配网故障诊断技术

配网故障诊断技术（共9篇）

配网故障诊断技术 篇1

0 引 言

近年来,随着国内运营商“光进铜退”、“宽带提速”工程的大规模展开, PON(无源光网络)技术[1]得到了长足发展,用户数呈爆炸式增长。随着PON大规模部署和业务大规模推广,PON的管理和维护显得越来越重要,尤其是PON的ODN(光分配网)。ODN由无源光器件组成,光分路器、光连接器和光缆等长期置于室外,容易受到外界环境的影响而发生意外故障,如连接器损坏、光纤弯曲和光纤折断等,如不能及时检测并诊断故障,不仅会造成用户通信中断,而且还会增加维护难度。

原有的基于点对点传输的传统测量仪表和维护方式不能完全适用于PON点到多点的结构,以至于缺乏有效诊断手段等问题日益突显。为高效管理PON、及时反馈客户需求和提高用户感知,有效的ODN故障诊断技术成为目前PON的研究重点。

1 ODN概述

ODN作为FTTx系统的重要组成部分,是OLT(光线路终端)和ONU(光网络单元)之间的光传输物理通道,通常由光纤光缆、光连接器、光分路器以及安装连接这些器件的配套设备组成。

1.1 ODN结构

ODN包括5个部分:馈线段、光缆分配点、配线段、光缆接入点和入户段。从局端机房的ODF(光纤配线架)到光缆分配点的馈线段,作为主干光缆,实现长距离覆盖;从光缆分配点到用户接入点的配线段,对馈线光缆的沿途用户区域进行光纤的就近分配;用户接入点到终端的入户段,实现光纤入户。

1.2 ODN主要故障

通过对PON在技术实现、配置操作和维护管理等方面的分析发现,PON在故障处理和网络维护中面临的主要困难是网络中存在大量的光纤和无源器件,而它们恰恰成为PON网管系统监控和故障处理过程中的盲点。

自2008年以来,随着现网大量的FTTx建设及改造工程的开展和业务的大规模投入使用,网络维护工作量大幅增加,FTTx PON的故障主要分布在主干光缆段和用户接入段,如表1所示。经统计,主干光缆段落故障及用户接入段故障等ODN故障数量呈现上升的趋势,亟需采用故障检测和故障诊断技术对ODN进行有效的监控,以降低网络维护人员的故障处理难度,提高网络维护效率。

2 ODN故障诊断技术

对于当前PON在实际维护及线路故障处理中面临的前所未有的困难,随着世界范围内PON规模和用户数量的逐年增加,各国运营商和世界主流设备厂商都在积极地开展研究工作,实现对PON尤其是ODN的监控和故障诊断[2]。目前主要有3种技术应用于ODN的监控和故障诊断:(1) 基于“暗光纤”的ODN监控和故障测量技术;(2) 基于设备及网管系统的ODN监控和故障测量技术;(3) 带外链路状态监测及故障测量技术。

2.1 基于“暗光纤”的ODN监控和故障测量技术

所谓“暗光纤”(dark-fiber)是指在实际网络中没有承载光源信号、通常用于备份或测试使用的光纤。在ODN中基于“暗光纤”监控整个光纤链路状态的方法正是利用了传统光缆网络中“暗光纤”的这种用法:即在出局的光缆中预留一根“暗光纤”(具体纤数应根据出局缆线纤芯总数而定,一般低于总纤芯数的12%),在光缆延伸至分路器处,“暗光纤”不连接分路器群路口或支路口,而直接绕过分路器。在经过分路器进入配线光缆段落时,运营商可根据需要将“暗光纤”与分路器下游路径较长或环境较为复杂的一路用户光纤同缆(通常选择距离最长,安全系数较小的一路用户同缆),经过配线光缆后,“暗光纤”并不连接终端设备,而是作为测试光纤,预留测试口,放置在用户终端处附近。这样,可通过局端机房OTDR (光时域反射仪)的测试端口对暗光纤进行日常测试。当“暗光纤”出现断纤或性能劣化时,可以认为与之同路由的用户光纤也在相同的位置发生中断或劣化。暗光纤的布放如图1所示。

“暗光纤”作为ODN故障集中测量的一种工具和手段,利用空余纤芯或临时空闲纤芯通过专业OTDR进行故障诊断,灵活性、易操作性等比较强,而且盲区小、精度高、速度快。但在测量范围、自动化程度等方面也存在一定的局限性: (1) “暗光纤”只能端到端监控单路终端用户,无法对其他分支光纤状态进行监控。(2) 由于局端的测量用仪表无法将定期采集的数据自动存储、整理并以报表的形式汇总分析测量数据,需要人工来完成。因此这种方法的自动化程度低,人工参与度过高。(3) 需要占用一定数量的纤芯,在光纤资源较为紧张的地区无法大规模地使用。

2.2 基于设备及网管系统的ODN监控和故障测量技术

基于设备及网管系统的ODN监控和故障测量技术主要借助设备自身对链路通道的光功率和误码情况对网络进行实时监测,将采集的性能数据与预设门限值进行比较,同时将告警信息上报,通过PON网管提取相应的性能和告警信息。

具体来说,在局端OLT设备和用户侧ONU的光接口芯片中增加光性能数据采集模块,并在PON 网管系统中增加光性能数据的提取、门限设置、数据存储、链路状态报表生成和分析等功能。当PON的某一段光纤链路发生断纤时,维护人员通过网管系统查询该链路的基本状态,提取有效数据信息进行故障预处理,同时网管系统中的报表分析模块会对该链路近期的状态数据、相邻链路的状态信息数据以及整个PON口下所有链路的当前状态进行统计并生成报表,从逻辑上判断出故障发生的段落,是发生于馈线段、配线段还是用户接入段。通过此方式可对PON中发生的各类故障进行快速定位和原因诊断,指导维护人员排障,并定期分析链路脆弱程度、适时地指导维护人员进行路由调整和更换器件等必要的预防性维护工作。图2所示为基于设备及网管系统的ODN监控和故障测量系统。

该方式一般需要借助网管等辅助手段或功能模块,通过逻辑判断的方式对线路进行故障监视,在测量精度、灵活性方面都存在局限性,主要表现在以下方面: (1) 由于没有OTDR单元等高精度硬件的参与,因此该方法仅能够判定整条链路或部分段落,无法准确定位故障点,测量精度过低;(2) 由于需要集成于设备、网管之内,这样增加了对设备本身的依赖度,降低了灵活性。

2.3 带外链路状态监测及故障测量技术

所谓带外链路状态监测及故障测量技术是指利用EPON(以太网无源光网络)/GPON(千兆无源光网络)工作波长以外的测试波长(1 625 nm或1 650 nm)对ODN的端到端链路损耗、功率值等进行实时监测,并在PON故障发生后能够进行诊断和定位[3,4]。该技术主要由带外链路状态监测及故障测量系统实现,如图3所示。

系统包括软件系统和硬件系统,通过光开关实现对多个PON口下的ODN进行状态监测和故障测量。硬件系统由在局端放置的OTDR单元、光开关、合波器以及安装在ONU PON口上的光反射器组成。其中,光反射器对测试波长起反射作用,使得测试波的反射峰能在OTDR轨迹图上显示出来而不被噪声淹没,通信信号光可照常通过;合波器主要完成对测试波长和工作波长的合波与分波;光开关用于实现对多个PON口下光纤链路的选择,软件系统通过控制光开关的开闭来选择将OTDR光信号与哪路PON口进行合波,实现对某个PON口的ODN的监测。

