故障分布（精选九篇）
故障分布 篇1
严谨高效的机务维修,是飞机处于安全适航状态的重要保障。塞斯纳(CESSNA)172R是国内数量最多的通用航空飞机,也是飞行训练初级教练机的主要机型。从2006年,国内某飞行学院大量引进该型飞机,现已建成100余架规模的塞斯纳172R机队。目前,国内学者已经针对该型飞机的飞行操纵、发动机、燃油、电源、点火、起落架等系统的常见故障展开了研究。然而,针对该机型机队全部故障时间分布特征的研究尚无文献报道。为此,本文采集机务维修年度工作数据,按照故障发现时机和美国航空运输协会第100号规范(Air Transport Association of America Specification No.100,ATA100)对故障进行分组,全面调查该机队故障时间分布情况,为民航机务精细化管理提供数据支持,保障飞行训练安全。
资料与方法
资料来源
全面收集2015年度某飞行学院塞斯纳172R机型维修资料,包括机号、故障发现时机、部件名称、故障描述及维修处置等信息。然后,整理核查资料,删除同一故障重复报告信息,分析数据真实可信。
故障编码
ATA100由美国航空运输协会与众多航空制造厂商、航空公司共同制定,用于规范不同机型的各种技术手册的编排和出版格式。该规范现已在国际民航领域广泛采用,成为民用航空器设计、制造、使用、维修等过程中技术资料、文件、报告和目录索引的国际统一编号方式,实现了数据记录、技术处理、资料检索、文件归档保管等的标准化。本文按照ATA100章节号对故障维修数据逐条编码。故障发现时机分为空中飞行、航线维护、定期维护、飞行前检查四类。
统计方法
采用PASW18.0进行统计学分析。计算单架飞机每年平均故障次数,检验数据分布特征;按照故障发现时机和ATA100分组,统计分析各类故障在季度、月份、一周的时间分布情况,计算机队日均故障数,绘制机队每日故障数时间序列图。
结果
整个机队故障基本情况
该机队共有飞机101架,全年累计发生2085次故障。单架飞机年均发生故障20.64±8.31次,中位数(P25,P75)为20(15.5,26),最大值为44、最小值为1。经Kolmogorov-Smirnov检验,单架飞机故障次数服从正态分布(Z=0.736,P=0.650)。
全部故障时间分布情况
机务维修部门全年累计工作313天,整个机队日均发现6.66次故障。从机队全年每日故障数时间序列图可以看出,最大值为17,出现在12月份,最小值为1,且序列波动较大,见图1。
从季度分布看,四季度故障数最高,共663次,占全部故障的31.80%,且日均故障数最高(7.53次/日);一季度故障数最低,共383次,占全部故障的18.37%,且日均故障数最低(5.98次/日)。从月份分布看,11月份故障数最高,共248次,占全部故障的11.89%,且日均故障数最高(8.27次/日);2月份故障数最低,1月份日均故障数最低。从一周分布看,周一故障数最高,共339次,占全部故障的16.26%,且日均故障数最高(7.37次/日);周六故障数最低,共249次,占全部故障的11.94%,且日均故障数最低(5.79次/日);周一至周六,发现故障总数和日均故障数呈下降趋势。具体见表1。
不同发现时机故障时间分布情况
统计表明,该机队空中飞行中由机组人员发现的故障最多,共630次,占全部故障的30.22%;其次为航线维护中由机务人员发现532次故障,占总故障的25.52%;再次为定期维护中由机务人员发现510次故障,占总故障的24.46%;飞行前检查由机组人员发现413次故障,占总故障的19.81%。空中飞行、航线维护、定期维护、飞行前检查日均发现故障数分别为2.01、1.70、1.63、1.32次,见表2。
从季度分布看,在空中飞行、航线维护和定期维护过程中均在第四季度发现的故障数量最高,分别占全年总故障数的为30.95%、33.27%和36.27%;机组飞行前检查在二季度发现故障数最高,为全年总故障数的31.48%,见图2。
