二次配电范文（精选4篇）

二次配电 第1篇

随着我国供电行业的日益壮大, 难免会遇到各样的问题, 这就给检修工作带来了一定的难度, 为了供应电力需求, 必须增加变、配电站的数量, 这其中检修质量就很难保障, 例如电解铜、镍的生产工作对供电质量的要求特别高, 利用电气设备的状态进行检修刻不容缓。如今各大公司对所有的生产需求、产品质量的要求都特别高, 生产用户一旦停电, 就会使电力系统发生故障, 直接给生产厂家带来巨大的经济损失。因此, 变、配电所二次设备状态检修工作将成为保护电力系统的重中之重。与一次设备同时进行, 促进电力行业的发展

1 阐述变、配电站二次设备状态检修的内容

按照变、配电站二次设备的功能划分, 其设备是由继电自动保护装置和远程监控装置组成的。变、配电站二次设备的质量将直接影响到电力系统能否正常运行的必要前提。所有的变、配电站二次设备在日常运行过程中都会出现这样或那样的问题, 所以变、配电站二次设备状态检修工作就特别重要。当设备发生故障时, 及时对相应项目进行检修, 保证设备正常工作, 这是变、配电站二次设备状态检修工作的最直接表现。所以, 这种检修包含的内容很广, 对设备的维护和管理以及很多关于设备的记录信息都属于检修工作范围内。由于变、配电站二次设备保证了电力系统的正常运行, 极大的促进电力行业的发展, 因此, 变、配电站二次设备状态检修在电力系统稳定运行中发挥着不可替代的作用。

2 讨论变、配电站二次设备状态检修存在的问题

在一般的情况下, 只有变、配电站一次设备停电检修的时候, 二次设备才会运作。变、配电站二次设备状态检修存在的问题有以下几方面, 第一, 变、配电站二次回路检测中存在的问题;第二, 电磁抗干扰检测中存在的问题。下面具体阐述这两个问题, 变、配电站二次设备是由二次回路和保护装置所构成。这其中, 保护装置利用了智能电脑对状态进行监控, 给保护工作带来极大的便利。二次回路包含的内容比较多, 无形中给二次回路的管理带来了一定的麻烦。很多个保护测控装置和连接各个设备的电缆构成了二次回路, 因为装置比较多, 分布不集中, 管理起来就很困难。其次探讨一下变、配电站二次设备电磁抗干扰监测问题。一般在变、配电站二次设备中, 含有大量微电子元件和高集成电路, 难免电磁干扰会特别严重。这就会影响到对信号的采样、自动装置及元件的正常工作, 严重会导致采样的信号不准确、自动装置发生异常现象等。倘若不能立即采取对策, 变、配电站二次设备元件就有可能遭到损坏。因此, 必要想解决二次设备电磁抗干扰的问题, 必须加强对变、配电站二次设备的监控管理。在找到变配站二次设备状态检修的原因后, 尽量避免事故发生, 以确保电力系统正常运行。

3 研究变、配电站二次设备状态检修措施

(1) 加强变、配电站二次设备状态监测方法, 提高故障诊断技术

一般来说, 对变、配电站二次设备状态监测的主要工作就是当发生故障时, 通过检测装置准确判断事故原因。因为保护装置内都带有诊断功能, 可随时对装置里的各种元件等进行诊断。对此, 可以利用比较法分析、数字编码法、校验法、定时监测法等对其故障测试。针对保护装置可以对每台设备加载诊断程序, 进而达到自动检测的目的。其次, 还要加大对设备的监测力, 针对二次回路中接点太多、分布不集中的问题, 需加大对设备的管理力度, 做好管理验收工作及记录情况。因此, 加强变、配电站二次设备状态监测方法, 提高故障诊断技术, 是确保设备的稳定运行的前提条件。

(2) 做好变、配电站二次设备状态运行的统计分析工作

所谓的变、配电站二次设备状态运行统计就是对系统和设备的安全运行的统计, 所以必须做好变、配电站二次设备状态运行的统计分析工作, 从而提高对二次设备监测的精确性, 以保证设备的正常运行。把加强对设备的管理工作和提高技术相结合, 将有效的信息作为变、配电站二次设备状态检修工作的参考依据。

