自动架空范文（精选10篇）
自动架空 第1篇
大强度的降雪天气引起的输电线覆冰,给世界各地许多架空线路造成了严重的影响[1]。我国近几年来各地也经常发生大面积的降雪天气,影响了整个输电线路的运行,为了减少输电线路覆冰事故的发生,应加强输电线覆冰自动在线监测和预警的研究工作[2]。目前,检测线路覆冰的方法主要有人工巡视检测、视频监测等,但高压和超高压输电线路一般分布在地形复杂、环境恶劣的地理区域,人工巡检非常困难[3],不仅劳动强度大而且花费时间久,检测结果也不准确。因此,我们在检测导线覆冰时采用光纤光栅传感技术,既减轻了个人的劳动强度、降低事故的发生概率,又能及时地了解线路的覆冰情况。
1 输电线覆冰在线监测方法的比较
1.1 图像法
利用工业摄像机采集视频图像,通过CDMA将图像数据传输至监控室,监控中心对采集到的图像进行数字图像处理,得出导线覆冰后的边界轮廓点的坐标[4],比较覆冰前后导线和绝缘子的边界点坐标得出输电线路覆冰的厚度。这是目前运用最广的一种方法,但工业摄像机在恶劣的气象条件下可能被冰雪覆盖和冻结,影响数据的采集。
1.2 倾角-弧垂法
输电线路覆冰时,导线重量越大弧垂越大,过大的弧垂会使杆塔变形。因此,测量导线弧垂变化和杆塔的倾角,通过输电线路状态方程可计算出导线的覆冰重量和厚度等参数。该方法不能反映导线覆冰后的不均匀分布情况,而且影响导线弧垂的因素很多,各因素之间关系复杂,稍有误差,覆冰质量相差很大。
1.3 称重法
用拉力传感器测量垂直档距内的导线质量,利用风速、风向和倾角传感器计算出风阻系数和绝缘子串的倾斜分量,得出覆冰质量,再用冰的密度换算为覆冰厚度。由于电子设备在输电线路附近强磁场环境下容易受电磁干扰,另外,恶劣的温、湿度环境对电阻应变片影响较大,因此测量误差会逐渐增大。
2 数学建模
2.1 导线覆冰厚度计算模型
在冰冻环境下,导线除受自身重力外,还会受冰荷载作用和风荷载的作用,建立载荷平衡关系式如下:
其中:ω∑为垂直总载荷;ω0为导线自重载荷;ωw为风载荷;ωi为冰载荷。
假设导线长为L,质量为m0,导线直径为d,覆冰导线总重力为G;将光纤布拉格光栅(FBG)传感器内部看作一个弹簧结构,弹性系数设为E;设覆冰厚度为δ(无冰时δ=0),覆冰质量为mi,假设FBG应变传感器的应变量σ与外力成线性关系,系数为k。则有:
由此可得,覆冰厚度δ为:
其中:ρ为冰的密度,ρ=0.9g/cm3。测得FBG传感器的应变值σ,即可计算出覆冰厚度。
2.2 导线垂直载荷计算模型
如图1所示,O1、O2分别为l1档和l2档内导线最低点,l1档内导线的垂直荷载由B、A两杆塔承担,且以O1点划分,即BO1段导线上的垂直荷载由B杆承担,O1A段导线上的垂直荷载由A杆承担。同理,AO2段导线上的垂直荷载由A杆承担,O2C段导线上的垂直荷载由C杆承担。
在平抛物线近似计算中,设线长等于档距,即LO1A=lv1,LAO2=lv2,则:
其中:ω∑为导线传递给杆塔的垂直荷载;φ为导线的垂直比载(根据电线比载表可查出);lv1、lv2分别为杆塔一侧的垂直档距分量;lv为杆塔的垂直档距;S为导线截面积。综合考虑各种高度差情况,可得垂直档距为:
其中:h1、h2分别为杆塔导线悬点与前后两侧导线悬点间高差。
2.3 导线风荷载计算模型
在研究风荷载时要考虑很多因素,如风对导线和绝缘子串作用的动态特性、导线体型系数和风偏角等。依据空气动力学原理,作用在导线上的风载荷为[5]:
其中:α为风压不均匀系数,一般取α=1;μsc为导线体型系数,线径小于17mm或覆冰时取μsc=1.2,大于或等于17mm时取μsc=1.1;βc为风载动力系数;v为基准高hs处的设计风速;μh为导线平均高为h处的风速高度变化系数;θ为风向与电线轴向间的夹角。
3 基于光纤布拉格光栅输电线覆冰监测方案
FBG是一种新型传感器,它用光作为敏感信息载体,用光纤作为传递敏感信息媒质。与普通的机械电子类传感器相比,光纤传感器主要有抗电磁干扰及电绝缘性能好、耐腐蚀性好、传输损耗小和传输容量大等优点。
3.1 系统实现
输电线覆冰监测系统主要由覆冰监测装置和监控中心组成。覆冰监测装置用来实现覆冰厚度传感信号的采集功能;监控中心实现信号的解调、显示、报警等功能[6]。
安装FBG应变传感器时,将传感器两端的金属片固定在导线上,随着导线的不断拉长FBG应变传感器反射出不同的光信号;安装光纤温度传感器时,将光栅片直接固定在导线上,传感器可以随着导线温度的热胀冷缩反射出不同的光信号,光纤布拉格光栅风速传感器安装在横杆上用来测量输电线周围的风速大小。
传感器与光纤布拉格光栅解调仪之间通过光纤复合架空地线(OPGW)连接,实现两者之间的光信号传送;之后解调仪将传感器反射回来的中心波长进行调解后发送给监控中心,专家软件利用覆冰厚度模型计算出覆冰荷载。图2为光纤布拉格光栅传感器覆冰监测系统结构图。
3.2 监控中心软件设计
光纤布拉格光栅波长解调仪可以动态显示光纤光栅波长并对数据进行存储,它记录的只是光栅解调的原始信息,我们还需要将这些原始数据加以处理才能得到输电线路的覆冰情况。本系统上位机程序采用VB编写,实现了从原始光纤光栅的波长信息到输电线路状态参数的转变。监控主机通过TCP/IP协议与解调仪进行通信和数据交换,在主界面上会显示导线应力、导线温度变化情况以及现场的风速情况,根据这些参数,运用数学模型,计算得出输电线路的覆冰厚度。
4 总结
本文提出了一种利用光纤布拉格光栅传感器来监测输电线覆冰情况的技术方案,该系统主要能够抗电磁干扰、具有保持长时间的稳定工作和长距离的监测等特点,在输电导线监测领域具有很高的应用价值。但目前仍有许多工作需要研究,为了进一步验证此类传感器的稳定性,需要将传感器运用到实际电路中,并做实时观察。此外,还需要对信号的采集与处理部分进行不断完善,以提高测量信号的准确性,这样才能达到合理、可靠的监测目的。
参考文献
[1]蒋兴良,易辉.输电线路覆冰及防护[M].北京:中国电力出版社,2002.
[2]宛吉河,蒋兴良,易辉,等.输电线路导线覆冰的国内外研究现状[J].高电压技术,2004,30(1):6-9.
[3]张予.架空输电线路导线覆冰在线监测系统[J].高电压技术,2008,34(9):1992-1995.
[4]王小朋,胡建林,孙才新,等.应用图像边缘检测方法在线监测输电线路覆冰厚度研究[J].高压电器,2009,45(6):69-73.
[5]姜志刚.FBG光纤光栅的原理和应用[J].中国水运,2008,8(5):128-129.