经Pearsonχ2检验,不同发现时机的故障数在月份及一周分布情况,均存在差异(χ2=79.556,P<0.001;χ2=26.092,P=0.038)。从月份分布看,在空中飞行、航线维护、定期维护、飞行前检查过程中发现故障数,占全年故障比例和日均故障数最高的月份分别为11月、10月、10月、4月。从一周分布看,在空中飞行、航线维护、定期维护、飞行前检查过程中发现故障数,占全年故障比例和日均故障数最高的日期为周一、周三、周二、周一,见表2。
讨论
机务维修是确保飞行安全的重要环节。某飞行学院引进塞斯纳172R机型作为飞行员初级教练机已有10余年历史,并在国内组建了该机型最大的机队,在平时飞行训练和机务维修中积累了大量的故障资料。姑且不论该机务维修资料是否属于“大数据”,是否具备4V(Volume,Velocity,Variety,Value)特点,本文仅想尝试采集并分析塞斯纳172R机队年度的“所有数据”,为机务维修管理决策提供数据依据。
直放站与分布系统典型故障处理案例 篇2
分类：移动基站资料
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1.故障现象：室内分布信号泄漏问题
上海中土大厦酒店，维护测试人员发现酒店信号泄漏严重，离大楼10米，室内信号在-60dBm左右，根据室内信号覆盖要求：离楼宇10米以外，室内泄漏信号电平应在-85dBm以下。
故障分析: 在维护过程中，发现有较多的站点由于设计或施工方面的原因，造成室内信号覆盖楼宇信号泄漏。
主要有以下几种情况容易造成信号泄漏：
一、特殊区域的天线安装不合理或电平过高，主要为楼宇大门口外墙体为玻璃结构，楼面狭长过道
正对窗口等区域；
二、有源设备未经调试或调试不当，造成楼层信号过强；
三、早期室内覆盖站点，由于设计天线电平口功率过高，造成楼宇整体信号偏强；
四、楼宇结构不同问题造成信号泄漏；
五、施工过程由于没有按照设计位置安装，造成信号分布不均。
处理过程：
在酒店大堂，我们测试记录室内信号（LAC:6261、CH：
34、CID：14081、电平-40dBm），然后测试离楼宇10米外区域，观察记录信号（LAC:6261、CH：
34、CID：14081、电平-65dBm），其LAC、CID和CH与室内信号一致，排除了存在同频干扰情况。可以确定中土大酒店确实存在信号泄漏问题。其次我们需要对楼宇进行详细的信号覆盖测试，大楼高层测试：过道信号平均电平在-55dBm，窗边信号电平在-75dBm左右；大楼低层测试：
三、四层东面及北面窗边信号电平在-44dBm~55dBm，二层窗边电平在-55dBm左右，一层门口及窗边电平在-55dBm左右，其余区域信号电平在-65dBm左右，最差电平在-75dBm。可以判定造成酒店信号泄漏的区域主要为1~4层等低层。我们对大楼低层的信号分布和楼层结构情况进行分析，二楼和四楼楼层结构情况与三楼类似，酒店大堂比较空旷，外墙都是玻璃，对信号衰减很小，不利于实现对室内信号覆盖的有效控制，造成信号泄漏。
在2~4F非营业时间用负载将1~4层信号逐一进行屏蔽测试，然后我们对大楼四周离楼10米以外区域进行测试，发现室内信号邻频不可见，锁频测试室内信号都在-90dBm以下。
从上述的测试情况来看，造成中土大厦酒店信号泄漏的主要原因为：
1.特殊区域（大堂）天线设计不合理，且天线功率过高
2.2~4层部分天线安装过于靠近窗口
针对信号泄漏的区域，我们进行了布线系统调整，调整的思路和措施如下：
1.2~4层部分天线安装过于靠近窗口，由于酒店不同意天线挪位，所以我们通过调整布线器件，将天线功率进行重新分配，增强电梯厅信号电平，降低窗口信号电平至-70dBm左右。
