10kV配电网故障定位系统的研究
10kV配电线路接地故障的查找和处理方法
10kV配电线路接地故障的查找和处理方法发布时间：2023-04-19T08:23:29.565Z 来源：《科技潮》2023年4期作者：郭鑫[导读] 10KV配电线路的故障进行了统计和分析，认为短路、断路、接地是10KV配电线路的主要故障形式，而在此基础上，10KV配电线路的故障主要有短路、断路和接地。
国网山西省电力公司太原供电公司山西太原 030000摘要：近年来，随着10kV农村电网改造项目的实施，10kV农村配电线路的供电模式由“三相三线”变中性点无接地。
10kV配电线路的供电模式发生变化，使输电线路的绝缘等级得到加强，跳闸率下降，供电可靠性得到改善，线路损耗减小，具有重要意义。
在雨季、大风、雪等恶劣气候环境下，最常见的故障就是线路的接地故障，其中个别接地故障最为常见，而且很难发现和处理，造成整个10kV馈线的断电，更严重的是，在接地状态下操作会造成人员伤亡。
关键词：配电线路；供电可靠性；接地故障；人身事故1.故障类型、现象及特点10KV配电线路的故障进行了统计和分析，认为短路、断路、接地是10KV配电线路的主要故障形式，而在此基础上，10KV配电线路的故障主要有短路、断路和接地。
造成这些故障的原因可以归结为内外因素，而内因则是由于设备本身的质量问题以及配电系统内部的管理问题。
针对不同的故障类型，故障现象也不尽相同，因此，配电操作人员可以迅速确定故障类型，并按照相应的方法进行故障诊断和处理。
并且，异常的相电压升高，或者是直线的。
当配电网络发生短路时，其反应是出线迅速切断或电流保护，从而导致开关脱扣和报警。
2故障类型及产生原因2.1接地故障由于接地故障有多种原因如绝缘击穿、闪络、外力失效等，因此，10KV配电网络的接地故障是最常见的。
目前在变电所中采用的消弧线圈测控器，可以实现对线路容流和残流的监控，从而实现对线路接地的报警。
但对接触面的寻找也要由操作员进行检查。
结合以前发现过的接地故障的经验。
配网抢修指挥故障研判
配网抢修指挥故障研判摘要：目前基于配电自动化系统针对10kV主干线路的故障研判策略已经比较成熟。
而针对低压配网的故障定位与研判仍主要依赖于人工经验，准确性差，效率低，部分已建成的配网故障研判技术支持系统研判手段单一、逻辑简单，难以有效实现配网故障的综合指挥研判。
随着配网抢修指挥业务规范化水平的不断提升，有效的配网故障研判策略对于提升配网故障研判准确性和抢修指挥效率具有至关重要的作用。
关键词：配网；抢修；指挥；故障；研判1故障研判原则配网故障研判是指依据系统采集的配网故障、95598报修、计划停电、公专变及低压设备召唤量测等信息，利用网络拓扑关系和营配调贯通结果，通过综合分析，判断故障位置、故障类型及停电范围。
实现配网故障研判策略的基本原则主要包括信息来源准确性校验、信息来源自动过滤、信息交互技术要求、信息交互一致性原则等四个方面。
1.1信息来源准确性校验该原则应利用实时召测和“户-变-线-站”电源追溯，逐级校验客户侧表计故障、配变故障、分支线故障和主干线故障等信息的准确性。
(1)主干线开关跳闸信息应结合该线路下的分支线开关失电信息和多个配变停电告警信息，校验主干线开关跳闸信息的准确性。
(2)分支线开关跳闸信息应结合该分支线路下的多个配变停电告警信息，校验分支线开关跳闸信息的准确性。
(3)配变停电告警信息应通过实时召测配变终端及该配变下随机多个低压计量装置的电压、电流、负荷值来校验配变停电信息的准确性。
(4)客户失电告警信息应通过实时召测客户侧低压计量装置的电压、电流、负荷值来校验客户失电告警信息的准确性。
1.2信息来源自动过滤各类告警信息推送到系统前，应在已发布的停电信息范围内进行过滤判断。
1.3信息交互技术要求(1)信息交互基于消息传输机制，应实现实时信息、准实时信息和非实时信息的交换，支持多系统间的业务流转和功能集成，完成系统与其他相关应用系统之间的信息共享。
