用电故障范文

用电故障范文（精选8篇）

用电故障 第1篇

1 低压配电装置的故障处理

1.1 母线连接处过热的处理

在实际运行中, 母线接触处要用示温蜡片进行监视。发现母线连接处过热, 应立即采取相应的措施。

1) 母线是过负荷运行, 应立即减轻负荷。

2) 母线接触不良, 应检查其原因, 采取相应的措施。对接螺栓过松或过紧, 调节螺栓的松紧;螺母滑扣、弹簧垫圈等失效, 进行更换。

1.2 运行中三相不平衡的处理

1) 配电变压器二次侧三相电压不平衡, 调节或更换变压器;三相负荷不平衡, 调整三相负荷。

2) 相线接地引起的不平衡, 查明地点并排除故障。

3) 配电变压器二次侧的零线断路, 查明地点并重新接好零线。

1.3 熔体熔断的处理

1) 负载发生短路引起的故障, 检查并排除故障。

2) 过负荷引起的故障, 减轻线路负荷或停止部分负荷的运行。

3) 配电盘以上的线路短路, 查明短路点并进行处理。

1.4 配电盘上的电器烧坏的处理

1) 接线错误引起的短路, 检查并重新接线。

2) 电器容量过小, 更换大容量的电器。

3) 环境恶劣, 污染严重, 采取防尘措施或更换防尘能力强的电器。

1.5 电压过低的处理

1) 系统电压过低, 与供电部门联系, 提高系统电压。

2) 负荷过大引起, 减轻负荷。

3) 低压线路过长, 更换截面积较大的导线。

4) 变压器调节开关调节不当, 重新调整调节开关的位置。

2 低压断路器的故障处理

2.1 触头过热的处理

1) 触头表面氧化, 使接触电阻增大, 造成过热。温度越高, 越容易氧化, 清除表面氧化物;触头表面积尘或积油垢形成绝缘薄膜, 清理即可。

2) 起动频繁或使用时间过长等原因引起触头磨损, 及时更换。

3) 弹簧压力不够引起触头熔焊, 调整弹簧压力, 使之接触良好。

4) 灭弧时间过长引起触头烧毛, 检查灭弧装置, 发现问题及时处理。

2.2 开关与导线接触部分过热处理

1) 导线连接螺丝松动, 弹簧垫圈失效等导致接触电阻增大, 更换弹簧垫圈, 紧固。

2) 螺栓偏小, 造成开关通过额定电流时连接部位过热, 选择合适的螺栓。

3) 不同的金属相互连接将会发生电化腐蚀, 接触电阻增大, 用铜铝国度接线端子, 在连接处涂敷导电膏。

2.3 灭弧系统的故障处理

1) 灭弧罩受潮, 绝缘降低, 电弧不能被拉长, 阻止电弧进入灭弧罩, 延长了灭弧时间。烘干灭弧罩。

2) 灭弧罩在高温下表面烧焦, 形成炭质的导电桥, 不利灭弧。用细锉轻轻的把炭化层锉掉。

3) 金属灭弧栅片脱落、锈蚀, 使电弧不能顺利的拉入栅片中, 影响灭弧效果。修补灭弧栅片。

2.4 分、合闸故障处理

1) 手动操作的断路器不能合闸。检修时, 注意失压线圈是否正常、脱扣机构是否动作灵活, 储能弹簧是否完好, 线路上有无额定电压。在确定故障点后, 根据具体情况进行修理。

2) 电动操作的断路器不能合闸。检修时, 电磁铁损坏或行程不够, 修理电磁铁或调整电磁铁拉杆行程;操作电源不合要求, 调整或更换操作电源;操作电动机损坏或电动机定位开关失灵, 排除电动机故障或修理电动机定位开关。

3) 分励脱扣器不能使断路器分闸。反作用弹簧弹力太大或储能弹簧弹力太小, 调整更换有关弹簧;传动机构卡死, 不能动作, 检修传动机构, 排除卡塞故障。

4) 启动电动机或工作一段时间后自动掉闸。断路器接通电路后, 电动机还在启动时就自动掉闸, 分断了主电路, 是由于整定电流调得太小, 过载脱扣装置瞬时动作, 重新调大整定电流。电路工作一段时间后自动掉闸, 是由于过载脱扣装置长延时整定值调得太短, 重新调整;也可能是热元件或延时电路元件损坏, 检查更换。

5) 触头动作不同步, 触头传动装置损坏或失灵, 检查调整该触头的传动装置。

6) 辅助触头不能闭合, 动触头桥卡死或脱出, 传动机构卡死或损坏, 检查动触头桥或动触头传动机构。

2.5 线圈的故障处理

1) 磁吹线圈匝间短路, 线圈受冲击或碰撞造成, 用螺丝刀拨开并调整匝间间隙。

2) 合闸线圈在完成后, 辅助触点未能及时将合闸线圈的电源切断, 检查辅助开关的触点是否完好, 有无烧结粘连现象, 作出相应的处理。

3) 线圈中有接地现象, 线圈不再受辅助开关的控制, 接通电源线圈即带电, 检查线路绝缘或是否有接线搭地的现象。

3 刀开关和刀形转换开关的故障处理

3.1 合闸时静触头和动触刀旁击处理

静触头和动触刀的位置不合适, 合闸时造成旁击。检查动触刀的紧固螺丝有无松动。调整三极动触联紧固螺丝的松紧程度及刀片间的位置, 调整动触刀紧固螺丝松紧程度, 使动触刀调至有静触头的中心位置, 做拉合试验, 合闸时无旁击, 拉闸时无卡阻现象。

3.2 接点打火或触头过热处理

接触不良导致电阻增大。停电检查接点、触头有无烧损现象, 用砂布打平接点或触点的烧伤处, 重新压接牢固, 调整触头的接触面和接点压力。

3.3 合闸后操作手柄反弹不到位

开关手柄操作联杆行程调整不合适或静、动触头合闸时有卡阻现象。调整操作联杆螺丝使其长度与合闸位置相符, 处理静触头的卡阻现象。

4 交流接触器的故障处理

4.1 相间短路的处理

1) 尘埃、污秽等使线圈绝缘性能下降等, 定期对线圈进行清洁处理。

2) 接触器动作太快, 转换时间短, 在转换过程中造成短路。更换动作时间较长的接触器来延长可逆转换时间。

3) 可逆转换的转换器联锁触头不可靠或铁心剩磁太大, 使两只接触器同时投入运行造成相间短路。检查电气联锁和机械联锁, 在控制线路中加中间环节。剩磁过大时, 需修整铁心或更换接触器。

4.2 接触器吸合不正常处理

1) 控制电路电压过低造成电磁吸力不够, 难以使动铁心迅速吸向静铁心, 调整控制电路电压至额定值。

2) 弹簧压力不适当, 引起接触器吸合不正常。弹簧的反作用力太大造成吸合缓慢, 触点弹簧压力超程过大, 使铁心不能完全闭合, 调整弹簧的压力或更换弹簧。

3) 动、静铁心间的间隙太大, 可动部分卡住、转轴生锈、歪斜都会引起接触器吸合不正常, 拆开检查, 重新装配, 调整间隙或清洗转轴及支撑杆, 保证转轴转动灵活。

4.3 接触器主触点过热或熔焊的处理

1) 接触器吸合过于缓慢或有停滞现象, 触点表面严重氧化及灼伤等, 接触电阻增大, 主触点过热, 清除触点表面的氧化物。

2) 接触器起动过于频繁, 主触点频繁的受到起动电流的冲击, 造成过热或熔焊。避免频繁起动, 或选择适合频繁起动的接触器;主触点长时间通过过负荷电流, 减轻负荷, 使设备在额定状态下运行, 或根据负荷电流的要求, 重新选择接触器。

3) 负荷侧有短路点, 吸合时短路电流流过主触点, 造成主触点熔焊, 检查短路点并排除故障。接触器的三相主触头闭合不同步, 某两相主触点受到较大起动电流的冲击, 也会造成主触点熔焊, 检查主触点的闭合状态, 调整动静触头间隙达到同步接触。

