自控系统故障（共12篇）
自控系统故障 篇1
0 引言
企业生产过程自动化程度的提高, 对现场仪表维护人员提出了越来越高的要求, 要能在故障发生时很快判断出故障的所在位置, 并进行维修和更换, 以尽快恢复生产。
为此, 介绍一套故障排除方法———“源头法”, 即从信号发生源头查起, 一步一步直到仪表检测或控制回路终端, 查出问题所在, 并找出解决办法。
1 故障判别方法
自控系统中, DCS或PLC等是整个系统的核心。它总共有两种信号:输入信号和输出信号。输入信号包括模拟量输入 (AI) 和开关量输入 (DI) (脉冲量输入等应用较少, 不做讨论) , 输出信号包括模拟量输出 (AO) 和开关量输出 (DO) 。源端即信号发生端, 终端即信号接收端。AI源端是现场的各种检测和变送元件, 如热电偶、热电阻、压力 (差压) 变送器、各种远传流量计、物位计、分析仪等, AI终端是DCS流程图画面的各种参数显示;DI源端是现场的阀位反馈开关、各种行程开关、接近开关、按钮等, DI终端是DCS流程图画面泵、阀等的状态显示;AO源端是DCS画面中阀位调整开度信号, AO终端是现场各种调节阀和执行器等;DO源端是DCS画面中的开关或启停命令按钮, DO终端是现场各种切断阀和电机等控制设备。AI信号电流流向是现场检测变送元件到端子柜 (控制柜侧如果有) 到安全栅或配电器 (控制器侧如果有) 再到AI卡件端子排;AO信号电流流向是AO卡件端子排到安全栅 (如果有) 到端子柜 (如果有) 再到现场调节阀或执行器。DI信号传递是现场干接点到中间继电器线圈 (如果有继电器柜) , 中间继电器触点到DI卡件;DO信号传递是DO卡件到中间继电器线圈, 中间继电器触点到现场电磁阀, 或到电机控制回路。源头法就是根据信号电流的流向从先往后逐步检查各个中间环节器件或是按照信号发生先后顺序逐层检查各个器件直到查出问题所在。
以浙大中控JX-300XP卡件组成的控制系统为例, 其AI、AO、DI、DO信号故障判别方法分别如表1、表2、表3、表4所示。
2 结语
具体排除故障时, 不必拘泥于上述每个环节, 对于常见故障或易损坏的元器件, 可重点关注和考虑, 以节省故障排除时间, 尽快恢复生产。
摘要：介绍一套自控系统故障分析判别方法——“源头法”, 即从信号发生的源头入手, 一步一步, 直到找出故障所在。
关键词：化工,自控仪表,故障,源头法
自控系统故障 篇2
充电系统特殊故障2例
1 解放平头车屡烧仪表熔断丝故障 故障现象 一辆解放平头车,行驶里程26万km,发电机调节器外搭铁式.驾驶员反映近几天频繁烧断仪表熔断丝,烧断后发电机不发电,换上新的熔断丝后有时候能用一段时间,但还是会不定期地再次烧断,无规律可循.熔断丝不断的`时候一切正常,到本店来修理的时候已经换了一盒熔断丝了.
作 者：牟宗华 MOU Zong-hua 作者单位：黑龙江省建三江分局七星农场宗华电器修理部,156300刊 名：汽车电器英文刊名：AUTO ELECTRIC PARTS年，卷(期)：“”(1)分类号：U463.630.7关键词：
自控系统故障 篇3
关键词：故障树，专家系统，电力机车
中图分类号：TP274 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）21-0022-04
随着列车运行速度不断提高，列车运行安全不仅是铁路工作者、科研人员所关注的问题，也是所有普通民众所关注的问题。任何设备都可能产生故障，单凭技术人员的感觉来检测难以满足现代故障诊断要求。本文基于现代检测技术、专家系统以及智能故障诊断技术，构建了电力机车故障诊断专家系统，实现对电力机车故障进行及时有效诊断，并给出故障处理意见，减小故障损失[1]。
1 系统级故障诊断专家系统基本思路
1.1 基本框架
故障树分析以前主要应用于分析系统故障原因，计算系统的可靠度，以优化系统设计，因此，在系统可靠性分析与设计中得到广泛应用。近年来，利用故障树模型进行故障源搜寻的研究引起了极大关注。
由于故障树易于分析事件，而基于规则的专家系统匹配推理直观速快，因此，本文提出了以故障树来分析和获取知识，以规则匹配来进行推理的诊断专家系统，其结构如图1所示。
1.2 知识库规则的获取
然后通过寻找对象故障树的所有最小割集，将故障树的每一个最小割集转换为知识库中的一条规则，其基本步骤，如图2所示。
求出故障树最小割集是获取专家系统规则的关键所在。常用由上而下的故障树搜寻法求解故障树最小割集，采取从上到下遇到“与门”就将“与门”下面所有的输入事件排成一行，遇到“或门”就把“或门”下面所有输入事件排成一排，依此类推，直到不能分解。以牵引电机电流不平衡故障树为例来说明相应知识库规则的获取。电流不平衡故障树如图3所示，其编码简化形式，如图4所示。
首先按自上而下搜索法，获取故障树的全部最小割集为：
（B003600010001）、（B003600010002）、（B003600020003）、（B003600020004）、（B003600020005）、（B003600010006）、（B003600030007）、（B003600030008）、（B003600030009）、（B003600020010）、（B003600020011）
可以看出，由于在故障树中，节点之间都是或逻辑关系，所以每一个叶子节点都构成一个最小割集，共11个。因此可得牵引电机电流不平衡专家规则共11条：
①IF B003600010001 THEN F0036；
②IF B003600010002 THEN F0036；
③IF B003600010003 THEN F0036；
…………………
11 IF B003600020011 THEN F0036；
通过同样的方法，可获取电力机车其他故障专家规则，并保存在规则表中，供故障诊断推理机利用。
2 故障诊断知识库
2.1 知识的表示
因为电力机车故障的诊断知识适合采用基于产生式规则的形式来表示；此外，由于其故障诊断知识数量繁多，故障类型复杂，需要将知识分类存储以提高推理速度和效率。因此，通过引进框架来弥补产生式规则这方面的缺点。这里把框架分为两种，一种是直接框架，框架类别为0，一种是间接框架，框架类别为1，如图5所示。
其中，框架号一般为对应事实号，框架名称为对应事实名称，父槽为父节点的框架名；槽类型为本事件与子事件的逻辑联系关系，若该事件为底事件，则槽类型为0。以牵引电机电流不平衡诊断知识的框架为例，如图6所示。
2.2 知识库框架
本节对关系型数据库的规则和框架的存储技术进行研究。本系统的知识库将由下面几个数据库表组成。
①数据字典表。数据字典表的作用是将全部条件和结论编码成符号形式。这样一方面可有效提升搜索与推理速度；另一方面不仅节省存储空间，还便于数据库程序的编写。本文所采用的具体编码规则为：顶事件编码=“F”+自身4位数字编码，如电流不平衡事件为F0036；中间事件编码=“M”+顶事件4位数字编码+自身4位数字编码，如电流故障不平衡事件编码为M00360002；底事件编码=“B”+中间事件8位数字编码+自身4位数字编码，如硅元件损坏事件编码为B003600020006。事件编码工作由计算机实现。字典表数据结构，如图7所示。
②规则表。规则表的数据结构，如图8所示。这里一条规则的条件事实数目不确定。若采用条件事实最大的规则来处理，将导致存储资源的浪费。因此，本论文通过另建一个规则条件表来存储规则相应的条件事实号，规则条件表数据结构，如图9所示。另外规则表中有一项为重要度，是通过故障树的定量分析得到的各个最小割集的重要度。最小割集重要度大的优先级就高，就能被推理机优先与故障事实进行匹配，从而提高故障诊断效率。
③框架表。框架表也是本系统知识库核心组成部分之一。它就是电力机车故障树的存储表。根据故障树的节点的类型不同，可将框架表分为：间接框架表和直接框架表，分别如图10和图11所示。实际上，间接框架表主要用来表示故障树的根节点与中间节点，直接框架表用来表示故障树叶子节点。从节省存储空间的角度出发，这里也与规则表一样，另建间接框架判断条件表来存储框架所对应的判断条件，表结构如图12所示。
3 故障诊断推理机
基于知识的故障诊断专家系统的推理就是规则匹配过程。传统方法是将规则进行逐一的匹配，这种推理匹配方法，具有盲目性，匹配速度慢。因此，本文引入最小割集重要度概念，按照规则重要度大小顺序匹配规则，其推理流程图，如图13所示。
为描述故障树各最小割集对顶事件发生所作的贡献的大小，可将最小割集重要度定义为PM/T：
PM/T=PM/PT（1）
式（1）中，PM为最小割集M的发生概率，PT为故障树顶事件的发生概率。
最小割集重要度PM/T是最小割集概率占故障树顶事件概率的百分比。由于最小割集中各底事件是相互独立的，因此，PM等于最小割集中各底事件概率的乘积。