通过调整器件，降低部分天线功率的同时，也可能增强了其它天线的功率，有时会造成新的泄漏源。为避免这种情况的发生，我们一般选取覆盖区域不宜造成泄漏的天线作为多余功率的转移点，比如：覆盖电梯的天线（井道、楼宇中间电梯厅）、覆盖地下室的天线。有时，楼宇整体功率过高，我们可以通过降低主机输出功率，来控制泄漏问题。单副天线造成泄漏，我们可以增加衰减器来降低天线功率。但是在降
低功率的同时，保证楼层信号覆盖符合要求。
2.特殊区域信号泄漏
中土大酒店门口泄漏严重，主要由于大堂内全向吸顶天线覆盖，且天线功率较高（9dBm）。由于酒店大堂比较空旷，外墙都是玻璃，对信号衰减很小，比较容易造成信号泄漏。我们可以考虑以下几种方法：
I.将大堂天线挪位，使不正对大门或离大门距离稍远（可以利用大堂柱或其它物体）
II.降低大堂天线功率
III.改变覆盖天线类型，可以采用单向或定向天线，来控制门口信号泄漏
需要注意的是：我们要先排除其它楼层信号泄漏到门口的情况。对于中土大酒店，我们可以降低大堂天线ANT3-1F功率（通过单个天线加衰减器，因为一层其余天线增强信号则会形成新的泄漏）。
整改完毕后大楼低层窗口电平控制在-67dBm左右，一层门口电平在-70dBm左右，出入口切换顺利。离楼10米外室内信号电平在-85dBm以下，基本解决了大楼信号泄漏问题。
一、传输故障
在日常抢修工单中，OMC如果不能明确确定故障部位，一般将故障定位为传输断。根据站点现场处理情况，对于传输故障我们主要将其分为3种：外环故障、内环故障、设备故障。
1、外环故障：
室内覆盖站点DDF架或ODB收信端到移动交换中心的通信链路故障。对于外环传输故障的判断，我们通过在DDF架或ODB上往交换中心作环路，通过OMC确定该环路是否通畅，如果OMC确定该环路无故障，我们将环路断开，再由OMC确定该环路是否通畅，以检查基站与交换中心之间是否存在其它
环路，以免造成对传输故障的误定位。
2、内环故障
室内覆盖站点DDF架或ODB发信端到基站主控单元的通信链路故障。对于内环传输故障的判断，我们由DDF架或ODB往主机做环路，通过设备主控板上的传输指示灯来确认环路是否存在故障。
3、设备隐性故障
基站设备隐性故障造成传输故障，比如：传输反复。
由于设备隐性故障造成传输故障比较难以判断，目前我们一般采用先排除内外环故障后，如果仍存
在传输反复故障，基本认为设备存在隐性故障。
二、传输故障的原因分析
在实际抢修过程中，我们针对传输故障的不同，对造成传输故障的原因进行分析，并采用不同的方
法加以处理解决：
1、外环传输故障
目前，造成站点外环传输故障的原因主要为：人为过失、传输设备故障和市话交换传输故障。人为过失主要指机房不是独立机房，进出人员比较复杂，在DDF架或ODB上的接头和跳线受到损坏，造成传输故障；业主在楼宇改造施工中，损坏传输设备，造成传输故障。
传输设备故障主要为ODB上的光法兰盘故障，在做外环时，发现环路存在故障，在更换光法兰盘后，重新作环路，环路通畅，复原设备后，设备工作正常，故障排除。
市话交换传输故障由于需要电信部门配合处理，我们一般现场电话通知OMC情况，由OMC进行处理。由于网络调整和资源配置的原因，交换网络经常进行调整，市话交换传输故障出现的频率比较高，而且处理过程涉及电信部门，故障处理时间有时偏长，严重影响基站设备的运行。
2、内环传输故障
内环传输故障由于发生在基站设备之间的环路，能够及时判断故障并加以处理解决。内环传输故障
主要为：接头故障、光端机故障和跳线故障。造成内环传输故障的原因，主要有几个方面：
1)机房环境
机房环境直接影响内环传输的好坏，影响设备能否最佳运行和设备使用寿命的长短。比如机房温度过高，会造成光端机运行一定的时间后出现故障；光纤老化比较快，光纤有可能会缩短使用寿命。机房灰尘较多，光纤接头容易脏。如果机房不是独立机房，客观上造成人为过失因素的增加。比如吉发大厦由于与联通设备共用机房，8月中旬联通公司晚上在机房施工，造成我方设备连续几天出现故障，经抢修后恢