架空输电防雷措施研究 第2篇
关键词：接地电阻 差绝缘 耦合地线 避雷线 消雷器
1、架空输电防雷应做到的“四道防线”
架空输电线路雷害事故的形成通常要经历这样四个阶段：输电线路受到雷电过电压的作用：输电线路发生闪络；输电线路从冲击闪络转变为稳定的工频电压；线路跳闸，供电中断。针对雷害事故形成的四个阶段，现代输电线路在采取防雷保护措施时，要做到“四道防线”，即：
1.1、防直击，就是使输电线路不受直击雷。
1.2、防闪络，就是使输电线路受雷后绝缘不发生闪络。
1.3、防建弧，就是使输电线路发生闪络后不建立稳定的工频电弧。
1.4、防停电，就是使输电线路建立工频电弧后不中断电力供应。
2、架空输电线路防雷的具体措施
现对生产运行部门常用的架空输电线路防雷改进措施简述如下：
2.1、架设避雷线
架设避雷线是输电线路防雷保护的最基本和最有效的措施。避雷线的主要作用是防止雷直击导线，同时还具有以下作用：
1）分流作用，以减小流经杆塔的雷电流，从而降低塔顶电位；
2）通过对导线的耦合作用可以减小线路绝缘子的电压；
3）对导线的屏蔽作用还可以降低导线上的感应过电压。
通常来说，线路电压愈高，采用避雷线的效果愈好，而且避雷线在线路造价中所占的比重也愈低。因此，110kV及以上电压等级的输电线路都应全线架设避雷线。
2.2、安装避雷针
安装避雷针也是架空输电线路常用的一种防雷措施。
但是在实际应用却存在以下问题：
1）由于避雷针而导致雷击概率增大
2）保护范围小
3）反击的危害
4）电磁感应问题
2.3、加强线路绝缘
由于输电线路个别地段需采用大跨越高杆塔（如：跨河杆塔），这就增加了杆塔落雷的机会。高塔落雷时塔顶电位高，感应过电压大，而且受绕击的概率也较大。为降低线路跳闸率，可在高杆塔上增加绝缘子串片数，加大大跨越档导线与地线之间的距离，以加强线路绝缘。在35kV及以下的线路可采用瓷横担等冲击闪络电压较高的绝缘子来降低雷击跳闸率。
2.4、采用差绝缘方式
此措施适宜于中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，并且导线为三角形排列的情况。所谓差绝缘，是指同一基杆塔上三相绝缘有差异，下面两相较之最上面一相各增加一片绝缘子，当雷击杆塔或上导线时，由于上导线绝缘相对较“弱”而先击穿，雷电流经杆塔人地，避免了两相闪络。湖南郴州电业局和包头供电局在雷害严重的一些35kV线路上应用了这一方法，收到了事故率明显下降的效果。据计算，采用差绝缘后，线路的耐雷水平可提高24%。
2.5、采用不平衡绝缘方式
在现代高压及超高压线路上，同杆架设的双回路线路日益增多，对此类线路在采用通常的防雷措施尚不能满足要求时，可考虑采用不平衡绝缘方式来降低双回路雷击同时跳闸率，以保障线路的连续供电。不平衡绝缘的原则是使双回路的绝缘子串片数有差异，这样，雷击时绝缘子串片数少的回路先闪络，闪络后的导线相当于地线，增加了对另一回路导线的耦合作用，提高了线路的耐雷水平使之不发生闪络，保障了另一回路的连续供电。
2.6、藕合地埋线
藕合地埋线可起两个作用，一是降低接地电阻，《电力工程高压送电线路设计手册》指出：连续伸长接地线是沿线路在地中埋设1—2根接地线，并可与下一基塔的杆塔接地装置相连，此时对工频接地电阻值不作要隶_国内外的运行经验证明，它是降低高土壤电阻率地区杆塔接地电阻的有效措施之一。二是起一部分架空地线的作用，既有避雷线的分流作用，又有避雷线的藕合作用。据有的单位的运行经验，在一个20基杆塔的易击段埋设藕合地埋线后，10年中只发生一次雷击故障，有文献介绍可降低跳闸率40%，显著提高线路耐雷水平。
2.7、预放电棒与负角保护针
预放电棒的作用机理是减小导、地线间距，增大藕合系数，降低杆塔分流系数，加大导线、绝缘子串对地电容，改善电压分布；负角保护针可看成装在线路边导线外侧的避雷针，其目的是改善屏蔽，减小临界击距。预放电棒与负角保护针常一起装设，这一方法曾在广东、贵州等地采用，有一定的效果。制作、安装和运行维护方便，以及经济花费不多是其特点。
2.8、装设消雷器
消雷器是一种新型的直击雷防护装置，在国内已有十余年的应用历史，目前架空输电线路上装设的消雷器已有上千套，运行情况良好。虽然对消雷器的机理和理论还存在怀疑和争论，但它确实能消除或减少雷击的事实已被越来越多的人承认与接受。消雷器对接地电阻的要求不严，其保护范围也远比避雷针大。在实际装设时，应认真解决好有关的各个环节中的问题。
2.9、使用接地降阻剂
近几年来国内一些单位在处理接地时使用了降阻剂，取得了较好的降阻效果，介绍降阻剂的文章也不少，降阻剂确实热极一时。故在采用这一方法时应关注长期的效果，特别是对接地体的腐蚀问题。
2.10、采用中性点非有效接地方式
在我国35kV及以下电力系统中采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式。这样可使由雷击引起的大多数单相接地故障能够自动消除，不致引起相间短路和跳闸。而在二相或三相落雷时，由于先对地闪络的一相相当于一条避雷线，增加了分流和对未闪络相的耦合作用，使未闪络相绝缘上的电压下降，从而提高了线路的耐雷水平。因此，对35kV线路的钢筋混凝土杆和铁塔，必须做好接地措施。
3、总结
总之，影响架空输电线路雷击跳闸率的因素很多，有一定的复杂性，解决线路的雷害问题，要从实际出发，因地制宜，综合治理。在采取防雷改进措施之前，要认真调查分析，充分了解地理、气象及线路运行等各方面的情况，核算线路的耐雷水平，研究采用措施的可行性、工作量、难度、经济效益及效果等，最后来决定准备采用某一种或几种防雷改进措施。
参考文献：
[1]史大桢.巨大的成就，辉煌的前景[J].中国电力，1996，29（11）：3-5.
[2]周洁.发展我国交流特高压输电的建议[J].高电压技术，1996，22（1）：25-27.
作者简介：
配电网架空线路自动化技术应用研究 第3篇
随着人们生活水平的不断提高, 人们对电能质量的要求也日益提高。为了适应新的发展形势, 满足生产和生活的需要, 保证配电网络安全、稳定、高效地运行就显得非常重要。配网自动化系统正是为此而生的, 它可以对与用户直接相关的低压电网运行状态进行实时监测, 及时发现和杜绝供电隐患, 从而保证配网地安全、稳定、有效地运行。因此, 配网自动化系统的研究对配网的稳定运行具有一定的指导意义。
2 配网自动化在电力系统中的位置
电力系统由发电、输电、变电、配电和用电五个环节组成。其中发电、输电、变电几个环节的监视、控制和管理属能量管理系统EMS, 包括监视控制和数据采集SCADA、自动发电控制AGC、管理信息系统MIS和其它名目繁多的EMS高级应用软件。配电和用电的监视、控制和管理属配电管理系统DMS, 包括SCADA、负荷管理LM/负荷控制、故障管理、自动绘图AM/设备管理FM/地理信息系统GIS/投诉电话热线TC, 配电网高级应用软件等功能。
EMS和DMS两者均以SCADA系统为起点, 由于电力是发、供、用一次完成, 两者有分工, 但对于较小的系统两者可合而为一。配网自动化DA与配电管理系统DMS密切相关, 从供电网络结构来看, 主要包括变电站自动化和配电网自动化。配电网自动化又包括架空线路自动化和电缆网馈线自动化。
架空馈电线监视控制和数据采集、架空馈电线故障定位与架空馈电线隔离和自动恢复供电是柱上开关、分段器、重合器完成的功能。其中监视控制和数据采集也可用“遥信、遥控、遥调、遥测”四遥来描述。这“四遥”功能, 最后要与配电管理系统DMS平台相配合, 涉及到通讯方式及通讯规约问题。 (1) 通讯方式目前有:有线、无线、光纤、电力载波等。有线通讯:抗干扰能力强, 需架设通讯线路或租用电话线; (2) 无线通讯:架设方便, 存在频道资源限制及无线干扰问题; (3) 光纤:干扰小、可靠、可与电缆同时铺设, 成本较高; (4) 电力载波:经济性好, 但由于配电网络复杂、开关断点多, 需信号耦合、解决电容器组信号短路和变压器信号衰减问题。
3 柱上一次开关设备
⑴架空馈线自动化一次设备也称为柱上一次开关设备。柱上自动化设备分为重合器与分段器两种, 具有故障检测与识别功能、测量与控制功能、计量功能、通讯功能和维护功能。