整个系统基于OTDR的光纤链路测量原理,通过光开关选择被测PON口下的ODN,并形成光时域反射轨迹图。正常情况下ODN下的每个ONU在OTDR的轨迹图上均有一个反射峰。如图4所示,图4(b)轨迹图的峰值分别代表图4(a)的8个ONU(ONU上行口放置光反射器),如果其中一路分支光纤发生故障,则OTDR测试不到该路光反射器强反射的测试光信号,在OTDR的轨迹图中可以看到相应的反射峰消失(如下方OTDR轨迹图)[5]。OTDR单元将测试结果上报给带外链路状态监测及故障测量平台,平台会根据测试结果触发告警。

图4(b)所示轨迹图表明带外链路状态监测及故障测量技术在测量精度、测量范围和集成度等方面具备较大的优势,其利用高性能OTDR单元进行故障定位,盲区小、精度高,对各类光路故障能够进行快速、准确的定位。测量系统通过控制光开关,采用点测和周期扫描的方式,既可以实现OLT到ONU端到端的故障监测,又可以监控多个PON口下的大量ONU用户,集成度高。同时基于软件系统能进行多链路质量分析,评估风险性和光路质量劣化,预防故障的发生。当然,该技术在经济性、成熟度上存在局限性,由于需要额外的硬件、软件,每线成本相对较高,且现网应用较少,成功案例和应用经验等方面还缺乏参考。

3 结束语

随着PON的大规模部署和接入网用户数的不断增加,为了保证接入网的正常运行,需要管理和维护数量庞大的用户终端以及结构复杂的PON ODN,并实现可靠的网络保障以及精确的故障诊断。如何实现低成本、可靠的监测系统对PON的维护是很重要的,其中ODN的故障诊断技术又是其中的关键。本文结合PON故障诊断的必要性,对ODN组成及故障分布等进行简要介绍,并对ODN现有的故障诊断技术进行了详细的研究。当然,现有技术存在各自的缺陷,尤其是在故障精确定位方面,还存在很多问题需要进一步研究和解决。

摘要：网络管理和维护一直是保证网络正常运行、提高客户感知的重要手段。PON(无源光网络)作为宽带接入的主流技术正被各大运营商广泛采用,如何对PON进行有效的管理维护成为各方关注的重点,而ODN(光分配网)的管理和维护也就成为重中之重。文章从ODN存在的故障及运维中面临的问题出发,介绍现有ODN的总体情况,并讨论现有的各种故障诊断技术,分析了各技术方案的优缺点,以及适用的组网模式、定位效果等。

关键词：网络管理,维护,故障诊断,无源光网络,光分配网

参考文献

[1]IEEE Std 802.3ahTM-2004,Carrier Sense MultipleAccess with Collision Detection(CSMA/CD)AccessMethod and Physical Layer Specification Amendment:Media Access Control Parameters,Physical Layers,and Management Parameters for Subscriber AccessNetworks[S].

[2]李元鹏.光纤光缆和通信电缆的技术发展与思考[J].电信技术,2002,(11):2-6.

[3]范丽,江山,喻杰奎,等.一种PON系统光缆监测新方案[J].光通信研究,2010,(2):28-30.

[4]杜喆,沈成彬,蒋铭,等.基于PON技术光接入网的运行、管理和维护[J].电信科学,2010,(8):24-29.

[5]郑轶,林中.集中式OTDR测试系统的设计与实现[J].电信工程技术与标准化,2004,(11):23-26.

配网故障诊断技术 篇2

农机故障的诊断与预防技术

农业机械经过一段时间的工作运转,就会逐渐失去正常的技术状态,出现机器的`故障.机器出现故障,就会使其工作效率降低,工作质量变差、油耗增加,作业成本提高等,甚至还会发生安全事故.为此,弄清楚造成故障的原因,并且加以预防,对农业机械的正确使用有着重要的意义.

作 者：王春华  作者单位：杭州市农业技术学校 刊 名：河北农机 英文刊名：HEBEI FARM MACHINERY 年，卷(期)： “”(1) 分类号：S2 关键词： 

配网故障诊断技术 篇3

1 故障诊断与状态监控系统的组成

随着人们用电水平的不断提升, 对用电的安全性、可靠性要求越来越高, 而10k V配网的运行直接关乎到配网运行的质量, 因此, 应做好10k V配网的运行故障诊断以及监控工作, 才能确保10k V配网的供电质量。故障诊断与状态监控技术在近些年的发展中, 不断的得到了改进和完善, 与此同时, 对确保10k V配网运行的安全性、可靠性有着极大的作用。故障诊断与监控系统主要由软件管理系统、前端采集系统、接地故障点巡查系统等组成, 其中软件管理系统主要是对前端采集系统所发出的线路运行数据进行接收和分析, 同时, 结合10k V配网线路的实际运行情况对其进行实时监控, 实现对配网运行状态的掌控。另外, 软件管理系统还可以依据系统的控制功能来远程控制线路上的分合断路器设备, 这样一旦10k V配网线路上发生故障, 控制中心就可以在最短的时间内来分析配网线路运行的故障区域, 并从控制前端采集系统中的分合断路器进行切除或隔离故障线路区域, 实现对故障线路进行有效的隔离和控制。

前端采集系统是故障诊断和状态监控技术的重要组成部分, 主要是对10k V配网的运行状态进行监测, 根据10k V配网线路的分布情况, 对相应的位置安装采集设备, 并将采集到的数据远程发送至计算机软件管理系统, 这样配网控制中心就可以根据这些数据来对配网线路的实际运行情况进行分析, 并对线路的运行状态进行准确的判断, 及时发现10k V配网线路中潜在的安全隐患, 从而有效的避免配网线路的故障发生。当然, 前端采集系统主要是对线路上已经发生的故障进行定位, 对于未发生的故障无法进行数据采集。

接地故障巡查系统。10k V配网在运行的过程中, 配网接地故障时有发生, 而且也是当前10k V配网线路运行最常见的故障, 给10k V配网线路运行的安全性、可靠性也造成了极大的影响。而接地故障巡查系统则主要是针对配网线路进行接地故障检测的, 当然, 在一些特殊的情况下, 需要对其进行特殊对待, 例如, 在发生单相接地故障的情况下, 在对接地故障信号进行检测的过程中, 主要是通过对检测装置所检测的数据进行分析, 来确定10k V配网线路的单相接地故障, 这样能够有效的确定单相接地故障, 更有利于故障线路抢险工作的顺利展开, 帮助维护工作人员确定线路的故障位置, 从而保证10k V配网运行的安全性、可靠性。

另外, 故障诊断与状态监控系统在运行的过程中, 主要是通过软件平台来对配网线路以及各项设备的运行状态进行监测和分析 (如图1所示) 。

2 故障诊断与状态监控技术在10k V配网中的应用

2.1 在10k V配网线路运行状态监控方面的应用

随着科技的不断发展, 电力企业的发展也极为迅速, 尤其是10k V配网线路的遍布范围也越来越广, 而且, 线路遍布的位置具有随机性, 很多配网线路在正常运行的过程中, 可能受到外部因素的影响而引发线路故障问题, 从而影响到10k V配网线路运行的可靠性。当然, 电力企业在发展的过程中也极为重视这方面的问题, 为了避免这类问题给配网线路造成破坏以及影响到居民用电的安全性和稳定性, 对配网的运行状态监控工作也在不断的进行着, 以往对10k V配网线路运行状态的监控, 主要是人工定时对线路进行巡检, 不仅消耗了大量的人力, 而且, 巡检还存在不完善性、疏漏性等问题, 也给10k V配网线路的安全运行埋下隐患。而在近些年的发展中, 故障诊断与状态监控技术的发展极为迅速, 并被广泛的应用到10k V配网运行状态监控中, 不再需要人力对配网进行巡查, 通过数据采集设备对配网线路及其设备的运行数据进行采集, 并通过控制中心来对数据进行分析, 从而对10k V配网线路运行状态的实时掌握, 一旦发现配网线路运行异常, 可以对其进行针对性的处理, 从而有效的提升10k V配网线路运行的安全性、可靠性。