(3) 加强员工的自身素质, 提高员工技术水平

企业的发展离不开人才的支撑, 特别是当今科技发达的社会, 人才对于企业发展发挥着巨大的推进作用。对于变、配电站二次设备状态检修工作, 则更需要具有综合素质的人才, 既有很高的综合素质还有熟练的技术能力全面优秀员工才能满足企业的发展需要。

4 总结

总而言之, 提高变、配电站二次设备状态检修效率不但迎合了电力系统的发展需要, 而且促进电力行业的快速发展。当今社会是自动化应用和控制的社会, 所以对变、配电站二次设备状态检修的任务要求更高了, 这种提高不仅是在管理方面, 工作人员的自身素质和工作技能也尤为重要。综上所述, 加强变、配电站二次设备状态检修质量对于变、配电站的顺利安全运行起着重要的作用。

摘要：随着我国社会经济的快速发展, 人们对于供电量的需求越来越大, 给电力行业带来一定的压力。如今变、配电站二次设备状态检修工作在电力系统技术管理中起着尤为重要的作用, 所以探讨变、配电站二次设备状态检修对电力系统的发展具有重大意义。因此本文针对变、配电站二次设备状态检修方法和检修存在的问题进行初步讨论, 并研究出解决问题的对策。

关键词：变、配电站,二次设备,检修,讨论

参考文献

[1]于娜.浅谈变电站二次设备状态检修[J].科技创新导报, 2014 (33) :51.

[2]林森.浅谈变、配电站二次设备状态检修[J].电子世界, 2013 (20) :123.

配电二次业务通信网络承载策略研究 第2篇

关键词：配电二次,配网通信,安全防护

0 引言

电力二次系统在通信网络中的承载方案主要依据《电力二次系统安全防护规定》 (电监会5号令) 和《电力二次系统安全防护总体方案》 (34号文) 的相关规定, 针对不同业务执行“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的策略, 从而保障电网二次系统的安全。然而, 由于配电二次系统涉及面广、系统终端数量巨大、地区差别较大, 或因为实施上的困难, 各地区在执行34号文的《配电二次系统安全防护方案》时, 采用了不同的通信网络承载方案[1,2]。

本文从当前配电二次系统安全防护方案存在的问题分析入手, 提出相应的修正方案, 并依据该修正方案提出了配电二次业务通信网络承载策略。

1 现有配电二次系统安全防护方案的分析

通过解读电监会34号文《配电二次系统安全防护方案》中配电二次系统的逻辑结构和配网二次系统安全部署的相关规定, 可得出以下结论。

1) 生产控制大区和管理信息大区采用横向隔离装置实现数据的交换。

2) 生产控制大区业务系统与被控对象 (业务终端) 之间的数据通信需采用一定强度的数据加密等有效安全防护措施。

3) 生产控制大区业务可采用专用数据网、公用数据网承载, 但不能采用电力调度数据网、电力企业数据网承载;专用数据网可承载双向业务 (遥测、遥信、遥控等) , 公用数据网仅能承载上行业务 (遥测、遥信) 。

4) 电力企业建设的无线网络属于专用数据网络, 可以承载双向生产控制大区的业务。

然而, 当前国内各单位配电二次系统应用在执行《配电二次系统安全防护方案》时存在一些误读, 或者说当前一些应用没有完全满足要求, 具体表现在以下几方面。

1) 生产控制大区的数据加密无具体规定。当前很多地区的生产控制大区业务没有采用数据加密等有效安全防护措施。

2) 部分地区为节省投资、简化工程建设, 直接利用调度数据网承载配电自动化业务。

3) 电力负荷管理系统在不实现控制类业务时能否置于管理信息大区, 采用无线公网GPRS/CDMA承载。当前很多地区电力负荷管理系统置于管理信息大区, 采用无线公网GPRS/CDMA承载, 甚至有些地区还实现了双向业务。

4) 能否将配电管理系统、用户集中抄表系统等管理信息大区业务置于生产控制大区, 采用专用数据网承载, 执行生产控制大区的安全防护措施。当前, 很多地区由于担心安全区域的问题, 即使具备专用光纤通信网络的终端, 也没有与配电自动化业务共享通信通道。