4.4 噪声过大的处理

1) 端面磨损、锈蚀或存在灰尘、油垢等杂质使铁心与衔铁接触不良, 端面间间隙增大, 电磁铁的励磁电路增大, 振动加剧, 噪声加大。整平端面。

2) 短路环断裂或脱落, 使铁心振动而发出噪声, 更换短路环。

3) 电压过低, 使吸力不够, 励磁电路增加, 噪声增大。增大线圈电压到额定值。

4.5 灭弧装置的故障处理

灭弧装置受潮、炭化、破裂、灭弧栅片脱落或灭弧线圈间短路, 造成灭弧困难或灭弧时间延长。灭弧装置受潮, 烘干;灭弧罩破裂, 更换;匝间短路及时修复或更换线圈。

5 热继电器的故障处理

5.1 热继电器主电路不通的处理

1) 热元件烧坏或热元件进出线脱焊, 更换热元件或热继电器;继电器的长闭触点接触不良, 检修长闭触点。

2) 热继电器的主电路或控制电路中接线螺钉松动, 造成电路不通, 紧固螺钉。

5.2 热继电器误动作

1) 电动机起动频繁, 热元件受到起动电流的冲击, 使继电器误动作;电动机起动时间过长, 使继电器误动作。起动过程中, 短接继电器, 起动后再接入电路。

2) 热继电器的调整部件松动, 使整定电流偏小, 造成误动作, 检查动作机构及部件并紧固, 重新调整至准确动作。

3) 热继电器工作环境的温度和电动机的工作温度相差过大, 引起热继电器误动作, 加强装置处的通风散热;接线不良或连接导线过细, 引起热继电器误动作, 合理选择导线, 保证良好接触。

5.3 热继电器不动作的处理

1) 热继电器的整定值偏大或整定调节刻度有偏大的误差重新调整整定值, 一般为电动机额定电流的110%左右。

2) 长闭触头烧结不能断开。检修触头, 有烧毛可以轻轻打磨, 对表面的灰尘和氧化物进行定期处理。

3) 热元件损坏或脱焊, 更换同类型的继电器;动作装置卡住或导板脱出, 进行调整, 能灵活动作。

5.4 热继电器动作过快的处理

1) 热继电器的整定电流太小, 根据负荷的额定电流合理调整整定值;热元件的额定值与负荷的额定电流值不匹配, 更换热元件。

2) 热继电器相连的导线过细或连接不牢, 接触电阻过大, 局部过热, 非过负荷而动作, 选择合理连接导线并压紧接线端。

摘要：低压用电设备是低压配电系统的重要组成部分, 是确保用户稳定安全用电的重要设备, 当低压用电设备发生故障时, 快速准确处理故障是相关技术人员的首要职责。本文简介了常用低压用电设备的故障处理方法, 供同仁参考。

关键词：低压,用电设备,故障,处理

参考文献

[1]邓立平.低压配电故障的原因分析及其维护处理[J].科技传播, 2013 (22) .

[2]林大增.低压配电系统故障防范解决方案的思考[J].中国电业:技术版, 2013 (10) .

[3]肖志荣.电气低压配电系统故障及电流危害分析[J].通讯世界:下半月, 2013 (12) .

施工用电接地故障保护安全技术管理 第2篇

【关键词】施工用电；接地故障；故障保护；安全技术；管理

施工现场用电要始终坚持安全第一原则，尽可能的采取措施保证用电安全。而之所以要做好施工现场用电安全技术管理是因为大部分工程项目在施工时都会借助到施工机械，施工机械的运行需要电能，再加上有的工程会在夜晚施工，所以项目施工必须要借助到电能。但在使用电能的同时，如果不规范化技术管理操作，不对不当的用电行为加以制止，就很容易发生电气火灾，给现场施工人员、施工材料以及施工设备造成损害。为此，在施工现场用电过程中，务必要采取措施做好全面的用电安全技术管理。

一、影响施工现场用电安全的因素分析

施工现场是一个相对比较危险的场所，不仅施工条件有限，环境恶劣，而且施工工艺复杂，空间比较狭窄。在有限的施工范围内除了要堆放大量施工材料以外，还要装设种类繁多的施工机械与用电设备，并且设备与设备之间线路布设繁杂，很容易因为线路布设不当而引发电气火灾。另外，户外施工现场一般没有设置顶棚，实际施工时受到天气因素的影响很大，尤其是堆放在施工现场的材料与设备，如果碰上下雨天，设备很容易受到雨水侵袭，进而导致漏电、触电。总的来说，影响施工现场用电安全的不利因素大多包含施工环境恶劣、条件有限、设备与机械本身不安全、施工人员操作不当等等。

二、当前项目施工现场用电安全技术管理存在的主要问题

综观国内当前施工现场的用电情况，发现其在用电以及用电技术管理中主要存在以下几个方面的问题：

（1）实际施工中，参与施工建设的单位在编制施工临时用电组织设计方案时，往往会选择一些挂靠单位，或者不具备实际经验的技术人员，这种行为导致施工组织设计方案编制得不详实，内容不全面。

（2）各个参建单位在配套相应的现场管理人员时并没有对电气管理引起重视，所以实际配置时大多只会在现场配备电工，而不会配备电气工程技术管理人员，最终导致现场发生电气火灾后得不到及时处理。

（3）在施工设备的使用上，部分施工单位会选择使用一些陈旧、老套的设备，并且在使用这些设备之前并不会对其进行测试验收，导致现场用电安全率大幅度降低。

（4）在设备系统安装以及线路布设上，因施工人员的失误，将同一个供电系统中的TT、TN线路混合搭设使用，或者线路搭设时没有保证接地质量，最终造成供电系统运行故障，降低了施工现场的用电安全度。

三、问题存在的原因

针对上述对施工用电安全技术管理问题的分析，现结合施工实际，就之所以会发生这些问题的原因进行探讨，详细如下：

（1）“临时”思想过于严重。尽管施工现场用电只是一种临时用电，工程施工完成后，现场所搭设的供电系统、设备、线路等会全部拆卸，但这并不代表着可以不重视施工现场用电管理工作。施工实践中之所以会出现用电接地故障或用电安全问题的主要原因就是管理人员“临时”思想过重，认为施工现场用电要以快捷为主，只要在施工中能用电就行，忽视用电安全，最终导致安全问题产生。

（2）不重视对用电设备的管理。施工中，参与项目建设的单位并不没有对用电设备进行严格管理，甚至没有配备专业的电气工程技术人员来对现场设备的用电情况进行检查与管理，仅仅只是配备了电工，在电气技术管理上并没有加强重视。

（3）施工用电管理有章不循，视规范而不顾。临时用电组织设计挂靠单位无实际经验电气工程技术人员编制，审核、批准不把关仅是履行程序，安全用电措施不落实，用电人员相关安全教育培训和技术交底不具体，电工素质水平低。

四、提高接地故障保护可靠性的安全技术管理措施

1、强化临时用电组织设计及验收两个环节管理

施工用电规范中3.1.4条“临时用电组织设计及变更时，必须履行“编制、审核、批准”程序，由电气工程技术人员组织编制，经相关部门审核及具有法人资格企业技术负责人批准后实施。

2、安全接地保护系统正确选用

（1）TN-C系统由于PEN线兼作PE线和N线作用，使这一系统的PEN线上通过三相不平衡电流I，在其上产生电压降IZPEN，使电气装置外露导电部分对地带电压，在某些场所这一对地电压可能引起电气事故，故是临电规范严禁采用。

（2）TN-S系统由于PE线和N线是分开两根线，PE线平时不通过电流，只在发生接故障时通过较大故障电流，可快速切断故障回路，因此规范选用其作为施工现场临时用电专用电源装置供电的接地保护系统。

3、接地故障保护

《低压配电设计规范》（GB50054-95）规定，接地故障保护设置应能防止人身间接电击以及电气火灾、线路损坏等事故。防人身间接电击保护，在TN系统中切断接地故障回路时间要求为：1）配电线路或仅供给固定电气设备用电末端线路，不宜大于5s；2）供电给手握式电气设备和移动式电气设备末端线路或插座回路，不应大于0.4s。接地故障保护措施是：

（1）当过电流保护能满足上述切断时间要求时，宜采用过电流保护兼作接地故障保护；

（2）当上述（1）保护不能满足要求时应采用漏电电流动作保护。而《施工现场临时用电安全技术规范》对电源中性点直接接地的供电系统规定了三项基本安全技术原则，即必须：1）采用三级配电系统；2）采用TN-S接零保护系统。