2.2 在10k V配网线路故障排查中的应用

众所周知, 在10k V配网运行的过程中, 可能受到内部或外部的因素影响而引发配网故障, 如, 恶劣天气的影响、小动物落到线路等而引发的故障现象, 10k V配网主要是对居民供电的配网线路, 一旦发生配网故障, 将会给居民用电的安全性、可靠性造成极大的影响, 因此, 为了避免或降低配网故障带来的损失, 必须要做好配网的故障排查和处理工作。在以往10k V配网线路发生运行故障的时候, 主要是采用人工排查的方式进行, 而在一些恶劣天气下, 尤其是广东是一个台风和雷雨天气多发地区, 也将给工作人员的故障排查造成极大的困难, 甚至会引发人身安全事故, 而且, 在确定故障位置的过程中还会消耗大量的时间, 会涉及到较长的停电时间, 从而给用户用电的可靠性造成极大的影响。而在故障诊断与状态监控技术应用下, 可以对线路进行在线监控, 一旦在10k V配网线路故障发生的情况下, 可以在最短的时间内确定线路故障发生位置, 并通过控制中心来对关合断路器进行控制, 对故障区域的配网线路进行隔离, 而且, 也能将停电范围最大程度的缩小, 减少影响范围, 而且, 在故障点确定之后采取有针对性的处理措施, 缩短了配网故障的处理时间, 进一步降低10k V配网故障对用户造成的影响。

2.3 在10k V配网线路其他方面的应用

广东地区的天气较为潮湿, 尤其是在春季, 潮湿天气会对配网的正常运行造成一定的影响, 另外, 在夏季也是雷雨天气以及台风的多发地带, 配网线路故障频繁发生, 给广东地区10k V配网供电质量造成极大的影响。在近些年的发展中, 伴随着广东供电企业投入故障诊断与状态监控技术, 主要对10k V配网的故障管控、雷击频繁区域的巡视、故障高发设备等方面的运行监测以及故障诊断, 确保了广东地区10k V配网运行的安全性可靠性。另外, 通过大量的实践证明, 故障诊断与监控系统的应用, 可以对配网线路运行的负荷大小进行实时监控, 对线路的安全运行有着重大的作用;而且, 故障诊断监控系统能够实现远程控制的功能, 这样, 控制中心的管理人员就可以通过控制中心的系统软件进行监控和分析, 并且下达远程控制命令, 尤其是在10k V配网及其设备发生故障的情况下, 管理人员可以通过远程控制配网线路上的断路器分合, 能够快速的隔离故障区段, 避免或降低了故障的扩大而对线路以及设备造成的损毁, 从而将10k V配网故障的损失将至最低, 进一步保证10k V配网线路运行的可靠性, 提升电力系统的供电质量。

结语

总的来说, 10k V配网线路与居民用电有着直接的联系, 一旦10k V配网运行的安全性、可靠性受到影响, 那么对居民的供电质量也将受到一定的影响。而通过本文的分析了解到, 10k V配网在正常运行的过程中, 经常会受到内部或外部因素的影响而引发故障, 对此, 必须采取有效的措施来提升10k V配网的运行水平, 作者主要通过对故障诊断与状态监控技术的应用进行分析, 将其优势进行了充分的阐述, 电力企业通过有效的应用故障诊断与状态监控技术, 能够提升10k V配网运行的安全性、可靠性。

参考文献

[1]郁寅锋, 李海璇, 柴小亮.城区配电网自动化实用方案研究[J].科技资讯, 2013 (14) .

[2]陶力, 赵书强, 张洁.利用空间网络拓扑关系进行配网变电站选址[J].机电产品开发与创新, 2014 (04) .

[3]徐国智.基于GIS的配电网辅助决策系统在电力规划中的应用研究[D].华南理工大学, 2012 (12) .

[4]陈国初, 苗锐, 徐余法.基于证据支持矩阵的特征权重融合的风电机组故障诊断[J].上海电机学院学报, 2012 (05) .

[5]陈跃鹏, 张庆灵, 杨晓光, 刘公望, 刘国义.基于广义模型的复杂电力系统的故障诊断[J].控制工程, 2014 (04) .

配网故障诊断技术 篇4

班级10级铁车二班

学号20107306

姓名唐聪

高速铁路的信号监控系统

要保证列车能够安全正常的高速行驶，通讯信号和监控系统是一个非常重要的方面日本、法国、德国、英国等国家在发展其高速铁路的同时，都对所用的通讯、信号设备进行了更新和换代，有些是在原有的基础上加以改造，或造加一套新系统，有的则全部采用新的通讯、信号设备。现将德、日、法等国家高速铁路设置信号和控制系统的概况分别进行介绍。

（一）德国高速铁路的信号监控系统

配网故障自动诊断决策系统的实现 篇5

电力系统发展迅猛, 电力运营一个重要的因素就是对配电网的管理。很多专变、公变被列入采集和监控的范围。本文拟建立一套配网故障自动诊断决策系统, 该系统依据配网故障在线监测装置的遥测信息, 采用故障区段综合定位技术实现配网故障区段的定位, 并能够根据故障区段的位置, 提出合适的故障区段隔离策略, 从而最小化停电区域。

1 配网故障在线监测装置的研制

配网故障在线监测装置包括:传感器、电源系统和数据采集和传输系统。

传感器:该装置需要对配电台区变压器的电压、电流进行实时监测, 传统的PT、CT等测量装置, 需串入被测线路, 不仅施工量大, 且可能成为线路安全隐患, 本文使用非电气连接式的电压、电流传感器, 不仅安装方便, 且对线路无任何影响。

电源系统:该装置布置于配网线路上, 且在线路故障停电后仍要工作一段时间, 因此需要设计一套可靠的电源供电系统, 并考虑一定的冗余性。

数据采集和传输:该装置分布于多段配网线路上, 需结合实际通信环境, 选择合适的数据传输方案;同时应合理设计数据传输策略, 降低监测装置的功耗。

通道方面, 系统搭建在现有1000M光纤互联的内网基础之上, 保证高清视频流的传输。系统站内部分通过双绞线与站内接入交换机互联实现100M接入, 站内接入交换机与上联汇聚层、核心层交换机通过铺设的1000M光纤通道互联接入内部网。

通过划分虚拟局域网 (VLAN) 将系统所使用网络与现有业务网络逻辑隔离, 并启用新的OSPF路由进程实现与现有网络路由的逻辑隔离。通过这种方法, 实现了在同一物理网络上实现两张逻辑网络, 从而避免两套网络间的数据干扰。

2 故障诊断判别方法

配网故障总体类型可以分为两种, 配电设备故障和配电线路故障。产生故障的原因有线路设备老化、接触不良、外部破坏、误操作等。具体表现形态短路、断路、放弧、接地、偏相、失压等。

偏相预警

相线预警法:偏相值暂设两档, 一般偏相最大相电流与最小相电流超过15%, 严重偏相最大相电流与最小相电流超过30%。

中性线预警法:一般偏相, 中性线电流达低压侧额定电流的25%, 严重偏相, 中性线电流达低压侧额定电流的40%. (农村低压电力技术规程)