5) 无线专用网络实施控制类业务时应采用怎样的安全加密措施。由于配电二次系统涉及面广、数量大, 且未来智能电网大量需要具备“控制”功能, 全部采用专用有线数据网, 实施起来非常困难;当前部分地区有试点建设无线专用网络承载配变监测、低压集抄等业务, 但对能否同时承载配网自动化“控制”类业务, 存在二次安全防护方面的顾虑。

2 配电二次系统安全防护方案修正设想

配电二次系统安全防护方案应兼顾信息安全性、通信网络安全性、通信网络可靠性、通信网络建设经济性和可实施性的特点, 因此, 配电二次系统安全防护方案应坚持以下原则。

1) 从信息安全性方面考虑, 无论采用何种通信方式, 具备控制功能的生产控制大区业务 (配网自动化“三遥”、负荷控制等) 系统应采用多种安全加密措施, 确保业务层信息的安全。

2) 从通信网络安全性、可靠性方面考虑, 具备控制功能的生产控制大区业务 (配网自动化“三遥”、负荷控制等) 必须采用电力通信专用网络, 严禁采用公网通信网络 (如无线公网GPRS, CDMA, ADSL) 承载。

3) 从通信网络经济性方面考虑, 可采用电力专用网络同时承载配电自动化、负荷管理、配变监测、低压集抄等多种通信业务。

4) 综合考虑通信网络建设的经济性和可实施性, 应充分利用无线公网承载非控制类业务 (如配网自动化“遥信、遥测”、低压集抄、配变监测、负荷管理等) 。

基于以上原则, 配电二次系统安全防护可考虑按如图1所示的部署方案进行部署。图中与原有《配电二次系统安全防护方案》的逻辑结构及部署方案有如下主要不同。

1) 简化下行网络为专用数据网络和公用数据网络两部分, 其中专用数据网络指电力建设的专用于配电网业务承载的通信网络, 包括光纤数据网络 (如EPON、GPON、工业以太网交换机) 和具备高安全性的无线专网;公用数据网络指公网运营商建设并运营, 电力企业租用的数据网络, 包括ADSL、无线公网GPRS/CDMA等。

2) 允许专用数据网同时承载生产控制大区业务和管理信息大区业务, 但具有控制功能的控制大区业务系统主站与终端系统之间必须采用单向认证加密技术进行安全防护, 实现配网终端对主站的身份鉴别与报文完整性保护。对于重要的终端, 还需要采用双向认证加密技术, 实现终端与主站之间的双向身份鉴别和报文的机密性、完整性保护。

3) 允许公用数据网同时承载生产控制大区非控制类业务和管理信息大区业务, 禁止使用公网承载控制类业务, 公用数据网与业务系统前置机互联时, 必须采用防火墙等安全加密措施, 确保网络接入的安全性。

4) 其他配电二次业务 (如配电保护与控制、配电设备状态监测) , 可依据相关规定置于生产控制大区或管理信息大区, 通信网络承载策略及安全防护方案可参照执行。

3 配电二次业务通信网络承载策略

依据上文描述的修正的配网二次系统的逻辑结构及安全部署方案, 配电网二次业务通信网络承载方案如图2所示。

配电网通信网络包括配电网通信专网和无线公网两部分, 其中配电网通信专网应采用配电网骨干网络、配电网接入网络的分层结构。

图2中, 配电二次业务通信网络承载方案主要分为主站层、通信网络层、业务终端层, 其中主站层和业务终端层属于业务系统, 针对需要实现双向通信 (遥信、遥测、遥控、遥调) 的业务系统主站与终端之间增加单向认证装置 (重要终端增加双向认证装置) , 使用无线公网通信承载的, 需要在前置机与公网通信网络之间增加防火墙;通信网络层为业务系统提供透明、安全的信息传输, 需遵循以下原则。

1) 专用通信网络按骨干层网络和接入层网络建设, 骨干层网络建设配电网专用数据网络, 与调度数据网和电力企业数据网物理隔离;接入层可因地制宜选择采用光纤通信数据网络、重要电力线载波和无线专网。