⑵柱上断路器。 (1) 使用条件:所有故障都应获得作为瞬时故障处理的机会, 避开涌流的影响, 分闸后闭锁应仅发生于永久性故障的情况, 因此分闸后闭锁而切除的线路区段应尽可能少。 (2) 根据负荷大小和线路长短经济合理地安排和选择分段点及开关设备。 (3) 根据安装地点选定额定电流, 开断和关合短路电流能力, 动、热稳定电流。 (4) 正确设置其保护配合。
4 架空馈电线自动化一次设备运行模式
⑴日本东芝模式:在架空线相间短路故障隔离及恢复供电方面有效, 适用于配电馈线的初级阶段, 对于馈线综合自动化的功能方面是不完善的。 (1) 没有接地故障检测功能。当出现接地故障时, 若象对待短路故障一样全线跳闸, 再重合的办法来隔离故障, 则对于占总故障数90%的接地故障来说会出现频繁跳闸的现象, 失去了中性点不接地的优点, 采用中性点接地方法比之为好。 (2) 要求出线侧开关具有重合功能。负荷重的地方一般不允许变电站内出线侧开关再重合, 应加装重合器, 这样日本东芝的自动配电开关需依赖于重合器, 就整个配电配置而言属从属位置了。 (3) 故障隔离时间长, 级数越多隔离时间越长。 (4) 对故障判别和隔离, 自身解决, 对于负荷控制, SCADA功能仍需依赖于通讯线路。且操作平台不适合中国国情。
⑵分布智能控制模式:FTU监控终端+断路器 (重合器) , 在一定区域内的断路器实现故障隔离和恢复供电, 但需建设该区域内断路器之间的通道。
该模式要求柱上断路器具有电动操作机构, FTU监控终端将检测到的电流、电压信号, 断路器状态信号进行比较处理, 通过点对点通信, FTU把故障后断路器状态及记录信息传送到临近断路器的FTU, 识别出故障区段并自动隔离, 然后对非故障区段自动恢复供电;其特点是增加了断路器间通讯, 技术较为先进, 是配网自动化的过渡阶段。对于有重合器配置, 首先要使接地电流检测灵敏度提高, 并将接地故障改为慢速跳闸方式, 站内应加装接地故障微机选线装置。
⑶远方集中控制模式:配调中心站+FTU监控终端+负荷开关, 由控制中心 (分中心) 判断故障、隔离故障、恢复供电。该模式将FTU监控终端检测的信息通过通信网络传送至配调控制中心 (分中心) , 进行全面的计算机管理;在馈线发生故障后, 由控制中心 (分中心) 自动判别后遥控断路器隔离故障区段、恢复非故障区段供电。该模式采用国产优质断路器加智能控制器FTU, 在出口端具有重合器功能, 其它各段相当于分段器功能。具有小电流接地检测功能, 灵活的通讯方式, 适用于配电自动化的通讯规约和性能好的配电自动化平台体系。虽需建设通信通道和控制中心 (分中心) , 投资较高。但该模式是一种技术上更为先进的馈线自动化, 是目前配电自动化的最高级阶段。
5 智能控制与智能电器
近来, 在电器领域出现了智能电器和智能开关柜, 具有自诊断功能、在线检测功能作为智能电器特征, 有将能在各种环境下可靠工作作为其特征。智能控制的核心在高层控制, 即组织控制。其任务在于对实际环境或过程进行组织, 即决策和规划。为此, 需要采用符号信息处理、启发式程序设计、知识表示以及自动推理和决策等相关技术。这些问题求解过程与人脑的思维过程具有一定的相似性, 即具有一定程度的“智能”。以二元结构智能开关为电量传感器不同于以往电流, 电压互感器, 而是宽范围线性传感器, 不仅以电流电压幅值作为判断量, 而要判断其相位, 功率因数及过零点。非电量传感器包括行程、温度、密度、湿度等高性能, 以上各参量需进行传感信息分析, 并可以得到如线圈断线, 触头剩余寿命等间接参数。在线检测和自诊断功能保证智能电器只有处于正常工作状态方能进行操作, 否则报警闭锁并指示对开关如何检修。这对于提高其可靠性是有益的但不是智能电器的主要特征。
最重要的是问题求解和规划, 它不是简单地按速断或反时限动作, 而是考虑到以前状态, 当前线路各种特征值, 以专家系统的方法进行操作包括选相合分闸、根据不同阻抗特性选择不同分、合闸速度, 以达到操作过电压最小, 载流过电压最低, 避免重燃、重击穿, 根据线路短路状况柔性开断以限制短路电流等, 对于智能化重合器、分段器应具有监视控制和数据采集, 中性点接地和短路故障的定位、隔离和自动恢复供电等功能。
6 柱上开关配电自动化运行模式的选择
⑴柱上断路器应采用真空开关管灭弧, SF6气体绝缘。⑵操动机构应首选永磁机构, 但要解决启动电容以及电子控制线路的寿命、温度特性问题。弹簧机构密封后, 近期将是一个适宜于柱上的操动机构。⑶柱上开关配电自动化运行模式应采用远方集中控制模式。⑷智能电器随着相关技术的发展, 而不断完善, 要克服智能电器型号多、变化快且随意使用的现象。
7 结束语
配电自动化系统是整个配电管理系统中的重要环节, 是一项投资较大、牵涉范围广、系统集成多的综合工程。随着科学技术的不断进步和发展, 大中城市的电网工程越来越多地采用配电自动化系统, 但对于配电自动化的认识仍然众说纷纭。因此如何搞好配网自动化, 并使它产生较大的效益, 仍需要我们不断积累经验, 实践探索。
参考文献
[1]马志强.我国配电自动化的现状和展望[J].山东电力高等专科学校学报, 2005 (01) .
[2]罗铮.配网自动化系统的实施与规划[J].湖北电力, 2007 (01) .
晁盖如何被宋江架空 第4篇
相反，晁盖的圈子既小，又很松散。公孙胜是个“闲散的人”，不去管他；白胜无足轻重，也不去管他。吴用是晁盖的老弟兄，又是和晁盖一起上山的，却在宋江上山之后很快倒向了宋江。
算来算去，和晁盖最铁的，也就是阮家三雄。可惜他们人太少，又常年在山下水寨，成不了什么气候。如此看来，晁盖其实很孤立。
与此同时，晁盖也一定感觉到宋江是在一步一步有意无意地架空他。自宋江上山，梁山泊的大半个家，便都是宋江当了。晁盖有什么决定，总是被委婉地驳回；想要领兵下山，也总被客气地劝阻。“哥哥是山寨之主，不可轻动”，宋江总是这么说。结果，宋江的功劳越来越大，人马越来越多，威望也越来越高。所以曾头市那一回，晁盖决计不听宋江那一套，死活要带兵下山去。不但“宋江苦谏不听”，而且“晁盖忿怒”。这“忿怒”二字值得玩味。忿怒什么呢？显然不仅仅是因为曾头市。
想当时晁盖一定有一种紧迫感。他对宋江说：“你且休阻我，遮莫怎地要去走一遭！”同时晁盖一定也有一种孤独感。
以往宋江下山时，只要说一声：“小可情愿请几位弟兄同走一遭”，厅上厅下便会一齐都道：“愿效犬马之劳，跟随同去”。这一回，却似乎没什么人自告奋勇，得晁盖自己点将。吴用和公孙胜都留下陪伴宋江。打先锋和当军师，全靠“梁山初结义”时的弟兄林冲一人。这就几乎注定了晁盖要失败。而紧迫、孤独导致的狂躁、冒进，则是晁盖失败的直接原因。
自动架空 第5篇
关键词：架空线,自动化,柱上开关
引言
当前, 提高配电自动化的可靠性和效率, 降低成本, 对这些目标全局效益的实现进行整体评价, 建立一个合理的分配管理系统, 还要看实际运行部门的整体实力, 同时也要考虑到用户的经济能力。因此较为可行的配电自动化的实施步骤是:首先进行总体规划, 结合配电网地理信息系统, 通过智能馈线终端进行连接, 其中有故障定位、隔离和自动恢复供电等功能的馈线自动化;然而在馈线自动化、变电站自动化、配电网系统中, 对信息管理和相关的先进的应用软件进行扩大并完善DMS系统。
1 架空线路配电网自动化实现模式
分布智能模式就是对FTU和柱上开关进行自动故障隔离和网络重构, 不需要参与通信和主站系统。该模型主要包括电压型和电流计数型两种。其方式就是FTU和断路器相结合构成具有重合功能的分段器。通过开关功能与保护时间配合实现故障隔离与供电恢复。东芝生产的vsp5就是这样的产品。这种方法虽然成本低, 不需要沟通和主站参与。然而, 故障排除和电力恢复速度较慢, 对系统和用户的多重影响;要将变电站速断的保护定值和重合闸次数进行改变;并没有对接地的故障检测。当有接地故障时, 若全部跳闸, 再使用全部隔离的办法进行隔离, 接地故障会出现频繁跳闸现象, 失去了中性点接地的优点。此外, 网络重构后, 需要更改设置的重合闸参数, 多电源多分布的复杂网络, 参数配合困难。因为缺少子站, 所以不能考虑实际的负荷水平和网络操作的限制。总之, 这种方法只适用于比较简单的空间桁架结构, 主要适用于双电源电路以及没有通讯能力或通讯能力不健全的场所。
