为一进四出, 电缆型号为ZRYJV-8.7/15k V-3×120mm2, 电缆T型接头制作方式采用冷缩式 (注射导电外层) 。
2 故障原因分析
为找出该起10k V预制式冷缩T型接头击穿故障的具体原因, 检修人员对故障T型接头进行了解体分析。通过解体, 发现如下:
2.1 双通套管、螺杆完好, 无原始损伤、硅脂干涸现象, 但插头烧毁严重, 无法辨别;
2.2 故障T型接头A相主绝缘完全被击穿, 铜芯烧熔, 该烧熔点应该为故障的短路位置, 如图2所示;
2.3 故障T型接头A相剩余主绝缘表面无明显爬电现象, 无电树枝痕迹;
2.4 故障T型接头A相应力锥内表面碳化尤其明显, 如图3所示。主绝缘表面及应力锥内表面与主绝缘过渡区应均匀涂抹硅脂, 一是安装应力锥时起润滑作用, 二是可填充应力锥与主绝缘过渡区台阶气隙。若硅脂涂抹不均匀或漏涂, 电缆运行一段时间后, 硅脂干涸主绝缘与应力锥之间界面将产生气隙, 局部电场将同样加剧。该因素是造成本次故障的重要诱因之一;
2.5故障T型接头A相应力锥与安装标线位置有约11mm左右的错位, 如图4所示。应力锥实际安装位置线应与安装标线保持一致才能使得应力锥达到均匀主绝缘表面电场的目的。故障相应力锥与安装标线位置有约11mm左右的错位时将造成应力锥与半导电层搭接过少, 从而导致局部电场应力加剧, 应力锥未起到均匀电场的作用[3]。该处电场畸变较剧烈, 产生明显局部放电当电场强度达到一定程度时, 就会被击穿, 也就是“弱点击穿”。长期运行可能被电场击穿、发生短路故障, 甚至烧毁电缆分接箱。该因素也是造成本次故障的重要诱因之一;
从解体结果来看, 故障相T型接头主绝缘表面烧穿口并不是放电的起始点, 相反, 外侧应力锥与主绝缘交界处很可能是本次故障的放电起始点, 而表面烧穿口则是界面爬电现象发展到贯穿主绝缘表面时, 短路电弧以最短路径击穿主绝缘本体绝缘时强大短路电流烧蚀所致。通常, 固体绝缘发生界面放电的根本原因是由于电场应力集中。因此, 综合分析得出导致该冷缩式电缆T型接头击穿的原因有两点:一是故障相应力锥与安装标线位置有约11mm左右的错位;二是主绝缘表面及应力锥内表面与主绝缘过渡区硅脂涂抹不均匀或漏涂。
3 运行建议
通过解体分析, 找出了此次电缆分接箱T型接头故障的原因。为避免此类故障再次发生, 根据故障现象、故障机理分析结论和实践经验, 提出以下安装和运行建议:
3.1 在电缆T型接头安装过程中要严格按照产品说明书上的安装步骤进行, 并按照《配网工程施工作业指导书》的有关质量控制要点进行施工;
3.2 在应力锥与主绝缘台阶处涂抹硅脂以起到明显改善电场分布和润滑的作用;
3.3 严格按照《10k V电缆分接箱验收规范》进行竣工验收;
3.4 加强配网电缆分接箱运行维护管理, 对运行中发现的应力锥安装错位的T型电缆接头进行停电更换处理;
3.5 利用局放测试仪或10k V验电器对运行中的电缆终端进行普查, 每年一次;
3.6 对存在感应电压的电缆终端加装接地屏蔽线。
参考文献
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