以牵引电机电流不平衡故障树为例介绍如何计算故障树最小割集的重要度。各底事件的概率值，见表1。
计算中间事件与顶事件的概率如下：
PM00360001=1-（1-PB00360001）（1-PB00360002）（1-PB00360003）=0.1963；
PM00360003=1-（1-PB00360006）（1-PB00360007）（1-PB00360008）=0.1971；
PM00360002=1-（1-PB00360004）（1-PB00360005）（1-PB00360009）（1-PB003600010）（1-PB003600011）（1-PM00360003）=0.4074；
PT=1-（1-PM00360001）（1-PM00360002）0.5237。
根据式（1）计算出各最小割集或规则的重要度结果，见表2。
最小割集（B003600020005）的重要度最大，其对应规则最先匹配。虽然最小割集都可能导致顶事件发生。但重要度越小，相应的故障模式发生的概率往往也越小，因此进行规则匹配排序，可明显提高故障搜索效率。
4 故障诊断专家系统
通过以上分析，本节提出电力机车电气部分故障诊断系统的功能模结构如图14所示。系统由五大功能模块组成：故障诊断模块包括推理模块和推理解释模块。为了提高推理模块的通用性，实现了理机与知识库分离。采用正向推理与启发性搜索策略，引入了重要度的概念，提高规则匹配的成功率和推理速度。本系统中的知识库管理模块包括获取规则和计算规则重要度两大功能，知识库中的规则并不完全依靠专家来编辑。一定程度上缓解了知识获取难的问题。故障树管理模块实现了故障树的显示、编辑等功能。数据管理模块主要是保存故障诊断历史数据，同时历史记录中的故障发生次数作为规则重要度的参考值。用户管理模块包括用户权限分配与用户基本信息更新两部分。专家系统故障诊断流程，如图15所示。
5 系统设计与实现
5.1 界面设计
系统登陆模块界面，如图16和图17所示，系统具有权限管理，以保证系统不致因用户越权而被破坏使不能正常运行。
本系统的设计考虑了电力机车故障特点的层次性，将电力机车故障诊断系统分为电气部分、机械部分、空气管路部分以及其它部分4个子系统，又将各子系统细分成相应的功能部件。可通过相应功能部件进入故障诊断状态。
5.2 故障诊断模块设计
以I压缩机接触器16 KM故障为例进行说明故障诊断基本的推理流程，其中接触器 16KM的状态信号可通过LCU自动获取。进入辅助电机故障诊断模块，如图18所示。
下面详细介绍本系统对I压缩机故障诊断的推理过程，故障树如图19所示，也可从知识库管理界面看到以Tree View视图结构表示的故障树。从图19可看出，压缩机故障包括排风不止故障以及不打风故障。规则获取模块，按前面分析所得的规则获取方法来获取规则和计算规则重要度，并保存进规则库表，如图20、图21所示。辅助机组诊断中故障现象栏会询问用户，I压缩机为何种故障现象，若通过司乘人员现场查看后，选择I压缩机不打风，系统会按规则重要度依次调用规则R0237～R0242进行与综合数据库中的事实进行匹配。
5.3 知识库管理模块设计
知识库管理主界面实现故障树的修改，其具体操作流程，如图22所示。知识库管理主界面，如图23所示，仍以I压缩机故障树为例，其完全展开的故障树视图如图24所示。
6 试验与总结
目前本样机系统在国家863项目的支持下，正在试验室和现场进行相关车型的静态试验，取得了一手的现场数据。为今后的列车整车状态监测及故障诊断打下了良好的基础。并有望在近期实现工程化。
参考文献：
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自控系统故障 篇4
增压器运转噪声过大
(1) 原因分析。因叶轮受到异物冲击或与壳体刮碰产生变形, 使气体的运动变化而产生高频噪声;叶轮与壳体刮碰以及轴承润滑不良产生摩擦噪声;发动机到增压器间的排气管路不密封、漏气, 产生噪声。
(2) 故障排查。发现增压器噪声过大时, 应首先检查排气管路密封是否可靠, 然后检查增压器的润滑是否良好, 最后分解增压器, 检查内部机件是否有损伤。
增压器过热
(1) 原因分析。发动机供油提前角过小, 使排气温度过高, 造成增压器转速过高, 温度上升;喷油质量差, 后燃严重, 造成排气温度升高, 导致增压器过热;润滑不良, 润滑油压力不足, 油温过高, 供油量不足, 带走的热量减少, 使增压器温度升高;增压压力下降, 导致空气流量减少, 造成增压器温度升高。
(2) 故障排查。发现增压器过热时应首先检查发动机的供油正时和喷油质量;然后检查增压器润滑油供应是否正常, 最后检查增压器的内部机件是否有损坏。
增压器异常损伤
(1) 原因分析。润滑油不清洁。增压器的工作转速在6000转/分钟以上, 它的轴承要求实现液体润滑, 因此润滑油的清洁度对其使用寿命的影响非常大;润滑油压力低, 供油量不足。增压器润滑油的压力通常在200千帕以上, 机油压力低会造成轴承的供油不足, 从而丧失液体润滑条件, 引起轴承的异常磨损。
(2) 故障排查:在使用过程中要注意润滑油的清洁, 经常检查和保养空气滤清器, 要保证润滑油的压力, 对压力不足时要及时进行排除故障。
增压压力下降
(1) 原因分析。进气阻力增大, 它包括滤清器有脏物、中冷器有脏物及进气蜗壳内有脏物等;压气机转速下降, 它包括涡轮有积碳、涡轮排气阻力增大、轴承磨损、转子与壳体有刮碰、海拔高度增加等。
(2) 故障排查。清洁空气滤清器。空气滤清器被堵塞之后, 压气机的进气阻力增加, 导致增压压力下降。增压发动机的空气滤清器必须及时清洗, 应经常检查空滤器的指示器, 保持空滤器的清洁。清洗中冷器的压气机。中冷器和压气机的内部积有油泥、灰尘会增加进气阻力, 当中冷器进、出口压力差超过技术标准时, 应清洗它的内部通道。
压气机涡壳和叶轮上沽有油泥和灰尘时应分解清洗, 并要定期进行。清除积碳。增压器的内部积碳会增加转子的转动阻力, 使增压器转速下降, 增压压力降低。积碳通常积存在涡轮叶片、转轴、密封环等部位, 一般是因密封不严, 机油漏入烧结及燃油燃烧不完全所致;检查转子的轴向、径向间隙, 消除刮碰现象。转子的径向间隙过大会丧失液体的润滑条件, 转子的转动阻力将增大, 转速降低;转子的轴向间隙过大或变形产生刮碰现象, 转子的转速也会下降, 导致增压压力下降。所以分解保养增压器时, 转子的径向间隙和轴向间隙都要认真测量, 并注意观察是否有刮碰现象。
增压器轴承早期磨损
(1) 原因分析。冬季启动发动机时猛轰油门或立即起步;发动机熄火前猛轰油门后又立即熄火, 使转子轴因瞬间的高速旋转缺油而烧坏轴承;长期停驶的车辆, 在重新启动时没有预先润滑增压器, 使转子缺油而烧坏轴承。
自控系统故障 篇5
.进入安全模式 开机时，按“F8”键或“CTRL”键进入开机选单，选择“SAFE MODE”进入W- INDOWS安全模式。 2.STEP-BY-STEP检错 在开机选单中选择“STEP-BY-STEP CONFIRMATION”来启动系统，可逐步来检查系统启动中的问题。步骤如下： 第一步：检查注册表 首先出现“PROCESS THE SYSTEM REGISTRY？”询问选项，选择“Y”载入注册表，若电脑死机，就要进行注册表的修复，
第二步：建立启动记录 出现“CREATE A STARTUP LOG FILE（BOOTLOG.TXT）？”提示，问你是否建里启动记录，建议选择“Y”。 第三步：执行“CONFIG.SYS” 出现“PROCESS YOUR STARTUP DEVICE DRIVERS（CONFIG.SYS）？”画面，按下“Y”开始执行各个项目。 第四步：执行“AUTOEXEC.BAT” 出现“PROCESS YOUR STARTUP COMMAND FILES（AUTOEXEC.BAT）？”提示，按下“Y”，和CONFIG.SYS一样。 第五步：执行“WIN” 接着，会访问你是否执行“WIN”程序，键入“Y”执行，启动“WINDOWS”。 第六步：载入驱动程序 将出现“LOAD ALL WINDOWS DRIVERS？”提示，询问是否载入驱动程序，键入“Y”，将逐个载入驱动程序。
热计量系统故障特性分析 篇6
关键词 数学模型 计量误差 热计量
中图分类号：TU832 文献标识码：A 文章编号：1002-7661（2015）21-0002-02
一、引言
哥本哈根世界气候大会后，世界各国更加重视节能减排。我国从“十一五”开始将节能减排列入国家发展规划纲要。
