二次故障 篇1
1 故障分析
操作电源空气开关跳开, 可以肯定操作回路中存在短路现象, 短路时的故障电流直接导致空气开关跳开。而跳开后人工又可以合上, 说明短路故障并不是长期存在, 而具备随机性。
1.1 检查分析
由于短路故障导致的异常现象不定期出现, 首先怀疑操作回路二次线路存在接地或之间绝缘降低导致短路故障。为确认判断, 对以下包括操作回路在内的二次回路摇绝缘:
(1) 继电保护装置出口端子排到断路器操作机构端子排的跳、合闸回路;
(2) 从保护装置到测控屏间的直流回路;
(3) 从保护装置到站用直流分屏的直流回路;
(4) 断路器本体内部二次线。
但试验结果显示各二次回路对地绝缘及之间绝缘电阻均在10MΩ左右, 符合相关规程要求, 说明继电保护装置外的所有二次回路没有问题。
1.2 深入分析
排除外部二次回路故障, 将注意力转移到继电保护装置本身。重复对断路器手动分闸操作, 异常现象再次出现, 同时注意到, 操作电源空气开关跳开时, 继电保护装置内部有疑似短路电流声。
打开继电保护装置面板, 检查保护装置插件, 发现操作回路插件上的电阻R10、R13已烧黑, 处于似粘非粘状态, 分开两只电阻发现电阻外绝缘层已经击穿损坏。短路原因正是由于两只电阻间距过近, 操作过程中电阻发热, 外层绝缘下降, 导致电阻间击穿短路, 但又并不是完全短路, 似粘非粘的短路状态致使异常现象不定期出现。确定2只电阻间发生短路后, 再次查看断路器操作回路图, 如图1所示。
由图1可以看出, 断路器分闸操作时, 电阻R10、R13之间短路, 即+kM、-kM直流电源间短路, 短路时的故障电流导致操作电源空气开关3DK1跳开。
2 处理措施
更换操作回路插件。在更换新插件前, 检查板上各个电阻间距, 并将间距过近的电阻适当分开, 避免再次发生短路击穿现象。装置重新上电后, 确认装置运行正常, 进行保护传动试验, 并进行重复多次手合、手分试验, 均未出现异常现象, 确认故障彻底排除。
3 结束语
二次故障 篇2
一、引起回路故障的常见原因
为了满足社会广大用户的用电需求, 电力网络规划时在具体位置安装了电压互感器, 从而保证了原始电压得到有效的转换。二次回路在电力系统中属于低压回路, 如:测量回路、继电保护回路、开关控制回路、操作电源回路等等, 主要负责对一次回路中的参数、元件进行控制、保护、调节、测量、监视, 以维持设备及系统的高效率运行。短路是电压互感器二次回路的多发故障, 导致该故障发生的原因是多方面的。
1. 电缆因素。
当前, 二次回路中连接了各种电力装置, 包括:测量仪表、继电器、控制和信号元件, 将这些结构安装具体的要求连接起来即可构成二次回路。连接电缆在装置或元件连接中有着重要作用, 可以协调线路电压、电流的运行。当连接电缆发生短路后, 会立刻造成电压互感器二次回路出现短路故障。
2. 质量因素。
导线自身的质量好坏也是影响二次回路故障的一大因素。导线作为电压互感器传递电压、电流的介质, 其性能强弱会对二次回路造成直接性的影响。如果二次回路中所用导线的质量不合标准, 当系统正式运行后便会引起短路故障, 如:导线受潮、腐蚀、磨损等问题, 会造成一相接地、二相接地。
3. 端子因素。
端子是连接器件和外部导体的一种元件, 若端子出现异常情况会影响到电压互感器与其他设备之间的连接。电压二次回路中各元件是互相联系的, 如图1, 如:比较常见的端子问题是雨水过多导致户外端子箱严重受潮, 经过一段时间后在端子联结处会发生锈蚀现象。锈蚀位置的电压、电流运行不通畅, 很容易引起互感器发生二次回路故障。
4. 维修因素。
为了保证电力系统的正常运行, 企业会定期对各设备或元件检查维修。由于维修人员的技术缺乏, 检查电压互感器时没有及时发现存在的隐患。如:接线问题、老化问题等, 使得电压互感器正式运行后不久因电压荷载值过大引起二次回路短路, 或者因为二次回路改造维修不合理也会引起短路。
二、检查回路故障的有效方法
电压互感器是现代电力系统中不可缺少的装置, 其不仅发挥着调控电压大小的作用, 也能有效地测量、维护系统运行。但二次回路短路故障的发生直接损坏了互感器的性能, 对系统运行的安全性以及设备调控的稳定性都造成了很多不利的影响。因而, 在使用互感器保护电力设备运行时要考虑到其回路故障的防范, 做好二次回路故障的检查是关键一步, 能够为后期的故障处理提供具体的参考资料。检查二次回路故障的主要方法包括:
1. 检查噪声。
通过声音状况判断电力故障是一种传统的检查方法, 但对于电压互感器故障判断有着较高的准确性。检查人员在电压互感器运行状态下, 通过听觉识别噪声的大小, 若存在噪声过大、不均匀, 则可以判断二次回路发生故障。如:互感器发生谐振、接地、短路等故障时, 则有“哼哼”的噪声。
2. 检查气味。
短路故障会造成某段线路的电流过于集中, 强大的电压负荷会造成线路温度大幅度上升。当电压值超出电压互感器承受范围即可引起短路, 同时互感器会出现明显的异味。有经验的检修人员可以根据气味判断是否发生故障, 如:内部匝间短路、铁芯短路等引起高温, 容易产生臭味或冒烟。
3. 检查指标。