复正常。2)电源提供
较多设备的电源由业主直接提供，设备电源没有一定保护措施，容易由于外界电源变化造成设备故障，比如宝山宾馆移动设备与业主设备电源共线，6月初业主设备经常跳闸断电，造成移动设备不能正常工作，经与业主协调后，移动设备电源单独走线，故障隐患排除。
3)设备质量
维护站点中光端机设备出现的故障较多，需要增强其质量检测力度；其次，接头问题主要为2M线接头制作质量不过关，需要工程施工时严格要求按规范来做。比如海烟大酒店8月6日传输断，抢修人员到达现场，发现光端机可能由于内部电路问题，不能正常工作，更换光端机后，仍然存在内环故障，经查为跳线接头损坏，重做后环路畅通，传输故障排除，设备运行正常。
3、设备隐性故障
设备出现隐性故障主要为主控板故障或主机软件设置存在问题。在确定故障后，我们暂采用更换主控板和软件重新配置来处理，由于主控板的备件比较少，在一定程度上影响设备的修复时间和对用户的服务质量。比如新元大酒店7月21日出现传输反复故障，抢修人员当天更换2M线后主机工作正常，7月23日又出现传输反复故障，电源柜存在问题处理后恢复正常，到8月7日又出现传输反复故障，我们更换光端机后恢复正常，初步怀疑设备主控板存在隐性故障，由于没有主控板备件，当日没有更换主控板，8月11日出现传输反复，更换主控板后恢复正常，设备至今工作良好。
要有效的保障设备完好运行，最大程度的减少传输故障的发生，我们认为软硬一起抓。软的方面：一方面提高抢修人员的技术水平和理论水平，提高抢修效率；另一方面完善维护制度，提高服务质量；硬的方面：保障设备质量和机房设施完备，确保网络运行最优，通信通畅。
3.故障现象：
杭州黄龙世纪广场C区12和13楼是移动公司重点客户单位的所在地，该单位的领导曾多次直接投诉到移动公司的老总那里，反映手机通话质量不好。因为黄龙世纪广场C区的室内覆盖由京信公司负责设计和施工的，所以移动公司的运维人员要求我们解决该区域覆盖的投诉问题。
故障分析、处理过程：
经检查，在占用室内的信源频点CH87的情况下，通话清晰。偶然间在黄龙世纪广场的C区北侧的楼梯口附近测试时，接到同事打来的电话，当时手机占用CH68（CID20122）的频点，我想让它占用室内覆盖的频点，就边通话边往楼内的走廊走，可是越往里走，对方听我的信号越吃力，而我可以很清晰地听到对方的说话，这说明CH68的上行有问题，而且CH68的邻频中没有室内覆盖CH87的频点，所以，不能直接切换到室内CH87的频点上，结果就导致掉话，他们所反映的问题应该就是它了。出了世纪广场C区后，我把手机锁定在CH68的频点上，顺着CH68信号强弱的特性，顺藤摸瓜一直找到CH68的基站位置，它在花园大酒店的楼顶，第二扇区，朝向东南（见下图）。相对于世纪广场C区，它的信号是比较强的。而且在花园大酒店的电梯内，发现电梯内也有CH68的信号，强度高达-50dBm，可以肯定电梯内也进行了覆盖。我根据推理分析如下：花园大酒店第二扇区的信号经过耦合，进入功率放大器，覆盖电梯，此功放因调试不当而上行噪声电平过大，影响了该基站的上行接收灵敏度，直接导致了CH68的上下行不平衡。如果，接收方信号足够强，这一现象感觉不到，但若接收方驻留在该小区信号开始变弱，又不能切换到合适的邻小区上，直接导致该信号的上行通话质量的下降。世纪广场C区就是这样的情况。找到了问题的所在，解决问题就容易了。建议把世纪广场C区的频点CH87加到花园大酒店的第二扇区CH68的邻频中，并调整花园大酒店电梯内覆盖的功率放大器，使它不至于影响基站的接收灵敏度而
收不到上行的弱信号，保持上下行链路的平衡。
4.故障现象：
直放站覆盖区域用户反应村中信号很差，无法正常通话。
故障分析:
1、首先检查直放站整个系统是否完全连通；
2、检查天馈系统是否完好；
3、检查直放站设备下行增益，看是否因为直放站下行增益不够引起信号无输出或输出过弱；
4、检查下行功放模块，看是否烧坏；