2) 光纤通信数据网络可选择EPON/GPON或工业以太网等技术, 都应采取一定的安全接入措施 (如捆绑MAC地址、IP地址等) 。

3) 采用无线专网技术时, 应遵循以下要求:无线频率必须是获得国家无线电管理单位的正式批准;采用的无线通信设备应具备工信部核发的无线电发射设备型号核准证;支持高安全性的加密认证技术, 推荐采用TD-LTE (4G) 技术;支持对无线终端的在线管理和统计, 包括在线状态、信号强度、接入权限管理等。

4) 当采用GPRS/CDMA/3G等公共无线网络时, 应启用公网自身提供的安全措施, 包括采用APN+VPN或虚拟私有拨号网 (Virtual Private Dial Network, VPDN) 技术实现无线虚拟专用通道;通过认证服务器对接入终端进行身份认证和地址分配;在主站系统和公网网络之间采用数字专线+GRE等手段;采用工业级SIM卡和静态IP地址[3]。

4 结语

电监会分别于2005年和2006年发布的5号令和34号文, 对配电二次系统安全防护提出了相关的要求, 但由于当时配电二次业务系统实施较少, 有些规定不能适应技术的发展和应用, 各单位配电二次业务系统通信网络承载方案或不满足相关要求, 或由于成本高、实施困难等原因阻碍了其发展。本文提出配电二次系统安全防护方案的修正方案, 并依据该修正方案提出的配电二次业务通信网络的承载策略, 将大大简化配电网通信网络的建设和实施, 网络安全性、可靠性、经济性和可实施性方面亦可得到有效保障, 对于后期开展“配电二次安全防护方案”的修编, 指导未来配电二次系统的发展和实施具有重要意义。

参考文献

[1]电监会5号令.电力二次系统安全防护规定[S].2005.

[2]电监安全[2006]34号.电力二次系统安全防护总体方案[S].2006.

[3]国家电网调[2011]168号.中低压配电网自动化系统安全防护补充规定 (试行) [S].2011.

[4]刘强.关于配电网系统安全防护的研究[J].通信市场, 2011 (6) :215–218.

[5]徐国友.配网自动化通信方案选择[J].电力系统通信, 2008, 29 (S) :54–56.XU Guo-you.Selection of communication scheme of power distribution network auto-mation system[J].Telecommunications for Electric Power System, 2008, 29 (S) :54–56.

[6]李文伟, 陈宝仁, 吴谦, 等.TD-LTE电力无线宽带专网技术应用研究[J].电力系统通信, 2012, 33 (11) :13–17.LI Wen-wei, CHEN Bao-ren, WU Qian, et al.The research of application on TD-LTE power wireless broadband network[J].Telecommunications for Electric Power System, 2012, 33 (11) :13–17.

二次配电 第3篇

在供电系统工作的过程中,一旦出现短 路,会产生非 常大的短路电流,当这些短路电流从用电线路和用电设备经过 时,会产生较高的温度以及较高的电动力,也就是日常所说的热效应和电动效应,严重威胁 着导体和 用电设备 的安全运 行。所以,在选择变电站一、二次电气设备时,需要满足线路安全的基本要求。

1电气设备的选择要求

10kV变配电所(包括10kV开闭所)主要是将一路或者两路的10kV电源进行重新分配,经过变压器(10kV开闭所不经过)重新组合分配成多路的送电线路,将电流输送至各个用电设备。输送过程中包含着10/0.4kV的变电部分,因此它是工业和企业内部供电系统的关键组成 部分[1]。变电所若 要安全有效地将电输送到每个用户单位,就必须对电气设备进行严格的筛选和合理的选择,既要满足日常的运行要求,又要保证 容易安装和方便维修。

在选择电气设备时,主要应注意以下几个方面:(1)额定电压和电流的选择要在正常的工作条件下进行;(2)电气设备的动稳定和热稳定的检验要求在短路的情况下进行;(3)高压断路器遮断容量的检验需要按照装置安装地点的三相短路容量来判断。

2一次设备与二次设备的选择要点

2.1高压断路器的选择要点

断路器根据其特点可以分为真空断路器、SF6断路器和 油断路器这3种。

(1)真空断路器具有体积小、重量轻、动作快、防火、防爆、触头开距短等特点,并且燃弧的时间较短,一般只需要半个 周波即可,待熄弧后可以快速地恢复触头间隙介质,能经常使 用且维修次数较少。