检查指标是判断二次回路短路故障最直接的方法, 这需要借助一些常用的电力仪器。如:检修人员结合万用表定期检测, 当测量出互感器电压值超出标准范围即可判断短路故障发生的可能性, 具体还需要通过进一步检查确定。此外, 电压互感器故障也可以通过电流指标的检查间接地判断。对于大型电压互感器的故障则要根据连接图检查, 如图2。
4. 在线监测。
传统故障检测需要中断电力系统, 这阻碍了设备及元件的持续运行。电力行业技术的改革进步使得在线监测技术得到了推广, 这种技术无需中断系统运行, 只需将监测仪表安装在电压互感器上, 则可对其进行连续性的自动检测。在线监测不仅故障检测率高, 且给系统维护人员的工作带来方便。
三、处理回路故障的有效方法
电压互感器二次回路故障的有效处理对维持电力设备正常运行有着重要作用, 同时电压互感器也是测量、保护系统的常用装置。因而, 在使用电压互感器时要保证整体结构性能的协调性, 严格防范二次回路故障的发生。检修人员在处理二次回路故障时要掌握科学的操作流程, 这是保证故障尽快解决的前提。
1. 二次回路故障处理的流程
一般情况下, 二次回路故障处理的流程应从其具体的故障状况逐一排查, 详细处理流程包括: (1) 当电压互感器一次或二次保险熔断, 或回路接触不良会出现电压表指示为零或三相电压不平衡, 电度表转满, 保险熔断, 保护发出“电压回路断线”、“单相接地”等信号。 (2) 应先通过测量判断是保险熔断还是单相接地。若发现一次保险熔断, 应拉开隔离开关遥测电压互感器绝缘, 用万用表检测线圈的完整性, 如绝缘良好时, 更换保险后投入运行。 (3) 二次保险熔断或快速开关跳闸后, 若检查二次回路良好, 立刻更换保险或合上二次快速开关。 (4) 若不是保险熔断及二次快速开关跳闸, 则检查回路有无断线或接触不良等情况。 (5) 当发现电压互感器有漏油、喷油、冒烟、异常响声、严重发热、火花放电等现象立刻停止运行。
2. 二次回路短路故障的处理方法
电压互感器二次回路故障的处理应从两个方面入手, 一是从互感器产品的质量、性能等方面处理;二是从整个电力系统运行的角度考虑, 合理设定系统的电压值、电流值。目前, 电压互感器二次回路短路故障的处理主要是从互感器产品、线路连接、二次降压等方面综合考虑, 从而保证互感器持续发挥调控、测量、保护作用。
(1) 定期更新装置。检修人员应定期检查电压互感器的运行状态, 对互感器存在的问题进一步研究分析, 如:老化、磨损、断线, 等等。故障处理中发现互感器过于老化则应该及时更新装置, 使用新的互感器代替运行, 并且保证更新装置的型号、性能与原先的装置相符。检修人员可制定有效的装置检查方案, 安装故障报警装置及时检测异常问题, 如图3, 定期对电压互感器进行检测维修。
(2) 优化线路连接。试验发现, 线路连接造成的二次回路故障比较常见, 线路连接的好坏对电压互感器性能的发挥有着决定性的影响, 电压互感器发生故障之后, 可以通过线路连接改造的方式进行处理。二次回路连接了测量仪表、继电器、控制、信号元件等装置, 其线路布置相对复杂多样, 检修人员在处理故障时可以简化线路, 将短路接线切断或转接其他位置。
(3) 二次降压处理。从整个电力行业的发展情况看, 电压互感器二次回路短路已经成为多发故障形式。若企业不及时采取抢修工作则会给电力系统造成更大的损坏, 对设备、线路、元器件都会造成不利的冲击。对电压互感器采取二次降压是处理故障的有效方式, 通过限制二次回路阻抗来紧急处理故障。电压互感器二次回路中涉及到许多接插元件, 如:刀闸、保险、转接端子、电压插件等。检修人员通过调整接触电阻能够对整个线路的运行进行合理规划, 如:排出接触电阻因素的影响, 可以把元件当成一个定值, 其基本上处于稳定状态, 利用接插元件内阻可以将二次回路内的电压有效转移, 防止线路连接不当造成电压过于集中而引起短路。
(4) 切断电源。对于情况比较突然或故障破坏力大的情况, 检修人员可采取切断电源的方式, 让设备立刻中止运行以进行处理。这是由于二次回路短路故障会影响到其他设备的正常运行, 若情况紧急应立刻切断线路。但一般情况下不建议切断电源, 因为系统中断后会破坏设备运行的持续性, 对设备本身也会造成很大的破坏力。
四、结论
总之, 电压互感器在系统运行过程里发挥了重要的保护作用, 同时为检修人员的故障处理工作提供了可靠的依据, 是现代电力系统不可缺少的元件装置。对于电压互感器二次回路故障的处理, 检修人员要根据故障后的状况准确判断故障发生的原因、影响, 从而制定更加科学的防范措施。此外, 对于互感器二次回路的其他故障也要编制合理的处理流程, 结合科学的检测方法进一步处理故障。
摘要：电力系统在运行过程中常会遇到电压不稳定的状况, 电压、电流过高或过低均会给系统性能造成很大的破坏。为了防止系统的电压值、电流值超出线路承受的标准范围, 常常用互感器作为调控装置, 对两者按照标准要求调控处理后才能正常运行系统。电压互感器在使用期间会受到故障的影响, 导致互感器调控电压的性能减弱。针对这一问题, 文章主要分析导致互感器回路故障发生的具体原因, 并提出处理故障的有效策略。
关键词：电压互感器,二次回路,短路,故障处理
参考文献
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[5]王友, 胡海云, 朱玲.TV二次回路电压降对电能计量的影响及改进[J].湖北电力, 2008, (S1) .