集中供暖和分户计量是一种有效能源利用与管理方式，可以促进节能减排。分户热计量需在管道井内分别安装用户热量表，并在对应的采暖进、出水管上安装温度传感器，记录温度、水流量等信息。安装失误，容易出现温度传感器错接，引起用户热计量误差乃至错误，从而导致计费错误。由于管道工程的隐蔽性，这种错误往往难以发现。
本文建立了分户热计量管路系统连接的物理和数学分析模型，分析了热计量故障特性和管路连接错误可能导致的热计量放大程度。分析表明：在管路错接且两户用热不平衡的情况下，被计入的热量与实际水流量等异常，与实际用暖情况也不符，误差很大。论文结合记录数据对简化数学模型和分析结果进行了验证。
二、暖气热计量原理
图1所示热量表由流量计、供出水温度传感器、积算器等主要部件组成。其中，流量计通常测量的是通过热量表的采暖水体积流量qv；进出水温度分别由安装于进水、出水管路的温度传感器测得，并可以计算得到进出水温差△T；积算器则根据流量和温度差计算向用户提供的采暖供热量Q。
在t0到t1计量时段，向用户提供的采暖供热量Q与通过热量表的采暖水质量流量qm、进、出水温度差△T的关系可通过积分获得
Q=C·△T ·qm·dt （1）
式中，C=4.18kJ/kg·OC为水的比热容，即水在等压且只作体积功的条件下温度升高1OC所吸收的热量，qm=qv·p，为水质量流量，p为水密度。
三、供暖特性分析
根据单元楼管路连接情况，建立了双管路供暖分析模型，用以分析管路错接对热计量的影响规律。
现阶段，建筑大多都采取了室内保温措施。按照一般经验，水流量较大的情况下，热水循环快，因而进、出水的温差相应较小。为了便于简化分析，根据热量表记录某建筑面积住宅的实时数据及供暖情况作如下基本假设：
1.管路入水口温度，取整值为55OC，余下简单分析时均取整值温度；
2.正常室内、外温度取整值分别为20OC、5OC；
3.流量为零的情况下，出水温度为无供暖下室温，取整值为15OC；
4.除说明的管路连接错误之外，假设不存在其它错误或误差。
假设在相对短的△T时段内流量、温差均稳定，则积分公式简化为求和公式，热量可采用（2）式计算
Q=C·△t·qm·△T=Const·qm·△T （2）
式中系数Const=C·△t，单位时间下系数Const就是比热容常数Cp，正常采暖温度50OC附近C变化很小。则单位时间热量（热流量或热功率）可以表示为
Q=C·△t·qm （3）
由（3）式可見，热流量一定时，水流量与温差成反比，管路系统相似情况下，水流量越大，温差越小；反之，水流量越小，换热越充分，则温差越大。这是正常的供暖规律和生活常识。
依据这种生活常识和供暖规律，可判断供暖计量系统是否有故障，如果用户组管道接反，则反映的流量与温差会正好相反。因此可根据用暖情况（室温），对照热流量及温差判断是否存在系统故障，并及时进行纠正。
四、热计量故障特性分析
为进一步分析管路错接导致的计量故障情况，本文建立了双管路分析模型。假设甲乙两用户使用如图2所示的正确的独立暖气管路，热计量系统测量甲、乙用户采暖质量流量qm1、qm2，以及供出水温度Ti1及Tb1、 Ti1及Tb1。
根据公式（2）可以获得甲（左）、乙（右）用户各自的采暖热量分别为
Q1=Const·qm1·（Ti1-Tb1） （3）
Q2=Const·qm2·（Ti2-Tb2） （4）
在管路错接情况下，用户的流量计量正常，但温差计量数据恰好互换。由于两户的出水温度数据被相互对换，导致所测得的供出水温度差分别变为△T'1=Ti1-Tb2、△T'2=Ti2-Tb1。则计量表将采暖热量错计算为
Q'1=Const·qm1·（Ti1-Tb2） （5）
Q'2=Const·qm2·（Ti2-Tb1） （6）
显然，只有在甲乙双方使用情况完全相同情况下，温差等数据才一致。假设在甲乙两户面积等条件完全相同的情况下，甲用户正常使用暖气，而乙用户关闭阀门不使用暖气。根据常识，甲用户的进出水温差小，乙用户进出水温差达到最大。此时，乙用户计入的流量和热量都为0。为便于计算，以热量表记录的甲用户实时出水温度数据50℃为参考，温差为5℃。可算出甲用户实际用热为
Q1=Const·qm1·（55-50）=5Const·qm1 （7）
但是由于管路错接，甲用户温差变为40℃，被计入的热量为
Q'1=Const·qm1·（55-15）=40Const·qm1=8Q1 （8）
可见，由于管路错接导致流量与温差失配，甲用户热量计量与实际严重不符，为实际用量的8倍（800%）。如果流量更大，温差差别更大，计量被放大更多。
五、诊断方法的工程验证与应用
依据上述特性，就可对记录的采暖数据进行分析、故障查找。如表1所示，为某组用户的实际采暖记录数据和分析结果。由表1可见，2823相对25记录的总水量少，然而记录总热量却多，与实际使用情况也不符。
表1 热量表实时数据记录及分析
根据实时数据状态1-5，发现采暖温差异常。针对表1所列数据提示的问题，经用户及工程技术人员多次核实发现，两个用户的管路的确是错误地混接在一起了，导致了流量计量错误，因此应予实地检查并纠正。
如果用户热计量表的热流量、水流量和温差计量异常，则应及时检查管道连接与热计量表的运行情况，及时查找问题，提高热计量的准确性，小用户和管理部门的损失与麻烦。
六、主要结论及建议
本文提出了根据供暖热量、温差与水流量的特性分析查找热计量系统问题的方法，并结合采暖记录数据，对所建立的模型进行了验证。分析表明：1.在错接的两户用热不平衡的情况下，同一时段内水流量大的一户，被采集的温差偏大，将被显著地多计热量，甚至达到8倍或更多；2.水流量小的一户，所采集的温差数据偏小，则将被少计热量。
参考文献：
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自控系统故障 篇7
1 系统总体结构框架
电梯故障诊断专家系统采用两层集散式结构框架, 其总体结构如图1所示。现场采用自动测试设备对电梯的各项运行数据进行采集, 并通过A/D转换模块将模拟量信号转换为系统可以识别的数字量信号并传输至上位机, 上位机采用系统开发软件构建基于故障树分析的电梯故障诊断专家系统, 将采集到得数据与标量进行比较, 对异常运行的数据, 专家系统进行进一步的分析和处理, 给出相应的诊断结论和处理方案。
2 电梯系统故障树分析
电梯故障诊断专家系统采用故障树分析方法, 通过大量实际经验和事实分析, 将电梯系统故障分为四大模块即门系统、制动系统、安全回路和拖动系统[2], 其故障树二级节点结构图如图2所示。以电梯系统故障为作为整个故障树的顶事件, 将门系统故障、制动系统故障、安全回路故障和拖动系统故障作为故障树的二级节点, 并依此向下分解延伸, 构建电梯系统的故障树。
3 专家系统的构建与实例分析
3.1 电梯故障诊断专家系统的构建
电梯故障诊断专家系统整体结构如图3所示, 由知识库、数据库、人机接口、推理机、知识获取机制和解释机制六部分组成[3]。是一个集数据采集、信号分析、专家诊断、故障预测和定位多个子系统于一身的智能集成化系统.电梯故障诊断专家系统的其核心部分为知识库和推理机[4]。电梯的故障诊断是在电梯的状态监测与信号分析处理的基础上进行的, 通过故障诊断专家系统可实现对电梯故障的性质和程度、产生原因或发生部位进行诊断, 并对电梯的性能和故障发展趋势进行预测。
电梯故障诊断专家系统推理方法的选择采用正反向混合推理, 它弥补了正向推理和反向推理的不足之处, 将正向推理和反向推理的独立优势进行了有机结合, 推理思路更近似于人们日常决策的思维方式, 其推理流程图如图4所示。
3.2 电梯故障诊断实例分析
以电梯门系统故障为例, 当电梯出现反复开关门的故障时, 专家系统至门系统分支故障树的定事件向下正向推理, 第一级推理得出故障为轿门系故障 (该级节点含厅门系、轿门系和门锁继电器) , 继续向下推理依次得到故障为轿门系-运行异常-反复开关门, 最后又反复开关门得出电梯系统故障的底事件为门锁触点接触不良或关门受阻。如果此时用户对故障结论有所质疑还可以通过手动进行反向推理, 验证故障结论的准确性。
结束语
基于故障树分析的电梯故障诊断专家系统能够实现对电梯系统故障的精确定位, 并提供相应的维修方案和安全措施, 同时对危险故障进行预警, 提示用户进行及时处理, 保障了电梯系统的安全运行, 大大降低电梯安全事故, 对电梯的长期稳定运行和保障人的生命安全具有重大意。
参考文献
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[2]陶鹏, 孙晓明, 张超.基于神经网络推理策略的电梯故障诊断法[J].武汉理工大学学报:信息与管理工程版, 2009, 31 (6) :950-953.
[3]陈志军, 闫学勤, 黄德启等.无机房电梯的智能故障诊断系统[J].自动化仪表, 2010, 8 (31) :70-73.
