配电检测范文

配电检测范文（精选9篇）

配电检测 第1篇

自从使用交流输电作为送电的一种方式起, 谐波污染问题随之产生, 对电力系统的影响也愈发严重, 长此以往, 会对人们正常的生产、工作和生活造成严重的影响。因此, 谐波治理刻不容缓。

二、谐波检测方法介绍

2.1基于傅里叶变换的谐波测量方法

目前基于傅里叶的谐波检测算法是当今应用最多的一种谐波检测方法。在实际工程应用中, 由于电网的基波频率存在波动, 使得采样得到离散点的频谱与信号的理想频谱不一致。于是, 人们便对如何减小频谱泄露和栅栏现象进行分析, 产生了一系列加窗插值的方法。插值的作用是可以消除“栅栏效应”带来的测量误差, 而加窗则可以减小谐波间的“频谱泄露”。国内外学者提出不同的插值算法, 主要包括单谱线插值算法、双谱线插值算法以及多谱线插值算法, 基于CZT的谐波估计算法。由于基于FFT算法的仿真编程简单, 易于嵌入式系统实现, 因此得到了广泛的关注与应用, 但检测时需要一定时间段的离散采样值, 运算量很大, 且仿真时间较长, 实时性检测效果较差。

2.2基于神经网络的谐波测量方法

神经网络主要在短数据的电网谐波参数估计中得到应用, 它在电力系统谐波参数分析中用于两方面:一种是基于前馈网络的测量形式, 算法的实质是首先选择合适且便于实际应用的训练测试样本, 然后训练神经网络的运算加权值, 最后将被分析信号函数值输入到已完成训练的神经网络中, 从末端的输出部分即可得到被测信号的谐波参数。另一种是测量方式分别是基于自适应优化原理和自适应误差最小准则。基于人工神经网络具有的固有特点, 当在实际运用中需要被调节的参数有很多的时候, 训练过程中结果一直处于不收敛状态, 无法继续训练运算, 因此参数初始值的有效选择对于谐波检测结果的精确度十分关键。但基于神经网络的谐波检测算法测量结果精度高, 抗噪性能好, 适合于实时检测, 因此应用空间广泛[1]。

2.3基于瞬时无功功率的谐波测量方法

1984年, 日本学者赤木文泰等人提出的瞬时无功功率理论, 其将Park变换引入瞬时无功功率的计算, 核心原理是在三相电路中利用一个变换矩阵把三相电压、电流瞬时值变换到两相α-β坐标系中, 该理论在有源滤波装置的研发应用等方面起了重要的推动作用。在这个理论基础上谐波检测方法有两种:p-q运算方式电流检测法, ip-iq运算方式的电流检测法。该检测方法的具有测量电路简单和测量实时性好等优点。

2.4基于小波变换的谐波测量方法

小波变换所分析的时间—频率窗口大小是变化的, 适用于分析突变信号及不平稳信号, 可以较为精确地分析信号局部细节, 适用于时变信号的检测分析。基于小波变换的谐波检测算法主要包括基于小波包变换算法、复小波变换算法、连续小波变换算法、MALLAT算法、自适应小波变换法算法以及组合小波变换算法[2]。国内学者还针对一些特殊的小波提出了检测算法。但基于小波变换的谐波检测算法运算量较大, 对环境要求高, 因此在处理器不具有足够运算速度的前提下, 实时性没有太大优势, 但伴随小波变换理论的发展、创新和完善, 以及小波变换固有优势的存在, 必将会在电网谐波信号检测的过程中发挥重要作用。

2.5基于功率谱估计的谐波测量方法

目前国内外学者提出的基于功率谱估计的谐波检测算法主要包括:奇异值分解法, Music算法、Prony算法、Esprit算法和Min-Norm算法等等。Burg算法是应用较多的功率谱估计算法, 它的优点是频率分辨率较高、测量结果稳定性好、计算时间短、效率高。但是应用Burg算法处理含有正弦参量的信号时在频域将出现谱峰偏移现象, 降低了检测的精度。因此针对Burg算法存在的不足之处, 学者们提出了针对Burg算法的改进措施, 如改进Burg算法, 它是通过推导公式直接求解在预测误差功率最小情况下的低阶AR模型系数, 再递推得到高阶系数, 减小谱峰偏移;以及基于高阶累积量改进的Burg自适应算法;基于Marple算法的电力系统谐波谱估计[3], 它的提出是基于Marple算法具有对初始相位值不敏感的特点, 使得频率偏移量较低, 并且不出现谱分裂现象, 可以对较短的谐波信号进行测量, 准确估计频率信息。

三、结语

通过对现有谐波检测方法的分析, 给出了各种检测方法的优缺点, 伴随着各种先进技术和理论的发展, 谐波检测的精度不断的提高, 电网谐波检测技术将得到更好的发展及完善。

摘要：谐波检测是供电系统可以安全、稳定和经济运行的重要基础, 也是电力系统分析中的重要工作。本文从检测精度、速度等方面对现有谐波检测方法进行了分析, 并指出了谐波检测方法的发展趋势。

关键词：谐波,检测,FFT

参考文献

[1]曾品昭, 文卉, 王耀南.一种高精度的电力系统谐波智能分析方法[J].中国电机工程学报2006, 26 (10) :23-27

[2]苏变玲, 苏涛.基于组合小波的电力信号的谐波分析[J].现代电子技术, 2003, 17:67~69

配电检测 第2篇

项目完成单位:广东电网公司电力科学研究院 2013年12月

第一章智能配电设备自动化检测技术研究 的背景及意义

1、发展现状

目前国内随着电力自动化的发展,实现配电网智能运行和控制是现代电力发展的方向,随着配网自动化建设的铺开,智能配电设备在电网逐渐广泛的使用,但由于智能配网设备涉及众多设备类型种类,生产厂家众多,技术力量参差不齐,各智能配网设备制造厂家在对通信规约的理解和开发及修改上也存在了很大的随意性,因此容易导致智能配网设备和配网自动化系统主站间的互联互通问题上矛盾层出不穷。从现场调研看:各配网自动化主站系统和智能配网设备的互联及扩容都极大的依赖于设备制造厂家,每一次智能配网设备的扩容或新建,都必须要求双方厂家技术人员现场服务,而且,双方的通信规约还存在随意修改的可能,如果配网自动化主站系统已建设多年并超过厂家义务服务时限,要扩容智能配网设备时,各局不得不承担主站厂家拒绝服务或索取高额服务费用的风险。

为很好的解决配网自动化主站系统和智能配网设备的互联互通问题,实现已通过测试的智能配网设备能方便、快速的接入到配网自动化主站系统中,而不需要双方技术人员现场联调测试,实现通过了规约测试的智能配网设备型号能实现无缝的链接,从而简化配网自动化主站系统和智能配网设备联调过程中通信规约的调试过程。

应用在不同环境下的智能配网设备一般都具有智能开关的功能,在线路上实现可控制的分合,如智能柱上开关应用在架空电网中,能快速切除故障自动隔离、减少变电站出线开关跳闸,保证无故障部分正常运行,缩小停电范围。

在配网自动化系统出现异常情况时,智能开关的拒动、误动、慢分和三相严重不同期等机械故障都可能造成恶性事故,甚至可能引起设备爆炸,给配网自动化系统的安全稳定带来不利,甚至造成严重的财产损失。大量统计数据表明,开关事故的80%左右是由机械事故造成的。因此保证一次开关稳

定准确的开、合动作,对保障配网自动化系统的安全稳定运行有着重大意义。对一次开关的机械试验进行测试,了解一次开关的各种参数是否正常,从而进行及时的维护和检修。

2、当前国内、外的研究情况

智能配网设备是近几年随着配网自动化系统的推进而快速发展起来的,主要应用在配网自动化系统中,实现如快速切除故障自动隔离、减少变电站出线开关跳闸,保证无故障部分正常运行,缩小停电范围等等功能。是一套综合了传统和现代的配网自动控制技术智能设备,智能配网设备自动化检测开发和应用将集在线检测、信息通讯和计算机技术于一体,形成集测量、保护、控制、通讯为一体的先进自动化检测仪器。

目前国内、外对智能配网设备专业性综合测试工具较为缺乏,多数测试工具主要只能针对智能配网设备的开关机械特性进行测试如高压开关机械特性测试仪,使用继保测试仪对智能配网设备的保护动作进行试验,对通信规约的检测手段仅限于现场安装调试,对一个智能配网设备的自动化检测需要多种测试工具配合测试,测试手段和方法较为落后,而现今配网自动化系统已经呈现典型的设备网络化、管理信息化、时间准确统一等特点,只有对配网自动化系统的智能配网设备进行包括通信规约互联互通、机械性能指标测试、测量采集精度等参数的准确测量,用定量测试代替常规的人为定性测试,才能有效提高配网自动化系统的可靠性。