(2)信息交互应满足国家发展和改革委员会第14号令，采取安全隔离措施，确保系统信息安全性。
10kV配电线路故障原因及查找方式研究
10kV配电线路故障原因及查找方式研究10kV配电线路是城市和乡村电力供应的重要组成部分。
但是在实际运行中，由于各种原因，10kV配电线路故障时有发生。
故障的及时发现和修复对于保障电力供应和提高电网运行的可靠性具有重要意义。
研究10kV配电线路故障原因及查找方式对于提高电网可靠性和经济性具有重要的意义。
1. 10kV配电线路故障原因1.1 天气因素天气因素是10kV配电线路故障的主要原因之一。
大风、暴雨、雷电等极端天气条件会导致输电线路和设备受到损坏，引起供电中断。
在冬季低温条件下，冰雪对输电线路和设备的影响也是引起故障的重要原因之一。
1.2 设备老化10kV配电线路中的设备包括变压器、绝缘子、导线、接地装置等，这些设备在长时间运行中会发生老化，从而降低了设备的可靠性，增加了发生故障的可能性。
1.3 外部破坏外部破坏也是引起10kV配电线路故障的重要原因之一。
施工机械作业时不慎损坏输电线路导线，甚至盗窃输电线路上的铜导线等行为都可能导致故障的发生。
1.4 线路设计不合理10kV配电线路的设计不合理也可能导致故障的发生。
线路铺设在容易积水的地方，或者线路设计不合理导致线路电气参数不匹配等。
2. 10kV配电线路故障查找方式2.1 巡视巡视是查找10kV配电线路故障的一种重要方式。
通过对输电线路和设备进行定期巡视，及时发现线路和设备的异常情况，从而及时采取措施进行修复，防止故障的发生。
2.4 使用先进的检测设备使用先进的检测设备是查找10kV配电线路故障的重要手段。
红外热像仪、超声波探伤仪、局部放电检测仪等先进的检测设备可以帮助工作人员及时发现线路和设备的异常情况，从而提高了故障的查找效率。
3. 结语10kV配电线路故障的发生给电网运行和电力供应带来了不利影响，因此研究10kV配电线路故障的原因及查找方式具有重要意义。
通过对10kV配电线路故障原因的深入研究和对查找方式的不断完善，可以提高电网的可靠性和经济性，保障电力供应的安全稳定和可靠性。
10kV配电网单相接地故障及处理措施
10kV配电网单相接地故障及处理措施摘要：配电网络作为直接面向电力用户的关键供电环节，其安全与稳定的运行直接关系到供电网络的供电质量。
但是在实际的运行过程中，配电网络往往会受到各种故障的影响，尤其是单相接地故障严重威胁着配电网络的安全与平稳运行。
因此准确且快速的对配电网单相接地故障进行定位与处理，具有相当重要的意义。
本文首先介绍了10kV配电网单相接地故障选线方法，然后详细论述了10kV配电网单相接地故障定位方法。
并以此为依据总结出了一套切实可行的单相接地故障定位与处理方法。
关键词：电网故障；10kV配电网；单相接地故障；故障处理随着我国社会经济的发展水平的不断提高，人们对于供电的质量与稳定性提出了更高的要求。
而配电网络作为直接面向电力用户的关键供电环节，其安全与稳定的运行直接关系到供电网络的供电质量。
但是在实际的运行过程中，配电网络往往会受到各种故障的影响，尤其是单相接地故障严重威胁着配电网络的安全与平稳运行。
另外由于10kV配电网络所处的环境十分复杂，存在相当多的配电线路分支，一旦发生单相接地故障，一般很难确认故障的线路。
此外发生故障的位置电流相对较小，难以获得较强的故障信号，这也为单相接地故障的定位与处理带来很大的困难。
一、10kV配电网单相接地故障选线方法根据判断信号模式的不同，10kV配电网单相接地故障选线方法可以分为主动信号法和被动信号法两种。
其中主动信号法是将某种频率的信号注入配电网内，并针对该信号进行检测，从而完成单相接地故障的选线工作。
主动信号法注入的信号可以分为可变频率信号和单一频率信号。
而被动信号法具体可以分为故障稳态信息法、故障暂态信号法和综合信号法。