集中智能模式的DA方案, 就是由FTU将检测到的故障信息上传, 主要根据实时网络拓扑结构, 按照一定的算法进行故障定位, 责令相关FTU去隔离故障。此后, 主站通过在线分销网络分析软件, 如潮汐对负载电压的前提下考虑和网络损耗, 提供临时的最佳系统配置方案, 让用户尽可能恢复供电, 由此可见, 这是个基于DMS的DA方案。它的特点是适用于任何结构, 在开环的配电网中, 实际的符合水平和网络约束是可以使用的开。
按照城市配电自动化主站系统的理念, 未来城市配电网故障处理分为三个层次, 一个是基于配电终端的故障检测, 以电子站为中心的辐射中心双底控制, 三是以主站为管理中心的全局管理系统。
配电终端负责故障检测, 用电子站故障处理命令, 实现故障隔离功能, 报告故障信息并接受主控制策略。带电子站负责处理区域馈线终端故障报告和故障信息的查询、分析以及故障定位。主站根据故障处理结果分析总结, 提供故障区域供电策略, 实现恢复供电。下面以架控线路说明DA过程。
在进行架空线路故障排除时, 必须区分瞬时和永久故障。对于瞬时性故障, 通过变电站出口断路器重合闸进行淘汰。对于永久性故障而言, 则由FTU上报故障信息给主站。在现场根据实际来考虑问题出现的原因, 鲜有以下几个对故障处理的方案, 它们都具有自己的特点:
1.1 模式一
不具有重合功能的分段器, 当FTU感应到变电站出口断路器切断时, 线路连续施压会将问题及时上报给主站。由主站依据FTU上传的故障信息来进行判断故障区域。并远程控制对故障区域进行隔离。之所以能够准确定位故障发生区域主要时因为FTU的检测。故障处理流程如下:
在故障发生时, 变电站的出口断路器跳闸并重叠, 若只是一个瞬时的故障, 则重合成功, 故障处理过程完成, 如果它是永久性故障, 线路将再次通过故障电流。
断路器再次跳闸, 出口断路器不再重合。FTU再次检测一定时间内确认变电站出口断路器重合闸闭锁故障后电流和高压线的损失, 上报主站故障信息。
主站收到FTU故障信息, 确定出故障发生在哪个开关之间, 就遥控挑开故障开关, 恢复供电。
1.2 模式二
具有重合功能的第一出线路开关并且其他开关没有重叠的功能:
在发生故障时, 检测了变电站的第一个出口开关电路和跳闸压力损失。
变电站出口断路器重合, 开关就得到电压, 会在一段时间后重合, 假设是瞬时的故障, 则重合成功, 故障处理完成;假设发生永久的故障, 则线路再次流过故障电流。
变电站出口断路器再次跳闸, 此后, 断路器因线路失压而跳闸。FTU就会将故障上报给主站。
该模型适用的环境不允许配网自动化系统对变电站内的10kv线路出口断路器进行监控。
2 DA模拟预演功能
系统的DA模块, 具有实际操作和模拟预演两个模式。在预览模式下, 该系统可对配电网络进行模拟, 并在典型负荷下, 进行各种运行方式和系统流程以及恢复方案。全过程动态显示, 如开关操作和失电线路等, 各种故障恢复解决方案并将其保存到知识库中。由此可见, 在预演模式下, 一方面为调度人员进行培训、学习DA处理功能。另一方面, 还要加强他们的手动修改调度能力。当系统恢复程序复杂时, 为了减少故障处理时间, 系统首先在库中进行了计算。如果没有, 则需要调度人员进行手工恢复。
3 配电自动化系统DA功能的特点
(1) 在开环运行的各种配网结构中, 进行故障诊断和隔离时, 使用者在对网络结构进行修改时, 它的功能不会受到影响。
(2) 若一个配电网络的结构很复杂, 其恢复要求就随之升高, 当然恢复方案也随之增加, 在发生故障后, 才着手进行分析总结, 来选择最佳方案来恢复, 这就造成了时间长的问题出现。要想将时间缩短, 系统往往使用将恢复方案进行备用的方式。就是指, 在没发生故障前, 就利用系统的计算能力将所有故障发生的可能一一列举出来, 并把它放在备用库中备用。一旦发生故障, 可直接从备用库中提取, 然后进行安装校检, 以此达到缩短时间的效果。
4 馈线自动化对柱上开关的技术要求
要想实现架空配电网的自动化, 在选择柱上开关时, 要具备以下条件:
(1) 要具有高可靠性, 在湿度较大的地区和亚热带岛屿城市, 真空开关管灭弧一体高分断能力被很好的体现出来。因为零压力, 密封容易。并且价格和结构与真空负荷开关和断路器开关管以及其他结构的开关无太大差别, 所以真空负荷开关可以用真空断路器代替。运行机制应当是密封的, 为了解决腐蚀现象误动, 拒动现象出现。由于永磁机构原件较少, 并且它的可靠性也很高。但要注意它的本质还是电磁操动机构, 所以他的瞬间功率非常大, 这是一个难点, 启动电容和电控电路来控制使用的寿命, 可靠的温度特性和运行机制是整体可靠性的瓶颈, 应高度重视, 如果这些问题能解决则永磁机构应是首选。若弹簧机构能解决密封问题, 很快将成为一种适合于柱上工作机构。
(2) 经过与FTU的故障检测和识别功能、测量和控制功能、通信功能和远程维护功能。要尽量将所需要的CT、CVT安置在负荷开关内再进行测量和控制时。
5 结语
总而言之, 城区配电网是一个电缆和架空线混合的网络。而且在实现配电网自动化时, 柱上开关变得尤其重要, 所以在选择的时候必须慎重。
参考文献
[1]洪良山.变电站自动化的现状与发展[J].电力自动化设备, 1999 (4) :18~20.
[2]石送奇, 诸敏慧, 周贵兴.电力自动化技术的新发展[J].电力系统能够自动化学报, 1999 (12) :12~16.
自动架空 第6篇
实现馈线自动化的主要方式是用断路器或负荷开关将馈线分成若干区段, 实现对馈线的分段监测、控制, 同时应用线路分段故障隔离技术, 使线路设备保护与变电站保护进行有效的配合。实施馈线自动化的目的: (1) 对馈线进行快速地故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复, 最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间; (2) 对配电网正常运行状态进行监控。要减少故障引起的停电范围, 就必须使线路合理分段, 故障时只跳开靠近故障区域的下游开关, 使开关动作引起的停电范围最小。另外, 在进行故障隔离和供电恢复的过程中, 尽量使开关不做不必要的动作, 以减少开关动作次数, 延长开关的使用寿命。
2 馈线自动化一次设备及保护配置方案 (断路器+负荷开关+智能控制器)
本方案涉及的主要设备为馈线出线断路器、主干线分段断路器、主干线分段负荷开关、分支线分界断路器、分支线分界负荷开关、分支线用户分界负荷开关。
CB为带时限保护 (过流:0.30s, 零序1.0s) 和二次重合闸功能的馈线出线断路器;FB为带时限保护 (过流:0.15s, 零序0.6s) 和二次重合闸功能的主干线分段断路器;FSW1~FSW2为主干线分段负荷开关;ZB1为带时限保护 (速断0s, 零序0.3s) 和二次重合闸功能的分支线分界断路器;ZSW1为分支线分界负荷开关;YSW1~YSW3为分支线用户分界负荷开关;LSW为联络开关;方框表示断路器, 圆圈表示负荷开关;开关填充黑色表示闭合, 填充白色表示分闸。
2.1 变电站馈线出线断路器
馈线出线断路器配置二次重合闸, 设速断保护、带时限过流保护、零序保护装置。速断和过流保护动作时间整定为0.3s, 零序保护时间整定为1s。一次重合闸延时5s, 二次重合闸延时60s。二次重合闸闭锁时间为5s。
2.2 主干线分段断路器--配备时限电流保护
在馈线主干线上设置一台馈线自动化分段断路器。分段断路器配置三相电流互感器和零序电流互感器, 具有分断相间短路电流、负荷电流和零序电流的功能。馈线自动化分段断路器连接馈线自动化控制器。主干线分段断路器FB (配备时限保护) 将主干线分为两段, 分段原则主要考虑线路的负荷分布, 开关两侧的馈线负荷或线路长度应尽可能相等。
2.3 主干线分段负荷开关
在主干线上设置馈线自动化分段负荷开关, 实现自动隔离故障区域。分段负荷开关配置三相电压互感器、电流互感器, 具有分断负荷电流的功能。主干线分段负荷开关可以根据实际需要设置多台, 可设置在主干线的任何位置。馈线自动化分段负荷开关连接馈线自动化控制器。
