分界分析

分界分析（精选7篇）

分界分析 篇1

0 引言

一般而言,一个变电站带有多条10kV出线,一条10kV出线可能带有数十或更多的分支线负荷。当10kV线路发生单相接地故障时如果不能快速准确地隔离接地故障点,就有可能造成故障隔离范围扩大,影响非故障区段用户或分支线路的正常用电。因此,采用技术手段快速准确地隔离单相接地故障,对于提高电网供电可靠性具有重要意义。

珠海许继电气有限公司研制的FZW28-12F用户分界负荷开关成套装置,安装于线路T接处,可以自动切除单相接地故障和自动隔离相间短路故障,有效提高供电可靠性。自贡电业局通过对FZW28-12F用户分界负荷开关的实验、试用及使用,并考察和借鉴该开关在国内兄弟单位的使用情况和先进做法,对该设备的应用提出了指导意见。

1 FZW28-12F用户分界负荷开关

FZW28-12F用户分界负荷开关(俗称“负荷开关看门狗”),包括开关本体与控制器,具备故障检测、保护控制和通信功能。开关通常安装于10kV配电线路上,通过实时监测相电流、零序电流和线电压,并将这些模拟量值与定值比较来判定线路故障性质,从而实现自动切除单相接地故障和自动隔离相间短路故障。安装点可以在10kV配电线路与用户责任分界点处,也可在符合要求的分支线T接处。安装位置如图1所示。

当用户分界负荷开关负荷侧(区内)有单相接地故障时,用户分界负荷开关控制器检测到超定值的零序电流,经延时,用户分界负荷开关分闸,切除故障段。

当用户分界负荷开关负荷侧有相间短路故障时,用户分界负荷开关控制器检测到超定值的故障电流,等上级开关动作并检测到无压、无流后用户分界负荷开关分闸,隔离故障段。

2 用户分支线的单相接地故障实验分析

在国内,10kV配电网中性点主要有中性点不接地、经消弧线圈接地和经低值电阻接地3种方式。对中性点不接地和经消弧线圈接地方式的系统,当发生单相接地故障时,接地故障电流较小,系统允许带单相接地故障运行2h;对于中性点经低值电阻接地方式的系统,当发生单相接地故障时,接地故障电流大,变电站出线开关的零序保护快速动作。FZW28-12F用户分界负荷开关的原理构成如图2所示。

对于FZW28-12F用户分界负荷开关来说,故障点位于开关的电源侧或是负荷侧,开关能够区分这两种故障,而且采取不同的动作行为。为了验证10kV配电线路FZW28-12F用户分界负荷开关成套装置在小电流接地系统中的故障处理功能及性能,四川自贡电业局于2008年10月25日在110kV荣县变电站荣望出线等地进行了实验,实验接线如图3所示。

说明:

(1)开关1、2分别为区内、区外实验用开关。

(2)线路电压、开关零序电流及分闸信号分别由FZW28-12F用户分界负荷开关内置的TV、零序TA及分界开关控制器提供。

(3)外接TA0,中性点不接地和经消弧线圈接地系统,变比为100/5,精度为0.1级;中性点经低值电阻接地系统,变比为1000/1,精度为0.2级。TA0接入波形采集记录仪。

2.1 中性点不接地方式

(1)用户区内。

当线路发生用户区内单相接地故障时,电路原理如图4所示。C1为故障点前段线路(包括架空线和电缆线)的相对地电容值的总和;C2为故障点后段线路(包括架空线和电缆线)的相对地电容值的总和。

通过实验,故障电流I01>>I02。通过合理地设定分界开关控制器FDR的零序电流定值,FZW28-12F用户分界负荷开关可以准确定位故障点,并有效分闸。

(2)用户区外。

对中性点不接地系统,用户区外发生单相接地故障时,开关流过零序电流仅为开关负荷侧线路电容电流I02,分界开关控制器与定值比较后判断小于开关控制器的定值,开关不动作。

中性点不接地方式的实验数据如表1所示。

2.2 中性点经消弧线圈补偿接地方式

(1)用户区内。

当线路发生用户区内单相接地故障时,电路原理如图5所示。IC1为除C2外的全网对地电容电流有效值,IC2为故障点后段线路对地电容电流有效值,IL为消弧线圈补偿电流的有效值。

通过实验,I01趋近补偿后的全网零序电流。由于一般接地补偿应保证5%~10%的脱谐度,分界开关控制器与定值比较后可准确判断接地故障。

(2)用户区外。

对于中性点经消弧线圈补偿接地系统,当线路发生用户区外单相接地故障时,开关流过零序电流仅为开关负荷侧线路电容电流I02,分界开关控制器与定值比较后判断小于开关控制器的定值,开关不动作。

中性点经消弧线圈补偿接地方式实验数据如表2所示。

3 讨论及结论

FZW28-12F用户分界负荷开关在发生单相接地故障时的保护处理方式如表3所示。

对于中性点经消弧线圈接地系统,提高消弧线圈过补偿残流,有利于提高分界开关动作灵敏度。不过,区外不误动与区内高灵敏度是矛盾的。当需要追求高灵敏度(经高阻接地,比如架空线路自然坠地或挂树)时,可以采用缩小“区内”范围来获得。实验和工程实践证明,当架空线路居多的出线或均为架空线时,为了尽量扩大区分区内故障的范围,可优先应用分界开关。