基于故障稳态信息进行选线，首先就可以针对出线的线路，逐一进行断电，进而检测中性点的零序电压。
然后与正常情况进行对比，从而完成选线。
这种方法的选线准确率较高，但是选线的速度较慢，且工作量大，同时会对供电的稳定性产生影响。
然后还可以根据消弧线圈的失谐度，对正常状态下出线线路中零序回路的零序导纳进行计算，以此作为参考值。
10kV配电网故障自愈技术的应用研究
10kV 配电网故障自愈技术的应用研究发布时间：2021-09-30T09:06:39.928Z 来源：《福光技术》2021年14期作者：张铁[导读] 凭借其对故障所展现出的自我预防与修复能力，必将能够在实践应用中贡献重要价值。
广东电网梅州平远供电局广东平远 514600摘要：故障自愈技术是当前 10kV 配电网建设发展过程中的关键一环，尤其随着智能电网日益深入，配网运行要求不断提高，有关10kV 配电网故障自愈技术的应用研究逐渐受到了更多关注与重视。
本文在概述10kV 配电网故障自愈技术的基础之上，具体分析了其实现条件与基本流程，并对实践当中故障自愈技术的相关应用加以分析探讨，旨在能够为同类研究及电力实践工作带来一些启示与参考。
关键词：故障自愈技术；10kV 配电网；实践应用110kV 配电网故障自愈技术概述1.1应用价值当前电力环境对于配电网运行提出了更高要求，而随着智能配电网故障自愈技术发展及其应用，则大大提升了配电网运行的安全可靠性。
该项技术通过分析评估配电网运行时所产生的各项实时数据，能够快速检测及隔离配网运行过程当中的相应故障，同时快速复电非故障区域。
现阶段来看，我国智能电网建设稳步推进落实，10kV 配电网规模不断扩大，如何降低故障隐患影响并妥善保障配电网运行，这是需要深入思考的问题，而自愈控制技术作为 10kV 配电网智能化的关键点，凭借其对故障所展现出的自我预防与修复能力，必将能够在实践应用中贡献重要价值。
1.2技术类型结合 10kV 配电网实践工作开展，其自愈控制技术主要包括有：其一，紧急控制，即当出现紧急故障问题时，可以通过采取隔离故障设备、确定电源、切掉负荷、主动解列等一系列对策，切实保障系统得以安全运行，并且恢复正常供电；其二，恢复控制，即当面对系统故障问题时，能够将故障设备进行精准隔离，恢复电网系统并以最优路径及时加以供电，同时把孤岛运行区域并入到系统网络，保障系统妥善运行；其三，孤岛控制，即当无法立即恢复系统时，能够于系统当中解列若干孤岛并予以独立运行，通过控制孤岛保障系统得以稳定、可靠的运行，直至孤岛最终重新并网。
10kV配电网单相接地故障定位方法的研究
作 者 简 介 ：徐 汝 俊 （９６一 ，男 ，硕 士 研 究 生 ，研 究 方 向 为智 能 化 检 测 与控 制 技 术 ，Ｅｍ ｉ ｘｍｊｎ ６ １３ ｃｍ。 １８ ） — ａ ：ｕ ｕ６ ＠ ６ ．ｏ ｌ
第 １ 期 １
徐 汝 俊 ，等 ｌ Ｖ 配 电 网单 相 接 地 故 障定 位 方 法 的研 究 ０ｋ
１ 行 波定 位 方法 介 绍
ｗａ ｅ ｅ ｆ ｕｌ ｃ ｕｒ ｅ ｔｏ ＡＢ ｖ ｓ ｗｈ ｎ ａ ｔｏ ｃ ｓｏｎ ｓ ｃｉ ｎ
如 果 区段 Ａ Ｂ上 故 障 ，初始 信 号行 波 传播 到
线路发 生故 障后 ，在线 路 检测 点 发射 行 波 信 Ａ后 ，一部分 行 波将 向 Ｄ 点传 播 ，到 达 分 支端 点 号 ，行波信号 遇到波 阻抗 不连续 点 （ 线路 的节 点 、 Ｄ后 又反射 回 ，其 中的一 部 分 由 Ａ点传 播 到 检
本 文提 出一 种行 波 定 位 方法 ¨ ，分 为 判 断 障点上 游波阻 抗 不连 续 点 的反 射 波 。在 这两 个 区 故 障区段和确 定 故 障距 离 两个 部 分 。在线 路 故 障 段 上发生 故障 时 ，其 共 同的特 征波 是 ５ ，无 论 这 后 ，向正 常线路 和 故 障线 路 分别 发 射 一个 行 波 信 两个 区段上何 处 故障 ，在检 测端 处 均能检 测 到