电压预警:

规程规定:380V为正负7%, 220V为正7%至负10%。符合此值为合格电压, 超过此值应记为不合格。

考虑是首端电压, 取整400V、230V设参数, 首端电压超过10%, 负7%, 为预警值。

过载预警

超过额定载流量的1.3倍。

接地电阻, 大于4欧姆预警

功率因数低压0.9预警

失压、失流预警

某相无电压缺相、或没有电流预警

发热预警

变压器上层油温超过90度, 线路连接点温度超过环境温度20%。

3 基于遥测信息的故障区段综合定位技术

根据故障区段位置及配电网拓扑结构, 给出分段器的操作方案, 实现故障区域的最小化智能隔离。

建立数据中心以及数据中心与各个监测装置之间的数据传输通道, 建立数据中心站, 并完成相关软件的开发, 形成配网故障自动诊断决策系统。

4 预警方式

以短信通知三个人,

运行单位抢修人、95598 (客服) 、运行单位主要负责人

短信格式, 故障地点+推荐处理方案, 见下例

抢修人收到:XXX台区低压侧U相失压, 请立即进行检查高压侧A相是否缺相。

95598 (客服) 收到:XXX台区U相失压, 已安排XXX (电话) 进行处理, 请及时进行复查。

运行单位主要负责人:XXX台区U相失压, 已安排人员XXX (电话) 进行处理, 请及时进行复查。

数据查询功能 (短信互动)

发送一个短信给终端, 如:发送DQ

(短信格式例:XX台区X月X日X时X分, 相电压U相XV, V相XV, W相XV;线电压UV相XV, VW相XV, WU相XV;电流U相XXA, V相XXA, W相XXA, N相XXA, 变压器温度UXX℃, VXX℃, WXX℃, NXX℃, 刀闸UXX℃, VXX℃, WXX℃, 室外温度XX℃, 油温XX℃)

返回当前台区监测的所有当前值。

5. 配网故障策略的实现

配网故障自动诊断决策系统不仅需要根据遥测结果定位故障区段, 而且需要及时地给出故障区段隔离策略, 从而缩短停电时间, 减小停电区域。而配电网络结构复杂, 以典型配网结构为研究对象, 在ATP/EMTP电磁暂态计算程序中, 建立典型配网故障的仿真模型;基于配网故障仿真模型, 研究零序有功、零序无功、零序电流、5次谐波等稳态参数的特性;基于配网故障仿真模型, 研究故障暂态电压、电流首半波、暂态电压、电流行波等暂态参数的特性。

通过计算, 给出故障类型和处理故障的方案。

结语

本文提出的配网故障自动诊断决策系统可以及时确定故障区段, 并提出合适的故障区段隔离策略, 可以指导调度人员在短时间内隔离故障区段, 恢复其他非故障区域的供电, 从而缩短了非故障区段的停电时间, 减小了停电范围。上述效果可以降低由停电带来的直接、间接经济损失。

摘要：随着当今社会人们用电量的日益增加, 用电故障的发生频率也越来越高。由于10kV配电网直接连接客户端, 所以加强对其的智能化建设, 能有效提高电网运行的安全性和灵活性十分必要, 目前正处在智能电网快速发展的时期, 可是我们目前对10kV及以下配变健康运行数据的掌握率很少。本文提出一套配网故障自动诊断决策系统, 其可以实现配网故障区段的快速、准确定位, 并提出合适的故障区段隔离策略, 从而缩小停电范围、缩短停电时间、提高故障恢复的工作效率、提高运行维护水平。

关键词：配网故障,自动诊断决策系统

参考文献

[1]罗陆宁.城市10kV配网架空设备改造的技术探讨[J].华东电力, 2008 (09) .

[2]蔡桂龙, 金小达.配网自动化通信方案设置[J].电网技术, 2009 (04) .

[3]解广润.电力系统接地技术[M.北京:中国电力出版社, 1991.

配网故障诊断技术 篇6

在电网系统中, 负荷密度很高的城市配网系统因为靠近用户端, 分支线多、情况复杂、设备老化等原因, 发生短路故障的概率极高。一般仅出口断路器跳闸, 即使在主干线上用开关分段, 也只能隔离有限的几段, 要找出具体故障位置往往需耗费大量人力、物力和时间。不仅给供电部门带来较大的直接经济损失, 也给社会经济效益带来严重的负面影响。

我国的配电系统 (6—35kV系统) 是中性点非直接接地系统, 除个别系统是小电阻接地系统外, 大多数系统是经消弧线圈接地或不接地系统, 称为非有效接地系统, 非有效接地系统的单相接地故障的准确定位是一个世界难题。单相接地故障检测, 过去一般只能在变电站做接地选线, 无法在线路上定位故障区段和故障分支。

故障查找在中国虽研究较多, 也有各种成型产品提供, 但基本上都需人工现场查找, 自动化水平不高。随着电网建设量的不断增加和技术不断提升, 旧的靠人员徒步开展故障巡视的模式不再适合电力发展的情况。

我公司管辖范围内的配电线路长度较长, 且情况复杂, 多为架空、电缆混合线路, 单相接地和短路故障的发生几率较高。只有变电站出口开关配有保护, 线路上任何一点发生故障均会导致整条线路停电, 严重扩大停电范围, 而且由于线路长度较长、分叉多等因素影响, 排查故障困难, 处理故障时间较长。

这样的运行现状严重的影响了供电可靠性, 也对经济社会效益产生了较大的影响。因此, 在配电线路运行管理上, 应利用先进的科技手段帮助运行、检修人员迅速赶赴现场并排除故障。

综上所述, 通过一套完善的、准确可靠的配网故障自动定位系统来实现所有线路的故障点快速查找已成为当务之急。

2 项目开发内容

开发基于DMS配网拓扑及数字化故障指示器的配网在线监测及故障定位系统:

2.1 探讨远方故障监测终端通过TDCDMA/GPRS等公用网接入DMS的安全接入方案。

2.2 在DMS上实现配网线路负荷/温度等监测及故障报警定位信息接入, 并且实现基于DMS的一体化的建模及展示。

2.3 探讨配电网拓扑自动生成有向图描述, 并且基于有向图的故障区域判断方法的研究。

2.4 研究基于配网络拓扑及辨识算法和DMS相关联的实测数据冗余, 对上传的线路故障动作信号进行纠错、补漏、确定的方法。

2.5 重点研究基于配电网络拓扑的故障智能诊断算法:包括确定信息下故障区域判断、不确定信息下故障区域判断。

2.6 研究应用DMS前置系统对故障指示器远方调控功能 (测量精度调较, 遥控翻牌复归等) , 提高故障判断及定位的准确率。

3 项目预期目标

基于DMS配网拓扑及故障指示器的故障智能诊断研究, 融合故障指示器的智能监测及故障定位和DMS配电网络拓扑及故障智能诊断算法, 进行故障信息实时分析和故障诊断定位, 提高故障判断及定位的准确率, 缩短故障处理时间。

4 本项目建设过程

该系统目前己在福建省罗源县供电有限公司建成并投入试运行, 项目建设过程如下:

5 系统技术关键及创新点

5.1 技术关键

5.1.1 线路故障时单点电气特征不明显及配电运行的复杂性, 造成故障指示器时有拒动、误动, 准确率不高;采取基于配网络拓扑及辨识算法和DMS相关联的实测数据冗余, 对上传的线路故障动作信号进行纠错、补漏、确定的方法。