2.4 分支线分界断路器--配备时限电流保护
分支线分界断路器设置在主干线的大分支线首端, 其作用主要是隔离分支线上发生的故障。分段断路器配置三相电流互感器、零序电流互感器, 具有分断相间短路电流、负荷电流和零序电流的功能, 分支线分段断路器配置馈线自动化控制器。在主干线分段断路器 (FB) 电源侧的分支线上, 分支线分界断路器可整定相间短路动作时限为0.15s, 零序保护0.6s, 并可在第二级分支线上再增加一个分支线用户分界断路器, 相间短路保护动作时限整定为0s, 零序保护0.3s。分支线分界断路器可选择设置在负荷较重、线路延伸距离长且发生故障次数较多的大分支线首端。在一条线路上不宜设置多台电流保护动作时间为0s分界断路器, 避免瞬时故障引起断路器跳闸。
2.5 分支线分界负荷开关
分支分界负荷开关安装在分支线首端, 其作用主要是隔离发生在分支线上的故障。分支线分界负荷开关配置三相电压和电流互感器、零序互感器, 具有分断负荷电流和零序电流的功能, 自动隔离单相接地故障, 分支线分界负荷开关连接馈线自动化控制器。分支线以设置分支线分界负荷开关为主, 所带负荷较重的大分支线可在分支线首端设置分支线分界断路器, 下级设置分界负荷开关。
2.6 分支线用户分界负荷开关
分支线用户分界开关装设在10k V配网架空线路分支线用户出门位置的责任分界点, 具有分断负荷电流以及自动隔离单相接地故障的能力, 配置三相电流互感器和零序电流互感器。若分支线上只有一个用户, 可在分支线首端设置分支线用户分界负荷开关, 无需设置分支线分界负荷开关, 分支线用户分界负荷开关连接馈线自动化控制器。分支线用户分界负荷开关与分支线分界负荷开关的功能基本相同, 应选择安装在重要用户与公网线路的责任分界点, 尤其是曾多次发生用户出门事故的用户。
3 断路器保护配置
3.1 10k V馈线出线开关保护和主干线分段断路器保护的配合
变电站端出线开关过流保护时间为0.3s, 零序保护时间为1s;主干线分段断路器过流保护时间为0.15s, 零序保护时间为0.6s, 两级过流保护的时间级差为0.15s, 零序保护的时间级差为0.4s。根据上下级保护时间级差的配合原则:△T=T1+T2+Td+Ty
T1:保护1时间继电器的正、负误差:取±40ms;T2:保护2时间继电器的正、负误差:取±40ms;Td:断路器跳闸时间;Ty:裕度时间:50ms
相间故障:断路器跳闸时间Td≤150-40-40-50=20ms, 即主干线断路器保护动作时间和断路器分闸时间之和≤60ms
接地故障:断路器跳闸时间Td≤400-40-40-50=270ms, 即主干线断路器保护动作时间和断路器分闸时间之和≤270ms
3.2 主干线分段断路器保护和分支线分界断路器保护的配合
主干线分段断路器过流保护时间为0.15s, 零序保护时间为0.6s;主干线分段断路器负荷侧的分支线分界断路器速断、过流保护时间为0.0s, 零序保护时间为0.3s, 两级过流保护的时间级差为0.15s, 零序保护的时间级差为0.3s, 根据上下级保护时间级差的配合原则:
T1:保护1时间继电器的正、负误差:取±40ms;T2:保护2的时间继电器的正、负误差:取±40ms;Td:断路器跳闸时间;Ty:裕度时间:50ms。
相间故障:断路器跳闸时间Td≤150-40-40-50=20ms, 即分支线断路器保护动作时间和断路器分闸时间之和≤60ms
接地故障:断路器跳闸时间Td≤300-40-40-50=170ms, 即分支线断路器保护动作时间和断路器分闸时间之和≤210ms
4 馈线自动化的故障处理
4.1 主干线分段断路器电源侧的故障处理 (隔离故障恢复供电所需时间为70秒)
(1) FSW1和FB之间发生永久故障。 (2) CB保护动作跳闸, FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1~3在失压后跳闸。 (3) CB在5s后重合闸。 (4) FSW1一侧有压, 延时5s合闸。 (5) 由于是永久故障, CB再次跳闸, FSW1失压分闸, 并闭锁合闸。 (6) CB在60s后第二次重合闸, 重合成功。FSW1成功隔离故障, 隔离故障耗时约70秒。
4.2 主干线分段断路器负荷侧的故障处理 (隔离故障恢复供电所需时间:70秒)
(1) FSW2和ZSW1之间发生永久故障。 (2) FB保护动作跳闸, FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。 (3) FB在5s之后重合闸。 (4) FSW2一侧有压, 延时5s合闸。 (5) 由于是永久故障, FB再次跳闸, FSW2分闸并闭锁合闸。 (6) FB在60s后第二次重合闸。FSW2成功隔离故障, 隔离故障耗时约70秒。
4.3 分支线分界负荷开关负荷侧发生永久故障 (隔离故障恢复供电所需时间:75秒)
(1) ZSW1和YSW3之间发生永久故障。 (2) FB保护动作跳闸, FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。 (3) FB在5s后重合闸。 (4) FSW2一侧有压, 在延时5s后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸。 (5) ZSW1一侧有压, 在延时5s后合闸。 (6) 由于是永久故障, FB再次跳闸, ZSW1分闸并闭锁合闸, FSW2保持合闸。 (7) FB在60s后第二次重合闸。ZSW1成功隔离故障, 隔离故障耗时约75秒
4.4 分支线分界断路器负荷侧发生永久故障 (隔离故障恢复供电所需时间:5秒)
(1) ZB1与YSW1/YSW2之间发生永久故障。 (2) ZB1保护动作跳闸。 (3) ZB1在5s后重合闸。 (4) 由于是永久故障, ZB1再次跳闸并闭锁合闸。ZB1成功隔离故障, 隔离故障耗时约5秒。
4.5 分支线用户分界负荷开关用户侧发生永久故障 (隔离故障恢复供电所需时间:80秒)
(1) 用户YSW3发生永久故障。 (2) 若是相间短路故障, FB保护动作跳闸, FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。 (若是单相接地故障, YSW3跳闸隔离故障, 其余开关不动作) 。 (3) FB在5s后重合闸。 (4) FSW2一侧有压, 在延时5s后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸。 (5) ZSW1一侧有压, 在延时5s后合闸。ZSW1在3s后闭锁分闸。 (6) YSW3一侧有压, 在延时5s后合闸。 (7) 由于是永久故障, FB保护动作跳闸, YSW3分闸并闭锁合闸, FSW2、ZSW1保持合闸。 (8) FB在60s后第二次重合闸。YSW3成功隔离故障, 隔离故障耗时约80秒。
5 结语
综合上述, 该方案的特点为: (1) 设置主干线分段断路器 (配备时限保护) 将主干线分为两段, 第二分段发生故障由主干线分段断路器自动切除, 不会引起变电站出线断路器跳闸, 相当于减少了50%变电站出线断路器的跳闸, 同时缩小了故障引起的停电范围, 保障了上一级线路的正常供电。 (2) 只有馈线出线开关到第一个分段断路器 (负荷开关) 之间区域发生永久性故障时才会导致馈线出线开关重合不成功, 其余区域如果发生故障将能得到迅速隔离, 跳闸后重合成功, 变电站出线开关重合成功率将得到大幅提高, 可达到90%以上。 (3) 分段负荷开关具有分闸闭锁功能, 减少了恢复供电时逐级合闸的时间, 减少了非故障段的停电时间。 (4) 用户分界负荷开关的应用有效隔离了用户侧单相接地故障, 不会引起的上一级线路跳闸, 减少了用户出门事故。 (5) 无需通信手段即可实现故障的迅速隔离, 若配合通信手段可实时监控各开关的状态, 开关动作时向后台发送故障信号, 实现故障的快速定位。同时, 实时采集监视馈线潮流和开关运行信息。
参考文献
[1]朱学森.馈线自动化的模式及应用[J].农村电工, 2004, 09.