徐 汝 俊 ，严 凤 ，裴 玉 龙
（ 北 电力 大学 电气 与 电子 工 程学 院 ，河 北 保 定 ０ １０ ） 华 ７０ ３
摘 要 ：介 绍 了一种 行 波 定 位 方 法 ，将 行 波反 射 信 号 进 行 小 波 包 分解 与 重 构 处 理 ，构 造 特 征 矩 阵 ，利 用 大
10KV配电网故障处理的继电保护探讨
10KV配电网故障处理的继电保护探讨摘要：本文结合笔者工作实践，讨论了10KV配电网故障处理的继电保护问题。
关键词：配电网继电保护1基于断路器的三段式电流保护目前。
10kV配网多为辐射性树状式供电。
这种供电方式一旦在某一点出现线路故障，如何在最短的时间内完成对故障区段的定位、隔离和恢复健全线路的供电，是摆在我们面前的一项迫切任务。
现以我局为例，所有10kv馈线均由35～110kV变电站的10kV母线送出，大部分馈线都属于直接向用户供电的终端线路(见图1的LI和L3)，只有部分10kV馈线通过其他变电所10kV母线转供其他10kV终端线路，属非终端线路(见图1的L2)。
馈线保护装设在变电站内靠近母线的馈线断路器处，一般配置传统的三段式电流保护，即：瞬时电流速断保护、定时限电流速断保护和过电流保护。
其中，瞬时电流速断保护按照躲过线路末端故障产生的最大三相短路电流的方法整定，不能保护线路全长；定时限电流速断保护按照线路末端故障有灵敏度并与相邻线路的瞬时电流速断保护配合的方法整定，能够保护本线路全长；过电流保护按照躲过线路最大负荷电流并与相邻线路的过电流保护配合的方法整定，作相邻线路保护的远后备，能够保护相邻线路的全长。
除此之外，对非全电缆线路，配置三相一次重合闸，保证在馈线发生瞬时性故障时，快速恢复供电。
对于不存在与相邻线路配合问题的终端线路，为简化保护配置，一般采用瞬时电流速断保护加过电流保护组成的二段式保护，再配以三相一次重合闸(前加速)的保护方式，其中电流速断保护按照线路末端故障有灵敏度的方法整定，能够保护全线。
现有配电系统引入DG之后，原来的配电网络将不再是纯粹的单电源、辐射型供屯网络。
此时，若线路发生故障，配电网络中短路电流的大小、流向、分布以及重合闸的动作行为都会受到DG的影响，与DG引入之前有较大不同。
DG 对保护动作行为影响的主要表现如下。
(1)导致本线路保护的灵敏度降低及拒动当DG下游F1点故障时(图1)，DG引入之前，故障点的短路电流只由系统提供。
探究10kV配网线路电压不平衡故障的判断及处理方法
探究10kV配网线路电压不平衡故障的判断及处理方法摘要：随着配电网规模的不断扩大，其运行环境变得越来越复杂，尤其是作为电力系统末端的低压配电网。
为提高配电线路管理的基本素质，应积极建立健全完善的故障管控机制，构建系统化的处理机制和控制流程，为全面优化配电网管理和用户整体用电效率奠定基础。
为了充分满足电能质量的刚性要求，有必要对电压不平衡故障进行全面判断和系统处理，以确保接线和故障处理效果能够满足要求。
系统分析了10kV配电网线路电压不平衡故障的特点和判断依据，并从线路开关处理、接地点处理、牵引运行等方面提出了处理策略，仅供参考。
关键词：10kV配网线路；电压不平衡；故障；处理一、电压的不平衡问题特征（一）对于10kV配电网系统，只要存在单相接地问题，系统可以维持2小时的正常工作时间，用户仍然可以正常用电。
近年来，随着社会用电量的逐步增加，配电网线路建设规模不断扩大，10kV架空线路的线路数也呈线性增加，线路长度不断增加，导致电网电流和对地电容迅速增加。
每当出现单相接地问题时，接地电弧中可能会出现电弧过电压问题，这意味着电压值会迅速上升，直到达到相电压的3-5倍，此时，配电网的弱绝缘可能会发生故障，导致相间短路，并对电气设备造成一些损坏，导致故障和停电。