5.1.2 农网线路一般要通过山区森林, 部分区域存在移动通信盲区, 结合国内通讯技术的发展, 探索测试采集器与主站间的多种通讯方式:无线转发, TD-CDMA/GPRS等, 解决上述问题、节约通讯费用。

5.1.3 因配电线路环境复杂, 干扰因素很多, 且常规故障指示器以电池供电, 造成采集器与故障指示器的无线通讯实现困难, 探索采用线路感应取电技术, 双向通讯/64信道自动跳频通信技术, 消除无线频段碰撞及干扰问题, 实现高可靠性的数据通讯及长寿命。

5.1.4 常规的DMS一般只适用到开关节点监控, 故障指示器一般应用于杆塔线路, 故障检测定位与DMS融合, 需重新设计相关架构、算法、及控制模型。

5.1.5 研究配电网拓扑自动生成有向图描述的方法, 并且基于有向图的开展故障区域判断方法的研究。

5.1.6 突破了以往局部的故障检测方式, 本项目将研究基于系统角度, 采取系统整合、多角度、多判据、多元法的故障检测定位技术, 并结合DMS的实时拓扑、实时数据和故障指示器的在线监测数据、故障检测信号。

5.1.7 研究确定信息下故障区域判断算法和不确定信息下故障区域判断算法。

5.2 系统创新点:

5.2.1 由于配电故障复杂性、数字化故障指示器技术局限性和现场恶劣的自然及电磁环境, 造成本项目采用的布点数字化故障指示器上传的故障信号存在误报和漏报现象, 传统算法无法处理不确定点故障信息而实现配网故障诊断及定位。本项目研究采用贝叶斯方法, 结合配电网络拓扑分析, 输入采集到的故障信号集合, 计算各个分段的故障概率, 按故障概率排序获得相对准确的配网故障诊断及定位。

5.2.2 传统的配电终端太阳能供电技术采用太阳能电池板+铅酸电池模拟, 由于太阳能电池板会对铅酸电池频繁充放电, 会造成铅酸电池活性快速下降, 另外, 太阳能电池板除10点—15点时间段以外, 外界光热量不强, 电压比较低, 按目前供电系统设计是无法获取这部分能量。本项目融合超级电容的功率型充放特性、结合宽幅电压稳压转换模块来克服前述两个难点, 并且研究开发了智能电源管理控制技术而实现了高效能、长寿命的太阳能供电电源系统。

5.2.3 本项目以GPRS无线通信方式为基础, 构建配网自动化通讯系统, 在主站端配置固定IP, 各个配电终端通过GPRS无线通信方式, 经Internet网络与主站固定IP建立TCP链路, 主站固定IP部署于一台网关装置 (自主开发) , 网关装置实现配电终端信息汇聚和链路控制, 网关通过多口终端服务器的串行通道+隔离通讯软件实现外网信息隔离转接, 从而低成本、大覆盖、安全可靠的配网自动化广域信息传输系统。

6 综合效益分析

6.1 实现配电线路故障的准确判断、定位及报警, 故障判断的准确率达95%以上。

6.2 实现配电线路负荷电流等参数的遥测, 遥测精度不大于1%。

6.3 事故变位报警响应时间≤10秒 (包括等待故障信号上送的时间) ;

6.4 彻底改变过去依靠人工查找故障点的的传统做法, 提高现场抢修工作效率, 减少人工巡线/查找故障工作量可达70%;

6.5 实现基于DMS的一体化的建模及展示, 实现资源共享, 减少系统维护工作量, 增强易用性, 降低整体项目投资。

7 项目经验总结

基于DMS配网拓扑及故障指示器的故障智能诊断研究过程, 得到省公司和我局各级领导的大力支持, 通过我公司配电运行部与项目合作方的积极合作, 使得该项目需求详细透彻, 数据准确一致, 积极探索前沿新生技术, 使该系统提供具有智能、准确诊断、定位故障的先进服务, 这些都是配电自动化后续项目开发值得借鉴的经验。

8 结论

配网自动化故障定位技术探讨 篇7

1.1 配网自动化概述

在电力系统中, 配网是不可或缺的重要组成部分之一, 而配网自动化具体是指以一次网架及相关设备为基础, 以配电自动化系统为核心, 借助多种通信方式, 实现对配电系统运行状态的监控, 并通过与其他系统的信息集成, 对配电系统进行科学化、规范化的管理。上述目标的实现凭借的是配电自动化系统, 该系统具备的功能包括馈线自动化、配电SCADA、通信监视、故障处理、系统互联、电网分析等。该系统主要由以下几个部分组成:配电主站、终端、子站、通信通道等。其中, 主站是核心部分, 终端一般安装在配网现场, 子站可实现所辖范围内的信息汇集、故障处理以及通信监视等功能。

1.2 故障定位的必要性

对于配网而言, 可将其中的故障大体上分为两种类型, 一种是瞬时故障, 也被称为暂态故障, 另一种是永久性故障。通常情况下, 对配网故障进行处理时, 需要区分故障类型, 瞬时故障可利用变电站出口位置处的断路器通过一次重合闸进行消除, 而对于永久性故障, 当重合闸失败后, 必须对配网进行故障处理。在配网当中, 电缆线路发生瞬时故障的可能性相对较小, 绝大部分故障均为永久性故障, 当某个区段出现故障问题后, 需要先对该故障区段进行准确定位, 并第一时间分断该故障区段的开关, 以此来隔离故障, 随后再对非故障区段快速恢复供电, 防止故障问题造成整条线路失电, 影响用户使用。如果是配网出现故障, 相关馈线监控终端会将相应分段及联络开关位置处的实时信息以数据的形式传输给主站系统, 当主站系统接收到这些数据之后, 会按照一定的故障区段定位算法自动定位出故障所在的位置, 同时会对相关馈线监控终端下发指令, 操作开关设备将故障区段从整条线路中隔离出去, 并恢复其他非故障区段供电, 由此可防止变电站出线开关多次重合的情况发生, 有助于缩小故障影响范围。由上述分析可知, 当配网发生故障之后, 对故障进行准确的定位是消除故障的重要前提和基础, 也是故障排除的关键环节。为此, 在配网自动化系统中, 必须采用合理可行的故障定位技术, 才能确保配网安全、稳定、可靠运行。

2 配网自动化故障定位技术

2.1 基于故障指示器的定位技术

配网若采用中性点不直接接地的连接方式, 一旦相间出现短路故障, 会造成极大的危害。相间短路时, 电源供电回路的阻抗会随之减小, 从而导致短路回路中电流激增, 并且该电流会超出回路中额定电流数倍。相关研究结果表明, 短路电流的大小主要与短路点与电源之间的电气距离有关, 当配网中出现两相短路时的故障电流较大, 所以故障指示器能够按照故障电流的具体流向准确判断出故障所在位置。实践证明, 这种故障定位技术的可靠性相对较高。

2.1.1 故障指示器的原理

常规的故障指示器主要由传感器、显示器等组成, 其基本工作原理如下:当传感器采集电流信号并将该信号传给显示器后, 显示器会对该信号的性质进行分析判定, 并选择是否显示故障状态。当配网中出现故障后, 会有故障电流从系统侧至故障位置处线路构成的故障回路中流过, 此时故障指示器便会产生报警信息。同时, 其他分支线路与故障点后的故障指示器没有故障电流流过, 所以不会产生报警信息。这样, 通过逻辑判断便可找出故障区段及分支线路。常用的故障指示器有架空型和电缆型两种。