5、检查施主天线与重发天线之间的隔离度，看看是否由于施主天线与重发天线之间的隔离度不够引
起的直放站无输出或输出过弱。
处理过程：
1、经检查直放站的系统已全部连接并且天馈系统完好，检查直放站的下行增益也正常。
2、覆盖区CQT测试，CID：13701 BCCH：40 TCH：40、58。信号电平较好，室外-65左右，无
法主叫，并出现脱网现象。
3、用手机锁定该小区，手机无中国移动字样，无信号。
4、关闭直放站，在施主天线处，使用13701小区进行CQT拔打测试，主、被叫正常。
5、检查直放站有自激现象。直放站二2个扇区，上下行分开，共4幅重发天线。施主天线方向角为270度，下行重发天线角度分别170度、350度。施主天线与直放站间隔仅15米左右，并且较直放站低，系统存在自激现象。
6、检查设备输出功率，为35dBm，调整输出功率至25dBm。天线附近主叫正常，确定设备有自激。
7、直放站靠近施主端二个重发天线是下行，另一端二个重发天线是上行，将上、下行天线进对调，增加重发与施主的隔离度，再调整设备输出功率，最后测试输出33dBm有轻微自激，32dBm时无自激。
故此为直放站施主天线与重发天线之间的隔离度不够，导致覆盖区无信号或信号输出过弱，可采用
以下方法解决：
1、调整该直放站的施主天线及重发天线之间的水平距离，或者垂直距离。在施主天线与重发天线之间增加隔离网或者利用自然屏蔽物增加施主天线与重发天线之间的隔离度（不太实际，因为前期工作已经做好，要调整施主与重发天线之间的距离需移动电杆）。
2、由于直放站有二个扇区，不能通过更改施主天线方向角来解决自激，只能通过下降设备输出功率来解决自激，导致覆盖区内信号电平有所下降，现场CQT测试，可以正常通话。
5.故障现象：直放站上行干扰故障处理分析
2005年12月5日状元岙村用户投诉该村移动手机通话时话音质量较差，从OMC统计数据发现该直
放站的施主基站上行干扰严重。
故障分析、处理过程：
我方工作人员对状元岙直放站进行实地检测，首先关闭该直放机，判断干扰的产生是直放机原因还是基站本身原因。直放机关闭1小时后，观察指标正常，因此可以判断该直放机对施主基站存在严重干扰。
该直放站为光纤直放站，分A端机和B端机，A端机安装在施主基站的机房内，根据以往处理无线直放站的经验，我们先对B端机的上行通路作了调整，将上行底噪从-33dbm调至-39dbm，调整后再观察指标发现有所好转，但尚未达到正常范围，再将底噪值从-39dbm调至-48dbm，观察指标发现有好转，但依然达不到正常范围。经过两次调整后仍不能解决问题，我们分析再在B端调整已没有意义。对A端机检测时发现光输入为2dbm，底噪－69dbm。分析：基站架顶输出功率约40dbm，推算出从基站架顶到A端机光输入共损耗38db，根据底噪的理论算法底噪应小于-82dbm。因此我们对A端机的上行通路作了调整，从-69dbm调至－82dbm，观察指标发现已恢复正常，覆盖区域通话正常。
总结：
直放站对基站上行干扰处理流程
1、关闭直放站，判断干扰是否为直放站引起。
2、检查上行通路，若为光纤直放站，应调整A端机的上行通路。
3、推算出理论底噪值，调整时幅度不宜过大，应在理论值的基础上下调3db为宜。
6.故障现象：
直放站覆盖区域内出现掉话率高、通话断续、单通等问题。
故障分析: 网络服务质量不好，多是由于干扰原因引起，一般情况下，干扰是网络调整时未顾及直放站而引起的，也有一种情况是，直放站自身出现故障。
1、覆盖区网络干扰 网络优化调整，新站建设等，是引起直放站覆盖区域网络干扰的主要因素。
2、直放站上下行的链路不平衡
直放站上下行链路不平衡多数表现为上行链路不足，上行链路不足，导致掉话、断续、单通等服务
质量问题。
3、可能发生了轻度的自激
直放站自激是导致直放站覆盖区域网络服务质量差的主要因素之一。
4、上下行隔离度不够