检测工具的完善是细分行业产品走向成熟的重要环节,智能配网设备也有待于能测试各项重要性能指标的专业化检测工具,就如同继电保护测试仪实现对继电保护产品的检测一样,按照ISO9000标准进行智能柱上开关设备的验收维护将是配网自动化系统行业的发展趋势。

3、项目研究及应用的意义

本项目可应用于国内各省市地区电网公司的配网自动化系统运行维护人员,也可用于配网自动化设备生产厂家的研发辅助,各自动化设备安装调试人员以及电力科研机构等,适用于对智能配电设备生产厂家在地区电网的入网检测(自动化部分、生产厂家出厂验收测试、现场安装调试测试、现场验收测试、现场维护测试等。改善国内智能配电设备配网自动化综合测试

工具缺乏的困局。

推进智能配电设备自动化系统运行可靠性的提高,有了一套好的检测手段和检测规范,能整体提升智能配电设备产品质量水平的提高,减少智能配电设备缺陷率;提高智能配电设备的定检质量,及时排除事故隐患,从而提高智能配电设备自动化系统的运行维护水平,减少因智能配电设备故障带来的电网事故损失;提高智能配电设备现场测试质量,利用准确的数据,有利于进行事故后分析,减少事故分析所需的人力、物理和事故分析周期。

降低智能配电设备维护人员的劳动强度,提高其维护水平。第二章智能配电设备自动化检测技术 研究的主要内容

智能配电设备自动化监测技术的研究内容是针对智能配网设备的特点,实现智能配网设备的开关机械性能测试;IO性能指标测试、测量精度指标测试;控制器(FTU传送到配网自动化监控后台的通信规约接入性测试。

1、智能配网设备开关机械性能测试

当电气设备或线路发生故障时,智能配网设备的开关能实现如快速切除故障自动隔离、减少变电站出线开关跳闸等功能,保证无故障部分正常运行,缩小停电范围。在配网自动化系统出现异常情况时,开关的拒动、误动、慢分和三相严重不同期等机械故障都可能造成恶性事故,甚至可能引起设备爆炸,给配网自动化系统的安全稳定带来不利,甚至造成严重的财产损失。大量统计数据表明,开关事故的80%左右是由机械事故造成的。因此保证一次开关稳定准确的开、合动作,对保障配网自动化系统的安全稳定运行有着重大意义。对一次开关的机械试验进行测试,了解一次开关的各种参数是否正常,从而进行及时的维护和检修。

智能开关的机械性能测试包括机械特性测试、机械操作测试、机械寿命测试。

A、机械特性测试

一次开关机械特性主要测试开关的分、合闸速度与时间特性,速度和时间特性的测量是鉴定开关调整安装或质量检修的重要指标。

主要测试:分(合闸时间、分、合闸同期性、分—合闸时间、合—分闸时间、分(合闸平均速度等参数。

测试流程如图所示:

图1 开关测试流程图

本项目研究产品向智能开关发送分(合闸启动信号,同时开始计时t1, 并对开关电信号同步采集,当智能开关动作时,记录每项动作时的时间t a、t b、t c;测试原理图如图所示:

图2 开关特性测试原理图 智能开关机械特性参数计算如下: 分、合闸时间:t分(t合= MAX(t a、t b、t c—t1;分、合闸同期性:t同= MAX(t a、t b、t c—MIN(t a、t b、t c;分、合闸平均速度:V分(V合= S / A VG(t a、t b、t c;说明: MAX(t a、t b、t c:取三相动作时间的最大值 MIN(t a、t b、t c:取三相动作时间的最小值 A VG(t a、t b、t c:取三相动作时间的平均值

S:行程,开关技术条件书上给定参数或通过长度测量仪量测值 B、机械操作测试

机械操作测试的目的是检测开关在规定操作条件下的操作性能及合闸、分闸和自动重合闸操作的可靠性。

分别在30%、65%、100%、120%额定操作电压下进行操作试验: 30%额定操作电压下,开关不得分、合闸;65%、100%、120%额定操作电压下,开关应能可靠分、合闸。C、机械寿命测试

机械寿命试验的目的是验证开关在规定的机械特性及不更换零部件的

条件下,能否承受规定的分、合闸空载操作次数的试验;同时,考核产品机械操作的稳定性。

设置分合时间及分合次数参数,在寿命测试功能下可自动完成所设置分、合闸次数的操作。测试过程中检测是否出现拒分、据合、误分、误合等现象来判断开关的寿命。

2、智能配网设备的IO性能指标测试、测量精度测试

智能配电设备具有IO数据采集、遥测数据采集的功能,这些数据采集的精准性将直接影响智能配电设备的质量和运行稳定,从而影响配电自动化系统的安全。本研究课题将实现对智能配电设备的IO性能指标(遥信防抖、SOE分辨率、遥信风暴、遥控输出等进行检测和遥测(电压、电流采集精度进行检测。

A、遥信防抖测试

输出一定的脉冲宽度,并比较通过系统产生的遥信变位事件,检测被测智能配网设备所能识别的遥信脉冲宽度临界值,即遥信防抖参数。

图3 遥信防抖测试示意图 B、SOE分辨率测试

输出一定的时间间隔,并通过通讯规约接收待测系统反馈的带时标SOE 事件,从而检测出待测装置所能分辨的最小遥信变位时间间隔,即SOE最小分辨率。

图4 SOE分辨率测试示意图 C、遥测采集精度测试

输出高精度的三相电压、电流,检测待测系统反馈的电压、电流值并进行比较,计算出智能配电设备遥测采集的精度。

图5遥测采样精度测试示意图 D、保护动作试验功能

智能配电设备一个很重要的功能就是具有保护功能,在不同故障情况下自动对开关进行分闸、合闸动作。

根据不同的开关类型和不同的应用,智能柱上开关的保护配置不同:智能柱上断路器配置下面保护动作(或其中部分: ✧带时限的过流保护 ✧速断保护 ✧零序保护

✧重合闸后加速保护

智能柱上负荷开关配置下面保护动作(或其中部分

✧有压延时合闸动作 ✧无压延时分闸动作

3、智能柱上开关通信规约接入性测试

智能配电设备通过控制器(FTU可灵活配置多种通信模块、开关动作、IO数据采集后控制器(FTU可采用无线、载波、光纤等多种通信方式将告警信号上传至配网自动化监控后台,缩短运行人员的故障查找时间。

为很好的解决各厂家的智能配电设备和配网自动化监控后台的互联互通问题,实现已通过测试的智能配电设备能方便、快速的接入到配网自动化监控后台系统中,而不需要双方技术人员现场联调测试,实现通过了规约测试的智能配电设备型号能实现无缝的链接,从而简化配网自动化监控后台系统和智能配电设备联调过程中通信规约的调试过程。

测试系统具有模拟仿真主站的功能,实现智能配电设备的控制器(FTU传送到配网自动化监控后台的通信规约的接入性测试(通信规约可以根据要求进行定制开发和修改。规约接入性测试过程可以根据配网自动化监控后台的规约规范按需进行测试命令的选择和配置,实现测试任务步进显示,规约命令异常及时报警处理。

第三章智能配电设备自动化检测技术研究平台的原理

1、整机实现框图

图6 智能配电检测装置实现框图

如图6所示,为智能配电检测装置的实现框图。智能配电设备主要由两大部分组成,即一次开关和自动化控制器FTU,而FTU又包括了遥信、遥测模块,智能配电检测装置主要完成对三大主要模块的检测。

智能配电检测装置的高压特性测试模块主要完成一次开关的分(合闸时间、分、合闸同期性、分—合闸时间、合—分闸时间、分(合闸平均速度等参数测试、低电压试验和开关寿命的测试等。

遥信防抖、遥信精度及保护动作测试模块主要完成对FTU的IO及采样精度测试,完成IO的防抖测试、SOE分辨率测试、遥测值精度测试及常见的保护动作测试。

通信规约接入性测试模块主要完成对FTU通信规约的测试,智能配电检测装置担当主站的功能,与被测FTU通信,发送各种报文,验证规约的正确性,并作出评价。

2、硬件结构框图

图7 智能配电检测装置硬件结构框图

如图7所示,为智能配电检测装置的硬件实现框图。装置高度集成,主要由嵌入式控制板、电压、电流产生模块、开关及IO测试模块组成,装置本身体积小,兼容了三大功能,通过外置笔记本经以太网口连接装置并控制输出。

电压、电流产生模块主要产生4路电压,3路电流,输出到FTU,完成遥测量的测试及保护动作测试。该模块选用了开关电源配合线性功放输出。

开关及IO测试模块,主要通过IO输出遥信信号,可用于测试遥信的防抖及SOE分辨率测试,采用了高性能的32位浮点处理器,保证了较小间隔的输出,实现毫秒以下的精度测试。该模块同时输出可调的大电流电压用于驱动一次开关分合闸,提供分合闸信号控制开关分合操作,提供6断口信号采集,支持外部分合闸同步信号的触发。