2.1.2 主干线与分支线的故障定位

(1) 主干线故障定位。当配网主干线中的某处出现短路故障时, 从系统侧到该故障位置处便形成一条故障回路, 同时会有故障电流流经该回路, 该回路中的故障指示器便会指示故障, 而其余故障指示器均不会指示故障, 由此可快速判定故障区间。 (2) 分支线故障定位。配网中的分支线故障定位与主干线基本类似, 在此不重复介绍。

2.1.3 注意事项

采用故障指示器对配网进行故障定位时, 应注意如下事项: (1) 必须保持故障指示器的告警指示信息完整。线路中的故障指示器数量相对较多, 可能导致上传给主站的报警信息无法同步, 这就可能导致单个采样周期内上传数据丢失的情况。为避免此类问题发生, 在对故障指示器报警信息进行采集时, 可设置冗余时间, 并以若干个周期为界, 这样便能够保证所有来自于故障指示器的报警信息均可送达主站, 即使线路中出现多重故障, 也可完整采集到报警信息。 (2) 故障信息要与网络拓扑数据保持高度一致。在具体应用的过程中, 指示器的动作信息与开关动作传至主站的时间也无法同步, 逻辑分析是以故障前的网络拓扑结构状态为主要依据, 为此系统采集数据时, 必须保留故障前的开关状态信息, 并在采集到完整的指示器信息后, 作为逻辑分析依据。

2.2 基于馈线终端的故障定位方法

馈线终端装置简称FTU, 其具备遥信、遥控和故障检测等功能, 可与配电自动化主站进行通信, 该装置的特点是体积小、抗高温、耐严寒、可直接进行采样。基于馈线终端的故障定位方法主要是指由FTU对线路中的开关运行情况进行实时检测, 并采集线路中的各种信息, 如电流、电压、功率、开关分合闸状态等, 然后将采集到的信息传给配电自动化主站。主站则会按照馈线终端检测到的故障告警信息, 结合保护动作信号等进行综合判断, 进而启动故障处理程序, 判断线路中的故障类型和区段, 以此来实现对故障点的隔离及非故障区段恢复供电。基于馈线终端的故障定位方法的实现需注意以下事项:

2.2.1 快速定位与隔离

通过相关调查分析发现, 国内绝大多数配网自动化方案中, 从故障定位到事故隔离直至恢复供电的时间约为1 min。随着电力用户对供电质量要求的不断提高, 1 min的复电时间相对较长, 很难满足用户的要求, 尤其是一些电力大客户, 他们建议停电时间减少到0.2s以内, 这样可以在不设置不间断电源的情况下, 确保计算机网络系统的稳定运行。故障停电时间主要取决于配电自动化主站采集现场FTU故障信息所耗费的时间, 以太网技术的引入, 将使停电时间缩短至10s以内。

2.2.2 网络通信

近年来, 随着以太网的快速发展, 各个地区的电力部门纷纷提出了网络通信的要求, 已有部分地区的供电部门将光纤铺设到了变电站和柱上开关安装处。若是各馈线终端均能直接采用10M/100M的以太网, 并基于TCP/IP协议与主站和子站进行通信, 便可使光纤的作用得到充分发挥。由于馈线终端本身是安装在现场的智能终端, 为确保其运行稳定性和低功耗, 很多厂商都采用了主控单元MCU实现通信处理功能。然而, 实际应用表明, MCU的运行速率与计算能力均不如以太网, 所以在基于馈线终端的配网自动化故障定位中, 采用10M/100M的以太网进行通信更切实可行。

2.2.3 在线监视

通常情况下, 配网开关都设置在户外, 这给维护和检修工作带来了一定的困难, 加之受外界环境因素的影响, 很容易导致开关的使用寿命缩短。鉴于此, 及时预测开关的使用寿命显得尤为重要。现阶段, 国外一些发达国家的馈线终端已经能较为精确地预测出开关的使用寿命, 国内也有一些厂家生产的馈线终端具备此类功能, 并在此基础上开发了在线监视功能, 可对开关的运行状态进行实时监视, 通过相关数据的采集判断开关的状态。

3 结语

综上所述, 国内很多地区都实现了配网自动化, 在这一背景下, 网内的线路和设备不断增多, 这些线路和设备在实际运行的过程中难免会受到各种因素的影响而出现故障问题。为此, 应当采取一种科学合理的故障定位方法, 当配网发生故障时, 在最短的时间内找出故障位置, 并对其进行隔离处理, 恢复非故障区段的供电, 以此来确保供电可靠性。

参考文献

[1]赵祖康, 王伟.中国城市配电网自动化与网络结构优化[J].电力系统自动化, 2000 (19) .

配网故障诊断技术 篇8

配电网故障自动定位作为配电自动化的一个重要内容, 对提高供电可靠性具有重要意义, 也得到了越来越多的重视。配电系统因分支线多而复杂, 在发生短路故障时一般仅出口断路器跳闸, 即使在主干线上用开关分段, 也只能隔离有限的几段, 要找出具体故障位置, 需耗费大量人力、物力和时间。就目前线路这样的现状, 快速查找线路故障点和对非故障区段进行转移供电就成了当务之急。基于上述考虑, 通过一套完善的、准确可靠的配网故障自动定位系统方案来实现所有线路的故障点快速查找。而故障指示器是最容易实施、性价比最高的配电网故障定位的工具, 因此基于故障指示器技术的故障定位系统就成为了配网故障处理的最基本最实用的解决方案。

2 系统方案

故障定位系统通过应用成熟故障指示器技术, 在可靠检测配电线路短路和接地故障的同时, 通过增加通信模块和现场通信终端, 将故障信息远传给主站后台, 通过后台接收和判断故障区段和分支, 实现配网故障的自动定位。

同时可以应用最新的故障指示器技术, 即故障指示器增加负荷电流监测功能, 系统可升级为智能配网自动化系统。

2.1 配电网故障自动定位系统

配电网故障定位系统是基于故障指示器技术、GSM/GPRS通信技术和GIS (地理信息系统) 技术的一套自动高效的故障点检测及定位系统, 主要用于配电系统各种故障点的检测和定位, 包括相间短路和单相接地故障。

系统后台的故障定位软件与大量现场的故障检测和通信装置配合, 在故障发生后的几分钟内, 现场检测装置和通信终端将故障信息远传给主站后台并通过与地理信息系统的结合, 给出故障位置和故障时间的指示信息, 帮助线路巡视员迅速赶赴现场, 排除故障, 恢复正常供电。大大减少故障巡线时间, 提高工作效率, 因此从一定程度上提高了供电可靠性。

2.2 配网故障负荷监测系统

在故障定位系统基础上升级的自动化系统, 以带电流测量功能的故障指示器为基础, 采用短距离光纤通信技术, 与特殊设计的二遥 (遥信和遥测) 通信终端相结合, 不仅解决了故障自动定位, 还实现了电流遥测和开关状态遥信的功能, 投资省、见效快, 且不需要改造一次设备, 满足了大多数场合的自动化监测需要, 是一种非常实用的、适合大规模推广应用的自动化系统方案。

在需要测量电流的线路安装具有电流测量功能的新型故障指示器, 它将故障指示器功能和测量功能合二为一。借助与已有的GPRS通信模块与主站后台的故障定位和SCADA/GIS一体化平台软件通信, 实现线路负荷电流的实时监控。

3 配电网故障自动定位系统工作原理

配网故障自动定位系统包括:“一遥”故障指示器、“一遥”通信终端、中心站 (前置机) 、主站和通信系统。“一遥”故障指示器是指带动作信号远传的故障指示器, 通信方式主要有无线 (架空线路) 、光纤 (电缆系统) 两种方式, 解决了高压绝缘问题。