上下行隔离度不够，能够导致上行链路受下行强信号阻塞干扰，进而导致掉话、断续、单通等服务
质量问题。
5、基站的参数设置不合理
不当的切换参数设置，容易引起不合理的切换，致使服务质量不高的小区提供服务，而服务质量较
高的小区却不能提供服务。
处理过程：
首先查看最近该区域是否开展了优化调整，如果有调整，需要进一步查看优化报告，弄清楚优化调
整的意图，然后对直放站做相应的调整。
如果，是由于新建直放站点对原有网络形成干扰，那么进行测试评估，对不合理的建设，提出合理
化整改建议。
在排除网络干扰因素后，先确定直放站是否自激，检测方法如案例一；在确定直放站没有自激的情况下，进一步检查设备的上下行隔离度，保证直放站上行不受下行强信号阻塞干扰。
上下行链路平衡测试首先应测试直放站上行的实际增益，上行不足容易导致掉话、单通等问题。直放站中，器件老化是导致上行不足的主要原因，应对相应的器件进行更换。
7.故障现象：
DT测试，发现直放站覆盖区域信号波动较大，有明显的陡降衰弱，信号电平呈阶梯状，各阶梯电平
相对平稳。
故障分析:
导致出现这种问题的因素可以归纳为以下四个：
1、直放站施主天馈系统有问题 在BTS上，有话务载频与控制载频连接不同天馈时，各耦合链路间差损不同，造成覆盖区域信号波
动。
2、直放站内部的模块工作不稳定
直放站带内波动过大，不同频点信号经过放大器的增益不同，导致覆盖区域信号波动。
3、直放站可能发生了轻微的自激
个别频点受轻微干扰，导致该频点信号电平降低。
4、不合理的小区重选、切换设置
呼叫建立发生切换，从信号强小区到弱小区切换。
处理过程：
查看DT数据，确定信号在哪些频点上波动。如果这些频点不属于同一小区，那么需要从上述第4条着手分析，检查数据对应小区之间的切换关系设置，调整切换参数。如果这些频点属于同一小区，那么首先检查直放站输入端，各支路的损耗，在确保各支路正常的情况下，检查设备的工作状况，可以通过降低直放站增益，观察再次DT数据，以确定直放站是否出现了自激的情况。如果排除了上述第1、3、4条故障存在的可能，那么用工程仪表测试直放站在各频点的增益，以确认直放站带内各点的增益是否平滑，对于故障设备，尽早返修。
8.故障现象：
某一光纤直放站开通后，在覆盖区，手机接入网络时间过长，有时甚至达到几十秒，且接入成功率
过低。试分析其原因并提出解决措施。
故障分析: 原因：
1、直放站反向增益设置值不合理；
2、搜索窗设置不合理；
3、光纤距离过长；
4、上行存在一定的干扰；
5、光纤直放站所引用扇区较忙。
处理过程： 1)、直放站反向增益设置值不合适，通过适当调整直放站反向增益值，可以缩短手机入时间，提高接
入成功率。
2）、通过适当调整基站接入参数，提高手机接入成功率。如：增大接入参数ACC_TMO，来增加移动台等待基站基站确认的时间，增大PWR_STEP，使得移动台能在更短时间内达到需要的发射功率，以接入系统，增大PAM_SZ和MAX_CAP_SZ值，增加单个探针的持续时间。
9.互调干扰 故障现象：
某大楼地下室打电话还可以，但是楼层中电话经常出现断续、对方听不清楚现象。
故障分析、处理过程：
该系统为直放站信源的全覆盖分布系统，现场检查情况如投诉所述，在楼层中打电话经常出现断续、对方听不清，此时在覆盖区域内存在由直放站放大的71和77号频点经常切换；关掉直放站，在楼层中手机占用室外83号频点，场强比较弱但是通话情况良好。判断应该是直放站信号受到干扰，且是三阶互调干扰（根据三阶互调公式：△f=2f2-f1，71号频点受到77和83号频点的互调干扰，83号频点也受到77和71号频点的互调干扰，直放站开启时，测试手机上看不见83号频点，说明83号频点受到的干扰相当大）；所以71号频点受到互调干扰，此时信号的衰弱相当大，造成了话音质量差。
调整直放站施主天线的方位角，叉开接收频点就可以解决该现象。
10.联通干扰 故障现象：
某大酒店用户投诉地下室和电梯经常有信号，但是打不出电话，而且时间很长。