PT二次回路短路故障研究 篇3
关键词：PT；故障；回路；短路；研究
中图分类号：TM451 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2013） 24-0000-01
PT，全称为Potential transformer，其作为调控装置，可根据系统运行要求将大电压转化为低电压，因此对于电力系统运行状态中的不稳定现象具有调节作用，能够满足设备运行所需的承载能力[1]。此外，PT还可通过检测找出电压值中存在的异常情况，继而明确电力系统故障，减轻系统受损程度。然而，一旦PT自身出现故障，则不但会削弱调控电压性能，还可造成系统中断运行，为设备带来极大破坏，由此可见PT在电力系统中占据着不可忽视的重要地位。基于PT最为常见的故障是二次回路，下面即就此进行探讨。
一、PT二次回路短路故障研究
（一）PT二次回路短路原因
引起PT二次回路短路故障的原因主要为以下四种：（1）质量原因。作为PT传输电流与电压的介质，其质量好坏可直接影响二次回路性能。因此，一旦二次回路所用导线质量未达到合格标准，则系统运行后将极易引起短路故障的发生。常见导线质量问题有磨损、受潮、腐蚀等，均可导致一相接地、二相接地。（2）维修原因。要保证电力系统长期正常稳定的运行，需要定期对其元件与各个设备实施维修与维护工作。然而由于部分维修人员存在专业技术水平较低的情况，导致在检查PT时不能及时发现其中存在的问题，继而埋下隐患。常见有老化、接线问题等原因，可使PT在运行后不久即由于电压荷载值超出其当前可承受范围而引发二次回路短路故障。此外，二次回路改造维修工作不合理同样也会造成短路故障。（3）电缆原因。连接电缆通过将继电器、信号元件、测量仪表等各类电力装置连接起来从而组成二次回路，可起到协调线路电压与电流运行的作用。若电缆发生问题，将可马上对PT二次回路产生影响，使其短路故障[2]。（4）端子原因。作为连接外部导体与器件的一种元件，端子一旦出现异常将直接对PT与其它设备间的连接造成影响。最常见的端子问题为雨水过多所引起的户外端子箱受潮现象，若未及时采取相应措施，端子联结处将产生锈蚀，继而阻碍电流与电压的运行顺畅，令PT二次回路短路故障。
（二）PT二次回路检测方式
常用的PT二次回路检测方式有四种。
（1）通过气味检测
由于短路故障将致使某段线路的电流高度集中，从而产生极高的的电压负荷，令线路温度急剧升高，而当PT无法再承受过高电压值时，即会发生短路故障，继而产生明显可闻的异味。具有一定资历的检修人员通过嗅闻该种气味可当即了解PT是否存在故障。常见引起异味的因素有铁芯短路、内部匝间短路所导致的高温。
（2）在线监测
在线监测是随着电力技术进步而诞生的一种新的监测技术，相较于过去故障检测方式需要中断电力系统才可实施，在线监测技术只需在PT上装设监测仪即可在无需停电的情况下进行持续性的自动检测工作，不但检测效率高，且有利于维护工作的进行，为维护人员带来了极大的便利。
（3）利用指标判断
指标是最为直接的明确PT二次回路是否发生短路故障的方式，其检测过程需要利用一些电力仪器辅助。如使用万用表进行检测工作，当PT电压值检测结果超出要求范围即可初步判定其发生短路故障，而后作进一步检查验证。
（4）以噪音判断
在所有检测PT故障的方式当中，噪音判断是其中最为传统的一种，且具有较高可靠性。检查时，首先使PT处于常规运行状态，而后利用听觉识别运行过程中产生的噪音，若发现噪音存在音量过大或整体音量大小不规则现象即可判断PT二次回路发生短路故障。常见产生异常噪音的因素有PT接地、谐振及短路等故障。
二、PT二次回路短路故障处理
（一）PT短路故障排查流程
为消除所有PT二次回路中可能存在的所有故障隐患，需要根据详细流程来进行排查工作，流程如下：查看PT一次或二次保险是否存在熔断现象，或是回路是否接触不良，这些因素均会引起三相电压不平衡或电压表指数呈现为零的状况发生。利用测量方式明确是单相接地还是保险熔断，如发现一次保险熔断，需打开隔离开关遥测PT绝缘，利用万用表对线圈的完整性进行检测，若绝缘正常，则更换保险后即可投入运作[3]。当发现二次保险熔断或快速开关跳闸时，应立即检查二次回路是否状态正常，如无异常，应立即合上二次快速开关或更换保险。如发现PT存在冒烟、噪音异常、喷油、漏油、发热情况严重、火花放电等情况时，需立即将其停止运行。
（二）PT短路故障处理方式
常用处理方式有以下四种：（1）对于可能影响其它设备稳定运行的故障，可视情况切断线路，但由于系统中断后将对设备运作持续性产生不良影响，因而不可常用；（2）定期更换PT设备，并确保更换后的PT在型号与性能上与原先的一致，从而避免因老化、磨损等因素而导致的故障发生；（3）通过对PT实行二次降压处理，可避免由于电压集中过剩而造成的短路故障；（4）PT二次回路线路布置复杂，检修人员经由改造和简化等方式优化线路，可有效提高PT稳定性。
三、结束语
综上所述，PT作为维持电力系统正常运行的关键设备，应针对其故障原因制定科学合理的防治措施，同时还应提高对检修工作的重视性，以严谨认真的态度，不漏过检修过程中的任何异常，从而最大程度提高检修工作的有效性，降低PT二次回路短路故障发生率。
参考文献：
[1]黄焕材，卢远.有关PT二次回路异常对线路保护的探讨[J].中小企业管理与科技（下旬刊），2010（08）：321-322.