嵌入式控制板为底层控制的综合控制板,主要实现各种接口的电气连接、数据的上送及下传。对外提供规约接收接口及外置笔记本的控制接口。

装置设计为便携式,无显示屏,通过网口外接笔记本电脑,实现人机界面,在笔记本上运行操作控制界面,实现全部的测试。

3、软件总体结构框图

图8 智能配电检测装置软件整体结构框图

图8所示为智能配电检测设备的整机软件结构框图。由图可知,软件主要由界面模块、规约分析模块及控制模块组成。

A界面模块

界面模块主要提供客户的操作接口具体包含了基本参数配置、规约测试操作、遥信遥测性能测试、开关特性测试及报告的查询和打印功能。

●基本参数设置主要完成通讯接口、存储路径、权限等设置。

●规约测试操作提供标准101及104通讯规约的检测,测试采用模拟主站的 方法对设备进行规约要求的各项功能检测,并提供错误模拟功能查看设 备容错性能。并具备报文记录,报文解析,及编辑发送功能;●遥信遥测性能测试主要包括遥信IO防抖,SOE分辨率测试,遥测精度 及保护动作试验四部分构成;●开关特性测试主要实现一次开关的常规试验,重合闸试验,及低电压试 验。每项测试均提供相应的参数设定功能;●报告打印实现主要提供各种测试数据结果的查询及打印。B规约通讯模块

规约通讯模块主要封装了101及104的通讯规约接口实现,包括链路连接,APDU APCI ASDU等封装,数据的发送,接收,解析,以及通讯异常时处理等功能,其中101通过后台机的USB转串口直接连接待测设备,104规约则直接连接连接到测试仪的控制板上间接和待测设备通讯。规约通讯模块将采用模拟主站的方式和待测设备相连并交互,用来配合需要和设备交互数据的所有测试项目的实现。

C控制模块

此模块主要通过和嵌入控制板进行交互,实现和底层开关测试模块及电压电流产生模块之间的通讯,来实现检测设备对外的所有模拟及开关量的输出控制功能。

第四章智能配电设备自动化检测技术研究平台的实现

1、平台实现框图

图9 智能配电检测装置硬件实现框图

如图9所示,为智能配电检测装置的实现框图。整机由四部分组成:开关特性测试模块、继电保护模块、IO特性测试模块和规约测试模块。

继电保护模块的CPU使用DSP搭配FPGA芯片作为控制处理器,控制线性功放输出电压、电流信号,同时提供了各种传感器信号及保护信号的反馈接入,防止设备操作不当引起设备损坏。继电保护模块通过以太网接收控制指令。

IO特性测试模块主要完成IO输出,由DSP处理器IO口控制信号继电实现,实现消抖及SOE分辨率测试。

开关特性测试模块主要完成智能配电设备的一次开关的各项测试,该模块使用高性能的32位浮点DSP,通过中断信号,接收同步信号,实现定时器的准确计时,使用光电隔离回路采集一次开关断口的状态,使用16 位精度AD芯片采集距离传感器和角度传感器的信号,实现开关位移和角度的测量。同时该模块提供开关分合闸的驱动电压。

规约测试模块主要包含了规约测试和操作控制两大模块,运行在外置笔记本电脑上,提供了对设备操作的人机界面,对装置的控制信息通过以太网口传输到设备。同时完成对被测对象FTU的通信规约测试。

2、继电保护模块的实现

图10 继电保护模块实现框图

如图10所示,为继电保护模块的试验框图。使用CPU作为核心,CPU 采用DDS算法,模拟电压、电流波形,送到数模转换模块,生成需要的波形,经低通滤波及隔离后送入功率放大模块,进行功率放大,输出大功率的电压、电流。

CPU同时对输出的电压电流进行采集(可选,检测电压、电流的输出。由于功率放大模块发热量大,因此在功率放大模块上添加温度传感器,监测功放模块的温度,如果超过一个的范围,可以通过功放开关,关闭功放的输出,起到保护作用。同时也可以接入功放模块自身输出的一些保护信号,监测功放的状态,进行相应的保护。

CPU需要提供一个以太网控制接口,接收上位机的控制信息,并完成做相应操作。

3、开关特性测试模块的实现

图11 开关特性测试实现框图

如图11所示,为开关机械特性测试模块的实现框图,以DSP 处理器为核心,主要完成数据的采集、开入和开出功能。

当需要做开关特性测试时,DSP 控制输出分闸或合闸信号,驱动一次开关的分合闸线圈,其分合闸电源可以由装置直流电源供给或者使用外部交流电源。

同步检测模块检测到分合闸触发信号后(与分合闸控制信号输出同时触发,产生脉冲,以中断的形式送给DSP ,DSP 收到中断信号后,开始采集断口的状态信号,根据断口开闭时间计算一次开关分合闸时间。

断口的状态作为开关量的形式输入,一次开关的断口相当于一对硬接点,整个开关量输入回路由装置提供12v 直流电源驱动。

DSP 使用AD 芯片实现对传感器信号的采集。第五章项目总结 1 样机完成情况

样机已组装完成,目前已对2套成套智能开关及4种控制器进行测试,基本实现了设计要求。

图12 测试仪前视图

图13 测试仪后视图

图14 测试仪面板图 2配套软件完成情况

目前智能配电设备综合测试仪的软件已经开发完毕,正在实际测试中不断完善功能,提高软件的易用性和稳定性。

智能配电设备综合测试仪软件依据功能不同,划分为三大部分,分别是开关机械特性测试、精度测量及IO性能测试和通讯规约测试,其测试内容分别如图

15、图16和图17所示。

图15 开关机械特性测试功能

开关机械特性测试包括了三个子功能,分别是开关机械寿命测试、常规测试-重合闸、电压试验。

图16 精度测量及IO性能测试项

精度测试及IO性能测试包括四个子功能,分别是遥测采集精度测试、保护动作测试、遥信防抖试验和SOE分辨率试验。

图17 通讯规约测试

通讯规约测试包括101通讯测试和104通讯测试。3综合测试情况

目前样机及配套软件已完成了两次联调测试,在测试中坚持发现问题,完善提高的原则,力求提高软件的易用性和稳定性。

浅谈矿井变配电设备的检测调试 第3篇

关键词：隐患排查；变配电设备；检测；调试

中图分类号：TM642 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）24-0097-02

根据《煤矿安全规程》第四百四十二条规定，井下变配电设备供电线路不得少于两回路。井下变配电设备性能的优劣，能否满足安全、可靠供电的要求，直接关系到煤矿生产和安全。因此，对井下变配电设备的维护、检测、调试，确保安全、可靠运行更为重要。

1 变配电设备安全、可靠运行的意义

随着煤矿机械化水平的提高，电力供给已成为生产、安全管理的重中之重。一方面，如果没有电力，不但生产不能进行，而且通风设备、排水设备也不能运行，直接造成井下恶劣的安全环境（瓦斯积聚、水位上升）；另一方面，正因为有电力设备的存在，如果维护不当，就有可能产生人体触电、电火花、设备燃烧、甚至引起瓦斯、煤尘爆炸等重大事故。检测发现变配电设备存在的缺陷，将其及时处理，调试好这些设备，使其达到保护装置动作灵敏可靠，是防止电气事故发生或扩大的有效措施。

矿井变配电设备主要有：变压器、高低压配电装置、电缆。

①变压器是动力设备运行的“心脏”，井下使用的是矿用干式变压器，变压器线圈、铁芯、套管等均装于隔爆外壳内，在没有绝缘油的散热和绝缘的条件下，易发生高温、绝缘击穿等故障。当一台变压器发生故障后，将失去备用电源，如另一台再发生故障，将造成极大的安全威胁。所以对变压器进行预防性检测是必要的。

②高低压配电装置是对所属设备作控制、保护用。不但能按照生产工作的要求进行停送电操作，而且还能自动地快速切除所保护范围的设备故障或人身触电事故，从而防止事故的扩大。自动保护装置能否动作灵敏可靠，除了装置本身完好，将其调试完好来满足保护要求更为重要。

③电缆是电力传输的“大动脉”，由于井下环境的因素，极易发生漏电、短路、燃烧甚至引起瓦斯、煤尘爆炸等重大事故。

电缆有终端接头，还可能有中间接头，这些接头都是故障易发点。并且井下条件恶劣，时常有可能被外力损伤产生隐患。要发现这些隐患，必须经过检测检验，将损伤的薄弱点找出来，并有计划地维修完好。特别是高压电缆，其绝缘电阻、耐压和泄漏电流都有严格的要求。因此，《煤矿安全规程》第490条规定：除新安装外，每年应进行一次泄漏电流和耐压试验。