通讯系统分为:故障指示器与通信终端之间的短距离传输系统、通信终端与中心站的GSM (手机短消息) 传输系统和中心站与主站之间的串口信息传输。

故障指示器能检测架空裸线、架空绝缘线、电缆线路的短路故障和单相接地故障。按照使用场合不同, 使用不同型号的指示器。为了检测单相接地故障, 对于中性点不直接接地系统, 需要在变电站中性点、母线或者某条出线上安装一台信号源装置, 当单相接地故障发生时, 该信号源会自动向系统注入一个特定序列信号, 用于故障指示器检测。

3.1 整个系统的工作原理

第一步:故障指示器

“一遥”通信终端

本系统用于相间短路和单相接地故障时, 仅故障检测原理部分不同, 通讯系统、故障处理及显示部分均为公用。故障指示器安装在配电线路适当位置, 系统出现短路或接地故障时, 指示器检测到短路故障电流或特定信号电流流过, 指示器动作, 通过短距离通信系统, 将动作信号传送给相隔2～10m的“一遥”通信终端。

1) 对于架空系统

“一遥”故障指示器通过短距离无线系统将检测结果发送给“一遥”架空通信终端。通信终端安装在线路杆塔上, 可以接收6只FI (分别在两个分支的6相线路上) 发送过来的动作信息。

基于架空线路的故障定位系统示意如下图所示:

2) 对于电缆系统

除了短路故障指示器外 (只检测短路故障) , 还要安装检测接地信号电流的特制零序CT, 他们都通过塑料光纤与面板型指示器相连, 面板型指示器可以给出就地的LED发光指示, 还可以通过电子开关触点输出与“一遥”电缆通信终端连接。

基于电缆系统的故障定位系统示意如下图所示:

第二步:“一遥”通信终端 主站后台 故障告警及远传

“一遥”电缆通信终端在收到动作信息后, 将动作分支的故障指示器地址信息通过GSM (或GPRS) 通讯系统发给主站 (后台) 系统, 主站 (后台) 系统进行网络拓扑计算分析, 将故障信息以短信方式通知有关人员, 并与地理信息系统相结合, 可以直接显示出故障点地理位置信息, 并在地理背景上显示出来, 还可以打印出地理位置信息。运行维修人员可以直接到故障点排除故障。

3.2 故障检测原理

作为故障定位系统的最核心部分, 故障指示器的动作的准确性是非常重要的, 尤其是中性点非有效接地系统的接地故障检测。

3.2.1 相间短路故障检测

自适应型的故障指示器动作判据原理是根据配电线路故障时, 线路电流一般会有如下变化规律:

1) 从运行电流突增到故障电流, 即有一个正的△I变化;

2) 上级断路器的电流保护装置会驱动断路器跳闸或熔断器的熔丝熔断, 其故障电流维持时间是断路器的故障电流清除时间 (=保护装置动作时间+开关动作时间+故障电流息弧时间) , 或熔断器的熔断及燃弧时间。

3) 线路停电, 电流和电压下降为零。

根据这个特征, 自适应型短路故障指示器的短路故障检测判据可概括为:

上式中△IF为故障电流分量, 或电流变化量, Iset是内部缺省值, 不同型号的指示器根据使用的的场合不同会略有差别。△T为故障持续时间, T1、T2是内部缺省值, 由配电系统的保护、开关性能等决定;T1为故障可能切除的最快时间, T 2为故障被清除所需的最大可能时间, IH、UH为故障后的电流和电压值。上述判据可以描述为:当线路上的电流突然发生一个正的突变, 且其变化量大于一个设定值, 然后在一个很短的时间内电流和电压又下降为零, 则判定这个线路电流为故障电流。显然它只与故障时短路电流分量有关、而与正常工作时的线路电流的大小没有直接关系。因此是一种能适应负荷电流变化的故障检测装置。它的判据比较全面, 可以大大减少误动作的可能性。

3.2.2 接地故障检测原理

单相接地故障检测是采用信号注入法。在发生单相接地故障后安装在变电站的信号源主动向母线注入一个特殊的编码电流信号, 这个特殊的信号在接地点和信号源的构成的回路上流过, 故障指示器检测到这个特殊信号后翻转指示接地故障, 本装置检测单相接地故障属于主动检测。

信号注入法是是唯一不受系统运行方式、拓扑结构、中性点接地方式、以及故障随机因素等的影响, 不需要给故障指示器设定门槛值, 是在发生单相接地故障后主动发送信号检测单相接地故障的方法。本装置是在发生单相接地时主动发出特殊的信号, 故障指示器检测信号源发出的信号作为判断单相接地故障的依据, 对于现场干扰不敏感, 具有较强的鲁棒性。

4 系统功能及特点

1) 实时监测功能:可以实时监测线路的短路故障信息。

2) 主动告警功能:可以主动上报线路的短路告警信息和指示器电池故障、IPU电池故障、设备失效等设备故障信息, 系统可以主动实时上报和告警。告警信息实时记录到数据库中, 可根据需要长期保存;可以提供声光告警。

3) 灵活传输功能:通信方式可选, 通信方式的选择与系统工作无关。目前采用GPRS式上传告警故障信息和下发查询指令。

4) 数据管理功能:系统配置数据、告警信息等全部存储在数据库中, 便于统计分析;可以按照用户要求生成各种统计报表、图表。根据告警的不同拓扑位置和告警类型, 提供数据分析功能, 确定故障原因和故障位置。

5) 系统管理功能:可以对主控单元、采集设备、监控点以及操作人员、系统功能等进行配置;系统日志对系统状态和人员操作做详实记录。

6) 电池电压管理功能:指示器和PDI-1A对于电池供电电压进行监测, 当供电不足时上报告警。用户可以及时对指示器的电池进行更换。

7) 设备状态定时上报:采用节拍方式, 定时上报设备状态, 如果通信失败则视为设备故障。

5 结束语

随着各种用电设备特别是高度自动化的新型用电设备的大量使用, 以及人民生活水平的日益提高, 人们对供电质量和供电可靠性的要求越来越高, 安装配电线路故障定位系统能较好实现对配电线路的日常检视、故障快速定位功能, 可以缩短抢修时间, 尽快恢复供电, 最大限度地满足用户要求, 符合当代配电管理现代化的要求, 特别适用于线路分支多, 运行方式复杂和许多重要的供电场合的配电线路中。此方案不需要改造一次设备、投资省、见效快、容易实施、容易推广, 是最简单实用的配网自动化解决方案。

摘要：在配电网自动化系统中, 故障的快速定位系统通过配网自动化的发展和应用, 提出了一种新的故障定位方案, 即故障自动定位系统。文中阐述了系统的工作原理, 将故障指示器技术与其他领域的新技术或主流的技术相结合, 通过故障指示器检测故障信号, 并将信号传送给通信终端, 传输给主站, 并利用GIS技术, 实现配电网故障快速自动定位。分别对架空线路和电缆线路的故障自动定位系统进行了分析, 有效地指导配电网故障自动定位系统的建设实施, 为提高配电网的供电可靠性具有重要意义。

配网故障诊断技术 篇9

1.1 配网设备引起的配网故障

在10k V配网正常运行的过程中, 会因为局部的配网设备使用期限过长, 再加上人们用电的负荷的不断增加, 在大电流的冲击下, 使得设备出现故障或出现断路的现象;配网设备的维护是维持配网运行安全性和可靠性的重要保障, 而有些线路设备却由于缺乏定期的维护, 长期以往会导致设备出现了故障, 致使10k V配网的运行出现故障[1]。