[2]陈琳，张鹏.继电保护中PT二次回路故障的探讨[J].中国新技术新产品，2010（21）：120.
二次故障 篇4
2.1 增益幅度不够，接收机灵敏度下降，雷达工作到后期时，探空码飞码增多
该故障的特点是，初始放球探空码飞码少甚至无飞码，工作到后期探空码飞码逐渐增多，如图2-b所示，但是雷达自初始放球到工作结束，数据接收、测距、测角自动跟踪正常。
结合接收机放大器和增益控制原理分析可知，引起该故障的因素很多。探空仪、前置高放、高频组件、隔离器、限幅器、环流器工作状态不好，接收通路中信号线缆、高频接插件接触不良引起信号的衰减，外部及地物干扰等都可能引起探空飞码多。
排除方法对无测试手段的台站来说，一般只能采用替换法。用不同批次探空仪作放球实验和用雷达炮瞄镜观察低仰角时是否由于地物干扰造成，首先排除探空仪、地物干扰因素。然后检查、擦洗、紧固接收通道信号线缆插头，高频接插件等。再对前置高放、高频组件、中放单元进行更换。在无果的情况下，可提高中频放大器增益进行解决。这种方法费时、费力，且需有大量的备件予以支持。
对于有经验和具备测试手段的维修工作者，可用网络分析仪或射频分析仪对接收通路的信号线缆逐段进行测试，从测试驻波比分析其线缆、高频接插件接触是否良好，一般驻波比应≤1.4左右。用信号源、频谱仪分别检查前置高放，高频组件、接收系统的增益及灵敏度等，测试结果应符合前置高放、高频组件、接收系统规定的增益及灵敏度指标，通过测试可以直观的找出故障部位。
2.2 前置高放增益下降，信号线缆接触不良等，不能工作到球炸
台站依然通过更换前置高放和检查清洁保养紧固信号线缆插头及高频接插件等解决。长期工作经验表明，前置高放增益≤7dB时(正常时应≥13dB)、前置高放输入线缆插头(SMA)脱落、WT9线缆接触不良或芯线短路时会产生该故障。
当然，高频组件、中频放大盒出现故障时，也会造成增益下降，但是这种情况发生时增益饱和，茅草幅度低，雷达无法正常工作。其原因是雷达在长期工作中，前置高放工作性能下降，天线运转过程中会产生抖动，加之新疆冬、夏季温差较大，处在室外的线缆和高频接插件由于热胀冷缩而产生形变，造成室外的线缆插头和高频接插件松动或氧化接触不好，造成信号的衰减。因此，要加强日常的维护保养。
3 结束语
降低锅炉二次风门执行机构故障率 篇5
华电乌达热电有限公司2×15MW循环流化床锅炉, 锅炉二次风门执行机构共8台执行机构, 在机组投运初期执行机构开关作用良好, 但随着时间增长长期处于高温环境下工作, 某些部件开始老化, 引起二次风门执行机构频繁故障, 加重了热工维护人员的工作量, 所以要改善锅炉二次风门执行机构的性能, 减少故障率。
2 现状调查
2.1 执行机构安装位置
2.2 统计分析
我们通过查阅台帐、缺陷管理系统及运行日志的方法从2008年1月到2011年12月对#1、#2锅炉二次风门执行器故障次数进行了统计, 缺陷次数共为72:
根据最近一年, 即2011年的消缺履历表的故障次数和故障原因进行统计, 2011年1月-12月锅炉上下二次风环形风箱调整门缺陷次数共为15次, 其中统如下:
我们对缺陷进行了认真分析并展开讨论, 最后查阅执行器说明书, 根据《内蒙古华电乌达管理标准第五册设备缺陷管理》要求:锅炉二次风门执行器故障率在2次/年。
3 原因分析
3.1 人
3.1.1维修水平不到位
3.1.2人员技能、经验不足
3.2 机
3.2.1机械部分故障:机械部分卡涩
3.2.2执行机构控制部分故障 (控制板故障和电源板故障)
(1) 环境温度过高距离热源近; (2) 年久老化; (3) 接线松动; (4) 电路板积灰。
3.2.3通讯故障
软件故障, 通讯电缆短路或断路
3.2.4其他故障
电位器坏, 供电电源故障, DCS卡件故障
3.3 料
购买或维修备件周期长
3.4 法
运行操作不规范
3.5 环
工作环境差:根据以上原因我们结合锅炉二次风门执行机构故障原因及故障率进行了认真的要因确定分析, 由于锅炉二次风门执行机构均为质量非常好的瑞基执行机构, 非常结实耐用。而经过我们调查发现执行机构安装在二次风官道上周围环境温度高达50-80℃ (根据瑞基执行机构说明书的规定, 执行机构工作环境温度是-20-+40℃) , 执行器控制部分长期在这样高温环境下工作, 导致控制板与电路板工作异常。所以我们得出结论执行机构工作环境温度过高距离热源近为锅炉二次风门执行机构故障的主要原因。
4 措施实施
为了减少两台炉二次风门执行机构故障率, 减轻热工维护人员工作量, 我们根据二次风门执行机构故障原因进行分析, 采取了以下措施:
措施一:在执行机构旁边搭设检修平台, 检修平台方便检修人员对执行机构的维护, 且能够作为控制部分的安装位置。