2 井下变配电设备的检测与调试

2.1 矿用干式变压器检测

2.1.1 绕组直流电阻检测

绕组直流电阻检测使用“直流电阻测试仪”，测试时将各连线和接地线接好，分别测试出变压器三相绕组的直流电阻值，通过计算，线间的三相不平衡系数应≤2%。当不平衡系数>2%时，可能出现的原因：高压焊接点虚焊或分接开关接触不良；低压接线端子松动，致使接触电阻增大，引起接线端子发热，时间越长就会越严重，可能致使某一接线端子被烧断而缺相，从而使电动机因缺相而被烧毁。通过检测发现变压器三相直流电阻不平衡系数超标时，应立即通知管理方将接线端子进行处理，以避免因变压器缺相带来的经济损失。

2.1.2 绕组的绝缘电阻、吸收比检测

选用2 500 V兆欧表，先将变压器绕组短路接地放电，然后将绝缘套管表面清理干净；测试时将仪表的E端与低压绕组连接并接地，L端与高压绕组连接，屏蔽端接绝缘套管，分别读取并记录15 s和60 s时的测量值，计算出吸收比60 s/15 s，做完测试应充分放电。

2.1.3 交流耐压试验

交流耐压试验是检查变压器主绝缘强度的有效方法，使用“交流试验装置”，升压后，待电压达到24 kV持续1 min无异常现象为合格。如果在升压过程中出现异常现象时应立即停止升压，查明原因处理后再进行试验，以避免损坏变压器或仪器。

2.2 矿用高爆真空开关检测

2.2.1 交流耐压试验

交流耐压试验是断路器主回路对地、相间及断口的耐压，将断路器在分、合闸状态下分别进行，耐压试验前应进行绝缘电阻检测。

断路器的主回路对地指在合闸状态下，主回路与设备外壳之间的耐压；相间指在合闸状态下，将断路器的任一相接地，对另外两相进行升压，观察是否能满足要求；断口指在分闸状态下，将断路器的出线端接地，对进线端进行升压。如合闸耐压不能满足，可能是其他辅助配件有受潮或油污现象；如断口（分闸）耐压不能满足，可能是真空管受损漏气，再用真空度测试仪确认后，可以更换真空管。

2.2.2 导电回路电阻检测

导电回路电阻检测使用“回路电阻测试仪”，其原理是在主回路两端施加不小于100 A的电流，来检测整个回路是否接触良好，如果主回路电阻>120 μΩ，说明断路器动静触头或其它接触部位接触不良，应进一步检查，以便整改完善。

2.2.3 耐压试验和变比检测

对电流互感器、电压互感器、过电压保护器都要分别认真检查试验，耐压试验和变比检测是必不可少的。

2.2.4 断路器触头的调试

断路器触头是开关装置的中心，其分合性能的优劣直接关系到开关的功能。检测开关触头的性能用“机械特性测试仪”，触头分闸开距、合闸超行程，分、合闸速度，三相分、合闸同期都有严格的要求。

2.2.5 开关的继电保护装置调试

继电保护装置是开关的核心部件，直接关系到矿井供电的安全，确保装置的动作灵敏可靠。矿用真空开关采用微机综合保护装置，对该装置的调试应使用具有三相电流、电压输出，三相角差120 °，带零序电压输出的“微机综合保护测试仪”。调试时将装置的电流、电压互感器的二次侧断开，用仪器的电流、电压信号模拟装置的信号进行调试。然后还应在恢复电流互感器二次连线后用大电流发生器在一次侧通以相应的整定电流，检测动作是否灵敏可靠。

对于控制、保护双屏蔽电缆线路的真空开关，还应检测电缆绝缘保护特性。电缆监视线与接地线间的直流回路电阻值，当小于0.8 kΩ时（用可调电阻调节），不应动作，大于1.5 kΩ时应可靠动作。电缆监视线与接地线间的绝缘电阻值，大于5.5 kΩ时不应动作，小于3 kΩ时应可靠动作。

2.3 矿用高压电缆检测

电缆主绝缘的耐压试验使用 “直流高压发生器”，耐压试验前应进行绝缘电阻检测。特别提示，在井下做电缆的耐压试验时，要确保被试电缆周围的瓦斯浓度<1%，在有可能被击穿的地点，应有瓦检员实时监测瓦斯浓度。还应注意：电缆相当于一个大电容，通以高电压后必须充分放电，确认放电完毕后方可靠近试品拆线进行下一项工作。

3 变配电设备检测的效果

笔者从事检测调试工作十多年，在检测矿井配电设备的过程中，每年都要为矿井排查出许多设备隐患，不管是变压器的绝缘下降、接线桩头松动，还是电缆损伤或开关保护失灵，都能将故障发现于萌芽状态，并让矿方有计划地安排处理完好。

某次，矿方发现某台变压器并没超负荷运行，经检测发现线圈直流电阻三相误差大，判断是内部接线端子松动，经吊芯检查发现导电片与接线柱连接处严重烧坏，处理后运行良好。

通过总结我们认识到，每年坚持做设备预防性试验的矿井与不做的，设备故障率少得多。为了设备的安全可靠运行，为了煤矿的安全生产并减少安全事故，加强设备的检测检验、维修、调试是必要的手段。

参考文献：

探究配电线路状态检测与维护技术 第4篇

一、配电线路状态检测和维护技术的概况

配电线路的状态检测主要包括及时且可靠的评价、设备的使用寿命的预测和状态检测等手段, 依据配电线路的电力构件或设备运行状态时的各种信息。通过对电力构件和设备运行的状态信息进行详细地分析, 对配电线路运行状态进行准确地判断。由状态信息判断出配电线路潜在的故障和隐患, 判断出故障分布情况、发展趋势和严重程度。在隐患转变为故障之前, 根据诊断信息采取有效措施来避免事故的发生。

配电线路的维护是把配电线路状态检测得到的信息作为依据, 借助数据库分析出故障程度和发展趋势。根据故障的严重程度制定对应的维护计划, 包括维护周期、维护项目和维护时间, 确保配电线路安全可靠地运行。

二、配电线路产生故障的原因

1. 导线断裂故障。出现导线断线故障的原因有许多方面, 例如铝绞导线在使用时容易发生断裂, 导线与绝缘子的结合处容易出现松动, 引起扎线脱落, 造成电流中断或导线烧断等故障。

2. 配电区出现的配电变压器烧毁、引流烧断等故障。

3. 变压器的避雷设备损坏, 出现安全事故。

4. 导线过长, 导致出现弧形接触, 引起短路。

5. 线路的通道复杂, 各类电线混杂, 道路的建筑物、树木等造成交跨距离不足, 引起安全隐患。

这些线路自身存在的安全隐患在很大程度上增加了配电设施的危险性, 尤其是在雷雨大风等特殊天气状况下, 加之外界的地理环境复杂, 更容易出现线路短路故障, 跳闸、断线等状况也会不可避免地发生, 有时甚至会烧坏配电设备, 带来重大损失。

三、配电线路的状态检测

配电线路状态检测的内容。配电线路状态检测内容主要包括环境检测、电器检测和机械力学检测。环境检测是指对线路途经区域环境条件和气候条件、配电线路的绝缘性能影响的检测系统。例如线路导线对无线电干扰特性检测系统, 空气中的粉尘、盐雾检测系统, 灾害性气候检测系统以及覆冰情况自动检测系统等。电器检测主要是指绝缘子状态检测、绝缘子污秽检测、接地系统检测和雷击检测, 为维护工作提供依据, 方便维护人员制定维护计划和制定应对措施。例如检测性能不达标的绝缘子的检测系统、等值覆盐密度自动检测系统、动态绝缘子表面漏电电流自动检测系统、雷电自动寻迹系统和定时巡回检测系统等。机械力学检测主要包括配电线路上金具的机械性能的状态检测、配电线路导线的检测和对杆塔的检测。如金具锈蚀情况、金具的磨损量、剩余机械强度和机械性能、导线磨损情况、塔材料的腐蚀或锈蚀情况等。

四、配电线路状态维护和维护中应注意的问题

1. 配电线路状态维护技术的概念及意义。

配电线路维护过程是一个有序的过程, 维护前要进行风险评估、制定维护方案, 对配电线路进行常规检修或带电作业。依据设备的状态进行合理科学地评估, 采取先进的手段及时获取设备的运行信息, 按照设备配电线路的重要程度制定适合的维护计划, 然后合理安排维护周期、维护时间和维护项目。配电线路状态维护技术是使设备始终能够在正常状况下, 确保配电线路可靠、安全、有序运行所采取的一系列的技术措施和手段。

状态维护时预见性的维护模式, 避免了定期检查的盲目性, 有助于电力企业降低成本提高效益, 进一步提高经济效益和市场竞争力。未来电网建设和发展需要配电线路开展状态维护, 电力企业实现现代化和科学管理需要配电线路开展状态维护。