[1]（二）10kV配电网线路电压不平衡的原因复杂，外部原因也很关键，如雷电和暴雨的作用；其内部原因主要包括：电气设备本身运行故障导致的断开和接地。
如果你想有效、合理地判断和解决故障，需要相应的工作人员对各种故障的性质和特点进行详细的判断和识别。
二、10kV配网线路电压不平衡故障判断依据为了科学判断10kV配电线路电压不平衡故障，需要对故障特征进行集中判断，结合相应情况，有效落实具体判断机制，结合判断结果制定更有效的处理方案，以减少10kV配电线路故障造成的安全故障。
（一）10kV配电网线路电压不平衡故障的类型首先，10kV配电网线路中的一相电压参数显著降低，但未达到0，而其他两相电压参数呈升高状态，相应的值已超过线路的基本电压参数，此时，该故障可视为谐振过电压故障。
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1862014年3月下 第6期 总第186期随着当今经济社会的全面发展,对整个电力系统的供电可靠性提出了更高的要求,由于配电网直接接触最终用电客户,服务对象从居民到工业、商业等广大用户,覆盖面很广,除了给人们供应基本的生活用电,还为中小企业提供电能供应,几乎所有的用电客户都是由中低压配电网接入,占每年售电量的四分之三还多。
然而配电网的重要性在电网发展的过程中前期并没有引起足够的重视,随着电力设备多样化的出现,电能供应的可靠性、和电能质量逐渐引起人们重视。
伴随着这样的现象,配电网自动化开始得到快速发展。
配电网自动化利用电子技术、计算机技术、材料学、通信技术对配电网的运行进行监控,其中的故障定位系统能够检测故障发生的范围,在故障发生时,检测故障点,隔离故障区,减小停电范围,使电网能够安全可靠、经济有效的运行,为广大用户提供稳定、可靠的电能。
1 10kV配电网线路特征本文着重对10kV配电网故障定位系统进行研究,10kV配电网特点具体如下。
(1)线路分支多,网络结构复杂。
10kV配电网分支较为复杂,过多的分支,使得信号的传输能力变弱,较难检测出故障点的具体位置,容易出现对故障点的误判断。
(2)接地电阻较大。
10kV配电网受接地介质的影响,接地电阻很大,配电网如果发生单相接地,故障信号微弱,使得故障较难发现。
如何克服高电阻的影响是配网故障定位研究的重点。
(3)对地电容过大。
10kV配电网线路过长,一般由几公里到几十公里。
线路越长,线路对地电容越大,电容对注入交流信号分流越大,而定位是需要的电流信号较小,这就给定位也带来了困难。
2 配电网故障分析配电网中影响正常供电的原因有很多,有自然原因如:雷、雨、雪、凝冻等引起;有设备方面的原因,包括设备老化、过负荷等;还有人员责任的原因,包括运行维护不当、外力破坏、盗窃等;最后是小动物影响。
从影响配电网停电时间上大体可以分为两类:暂时性故障和永久性故障,一般暂时性故障的处理是通过变电站出口处的断路器一次重合闸进行消除。
永久性故障则要进行配网故障排查及处理直至恢复电网运行。
配电网故障定位系统是指在故障发生后,根据配电网采集到的信息进行汇总,结合电网的实际运行,判断出故障点所在位置,反映在电网的拓扑结构上。
智能配电网将会沿着可能导致故障点的电路进行排查,检查开关的正常状态,设备的正常运行,得到故障点的具体位置之后,将故障点隔离,进行修复。
在对故障点进行修复的同时,为了尽快恢复故障点的电力供应,需要采取备用设备,重新调配到配电网中,回复区域供电。
配电网发生故障,有时故障时间长达数小时,严重影响了用户的正常用电,在农村,这种现象更是较为常见,为了提高整个配电网的可靠性。
就需要提高配电网自动化智能水平,使配电网动化做到自动检测到配电网故障点,自动隔离,自动切换重构配电网结构,最大限度的缩短停电时间。
为了进一步提高配电网故障电位的可靠10kV配电网故障定位系统的研究李国才(石林供电有限公司,云南石林 652200)【摘 要】现如今,随着电力系统的发展,对配电网供电可靠性要求逐渐提高,要求能够根据配电网传送的实施信息,定位配电网故障点,本文以10kV 配电网为例,对配电网的故障定位系统进行研究,分析故障检测方法达到及时消除故障的目的。