措施二:利用瑞基执行机构专用延长线将二次风门控制部分与机械部分分开, 将二次风门执行机构控制部分移动到二次风管道附近搭设的检修平台上, 安装固定结实, 调试二次风调整门到正常工作状态, 这样二次风调整门执行机构控制部分远离热源。温度降低到执行机构额定工作温度。
5 效果检查
通过以上的改造, 锅炉二次风门执行机构运行稳定, 故障率明显减少, 改造后我们统计了2012年1月至12月#1、#2锅炉二次风门执行机构平均月故障率为0次, 我们达到了预期的目标把两台锅炉二次风门执行机构故障率在2次/年以下。
摘要：我公司锅炉二次风门执行机构由于周围环境温度已远远高出执行器的工作年度, 长时间运行后故障频发, 造成设备系统无法正常运行, 同时加重了检修人员的设备维护量。
关键词：二次风门,高温,故障率
参考文献
[1]《瑞基执行机构》说明书.
[2]内蒙古华电乌达热电有限公司运行规程.
[3]内蒙古华电乌达热电有限公司热工检修规程.
二次故障 篇6
近年来我国电力行业取得了较快的发展, 特别是智能变电站的建设进入了快速阶段, 这对于智能电网的安全、稳定运行起到了重要的保护作用。在当前智能变电站中, 主要应用电子式互感器, 其不仅能够有效地预防充油互感器故障的发生, 而且能够对低压和高压部分起到有效的隔离作用, 使其形成二次开路, 确保事故的发生机率, 有效地保护人身和财产安全。同时在智能变电站中, 利用电子式互感器有效地将二次设备连接起来, 有效地避免了运行过程中电压所带来的影响, 避免了接地错误现象的发生。
1 智能变电站二次设备的特征分析
智能变电站在对信息进行收集过程中, 其所依据的标准具有统一性, 并建立一个通信网络来完成信息的录入。而且作为智能变电站的二次设备系统, 其具有较好的感应能力, 对所有数据的接收工作在内部即可完成, 而且还能够实现对数据的实时监控和保护, 确保在规范的操作下完成。智能变电站二次设备系统由于不需要使用多个接口接收装置, 这样其接口装置的数量得以减少, 装置之间的的摩擦得到有效的避免, 有效的避免了爆炸事件的发生, 确保了二次回路运行的稳定性。当前智能变化电站内GOOSE的应用, 更好的保护了二次回路, 确保其运行的安全性。特别是在完成数据收集过程中, 其采用统一的管理模式来完成, 与传统的变电站具有较大的区别, 利用智能化的管理方式, 具有较好的监控和保护作用, 有效的确保了信号传输效率的提高。
2 智能变电站二次设备运行的相关要求
2.1 基本要求
智能变电站与普通的变电站具有较明显的区别, 在智能变电站内, 其通过网络的形式来将电压电流和出口跳闸开关有效的连接在一起, 所以装置运行的稳定性与网络的通畅性息息相关。这就需要有效的确保网络联接的稳定性, 可以利用后台监控系统来对网络联接进行有效的调整和操作, 避免其发生故障。而且在对网络联接装置进行检修时, 需要检查开关的开启状态, 需要在现场就地进行定值整理和压板等工作, 这不仅可以有效地节约时间, 而且有利于工作效率的提高。
2.2 起保护作用
在智能变电站实际运行过程中, 保护装置作为其中十分重要的组成部分具有不可或缺性。目前智能变电站保护系统主要以运行状态、跳闸状态和检修状态等三种为主, 而这三种状态都是通过人为来进行控制。这三种状态需要提前做好数据的设定工作, 从而有效地确保在需要时状态能够随时进行开启, 确保各项工作的顺利开展。
2.3 注意事项
需要在后台监控下对定值区进行切换操作, 而且在操作过程中, 需要退出GOOSE出口压片, 在定值切换操作前需要确保定值的正确性, 做好对出口压板的保护。在检修过程中, 需要对保护装置进行安全监控, 需要按照要求来对操作指令进行改变, 并在信号状态下进行投入操作。同时还要在保护装置运行前要做好相关的检查工作, 以确保检修工作的顺利进行。时刻对运行过程中的保护装置的运行状态进行巡视, 并对其细节进行重点关注, 严禁运行人员不规范操作情况的存在。即在保护装置运行过程中, 不允许有任何对其进行改变的行为发生。而且在确保运行过程中的网络联接、设备和数据都处于良好的状态, 使保护装置运行的安全性和稳定性能够得到有效的保障。在保护设备运行过程中, 如果GOOSE有报警信号发生, 则需要根据所发送的信号进行具体的分析, 从而进一步对故障进行诊断, 并及时将诊断结果进行反馈, 采取切实可行的处理措施。
在智能变电站中, 压板会在许多装置和设备上进行安装, 这是为能够确保及时发送和接收公文, 所以需要确保压板使用状况的良好性。需要做好压板和保护装置。同时还要做好保护装置的监控工作。在当前智能变电站中, 一旦保护装置和监控装置出现故障时, 则无法有效的完成信号的切入工作, 这样就导致信号不能及时送到后台, 在这种情况下, 就需要依靠GOOSE系统的报警功能, 通过其对故障进行报警处理后, 后台才能接收到故障信号, 并进一步对故障进行有效的处理。