2. 配电线路维护主要注意的问题。

配电线路维护主要注意的问题, 首先是提升配电线路维护人员的技术素质。目前在岗配电线路维护人员的技术参差不齐, 大多数不能完成配电线路实际工作。因此提高维护人员技术水平关系到电路安全可靠地运行。提高配电线路的可靠性, 应做好维护人员培训工作, 提高维护人员工作素质。其次建立配电线路在线监测系统, 这一举措可以方便快速寻找故障点, 满足电力系统配电线路运行的需要, 减少或避免事故带来的损失。再次, 提高状态检测和故障诊断技术水平, 这一环节在配电线路状态维护中至关重要, 必须对电路设备进行准确地检测。这样能帮助维护人员消除和控制配电线路的故障, 提高维护人员诊断故障的水平, 确保配电线路可靠、安全、有序地运行。

五、总结

配电线路的检测依据线路的电力设备或构件在运行状态下的信息, 采用先进的手段, 综合考虑设备状态信息, 对运行状态做准确地判断, 及时发现和确定线路上潜在的故障隐患, 并且对潜在的故障隐患的分布、严重程度、发展趋势做出一定的判断。配电线路可以在配电设备性能下降到某一程度或隐患要发生前做出提示, 提高电力系统维护人员采取有效的故障处理方案, 减少或避免不必要的损失。状态维护时预见性的维护模式, 避免了定期检查的盲目性, 进一步提高了电力企业经济效益和市场竞争力。

参考文献

[1]潘少岗.探讨10 kV配电线路状态检测与检修技术[J].中国科技纵横, 2013 (19)

[2]杨楠.探讨10 kV配电线路状态检测与检修技术[J].城市建设理论研究, 2014 (9)

VRV空调配电系统运行检测试验 第5篇

在负荷计算时, 空调机组的选择一般参照《全国民用建筑工程设计技术措施》 (电气) 2009年版和《北京市建筑设计技术细则》 (电气专业) , 在某项目竣工物业接管后, 物业公司有关人员对空调系统的配电安全提出质疑。为了检验此配电系统, 特组织和实施了本项检测试验。

测试需求系数的确定:《全国民用建筑工程设计技术措施》 (电气) 2009年版第2.7.7节, 窗式空调器10~50台时, 需求系数取0.6~0.4, 50台以上, 需求系数取0.4~0.3;《北京市建筑设计技术细则》 (电气专业) 第2.4.2节, 空调器10~50台时, 需求系数取0.6~0.4, 大于50台, 需求系数取0.4~0.3。结合本项目配电形式和设备安装情况, 考虑实际使用中最不利因素, 检测时负荷端空调总配电柜需求系数按0.6执行。

2 实验目的

1) 检测VRV空调机组60%室内机开启运行时, 相应配电柜进线电缆电流和时间的关系, 记录最大值、稳定值和最小值, 以验证配电柜负荷计算时空调同时需求系数取0.6是否安全。

2) 检测空调负荷最大的变压器在VRV空调机组全部开启60%室内机运行时, 变压器电流和时间的关系, 以验证60%及以上空调室内机运行时, 变压器是否能正常工作。

3 试验条件

试验时间:2013年8月9日上午9点至下午6点。

天气情况:晴, 微风, 上午9:00室外温度35℃, 中午12:00室外温度37℃, 下午最高温度超过38℃。

检测参考文件:《全国民用建筑工程设计技术措施》 (电气) 2009年版, 《北京市建筑设计技术细则》 (电气专业) 。

实验地点:北京沙河高教园区住宅一期B1区1#楼。

项目简介:办公建筑, 实际使用具备公寓功能;地下1层, 主要为库房和设备机房;地上14层, 主要为办公和商业。总建筑面积6.87万m2;办公部分主要是10 m2左右的办公单元, 每个办公单元业主装修后分上下两个独立的出租单元, 总计6 000多户。办公部分空调采用VRV空调系统, 每个室外机所带住户个数为10~16户不等 (每个住户一个室内机) 。

4 实验方法

以空调用电负荷最大的配电柜4-11AP1和4-11 AP13为例, 其低压配电柜开关抽屉编号为500和502, 4-11AP1配电柜供12台12.3k W室外机、12台7.7 k W室外机和大约432台室内机, 设备安装总功率为256k W;4-11AP3配电箱供20台12.3 k W室外机、2台7.7 k W室外机和大约432台室内机, 设备安装总功率为278.5 k W;假设室内机单相电源在安装时考虑三相均衡。因需求系数取0.6, 每个室外机都开启60%的室内机, 同时记录电流情况, 以及60%室内机全部开启至负载稳定时电流变化情况。

以4号变压器为例, 由于在监控室控制主机上逐个开启室内机需要2h以上的时间, 同时没法做到按比例开启。检测时, 按空调配电柜所带室外机逐个开启60%的室内机, 记录变压器低压侧总电流的情况, 以及60%室内机全部开启并待负载稳定后电流情况。

检测条件:所有室外机带电且所测区域的房间门窗关闭。因房间太多, 全部关闭仅为理想状态, 只能保证大部分房间是关闭的。

检测工具:电流数值通过低压配电柜上的多功能电流表读取。电缆和开关温度通过红外热成像仪测量。室内机和室外机的控制通过VRV的控制系统来实现。

主要空调机组资料:室外机额定功率12.3k W, 额定工作电流为20.8A, 详见图1;室内机额定功率40W。

5 实验步骤

1) 配电柜4-11AP1 (500号抽屉) 检测

第一步:打开此配电箱所带所有室外机电源, 关闭对应所有室内机电源。

第二步:开启每个室外机及对应60%室内机电源, 并按时间间隔记录电流值。

第三步:记录电流最大值、中间过程值和稳定值。

第四步:记录电缆温度。

第五步:记录室外温度。

2) 配电柜4-11AP3 (502号抽屉) 检测

第一步:打开此配电箱所带所有室外机电源, 关闭对应所有室内机电源。

第二步:开启每个室外机及对应60%室内机电源, 并按时间间隔记录电流值。

第三步:记录电流最大值、中间过程值和稳定值。

第四步:记录电缆温度。

第五步:记录室外温度。

3) 4号变压器检测

第一步:开启所有对应室外机电源, 关闭所有对应室内机电源。

第二步:按配电柜顺序开启每个室外机对应的60%的空调室内机电源, 并按时间间隔记录电流值和室外温度值。先操作配电柜4-11AP1和配电柜4-11AP3所负载空调负荷。

第三步:长时间运行至下午6点, 并记录电流最大值、稳定值, 以及稳定后变压器温度和室外温度值。

6 检测数据

1) 空调设备开机记录表, 详见表1、2。

2) 负荷测试记录表, 详见表3~5。

注:其他配电柜开机模式和配电柜4-11AP1、3相同, 不再列出。

注: (1) 测试过程中变压器最大电流2 410A, 基本平稳后电流1 865A, 由于空调负载开机过程时间比较长, 参照最先开机的500和502回路情况, 部分回路还未到稳定状态。测试期间, 电梯、公众照明等本变压器所带其他负荷一直在正常工作。 (2) 测试过程中, 电容补偿一直不工作。如果电容补偿柜按要求补偿到位, 功率因数应为0.95, 对应电流应该更小。 (3) 变压器最大电流基本出现在大部分机组开启完成阶段, 此时大部分空调室外机工作在全功率运行状态, 变频控制器还未工作。

注: (1) 室外温度37℃, 最高时超过38℃, 上午时室内环境温度28℃, 空调设定温度22℃。 (2) 电缆和断路器初始温度小于40℃, 加载60%负荷后, 温度小于45℃。 (3) 断路器和电缆为空调配电柜对应的变电所低压配电柜出线回路的断路器和电缆, 断路器格式为整定电流/框架电流。 (4) 500号和502号配电回路所带空调机上午10∶00开始运行, 由于VRV系统控制问题, 测试在11∶30左右暂停, 下午12点后又重新开始, 记录数据是12点以后的检测数据。严格来说, 这两个回路记录的电流最大值, 仅为12∶00以后出现的最大值, 不是系统启动时的最大值。

7 测试总结

1) 在60%室内机开启情况下, 502回路 (配电柜4-11AP3) 最大电流290A, 稳定后电流为193A, 500回路 (配电柜4-11AP1) 最大电流251A, 稳定后电流为141A;最大电流为室外机全功率启动时电流, 时间比较短, 约30min;稳定电流为断路器过载长延时整定电流 (320A) 的60%和44%;由此推论配电柜4-11AP1和4-11AP3在空调负载60%运行的情况下, 配电线路是安全的;并由此证明其他空调配电柜配电线路也是安全可靠。