【关键词】10kV配电网 故障检测 定位性,现在可以采取的措施有:优化配电网的网络结构,对一些设备进行新老更替,增加智能化采集,保证网络传输信息的可靠性,实现主要设备的实时测试和控制,为提高配电网自动化故障定位系统的可靠性,提供坚实的物质基础。
3 故障定位方法研究目前,我国中低压配电网大多采用中性点非有效接地运行方式(俗称为小电流接地系统)。
配电线路故障,尤其是单相接地故障的快速、准确定位,不仅对修复线路和保证可靠供电,而且对保证整个电力系统的安全稳定和经济运行都有十分重要的作用。
配电网故障定位法据配电网网架结构来看主要分电力电缆故障定位法、架空线路故障定位和适用于架空线与电力电缆混合敷设的故障定位方法。
3.1 电力电缆故障定位3.1.1 测量阻抗定位故障点阻抗法的故障测距原理是假定线路为均匀线,是通过测量故障点与测量点之间的阻抗,得出所需参数,联立故障定位方程,解得故障距离。
这种方法的较为简单,为广大工作人员所接受。
这种测量故障距离的方法称为电桥法,电桥法分为电阻电桥法和电容电桥法。
两者的测量范围不同,电阻电桥法一般用于测量电阻不高的故障点,一般要求5000欧以内,测量原理是根据电桥平衡原理得到故障距离。
这两种方法原理类似,适用于电缆断线故障测量,不适合测量高电阻。
电容电桥法在测量时必须知道电缆的准确长度和一些原始材料,如果电缆线路构成比较复杂,计算比较复杂;电桥法不能测量三相短路故障。
阻抗法具有投资少的优点,但受路径阻抗、线路负荷和电源参数的影响较大,对于带有多分支的配电线路,阻抗法无法排除伪故障点,它只适合于结构比较简单的线路。
3.1.2 行波法根据行波理论,无论是相间短路故障还是单相接地故障,都会产生向线路两端传播的行波信号,利用在线路测量端捕捉到的暂态行波信号可以实现各种类型短路故障的测距。
行波法是通过测量故障产生的行波在故障点及母线之间往返一趟的时间或利用故障行波到达线路两端的时间差来计算故障距离。
行波法也较常用于电缆故障测距,以测量速度快,精度高著称,有A、B、C、D型行波测距法。
A型行波测距法原理简单,所需设备少,理论上有较高的精确度,由于需要高速采样系统和精准时间的限制,应用的广泛度不够,近来,主要用这种方法测试的有:脉冲电流法和脉冲电压法。
B型行波测距需要借助于通信通道进行故障测距,应用场合较广,需要精确的故障行波到达测量端的时间。
C型行波测距通过发生高频脉冲,计算脉冲信号在故障点和装置之间的距离得到故障距离,主要的测试方法有低压脉冲发射法和二次脉冲法。
3.2 交流、直流定位直流法是通过向故障点注入定量的直流电流,保证直流电压输出在某一范围内可调,通过调节直流电压的值,保证注入的直流电流不变,之后应用直流检测器找出故障发生的路径,进一步检测缩小故障点范围,最终确定故障点位置。
直流法确实有诸多优点,但为······下转第188页转速给定值由3013r/min阶跃至3000r/min时,总阀位指令在0.248s关至81.807%；CV1、CV2、CV3在0.413s分别关至22.164%、23.532%、22.634%；功率在1.48s开始响应转速变化,在21.567s减少18.09MW。
(2)DCS系统在CCS控制方式。
转速给定值由3000r/min阶跃至3013r/min时,在1.592s总阀位指令、CV1、CV2、CV3分别开至84.558%、25.438%、22.97%；23.381%；功率在2.316s开始响应转速变化,在52.524s增加13.80MW。
转速给定值由3013r/min阶跃至3000r/min时,功率在2.59s开始响应转速变化,在37.33s减少9.95MW。