4、接地故障火灾防患措施

为防止接地故障引起电击和火灾事故，全部施工用电设备和线路都应按要求置于接地故障保护之下，由于施工现场环境特点容易造成接地故障，而接地故障则多表现为发生电弧、电火花，容易造成电气火灾。为防范接地故障火灾，必须在工地总配电箱进线处安装用于防火漏电保护器。

五、结束语

综上所述，施工现场是一个极其危险的场所，在实际施工时除了要做好施工工艺和施工质量管理之外，还要做好严格而全面的用电技术管理，切实保证现场施工的临时用电安全，保证施工人员以及施工设备、材料的安全，为建设单位创造更大的施工效益。

参考文献

[1]刘磊.小接地電流系统单相接地故障分析查找方法及选线装置的应用[J].科协论坛（下半月），2011（11）

[2]黄廷谢.浅谈如何提高电网运行的安全稳定性及管理[J].黑龙江科技信息，2010（33）

[3]罗晔昂.谈火电工程施工临时电源布置的技术性防护措施[J].科技信息，2011（02）

家庭用电常见的三种故障 第3篇

3漏电

当导线的绝缘能力下降时, 将有电流泄漏到周围导电物体, 既浪费电能, 又威胁人身安全。

漏电的原因是: (1) 线路使用时间太久或长期过载运行, 导线绝缘性能下降, 接触到周围导电物体形成漏电, 阴雨天气更易发生; (2) 电器内部绝缘损坏触及外壳形成漏电; (3) 穿墙导线没有穿套管, 绝缘磨损形成漏电; (4) 导线连接处的绝缘能力不符合技术要求, 接触周围物体而漏电; (5) 施工时导线绝缘受外力机械损伤, 或者被铁钉等金属物体击破, 绝缘损坏漏电等。

用电信息采集系统的应用及故障处理 第4篇

关键词：用户用电采集系统,常见故障,应用管理

1 用电信息采集系统的重要作用

电力企业需要充分的掌握购电信息、供电信息和销售信息三个环节才能更好的制定出适应用户的营销策略, 而这三个环节的实现, 则可以通过用户用电信息采集系统来完成, 通过用电信息采集系统有效的实现了这三个环节信息的采集、统计和分析, 并利用用电信息采集系统使之全面的履盖各关口、各变压器和低压用户, 从而实现整个电网内信息的共享, 实现各个环节的实时监控, 使电力企业可以针对不同用户的特点来制定具体的营销策略。电力企业对于用户用电信息的需求量较大, 同时对信息的及时性、完整性和准确性也有较高的需求, 所以在这种情况下, 建立用电信息采集系统更具有非常重要的意义。

2 关于采集终端功能和分类

用户所安装的电表, 要实现对其进行数据收集, 则需要具有终端设备, 而这个终端设备即是用电信息采集终端, 通过这个终端实现数据的收集、管理、传输和发布命令。同时用电信息采集终端又有不同的分类, 通常情况下会按照采集对象以及应用场所来进行分类的, 以变压器采集终端和集中抄表采集终端为主。

(1) 变压器采集终端主要完成对变压器用电信息的采集、检测和监控等功能, 同时对采集到的信息进行处理, 可以有效的保证供电的质量。

(2) 集中抄表终端中包括两种设备, 即集中器和采集器, 这两种设备有效的实现了低压用户用电信息的采集工作。其中的集中器可以有效的实现对电能表的数据进行收集和处理工作, 并实现与主站数据进行交换的功能, 而采集器可以对多个电表的用电信息及各居民用电及小动力电等用户的用电信息进行采集, 并与其进行数据交换。

(3) 而分布式电源的控制则要通过分布式电源监控终端来实现, 其不仅可以控制分布式电源, 同时对接入公用电网的分布式电源和用户侧分布式电源也可以进行相关的控制, 同时可以采集用户用电计量设备的信息, 并实现对电能质量的监测工作, 从而有效的保证供电的质量。

3 用电信息采集常见故障类型

3.1 电源故障

主要以输入和输出故障表现出来, 由于电压断相、失压及接线断了或是虚接所导致的输入故障的发生、而当保险丝继或是电源模块坏了的时候, 终湍电源没有输出或与标称值存在不相符的情况下, 即表现为输出故障的发生。

3.2 通信故障

(1) 230MHz终端:230 MHz终端常见故障现象有:电台工作正常, 终端收不到主站信号;终端接收到主站信号, 但不产生回码;终端产生回码, 但主站接收信号失败等。这些故障和230 MHz终端通信相关要素, 如电源、主板、调制解调器、电台、馈线、天线、避雷器放电管等出现故障有关。

(2) GPRS、CDMA终端:GPRS、CDMA终端通信由于涉及到移动GPRS、电信CDMA网络、Radius认证系统等, 当终端无法与主站通信时, 故障原因较复杂, 分为安装问题、移动侧问题、参数设置问题、设备问题等类型。

3.3 抄表故障

终端成功抄表应具备的主要条件:终端、电能表具备完好的RS485接口;终端软件具备适应该种电能表通信规约的抄读程序模块;主站准确设置电能表类型 (通信规约) 、电能表地址 (通信地址) 、端口号等参数。终端抄表出现的故障主要有终端没有抄表数据、抄表数据错误2种情况。

3.4 终端遥控输出故障

根据被控跳闸机构性能的不同, 终端遥控输出与被控对象跳闸机构之间接线方式有2种:

(1) 遥控跳闸开关为加压跳闸:遥控线一端的2根线接至双向终端相应跳闸轮次继电器的常开触点, 遥控线的另一端并接至遥控跳闸回路中。执行遥控操作时, 终端遥控输出端由常开转为闭合接通被控对象遥控跳闸机构的分励线圈回路。

(2) 遥控跳闸开关为失压跳闸:遥控线一端的2根线接至双向终端相应跳闸轮次继电器的常闭触点, 遥控线的另一端并接至遥控开关失压脱扣跳闸回路中。执行遥控操作时, 终端遥控输出端由常闭转为打开, 断开被控对象跳闸开关脱扣跳闸回路。

3.5 SIM卡故障

SIM卡故障一部分由于电话卡芯片物理损坏, 应对其予以更换。另一少部分则由于电话卡欠费、无线业务绑定错误或当地基站未开通GPRS业务引起, 可通过拨打电话卡对应手机号码确认是否停机, 或者利用开通GPRS/CDMA等无线上网业务的手机在终端安装现场登陆网络确定当地基站是否开通相关业务

4 用电信息采集系统的应用与管理

4.1 终端SIM卡的管理

SIM卡要排专人负责管理及发放, 对使用的SIM卡的手机号、卡号做好登记。发生SIM卡故障需要更换时, 应在系统中进行换卡操作, 并在记录台帐中及时更新。若SIM损坏或停用应进行记录并上报SIM卡管理部门。

4.2 自动抄表管理

采集系统通过与营销业务系统接口, 每月将设定抄表日电表数据导入营销业务系统, 实现自动抄表。在导入数据时, 以户号为关联字段, 完成采集终端档案以营销业务系统中资料为准同步更新, 保证用户的档案在两个系统中的一致性。

4.3 IC卡购电

将营销业务系统中用户预付电费余额换算成购电量和最近月结算的电表的止度写入IC卡。终端通过与电表的通讯后计算剩余电量, 剩余电量小于设定的电量时终端报警, 提示用户充值;剩余电量小于零时启动跳闸, 只有客户充值刷卡以后, 才能合闸用电。

4.4 需求侧管理

(1) 分析地区、行业、用户等历史负荷、电能量数据, 找出负荷变化规律, 为负荷预测和电网规划提供支持。

(2) 根据有序用电方案管理或安全生产要求对电力用户的用电负荷进行有序控制, 并可对重要用户采取保电措施, 可选取功率定值控制和时段控制两种方式。

4.5 增值服务管理

实现了信息的时实查询、发布等, 相关系统利用所提供的数据可以有效的实现向用户传递相关的信息的服务, 同时通过对数据的实时交换, 实现了网上售电业务, 可能通过银行的窗户缴纳电费等服务。

参考文献

用电故障 第5篇

随着电能计量技术的飞速发展, 电能计量柜中除了原有的计量小室外, 还增设了用电信息采集小室, 内装有用电信息采集终端。用电信息采集终端的出现是现代通信、信息交互、测量、单片机等先进科学技术在电能计量方面的集中应用。