(2)SF6断路器具有噪音小、磨损小、开断能力强、开断次数较多、火灾危险系数小等特点,由于其断口电压设计的承受 能力较高,因此允许的开断次数比其他断路器都高,属于无维 修断路器。

(3)油断路器主要以绝缘油作为灭弧和绝缘的介质,具有体积小、价格低、开断电流大等特点,但是由于自身 特点,该断路器的维修要比前2种断路器频繁且可以使用的次数较少。

综上所述,根据3种断路器的不同特点,真空断路器和SF6断路器多使用在较为频繁操作且故障频发的回路和大型变配电所,而油断路器则一般用于操作较少且不重要的回路或者变配电所。

2.2高压开关柜的选择要点

10kV高压开关柜多用于变配电所,按照开关柜的结构不同,一般可分为固定式和移开式2种,其中固定式包括XGN和KGN这2种系列,移开式包括KYN和JYN这2种系列。一般固定式开关柜的表示字母为G,其内部电气元件的安装多以固定式安装为主,虽然较为经济,但是隔室的数量却少于铠 装型和间隔型,并且检修开关工作条件差、检修时间长;移开式或手车式开关柜则较为先进,这类开关柜的表示字母为Y,内部的电气元件具有可以互换的特 点,因而提高 了供电的 可靠性[2]。铠装式手车柜的柜型结构使用的是积木式,主要是由手 车室、电缆室、继电仪表室和母线室组成,这种组合方式具有易维修、供电能力强、安全性能高的特点,在满足供电需求的情况下,还具备“五防”功能的要求。结合以上特点,10kV变配电所一般采用移开式、铠装型柜作为高压开关柜。

2.3继电保护二次设备的选择规范

首先,现阶段我国供电系统主要采用的保护方式为电磁式继电保护,这种保护方式性能较为可靠、稳定,且价格也 便宜,虽然智能化程度比较低且不符合当今电气设备的发展潮流,但是相对来说实用性还是比较强的。

其次,供电系统还可以采用微机式保 护,这种保护 方式属于数字式的,相对于电磁式继电保护,它具有更强的自控 能力和自我保护能力,有自己的软件平台,同时具备 控制、监测、记录、保护和RTU远动终端功能,自动化程度较高,可以不同程度地实现远程监控。总的来说,微机保护应该是未来的主要发展方向。

2.4电力变压器的选择规范

变压器一般可以分为油浸式和干式2种,其中每种变压器都有自己的产品系列,油浸式变压器有S7、SL7、SF7、SZL7等老型号以及新 型的S9、S11系列,干式变压 器有SCB、SGB系列。每种系列都有自己的特点。S11系列变压器与S9系列变压器相比较,S11系列变压器卷铁芯改变了传统的叠片式铁芯结构,空载电流减少了60%~80%,提高了功率因数,改善了用电品质。干式变压器可以分为2种,分别是浸渍式干式变压器和树脂干式变压器,其优点是:抗震能力强、局部放电小、防尘、耐潮和难燃。2种变压器的特点不同,一般水电站和高层建筑要有良好的防火能力,所以使用浸渍式干式变压器,这种变压器的绝缘可以分为B、F、H、C4种等级,但是由于浸渍式干式变压器更容易受到环境的影响,且重量和外型都较大,因此生产量在逐年减少。与浸渍式干式变压器相比,树脂式干式变压器的工艺和设计更为科学,可以更为有效地防火、防爆,变压器体积较小,可以直接安装于负荷中心[3]。树脂式干式变压器根据其散热能力强、噪 声低、局部放 电量小的 优势,一般可在125%额定负载下长期运行。结合以上变压 器的特点,在正常的环境下,一般可以选择S9、S11等低损耗变压器,但是如果环境条件差,需要有防尘、防腐效果的变压器,则优先选择全密闭的S9-M、S11-M等全密封电力变压器。而 对于消防 要求较高的环境,如地下铁道、隧道、高层建筑和机场等,可选用干 式电力变压器。