要保证FZW28-12F用户分界负荷开关正确动作,分界开关控制器设定的整定值需要根据不同线路的实际情况和使用经验,仔细研究、分析:

(1)零序电流整定值须大于最大负荷条件下开关内置零序TA的不平衡输出。考虑必要的裕度,一般情况下零序电流定值不宜小于0.2A。

(2)为保证分界开关不误动作,分界开关零序电流定值须大于开关负荷侧对地电容电流并保持,不小于2~3倍的安全系数。

(3)当分界开关使用于经消弧线圈接地系统时,零序电流定值须小于经消弧线圈补偿后流过分界开关的单相接地故障零序电流,方能保证分界开关能正确动作。故障点残流是一个无法准确确定的数值,一般情况下,金属性接地故障条件下故障点残流约1.0~2.0A。

(4)分界开关负荷侧所带线路(架空线、电缆)较长并导致零序电流定值较大,可能导致界内发生高阻接地故障时分界开关拒动,因此在选择安装点时应注意。

摘要：根据10kV配电线路单相接地故障特点,结合用户分界负荷开关原理和功能特点,通过实验和工程应用分析了在配电线路发生单相接地时用户分界负荷开关的保护处理。

关键词：配电线路,分支线路,用户分界负荷开关

参考文献

[1]肖清明,张建民,冯跃龙,等.一种智能型用户分界负荷开关的作用原理和其在银川配电网中的应用[J].电力系统保护与控制,2009,(06)

[2]赵胜军,张志强.分界负荷开关在10kV架空线路上的应用[J].继电器,2008,(02)

[3]张琦珊.10kV线路用户分界负荷开关安装点的探讨[J].科园月刊,2008,(01)

[4]陈士军.10kV架空配电线路用户分界负荷开关的研制[D].保定:华北电力大学,2006

分界开关(看门狗)的应用与分析 篇2

1.1 分界开关的基本作用

分界开关在配电网系统中有着重要作用, 在配电网供电系统中, 在各用户供电结合点或线路分支上安装用户分界负荷开关, 就能在供电支线线路或用户电路设备发生故障时将其切断或隔离, 以免故障波及到供电主干线和其他分支线路。

1.2 分界开关的基本结构安装原理

分界开关主要由内置电源变压器、内置零序电流互感器、内部控制器、无线通讯模块、内弹簧锁式操作机构组成。通过在供电线路用户分界点或者线路分支点上安装分界开关, 开关可在线路发生故障时发挥切断和隔离作用, 减少停电时间和范围的同时也避免了因故障而产生的各种纠纷。当分界开关配用GPRS无线通讯模块后, 在故障发生时可快速定位故障位置, 并将故障信息反馈至供电公司工作人员, 很大程度的提高了供电可靠性。

为避免因用户设备故障造成配电网大范围停电, 该设备安装位置应该选取在架空线末端用户进线位置或用户线路分支T接处, 如下图所示:

2 分界开关的功能分析和故障处理方法

2.1 单相接地保护

当用户设备在界内发生单相接地故障时, 分界开关就可实现单相接地保护。此时控制器会对预设零序电流值进行检测, 若检测到故障零序电流超过预设值时, 控制器会发出命令启动延时计时信号, 当反馈信号显示在持续时间内零序故障电流性都超过预设值时, 就会发出执行保护动作命令, 控制器向分界开关操作系统发出命令信号, 命令开关执行分闸动作, 隔断分界开关范围内的用户故障设备。

2.2 相间短路、速断保护

当配电系统用户界内发生相间短路故障时, 此时分界开关内部控制系统中贯穿式CT发挥作用, 监测到相间短路故障发生瞬间的短路电流, 并将信息反馈给控制端, 分界开关控制端接收到相间短路电流信号后, 判断其短路电流是否超过短路电流预设值, 之后记忆该电流过流状态。此时, 变电站供电系统出线端断路器做保护动作自动断闸。若控制器检测到支线电压没有超过低电压关闭预设值, 且相电流值没有超过关闭电流预设值时, 分闸计时程序启动, 分闸计时达到延时计时整定值后, 短时间内控制器判断线路无电压电流流过时, 对分界开关发出命令使其进行分闸动作, 将故障切断隔离。此时变电站出线断路器重新合闸, 分界开关已经分闸将故障区分隔开, 其他用地按区域正常供电。在分界开关分闸时应该充分保证期间延迟时间与出线端断路器合闸时间相配合, 必须在断路器合闸之前将分闸动作完成, 保障故障区被隔离出来。

2.3 快速定位故障点

故障的快速定位取决于分界开关设备中的智能系统, 当分界开关配用GPRS无线通讯模块后, 在故障发生时快速定位故障位置, 具体故障定位和分析如下表所示:

2.4 监控用户负荷

在配电网系统安装分界开关时, 必然配置有自动化配电监控管理系统, 监控系统的主要作用是实现对线路上分界开关实时监测, 使供电工作人员和线路维护人员能够快速了解整体配电系统的运行状态, 能够及时分析并处理异常情况。

3 分界保护装置的应用及效果分析

3.1 零序保护

零序保护就是指分界开关能够将用户界内的单相接地故障快速侦测, 通过在控制器内预设整定值, 分界开关对零序电流实时监控, 当零序电流延时达到预设整定值后执行开闸动作, 自动将接地故障区的供电切断。在配电网系统中若接地系统采用的是配电网中性点不接地系统、中性点经消弧线圈接地系统或者中性点经小电阻接地系统, 根据这几种接地系统的特点, 一般采用零序保护控制系统。

3.2 电流保护

电流保护只的是在电路系统出现相间短路故障时, 分界开关对其进行检测和判断, 通过判断短路相电流的电流值和控制系统中的预设电流值, 对故障状态进行记忆, 并检测和确定变电站出线端断路器跳闸状态, 之后延时一定时间后执行分闸动作, 在变电站重新合闸之前将故障区隔离, 保障短路故障在合闸后不影响其他支路的供电状况。

3.3 分闸出口限制保护

在配电系统中, 偶尔会出现控制器自检错误情况, 此时分闸出口限制保护的作用是使分界开关在任何情况下都不执行分闸动作。为保护负荷开关的使用效率, 控制器在检测到实际短路相电流超过电流预设封闭值时, 也发出任何情况下不执行分闸动作的命令。

4 结论

分界开关 (看门狗) 可广泛的应用于配网系统自动化建设中, 在线路故障 (单相接地故障、相间短路故障) 的切断和隔离中具有重要作用。分界开关及其运用保证了供电系统安全稳定运行, 整体提升了电网配电系统相关技术水平。

参考文献

[1]尹惠慧.10kV配网线路看门狗分界断路器开关及故障指示器的应用分析[J].中国新技术新产品, 2011 (17) .

分界分析 篇3

1 现状分析

在我国广大地区由于经济发展水平的限制,在10k V配网线路的建设上,对于主干道线路的重视程度要大于分支线路的重视程度。因此,一些10k V配网分支线路出现故障的可能性要比主干道线路更大,而且在这些故障中,由于分界开关选型不当所导致的故障较为突出。

除此之外,一些架设 时间较长 的10k V配网线路,其分界开关的功能较为单一,通常仅仅能够做到户外保护以及隔离,但是在分界开关的自动化方面则不够先进。这些分界开关的问题主要集中在 :10k V配网线路分支线路通常为手动开关,而用户所处的分支线路入口处正是电流流通关闭的重要区域。手动普通开关能够满足10k V配网分支线路隔离电源的作用,但是在隔离事故的自动化方面则无能为力。与此同时,由于手动普通开关并不具备自动化隔离事故的功能,因此,当10k V配网分支线路出现故障的时候,很可能造成整条10k V配网线路的瘫痪。除此之外,虽然一些地区采用了相比手动普通开关更加先进的一种负荷开关,但是这种负荷开关在10k V配网分支线路的相间短路故障方面,并不能起到很好的作用。因此,需要选择一种新型的10k V配网线路分界负荷开关。

2 分界负荷开关优势

2.1 单项线路故障处理能力强

新型的分界负荷开关相比传统负荷开关来说,在单项线路的故障处理方面,能力更强。所谓的单项线路故障,可以理解为10k V配网结合线路与用户所在分支线路之间出现的故障。当遇到单项线路故障时,分界负荷开关首先自动断开接通故障的电流,然后在此基础上对出现单项线路故障的10k V配网分支线路进行切除,从而很好地保障了该条10k V配网分支线路以及其他分支线路用户的正常供电。

2.2 故障点的快速定位

除了单项线路故障发生后的快速处理,分界负荷开关在10k V配网分支线路的故障点定位能力方面同样较为先进。当10k V配网分支线路上的某一用户发生断电故障后,分界负荷开关能够快速找出故障点,并且及时的进行切断。这样就保证了整体10k V配网分支线路的正常供电。另一方面,分界负荷开关能够将故障信息及时地反馈到电力公司,从而方便技术人员进行故障排查与维修。

3 分界负荷开关的选型

目前10k V配网分支线路使用较多的分界开关为智能型分界负荷开关和高压分界负荷开关。

3.1 智能型分界负荷开关

所谓的智能型分界负荷开关,指得是将10k V配网分支线路电线柱上的电源PT和航空接插件进行连接。整个智能型分界负荷开关实体,采用的是全金属结构,而且其外壳密封情况十分良好。因此,无论是在绝缘性能还是全免维护方面,智能型分界负荷开关都具有很大的优势。

3.2 高压分界负荷开关

之所以要采用高压分界负荷开关,是由于在10k V配网线路的条件下,用户的变压器容量较小,因此,需要配备高压分界负荷开关,从而达到提升电力保护能力的目的。

通常情况下,将高压分界负荷开关与继电保护相结合。除此之外,对于一些电力保护要求较高的10k V配网分支线路来说,可以采取高压分界负荷开关与限流断路器相结合的方式。这样不仅能够使变压器不会因为长时间的电弧流量而出现爆炸现象,而且还能实现10k V配网分支线路的全面保护。