用电信息采集终端按功能分类包含专变采集终端、集中抄表终端、分布式能源监控终端等类型;按通信方式分类包含230 MHz专网终端、无线公网 (GPRS/CDMA) 终端、电力线载波终端等通信方式的终端。终端由CPU模块、主控模块、液晶显示模块、备用模块、通信模块及锂电池和电源及接口模块等组成。

用电信息采集终端在调试、使用的过程中也存在着各种类型的故障, 本文主要介绍用电信息采集终端常见故障及其处理方法。

2 用电信息采集终端常见故障类型

2.1 电源故障

(1) 输入故障:电压断相、失压、接线断或虚接等导致。

(2) 输出故障:终端电源没有输出或与标称值不符, 如保险丝断或电源模块坏。

2.2 通信故障

2.2.1 230 MHz终端

230 MHz终端常见故障现象有:电台工作正常, 终端收不到主站信号;终端接收到主站信号, 但不产生回码;终端产生回码, 但主站接收信号失败等。这些故障和230 MHz终端通信相关要素, 如电源、主板、调制解调器、电台、馈线、天线、避雷器放电管等出现故障有关。

230 MHz终端出现通信问题的可能原因及处理方法如表1所示。

2.2.2 GPRS、CDMA终端

GPRS、CDMA终端通信由于涉及到移动GPRS、电信CDMA网络、Radius认证系统等, 当终端无法与主站通信时, 故障原因较复杂, 分为安装问题、移动侧问题、参数设置问题、设备问题等类型。GPRS、CDMA终端通信故障的可能原因及处理方法如表2所示。

2.3 抄表故障

终端成功抄表应具备的主要条件:终端、电能表具备完好的RS485接口;终端软件具备适应该种电能表通信规约的抄读程序模块;主站准确设置电能表类型 (通信规约) 、电能表地址 (通信地址) 、端口号等参数。终端抄表出现的故障主要有终端没有抄表数据、抄表数据错误2种情况。终端抄表出现故障的可能原因及处理方法如表3所示。

2.4 终端遥控输出故障

根据被控跳闸机构的性能的不同, 终端遥控输出与被控对象跳闸机构之间接线方式有2种:

(1) 遥控跳闸开关为加压跳闸:遥控线一端的2根线接至双向终端相应跳闸轮次继电器的常开触点, 遥控线的另一端并接至遥控跳闸回路中。执行遥控操作时, 终端遥控输出端由常开转为闭合接通被控对象遥控跳闸机构的分励线圈回路。

(2) 遥控跳闸开关为失压跳闸:遥控线一端的2根线接至双向终端相应跳闸轮次继电器的常闭触点, 遥控线的另一端并接至遥控开关失压脱扣跳闸回路中。执行遥控操作时, 终端遥控输出端由常闭转为打开, 断开被控对象跳闸开关脱扣跳闸回路。

为保证终端执行的各种控制输出正确有效, 必须根据被控对象跳闸机构的要求而采用相应的接线方式。

终端遥控输出故障 (主站发送遥控后, 用户机构无动作) 的可能原因及处理方法如表4所示。

3 结语

用电信息采集终端对监测用户用电量具有重要作用。通过对用电信息采集终端采集到的各项数据分析比对, 可以引导用户科学、合理、有序的用电。所以通过对终端故障分析和处理的介绍, 可以更好地改进终端产品设计, 也更有利于终端安装和维护工作的顺利开展。

参考文献

用电故障 第6篇

对于我国智能电表的各种规范主要有:对于电能的计量,这种智能电表在对多种时段多种费率模式的电能进行分别的统计,对于有功、无功的电能在使用的状况中进行计量,测算电能电压、电流、频率、功率等相关的信息,这些对于以后更好的使用电能够进行合理的规划。智能表作为智能电网建设的重要的基础设备,它主要的安装于电力用户侧的智能终端设备,这种设备的安装具有双向通信、采集数据、进行运城付费、窃电监测、停电检测以及对于远程维护和控制的作用,这种设备的连续通信的功能基本上用于电力系统的实时监控,在保证双向性的同时,能够实现对需求侧的实时管理控制,能够及时的保证用户的用电状况。这就需要在设计的过程中在了解功能规范的同时了解其安装的技术规范的要求。

1 对于用电信息采集终端

对于用电信息采集的安装主要的是针对用电信息采集系统中的工商业的用户以及城乡用户用电的信息采集的安装技术问题。对于电力信息综合管理终端采集主要的是为高效的建设电力用户用电信息采集系统提供保障,其中电力信息综合管理终端主要的是完成了电力基础数据的采集以及电力设备的监控设置,在通过很多种途径进行数据传播的时候能够完成数据的统计分析功能,对于电力信息系统的综合管理的终端的技术主要采用的是最先进的技术其中主要的有,各种无线的通信、电话、电力线载波等,这些都是在智能模块中设计的,其最终的目的就是为了实现数据的采集、远程的抄表、对于电能质量的分析、用电的监测、负荷的控制程度等功能进行分析的,这些终端的用电状况都是通过数据进行的,用电信息采集终端运行的最终目的就是为了实现电力自动化系统,这样才能够在终端运行的过程中避免出现故障。

2 对于用电信息综合管理采集终端运行的要求

在用电信息综合管理采集终端的运行过程中,根据功能的主要有以下的要求,其分别在数据采集上、负控的功能上、配变监测功能、电能质量监测、线损统计分析、低压集抄、或者是其他的方面。主要的内容是:在数据采集上主要分为状态量的采集,这个过程就是在终端实时采集的位置上对于发生变味时的信息进行记录,如果发生异常地的信号就应该及时的上报;在电能表数据的采集上,这时候终端主要的是通过接口的连接以及主动的配合一些智能的设备进行的在这时候主要的是按照预先设定好的终端抄表日期进行定时的采集信息或者是统计数量,在采集信息的时候主要的是针对有无功能示值以及所需要的最大能量,还需要相关的时间以及计算的各项参数、设备的状态、对于电压的合格率的统计情况等相关的信息都要在终端运行的过程中进行上报的数据,并且能够及时的向主站进行发送;对于交流模拟量的采集,在用电信息采集终端的运行过程中,终端的设备也有可能采用交流模拟的功能,这种数据采集主要的是对于一些功率、电压、电流的计算,其中有一个标准,就是在数据达到15min的时候要进行储存;这样才能够及时的将数据进行采集到比较合理的分析;相对于交流模拟量的采集而言,就会产生直流模拟量的采集,在这主公用电采集的终端过程中主要的是实时的采集直流模拟量的对于测量的配变油温度或者是压力的非电气量的采集;数据采集还有就是对于零序电流的采集,这主要的是利用三相电流的计算最终才能够得出零序电流的数据。这些都是为数据采集信息提供的数据统计,这就能够在用电综合管理信息采集的终端运行中提供比较可靠的数据参数。

(1)负荷功能的要求:对于负荷功能的选用,主要的是可以设置用户的功率定值或者是对于时间的设定,在涌现信息采集终端的过程中由于用电的超负荷则终端就会自动的进行系统的判断,这样以便于及时的发出警报,有可能出现的是发生报警或者是跳闸的可能。这种功能主要的是对于电量的控制,以便于及时的进行制定控制方案。

(2)配变的监测功能:在用电信息中配变监测就是在用电的使用过程中能够记录三相不平衡、超过电压、欠压、失压或者是断相的现象,在统计电压的时候能够对于时间和电压进行合格率的控制,这样才能够及时的发现配变计量表所产生的故障问题。

(3)对于电能质量的监测,其中主要的是对于电压检测、功率以及谐波数据的统计。在电压的检测中,终端的功能具有电压偏差监测以及电压合格率统计的功能。在谐波的数据统计中,主要的是按照设置的电压以及电流谐波的限制值对于监测点进行分析,主要的是测量谐波的次数,然后得出具体的数据。这些都是为数据采集提供可靠的数据分析。

(4)对于线损统计分析方面的功能:这主要的是在进行选择的时候进行区域性的安装试挂终端,主要的是采集用户表的计数据,这些就是在主油站的系统中来实现分线路、电压、区域或者是台区的线性损害的统计功能。