3实例介绍

本文以某工厂10kV变配站高压一次设备为例,对部分电气设备的选择 进行分析 探讨。变电 所10kV系统图如 图1所示。

根据系统计算,10kV侧正常运行电流为370A,10kV母线三相短路稳 态电流为15kA,短路假想 时间约为2.25s,短路瞬间 冲击电流 为30kA(计算过程 略 )。一次设 备选择如下 :使用VS1-12/630-25型断路器 ,使用LZZBJ9-10电流互感器 ,变比为400/5。使用JDZ18-10型电压互 感器 ,变比为10000/100。

3.1校验电流互感器

本案例使用LZZBJ9-10电流互感 器,相关参数 如表1所示。

3.1.1校验热稳定性

式中,IIX为额定热稳定一次电流,为0.4kA;Kt为1s热额稳定倍数,为75;t为时间;Qdx为单位时 间内短路 电流允许 的热效应;Itk(3)为10kV母线三相短路稳态电流(kA);tima为短路假想时间(s)。

很显然,Qdx<(IIXKt)2t,所以热稳定性达到了设计要求。

3.1.2校验动稳定性

电流互感器的动稳定校验:

式中,I1x为短路电流冲击值;Kd为动稳定倍数。

动力稳定峰值,所以动稳定达到了设计要求。

3.2校验断路器

VS1-12/630-25断路器的技术参数如表2所示。

3.2.1校验热稳定性

系统出现短路后,产生的短路热效应如下:

而断路器允许的热效应为:

其中,Ii2t为单位时间内 断路器运 行热效应,很显然,断路器允许热效应大于系统短路后产生的热效应,因此,系统热稳定性符合规定要求。

3.2.2校验动力稳定性

断路器的动稳定校验要求断路器的极限电流幅值Imax大于电力系统产生三相短路后的短路电流Itk(3),而所选断路器的极限通过电流为38.92kA,大于三相短路冲击电流30kA,动稳定性达到了设计要求。

3.3开关柜和母线的选择

选择开关柜时,首先根据供电的可靠 性和环境 类型选择。此外,在购买开关柜时,应向商家索取开关柜的技术资料和一、二次电路图。使用LMY铝母线或TMY硬铜母线作为开关柜的高压母线,对母线的动稳定性、热稳定性、载流量 进行校验。施工时,严格按照设计要求施工,并满足施工工艺的要求。

4结语

综上所述,在设计变电站时,变电站中 设备的选 择情况直接影响着变电所运行的安全性。如果选择的设备不合理,轻则导致系统出现断电,严重时会造成巨大的经济 损失。所以,合理地选择一、二次电气设备,可以有效地提高系统供电的 稳定性,提升经济效益。

摘要：在变电所设计过程中,电气设备选择是否合理,直接影响着变电站运行的稳定与否。现根据10kV变电站的工作情况和运行情况,对一、二次电气设备的选择进行了分析探讨。

二次配电 第4篇

1.1 配电网的断线故障特征分析

配电网中断线路故障相对较多, 主要原因是由于引线接头接触电阻大造成的过热断线、绝缘导线系统中的雷击断线、由于继电保护无保护范围情况下的短路烧断引线等, 另外还有外力破坏造成的线路断线。断线之后造成电源侧接地, 导致变电站母线电压及馈线电流故障特征很明显, 配电自动化终端判据易于设置。下面分析几种断线不接地的情况。

1.1.1 变电站母线上连接的馈线发生出口处单相断线10kV变电站母线在轻载或空载运行情况下, 当某馈线在变电站出口发生单相断线时, 这时系统10 kV母线的对地电压主要取决于发生断线情况的馈线对地分布电容的平衡度, 如图1所示。

某线路 (架空、电缆或者混合线路) 元件C相发生母线出口断线时, 则C相线路对地电容cC退出系统。从图1中可以看出, A相等效电容aC、B相等效电容Cb串联分担UAB电压, 实际运行中由于Ca≠Cb, 所以A相对地的等效容抗1/ (ωCa) 与B相对地的等效容1/ (ωCb) 也不相等, 那么Ca和Cb上的电压将不相等, 所以相量图中的O点 (地电位) 为在U AB相量上的一个动点, 与1/ (ωCa) 、1/ (ωCb) 的大小比例有关系。若Ca=Cb时, 点在UAB的中点。