自控系统故障 篇8
1 DCS系统故障情况
6月29日18:32, 整个窑尾DCS系统陷入瘫痪, 所有参数均无法显示和调节。包括窑尾高温风机系统、预热器及热风管道、增湿塔、均化库底及出库系统、生料计量和输送、窑尾煤粉计量和输送系统以及窑中主电动机及辅助设备系统。故障发生后, 操作员立即通知电气人员进行处理。检查后, 发现窑尾控制柜温度过高, 使DCS系统CPU无法工作, 导致窑尾DCS死机。处理此次DCS系统故障需要断电后复位, 但断电后大量设备要跳停, 后果无法估计, 再加上窑头及篦冷机系统正常, 通过部分参数还可以监控整个系统的运行状况, 所以窑系统一直在运行。在此期间一直在处理DCS故障, 但均未处理好。直至19:55窑内温度降低, 开始跑生料, 才在操作员的要求下于2008对DCS系统CPU断电, 停窑, 21:21处理好后开窑主传投料。
在DCS系统故障的情况下, 窑系统运行了96min。在整个过程中, 系统在无法监控、无法操作的状态下运行, 对设备运行和人员安全带来了巨大的威胁, 也给生产带来了一定的困难。
2 DCS系统故障中控窑系统操作预案
2.1 DCS一般性系统故障
DCS系统发生一般性故障时窑系统部分设备和参数无法监控和操作, 但不影响整个窑系统运行。应立即通知相关人员进行处理并汇报相关领导, 结合可以监控的信息进行调整操作, 通知现场人员监控中控无法监控的设备, 必要时把部分设备转为现场操作。
2.2 短时间可以处理好的DCS死机
DCS死机但能在30min之内处理好时, 应通知现场巡检人员密切关注各主机设备运行情况并检查输送设备保证料流通畅。待DCS处理好后, 针对系统运行状况进行相应调整操作, 使系统恢复正常运行。
2.3 短时间无法处理好的DCS死机
DCS死机且在30min之内无法处理好时, 应停机处理。具体步骤如下:
2.3.1 人员安排
所有操作均由现场完成。在故障20min后, 通知值班员及现场巡检人员准备停机, 现场到位。具体安排如下:均化库底一人 (巡检工) 、预热器顶一人 (巡检工) 、篦冷机一人 (巡检工) 、窑中窑头一人 (值班员) 、窑尾和窑头电力室各一人 (电工) 。处理过程中所有人员要密切配合, 统一由中控操作员指挥, 合理安排, 减少无效工作, 协调好生料磨及发电操作。
2.3.2 停机步骤
1) 关闭生料秤前手动闸板, 停均化库及生料仓流化风机, 停炉煤及头煤, 开启窑托轮油泵, 停窑主电动机, 待窑不转后开辅传慢转窑。
2) 通知生料操作员和发电操作员进行调风, 预热器人员手动逐步关闭预热器顶热风挡板至10%, 手动打开冷风挡板至100%;同时篦冷机人员把固定端风机风门关到50%左右, 一段关到30%, 二、三段风机停机, 检查破碎机、拉链机、电除尘器运行状况。操作员到窑头观察窑头负压状况, 协调预热器人员和篦冷机人员调风, 避免窑头正压, 预热器人员结合预热器顶负压状况, 关闭气动闸板和收尘蝶阀。
风电系统故障特征分析 篇9
关键词：风电系统,故障特征,低电压穿越,测试数据,仿真,现场故障录波
0引言
为缓解能源危机与环境污染,包括风电在内的可再生绿色能源的大力发展成为必然选择。中国的风力发电发展迅速,风电装机容量已居世界首位[1]。 风电的送出方式分为分布式和集中式两种。风电分布式接入配电网时,因其容量小对电网的影响不大, 而大规模风电集中接入的问题则不能忽视。继电保护是电网安全运行的第一道防线,风电电源的特殊结构使其特性与常规电源有较大差异,常规保护在风电接入系统中存在适应性问题,研究风电接入系统的继电保护问题显得尤为重要[2]。
故障特征是研究继电保护的基础,诸多文献对风电系统的故障特征展开了研究。故障特征的获取途径可分为理论分析[3,4,5,6,7]、建模仿真分析[8,9,10,11]、实际录波分析[12,13]等3种,由于风电系统实际录波数据较少且难以获得,目前主要通过前两种方法对风电系统的故障特征进行研究。文献[3-7]给出了电网故障时双馈风电机组的短路电流表达式,但其结论是在基于大量假设和特定故障情况下给出的,与实际风电机组的故障特征并不完全相符。文献[8-11] 基于仿真建模给出了风电系统短路电流的故障特征,但模型的准确性和结果的可信度需要验证。文献[12-13]对某一种实际风电系统的录波数据进行了分析,从而得出一些特征结论,但由于数据量较少,虽然真实但缺乏普遍性。综上所述,目前对风电系统的故障特征缺乏统一认识,所给出的故障特征或是由对具有特定控制策略的特定风电机组进行大量故障仿真得出,或是根据某一特定现场故障录波数据得出,该故障特征并不具有普遍性。为研究适用于风电接入系统的保护原理,研究不同控制策略和不同类型风电机组的共性故障特征十分必要。
风电机组的故障特征与其自身控制密切相关, 而控制策略的多样性使其故障特征呈现出多种变化,这也增加了研究风电系统故障特征的难度。但由于风电机组的控制目标基本相同,同时在故障期间必须满足电网低电压穿越的要求,使得风电系统具有基本的控制规律。风电的大规模集中接入方式,使得并网点既有直驱风电场又有双馈风电场接入,其送出线路表现为两种风电场的共同特征。因此,对风电系统的研究应综合考虑两种风电机组的影响,总结出风电系统的一般故障特征。同时系统发生故障时,电气量的变化只是对故障的响应,其故障本质应该为网络拓扑参数的变化[14],因此,对故障特征的分析应更多地关注系统网络拓扑参数的变化。
本文从继电保护的角度出发,基于风电机组自身的控制特点和电网低电压穿越要求,利用单机低电压测试数据、风电并网系统建模仿真和风电接入系统的现场录波数据对风电系统的故障特征进行了系统分析,获得风电系统故障时的一般规律。为研究适应于风电系统的继电保护研究奠定了基础。
1风电机组故障特征分析
1.1风电机组故障特征的影响因素
系统发生故障时,其中的源和网络拓扑决定了该系统的故障特征。在大规模风电集中接入的系统中,源发生了很大变化。因此研究风电并网系统的故障特征,首先需要明确影响风电系统故障特征的风电电源的特点。
目前应用广泛且有发展潜力的风电机组主要为基于双馈感应发电机(DFIG)的齿轮驱动型机组和基于永磁同步发电机(PMSG)的直接驱动型机组两类,其结构见附录A图A1。与常规系统中的同步发电机相比,风电机组除具有产生电能的电机外,还有含控制的变流器。
电机的作用是产生电能,其暂态特性主要受转子励磁的影响;变流器的功能是实现能量的转换和传递以及交直交间的电气隔离。变流器电路的时间常数很小,其暂态特性主要取决于控制电路的控制策略;风电并网要求[15,16]是保证供电的可靠性和连续性,在故障期间要求风电机组具有低电压穿越能力且提供一定的无功补偿。并网要求在很大程度上决定了风电系统的故障特征。
风电并网要求下的受控变流器和与变流器相连的电机构成了风电电源,其各自的特点及相互影响结果共同决定了风电电源的稳态和暂态特性。并网要求决定了变流器的控制目标;电机和变流器为满足并网的暂态要求,在稳态控制的基础上附加了暂态控制,以保护变流器的器件安全。风电电源的受控性使其在故障期间不能像同步机那样等效成恒定的源和系统阻抗的串联,而是一个时变的非线性系统。
由于变流器中交直交的电气隔离作用,双馈式风电电源的故障特征取决于接入电网的变流器和由变流器控制转子励磁的电机,而直驱式风电电源的故障特征是由受控的变流器在故障过程中的特性决定的。总之,控制决定了风电的电源特征。
1.2风电机组故障特征
本文主要基于风电电源的一般控制规律而非具体某种控制策略,并结合双馈和直驱单台风电机组低电压穿越的故障录波数据,对风电机组的故障过程进行了分析,以获得风电电源在故障时的一般规律。下面分别对双馈和直驱风电机组的故障特征进行研究。
1.2.1双馈风电机组故障特征
双馈风电机组在故障期间的控制目标为:1防止转子过流和转子变流器直流过压;2按低电压穿越要求提供无功电流。 其中前者通过主动投切Crowbar电路实现,即当超过转子过流或直流过压限值时投入Crowbar电路,投入后当转子电流和直流电压降低至设定限值时,Crowbar保护切除。在故障期间,Crowbar保护电路可能进行多次投切,因此,双馈风电机组的故障特征按投切状态的改变具有明显的分段性。同时在Crowbar一次动作过程, 可采用脉动式和持续式对多余能量进行卸放。但无论采用何种方式,其目的都是为了卸放故障过程中变流器中的过剩能量,以防止变流器过流和直流侧过压。因此在控制目标相同的情况下,即使采用的手段有所差别,其故障特征仍将相同,最多在小时间尺度上存在细微差别。