《陕西电网发电机组调速系统参数测试及一次调频工作管理规定》中第16条、第17条和第18条中规定:火电机组参与电网一次调频的响应滞后时间、对目标出力完全响应时间及稳定时间分别为3s、15s、45s；第19条中规定:额定负荷300MW及以上的火电机组参与一次调频的负荷变化限制幅度为机组额定负荷的±6％。
上述数据说明1号机组DEH控制系统在功率控制方式下参与一次调频的响应滞后时间、对目标出力完全响应时间及稳定时间满足《陕西电网发电机组调速系统参数测试及一次调频工作管理规定》中第16条、第17条和第18条的规定。
DCS控制系统在CCS方式下一次调频的性能不甚理想。
4 结语测试中由于DEH系统输出通道有限,只接了CV1、CV2、CV3高调门位置反馈信号,无CV4高调门的动作情况,今后若再测试可接CV2、CV3、CV4高调门位置反馈信号。
由于条件所限,分别在DEH 系统功率控制方式及DCS系统CCS控制方式两种做了机组一次调频性能试验,DEH系统阀位控制及CCS控制方式组合的一次调频性能试验未做,以后若在测试可做DEH系统阀位控制及CCS控制方式组合的一次调频性能的试验。
DEH系统和DCS系统的转速输入信号取自不同的测量系统,组态逻辑中转速偏差计算方式不同。
DEH系统转速偏差为转速给定值与转速实测值之差,DCS系统转速偏差为转速实测值与转速给定值之差。
这样就形成了两种一次调频频差函数,DEH系统转速偏差增大(减小),要求增加(减小)负荷；DCS系统转速偏差增大(减小),要求减小(增加)负荷。
动态阶跃响应特性试验表明,机组在功率控制方式下参与电网一次调频的响应时间和负荷调节能力较理想,在CCS控制方式下参与电网一次调频的响应时间和负荷调节能力较差。
由于CCS控制方式机组参与电网一次调频的能力有限,建议机组一次调频功能在DEH系统为阀控方式,DCS系统为机炉协调方式下投入。
这样既可保证机组一次调频动作的快速性,又可保证一次调频动作的持续性。
机组正常运行中应投入一次调频功能,在DEH系统投入一次调频功能时,为防止CCS系统反调,CCS系统亦必须投入一次调频功能,使其真正起到频差校正的作用。
由于CCS系统的一次调频功能在机组负荷100MW以上才能投入,因此,建议DEH系统一次调频功能亦在机组负荷100MW以上时投入。
了进一步快速的确定故障点位置,将两种检测方法相结合,在用直流检测法检测出故障路径之后,利用交流法确定故障点的具体位置,通过注入的交流电流产生与电网频率相同的磁场,由磁场产生的感应电动势,实现地面检测。
交流检测可以在地面进行信号检测,检测的方法非常方面,只需手持检测设备在地面就可以得到线路的电流。
采用上述方法进行故障定位,工作人员假设10kV配网单相接地故障。
3.2.1 直流判定从故障相注入直流电流130mA,根据电网拓扑图确定监测点位置1,用直流信号检测器分别检测位置1处的电流情况,结果测量到分支线2处没有报警声,分支线3处出现报警声,如此便可确定故障点在分支线3处。
用同样的方法,以分支线3处为监测点,可以确定分支线3处下属小分支故障点存在的位置,进一步精确故障位置所在。
3.2.2 交流判定在故障相处注入交流电流150mA,通过对比各线路点的电流强度,可以看出,故障路径所在。
从检测点寻迹,线路电流点即为故障点,在检测时,倘若该点的显示值瞬间减小,说明该点为故障点。
交流检测法查找故障在时间上有很大优势,只用了半个小时,就确定了故障点位置,操作方便,容易控制。
4 结语配电网是电力系统的重要组成部分,为千家万户提供用电,配电网的可靠性至关重要,本文对配电网中关键的故障定位系统进行分析研究,分析了配电网故障的危害性,结合10kV配电网,分析了10kV配电网的特点,根据10kV配电网的特殊性,给出了集中配电网故障点的检测方法,然而有的传统的方法比较局限,本文在此基础上给出了一些解决办法,相信随着电力设备的发展以及电力网络拓扑结构的不断优化,故障检测系统可靠性随之得到进一步提高。