对于某一特定情况, O点是唯一确定的。若O点在UAB的中点, 即非断线相对地 (O点) 电压均约为5kV;断线相母线电压, 按照勾股定理可以计算为槡。凡是满足该特征的系统电压, 说明发生了断线故障, 且系统对地电容基本相等。馈线带负荷运行时, 当发生单相断线, 这时母线电压的不对称度取决于负载阻抗, 由于10 kV电网主要是三相对称负载, 配变低压侧 (三相四线制) 三相负载近似均衡, 所以电气中性点O一般也在非断线相间电压的中点。

若O点并不在UAB中点, 则非断线相的两相的电压之和为10kV, 即二者和为UAB线电压10kV;而非断线相的电压, 根据余弦定理可以简单的求得:从监控系统可以取得电压母线对地电压UA和UB, 则UC和UA、UB之间的关系满足

其中θ为UA与ECA的夹角, 60°。UC与UB之间同样满足余弦定理。

结论:三相对地相电压, 两相低一相高, 并且满足余弦定理, 则可以判断为电压升高的一相某一点发生了断线故障, 断线线路越长、断线点越靠近变电站母线, 该特征越明显。

1.1.2 馈线负载情况下, 单相断线后故障特征

配电变压器采用Y/yO或△/yO接线方式, 假设低压yO侧负荷平衡, 这样对于10kV系统通过Y-△变换, 负载可以等效为对称的三角形接线, 每相阻抗为Z。

正常运行时, 线电流为三相正序电流, ;当某相发生断线时, 非断线两相电流大小相等, 方向相反,

结论:根据测控装置安装位置的不同, 断线相电流变小, 或变为O;非断线相电流略有减小。断线发生处, 非故障相电流与断线前相比, 减少约14%。

1.1.3 馈线两相断线, 变电站母线电压及馈线电流分析

馈线在母线出口发生两相断线的等值系统图及相量图如图2所示。

分析系统中的各部分阻抗, Zload为负载阻抗, 在系统中的阻抗最小可以忽略不计, 一般其一次阻抗为几十欧姆;对地电容, 按照对地容抗最大的架空线路计算, 在10 kV电网一般为百kΩ级, 若对于电缆网络仅十kΩ级;而对于电压互感器二次阻抗折算到一次值, 一般为十MΩ级。

结论:当系统发生两相断线时, 母线上非断线相电压很低, 接近于O;而断线相电压接近线电压;上述结论与系统发生金属性单相接地情况相似, 但这时系统不能传输负荷, 即三相电流均为O。另外, 根据容性电流在系统中的分布也很容易区分两相断线和单相金属性接地。

1.2 以低压侧A相熔断器熔断为例分析

由于高压侧为电源侧, 所以当低压侧A相熔丝熔断时, 高、低压侧的电压无变化;仅高低压侧电流发生相应的变化。如图3所示。

低压侧由于是三相四线制, 所以能够产生正、负、零序电流, 但由于高压侧为△形接线, 所以线电流中无零序分量。

结论:低压y0侧, 断线相电流为零, 非断线两相电流与故障前相同;高压侧电流, 断线相对应的高压侧超前相电流最大, 其他两相电流相对较小。

1.3 配电网励磁涌流分析

10 kV配电网一次结构的典型特征是线路短、多配变, 工业负荷密集的区域, 电动机负荷相对较多。在配电线路空载合闸或分段故障切除后电压恢复过程, 由于配电变压器励磁涌流的产生, 使得配电线路电流产生励磁涌流特征。由于配电线路连接的多个变压器产生的励磁涌流相互叠加、在不同的波阻抗连接点的反射等等, 其呈现复杂的电磁暂态过程。

配电网线路的励磁涌流与单个变压器励磁涌流相比, 有一些新的特点:

一是配电系统中的变压器均为小容量变压器, 所以其产生的励磁涌流倍数 (相对于变压器额定电流的倍数) 会较高, 但衰减的速度很快, 一般在5~7个周期即可衰减到可以忽略的程度。

二是由于配电网的线路送电一般为带负荷合闸 (即变压器一般在荷载情况下投运) , 所以励磁涌流的倍数会相对较低, 另外10 kV配电网线路与系统间的阻抗较大, 励磁涌流倍数也会明显减少, 可能为额定电流的2~3倍。