4高压分界负荷开关的使用要点

目前使用较多的高压分界负荷开关主要有三种,分别是产气式、压气式以及真空式高压分界负荷开关。本文集中对以上三种高压分界负荷开关中的前两种进行了使用要点分析。

4.1产气式高压分界负荷开关

产气式高压分界负荷开关的工作原理是隔离原理,通过电弧接触片与夹缝灭弧室相结合,从而减小10k V配网分支线路短路产生的电弧对整条线路的破坏。不仅如此,产气式高压分界负荷开关在结构方面增加了电磁板。这样不仅能够有效保护电弧接触片,而且在操作与维护上也更加简单便捷。

产气式高压分界负荷开关的优势在于,通过电磁板能够将短路所产生的电弧进行熄灭。当高压负荷开关中产生电流涡流,那么电磁板就会将电弧接触片拉长,这样就能够使该条10k V配网分支线路的电流逐渐归零,从而达到保障电流安全的目的。

4.2压气式高压分界负荷开关

与产气式高压分界负荷开关不同,压气式高压负荷开关的工作原理是利用

压力将电弧熄灭。压气式高压负荷开关的灭弧关键在于灭弧室,灭弧室由触头、喷气缸两大部分构成。当分界开关断开时,压气会在压气缸内形成强大的高速气流,而高速气流能够快速熄灭短路所产生的电弧。

对于产气式高压负荷开关来说,高速气流的畅通是其使用要点。因此,一定要保证压气缸到电弧之间的气流通道畅通。如果喷气口堵塞,就会造成压气流量的不足,从而导致压气流速低于额定标准,无法熄灭电弧,最终导致线路电流压力过低,发生自燃现象。

5 结束语

分界分析 篇4

关键词：配电自动化,负荷开关,运行,分析

1 前言

随着电网供电可靠性要求越来越高, 采用技术手段准确定位隔离故障区域对提高供电可靠性意义重大。通常在主干线加装自动化分段开关判断隔离故障分段, 在重要支线加装自动化负荷开关隔离支线故障相配合的方式, 缩小故障影响范围, 实现非故障分段的快速复电。

珠海供电局在2006年开始试运行可隔离用户支线故障的10kV配网户外用户分界负荷开关 (简称分界负荷开关) , 本文对近几年分界负荷开关的运行情况进行了分析。

2 分界负荷开关的简介

2.1 结构、功能和安装位置

分界负荷开关一般由开关本体及测控单元两大部分构成, 如图1。带有一套内置或外置电压互感器、一套内置电流互感器;内部有CPU处理器和通讯模块;故障跳闸时带有电压判断和故障记忆;具备跳闸闭锁功能。

运行中可自动切除单相接地故障、自动隔离相间短路故障、快速定位故障点、监控用户负荷、用于操作拉合负荷电流等。分界负荷开关适用于10kV中性点不接地、经消弧线圈接地或经低电阻接地系统的10kV架空配电线路或混合线路, 安装在支线上, 如图2。

2.2 分界负荷开关的分类

根据是否带重合闸功能, 可将分界负荷开关分为两类, 第一类“无重合闸”功能, 具有隔离界内单相接地、相间短路的特点, 需要手动储能。

第二类“带重合闸”功能, 可以隔离界内单相接地、相间短路, 具备自动重合闸, 能躲开界内瞬间故障, 在电动操作时可以自动储能 (手动操作时仍需手动储能) 。

2.3 分界负荷开关的动作逻辑

两类分界负荷开关的故障处理逻辑见表1。

3“无重合闸”分界负荷开关运行分析

珠海供电局在2006年安装了第一类用户分界负荷开关, 型号为FZW28-12F (FFK) , 无重合闸功能, 试运行零序延时整定为2S。运行情况分析如下:

3.1 主要运行特点

在不依赖通信的情况下, 可隔离界内瞬时或永久的单相接地、相间短路故障, 可以躲开界外故障;无论是界内还是界外, 发生永久故障后, 均可以缩小巡线范围, 如分界负荷开关动作, 则巡视界内线路, 如不动作, 则巡视界外线路, 从而达到缩小巡视范围的目的;在发生界内永久性相间短路故障时, 非故障线路可迅速复电, 未安装分界负荷开关前, 需全线巡视后方可复电, 而安装后界内故障线路被隔离, 其他界外非故障线路经重合闸迅速恢复供电。

3.2 存在的不足的分析

在发生相间短路时, 因其不具备开断短路电流能力, 故不能在变电站出线保护动作前对支线的短路故障进行隔离。

该类开关不能认定界内故障性质, 只能全部当作永久性故障进行处理后方可送电, 这将延长界内用户复电时间。

在界内瞬时单相接地时, 自动跳闸会造成用户不必要的失电。其中, 对于瞬时单相接地故障试运行设置的零序保护动作时间是2s, 躲不过较长时间的接地故障。根据运行经验, 改成60s运行效果有待观察。