3 智能变电站二次设备的检验及故障处理措施
3.1 设备检验
(1) 使用光数字信号来代替传统模拟状态, 使用光数字保护测试仪, 来测试网口进入的光纤, 对于电压、电流的输出信号方式, 要给予特别的重视; (2) 对间隔出现的数据要仔细测试和验证, 确保输出的同步性, 同时对于外界进入的光纤, 也要进行严格测试, 确保连接的可靠性; (3) 对智能的性能与合并单元也要给予测试, 验证这一操作的正确性, 为了二次设备的正常运行, 应该将相应的电压、电流信号给予发送处理, 保证公文的安全传输, 在传输过程中, 如果有特殊的情况, 可以对设备实施相应的操作。
3.2 故障处理措施
对于智能变电站二次设备的故障处理, 主要从以下几个方面进行展开。
3.2.1 保护装置
一般情况下, 保护装置一旦出现问题, 首先要查明原因, 找出来之后, 将信息发送至调度, 调度经过核实后, 就会重新开启装置, 在确保压板退出的情况下, 对设备进行检修, 设备重启之后, 跳闸状态就会恢复, 如果没有恢复, 那么相应的检修部门就要给予足够重视, 对故障进行再次处理。
3.2.2 智能终端
一旦智能终端出现故障, 查明原因后, 也要将消息向上级汇报, 在允许的情况下, 重新开启装置, 在进行操作之前, 也要安全退出合闸口压板, 在检修的状态下, 予以操作处理, 若故障消失, 退出检修状态就可以了, 值得注意的是二次设备的故障不会对一次设备产生影响, 所以在检修时不要对一次设备的状态做任何改变。
3.2.3 交换机
故障出现后, 首先进行的操作与上述相同, 检查原因, 给予重启操作, 如果严重的情况下, 重启之后仍然无法恢复时, 自己又无法处理, 就要向相关的检修部门汇报, 派遣专业维修人员给予检修操作。
3.2.4 合并单元
合并单元一旦出现故障, 则会导致录入数据缺乏连贯性和同步性, 一旦这种情况出现, 则需要进行细致的查找和分析, 及时对故障的位置进行判断, 并根据实际情况采取切实可行的措施来对故障进行处理。
4 结束语
近年来, 随着科学技术的快速发展, 我国变电技术取得了较快的进步。智能变电站二次设备和运行管理和维护水平也有了较大的进展, 但还存在许多不足之处, 所以在实际工作中, 还需要我们加大研究的力度, 更好地对理论基础进行掌握, 做好智能变电站二次设备的运行维护工作, 加大新技术和新方法在智能变电站中的应用, 确保智能变电站安全、稳定的运行。
参考文献
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二次故障 篇7
智能变电站近些年大量投运, 在电网中所占比例越来越重, 是电网未来发展的主要方向。智能变电站中引入了大量通信技术和网络技术[1], 增加了变电站 (尤其是保护系统) 运维的不可控性, 如何充分利用变电站数字化、标准化的特点, 将劣势转变为优势, 实现对二次系统运行状况的掌控, 真正发挥智能变电站的优势, 成为了一个重要的课题。
如果说微机保护使保护装置成为“黑匣子”的话, 智能变电站由于二次系统围绕SCD展开, 使整个二次系统成为了“黑匣子”。因此, 基于二次系统的运行状态监测和分析技术手段, 构成了电网安全运行的重要支撑。本文围绕智能站二次系统, 积极探索智能变电站二次系统的在线监测和故障分析技术。
1 基于自动数据匹配的二次虚回路异常定位方法
为了解决工作人员不能清楚了解二次虚回路连接情况的问题, 本文提出一种二次虚回路可视化的方法。该方法基于全站配置模型SCD文件, 在线监测系统直接接入GOOSE信息流, 根据SCD文件中的各装置订阅发布关系、软压板信息, 生成虚回路链接状态图, 并根据GOOSE通讯状态信息动态展示虚回路的链接状态及装置的检修状态[2];保护装置动作情况下, 系统整理、分析GOOSE回路出口信息, 并将分析后的GOOSE回路出口信息显示在故障可视化图中, 方便工作人员迅速、准确地掌控保护系统的运行和动作状况。系统框图1:
主要方法如下:
(1) 系统配置工具从全站配置SCD文件中获取要导出IED订阅发布的其他IED信息, 获取两设备间虚端子、订阅发布信息, 获取虚回路与软压板的逻辑关系, 根据这些信息绘制图元、连线, 形成装置虚端子连接关系图, 格式为SVG格式;
(2) 在线监测系统根据步骤 (1) 中生成的SVG图中GOOSE订阅关系、虚端子信息、软压板信息, 形成系统可以识别打开的GOOSE链接状态图;