(5)低压的集抄功能:用电信息采集终端运行的过程中,终端主要的是具备集中器的功能,主要的是通过RS485、或者是载波以及小无线来进行抄读电表数据,将这些数据统计出来并且进行储存,之后在通信的方式中将这些数据传输到主站里,然后在由主站分别对现场的数据进行监控或者是召测,最终主要的是实现对于控制远程居民的用电电表的数据采集、分析,来实现解决终端故障的问题。

3 采集终端故障分析及处理

对于用电信息采集终端的运行中一般现场的故障,其中常见的故障有230MHz终端、抄表故障、遥控输出故障等,对于这三种故障的分析及处理主要如表1、表2、表3所示:

4 对于用电信息采集终端运行效益分析

对于效益的分析主要的是针对在用电信息采集终端的运行中出现的故障以及维护的方案进行有针对性的分析,在运行的过程中主要的是实现对于主网或者是配网的全网过程实行监控,这种监控主要的是实现电网安全运行能力和供电的质量;采集终端能够基本上实现对于重点或者是高危的用电用户设备进行实时的监测,这样能够在有效的时间内及时的处理供电的隐患,这样有时候还能够及时的避免一些重大的安全隐患,对于系统的安全使用来保障整个电网的供电情况,以便于各个部门各个行业能够进行稳定的用电。在终端的过程中不仅仅带动的是电力行业的发展,而且能够在相关的通信设备中不断的更新设备,这种终端的技术能够在采集信息的过程中不断的推进相关技术的创新,而且在用电信息采集终端的运行中逐步的实现一种全自动化的操作,这样能够不断的改进现代的用电的管理科技,在一定的程度上也可以降低成本,全面的推动用电稽查。逐步的实现我国管理现代化的步伐。

5 总结

根据我国电网公司“十一五”电网的发展过程中提出的一体化的信息平台,用这种信息化来带动相关产业的专业化的发展,就这样来推动管理现代化的目标,在用电信息采集终端的运行中尽可能的减少运行中出现的故障,以及对于这些故障能够进行及时的维护措施,在用电信息采集终端运行的过程当中,应该不断的加快建设的步伐,逐步的实现配电变压远程监控系统以及配电网规划数据采集不断的加强电力设备在运行过程中出现的质量管理,对于现代化的建设不断的加快速度,为整个电网实现一定的信息平台。

参考文献

[1]杨光勇,卢志刚.用电信息采集系统终端技术的研究[J].城市建设理论研究,2012(12).

[2]龚敏,梁飞.电力信息综合管理终端技术探讨[J].电力需求侧管理,2010(19).

用电故障 第7篇

1故障检修必须“稳”

1.1强化电力安全意识

要想做好医院电力维修, 维修电工就必须从思想上认识到电力安全的重要性, 从而在今后的工作中确保检修任务的顺利完成。

1.2内强基本功, 外强素养

对于医院的检修人员而言, 必须具备过硬的专业基础知识和理论。只有在具备扎实的基本功后, 才能在医院的电力维修工作中稳操胜券。在检修时, 维修电工应积极地与经验丰富的电工交流, 从而提高自身的检修水平;在大型基础设备的检修过程中, 必须了解不同电力线路设备的运行状态, 并借助设备调试的方式, 有效分析存在故障的设备;当检修人员在遇到问题时, 尽量不要急躁和慌张, 应调整自己的心态, 仔细推敲和分析故障原因, 并借助自己的经验排除故障。

2故障检修必须“准”

所谓的“准”, 是必须准确分析电力故障, 可从以下2方面提高电力维修的准确性。

2.1整体分析故障

应提高故障整体判断的准确性。检修技术员在执行故障检测时, 应时刻集中注意力, 通过用眼观察、用手接触和用耳朵听的方式判断设备运转是否正常。此外, 还可以通过辨别气味, 详细分析设备故障, 因为设备故障前、后会散发出不同的气味, 比如, 设备电路短路时会散发出塑料烧焦的气味。由此可见, 维修电工应具备敏锐的嗅觉, 从而准确确定故障部位。

2.2提升对故障的分析能力

在故障分析中, 技术人员应对设备有整体把握, 且具备专业分析故障的能力。因此, 维修电工应考虑以下2点:1准确判断。从理论上讲, 应充分了解电气线路的运行顺序、工作原理、控制环节等方面, 根据故障疑点缩小故障检测范围, 进一步找出故障的根本原因。故障检测理论分析运用的是逻辑分析法, 该方法非常适合线路复杂的医院用电系统。此外, 维修电工应将准确分析故障源、准确判断故障位置当作主要工作。2在用电系统的检修中, 维修电工必须冷静地分析和判断故障, 并采用相对稳定的解决办法处理故障。比如, 可借助专业的测量工具和手段, 检查电路、设备等的运行状况, 从而在第一时间查找到故障发生的部位。电力检修中常用的专业工具有验电笔、万能表等, 医院的维修电工必须熟练掌握这些工具的使用方法, 并在实践中不断总结使用经验。

3故障检修必须“狠”

所谓的“狠”, 是指维修电工必须采取有效的解决措施处理故障。对于医院而言, 一旦出现停电事故, 则可能造成巨大的经济损失。因此, 维修电工应有效缩短检修时间, 尽可能地减少损失。这就要求维修电工具备过硬的心理素质和较高的维修技巧, 从而保证电力检修的效率。只有在电力维修中做到“狠”, 才能彻底排查故障, 并防止此类电力故障再次发生。此外, 在日常的训练中, 可通过培训提升维修电工的检修水平, 并通过组装、拆卸等方式减少损失。

4结束语

综上所述, 医院的电力系统是保障医院运行的基础, 维修电工在检修工作中应做到“稳、准、狠”, 从技术、管理等层面充分提升检修效率, 并不断地提高自身的专业水平。只有这样, 才能提高医院用电系统的检修水平和医院的服务水平。

摘要：医院用电系统的故障检修作为医院运行的基础, 已成为当前医院管理的重点。基于医院的维修要求, 提出了故障维修中的要点, 以期为维修电工提供参考和借鉴。

关键词：用电系统,故障分析,电力故障维修,逻辑分析法

参考文献

[1]刘玉东.对加强电工维修中故障排除的意义分析[J].科技创新与应用, 2014 (12) .

[2]陈永东.浅析电工维修技能中故障排除及有效措施[J].山东工业技术, 2015 (10) .

用电故障 第8篇

虽然现代电力系统的理论和技术一直在不断发展, 但电力系统故障仍然无法避免。准确而迅速地判断故障元件和故障类型, 辅助调度人员快速处理故障, 可有效缩短事故处理时间, 并防止事故扩大。经过几十年的努力, 国内外已经提出了多种电力系统故障诊断方法, 主要包括基于专家系统[1]、解析模型[2]、Petri网模型[3]等方法。

基于Petri网的电力系统故障诊断方法因其逻辑严密、物理意义清晰、推理过程简单等特点, 在近年来得到了比较广泛的关注, 也取得了一些成果。传统的Petri网由库所、变迁、有向弧组成, 用于描述电力元件、继电保护、断路器等之间的逻辑关系。Petri网模型既可以用直观的图形表示, 也可以采用数学方法分析其性质, 可有效描述和推理故障发生过程。模糊Petri网模型对传统Petri网模型进行了发展, 以处理不确定性因素。文献[4]给出了电力系统拓扑结构发生变化时Petri网模型的快速修正方法, 提出了保护装置动作信息不完备情况下的纠错算法。文献[5]通过采用对不同情景进行聚类推理, 降低Petri网模型的矩阵规模, 加快诊断速度。文献[6]在Petri网的推理运算过程中采用模糊加权算法, 利用时序信息过滤错误警报。

就笔者所知, 现有的基于Petri网模型的电力系统故障诊断方法尚未能系统地计及时序信息, 对时序信息的利用仅限于信息初步筛选阶段。另一方面, Petri网中库所的初始置信度一般凭经验赋值[7]。实际上, 保护装置运行情况的统计数据尚比较缺乏, 而且统计数据中一般也不考虑信道堵塞等情况, 这样就很难基于统计数据获得比较准确的库所初始置信度。这是现有的基于Petri网模型的电力系统故障诊断方法所存在的两个主要问题。