对于界内瞬时相间短路, 延长界内用户复电时间。未装分界负荷开关时, 瞬时故障经变电站重合后即可全线复电;在装有分界负荷开关时, 界外线路经重合可快速复电, 但因不能断定界内线路故障类型, 故需巡线后方可对界内送电, 从而延长复电时间。对于瞬时性相间短路, 考虑通过重合闸功能进行改进。

在不带通讯的时候, 分界负荷开关跳闸不能及时察觉, 有些被动。可考虑加通信模块解决此矛盾, 但需要有后台支持, 也将增加设备和通信成本。

每次合闸之后均需手动储能, 否则在故障时不能自动跳闸。这意味着即便带通信功能, 遥控合闸后还要派人到现场手动储能, 需改进为自动储能。在管理上, 第一, 需该加强该类开关特点的培训;第二, 通过在制定停送电操作票规范, 在票面增加检查储能位置及检查蜂鸣提示项;第三, 在后台增加开关未储能报警。

在动作记录方面, 该批分界开关只能保存50条SOE记录, 因此, 如果下载或上传不及时, 将被后面的动作记录覆盖, 影响对故障的分析。

在定值管理方面, 涉及开关界内支线的改造, 须经自动化管理人员审核, 避免因线路参数变动而导致拒动和误动。

4“带重合闸”分界负荷开关运行分析

珠海供电局在2008年和2009年分批安装了第二类用户分界开关, 型号为GDFZ1-12F (FFK) , 具有重合闸功能, 内置了通讯模块, 零序延时整定为60s。运行情况分析如下:

4.1 主要运行特点

从运行的情况看来, 第二批“带重合闸”的分界负荷开关继承了第一代“无重合闸”分界负荷开关的3个特点, 同时具有以下新特点:通过设置重合时间参数, 可以躲过一些瞬时性的故障;在选择电动操作模式时, 可以不用进行手动储能。

4.2 存在的不足的分析

在第二批尝试安装了通讯模块, 从运行的情况来看需要注意4个问题:

1) 模块容易掉线, 增加维护工作量。首先、现场分界开关控制器或者通讯模块的质量问题或者设置问题;其次、主站召测时间可能过短。 (为解决这个问题, 我们将系统确认信号返回的次数从1次改成了连续召测3次不成功才认为失败, 效果不太明显) ;再次、现场的信号, 对于通讯不好的终端, 我们请运营商到现场进行了网络环境测试, 并没有信号弱的问题, 这个原因排除。

2) 因厂家不生产通讯模块, 先后批次的通讯模块厂家不一、规约不一, 使得前置机的通讯软件变得复杂。

3) 无线通讯方式下的遥控功能存在一定风险。

4) 必须建立专网, 不允许上公网, 否则会引发数据安全问题, 病毒问题也难以控制。

对此, 我们也安装了无线通讯后, 从技术上可以解决这个问题的愿望实际上没有达到我们的理想。

对于界内发生瞬时单相接地或瞬时相间短路故障时, 分界负荷开关均会动作跳闸, 不能通过自动装置迅速恢复用户供电, 必须要运行人员到现场巡视未发现线路异常后, 方可操作合闸恢复正常供电, 给用户造成不必要的停电损失。

带有通讯功能的分界负荷开关在停电操作时, 应当注意在分开关后分刀闸前增加控制手柄从“自动”位置切换到“手动分”位置项, 避免此时主站发送合闸信号, 导致带电分刀闸误操作。

在送电操作时, 应在合刀闸前, 应增加检查控制手柄在“手动分”位置项, 避免出现带负荷和刀闸误操作。

在与电压型开关配合时, 应当注意分界开关内部电容的可持续时间, 否则, 重合闸功能将因无电不能记时而失效。

在进场检修后, 要有试送电试验项目, 避免恢复安装送电后开关误发分闸信号。

结束语

综上所述, 安装第一、二类分界负荷开关的线路, 在发生永久性故障时, 复电效果比未安装好;在发生界外瞬时故障时, 效果不明显;而在发生界内瞬时故障时, 第一类效果则比未安装差, 第二类未观察到重合成功案例无法评价。

因此, 该类设备可以在一定程度实现自动切除单相接地故障和隔离相间短路故障, 减少了无故障线路的连带性事故停电、缩小故障停电范围、缩短用户停电时间, 对提高供电可靠性有一定帮助, 在运行管理上注意分界负荷开关所在支线的变化, 否则将引起误动和拒动

参考文献

[1]陈士军.10kV架空配电线路用户分界负荷开关的研制[D].保定:华北电力大学, 2006.

[2]宋向东, 刘娜.10kV配网用户分界负荷开关的应用[B].华北电力技, 2010年, 第35~38页。

[3]吴俊.10kV配网中断路器和负荷开关的应用分析[B].中国科技信息, 2008年第7期, 76~78页。

[4]肖清明, 张建民, 冯跃龙等.一种智能型用户分界负荷开关的作用原理和其在银川配电网中的应用[J].电力系统保护与控制, 2009, (06) .