(3) 在线监测系统配置器解析SCD文件中GOOSE控制块通讯状态信息及二次虚回路输出信息, 并将这些信息形成模型库表导入到数据库;
(4) 在线监测系统通信程序接收过程层的GOOSE报文, 解析GOOSE报文并将报文中的信息按照模型库中格式写入相应的数据库中;
(5) 步骤 (2) 中的在线监测系统图形根据SVG图中提供的虚端子信息从步骤 (3) 生成的模型库表中找到相应的GOOSE控制块通讯状态信息点, 然后将其关联上, 根据步骤 (4) 的报文数据实时刷新GOOSE控制块通讯状态信息, 实现二次虚回路通讯状态可视化, 具体如图2所示:
(6) 保护动作后, 从历史库数据中查出保护动作开始到结束时间这段的二次虚回路输出信息, 将这些信息经过分析、过滤、整理后显示在保护动作报告中, 并按照一定的格式存入历史库中, 可视化程序读取历史库中整理后的二次虚回路信息, 并将这些信息显示在图形中。
2 基于SVG自动信息投递的虚回路动作可视化方法
基于SVG实现智能站保护动作可视化的方法, 涉及电网设备监测与检修技术领域, 在电网发生故障的时候, 通过快速生成SVG格式的文件, 在图形界面上直观的显示出保护动作回路的详细信息, 以达到快速诊断电网故障的目的[3]。
主要方法如下:
(1) 电气设备发生故障时, 保护装置发出GOOSE信号, 智能终端接收到GOOSE信号后, 转发GOOSE命令到一次设备, 一次设备相应的动作切断故障;故障分析模块所需要的数据包括实时数据和历史数据;其中, 实时数据是指二次设备的自检、告警、动作及通信状态灯信息;历史数据是指存储过的实时监测数据;
(2) 对步骤 (1) 中的每个子类数据, 采用故障分析模块对故障运行状态进行诊断;
(3) 根据步骤 (2) 中的故障分析模块的分析结果生成故障状态下的二次回路SVG格式文件;
(4) 根据步骤 (3) 中的SVG格式文件和步骤 (2) 中的基于某一子类数据得到的诊断结果利用预先配置在故障分析模块中的计算分析方法对电网故障进行综合分析;
3 故障可视化方法
根据第2章步骤 (2) 中, 所述故障分析模块利用设备排序算法, 依次计算各个图元的位置, 状态。具体过程如下:首先对发生动作的二次设备进行分类排序, 然后按顺序计算各个图元的位置, 根据设备的动作列表, 形成故障可视化文件。
4 基于二维信息自动定位的全方位过程层设备状态监测实现方法
智能变电站合并单元和智能终端属过程层设备, 通常安装在户外智能控制柜中, 存在如下情况[4,5,6]:
a) 和变电站主控室和保护小室相比, 户外智能控制柜中的运行环境比较恶劣, 有必要让运行人员实时掌握合并单元和智能终端的运行工况, 因此需要开发装置的在线监测功能;
b) 由于户外运行环境的限制, 合并单元和智能终端不宜配置液晶显示界面, 运行人员不能直观地查看监测信息, 因此需要通过网络的方式上送装置所监测的运行工况信息。
c) 智能终端运行信息通常通过IEC61850-8-1中定义的GOOSE通信服务上送, 目前智能变电站中一般通过GOOSE通信服务传输浮点、整型和布尔型数据, 为了使接收设备能够直观的显示告警信息, 需要通过字符串类型传输故障板卡等告警信息。
d) 智能变电站智能终端可以通过组网和点对点直跳的方式接收间隔层多个设备的控制命令来控制断路器, 为了准确了解断路器的跳合闸控制过程, 需要智能终端提供跳合闸控制命令的来源。
本文采用如下方案对合并单元智能终端的运行工口进行的全方位的监测:通过IIC多路切换开关及SFP光模块实现对装置温度、内部工作电压、光以太网口运行工况的监测, 采用字符串发送实现对装置软件版本和配置版本的监测, 采用装置地址映射表和定长字符串的方法通过GOOSE通信发布装置内部板卡故障告警, 使用控制命令信息来源和控制命令结合的方法反馈智能终端收到的命令。
1) 设备温度、工作电压和光以太网信息监测实现方法
根据图7所示合并单元智能终端的主控CPU板上采用小型的可热插拔的SFP光以太网收发器, SFP收发器采用了先进的精密光学及电路集成工艺, 内部配置数字监视诊断电路, 对外提供标准的IIC接口, 通过IIC传输光以太网口的发射及接收功率、温度。主控CPU板上还集成IIC接口的温度测量芯片和测量装置内部电压AD转换器, 由于监测信息实时性要求不高[7,8], 主控CPU通过IIC多路切换开关分时采集设备温度、内部电压和光以太网口信息, 采用IIC多路切换开关在满足监测功能和性能的前提下可以减少主控CPU资源开销。
光以太网口功率为合并单元智能终端运行特征, 在运行过程中, 需要满足一定的光功率范围, 才能保证链路正常工作, 因此将光功率的上下限设置门槛, 初次超过门槛值或者初次进入门槛内, 及时刷新GOOSE将光功率发送出去。这样, 保证了在链路可靠和不可靠的情况下, 均可将光功率传输出去。