近年来, 相量测量单元 (PMU) 和广域测量系统 (WAMS) 逐步得到应用。和传统远方终端单元 (RTU) 测量不同的是, 各个PMU的测量值利用全球定位系统 (GPS) 或北斗系统的授时功能, 给以相量形式测量到的各节点或支路的状态打上时标, 可以直观了解电力系统中各个状态量及其之间的关系。以PMU为基础的WAMS为电力系统安全监视和控制创造了良好条件。文献[8]提出了基于WAMS的电力系统故障诊断方法, 构造了识别故障位置的判据, 分析了保护和断路器的误动/拒动情况。文献[9]发展了利用电气量信息的电力系统故障诊断模型。文献[10]利用PMU量测到的实时信息, 采用模式分类技术和模式识别理论中的线性判别原理来搜索电气量的明显变化情况, 在此基础上形成了一种快速故障诊断方法。

由于信息系统建设协调性不好、管理不到位等原因, 数据丢失、数据上传速度慢、GPS对时不准以及误遥信等现象屡见不鲜, 导致依托于WAMS或数据采集与监控 (SCADA) 系统的在线故障诊断方法存在较多的误判和漏判, 难以满足调度中心对故障诊断结果正确率的要求[11]。若能充分利用从综合数据平台获得的各类数据信息的冗余性及相互之间的逻辑关系, 则可以对收到的信息的正确性进行校验, 并估计缺失的必要信息。电力系统故障时状态量和电气量均会发生变化, 状态量的变化信息主要由SCADA系统采集, 而电气量的变化信息则由动态数据系统, 如WAMS、暂态录波装置等采集得到。状态量和电气量来源于不同的测量装置, 综合利用这两类信息, 可以在相当程度上解决在线故障诊断系统鲁棒性不强、诊断结果准确率不高的问题。此外, 文献[12]采用改进的D-S理论对开关量、电气量分析结果进行决策级别的信息融合, 以提高故障诊断的准确性, 但D-S理论在证据冲突或缺失时可能导致错误结果。文献[13]提出了一种基于电气量判据、保护判据和断路器判据并计及它们时序属性的多源信息延时约束加权Petri网故障诊断模型, 利用了时序信息进行数据筛选, 但未能充分利用时标偏差与信息准确程度之间的关联性;电气量判据的引入降低了开关量的权重, 在电气量信息不完善时易造成误判。

在上述背景下, 通过综合利用WAMS和SCADA系统采集的信息, 同时充分考虑信息的时序特性, 本文建立了一种考虑时序信息的多源Petri网故障诊断模型。当电力系统一次设备发生故障时, WAMS和SCADA系统可对同一事件加以确认, 从而提高信息的可信度;通过利用多个量测信息之间的冗余度, 可以验证信息的正确性和估计缺失的必要信息。这样, 就可以提高故障诊断结果的准确率。此外, 所发展的故障诊断模型能够处理复杂故障以及有保护和断路器误动/拒动、警报信息不完整或畸变的情况。

1 时序模糊Petri网故障诊断模型

1.1 总体框架

基于加权模糊时序Petri网 (weighted temporal fuzzy Petri net, WTFPN) 的电力系统故障诊断方法的求解过程包括4个层次[13], 如图1所示。

在第1层中, 利用电气量信息和SCADA信息, 搜索停电元件, 构建可疑元件集合, 缩小故障诊断范围;在第2层中, 对每个可疑元件建立加权模糊时序Petri网故障诊断模型;在第3层中, 根据警报信号和电气量的时序信息, 进行多源信息融合, 计算初始置信度矩阵, 并对Petri网模型进行求解, 获得故障元件概率;在第4层中, 根据故障诊断结果, 对保护和断路器的动作行为进行评价。

1.2 数学描述

Petri网是离散时间动态系统建模和分析的强有力工具, 其以描述系统中各元件的关系为基础, 用网络来表示系统中同时发生、次序发生的各种活动, 可以用加权有向网络来描述。对于电力系统而言, 元件、保护和断路器之间的联系可以用图形直观地表示出来, 采用矩阵分析方法描述故障过程的网络动态变化, 逻辑严密、物理过程清晰、计算过程简单高效。

考虑故障诊断中的不确定因素, 根据模糊Petri网的定义, 结合时序推理, 定义加权模糊时序Petri网为一个9元组:

式中:P=[p1, p2, …, pn]为n维库所向量, n为库所数;R=[r1, r2, …, rm]为m维变迁向量, 用于表征推理规则, m为变迁数;I= (δij) 为n×m阶的输入矩阵, 反映库所P到变迁R的映射, 当pi是rj的输入 (即存在pi到rj的有向弧) 时δij=1, 否则δij=0;O= (γij) 为m×n阶的输出矩阵, 反映变迁R到库所P的映射, 当pj是ri的输出 (存在ri到pj的有向弧) 时γij=1, 否则γij=0;W=diag (w1, w2, …, wn) 为输入弧的权值矩阵, 反映前提条件对规则的影响程度, 其取值与库所表征的事件类型相关;M=[α (p1) , α (p2) , …, α (pn) ]为库所置信度向量, α (pi) 表示库所pi的置信度;T0=diag (t01, t02, …, t0n) 为输入弧的延时约束矩阵, t0i表示库所pi到变迁rj的时间距离, 根据保护设备的整定时间、断路器的动作延时等获得;ΔT0=diag (Δt01, Δt02, …, Δt0n) 为输入弧延时约束不确定度矩阵, Δti表示时间距离ti的不确定度;TR=[tR1, tR2, …, tRn]为n维向量, tRi表示电力系统中实际录得的库所发生时间。

电力系统中元件的加权模糊时序Petri网模型分为母线、变压器、线路3类[14]。电力系统结构发生变化后, 需要重新构建Petri网模型。为适应网络拓扑结构变化, 可利用拓扑信息先建立母线主保护、后备保护, 以及线路主保护、近后备保护、远后备保护的子模型, 之后再进行融合形成综合诊断模型[6]。例如:对线路而言, 可以首先分别对两侧的保护和断路器进行建模, 然后构建线路的综合诊断模型。以图2的线路L1为例, 其加权模糊时序Petri网模型如图3所示, 图中CB表示断路器。

在图3中, ri (i=1, 2, …, 7) 为变迁, pi (i=1, 2, 3, 4) 为临时库所。

1.3 时序推理

文献[15]提出了基于时序约束的电力系统警报处理模型, 其包括时间点约束和时间距离约束。该时序约束采用时间窗的概念, 仅能对警报信息进行时序的简单筛选, 初步甄别信息是否为有效信息, 未能充分利用时序约束中蕴含的信息, 也无法给出警报信息的置信度。本文对时序推理的时间点与时间距离重新定义如下。

1.3.1 时间点与时间距离

定义确定时间点变量t, 表示事件发生的时间。由于故障类型、信道堵塞、GPS时间欠准等原因, 使用t和不确定度Δt共同描述事件发生时间不确定的情况, 即事件发生的时间区间T (t) 为[t-Δt, t+Δt]。

定义时间距离为两个时间点之间的时间长度, 用dij表示ti和tj之间的确切时间距离, 即dij=tj-ti。同样, 用Δd表示时间长度的不确定度, 即ti和tj之间的时间距离D (ti, tj) 为[dij-Δdij, dij+Δdij]。

时间点可看成是特殊的时间距离, T (t) 的值等于t=0时刻至事件发生时间的时间距离D (0, t) 。时间距离既可以表示两个时间之间的时间约束, 也可以描述事件期望状态和实际状态的差异度。

1.3.2 时序推理过程

不确定度Δt和Δd表征了时间点和时间距离的分散性。若有q个时间距离D1, D2, …, Dq, 其中Di=[di-Δdi, di+Δdi], 则它们的时间距离之和为:

d的不确定度为:

式中:ρij为不确定度Δdi和Δdj之间的相关系数。

一般情况下, ρij=0, 此时式 (3) 变成:

假设ti和tj (ti≤tj) 分别为事件i和j相继发生的时间, dij为事件发生时刻的时间距离。当q=2时, 可把T (t) 的值视为t=0时刻至事件发生时刻的时间距离D (0, t) , 即Δt=Δd, 则

关于时间点和时间距离约束的运算定义如下。

前向时序推理, 即已知ti和dij, 找出事件i的后继事件或制衡事件j, 以及事件j的时间区间约束。根据式 (2) 和式 (4) , 事件j的时间约束为:

反向时序推理用于找出事件的前驱时间, 以及前驱事件的时间区间约束。同理, 事件i的时间点约束T (ti) 为:

时序特征是电力系统警报信息及状态量的重要属性, 反映了保护装置的选择性和时间特性。电力系统发生故障时, 会引起电压降低、电流增加等电气量变化。故障元件上的保护装置根据所设定的整定值与时限特性, 对相应的断路器发出变位跳闸指令, 切断故障元件, 隔离故障。

本文充分挖掘电气量信息及保护和断路器的时序特征, 采用高斯函数, 结合时序推理, 获得警报信息的置信度。

1.4 运行求解

假设A, B, C均为h×n阶矩阵, 而D为h×q阶矩阵, E为q×n阶矩阵, F, G, H为h×1阶矩阵, 定义如下矩阵运算: (1) 若, 则cij=max (aij, bij) ; (2) 若, 则; (3) 若, 则; (4) 若F=G+H, 则fi=gi+hi, 多个+可简写为∑; (5) 若, 则矩阵中相同位置的元素做开方或平方运算, 即

电力系统中不同警报信息在时序和事件逻辑上均为单向因果关系, 因此现有的加权模糊Petri网故障诊断模型均采用树状结构[3,4,5,6,13]。可以采用加权模糊Petri网推理获得一个稳定的网络状态, 即库所置信度矩阵M的值不再随迭代进行而变化的状态。根据1.2节中的时序推理规则, 库所pi的时间约束可表示为[ti-Δti, ti+Δti], 多次迭代后时序约束也趋于稳定, 不再变化。这样, 库所pi的时间约束可用时间点矩阵T=[t1, t2, …, tn]和不确定度矩阵ΔT=[Δt1, Δt2, …, Δtn]来描述:

假设第k次迭代得到置信度矩阵M (k) , 则第k+1次置信度矩阵M (k+1) 为:

若M (k+1) =M (k) , 则Petri网的置信度矩阵是稳定的, 求解结束, 此时即为可疑元件故障概率。

2 加权模糊Petri网在电力系统故障诊断中的应用

当电力系统发生局部故障时, 保护装置将动作, 跳开相关断路器;可利用GPS高精度的授时功能形成统一时标基准的事件顺序记录 (sequence of event, SOE) 信息, 上传至服务器。

PMU可以直接测量母线电压和支路电流向量, 并可计算获得测量点的功率、相位、功角等信息。利用GPS高精度的授时功能统一给定时标, 保证全网数据的同步性, 从而准确表征同一时刻下系统的实际情况。

本文综合利用WAMS和SCADA系统采集的信息。在采用模糊Petri网模型求解前, 把SOE信息、电气量特征的时序信息通过时序推理运算、高斯函数转换成事件的初始置信度, 这样可以明显提高一次设备发生故障时所采用的目标或事件信息的可靠性, 进而提高故障诊断结果的准确率。

2.1 基于状态量的加权模糊Petri网故障诊断

现有故障诊断方法利用时序推理获得时间窗口, 以删除不合理的警报信息, 并基于经验给定初始置信度矩阵, 利用式 (9) 迭代求解库所置信度矩阵以获取其稳定值, 从而获得元件故障概率。为提高Petri网的容错能力, 对未发生的事件也需要采用较高的置信度, 这样就自然影响故障诊断结果的准确性。为衡量警报信息的可信度, 这里引入统计理论中的置信区间概念, 对初始置信度的赋值按下述方法进行改进。

若期望事件发生的时间区间为T (t) =[t-Δt, t+Δt], 实际录得事件发生时间为ti。采用下述高斯函数进行处理:

式中:A为系统的可靠性系数;α (ti) 为该实际录得事件的初始置信度。

该函数符合故障检测的推理规则, 当ti∈[t-Δt, t+Δt]时, 说明事件在期望发生的时间区间内发生, 得到较高的输出概率α (ti) , 该信息置信度较高;当ti∉[t-Δt, t+Δt]时, 置信度α (ti) 较低。ti与T (t) 的时间距离越大, 该事件的置信度α (ti) 就越低。若未录得相应事件的遥测信息或观测到相应的电气量特征, 则可认为事件发生在ti趋向于无穷大时刻, α (ti) 趋近于0。

2.2 基于电气量的加权模糊Petri网故障诊断

与状态量不同, 电气量信息无法直接应用于Petri网模型。本文提取相关库所对应事件的特征信息, 构造电气量判据, 利用加权模糊Petri网模型进行故障诊断。

2.2.1 设备故障的电气量特征

当母线M正常运行时, 连接在母线上的元件所流入母线的电流之和为0;当母线发生故障时, 其值为故障点的短路电流。规定电流正方向为从母线流向线路, 令, N为与母线相连的线路、变压器出口总数, Ii·为母线流向线路i的电流。则有[9]

式中:为事先设定的接近于0的电流阈值, 可取母线纵联保护启动元件的电流阈值。

对于输电线路, 给定为从母线流向线路的电流, 令, 则有式 (12) 成立, 此时可取该线路纵联保护启动元件的电流阈值。

对于长距离高压输电线, 因线路分布电容电流大和短路电流中非周期分量等原因, 在外部短路时, 可能引起不平衡电流较大, 导致, 进而错误识别线路故障。为此, 引入制动分量, 对可能发生的不平衡电流进行修正:

式中:K1为制动系数, 0<K1<1。在线路内部故障时, , 制动分量为最小值, 式 (13) 与等价;在线路外部故障时, 为外部短路电流的2倍。制动分量可以有效降低不平衡电流对所表示的判据的影响, 有助于对线路故障进行准确识别。

2.2.2 断路器动作的电气量特征

电力系统发生故障后, 相关的断路器是否动作可通过相连电气设备的电气量判定。

线路故障导致断路器跳开时, 断路器的变位操作能够使从线路量测到的电流值降至接近于0。母线故障时, 线路出口的电流值将视母线电气接线情况恢复正常负荷时的电流值或降至接近于0, 远小于故障时的电流。

断路器失灵保护是指当故障线路的继电保护动作发出跳闸脉冲后, 断路器拒绝动作时, 以较短时限切除同一变电站或发电厂内其他相关断路器, 将故障部分隔离, 缩小停电范围的一种近后备保护。断路器失灵保护的电气量特征为:线路出口处的电流未在整定时间内恢复正常值或降至0。

2.2.3 保护设备的动作判据

线路与母线主保护的动作逻辑为:当所保护的元件故障, 且检测到设备的电气量信息与设备故障的电气量特征吻合, 则主保护应该动作。考虑到可能发生扰动的情况, 若从某一帧 (不妨记为第i帧, 第i帧的时间点记录为ti) 起连续3帧观测到, 考虑到PMU量测的数据是根据之前一个周期的采样数据计算而得, 记母线故障的时间为ti-1。母线故障后, 经过整定时间ΔTmr, 主保护应该动作。建立0-1判据如下:

用∪, ∩和-分别表示逻辑“或”运算、逻辑“与”运算和逻辑“非”运算, 则主保护的动作识别判据可表示为:

线路或母线近后备保护的动作逻辑为:所对应的主保护期望动作, 但在主保护动作时间内未跳开相应的断路器, 故障特征持续未消除时, 近后备保护应该动作。若连续nc帧观测到, 则近后备保护动作。这样, 近后备保护动作的识别判据为:

可根据近后备保护整定时间确定nc, nc≈TprfPMU, 其中Tpr为近后备保护的整定时间, fPMU为WAMS数据上报频率。

线路或母线远后备保护的动作逻辑为:所对应的主保护及近后备保护期望动作, 但在主保护及近后备保护动作时间内相应的断路器未跳开, 故障特征持续未消除, 此时远后备保护应该动作。如果连续ny帧观测到, 则可判断远后备保护动作。这样, 远后备保护的动作识别判据可表示为:

可根据近后备保护的整定时间确定ny, ny≈TsrfPMU, 其中Tsr为远后备保护的整定时间。

2.2.4 断路器及断路器失灵保护动作判据

断路器收到跳闸指令并有效动作后, 相连设备的电气量将发生显著变化, 线路出口的电流量测值降至接近于0或恢复正常的电流值, 远小于故障时的电流量测值。采用电流作为判据, 假设断路器任意一端录得的电流量测值分别为, 可建立如下0-1判据, 其中可取该断路器失灵保护启动元件的电流阈值。