[5]杨绍军.用户分界开关的接地检测原理和故障处理方法[A].2007年配电系统运行与故障管理技术研讨会暨第三届配电系统接地方式与故障点测量研讨会[C].2007.

[6]张琦珊.10kV线路用户分界负荷开关安装点的探讨[J].科园月刊, 2008, (01) .

分界分析 篇5

1 对定值整定进行简单的介绍

1.1 三段式的过流保护

通常来讲,三段式的过流保护主要包含两段定时限过流保护以及电流速断保护,其中电流速断还被称为是过流I段,而两段的定时限过流称为过流II或III段。通常情况下,终端的线路通常只会对速断保护进行一定的投入,而电源当中的进出线应该有上下级之间的有效配合,有效避免发生越级跳闸的现象,应该对速断保护以及后备保护进行投入。

1.2 过电压的保护

一般情况下,过电压保护一般都是运用线电压的判别方式,对过电压保护进行设置主要是为了有效避免用电的相关设备处在非常严重的过电压之下进行运行,进而有效防止设备的严重损坏。通常过电压只会对信号进行一定的告警,进而提起相关值班人员的注意。

1.3 零序过压的保护

该保护一般的使用情景都是发生漏电以及单线接地等情况,来进行告警,在对其进行实施时,必须对延迟时间进行设定,进而来有效保证告警的可靠性与有效性。当发生零序过压时一般仅仅是进行告警,防止单相接地的发生,避免全部的开关都发生跳闸的现象以及大面积不必要的停电现象发生。

2 对涌流保护的选型进行一定的分析

客户分界开关当中的涌流保护主要的提供者是内置的相关涌流控制器。目前,涌流控制器属于是第四代,对于温度的耐受能力能够实现零下四十摄氏度到八十五摄氏度,存在着3% 的测量精度,做出反应的时间也非常短,基本不超过二十毫秒,有着极其方便的试验、定值的整定以及实际运行的维护。它所包含的不方便的地方为不能够有效的调整过流,定值需要已知固定为5A,也就是二次电流是定值,所以造成选择内置电流与过流定值时非常的不灵活。在第四代的基础之上产生了第五代产品,该产品当中对整定过流定值的相关功能进行了增加,有效完善了该产品的保护功能,有了更为有效便捷的整定配合。因此,在对涌流保护进行选型时,应该选择第五代的控制器。

3 对分界开关内置的电流互感器变流比选择进行一定的分析

一般情况下,涌流控制器当中的电流速断的保护整定值基本为整数倍的二次额定电流,因此,选择的电流互感器变流比应该满足电流保护整定、未来负荷增加以及客户负荷各个方面的要求。通常客户分界开关的内置电流互感器会有效提供三个变流比的抽头,能够提供三种变流比的组合来进行选择。

4 对分界开关的涌流保护定值设置以及整定方面的计算进行一定的分析

虽然第五代控制器在第四代控制器的基础上已经有了非常大的改进,但是它设置保护定值的方法还是拨码开关的方式,通常包含的拨码为十到二十位。过流定值、合闸延时、过流保护等根据范围的要求以及调整的精度一般会运用不同拨码开关来对各个功能进行有效实现。

当对保护整定进行计算时应该根据电网具体的参数以及保护规程原理,计算出保护定值,之后根据涌流控制器所给出的选择范围来对最优的整定值组合进行一定的选择,因为定制选择是非线性的一组数据,和实际的计算值存在误差,然而,经过科学合理的权衡,能够对实际的保护整定需求以及保护配合进行有效的满足。

5 对保护配合进行分析并给出实例

通常来讲,保护配合主要是指在分界开关的地方保护整定值与上级的整定值之间存在一定的配合关系,也就是有效保证进行保护的电网设备发生故障时上级与下级对故障进行切除间的配合关系。

现在将国网山东宁津县供电公司一个客户作为实例来进行研究,这个客户主要使用10千伏的公用线路来进行供电,配电总容量为2000千伏A,通常为商业用电。

5.1 对电流的互感器变流比进行选择

根据相关的要求,客户分界开关内置电流值为2000k A,应该适当的选择特定的互感器配置,变流比应该适当的选择200/5的实际抽头。

5.2 对保护定值进行计算

按照宁津电网的实际使用情况,首先看客户线路,为单电源线路,就是进线10千伏,然后经过变压器降压为0.4千伏,客户侧只需投入过流保护就可以了,作用就是当客户的10千伏变压器故障或者过负荷的时候保护动作跳开线路上的分界开关。

5.3 对分界开关的涌流保护进行设置

一般应该将所计算得出的分界开关所处地方的保护定值转换成相关的涌流控制器能够进行设定的一个定值,这样才能投入到实际的应用当中。按照选择出来的200/5的电流互感器变流比,能够得出过电流二次值以及电流速断为5.7安与47安。对于速断定值,可以折合为9.5倍,因此根据相关的要求选择8倍的数值。一般来讲,过电流的分为一般为2.5到10安,级差一般是0.5安,对于5.7A应该选择5.5A的数值来进行计算,对于0.3秒的过流动作的延迟时间能够根据相关资料的查阅,因此有适当的级差进行有效的选择。同时确定出客户分界开关涌流保护的最终整定值。

