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电力系统终端故障在线监测方案

北极星环境监测网  来源:《基层建设》  作者:谭广裕  2020/3/11 17:12:33  我要投稿  

北极星环境监测网讯:摘要:变电站大型电力设备的可靠性水平对于保证电网的安全运行和提高供电质量极为重要, 当设备发生故障导致大面积停电时会造成巨大的经济损失和社会影响。因此,对其采用在线巡视检测就是为了及时找出电力线路存在的隐患故障,便于电力维修人员第一时间进行处理对在线监测的相关技术以及故障精确定位方案流程进行细致化分析,以此达到提升电力线路运行水平的目的。

关键词:安全运行;故障精确定位;电力线路

迄今为止电力线路采用的技术手段主要是电力线路的在线监测以及故障精确定位,这两种技术手段是智能电力线路发的技术基础。其中电力线路的在线监测是找出电力线路运行中的隐患故障, 并对该隐患进行及时处理; 线路发生故障后的故障精确定位是帮助维修人员快速判断故障原因,然后进行故障恢复处理, 进而不影响居民的正常用电。然而, 在实际的电力线路运行中,其在线巡视监测和故障精确定位还有一些细节方面没有处理好, 需要进一步进行改善。

1、电力线路在线巡视监测

在电力线路在线巡视监测之前, 电力线路检查工作主要是运行电力线路维修人员对其进行定期巡视,这种方式虽然可以发现电力线路设备中存在的隐患, 但碍于本身的局限性, 缺乏对特殊环境和气候的检测, 不能做到准确的电力线路故障精确定位。如今, 电力线路在线监测系统应用而生, 其采用无线传输方式,对输电线路环境通道环境、 风速、 风向、 覆冰、 弧垂、 舞动、 绝缘子污秽、 等参数进行实时监测, 提供线路异常状况的预警, 通过对线路各有效参数的监测 。

2、配电线路故障在线监测系统

配电线路故障在线监测系统的KA2003-ZDL智能终端,可安装在架空的输配电线路上及城网的地埋电缆 (适用电压等级: 6~35 kV ),用于在线监测电力线路运行及故障情况,是一套具有远程传输能力的可分布监控, 集中管理, 即时通知型的智能化故障管理系统。在系统中, 故障检测系统可以实时监测线路运行情况, 在电力线路出现短路故障、 接地故障、过流、 停送电等情况下, 将采集的特征数据传送到主控制室。主控制室诊断系统发信息给相关管理人员,维护值班人员手机, 并在计算机上显示故障位置 。

3、电力线路故障精确定位

目前输电线路的故障测距方法主要是行波法。即利用高频故障暂态电流、电压行波或在故障后用脉冲频率调制雷达系统以及断路器断开或重合时产生的暂态信号等来间接判定故障点的位置 。行波法按采用单端或双端的电气量又分为单端法和双端法。单端测距法有两种情况。一是直接利用故障产生的电压或电流行波进行测距 。 输电线路发生故障后,故障点将产生沿线路运动的电压和电流行波,由于波阻抗不连续,行波在测量端母线和故障点发生反射。通过测定初始行波和其在故障点的反射行波到达测量端母线的时间差来进行故障测距。二是采用脉冲电流法, 向待测输电线路的故障相注入脉冲电流,脉冲信号遇到阻抗不匹配点即故障点 ( 短路点、断线点、接地点等 ) 时会发生突变。通过安装在线路测量端的电流互感器采集故障点反射的电流行波信号,根据发射脉冲与反射脉冲的往返时间差和脉冲信号在线路中的传播速度便可计算出故障点与测量点的距离。双端测距法:输电线单相接地故障后,其电压电流行波沿线路向两端传输,通过两端母线处安装的测距装置记录行波到达母线端的初始时刻进行测距 。 单端测距方法在原理上无法保证不存在测距误差 [16-18] ,双端测距方法既有较高的测距精度,又有很高的测距可靠度,且不受过渡电阻和线路两端系统综合阻抗的影响,在原理上可实现完全准确的故障定位 。目前的故障定位技术有红外测温定位法、高频感应法等多种。 已经研制出由 GPS 传送的绝缘子位置信息可结合天气预报提供绝缘子故障判据及叠加在监控中心的 GIS 系统上。系统用 Map Engine ,在电子地图上指示故障的准确方位,指导维修。