2) 4号变压器在大约60%室内机开启并基本稳定后, 变压器温度在80℃左右, 主进开关电流基本在1 865A, 证明变压器设计是安全可靠的。检测开始时, 本变压器所带其他负荷, 比如电梯、住户和公共照明, 都正常工作, 室外温度在37℃以上, 最高时超过38℃。由此证明在天气和负载均不利情况下, 变压器也是安全可靠的。4号变压器所带室外机约192台, 远大于50台。根据2013年、2014年实际运行状况, 空调同时使用的系数远低于0.6。

3) 实际测试运行过程中, 4号变压电容柜补偿电容组从不工作, 其余变压器电容补偿柜都能正常投切。4号变压器电容补偿柜在低压配电屏的末端, 不靠近变压器, 理论上来说, 补偿柜的位置不是问题, 可能和补偿柜所取补偿信号有关, 实际原因需要再核查。

4) VRV空调系统运行时室外机所对应室内机电源不能断电。如有室内机掉电, 室外机检测不到此室内机, 系统就会出错紊乱, 不能运行。在多用户共用室外机组, 用户计费采用预付费电表的情况下, 空调室内机电源不应由户内配电箱供电, 或电费用尽电表断电时室内机不应停电。

5) 电子脱扣器在负载过载跳闸后可以马上合闸操作, 电磁脱扣器由于其工作原理, 需冷却后方可合闸, 并其工作过程中容易将热量传递给电缆, 导致电缆和接头温度升高。

6) 所有变压器厂家都标称变压器能在额定功率下长期运行。测试过程中, 如变压器负载比较大、温度比较高 (大于80℃) 时, 负载继续加大, 变压器的温度上升特别快, 短时间内就容易报警。

8 结束语

VRV空调系统是民用建筑中比较常见的一种空调系统, 此系统用电量比较大, 在建筑总用电负荷中所占比例比较高, 通过监测试验, 完善电气专业负荷计算、变配电系统设计和变压器选择工作, 达到用电安全、合理、节能、经济的目的。

摘要：在极端天气条件下, 通过对办公建筑VRV空调系统设备运行情况进行电气检测试验, 发现建筑电气设计中存在的问题, 并对建筑的用电安全和负荷计算系数选择进行校验, 以达到指导建筑电气设计的目的。

低压供配电线路故障电弧检测方法 第6篇

我们在进行低压供配电线路过故障进行检测的过程中遇到了非常多的问题,也是这些问题能够让检测手段不断的进步。在接下来的文章中,我将对检测手段进行一一分析与论述。每一种不同的检测手段都有不同的优势,我们就根据其优势,对不同现象进行选择不同的检测手段。在线路故障电弧检测中,要通过相关的技术手段来保证检测结果的准确性。

1 低压供配电线路

在低压供配电线路中,导体因外绝缘老化、电接触不良或断裂等原因可能会发生电弧故障。与负载相串联,线路电流一般比未发生电弧故障时小,不会引起微型断路器动作;发生在相线与中性线之间的并联电弧故障虽然会使线路电流增大,但属于间歇性故障。电弧放电产生的巨大能量是构成电气火灾的重要隐患,研发电弧故障保护装置是当前低压电器的重要发展方向之一[1]。

当被保护线路发生电弧故障时,电弧在电流过零点附近熄灭,电流出现“零休”现象,零休期间出现高频分量,以此可以作为判定是否发生电弧故障的判据。例如,电流过零后出现这一特征判别线路是否发生电弧故障;美国专利(US8599523B1)也是根据线路电流信号的宽带噪声判别是否发生了电弧故障。随着数字信号处理技术和模式识别技术的发展,小波分析及神经网络被用于电弧故障的识别。

2 故障原因及分类

2.1 电缆故障原因

1)机械损伤。人工打桩时未上报区域单位获得允许、机械开挖人为误操作,均会造成断线故障。敷设后未标明电缆标志牌而受到较大外力,也会导致电缆的断线。经实地走访调查,此类原因在线路故障中尤为突出。2)绝缘老化变质。系统运行时电流流经电缆发热,甚至过电流时电缆温度急剧升高,破坏了电缆的绝缘胶层;地下土壤的酸碱性等自然因素长期来也会造成电缆绝缘外套的腐蚀。3)电缆施工质量问题。在安装过程中,施工人员未按照标准要求进行敷设;在工程中出现的不同程度地面沉降,使电缆受到了过大的压力,均可能造成断线和短路故障。

2.2 电力电缆故障分类

电力电缆的故障分类有很多种方法:根据发生的方式,可以分为击穿故障和行击穿故障;根据发生的位置,可以分为本体故障和接头故障;根据发生的相数,可以分为单相和多相故障。文章探讨故障的诊查和防范,重点关注故障相别绝缘电阻的大小——将其分为开路故障、低阻(短路)故障和高阻故障。

3 故障测距法

3.1 故障录波分析法

故障录波分析方法在故障录波分析中记录了各种故障,经过技术人员进行全面的分析,故障定位。随着计算机技术和人工智能技术的发展,故障录波分析方法可以很快完成自动化设备。但该方法受系统阻抗和故障点过渡阻抗的影响,导致故障定位精度的降低。

3.2 阻抗法

建立了基于电压平衡方程的阻抗,通过建立电压平衡方程,应用数值分析方法求解故障点与测量点之间的电抗,从而引入故障近似位置。根据不同的电气量,将阻抗法分为两种类型,一种是端法和双端法。对于单端法,简单的术语可以概括为迭代法和双方程法。迭代方法可能出现伪根,有可能不收敛。二次方程法的解虽然在原理上优于迭代法,但在本质上仍然存在一些问题。此外,单端阻抗法的精度不高,特别是故障点的过渡电阻、系统阻抗和负载电流的影响。

4 低压设备故障分析及措施

4.1 故障分析

由运行经验可知,低压配电设备出现故障的概率要高于高压配电设备,而故障种类也远比高压配电设备多,而且其中有很多是人为因素。一般情况下,低压配电设备大多是在夏季和初秋季节发生故障。因为这段时间的用电量比较大,所以,会出现低压配电设备超负荷运转和过载发热等问题。低压配电设备出现问题的种类比较多,除了与高压配电设备相似的机械结构变形、线路绝缘老化、各类开关失效等原因外,运行维护人员操作不当引发事故的概率也比较大。通常情况下,低压配电设备是安置在一个小型的密闭配电箱中的。经过长时间的使用,环境问题可能会导致低压配电设备的结构变形,弹簧松动、老化等。这些问题出现的原因与高压配电设备出现问题的原因较为相似。但是,考虑到低压配电设备的数量比高压配电设备多,所以,低压设备发生故障的概率和范围都比较大。此外,在日常检修、维护低压配电设备时,运维人员可能会因为观察不仔细、工作不认真而不能准确判断出故障原因,只是随意地闭合和断开部分开关。这种试图通过不断尝试寻找故障根源的方法是千错万错,断然不可取的。这样做,极可能使低压配电设备遭到二次破坏,甚至扩大停电范围,影响工业生产和人们的生活[2]。

4.2 故障处理措施

要想预防低压配电设备可能发生的故障,最简单的方法就是及时检测用电负荷的变化规律,然后根据波峰负荷和波谷负荷调整电流值和功率值,保证供电负荷,确保供电的安全性和稳定性,将停电事故发生的概率降到最低。对于低压配电设备引发的安全问题,运行维护人员要勤于巡检,做好低压配电设备的维护工作,重点检查开关问题,及时更换存在问题的零部件。对于人为因素引发的低压配电设备事故,要加大对运行维护人员的培训力度。只有工作人员掌握足够的专业知识和各项负荷开关的性能、物理结构,才能在故障发生的第一时间找到原因,明确事故处理办法。此外,国家电网及其下属供电公司还要定期组织培训。运行维护人员在学习相关技能的基础上,还要有良好的工作态度,以便有条不紊地完成检修工作。运维人员在动手排除故障、恢复供电时,一定要耐心分析,在全面考虑问题的基础上做出判断,争取在最短的时间内恢复供电。

5 结语

根据本文的论述,可以发现低压供配电线路出现故障的原因有很多种,对它进行检测的方法有很多种。根据文章我们可以发现不同的检测手段,对不同的现象来说都是作用是不一样的。文章对此描述的非常清楚,我们希望对有关部门以及有关技术能够带来一些参考价值。在低压供配电线路故障电弧检测中,我们要对故障进行分类,根据故障产生的类型采取相关的措施。

摘要：针对低压供配电线路故障的检测方法,分别进行分析和论述。希望对有关部门以及有关技术能够带来一些参考价值。

关键词：低压,供配电,线路故障

参考文献

[1]李建辉.电力电缆故障检测方法与应用[J].河北电力技术,2009(3):36-38.