自动架空 第7篇
配电网配套建设中, 配网自动化系统是主要内容之一。由于供电区域配电自动化的覆盖率逐渐增大, 其建设投资也在不断扩大, 因此做好自动化设备工作, 能够在很大程度上提高 配电自动化的投资效益。馈线自动化是配电自动化的基本组 成部分, 也是配电自动化具备的所有功能中最为主要的功能, 能够有效提高配电系统的供电可靠性。馈线自动化的主要功 能有检测、定位、隔离故障及网络重构等。就地型馈线 自动化不依赖配电自动化主站, 而是通过配电自动化终端, 利用自身 的逻辑控制能力, 实现故障检测、定位、隔离, 并恢复无 故障区域的正常供电, 其具有投资少、收益高、效果好的特点。
110kV就地型馈线自动化开关的数量及布点要求
1.110kV就地型馈线自动化开关的数量要求
实施馈线自动化就必须对以往的旧开关进行自动化改造, 或在新建线路时选择使用自动化开关。自动化开关的数量 越多, 受到故障影响的用户数量就越少, 时间就越短, 但工程造价相比就较高了。某电网公司统计了10kV线路发生故障的部位, 结果显示, 配网线路主干线的故障率达到43%, 而分支线的故障率达到57%, 且一级分支线故障比例为24%, 而二级以上分支线的故障比例为33%。通过运用10kV架空馈线接线方法, 配置不同数量的就地型馈线自动化开关, 对投资效益和 开关数量进行分析, 结果如表1所示。表1数据表明, 自动化开关数量不断增加, 投资效益会有所下降。为达到效 益好、投资低的目标, 研究表明, 把10kV架空馈线主干线的分段以及联络开关改造为自动化开关, 其总体收益就会达到最高。除此之外, 分支线的自动化开关数量要控制在3台以内, 包括联络 开关时不可超过4台。
1.210kV就地型馈线自动化开关的布点要求
对于电压—时间型自动化开关进行布点时, 要综合考虑线路的负荷、长度及用户数量等。线路主干线采用自动化负荷开关时, 要按照三分段一联络的规定要求, 在主干线设置2台自动化分段开关, 如果主干线的线路比较长, 可按照实际需要 增加1台分段开关, 即主干线开关包括联络开关不超过4台;如果分支线的线路比较长, 设备老化、易发生故障, 对于供电可靠性不高的线路, 可设置自动化负荷开关;若要求较高的供 电可靠性, 可设置自动化断路器。
对于电压—电流型自动化开关进行布点时, 要综合考虑线路的实际长度、用户数量和负荷等。通常情况下, 主干线线 路要设置2台或3台分段负荷开关, 把主干线路平均分为3段或4段。因为电压—电流型自 动化开关 在变电站 第一次重 合闸后, 如果没有发现、检测出故障信息, 闭锁分闸, 从而使此 开关在变电站第二次重合闸时始终处于闭合状态, 在此情况 下, 如果线路比较长, 且故障处于线路末端, 就有可能导致变电 站开关误动, 影响发生故障区域用户的正常用电。因此, 对于线路比较长, 主干线和分干线自动化分段开关分段大于5段时, 要设置1台主干线分段断路器, 减少停电范围。
210kV就地型馈线自动化开关的应用
2.1电压—时间型自动化开关的应用
电压—时间型自动化开关系统示意图如图1所示。CB为馈线出线断路器, 具有带时限保护与二次重合闸的功能;FSW1和FSW2是主干线 的分段负 荷开关;ZSW1是分支线 的负荷开关;LSW是联络开关。
工作原理: (1) K1发生永久 故障, CB继电保护 分闸, FSW1、FSW2以及ZSW1因失压分闸, LSW一侧失压, 计时5s后, 第一次重合闸, 因为K1发生永久故障, CB开关分闸, 闭锁二次重合闸;FSW1开关得电, 3s内失压, 闭锁合闸;LSW一侧失电45s后, 延时合闸;FSW1因闭锁合闸, 无法合闸, K1故障被隔离, 未发生故障区域恢复正常供电。 (2) K2发生永久故障, CB分闸, FSW1、FSW2以及ZSW1因失压分闸, LSW一侧失压, 计时5s后, CB第一次重合闸, 7s后, FSW1合闸, 因为K2为永久故障, CB分闸;FSW1合闸后3s内, 失压, 闭锁合闸;FSW2得电, 3s内失压, 闭锁合闸;5s后CB第二次重合闸, LSW一侧失电45s, 延时合闸;FSW1、FSW2无法合闸, K2被隔离, 未发生故障区域恢复正 常供电。 (3) K3发生永久 故障, CB分闸, FSW1、FSW2以及ZSW1分闸, LSW一侧失压, 计时5s后, CB第一次重合闸, 7s后, FSW1、FSW2延时合闸, 因K3为永久故障, CB分闸;FSW2合闸后, 3s内失压, 闭锁合闸;LSW得电, 3s内失压, 闭锁合闸;5s后CB第二次重合闸, (下转第49页) FSW1、ZSW1延时合闸;FSW2、LSW闭锁合闸, K3被隔离, 未发生故障区域恢复正常供电。 (4) K4永久故障, CB分闸, FSW1、FSW2和ZSW1分闸, LSW一侧失压, 计时5s后, CB第一次重合闸, 7s后FSW1、FSW2延时合闸, 12s后ZSW1合闸;因为K4为永久故障, CB分闸, FSW1、FSW2和ZSW1延时分闸;5s后CB第二次重合闸, FSW1、FSW2延时合闸;LSW两侧有压, 开关分闸, 闭锁合闸, K4被隔离, 未发生故障区域恢复正常供电。
2.2电压—电流型自动化开关的应用
电压—电流型自动化开关系统示意图如图2所示。CB为馈线出线断路器, 具有带时限保护与二次重合闸的功能;FSW1和FSW2是主干线的分段负荷开关;FB是分段断路器;ZB1为分支线的分界断路器;LSW为联络开关。
工作原理: (1) K1、K2点存在永 久故障, 其动作原 理和电压—时间型一致, 但故障隔离时间较短。 (2) K3永久故障, FB分闸, FSW2因失压分闸, LSW一侧失压, 计时5s后, FB第一次重合闸, 7s后FSW2延时合闸, FB分闸;同时FSW2合闸, 3s内检测到故障电流, 分闸、闭锁合闸;LSW得电, 3s内失压、合闸;5s后, FB二次重合闸;FSW2、LSW无法合闸, K3被隔离, 未发生故障区域恢复正常供电。 (3) K4永久故障, ZB1分闸, 5s后ZB1一次重合闸, CB分闸;二次重合闸, K4被隔离, 未发生故障区域恢复正常供电。
3结语
10kV架空线就地型馈线自动化开关适用于城市郊区等多采用架空线路的地方, 网架完善、用户数量多、通信 不好、线路故障多的地方也比较适用。通过改变自动化开关的状态, 降低故障发生率, 可以提高电压质量以及供电可靠性。
参考文献
自动架空 第8篇
10 k V架空线路达到自动化馈线的主要形式实际上就是负荷开关或者断路器合理地把馈线分为很多区域段, 达到分段检测以及控制馈线的目的。此外, 合理使用隔离线路分段技术, 能够有机地配合变电站保护以及线路设备保护。想要能够有效地降低停电范围, 就需要对线路进行合理分段, 出现故障以后仅仅在只是跳开距离故障区域比较近的下游开关, 从而缩小停电范围。在隔离故障以及恢复供电的时候, 需要尽可能不出现不必要的动作, 从而有效降低动作次数, 以便于可以延长使用期限。馈线自动开关实际上是设定定值, 促使各开关之间相应的时间配合关系, 对10 k V线路进行分段。在判断故障点范围的时候, 可以利用开关重合次数来分析, 达到隔离故障的目的, 以便于降低巡视故障的范围[1]。
自动化断路器实际上属于自动化控制保护单元和控制单元断路器, 能够充分符合馈线进行自动化的实际运行需求, 能够切断负荷电流、相间短路电流以及零序电流。拥有两种保护设备, 一种是合理设置能够进行重合闸加速保护;一种是设置带有速断保护或者零序保护。自动化负荷开关实际上是设置自动控制单元中的负荷开关, 能够完全满足实际自动化需求, 能够切断零序电流和负荷电流, 在配置电压型或者电流型的时候十分灵活。可以合理地安装在分支上和主干线中, 配备一定的电流互感器和三相电压。拥有无压延时分闸以及有压延时合闸等功能, 能够自动隔离出现故障的区域。
2 基于自动化开关的某10 k V架空馈线故障判断方法
2.1 线路末端出现永久故障的开关自动化动作过程
如图1所示。
1) 过流形成一段动作以后, #1和#2断路器会出现跳闸, 负荷开关#1和#2会失压分闸。
2) 断路器#1能够在5 s以后进行重合。负荷开关#1会延时7 s以后进行合闸, 断路器#2进行合闸, 负荷开关#2会延时7 s之后进行合闸。
3) 因为是永久性故障, 断路器#1和#2能够再次进行跳闸, 负荷开关#1和#2能够失压分闸, 负荷开关#2出现闭锁合闸。
4) 断路器#1进行二次重合, 负荷开关#1在延时7 s以后合闸。
判断故障的主要方式就是:因为负荷开关#2在第一次重合的过程中会形成有压合闸信号, 在进行有压合闸以后5 s之内的时候, 可以进行再次全线故障跳闸, 合闸闭锁会适当判断负荷开关#2之后是否具有故障段, 然后形成合闸闭锁信号。总之, 在负荷开关#2进行有压合闸以后, 能够进行二次跳闸, 使得出现合闸闭锁, 因此, 可以在一定程度上确定是负荷开关#2以后出现故障。故障处理完成以后, 送电的过程中负荷开关#2需要进行手动合闸, 然后在合上断路器#2[2]。
2.2 断路器#2出现永久故障开关自动化动作过程
如图2所示。
1) 对一段动作进行过流, 断路器#1和#2会跳闸, 负荷开关#1和#2会失压分闸。
2) 断路器#1能够在5 s以后进行重合。负荷开关#1会延时7 s以后进行合闸, 断路器#2进行合闸。
3) 因为是永久性故障, 断路器#1和#2能够再次进行跳闸, 负荷开关#1和#2能够失压分闸。
4) 断路器#1进行二次重合, 负荷开关#1在延时7s以后合闸。
判断故障的主要方式就是:因为断路器#2重合以后还是不能达到负荷开关#2能够在7s以后进行有压合闸的延时需要, 断路器#2会再一次出现跳闸, 依据残压闭锁来合理判断负荷开关#2, 闭锁以后后侧会出现有压合闸, 能够避免出现供电合闸故障。此外, 也可以进行隔离供电使用, 在出现闭锁信号以后, 负荷开关#2会始终处于断开的情况, 不能进行合闸。断路器#2到最后也是处于断开的情况, 有点类似于图一的故障, 在结束的时候也是前后合闸, 然后分闸, 但是能够合理确定负荷开关#2和断路器#2之间的故障点。故障处理完以后, 仅仅只需要合上送电的过程中断路器#2就可以, 然后合上负荷开关#2。
上述两种判断故障的方式比较适合使用在单断路器中连接单个负荷开关的设备中[3]。
3 结语
总而言之, 10 k V配电线路是否具有安全运行的能力会很大程度上影响供电的可靠性以及经济效益, 从而很大程度影响客户满意度。所以, 在管理供电企业的时候, 不仅需要采取管理措施和相应技术手段来避免和消除故障以及缺陷, 还需要适当地改造线路的自动化程度, 建设自动化匹配网, 达到快速隔离和定位故障的目的。对于降低故障停电范围以及提高定位效率等方面具有很大作用, 增加可靠性, 从而确保线路安全。
参考文献
[1]宋友文, 廖伟炎.基于智能开关的广州10 k V架空馈线自动化新模式[J].四川电力技术, 2012 (5) :46-50.