除此之外,还应该对上下级的配合关系进行一定的保护,电流速断一般为上级是3000A以及下级为1600A,过电流的上级为650A以及下级为220A,对于电流速断的延迟时间上下级都是0.6秒,并且过流的延迟时间上级为0.6秒,下级为0.3秒。有的区域电网设备发生一定的故障时,能够依靠上级的线路进行重合闸来实现有效的补救。

6 结束语

综上所述,文章分析了涌流保护类型的实际选择,并设置了客户分界开关的涌流保护,并给出了相应的计算,通过实例证明了定值整定原则的有效性以及可靠性。

摘要：分界开关涌流具有密封性、速动性、稳定性等优点,现已在宁津公司配网中得到广泛应用,文章结合宁津公司实际案例浅析了大客户分界开关涌流保护的定值整定原则。

分界分析 篇6

1.1 地质条件

1.1.1 地层岩性

测区出露地层主要为上覆第四系全新统崩坡积层 (Q4dl+col) 块石土和粉质黏土及坡残积层 (Q4dl+el) 粉质黏土, 下伏基岩地层为二叠至三叠系 (P-Tγ) 花岗岩。

1.1.2 地质构造

在D3K207+981处发育一正断层, 其与线路大角度相交, 交角约82°, 地表零星基岩露头上可见断层檫痕。该断层走向约N50°W, 倾向SW, 倾角约70°, 破碎带宽20～50m。两盘均为花岗岩 (P-Tγ) 地层, 节理产状为E-W/90°E、N75°W/90°、N5°W/65°NE。

1.2 水文条件

地下水主要为洞身第四系覆盖层和基岩全风化层中孔隙水, 花岗岩中含少量裂隙水, 断层带富水性较好。预测全隧道最大涌水量4800m3/d。

1.3 分界洲隧道施工早期风险评估结果

通过专家组、设计、施工三方联合评估, 塌方风险级别为高度和极高的各有4项;大变形风险级别为高度和极高的各有2项;涌水倒灌风险级别为高度的有1项。本隧道 (全长3750米) 中, 塌方风险级别为高度以上的区域长达645米, 占隧道全长的17.2%, 其中为极高的区域长达260米, 占隧道全长的6.9%;大变形风险级别为高度以上的区域长495米, 其中为极高的区域长260米。分界洲隧道总工期仅为26个月, 难度大、工期短, 是海南东环铁路山岭隧道中施工难度最大的一座隧道。

2 TSP203plus现场数据采集

2.1 现场准备工作

2.1.1 钻设激发炮孔和接收器安装孔, 要严格按照

TSP203工作人员的技术交底进行钻设, 保证角度、深度、距离等参数的准确。

2.1.2 其他备用材料

提供乳化炸药、瞬发电雷管、锚固剂及炮孔灌水装备。

2.2 基本参数的获取

测量并记录炮孔间距、角度、深度、第一号炮孔与接收器的距离后, 及时锚固接收器套管并测量接收器套管的深度、角度, 参照围岩的强度、节理发育程度合理确定各炮孔震源的装药量。

2.3 仪器操作

(1) 安装接收传感器;

(2) 连接仪器线路;

(3) 开启仪器记录单元;

(4) 检测噪音;

(5) 重新检查线路;

(6) 依次逐个连线激发震源, 采集波形;

(7) 储存测试数据后, 拆卸线路, 整理仪器。

3 采集后的数据处理

数据处理时首先输入隧道及炮点和接收点的各项参数, 剔除信号质量较差的记录道后, 对合格的地震道进行处理和解释。

4 TSP203预报实例

4.1 分界洲隧道D3K208+000-+075段设计断层影响带的探测

分界洲隧道掌子面开挖至D3K208+010时进行了TSP探测, 图1、2是探测成果图。

图中黑线所包裹的两片密集反射区说明该段反射界面多, 节理发育, 整体性差, 围岩较破碎。参考纵横波分离图, 根据波速、泊松比以及静态杨氏模量等参数, 做出探测结果见表1。

实际开挖围岩揭示见表1第四列内容, 此次TSP203预报结果与实际围岩情况基本相符。现场根据预报结果调整了施工方案, 以TSP203的预报结论为依据, 多次请设计单位人员现场勘察, 得出结论与预报结论基本一致。

4.2 分界洲隧道D3K208+605～D3K208+732段富水带的探测

分界洲隧道开挖至D3K208+605时, 掌子面出现突水。初步判断前方为设计勘测未发现的富水带, 因此对该富水带紧急进行TSP探测。图3、图4为探测成果图

图4中黑线圈定的区域为富水带发育形状及覆盖范围该段围岩较破碎节理发育明显线路左侧有大量地下水涌出。TSP探测结果如下表2。

实际开挖围岩揭示见表2第四列内容, 此次TSP203预报结论与原设计情况完全不同。因此, 请设计单位相关专业人员多次到现场进行勘察, 得出结论与TSP203的预报结果一致, 根据实际情况对该段共进行了3次设计变更, 加强了富水带的支护措施, 确保施工安全。