图1所示为双馈风电机组在端口电压跌至35%时的出口电压电流波形。
如图1所示,风电机组出口电压跌至35%的瞬间,Crowbar保护电路投入,并于t1时刻切除。在故障初始时刻,电压波形有明显高次谐波,同时由于电机内磁链守恒,定子中产生衰减的直流分量和基频交流分量。由于变流器中Crowbar保护的投入, 转子电流迅速衰减,即励磁电流降低,双馈风机作为异步电机运行。转子绕组中由于磁势守恒将感应出衰减的直流电流,该电流在定转子间产生与转子相对静止的旋转磁场,在定子上感应出与转子电角速度对应频率的暂态电势,从而造成定子电流频率发生偏移。Crowbar在投入一两个周期后切除,变流器控制重新投入对发电机励磁进行控制,转子侧变流器发出对称的三相励磁电流,电机中的剩磁叠加励磁电流形成新的磁势。此时风电机组按照低电压穿越的要求提供一定的无功电流以支撑出口电压, 如图1所示,此时故障电流约为额定电流。
表1所示为双馈风电机组机端发生三相故障且Crowbar保护投入过程中,用矩阵束算法提取A相故障电流的频谱。表中的电流幅值为以正常电流为基准的标幺值。
如表1所示,故障发生瞬间,双馈风电机组提供的短路电流有较大的衰减直流分量,幅值为额定电流的1.34倍;Crowbar保护投入下的双馈风电机组提供的故障电流频率偏移至了56 Hz,其幅值仅为额定电流的2.14倍,且该分量电流衰减较快。
不同于同步发电机,故障过程中,风电机组并没有稳定的暂态电势。因此,若采用叠加定理将故障网络分解为正常网络和故障附加网络,故障附加网络中的风电机组除自身序阻抗ZW1′外还有因控制产生的附加电源ΔeW,见附录A图A2。
此时风电机组的等值系统阻抗为附加电源和自身序阻抗共同作用的结果,会随着控制作用而改变, 其计算公式为:
式中:ZW1为风电机组等值正序阻抗;分别为风力机出口故障分量电压和电流;为正序附加电源。
由式(1)可以看出,由于目前风电机组多采用dq解耦控制,且该控制仅作用于正序分量,因此正序分量随控制变化而变化,相当于加入了一个受控制作用的“正序时变电源”。该正序时变电源在用叠加原理进行分析时,会造成风电电源等值正序阻抗的变化。
当双馈风电机组机端发生故障时,Crowbar保护电路投入后衰减的转子励磁电流带来了附加电源的变化,从而使双馈风电机组的等值正序阻抗不稳定。而当Crowbar切除后,转子恢复正常励磁电流,此时附加电源稳定,等值正序阻抗稳定,如图2所示。图中:ZW1和ZW2分别为双馈风电机组的单机故障录波数据按式(1)通过半周快速傅里叶变换(FFT)算法计算得到的风电机组等值正负序阻抗。
1.2.2直驱风电机组故障特征
直驱风电机组的控制目标为:1保证变流器直流电压稳定;2防止变流器电流过大;3按低电压穿越要求提供无功电流。其中控制目标1通过卸荷电路等控制电路来实现,在分析交流侧的故障特征时, 可认为直流侧电压恒定。控制目标2和3决定了直驱风电机组的故障特征。
附录A图A3为直驱风电机组端口电压跌至35%时的电压电流波形。如图所示,与双馈风电机组不同,直驱风电机组的故障特征只与变流器相关, 因此没有像双馈风电机组那样有明显的两个阶段, 同时变流器控制的快速性使得故障电压电流很快进入稳态。直驱风电机组由于变流器的限幅作用仅能提供最多1.5倍额定值的故障电流,且故障稳态的故障电流值约为额定电流的1.4倍。
直驱风电机组的等值正序阻抗仍如式(1)所示, 此时的附加电源取决于故障期间的低电压穿越控制目标。由于低电压穿越控制需要时间投入,因此在故障期间,直驱风电机组的正序阻抗呈现出从一个值到另一个值的过渡。同样若无针对负序的控制策略,负序阻抗保持相对稳定,见附录A图A4。文献[17]针对直驱风电机组提出了消除负序电流的控制方法,若按该控制方法,风电机组在故障期间的等值负序阻抗应为无穷大。
综合双馈和直驱风电机组的故障特征,可以得出风电机组的一般故障特征:1除故障瞬间,双馈风电机组可提供较大的短路电流外,总体来讲风电机组提供短路电流的能力有限;2由于变流器的控制作用,故障电流呈现出两个阶段的变化,其中在第1阶段,双馈风电机组的故障电流频率会发生偏移; 3故障电压有较大的高次谐波,且电压幅值随着低电压穿越控制的投入略有升高;4风电机组等值系统阻抗随控制不同而变化,正序阻抗有波动,正负序阻抗不相等。综上所述,风电电源具有弱馈、谐波、 频率偏移和电源阻抗不稳定等基本故障特征。
2风电接入系统建模仿真分析
2.1仿真模型
基于风电电源的特点,结合风电接入电网的网架拓扑,可以总结出风电系统具有弱馈、谐波、频率偏移和电源阻抗不稳定等基本故障特征。为验证所获得故障特征的一般性,本文利用PSCAD电磁暂态仿真软件搭建了风电系统来进行仿真验证。仿真模型如图3所示。 图中:uG,iG和uW,iW分别为G端和W端保护安装处测得的电压、电流值;线路长度为100km,正序线路参数为r1=0.053Ω/km, l1=1.081mH/km,c1=0.013 2μF/km;零序参数为r0=0.291 Ω/km,l0=2.74 mH/km,c0= 0.008 9μF/km;电网的系统阻抗(归算至220kV系统)为ZG1= (2.43+j54.35)Ω,ZG0= (1.1+ j16.6)Ω。仿真过程中的采样频率为10kHz,0s开始故障,分析故障发生后0.1s内的故障特征。
限于篇幅,模型中两种风电机组的特性参数和控制策略不再赘述,具体可参考文献[18-21],单台风电机组模型与低电压测试数据的结果进行了比对。该模型忽略了电网故障期间的风速变化,即认为风力机控制并不会对风电机组的短路过程产生影响。
如图3所示,左侧为主电网,右侧为双馈或直驱风电场。风电场由33台1.5 MW的风电机组构成,风电场出口经35kV/220kV变压器接入220 kV风电送出线GW。220kV线路两端经变压器中性点接地。仿真分析了联络线GW风电侧的故障特征,包括电压电流等电气量特征以及背侧系统序阻抗特征,以验证风电系统的一般故障特征。
2.2风电系统故障特征
通过大量的仿真试验,总结并验证了风电系统的故障特征,下面分别进行阐述。限于篇幅,每种故障特征仅给出典型的仿真结果。为便于表述,联络线GD表示双馈风电接入系统联络线,联络线GP表示直驱风电接入系统联络线。
1)弱馈特征
附录A图A5为直驱风电接入联络线中点发生三相接地故障时和双馈风电接入联络线中点发生单相接地故障时的三相电流波形。可以明显看出,直驱风电联络线中点发生三相短路时,三相电流仅略有增加;双馈风电联络线单相接地故障时,风电侧三相电流基本同相位,说明零序电流很大,而正序电流相对很小。因此风电接入联络线发生故障后,风电侧提供正负序短路电流能力较弱,表现为弱馈性。
2)频率偏移,谐波较大
Crowbar动作期间的双馈风电机组将产生与转差率相关的暂态电势,该暂态电势在网络中的分布和工频分量进行叠加,造成了联络线上风电场侧的系统频率偏移。风电中大量使用的电力电子器件本身会产生较大的谐波,在风电系统弱馈的影响下,谐波电流会对电流工频量的提取造成很大的影响。由图4所示的双馈风电接入联络线发生三相短路故障时,Crowbar动作后的故障电流iA电压uA和工频参考值的相位比较可以看出,故障电流明显偏离工频,而故障电压基本保持在工频。
3)正负序阻抗不相等,正序阻抗不稳定
从系统拓扑参数来分析故障特征,体现在系统背侧序阻抗上。由于零序只与联络线自身接地方式有关,因此零序阻抗稳定;正序阻抗由于风电系统非线性的控制作用表现为不稳定;在常规控制中没有对负序电流进行特殊控制,但已有文献和厂家限制了变流器输出的负序电流,总之控制作用使得负序阻抗与正序阻抗相差很大。图5所示为双馈风电接入联络线发生A相接地(AG)故障时,以及直驱风电接入联络线发生B相和C相短路(BC)故障时的风电侧背侧正负序阻抗比特征kZ12=ZW1/ZW2。