[2]罗少威.论10 k V架空馈线自动化技术及其故障处理[J].中国新技术新产品, 2010 (18) :150-151.
[3]邵薇薇.浅谈10 k V配电架空线路电压-电流型馈线自动化技术[J].科技致富向导, 2014 (1) :239.
架空送电线路铁塔设计分析 第9篇
关键词：架空送电；转角塔，不对称设计
中图分类号：TM753 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）23-0030-02
在我国实际的架空送电线路铁塔的应用中，转角塔在超过110 kV的送电线路中以每100 km仅30基左右的较小应用量成为了一种辅助型送电架空铁塔设计，但是随着城市对于电力需求量的日益增加，输电网络错综复杂，工业与普通居民对电力的需求程度不一样，使得羊角型塔、十字型塔、鼓型塔、酒杯型塔等多种传统的架空送电铁塔设计已经不再能够满足城市的用电需求。为了解决这个问题，不对称转角型铁塔的设计方案成为了解决我国越来越多大功率输电线路进入城区诸多问题的优秀设计方案。因此，优化转角塔的设计成为了一个很有研究价值的课题。
1 转角塔铁塔的主要优势
虽然转角塔也是传统架空送电线路铁塔的一种定型模式，但是其却有着自己显著的优势。在传统对称架空铁塔设计模型中，在输电线路角度发生了偏移的时候，传统对称架空铁塔极其容易因为风力从不同角度刮吹导致铁塔主体架构承受过大的压力，而导致铁塔的稳定性不足造成安全隐患，使得设计过程中设计人员不得不增加铁塔整体的用材结构规模设计来解决这个棘手的问题，因为这个原因，传统铁塔相比转角塔就造成了大量的材料浪费。而转角塔的不对称设计刚好解决了这个问题，其多变的角度设计可以满足不同地区的气候等诸多环境对于架空送电线路铁塔的技术要求。
2 架空转角塔结构的确定
确定架空送电线路转交铁塔的最终结构实际上就是确定转角塔设计过程中的两翼临界角度，因为在这个临界角度内所设计的转角塔模型都是合理的。
2.1 临界角的含义
我们知道，风由内向外方向吹来时，角度荷载方向（即导线张力、避雷线二者所产生的矢量力）与风荷载的方向相反。那么，在风的水平档距固定的情况下，转角塔模型中必然有某个转角刚好抵消铁塔整体机构所受到的水平力。反之，一旦风向转向，为了使得转角塔主体结构水平受力为零也会出现某个临界角度。
2.2 临界角度数值的确定
确定具体的临界角数值具有重大的实际价值，一旦我们能够确定这个临界角度，我们就只需要在这个临界角度内合理设计转角铁塔结构，便能因此最大程度地减少设计与施工成本。临界角由最大风速反向的风荷载确定，并且临界角的大小与反向分压大小成线性增长关系。
例如，当水平档距的大小为400 m（即档距450 m），正常规格的送电导线设计可承受的极限风速为30 m/s和20 m/s时，“临界角”的最大值分别为13.2 ？觷和11.2 ？觷（并且临界角的大小还会因为送电导线材料的差异而会有不同的数值）。
因此，在实际临界角的计算与选取中，我们为了安全起见，在忽略建设材料的诸多材料等因素的前提下，我们通常会相应的增加临界值的数值，在上面的例子中，我们便会将临界值的数值相应的增大到20 ？觷和15 ？觷，其他情况以此类推。在实际的设计与建设过程中，为了最大程度的节省设计施工成本，在保证安全前提下，如果我们能找到符合设计的转角塔模型，我们就不应该在拘泥于其他传统的架空送电线路铁塔设计模型而造成大量的不必要，甚至完全可以避免的财力与人力的浪费，因此设计出最合理临界角的转角塔便显得尤为重要。
2.3 水平档距的临界值
水平档距指的是不对称铁塔模型设计过程中，随着转角临界角度变化而随之变化的最大水平档距。临界水平档距直接影响铁塔的安全性，实际水平档距的大小与临界水平档距的大小关系是评判一座架空送电线路铁塔设计方案科学合理的主要理论依据，也是评判一座架空送电线路铁塔能否实施竣工的重要标准。
3 不对称铁塔临界角的实际应用
不对称转角塔的“临界角”仅仅为我们解决了设计上的设计难题。现代架空送电线路铁塔在我国居民工业用电的过程中扮演着极其重要的角色，因此，在合理的架空送电线路铁塔设计方案的前提下，如何保证架空送电线路的稳定性与耐用性，让建造竣工的转角塔完美适应转角塔所在地的气候、工况等许多实际情况，这在技术上也向我们提出了诸多要求。转角塔在实际应用过程中应该满足以下前提。
3.1 塔身受力要趋于稳定
在不对称转角塔设计模型中，转角塔整体所受到的荷载与导线产生的张力的方向相反时，转角塔的主体部分所受到的力的大小会发生根本性的变化。在这种情况下，控制手拉的转角塔塔身很有可能变成受压控制塔身。
3.2 合理增加临界角的实际应用数值
转角塔的实际选取的“临界角度”大于理论设计所计算出的“临界角度”时，转角塔主要的荷载方向上，其矢量方向的两侧架构所受的力会有很大的差异。如果二者的差异过小便会使得不对称转角塔的内部构造和相关材料的规格大小发生变化，从而造成不必要的成本浪费，同时其实用性也大打折扣，这是不可取的。同理，为了最大程度的节约建设材料，就必须使得二者之间存在足够的差距，使不对称转角塔结构规格和其他限制塔身结构的条件改变。换句话说，也就是较小型的不对称转角塔相比较大型的不对称转角塔而言会消耗掉更多的建设材料。与此同时，较小型铁塔的不对称设计不会成为转角塔整体架构的不利因素，因为反向风等一系列随机荷载只能是有利的因素。
3.3 科学细化建设材料的分级
在不对称转角塔的材料设计过程中，为了适应小对称转角塔的设计，我们还应该细化其他的材料分级，虽然细化材料的分级会在一定程度上增加加工、施工的复杂程度，但是对于采用小对称设计模式的转角塔是很有利的，当然，如果能在不增加加工、施工复杂程度的基础上细化这种分级自然最好不过了。
4 试验验证不对称转角塔设计的合理性
实践是检验真理的唯一标准。不对称转角设计方案的科学合理并不能等同于架空送电线路铁塔实际架设的科学合理，只有在科学合理的实践过后，我们才能确定设计方案的最终合理性。2002年9月，国家电网电力建设试验所为了验证架空送电路线铁塔的工程质量是否合格，是否能够满足实际环境对其整体架构的稳定性、耐久度等方面的诸多要求而进行了一次真型力学实验。实验过程中，研究人员选取了六种不同的试验环境：地线张力差，运行覆冰，事故断中导线，事故断右边导线，正常90 ？觷大风以及90 ？觷大风超载。试验结果表明，只有在试验荷载工况大于220%的时候，铁塔上下的两个曲形臂轴才开始出现一定程度的损坏，在这个试验荷载工况的范围内时，试验中的ZM3直线试验塔正常工作且塔身的零部件并未出现任何异常。试验结果与最初的设计要求预想完全一致，建设竣工后的铁塔是稳定安全的，我们可以将这个设计运用到实际的架空送电线路的建设中去。
5 结 语
不对称转角塔在我国架空送电路线中的应用前景是非常广阔的。一方面，不对称转角塔的设计不仅可以减小因为城市建设力度的增加而导致电力网络线过于错综复杂所带来的管理维护难度，同时也能减小城市变电所的体积大小而减少占地，优化中小型变电所的进出线路复杂程度。另一方面，我们也不能够一味地追求节约成本而在本来不适用的地理气候、输送电（比如电压压力过载等）环境下或者错误的设计建设不对称转角铁塔，而应该在科学合理的前提下优先考虑建设不对称转角塔，从而最大限度的建设合理的监控送电线路电网网络，实现效益最大化的目标。
参考文献：
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[2] 刘志华.送电线路铁塔设计研究[J].硅谷，2011，（12）.