1.2 自然因素引起的配网故障

据统计, 在2013年导致10k V配网故障受到自然因素引起的已超过总故障的20%, 自然因素对10k V配网的运行造成极大的影响, 例如, 雷击、大雨、大雪等, 其中受到雷击的影响较大, 因为有很多10k V配网线路都处在树林、山区等较高的位置处, 一旦发生雷击事件势必会造成大面积供电范围受到影响, 造成雷击事件的因素主要有几方面的原因:10k V配网线路存在接触不良的位置, 在雷击之下无法承受大量的过电流, 导致配网线路发生故障;10k V配网的接地线路受到氧化或腐蚀, 导电能力下降无法承受强大的雷击电流导致断线的故障;另外, 在10k V配网线路中安全的避雷装置缺乏合理性, 不能起到很好的避雷功能等[2]。

1.3 外力破坏而引起的配网故障

10k V配网技术受到外力的破坏也会导致其故障的发生, 例如, 处在树林、山地等地区的配网线路经常会有鸟类飞禽在配网线路上面筑巢, 从而导致配网线路出现短路的故障;公路旁的10k V配网线路, 由于公路的车流量较多或一些大型车辆将路边的配网线路杆刮倒、撞歪等, 造成的配网线路故障, 导致局部区域出现停电的故障;另外, 还存在盗取配网线路的现象, 配网输送电的连接材料丢失, 使得大范围区域出现停电的现象, 对10k V配网技术造成的故障也极其严重[3]。

1.4 用户的因素引起的配网故障

10k V配网技术实现输送电的功能, 为人们的用电提供有效的保障, 然而, 却有很多用户缺乏用电的安全意识, 在日常用电中, 经常使用超大功率的机械, 导致线路受损, 而为了满足机械的运转, 却随意将线路短接在高压保险上, 导致10k V配网出现严重的故障。

2 10k V配网技术中常见故障的防范措施

2.1 配网设备故障的防范措施

在10k V配网运行的过程中, 配网设备引起的配网故障不在少数, 对此, 要加强配网设备故障的防范措施, 这样才能有效的降低10k V配网技术中的故障。10k V配网是为了客户提供电能使用的主要输送线路, 要以满足人们的用电需求为主, 尤其是用电的安全性和稳定性, 而随着人们的生活水平不断的提高, 用电需求也在不断的提高, 而传统的配网设备有很多都不能满足当今人们的用电需求, 因此, 要根据供电需求来更换相应的设备, 这样可以避免高负荷的使用下, 旧设备无法承受而出现配网故障的现象[4]。另外, 10k V配网技术中的维护工作也是非常重要的, 因为有很多设备都处在极其恶劣的环境下工作, 尤其是灰尘比较大的区域, 长期以往就会让设备上沉淀较厚的污渍, 一旦污渍的酸碱度达到一定程度就会导致设备出现断路或污闪的现象, 对配网供电的可靠性也造成严重的影响, 因此, 需要制定配网的维护计划, 要对配网设备进行定期的维护, 如果是条件恶劣的地区要缩短维护周期, 确保配网设备在最佳状态下运行, 有效的预防10k V配网技术中出现的故障。

2.2 自然因素引起故障的防范措施

自然因素对10k V配网带来的危害也是极大的, 尤其是雷击的影响, 对配网线路以及设备造成的损伤都非常大, 自然因素变幻莫测, 是人们无法预料的[5]。因此, 只能对10k V配网做好防范措施。在配网沿线上安装避雷器可以有效的避免雷击事件的发生, 在安装避雷器的过程中, 要注意对安装好的避雷器做接地网的测试, 确保避雷器有较好的泄流能力, 可以有效的将较大的雷击电流导入大地, 另外避雷器的接地电路要做好防腐蚀的保护措施, 因为线路受到天气、环境的影响会逐渐被腐蚀, 缩短线路的使用寿命, 而通过防腐蚀的措施可以有效的避免这类事件的发生, 同时还可以利用高科技设备来加强雷击的防范力度, 例如, 降阻剂、接地极等;提高10k V配网线路上绝缘子的性能, 提高绝缘子的抗雷性和耐雷性, 从而提升10k V配网线路技术的抗雷击的能力, 有效的避免或降低受雷击因素的影响而引起的配网故障;另外, 在安装避雷器装置时, 要选择合理的位置, 尤其是配网线路以及设备容易受到雷击的位置, 一定要加装避雷器装置, 特别是配网线路上的配电所的出线端和入线端处可以采用加装金属氧化物之类的避雷器实现预防雷击。通过以上措施, 可以有效的避免10k V配网线路受到雷击以及其他自然因素的影响, 充分提高了10k V配网供电的可靠性和安全性[6]。

2.3 外力破坏的防范措施

为避免10k V配网线路上有鸟类筑巢的现象, 要加强对线路的巡视, 加强对配网线路搭异物的清理, 同时还可以引进先进的设备来防止飞鸟禽类等在配网线路上筑巢, 如, 声光驱鸟器;有很多配网线杆都处在公路或人流量车流量较大的区域, 为避免出现线杆无意被破坏, 要在线杆处立出警示牌, 并加强线路保护的宣传工作, 以此来降低配网线路的损毁率;为了制止这类事情要在配网线路上加装无线防盗报警器, 可以有效的预防配网线路被盗的现象, 此外, 在配网线路上安装的螺母可以更换成防盗螺母, 做好全方位的防盗措施, 一旦发现配网线路被盗, 要严加追查并利用法律的手段对这类人员给予相应的处罚, 以此来警告那些心怀不轨的人员。

2.4 用户因素故障引起故障的防范措施

对用电用户要制定合理的用电制度, 并加强用户用电的安全意识, 及时对用电设备进行定期的检查, 一旦发现缺陷要及时作调整, 避免因设备的问题而导致用电的可靠性受到威胁, 尤其是对高压用户, 要建立相关的安全信用评级制度, 并给予评价度较高的用户奖励措施, 以此来提高用户的安全用电意识, 同时要加强对线路的排查工作, 避免用户出现线路短接的现象, 充分提高用电用户的安全用电意识, 全面提高10k V配网线路的可靠性和稳定性, 促进电力行业的快速发展。

2.5 树木导致故障的防范措施

有很多数目对10k V配网线路造成一定的危害, 对此, 需要工作人员与当地的农户以及政府进行沟通, 将一些穿梭在配网线路上, 造成配网问题的数据进行处理, 消除树木带来的故障。

2.6 加强配网工作人员的素质, 提高配网故障的防范措施

加强配网故障的防范措施, 还需要提高工作人员的素质以及技术培训, 加强对配网线路的沿线位置的巡查, 一旦发现故障隐患要及时排除, 避免故障的扩大, 令哇, 还可以通过与工作人员签订管理责任书来降低故障的发生率。

3 结束语

文章主要针对于10k V配网技术中常见故障及防范措施进行了具体的分析和研究, 通过文章的探讨, 我们了解到, 针对于10k V配网中常见的故障, 应该积极的查找原因, 并且采取有效的措施进行解决, 才能够促进10k V配网的良好运行。

参考文献

[1]裴斌.10kV配网运行事故原因分析及防范对策[J].神州, 2013 (15) .

[2]刘永生, 陈楷.降低10kV配网故障跳闸率的技术措施探讨[J].低碳世界, 2013 (07) .

[3]张宏志.10kV配网技术中常见故障及防范措施[J].科技创业家, 2013 (06) .

[4]张国东.10kV配网常见故障分析及采取措施[J].硅谷, 2012 (13) .

[5]刘阳.10kV配网线路常见故障及防范措施[J].农村电气化, 2008 (10) .