由图5可以看出,与分析相同,双馈风电接入系统联络线风电侧背侧正序阻抗波动较大,负序阻抗相对稳定,正负序阻抗相差较大,正序阻抗大于负序阻抗,两者最大幅值比约为4,最大相角差约为-130°;与双馈风电接入系统联络线故障特征类似, 直驱风电接入系统联络线背侧正序阻抗变化较大, 负序阻抗相对稳定,负序阻抗大于正序阻抗,两者最小幅值比为0.34,最大相角差为-140°。
3现场录波数据验证
为进一步验证所得出的风电系统故障特征的正确性,本文收集了两起山西某含风电接入系统的现场故障录波数据,并对其进行了故障特征的提取。
风电接入系统现场故障录波的电气接线如图6所示。图中:iP,uP,iD,uD分别为直驱和双馈风电场提供的短路电流、电压值;右侧为50 MW的双馈风电场,经变压器接入220 kV联络线,下方的50 MW的直驱风电场与双馈风电场经 π形接线接入220kV联络线。
2011年,如图6所示的直驱风电场内部F1处发生三相短路故障,在π形接线左侧常规系统和右侧双馈风电提供的故障正序电流见附录A图A6。 与仿真结果一致,风电提供短路电流能力较常规电网弱,表现为明显的弱馈性。
2012年,如图6所示的220kV联络线在F2处发生B相接地(BG)故障,根据联络线两端保护录波结果得出的风电系统故障特征如图7所示。其中uP和iP的采样率为10kHz,而uD和iD的采样率为5kHz,序阻抗特征采用半周FFT算法计算。
从图7(a)中可以看出,风电接入系统联络线发生B相接地故障时,系统侧和风电侧B相电压uB均发生跌落,但系统侧谐波量很少,风电侧电压波形中含有大量高次谐波。由图7(b)可以看出,与前面分析结论一致,在风电系统发生短路故障时,风电系统的正负序阻抗比有明显波动,正负序阻抗幅值比最高可达20倍左右,两者相角差在0~50°之间波动;零序阻抗很稳定如图7(c)所示。
4风电系统故障特征对保护的影响
继电保护要实现快速、准确、有选择性地切除故障,首要的一点是要能从被保护设备的各种运行参数及其变化中提取故障信息。由于输电线路各种运行参数中,电气参数在故障发生时变化最快,从快速性的要求出发,各种继电保护原理主要是通过反映被保护元件故障时电流、电压、阻抗、功率等电气量的变化特征实现保护功能的。由风电系统的故障特征,结合各种保护正确动作的条件,从理论上可以得出以下结论。
1)风电机组提供短路电流能力较弱且电流频率可能会发生变化,将严重影响电流保护和距离保护的选择性。
2)目前电网中应用的继电保护原理大都基于背侧系统正负序阻抗近似相等,即背侧系统的正负序阻抗幅值比接近1和相位差接近0。而由上述分析可知,风电接入系统联络线风电侧正负序阻抗幅值和相角相差较大,这使得基于背侧系统正负序阻抗近似相等的保护原理用于风电接入系统联络线时存在适应性问题。
3)双馈风电系统发生故障时,风电侧电流频率发生变化,同时大量电力电子器件的引入带来的高次谐波会对工频量的准确提取产生影响,从而影响频域保护的性能。
4)零序网络稳定,零序保护理论上不受影响,但实践中仍然受保护实现方法的影响,如相量提取的准确性。
5结论
风电机组种类和控制策略各不相同,本文基于风电控制理论和电网低电压穿越要求,并结合风电机组低电压测试数据,给出了不同控制策略和风电机组共有的一般故障特征。风电系统电磁暂态仿真数据和风电场实际录波数据验证了故障特征的确切一般性。总结如下。
1)风电机组中的电机、受控的变流器以及电网对风电机组的特殊要求决定了风电电源的故障特征,因此故障特征具有明显的受控特点。双馈和直驱风电机组因结构不同,其故障特征有区别,但有相同的一般规律。
2)电网故障时,风电系统提供的短路电流能力有限,表现出明显的弱馈性,且短路电流的特点按低电压穿越控制的投入分为受控前暂态和受控后稳态两个过程。
3)风电侧的故障电压由于风电系统中变流器等电力电子器件的大量存在,有较大谐波。双馈风电机组在Crowbar动作期间产生与转子频率同频的故障电流,从而造成了电网故障电流的频率偏移。
4)风电系统的等值系统阻抗随控制不同产生较大波动,不对称故障时正负序阻抗有较大差异;零序阻抗仅与线路零序网架相关,故障期间基本稳定。
自控系统故障 篇10
1 对继电保护隐性故障的电系统连锁故障分析的必要性
虽然我国电力事业发展迅速, 故障处理技术也越来越先进, 但是随着各大用电用户的增加, 对供电要求的提高, 在这种情况下, 我国的电力企业依然会发生停电等事故, 严重影响用电质量, 经过大量的研究发现, 继电保护隐性故障是引起停电事故的主要因素, 为了能够更好的发挥继电保护装置的性能, 需要对其故障进行分析, 以此来提高电业局供电人员的重视程度预先做好防范举措, 最大程度的降低继电保护隐性故障发生的概率, 进而保证电力系统的正常运行。电力系统的安全稳定运行, 直接影响着社会经济发展, 对社会和谐稳定也有一定的积极作用, 因此电力系统工作人员应该排除一切可能影响电力系统稳定运行的故障。只有对其进行良好的分析, 才能够找到更加科学的应对办法, 实现社会经济的安全发展。
2 基于继电保护隐性故障的电力系统连锁故障分析
继电保护是电力系统必不可少的装置, 其主要的作用就是能够及时地将故障设备切除, 进而保证设备正常的运行, 不会出现连锁故障, 但是影响电力系统运行不仅仅是显性的故障, 还有隐性的故障, 而经常出现隐性故障的设备就是继电保护, 一旦该装置存在着隐性故障, 对电力系统的危害性极大, 其中比较严重的就是出现连锁故障, 严重者将导致整个电力系统陷入瘫痪。在此, 笔者将对继电保护隐性故障发生原因及其危害进行介绍。
发生原因
继电保护装置需要定期进行检验, 以此保证性能优良, 能够及时地将故障设备切除, 但是有些工作人员可能并没有重视继电保护装置的日常维护, 而其中隐藏中的隐性故障也因此没有被发现。一般而言, 继电保护装置中的隐性故障在没有达到一定条件情况下, 不会影响电网运行, 但是如果条件成熟, 隐性故障集中出现, 这对电力系统而言, 危害性极大。继电保护装置在没有任何故障的情况下, 能够非常容易的切除故障设备, 之后电力系统进行重新分配, 重新组成一个完成的系统, 但是如果继电保护装置存在隐性故障, 尽管能够将设备故障切除, 但是当系统充分分配时, 则会频繁的出现误差操作, 任何一个误差操作都有可能引起连锁反应, 进而导致设备出现连锁故障。继电保护装置在未运行之前, 隐性故障通常不会产生任何副作用, 但是在运行时, 隐性故障非常容易出现干扰系统的运行, 这主要是因为电力系统在运行时, 不确定的因素比较多, 如电压、电流等, 任何一个细小的变化都会印象继电保护装置的不正常运行。
上述是继电保护出现隐性故障的主要原因, 除此之外, 还有两个比较重要的原因, 一个是设备性能不符合标准, 这一点通常都是由于设备老化引起, 正常情况下, 电力系统中所需要的设备都经过严格的检验, 其自身存在的故障的可能性不大;另一方面, 继电保护工作人员参数数据设定不准确或整定计算人员定值整定有误, 进而使得设备运行时出现了故障, 因此出现了连锁故障。
继电保护隐性故障对电力系统的影响
电力系统运行影响因素非常多, 为了保证安全, 电力系统中的各个环节几乎都要安装保护设备, 保护设备的各项参数都要经过严格的核准, 除此之外, 各项性能都需要进行严格的检验以此保障达到安全保护的目的。但是在电力系统运行时, 并不是所有的故障都在控制范围内, 无论哪种电力设备都或多或少的存在着隐性故障, 在不经意间变成显性故障影响系统运行, 这是任何有经验的人员都无法避免的事情, 一旦继电保护隐性故障出现, 轻者设备损坏, 重者电网瘫痪, 无法安全运行, 给电力企业带来损失, 同时也影响用电用户的正常用电。继电保护隐性故障, 致使装置拒动以及误动的情况时有发生, 非常容易出现大规模停电事故。
3 避免继电保护隐性故障电力系统连锁故障的措施
继电保护隐性故障的损害非常大, 尤其是当发生连锁故障时, 其破坏性极大, 也难以修复, 电力企业无论是在经济效益, 还是社会信誉都会受到影响, 虽然我们不能完全的避免继电保护隐性故障的出现, 但是我们尽可能的将其出现的频率以及破坏程度降低。其采取的主要措施如下。
时刻监测电力系统设备运行状态