4、监测系统整体方案设计

目前 ,国内外推出了大量针对单一设备的在线监测装置 。为了开发集成监测系统 ,本文对各电力设备的待监测信号进行了分类 。对变压器 、GIS 和电力电缆等电力设备的局部放电等绝缘参量进行在线监测时 ,需要较高的采样率来采集绝缘状态信号,因此这些设备可采用高速数据采集卡 PXI-5112 和高速示波器 TDS2014 采集模拟信号。高频信号通过电缆传输给信号调理单元 ,设备与信号调理板卡一一对应 ,最后由PXI 测控单元的 PXI- 6508数字 IO 卡配合软件实现板卡类型识别及循检设备的切换 ,进而实现检测设备的即插即用。通过对电缆绝缘电阻以及其他电力设备泄漏电流值的在线监测 ,由于对传感器耦合的直流信号、 交流工频信号或非电量信号的采集不需要较高采样率, 故这些设备可采用嵌入式前置智能节点采集 。嵌入式智能单元在现场就地进行 A /D 转换并进行数据处理 ,最后通过 RS- 485 总线接入 PXI 测控机箱中的 PXI- 8440多串口卡,并通过串行通讯实现数据上传。

5、电力时间同步在线监测系统

5.1 系统设计原则

针对电力时间同步系统的现状及其缺乏监测系统等问题, 结合同步在线监测技术的分析结果,设计了一套适用于电力时间同步系统的在线监测系统,实现对同步信号运行质量的实时在线监测。

该系统设计时遵循以下原则 :

(1)系统设计是基于开放系统标准,是一套系统完整、性能可靠、技术成熟、功能完善并相对独立的系统。

(2)系统功能应包括数据的自动采集、远传、合理性检查、存储、统计、分析处理、 系统自诊断等功能。

(3)系统应具有灵活的配置性,良好的扩展性、开放性,良好的人机界面,并且能够适应未来发展需求的扩充升级。

(4)系统的部署可以充分利用现有资源,节约投资成本,使经济利益最大化。

5.2同步监测过程

时间同步监测系统的具体监测过程如下:

(1) TMU 接收北斗 /GPS 卫星信号时产生时间基准。

(2) 接收并解析站端时钟系统 IRIG-B 码信号, 计算时间偏差。 其中 IRIG-B 码信号的测量值包含变电站名、 测设备名、 被测信号类型、测量精度、 当前测量时间、 被测信号连接电缆的时延、 被测信号超限与否等信息。

(3) 站内扩展时钟通过空接点向测控设备发送遥信控制脉冲。 测控设备接收到站内扩展时钟的遥信控制脉冲后产生变位 [10] , 由仪表的事件顺序记录( sequence of event , SOE )功能记录后将相应的报文发送至 TMU 。 TMU 比较站内扩展时钟发送遥信控制脉冲的时刻与测控设备产生变位时刻从而获取其时间差。

(4) TMU 将获得的时间偏差发送至交换机。子站交换机将 TMU 上传信息发送至数据网, 由中心站的交换机进行接收并发送至服务器 [11] 。 服务器上的时间同步监测系统接收 TMU 的上传信息, 对其进行分析运算, 进行数据存储、 图形化显示、告警显示等操作, 形成对时间同步系统、 被授时设备时间状态的监测。

(5) 通过预先设置的阈值,将紧急告警信息通过短信和 E-mail 等方式第一时间告知运维人员,便于运维人员及时排除故障, 防止事态的恶化。

6.结语

综上所述, 目前电力线路采用的技术手段主要是故障精确定位以及电力线路的在线监测,极大地提高了电力线路供电的可靠性和安全性。电力线路的在线监测是找出电力线路运行中的隐患故障, 并对该隐患进行及时处理, 才能真正落实和完善电力线路的发展,进而为电力行业的长久稳定发展奠定好坚实基础。


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