配电检测 第7篇

电力系统低压配电网的运行和管理的水平相对比较落后, 大量依靠人工对电网运行状态进行监测和管理。同时由于电力系统运行状态并不是恒定不变的, 而是时时刻刻都在难以预料的、复杂的变化, 电气参数值多, 数量庞大, 易受到环境和现场条件的影响, 难以进行精确的、实时的测定。为解决上述问题, 本次设计采用了电量变送器实现了对各种电参量的实时的、自动的、多功能的检测和控制, 采用现场通讯技术, 有益于信息的采集和传输, 便于使用控制器集中管理。本文主要是研究智能电量变送器在低压配电电网中的应用, 解决了现阶段测量设备的精确度、稳定性和适用场所及条件的各方面的限制, 跟随当前先进的技术和智能仪器的发展潮流, 对现场的各变量参数进行精确的测量和传送, 免除了人工测量数据所带来的必然性和偶然性的误差, 利用计算机技术、传感器技术、网络技术与测量、测控技术的结合, 使网络化、分布式测控系统的组建更为方便。利于电力系统运行和管理的自动化和规范化, 使当前国内国际的先机的技术和管理应用到电力系统中, 使电力系统得到更加的迅速和蓬勃的发展。

2 系统结构设计

本系统智能变送器的硬件电路设计包括CPU主机及其基本系统, 电量信号输入输出接口 (仅设计交流部分) , A/D转换电路, A/D转换启动及锁相倍频电路、I/O输出输入接口等的设计。具体原理图参见图1。

3 硬件电路设计

3.1 交流电压、交流电流输入回路。

三相交流电压分别通过三只电压互感器变换为振幅为2.2V的交流电压信号。电压互感器变比为100:1, 准确进度为千分之一。三相交流电流经过电流互感器, 在经过电流电压电路, 变换成幅度为2.2V对应于交流5A输入的交流电压互感器、交流电流互感器的变比为500:1, 电流、电压变换电路为0.22V/mA, 考虑到电流输入动态范围大, 选用准确度为万分之五的电流互感器, 仪用差分放大器, 电流跟随器, 及用高精度运放OP37及RC滤波电路构建I/V变换电路, 电路电压输出接到A/D转换器的模拟信号输入端。电流通道具有与电压通道类似的模拟信号前端电路。不同之处, 就是在电路前端加接50Ω的采样电阻, 把电流传感器输出的电流信号转换为电压信号。电压通道的模拟信号前端电路。

3.2 A/D转换电路。

为了达到整机精度要求, 且具有外部触动启动A/D转换功能, 选用外接高性能A/D转换器MAX180。MAX180转换, 它的内部结构有两部分组成, 一部分为模拟电路, 含高性能的12位D/A转换器, 参考电压源、采样保持电路;另一部分是数字电路, 由通道控制器、逐次逼近寄存器、A/D转换控制电路、时钟电路、高分辨率比较器和三态输出缓冲电路组成。本芯片工作温度 (0~70℃) 范围内, 具有八个模拟输入通道, 模拟信号输入范围为0~5V单极性或-2.5~+2.5V (双极性) 。芯片的转换速度为100ksps。该芯片与单片机接口电路通过控制片选信号端和写信号端, 可实现外部触发启动的A/D转换功能。

3.3 A/D转换启动及锁相倍频电路。

在高精度电测仪器中, 为了避免高频干扰的影响, 很好地恢复被测信号, 减小误差, 一般采用较高的采样频率。另外, 在电力系统中, 电压和电流中信号主要存在3、5、7次谐波。要准确地复现这些谐波, 也要求较高的采样频率。并且由于实际电网频率有一定的波动, 对于采样型电量变送器要达到高精度, 采样频率必须跟踪电网频率。

锁相环路中压控振荡器的输出频率可以跟踪输入信号的瞬时变化频率, 这就是锁相环的跟踪特性。锁相环路锁定后, 压控振荡器的输出频率和输入信号频率相等。用CD4046锁相环电路实现了采样频率fx对工频频率f的在线自动跟踪, 即满足fx=Nf, 从而保证在一个工频周期内均匀采集256个点 (N=256) , 供分析和计算。锁相同步采样控制电路原理如图2所示。

CD4046 (1) 锁相环内部压控振荡器的中心频率由W1、C1确定, 调整在25650Hz附近, CD4046 (2) 锁相环内部压控振荡器的中心频率设定在256650Hz。工频信号f经过比较器LM311整形后成为TTL电平的工频方波信号, 它与经过8位二进制计数器74LS393进行256分频后的fvco/256信号作相位比较, 然后从PCI (相位比较器) 输出并经RC低通滤波后, 得到控制压控振荡器频率的信号。当锁相环锁定时fvco=256f, A/D转换启动信号的频率为2566f。

4 结论

本系统为低压配电系统电气参数检测系统的研究, 用单片机与电子线路技术设计出了一个电力系统电参量交流同步采样电路, 并将采样数据上传至微机, 用系统机、单片机编程语言和特定的数字信号处理技术对单片机采集的数据进行分析, 实现电参量分析和显示功能。

参考文献

[1]申忠如, 郭福田, 丁晖.电气测量技术[M].北京:科学出版社, 2006.

[2]潘新民, 王燕芳.微型计算机控制技术[M].北京:电子工业出版社, 2007.

[3]杨奇逊, 黄少锋.微型机继电保护基础[M].北京:中国电力出版社, 2007.

配电检测 第8篇

1 低压配电变压器简介

低压配电是由配电变电所、高压配电线路、配电变压器、低压配电线路以及相应的控制保护设备组成的。

1.1 低压变压器的工作原理

变压器是利用电磁感应原理, 从一个电路向另一个电路传递电能或传输信号的一种电器, 是电力系统中生产、输送、分配和使用电能的重要装置, 也是电力动力系统和自动控制系统中电能传递或作为信号传输的重要元件。变压器可将一种电压的交流电变换为同频率的另一种电压的交流电, 变压器的主要部件是铁心和套在铁心上的几个绕组。与电源相连的绕组, 接收交流电能, 为一次绕组;与负载相连的绕组, 输出交流电能, 为二次绕组。

1.2 低压配电器的组成

铁心:铁心是变压器中主要的磁路部分。通常由含硅量较高, 厚度为0.3mm至0.5mm, 表面涂有绝缘漆的硅钢片叠装而成。铁心分为心柱和铁轭两部分, 铁心柱套有绕组, 铁轭的作用是闭合磁路。铁心结构的基本形有心式和壳式两种。1.2.2绕组:绕组是变压器的电路部分, 它是用绝缘铜线绕成。1.2.3其他的结构组件。

2 低压配电变压器的故障分析与诊断

电力变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变器油箱内发生的各种故障, 其主要类型有:各相绕组之间发生的相间短路、绕组的匝与匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地短路故障。外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障, 其主要型有:绝缘套管破碎而发生的接地 (通过外壳) 短路, 引出线之间发生的故障等而引起变压器内部故障或绕组变形等。变压器的内部故障从性质上又分为热故障和电故障两大类。热故障通常为变压器内部局部过热、温度高。根据其严重程度, 热故障常被分为轻度过热 (一般低于150℃) 、低温过热 (150~300℃) 、中温过热 (300~700℃) 、高温过热 (一般高于700℃) 四种故隋况。电故障通常指变压器内部在高电场强度的作用下, 造成绝缘性能下降劣化的故障。放电故障又分为局部放电、火花放电、高压电弧放电三种故障类型。

由于变压器故障涉及面较广, 具体分类的划分方式较多, 如从回路划分主要有电路故障、磁路故障和油路故障。若变压器的主体结构划分, 可分为绕组故障、铁心故障、油质故障和附件故障。习惯上对变压器故障的类型一般是根据常见的故障易发区位划分, 如绝故障、铁心故障、分接开关故障等。而对变压器本身影响最严重、目前发生率最高的又是变压器出口短路故障, 同时还存在变压器渗漏故障、流油故障、保护误动作故障等等。所有这些不同类型的故障, 有的可能反映的是过热故障, 有的可能反映的是电故障, 有的可能既反映过热故障同时又存在放电故障, 而变压器油渗漏故障在一般情况下可能同时存在过热或电故障的特征。

2.1 短路故障

变压器短路故障主要指变压器出口短路, 以及内部引线或绕组间对地短路、及相与相之间发生的短路而导致的故障。出口短路对变压器的影响:变压器突发短路时, 其高、低压绕组可能同时通过为额定值数十倍的短路电流, 它将产生很大的热量, 使变压器严重发热。当变压器承受短路电流的能力不够, 热稳定性差, 会使变器绝缘材料严重受损, 而形成变压器击穿及损毁事故。变压器受短路冲击时, 如果短路电流小, 继电保护正确动作, 绕组变形将是轻微的;如果短路电流大, 继电保护延时动作甚至拒动, 变形将会很严重, 甚至造成绕组损坏。对于轻的变形, 如果不及时检修, 在多次短路冲击后, 由于累积效应会使变压损坏。