电力系统设备只有全部都处于正常运行状态时, 继电保护隐性故障才不会发生, 因此避免连锁故障发生的最重要的措施就是时刻对电力系统设备进行监测, 一旦发生不正常的运行情况, 及时更正相关数据, 按照继电保护装置检验规程的规定对装置进行定检。继电保护装置的功能就是切除故障设备, 但是如果电力系统设备故障发生的过于频繁, 就会增加继电保护隐性故障发生的概率, 因此保证设备正常运行是解决问题的根本措施。电力系统中, 经常出现故障的设备并不多, 相关操作人员只要预先采取措施, 将大大降低设备运行异常的概率。
提高设备操作人员水平
虽然电力系统几乎实现了自动化, 很多设备都不需要人工来操作, 但是自动化参数的设定以及自动化设备的使用, 都会影响设备正常的运行。另外, 电力企业具有一定的危险性, 稍有不慎极有可能危及生命, 所以设备操作人员的水平非常重要, 再加之, 电力企业人员工作强度比较大, 尤其是运行人员, 因此在工作中, 时刻保持清醒, 严格监控设备十分关键。
继电保护工作要做到位
继电保护之所以会出现隐性故障, 继电保护工作没有做到位, 是其中一个不可忽视的因素, 以电业局供电企业为例, 继电保护维修人员不注重对继电保护装置进行日常维护, 没有进行及时的检查, 因此没有发现隐性故障, 进而在电力系统运行时, 继电保护装置失去效能, 引起连锁故障。为了确保继电保护装置时刻处于稳定的工作状态中, 电业局应该从以下几方面进行继电保护工作:第一, 继电保护装置在投运前, 需要做好竣工检查工作, 以保证装置性能良好, 尤其是要做好回路检查, 在保证没有任何隐患的情况, 才可以正式投入运行;第二, 根据装置定检周期进行检验, 或者依据供电局具体应用情况进行定期检验, 以此保证继电保护装置时刻处于良好的状态中, 如果存在安全隐患, 检修人员要及时排除;第三, 及时更换继电保护装置, 在长期的使用过程中, 继电保护装置势必会出现老化现象, 在这种状态下, 隐性故障经常出现, 即使及时的排除也存在一定的安全隐患, 因此电业局等电力单位如果发现继电保护装置已经出现严重的老化现象, 要坚决更换, 而不能存有侥幸心理。
做好风险评估工作
电力系统在运行时, 本身就存在着一定的风险, 而风险类型多样, 既有来自内部设备的风险, 又有来自外部环境的风险, 继电保护的隐性故障就是内部设备风险中的典型代表。虽然做好各项保护工作, 但是工作人员也应该做好心理准确, 进而在发生故障时, 能够及时应对。为了能够及时的应对故障, 工作人员应该做好风险评估工作, 将继电保护隐性故障可能引发的各种连锁故障类型都要进行风险评估, 以此找到良好的预防措施, 既能够预防继电保护隐性故障的出现, 又可以当作应急预案来处理故障, 因此风险评估工作对电力系统的工作人员来说非常重要。
4 结语
用电信息采集系统故障分析 篇11
关键词：重要作用 故障分析 系统维护
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）06（b）-0076-02
1 用电信息采集系统的重要作用
通常情况下，电力公司必须切实掌握供电以及销售等多样化环节的具体信息，才能制定出用户满意的营销方案。这些多样化环节的具体信息，都是依靠用电信息采集相关系统获得。若想制定出用户满意的营销方案，就必须明确多样化环节中多样化用户的具体特征，这些多样化特征只能依靠用电信息采集相关系统进行合理的统计与分析，故此，用户具体的用电信息，对于电力公司来说是至关重要的。与此同时，对于这些多样化信息，应该尽可能保证完整性与精确性，故此，建立合理有效的用电信息采集相关系统势在必行。现如今，中国境内用电采集的范围极为广泛，电力公司不仅采集常见的居民信息，而且采集使用变压器等用户的具体信息，然而，由于采集数量过大，处理起来较为烦琐，故此，应该努力提高电网设备的性能。
2 用电信息采集系统的常见故障
用电信息采集系统由多个配套设施组成，不仅包括主站、采集终端，还包括通信信道以及配电开关等，虽然这些设施能够促进采集系统工作的顺利完成，同时，它们也会起到阻碍作用，出现各种故障，阻碍系统的施展。
2.1 主站软件故障分析
一般情况下，主站软件产生问题也就意味着相关系统的主站软件因为某些原因不能顺利运转。其中，主站软件包含了多个方面，其主要的组成软件为通信负载均衡软件以及接口服务器软件等。主站软件一旦出现故障，主要的表现形式为交互响应与正常情况相比则更为缓慢、显示状况不正常以及系统内的部分功能损失等。
（1）故障出现在通信前置机软件：在整个主站软件中，通信前置机软件的工作内容则是连接主站和采集终端的通信。如果该软件产生问题，那么，前置机的采集终端就不能够接收到主机的指令，从而阻碍了系统的运行。
（2）故障出现在通信负载均衡软件：一般来说，通信负载均衡软件的功能就是将应用服务器和前置机集群连接起来，让两者能够产生联系。该软件一旦出现问题，那么，应用服务将与所有的终端失去联系，如果主机下达指令，因为故障的存在，指令将不会被执行。
（3）故障出现在应用服务器软件：应用工作站的作用是为供应采集应用服务，而这一内容主要由应用服务器软件管理。如果该软件有问题产生，那么，相对应的应用工作站在访问主站的过程中，就不能顺利完成访问工作。
（4）故障出现在数据服务器软件：一般而言都是数据服务器软件来进行数据的存储。而这种软件的主要弊端就是：数据存取存在异常（无法储存数据等）。
（5）故障出现在接口服务器软件：主要就是输入输出方面的故障，输入故障主要的诱因就是电压失压、发生虚接；而输出故障主要是由于终端电源标称值有不相符的状况。
2.2 用电信息采集终端的故障
（1）电源的故障：主要是输入输出的故障，输入故障主要的诱因就是电压失压、发生虚接；而输出故障主要是由于终端电源标称值有不相符的状况。
（2）通信的故障：主要的通信故障有：电表有反应但终端无法接收信号；可产生回码但主站无法接收信号。而产生故障的原因分为设备、移动侧等问题。
（3）抄表的故障：这类故障主要分为两种情况，其一就是错误的抄表数据，另一方面就是有终端没有抄表数据。
（4）终端遥控输出的故障：一般有两种连接终端和跳闸机构的接线方式，被控跳闸机构主要包括加压跳闸和失压跳闸。一般在问题出现之后，可以根据跳闸的类型选择相对应的方式来解决问题。
2.3 环节的故障
（1）本地通信信道的故障：所谓本地通信信道指的就是采集终端和电能表之间的通信信道，主要包括RS-485、低压电力线载波、微功率无线的方式。而这种通信信道存在的问题主要是RS-485接口故障、接线的错误。
（2）接线的故障：在线路中出现的错接的电流和门节点回路等。故障出现频率较高的是计量出现错误。
（3）RS-485接口的故障：在接口处的故障主要是在进行抄表时，出现数据为0的现象。
（4）载波通信的故障：这类故障主要发生在电能表和采集终端的信号错误或者是信号接收出现故障。主要的故障是在进行抄表时，表中的数据和采集器下电能表显示的数据不符。
（5）采集终端硬件的故障：在采集终端，出现元器件的设计缺陷，导致信号采集出现故障。
（6）采集终端软件的故障：在进行软件的设计时，由于设计缺陷，最终导致出现信号通信的故障。
（7）电能表的故障：主要是电能表的软硬件出现了故障，使得测量的数据出现错误。
3 信息采集系统的维护
（1）选用负荷功能：在进行信息采集终端时，选用设定用户的时间和功率定值，若警报声响起则说明超负荷了，往往这时候警报会对此进行自行判断，同时也可能会跳闸。一般来说，负荷功能即控制电量，据此可以及时有效制定出相对成熟的用电控制方案。
（2）配变的功能：使用电力时，用电信息中的配电监测功能可以对三相不平衡电压、失压、超过电压的具体情况进行记录。若要在一定时间内发现配变计量中的故障或问题，则一定要在统计电压时对时间和电压的合格率进行严格的控制。
（3）对采集系统在线统计分析的功能：此主要在于终端问题，为了保证统计分析的正确性，需要在主站系统中采集更多的用户信息。
4 结语
从上面的各个要点可以知道，现今的用电系统正在进行建设和应用，因此必须对用电系统中容易出现故障的地方进行处理和维护，在系统的主站、采集终端以及通信信道等处进行维护，确保能够顺利用电。
参考文献
[1]刘海峰，刘宗歧.用电信息采集系统深化应用研究[J].供用电，2012（6）：50-52.
[2]妙红英，杨永良.负荷管理终端的日常维护与故障处理[J].工业计量，2012（S2）.