5 TSP203系统预报工作的经验

(1) 准备工作是重中之重, 激发炮孔和接收器安装孔的孔深、高度、倾斜角度、相互距离必须准确;激发炮孔内必须灌满水;

(2) 现场数据采集过程中, 不能有施工干扰, 要求停止一切洞内施工;

(3) 数据分析要根据设计文件中的工程地质条件进行, 出现大的分歧时, 严肃对待, 确保结论的可靠、真实;

(4) 成功的预报结论可指导施工, 以此调整相应的施工方案以保证隧道施工的安全快速经济

参考文献

[1]陈建锋.隧道施工超前地质预报技术比较[J].地下空间, 2003, (1) :97-98.

客户分界开关的选型 篇7

1 安全可靠性

安全可靠性主要指分界开关主要技术指标及安装运行之后安全运行的可靠程度。技术指标方面, 两系列开关均达到国标技术标准要求, 满足我国电网安全要求。

FW28-12系列负荷开关的缺点主要是SF6气体绝缘气箱密封不良导致内部绝缘降低、元器件受潮, 从而发生内部短路烧毁负荷开关。ZW32-12系列柱上断路器产品主回路为真空泡, 绝缘为硅橡胶绝缘防护空气绝缘, 多年运行经验证明稳定可靠。该产品的主要问题是自带隔离开关长期运行后会出现操作困难、触刀发热及操作过程中导致隔离开关损坏等。由于FW28-12系列负荷开关不带隔离开关, 因此, 单从分界开关本身比较, ZW32-12系列柱上断路器安全可靠性更高一些。

2 经济性

经济性比较需在两者提供相同功能的基础上进行, 按一般使用需求, 可分为分界开关本体 (含三相电流互感器和零序电流互感器、电动操作机构) 、外置电压互感器、智能控制器 (FTU) 等三部分。

智能控制器。当前两类产品均采用国家电网公司统一的控制器标准接口设计, 其控制器通用, 选型不受限制。因此该部分经济性相同。

外置电压互感器。其二次绕组均要求具备100 V计量绕组和220V, 500 VA电源绕组, 其他要求也基本相同, 因此, 外置电压互感器经济性也相同。

分界开关本体。本体均配置三相电流互感器、零序电流互感器、电动操作机构。其区别就在结构形式, 由于设计指标不同无法趋同。按2014年年初价格, FW28-12系列负荷开关2.5—3.5万元/台, ZW32-12系列柱上断路器0.8—1.4万元/台。ZW32-12系列柱上断路器具有明显的经济优势。

3 故障隔离能力

FW28-12系列负荷开关, 只能开断负荷电流和接地电流, 无开断故障电流能力, 隔离故障必须依靠上级线路保护断开线路后, 由控制器 (FTU) 的保护功能进行判断, 确认线路无电压后使分界开关断开, 也就是俗称的电压型分界开关。因此, FW28-12系列负荷开关必须配套安装独立电压互感器和智能控制器方能具备故障隔离能力, 这样, 其成本每台1套将增加到3.5—5万元。

ZW32-12系列断路器可以直接开断故障电流。该系列断路器一个重要的特点是标配涌流控制器, 在不配置独立控制器和独立电压互感器提供电源的情况下, 仍然具有电流速断和过电流保护功能, 即具备相间短路保护的能力。随着涌流控制器的不断发展完善, 其测量精度已达到3%以上, 动作速度达到20ms以内, 已能够满足配网线路保护的各项要求。近年来又标配了控制器接口, 可以直接与通用控制器 (FTU) 配合使用, 实现更为完善的测量、控制、保护 (如增加零序过流保护) 以及满足配网自动化系统要求的“三遥”等功能无任何问题。在对价格敏感和配网自动化系统尚未实现的广大农村地区电网, 在不配套控制装置和外置电压互感器的情况下, 利用标配的涌流控制器实现故障隔离, 可满足分界开关的基本要求, 同时大大降低投资成本。在城区或者配网自动化普及的电网, 两类分界开关均可标配控制器 (FTU) 实现配网自动化相关功能, 并实现更为可靠的过流、接地等保护功能。

因此, 故障隔离能力方面, ZW32-12系列断路器由于具备自行切除故障的能力, 与上级保护的配合能力更强, 灵活性更高, 可有效降低供电线路跳闸次数, 且成本更低, 具有更大的优势。

4 环保性

一方面, FW28-12系列负荷开关为SF6气体绝缘, 气体泄漏是其难以克服的弊端, 而SF6气体为温室气体, 报废回收成本高, 应该限制使用。ZW32-12系列断路器不存在限制使用的绝缘气体。另一方面, FW28-12系列负荷开关本体质量一般超过120 kg, 而ZW32-12系列断路器一般不超过90 kg;体积方面, FW28-12系列负荷开关也明显较大, ZW28-12系列断路器安装、运输更方便, 资源更节约。环保性方面, ZW32-12系列断路器更加环保。

5 结论