自动架空 第10篇
当前社会经济发展迅猛,人们生活水平不断提高,供电可靠性越来越受到人们的重视。架空绝缘线是配电网的重要构成部分,相对于传统的裸导线,架空绝缘线具有经济、安全、可靠的优点,同时,电能损失和线路所占空间减小,使用寿命增加。然而,当发生雷击时,架空绝缘线容易发生断线问题,对整个电网的可靠运行造成影响,所以,对架空绝缘线防雷进行研究具有非常重要的意义。
1 雷击对架空绝缘线和架空裸导线的影响
配电线路的雷电过电压包括直击雷过电压与感应雷过电压。架空绝缘线路被雷云放电击中产生直击雷过电压,由于配电线路绝缘水平不高、相间距离较小,直击雷可能击中一相或者三相,从而造成多相闪络。架空绝缘线路附近的大地及地面物体被雷电击中,通过电磁感应将在线路产生雷电感应过电压,由于三相导线雷电感应过电压具有相同的极性、接近的幅值,因此会造成单相或多相闪络。
对架空绝缘线路而言,由于雷击发生对地击穿放电之后,导线绝缘层放电击穿点呈现出细小的针孔,在线路绝缘子的两侧针孔随机分布,通常范围是距离绝缘子轴线大约200 mm。雷电冲击闪络,沿着雷电放电通道接续工频短路电流发生起弧燃烧,但高压端弧根一直位于针孔位置,尽管受到电磁力的作用,然而由于受到绝缘层阻碍,固定在针孔位置,不能进行移动。裸导线发生雷击闪络,工频续流起弧燃烧,在电磁力的作用下,弧根可以沿导体表面朝着负荷电流的方向移动,直至开关断开,导线一点上不会固定电弧弧根,这是架空绝缘线与裸导线发生雷击最显著的区别。
如果雷击引起线路两相或三相对地短路,短路电流可能为几千安到十几千安,在热应力与电磁力的作用下,相对地电弧的弧腹漂移到绝缘子负荷侧上空,弧根仍在击穿孔位置固定,在很短时间内,温度会上升到上千摄氏度,瞬间气化熔断芯线。当雷击造成绝缘线单相对地短路时,由于配网大部分采用中性点非有效接地的形式,单相接地故障允许运行2 h,于是小电流电弧长时间灼烧导线同一位置,最终就会导致导线断线。因此遭受雷击闪络时,架空绝缘线路导线必然会发生断线,但架空裸导线发生断线的概率比较低。
2 架空绝缘线与架空裸导线的防雷方法
2.1 架空绝缘线的防雷方法
基于雷击断线的原理,雷击闪络的工频续流电弧是造成架空绝缘线路断线的根本原因。基于此,架空绝缘线的防雷方法主要有两种:
(1)疏导法。疏导法允许架空绝缘线路存在一定雷击闪络概率,然而要采取各种方法疏导雷击闪络的工频续流电弧,从而对导线进行保护,避免电弧烧伤断线现象的发生。可以采用安装防弧金具、放电箝位绝缘子等方法实现疏导的目的。
(2)堵塞法。堵塞法指的是利用各种措施,把线路遭受雷击闪络的概率尽可能降低,也可通过相关措施预防雷击闪络造成的工频续流起弧现象,从而避免绝缘导线烧伤断线问题。利用安装线路绝缘子、避雷线以及避雷器等方法可以实现上述目的。
2.2 架空裸导线的防雷方法
架空裸导线防雷通常不采用避雷线,一般是采用提高绝缘子耐压水平或增加线路避雷器等方式进行防雷。对于雷电高发区、大跨距线路等特殊线路,可以通过设置避雷线进行防雷。
3 架空绝缘线与架空裸导线的防雷措施
3.1 架空绝缘线的防雷措施
(1)防雷屏蔽线。防雷屏蔽线是基于电磁屏蔽的作用,来降低线路雷电感应过电压,通过分流、耦合,使得绝缘导线电场分布均衡,从而降低雷击断线的概率。在配电线路下部架设防雷屏蔽线,通常屏蔽线和绝缘导线之间保持0.2~1 m的安装距离。屏蔽线在架空绝缘导线横担上进行安装,在屏蔽线中间以及两端设置强制接地。利用钢绞线接地作为引下线和连接接地极,引下线使用接线端子、并沟线夹分别和横担、屏蔽线等支撑导线的附件进行连接,引下线使用统一的不锈钢扎带进行固定。中性点采用低电阻接地系统,需在接地引下线距离地面2.5 m及以下的位置安装绝缘保护套。
(2)有效降低杆塔接地电阻率。利用降低杆塔接地电阻的方式,提升绝缘导线耐雷击水平,从而有效解决雷击造成的频繁跳闸问题。对于土壤电阻率较高的地区,可以采取扩大接地网面积、爆破接地、有效使用降阻剂、延长接地极、外引接地、采用多根放射形接地体等措施,来有效降低土壤电阻率。然而,上述方法在实施过程中工程量较大,施工成本非常高,且需消耗大量人力、物力。因此,针对土壤电阻率较小的地区,可基于混凝土杆、铁塔等基础来满足自然接地电阻的要求。
3.2 架空裸导线的防雷措施
(1)使用玻璃钢绝缘横担。绝缘性能好、机械强度较高是玻璃钢绝缘横担的优势。架空裸导线利用玻璃钢绝缘横担作为支柱绝缘子横担,能够显著增多闪络路径,提高架空裸导线的耐雷击水平,降低线路的建弧率,从而有效避免雷击断线事故的发生。
(2)安装防雷支柱绝缘子。架空裸导线安装防雷支柱绝缘子能对雷击断线起到极大的预防作用。
1)利用保护型金具围绕导线构成厚实的部分,用于应对短路电弧根部燃烧效应,闪络时,电弧在保护型金具构成的厚实部分之间燃烧;
2)防雷支柱绝缘子装线端的铝合金圆柱体金具可以作为放电的一个电极,并且电场均匀,这就提高了闪络电压;
3)在金具上增加压板使得导线得到保护与固定,同时可以确保导线不外露。
(3)绝缘子处导线加装保护线条。绝缘子和导线定位的传统方式通常是圆柱体和圆柱体接触,也就是点接触,接触电阻非常大,短路电流流经接触点的时候,温度会剧烈升高,从而造成断线。对于绝缘子处导线增加保护线条,一方面能够增强导线的强度,另一方面,它使点接触变成了面接触,接触电阻大大降低,且散热面积增加,从而减少了雷击断线事故的发生。
4 结语
本文对架空绝缘线与架空裸导线的防雷差异进行了分析。配电线路的防雷水平直接影响着配电网的供电安全性与可靠性,做好防雷工作能够有效减少设备故障,因此具有非常重要的意义。合理采取防雷措施,能够有效减少雷击断线事故,降低工作人员现场抢修、维护的工作量,具有良好的经济效益;有效的防雷措施还能够减少雷击停电对企业、居民的影响,确保社会用电安全,因此社会效益显著;另外,做好防雷工作还能够提高配电网运维管理水平。所以,针对架空绝缘线与架空裸导线防雷存在的差异进行研究,对于确保电网安全运行十分必要。
参考文献
[1]吴燕,徐秀峰.10 k V架空绝缘导线的应用与防雷措施初探[J].电源技术应用,2012(12):221-222.
[2]王化山.配电线路绝缘导线的防雷措施及分析[J].安徽电力,2010(1):6-8,60.