应对措施:a.优化运行条件。要提高电力线路的绝缘水平, 特别是提高变压器出线间一定距离的绝缘水平, 同时提高线路安全走廊和安全距离要求的标准, 降低近区故障影响和危害, 包括重视电缆的安装检修质量;对重要变电站的中、低压母线, 考虑全封闭, 以防小动物害;提高对开关质量的要求, 防止发生拒分等。b.优化运行方式。定运行方式要核算短路电流, 并限制短路电流的危害。如采取装备用电源自装置后开环运行, 以减少短路时的电流和简化保护配置;对故障率高的非重要出线, 可考虑退出重合闸保护;提高速切保护性能, 压缩保护时间;220k V及以上电压等级的变压器尽量不直接带10k V的地区电力负荷等。c.提高运管理水平。首先要防止误操作造成的短路冲击;要加强变压器的适时监测和检修, 及时发现变压器的变形强度, 保证变压器的安全运行。

2.2 放电故障

根据放电的能量密度的大小, 变压器的放电故障常分为局部放电、火花放电和高能量放电三种类型。目前应用最广泛的电力变压器是油浸变压器干式树脂变压器两种, 电力变压器的绝缘即是变压器绝缘材料组成的绝缘系, 它是变压器正常工作和运行的基本条件, 变压器的使用寿命是由绝缘材料 (即油纸或树脂等) 的寿命所决定的。实践证明, 大多变压器的损坏和故障都因绝缘系统的损坏而造成。因此, 保护变压器的正常运行和加强对绝缘系统合理维护, 很大程度上可以保证变压器具有相对较长的使用寿命, 而预防性维护是提高变压器使用寿命和提高供电可靠性的关键。

3 对于变压器故障的综合检验法

对于低压配电器常采用的检测法如下:a.检测直流电阻。用电桥测量每相高、低压绕组的直流电阻, 观其相间阻值是否平衡, 是否与制造厂出厂数据相符;若不能测相阻, 可测线电阻, 从绕组的直流电阻值即可判断绕组是否完整, 有无短路和断路情况, 以及分接开关的接触电阻是否正常。若切分接开关后直流电阻变化较大, 说明问题出在分接开关触点上, 而在绕组本身。上述测试还能检查套管导杆与引线、引线与绕组之间接是否良好。b.检测绝缘电阻。用兆欧表测量各绕组间、绕对地之间的绝缘电阻值和吸收比, 根据测得的数值, 可以判断各侧组的绝缘有无受潮, 彼此之间以及对地有无击穿与闪络的可能。c.检测介质损耗因数tz J。测量绕组间和绕组对地的介损耗因数tz J, 根据测试结果, 判断各侧绕组绝缘是否受潮、是否整体劣化等。d.取绝缘油样作简化试验。用闪点仪测量绝油的闪点是否降低, 绝缘油有无炭粒、纸屑, 并注意油样有无焦臭, 同时可测油中的气体含量, 用上述方法判断故障的种类、性质。

结束语

本文对低压配电器的常见故障进行了介绍, 并对低压配电器的一般检测方法进行了阐述。

摘要：电力从发电厂输送出来后通过高压输电远距离输送, 而后需要经过逐级变压, 直至经过最后一级降压配电才能转换成工厂和居民能够使用的低压电。变压器是保障供电、居民用电的重要器件, 其直接关系到居民的正常生活和工业、农业生产的正常运行。本文将就低压配电变压器运行中遇到的常见故障现象进行介绍并提出应对措施。

关键词：低压配电,变压器,故障

参考文献

配电检测 第9篇

1 系统方案

1.1 系统组成

故障在线检测系统由系统处理器 (A) 、测试信号发生装置 (B) 、安装于断路器上的FTU装置 (C) 、接地点故障巡查装置四部分组成, 如图1所示。

1.2 各部分功能与特点

系统处理器。主要用于接收、分析、处理线路上各FTU发回的在线检测数据, 实时监控线路的运行状况, 分、合断路器进行负荷调控。当发生线路故障时, 系统可快速确定故障区段, 并远程控制FTU隔离或切除相应故障区段。

信号发生装置。安装于变电站内或配电线路上, 当线路发生单相接地故障时, 该装置可向线路中性点注入检测信号, 供FTU进行检测。

安装于断路器上的FTU装置。在线检测线路运行状况, 并将检测数据发送到软件管理系统, 其具有以下功能特点:工作电源利用运行线路导线负荷电流感应所产生的能量, 并且可以实现零负荷启动, 避免了受自然环境的影响, 使用简便、可靠、终生免维护;不用自行建设通信网络, 系统采用GSM/CDMA通信方式, 网络稳定可靠、免维护;可在线检测线路负荷大小, 可检测出相间短路故障区段, 可检测出单相接地故障区段;可接收软件管理系统的控制命令, 远程控制断路器分、合;内部采用微功耗芯片, 停电后利用内部蓄电池还可连续工作12 h以上;外壳采用双层屏蔽设计, 可以在恶劣环境中工作。

接地点故障巡查装置。为手持可移动测量装置, 用于确定单相接地故障点。在线路运行情况下也可检测线路负荷电流的大小。

1.3 系统优点

(1) 系统造价低。以每条线路安装50处在线检测终端测算, 平均每套系统造价约5万元, 若多条线路同时使用该系统, 只需增加安装终端, 平均造价会更低。

(2) 运行成本低。该系统使用的终端装置为一次性浇铸成型, 终身免维护, 系统运行中采用GSM/CDMA等移动通信方式完成数据传输, 只有少量通信费, 不产生通信系统建设与维护费用。

(3) 自动化程度高。能够自动区分接地与短路状态以及故障地点、故障相线, 并在设定时间内自动指令断路器切除故障部分, 同时发出报警信息, 自动记录线路设备异常事件。

(4) 使用寿命长。系统终端装置户外运行平均使用寿命可达10年。

(5) 使用范围广。系统适用于气温在-20～40℃, 海拔高度2 000 m以内的室内外环境。信息采集主要通过导线或设备, 报警传输主要通过GSM/CDMA网络, 抗干扰能力强, 无需另外建设通道。

(6) FTU和柱上断路器是一体化结构, 所有二次接线均在装置内部。现场安装只有一次线连接, 故现场安装十分方便。

(7) FTU装置及断路器的分合闸电源采用特殊取能方式, 无需外接电源, 也未特别采用智能型开关, 可与一般型柱上断路器组合。通过系统处理器对FTU下达指令, 控制断路器的分、合, 实现负荷调控和故障区段隔离和切除。因为该系统采用移动公网通信, 为了确保系统的安全性及保密性, FTU装置只接收后台系统处理器所发出的指令。

2 故障检测原理及流程

按照变电站中性点经消弧线圈接地和不接地两种情况考虑, 分别介绍发生单相接地故障时其故障检测原理及流程。

2.1 变电站中性点经消弧线圈接地时

如图2所示, 信号发生装置 (B) 可向线路发送检测信号 (箭头所示) , 该检测信号为一特殊频率的低频信号 (采用低频信号主要是为了减小线路分布电容对该检测信号造成的衰减) 。FTU通过内部测量电流互感器采集线路电流信号, 该信号经过滤波模块滤除工频信号, 并对剩下的信号进行处理。如果该信号强度超过所设定门限值, 则认为线路发生单相接地故障, 并向后台发送故障信息, 如图中装置1和2向后台系统处理器 (A) 发送信息。后台系统处理器根据装置返回的数据及装置在线路的安装位置判断出故障区段。

当系统判断出单相接地故障区段后, 因为两个相邻的FTU之间可能相距比较远, 而且单相接地故障一般比较隐蔽, 所以仅靠工作人员的目测很难找出故障点, 此时就需要用接地点故障巡查装置。此装置工作原理与FTU装置相同, 不同之处是其可移动测量线路上的检测信号, 当测到线路上检测信号消失 (或出现) 的地方即为单相接地故障点。

2.2 变电站中性点不接地时

架空线路对地等值电容、零序电压及零序电流的特点归纳起来有以下4点。

(1) 发生单相接地故障时 (例如L1相) , 故障相的对地电容被短接。

(2) 非故障线路3I01的大小等于本线路的接地电容电流, 其电容性无功功率的方向为由母线流向线路。

(3) 故障线路3I02的大小等于所有非故障线路的3 I01之和, 也就是所有非故障线路的接地电容电流之和, 其电容性无功功率的方向为由线路流向母线。

(4) 若零序电流互感器的极性是以变电站母线流向线路为正方向, 那么非故障线路的零序电流超前零序电压90°, 故障线路的零序电流滞后零序电压90°, 故障线路的零序电流与非故障线路的零序电流在相位上相差180°。