当任意一相发生变位操作时, 即可判定断路器动作。记si为ti时刻断路器状态, 可用于判断断路器是否存在分闸操作, 相应的判据为:

对于有扰动的情况, 当从某一帧 (不妨记为第i帧) 起连续3帧观测得si=1, 且该帧之前3帧si=0, 记录断路器分闸操作时刻为ti。则断路器的动作判据为:

sb=1即表示断路器由闭合状态切至分闸状态。

对于220~500kV架空线路, 由于线间距离大, 大量运行经验表明绝大多数故障都是单相接地短路。在这种情况下, 为了提高供电可靠性, 一般采用跳开单相断路器, 单相重合闸不成功时再跳开三相的方式。如果线路发生的是单相瞬时性故障, 则单相重合闸成功, 三相恢复正常运行。断路器失灵保护的电气量特征为:线路出口处的电流未在整定时间内恢复正常值或降至0。考虑到单相重合闸的情况, 应同时考虑可能发生三相跳闸时断路器失灵和单相跳闸时断路器失灵的情况。用fi表示ti时刻断路器状态, 以判断其是否拒动, 相应判据为:

当三相断路器均断开或者单相断路器跳闸成功时, fi=0;否则, 断路器为拒动情况, fi=1。考虑到三相分闸时间可能存在一定偏差等因素, 若记录到断路器动作sb=1, 且连续nr帧fi=1, 则可判定断路器拒动, 并触发断路器拒动保护动作。拒动保护的动作判据可表示为:

可根据断路器失灵保护的整定时间确定nr, nr≈TbrfPMU, 其中Tbr为断路器失灵保护的整定时间, 一般为继电保护整定时间加两倍断路器熄弧时间。

2.2.5 电气量判据置信度

PMU数据能够实时上传至服务器, 这样就可以通过实时电流电压信息监控到系统发生的稳态数据变化。与RTU的事件发送机制不同, PMU传送的数据量更大且连续。而且, 若信道发生堵塞或PMU故障, 系统能够立刻发现并做出响应。这是传统遥测信息无法做到的。

PMU数据采集及上传速率为100帧/s, 这样利用电气量数据形成判据时, 时间点的精度比SOE信息低, 因此在利用式 (10) 计算置信度时, 库所初始置信度就不如遥测信息高。

这样, 在实际应用时, WAMS的可靠性系数APMU可取比SCADA系统的可靠性系数ASOE更高的值, 以充分利用电气量信息。

2.3 多源信息融合的加权模糊Petri网故障诊断

从时间角度来讲, SOE信息和PMU信息在秒级时间内即可上送, 都能够满足在线故障诊断要求。现有的多种故障诊断算法对数据可靠性要求高, 在实际电力系统中的应用效果不太理想, 因为实际故障时的数据与理想情况下有差别, 主要体现在数据不可靠。故障时可能存在数据丢失、上传速度慢以及正常运行时存在误遥信等情况[11]。前已述及, 同时利用WAMS和SCADA系统上传的数据, 可以有效提高数据冗余度;两套系统的数据互为补充, 对收到的信息的正确性进行校验, 可以提高对坏数据的正确辨识率, 降低数据不完整或有错误时可能引起的故障诊断错误的概率。

通过综合考虑WAMS和SCADA系统的数据, 可确定库所pi的初始置信度为:

当WAMS发生故障或部分变电站未布置PMU导致电气量信息缺乏时, αPMU (ti) =0, α (pi) =αSOE (ti) , 库所置信度即为SCADA系统收集信息的置信度αSOE (ti) 。当电气量信息缺失时, 本文所构造的故障诊断模型不需要修改就自动退化为利用时序信息和开关量信息的Petri网故障诊断模型。当SCADA系统发生故障时, αSOE (ti) =0, α (pi) =αPMU (ti) , 库所置信度即为WAMS系统收集信息的置信度αPMU (ti) 。当这两个系统均正常运行时, 库所置信度比两个系统单独工作时更高。

在利用电气量和时序信息的改进Petri网故障诊断模型中, 确定元件故障置信度的主要步骤如下。

1) 采用式 (10) 求取开关量和电气量判据的初始置信度。

2) 采用式 (23) 求取库所初始置信度α (pi) 。

3) 初始置信度矩阵为M (0) =[α (p1) , α (p2) , …, α (pn) ], 利用式 (9) 即可求解Petri网模型, 从而求得可疑元件的故障置信度。

3 算例分析

对南方电网和江苏电力系统发生过的实际故障案例进行测试, 以验证本文所提出的模型与方法的可行性和有效性。故障发生时的变电站的电气接线、调度中心接收到的警报信息、录得的电气量信息见附录。附录中同时给出了算例的诊断过程。

在南方电网的故障案例 (附录A) 中, 可疑故障元件包括变电1和变电2间的线路、变电2的母线。仅利用SOE信息的情况下, 由于故障发生时刻变电1侧SOE信息缺失严重, 断路器信息均未上传, 线路故障置信度仅为0.57。在仅利用电气量信息时, 线路故障置信度为0.90。综合考虑SOE及电气量信息, 线路故障置信度为0.96。由此可见, 多源信息对误报及漏报信息能够进行有效校验和校正, 提高故障诊断的准确度。母线的故障置信度为0.42, 和文献[13]相比 (其中获得的母线故障置信度为0.46) , 母线故障置信度降低, 表明本文方法同时能够有效降低非故障元件的故障置信度, 诊断结果更加准确。

在江苏电力系统的故障案例 (附录B) 中, 由于雾霾天气, B变电的一次设备绝缘水平下降, 造成多次污闪, 故障点依次为K1至K7。该事故涉及的故障元件较多, 故障发生时刻也比较密集。采用本文发展的故障诊断模型和文献[6]中的方法分别进行诊断, 获得的故障点K1至K7和BCⅢ线的故障置信度的结果如表1所示。

从表1中列出的诊断结果可以看出, 本文模型综合利用电气量和开关量信息进行故障诊断, 准确率高、容错性好。在WAMS发生故障或变电站未布置PMU导致电气量信息缺乏时, 由于本文模型利用了开关量信息及其时序特性, 仍能得到正确的故障诊断结果。利用时标偏差与信息准确程度之间的关联性对库所赋予初始置信度, 如此求得的故障元件的故障置信度更符合实际情况, 非故障元件的故障置信度则相当低, 这样故障诊断的准确性就高。

4 结语

本文在传统模糊Petri网故障诊断模型的基础上, 综合利用了设备遥信动作的SOE信息、基于WAMS的电气量信息, 以及这些信息所包含的时序特性, 提高了信息冗余度, 在此基础上发展了一种考虑时序信息的多源Petri网故障诊断模型。通过对实际系统发生的故障案例的诊断表明, 所提出的方法能够有效处理保护/断路器误动/拒动, 以及警报信息错误与不完备情况, 具有较高的容错性。与现有的基于Petri网的电力系统故障诊断模型相比, 本文所提出的方法充分考虑了警报信息的时标偏差与信息准确程度之间的关联性, 更准确地描述了故障元件的故障置信度, 提高了故障诊断结果的准确率和可靠性, 且在单一信息源情况下也具有更高的容错性。诊断过程均采用矩阵运算, 物理意义清晰, 计算速度高, 可用于大规模复杂电力系统的在线故障诊断。

附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。

摘要：现有的电力系统故障诊断模型在利用多渠道、多方位的测控信息方面, 大多采用决策级别的信息融合, 在信息冲突或不完整时有可能导致误判;对时序信息的利用一般局限于对信息的初步筛选, 未能充分利用时标偏差与信息准确程度之间的关联性。在此背景下, 以现有模糊Petri网故障诊断模型为基础, 对多源信息进行融合分析, 充分利用设备遥信动作事件的顺序记录 (SOE) 、由广域测量系统得到的电气量信息以及这些信息所包含的时序特性, 建立了一种考虑时序信息的多源Petri网故障诊断模型。所发展的故障诊断模型通过利用时序信息对保护设备动作事件进行置信度评价, 利用多源信息的冗余度对所缺警报信息进行补充并校验所收到的警报信息的正确性, 可以有效提高故障诊断的准确度和可靠性。最后, 采用南方电网和江苏电力系统发生过的实际故障案例对所建立的故障诊断模型进行了验证。