三是配电线路合闸电流中的二次谐波含量, 由于在合闸时存在系统电容的涌流、电动机的自启动电流等, 使得合闸电流较大, 所以由于变压器励磁涌流产生的二次谐波含量百分比相对较小, 一般仅为合闸电流的10%。

2 配电网二次系统的运行要求分析

配电自动化的建设直接依赖于对配电网的科学分析, 配电自动化终端对配电网的适应程度, 直接关系到配电自动化的实施。配电自动化终端能够捕获配电网异常运行、故障情况下的特征, 是配电自动化技术发展的核心内容之一。另外, 由于有配电自动化主站参与对系统运行状况的综合判断, 使得配电网的部分异常特征的分析更为有效和可行。

2.1 断线与接地故障的特征捕获

由于10 kV配电网在发生断线不接地及单相接地情况下, 线路保护或终端设备是不需要跳闸的, 但根据系统电压的分析, 当发生铁磁谐振的状况下, 系统的电压将高出线电压若干倍数, 严重危及设备的安全, 所以配电网二次设备和系统检测到系统发生铁磁谐振之后, 应该根据铁磁谐振产生的诱发因素 (如对断线、单相接地等异常发生元件的判定) , 快速切除相关的线路, 通过改变系统的参数终止铁磁谐振现象, 这是配电自动化FTU (馈线终端) 研发的重要内容, 通过配电网分段开关断开改变线路参数可以减小停电损失。

配电网发生断线的情况也可能不在线路出口处, 但由于配电自动化终端配置在线路的分段开关处、较大的分支线路干线上, 所以相当于配电终端与故障点更接近, 所以上述的分析在配电自动化终端对系统各处的断线故障特征捕捉原理是普遍适用的。

配电网发生单相接地和断线不接地故障时, 配电自动化终端应该根据上述电网一次故障特征分析的基本原理正确地判断故障类型, 发出异常运行信号。当断线和单相接地故障特征区别不明显时, 一般增加负荷电流判据进行辅助判断, 或者按照系统电容电流的分布特点进行综合判断。

2.2 电压互感器一次断线 (熔断器熔断) 特征捕获

电压互感器断线影响配电自动化终端方向元件的正确判断, 也影响遥测信息中电压和功率的正确测量。电压互感器的一次断线, 其显著的特征是线电压发生变化。在系统发生短路情况下系统的线电压也发生变化, 但这时自动化终端设备中的启动元件动作, 不再进行电压断线的判别。

2.3 配电变压器自动化终端设备TTU相关判据要求

将配电变压器高压侧及低压侧的电流和电压接入TTU, 配电自动化终端根据事先设定的变压器接线组别和变比, 采用对称分量法原理明确判定缺相运行情况。

2.4 配电自动化终端的涌流控制技术

对于配电自动化系统中的馈线终端FTU、站所终端DTU均涉及到涌流控制技术。针对配电网涌流衰减较快的特点, 可以采用延时方法躲过涌流的影响, 如现在多采用的涌流控制器;对于配电网涌流的二次谐波制动问题, 许多文献承认可能具备较好的制动特性, 但并无实际的应用, 根据对配电网涌流特点的分析和仿真, 配电网励磁涌流二次谐波制动比应选择比较小的数值, 选择8%~10%较为合适, 不可以按照变压器的15%选择, 以防止制动失效;针对配电网的多分段结构, 结合配电自动化的GOOSE通信技术, 通过配电自动化终端的就地通信实现分段开关的逐级送电, 避免大量配电变压器同时送电励磁涌流的叠加, 也必将是配电自动化系统实用化功能研究的要点之一。

结语

本文详细分析了配电网异常运行和故障时的电气量主要特征, 为优化配电自动化终端的故障判断提供了详细的依据, 也为配电自动化终端设备的实用化研究提供了必要的参考资料, 同时针对配电网科学、实用化的理论分析, 为配电自动化终端在现场应用过程中的定值和参数整定也提供了有效的依据。

摘要：本文根据配电自动化实现了配电网故障的自动隔离和非故障区域的自动恢复供电功能, 所以对于配电网故障特征的获取, 也是配电自动化系统发挥作用的前提, 是研究新型配电自动化终端的理论基础。本文仅对配电网故障的特征进行分析。

关键词：故障,特征分析,系统运行,自动化,终端

参考文献

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