自控系统故障 篇12
近年来,停电事故的后果日益严重,大型停电事故主要是由连锁故障引起的。如1996年7月美国西部电网(WSCC)和1998年6月美国中部大陆电网(MAPP)解列事故,2003年8月美、加大停电事故、2003年的英国伦敦大停电等[1,2,3]。而造成这些大规模停电事故的罪魁祸首正是继电保护系统的隐性故障[4,5],有资料表明世界上大约有75%的大的停电事故都和保护系统的不正确运作有关,继电保护的隐性故障已经成为电力灾难性的一种机理。
建立继电保护隐性故障的模型并对其进行深入的分析,已经成为当今研究的热点,在文献[6-7]提出了考虑线路距离保护,过电流保护的隐性故障概率模型。在文献[8-9]国内一些学者通过分析国内外相关资料,提出线路潮流的大规模转移和保护的不恰当动作,是连锁故障发生的重要因素,并提出了线路潮流越限时保护隐性故障概率模型。
由于线路保护种类比较多,各种不同电压等级的线路装设的保护也不尽相同,本文通过分析导致保护发生隐性故障的原因,提出了影响隐性故障概率的几个方面因素,并加以量化。应用风险理论,对系统各条线路发生故障时造成的后果进行分析,并提出通过提高关键线路负载能力,降低继电保护装置发生隐性故障的概率的措施,来降低连锁故障发生概率,减小发生连锁故障的严重度。
1 继电保护隐性故障
继电保护隐性故障是指系统正常运行时对系统没有影响的故障,而当系统某些部分发生变化时,这种故障就会被触发,从而导致大面积故障的发生。隐性故障在系统正常运行时是无法发现的,但是一旦有故障发生,继电器正确切除故障后,电力系统潮流重新分配,在这样的运行状态下就可能会使带有隐性故障的保护系统误动作。从而有可能造成连锁故障,扩大事故范围。
根据国内外的调查报告,导致继电保护隐患的原因可以大致分为两类:1)继电保护定值不合理,包括保护定值整定计算错误和保护定值过时(不适合当前的运行方式);2)继电保护系统硬件缺陷,包括通信系统故障、测量元件(CT/PT)故障、保护装置元件老化、接触不良、绝缘不良、接线错误等[10]。
2 继电保护隐性故障模型
现有的三种继电保护隐性故障模型有,考虑输电线路三段距离保护的隐性故障概率模型,考虑阶段式电流保护的隐性故障概率模型,考虑线路潮流越限的继电保护隐性故障概率模型。本文主要分析并建立第三种潮流越限时继电保护隐性故障概率模型。
2.1 输电线路三段距离保护隐性故障概率模型[6]
文献[6]中提出了输电线路三段距离保护隐性故障概率模型,如图1所示。
线路距离保护隐性故障概率PHF与保护装置的测量阻抗Z有关。当测量阻抗Z小于3倍距离保护第Ⅲ段的整定值Z3时,隐性故障概率为常数PL,而测量阻抗Z大于3倍距离保护第Ⅲ段的整定值Z3时,隐性故障概率按指数规律迅速减小。隐性故障的概率模型如下:
2.2 阶段式电流保护隐性故障概率模型[7]
文献[7]中提出了阶段式电流保护隐性故障概率模型,如图2所示。
过电流保护的隐性故障概率PHF与线路电流的大小有关。线路电流I大于过电流保护第Ⅲ段的整定值I3时隐性故障概率为常数IP,而线路电流I在0.1I3和I3范围内时隐性故障概率按直线规律迅速减小至0,在线路电流I小于0.1I3时隐性故障概率为0。概率模型如式(2):
2.3 考虑线路潮流越限的继电保护隐性故障概率模型(图3)
当F
(1)可修复隐性故障是指由于继电保护定值不合理等可修复的原因造成的。
式中:Pr为可修复隐性故障率;λ为失效率(失效次数/年);μ为修复率(修复次数/年)。该数据可以由继电保护厂家获得。
(2)老化隐性故障,是一种不可修复故障,当元件进入图4所示的寿命盆谷曲线的耗损期时,可能突然发生老化故障,它是与历史(即元件服役年龄)有关的条件故障事件。
按可靠性函数的定义和条件概率的概念,元件已服役T年后,在其后续的时间t内发生老化故障的概率可计算如式(4):
式中:Pf为老化隐性故障概率;f(t)为正态分布或韦布尔分布失效概率密度函数。通过统计正在运行的继电保护装置相关数据,可以计算得到。
(3)恶劣气候条件或暴风雨雪灾害造成的隐性故障
恶劣环境通常是指刮风、下雨、下雪等不适宜的气候条件,而灾变性环境指诸如暴风雪、龙卷风、火灾、洪水、地震等自然灾害。由于灾变性环境的发生概率及其影响范围仅能粗略估计,因此要对其提出精确的模型是困难的。
该类因素导致的隐性故障主要考虑为导致其它隐性故障发生的概率增大。
(4)通过分析国家电网公司继电保护装置运行情况,可以看出,在实际的运行中,误碰及运行维护不良也是造成继电保护发生误动作的因素,我们把这类原因造成的误动也归结为继电保护隐性故障。
设保护装置由于该类因素误动的次数为q,每条线路保护装置动作的次数为ni,则保护装置隐性故障发生的概率为:
PH可以通过上面各种概率来综合得出,当选取好PH后,对于不同负载率的线路可以通过式(6)来得到隐性故障发生概率:
其中:Pi为第i条线路保护发生隐性故障的概率;Fi为系统中各条线路的潮流;P为继电保护正确动作概率。
2.4 继电保护隐性故障线路集
由于隐性故障是在系统正常运行时不表现出来,当出现故障或者电力系统处于压力的情况下才发生。继电保护隐性故障线路集,是由当某条线路发生故障后,与之相连在同一母线上的线路和由于通过潮流转移而潮流越限的线路组成。
如图5所示,当线路L1的保护装置动作后,可能引发相邻线路L2,L3,L4,L5的保护装置发生隐性故障,倘若导致L6潮流越限时,我们考虑该线路保护也可能发生隐性故障。线路L2,L3,L4,L5,L6形成了相应的隐性故障集。
再当线路L5的保护发生隐性故障,则又形成了新的隐性故障集L2,L3,L4,L7,L8。隐性故障集可以为分析电力系统连锁故障发生路径提供依据。
3 电力系统连锁故障[11,12]
3.1 连锁故障模型
3.1.1 OPA模型
OPA模型的基础是直流潮流方程,采用标准线性规划方法求解发电机功率调度问题,目标是使价值函数最小化,模型要求系统运行必须满足以下约束条件:在实现功率平衡和负荷节点不注入功率的基础上保证发电机输出功率和线路潮流分别小于其极限值。这样,系统为了在解决线性规划问题的同时满足各个约束条件就可能产生连锁过负荷,继而以一定的概率发生连锁故障。
3.1.2 CASCADE模型
CASCADE连锁故障模型的基本思想是:假设有n条相同的传输线带有随机初始负荷,初始扰动d使得某一个或某些元件发生故障,这些故障元件所带的负荷根据一定的负荷分配原则转移到其它所有未故障元件上,因此形成网络连锁故障。
3.1.3 考虑隐性故障的连锁故障模型
该模型采用直流潮流法,同时对以往的隐性故障模型进行改进,并且考虑继电保护装置在初次不受保护之后误动的概率设为零,重合闸不启动,来寻找路径及系统中的薄弱环节。
具体的连锁故障过程仿真由一个随机选择的初始线路跳闸开始,如果连接到该初始线路末端线路潮流超过1.4FLimit则出现新的线路跳闸;否则根据隐性故障机理和发生概率来判断线路是否跳闸。每次跳闸后重新计算线路潮流,直至连锁故障停止。
终止约束条件主要考虑以下三条:
(1)节点电压是否严重越限;
(2)系统发生解列或负荷孤立;
(3)发电机跳闸。
3.2 连锁故障风险评估指标
电力系统如果发生连锁故障,可能会造成负荷被切除,电源脱离等严重后果,综合这两方面的风险得到连锁故障对电力系统的综合风险值。
其中:Ri为连锁故障指标,即第i条线路发生隐性故障所导致的连锁故障的严重程度;Pevent为由第i条线路引发连锁故障的概率;Ievent为第i条线路引发连锁故障损失电源和负荷功率占总功率的比例;Pj为发生连锁故障的各条线路跳开的概率。
4 仿真分析
4.1 模型参数
(1)仿真电力系统采用TS-9节点模型,线路有功上限都设定为100 MW。不考虑发电机,变压器保护的隐性故障,仅考虑线路保护隐性故障。
(2)采用线路潮流越限隐性故障概率模型,通过分析文献[13],取PH1=0.0203;分析文献[14],取PH2=0.0013。仿真方法采用考虑隐性故障的连锁故障模型,针对9节点系统计算各条线路导致连锁故障时的风险指标。
4.2 仿真结果
图6为不同潮流限值的时候各条线路负载率。表1为PH=0.0203,潮流限值为100 MW是连锁故障风险评估结果。通过改变PH的数值以及潮流限值的大小重新计算风险值,见图7。
从仿真结果可以看到,各条线路导致连锁故障的风险值不仅与该线路的负载率有关,而且与该线路导致连锁故障严重程度有关。在该算例中,线路5,6是关键线路,要重点加强和保护。
通过降低继电保护隐性故障概率,提高各条线路的潮流限值,都能降低连锁故障风险指标。
5 结论