内部电压为合并单元智能终端的运行特征, 在装置运行过程中可能会有微小的波动, 根据GOOSE时间发送机制, 在GOOSE数据集的变化后必须立即按照发送时间发送, 因此为了确保装置的电压上报性能和GOOSE的上送负荷量, 需要给各个电压的变化值设立门槛值[9]。
装置温度为合并单元智能终端运行特征, 由于设备在户外工作, 随环境的温度变化大, 因此设置了的门槛值, 既能保证灵敏性, 又能保证GOOSE负荷不会超载。
2) 软件版本监测的实现方法
软件版本监测的目的在将虚端子CRC和软件版本通过GOOSE发布。首先在初始化时, 从配置文件中读取模型的CRC值。在GOOSE初始化发送框架中, 将此CRC值写入框架的固定位置。
由于装置软件版本在软件固化后不再会发生变化, 因此只需要在初始化GOOSE框架时, 将版本号写在固定位置即可。软件版本号采用IEC61850标准中定义的可见字符串, 对应ASN.1的编码类型为0x8A。
此部分软件分为三块:初始化读CRC;初始化GOOSE框架写CRC;发送GOOSE。
3) 故障板卡监测的实现方法
故障板卡监测的目的在故障板卡通过可视化的字符串通过GOOSE发布。
在所述合并单元智能终端中每个板块都有一个16进制的内部总线的通信地址[10], 为了能够以可视化字符串发生故障板卡, 主控CPU软件中建立通信地址和能够描述板卡信息的字符串的映射表, 如地址“1”对于“DI Board 1”。
在初始化时每个板卡对应的故障信息已固定长度的可见字符串填写到GOOSE框架中。对应ASN.1的编码类型为0x8A。
运行中无故障时GOOSE报文对应的位置发送“N ULL”, 不足的字符以空格补齐, 如果出现了板卡故障, 将对应的板卡故障信息填写到GOOSE报文中发送, 如开入1板故障时对应的故障信息为“DI Board 1 err”。
4) 控制命令监测实现方法
智能终端具备组网口和12个直跳控制口, 通过组网方式可以订阅来自12个来源的控制命令, 每个直跳口可以订阅1个来源的控制命令。每个来源的控制命令可以包括如下内容:保护跳A命令、保护跳B命令、保护跳C命令、永跳命令、三跳命令、重合命令、遥跳命令、遥合命令。如果需要准确的反馈每个来源的命令信息, 需要192个信息点, 会增加网络流量和设备的处理负担[6]。
所述智能终端采用了控制命令来源和具体控制命令结合的方式来监测控制命令, 减少了80%的同类监测信息, 同时结合这两种信息可以准备监测控制命令。具体的监测信息在ICD文件中描述如下:
5 结论
本文对智能变电站二次系统在线监测和分析技术进行了深入研究和探索, 其功能主要体现为:
1) 实现继电保护系统的在线监测
收集并分类管理保护装置上送的实时监测信息, 实时状态显示, 通过对通信状态和保护工作状况进行定期统计和分析, 形成报告, 从而对保护的健康状况进行实时监控与系统评价。
2) 实现监视信息的可视化展示
对继电保护的虚端子配置、编辑进行可视化操作, 并可对先后不同版本的SCD文件中虚端子情况进行自动比较和可视化显示, 使继保工程师可以与传统电缆连接方式一样直观看到保护的连接情况, 并能够自动进行校核。对继电保护的逻辑进行可视化展示, 并在事故后结合监测告警、开关量及录波数据, 回演故障及保护动作过程。
3) 建立全生命周期管理体系
实现全生命周期的SCD文件和每个继电保护设备的ICD、CID文件的管理, 支持对不同版本、不同时间断面的文件进行查询、查看、对比等操作, 并能够进行CID文件正确性的在线校核, 实现闭环管理。可对继电保护装置硬件及功能、参数、GOOSE开入开出等配置和软件版本的管理合配置的一致性验证。
4) 实现继电保护系统的智能诊断
根据对继电保护信息采集和分析, 实现包括监测预警、故障定位和安措确认等智能诊断功能。
5) 实现站内告警、跳闸事件信息的主动上送
对正常运行信息和故障信息进行收集整理, 并进行信息过滤和预处理, 然后按照不同主站的定制需求向调度端主站转发, 实现故障分析等高级应用。
摘要：智能变电站近些年大量投运, 如何充分利用变电站数字化、标准化的特点, 实现对二次系统运行状况的掌控, 真正发挥智能变电站的优势, 成为了一个重要的课题。本文围绕智能站二次系统, 积极探索智能变电站二次系统的在线监测和故障分析技术, 从而提高智能变电站二次设备的健康水平和处理效率, 确保保护能及时正确动作, 保障电网安全稳定运行。
关键词：智能变电站,二次系统,在线监测,故障分析
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