故障分析、处理过程：
该系统是直放站覆盖地下室和电梯，八木天线安装在7层楼顶，初步怀疑是直放站上行有问题；用测试手机在电梯和地下室拨打电话，发现有些地方可以正常打电话，有些地方却不能拨打电话，仔细观察发现手机上的主频有切换（主频92），当其切换到94号频点时，就不能打电话了；寻找94号频点：到接收天线处，没有发现94号频点，但在八木天线附近，有一个联通的接收天线，而且联通的直放站也装在移动直放站的旁边，怀疑时由于联通的选带直放站下行滤波不好，把移动的94号频点一起放大覆盖，但其上行信号却没有放大，尝试关掉联通直放站，一切恢复正常。出现这种现象真实情况描述：是在联通的重发天线下有94号频点，当区域内94号频点场强大于92号频点时，就切换到94号频点，由于没有上行导致
了打不出电话的现象。
上报移动公司，要求联通公司的该分布厂家在其直放站上加一个频段滤波器或者调整联通直放站施
主天线位置。11.故障现象： 湖州806所2期移动直放站（该站是采用双纤传输光信号的的光纤直放站）监控轮询不成功，监控
电话拨打显示网络繁忙。
故障分析: 现场拨打测试可以发现：该站覆盖区域场强测试良好，但拨打电话时即显示网络繁忙，不能正常拨打电话。多次拨打均显示同一故障，排除无线信道不足的可能，因该站是采用双纤传输光信号的的光纤直放站，故下列三种情况均可能引起该故障：施主基站故障；直放站主机上行链路故障；光纤传输部分故障。联系机房中心确认：施主基站正常，检查该直放站主机，确认工作正常，通过光功率计对所用光纤进行测试，确认是否是上行电信号转化成光信号后传输所用的光纤断路。
处理过程：
通过现场电话拨打测试很分析确认：信号传输上行链路有问题。联系确认：施主基站正常运行；进行主机功率测试显示主机上行链路没有问题，信号传输正常；通过光功率计对光信号进行检测，发现：光纤断路导致上行信号不能正常传输。联系光纤代维人员进行测试检查，发现：系光纤被松鼠咬断所致。重新熔接该光纤后，覆盖区域上行信号传输恢复正常。覆盖区域电话拨打正常，通话质量良好。联系监控中
心进行轮询确认，轮询正常。
12.故障现象：直放站覆盖区域信号弱故障处理
直放站覆盖区信号很弱，只能在距直放站40米内有一、二格信号，场强底于-95dBm以下。
故障分析、处理过程：
现场检测：直放站远端供电正常，主机工作，光端机收发光信号正常，用频谱仪检测直放站下行输入电平正常（-21dBm），下行输出功率（+38dBm）正常。观察频谱仪屏幕显示TCH载波幅度正常，而BCCH载波幅度很底，判断为直放站接收的基站BCCH耦合链路出问题，到基站机房检查，发现该基站刚扩容，增加了一块载波板，基站的BCCH信道移动公司调整在新扩容的载波板上，TCH信道不变，因此，BCCH信号没有直接将耦合信号合路到直放站近端设备上，远端检测到的很弱BCCH信号是通过基站的发射天线空间耦合到直放站近端设备。判断该直放站相当于丢失了BCCH广播信道而出现直放站输出功率正
常，覆盖区信号很弱的现象。
现场维修：增加一个45dB基站信号耦合器，将现基站BCCH载波信号与原载波的TCH耦合信号合路。到覆盖区测试覆盖区信号正常，测打电话音质良好。故障排除。
结论：基站扩容后没有将BCCH信号合路到直放站射频输入端口，造成直放站覆盖区丢失了BCCH广播信道而出现覆盖区信号很弱的现象，手机无法正常使用。
13.故障现象：直放站同频干扰技术分析
新昌镜屏乡安山村经测打有话音质量差及手机无信号显示等现象，也发生了用户投诉。
故障分析: 经技术人员查勘，该站站址所处山头垂直有近130m高度，接收潭角基站信源，中间光纤跳接镜屏基站，与信源基站距离约2.5公里，中间有山阻挡，但在90度直角所在村庄是直视空间。特别是该站重发天线与基站覆盖区弱信号地区之间也是直视地区，我们知道在二个信号源（一个直放站发出的信号，一个是基站发出的信号）存在叠加区域时，会有同相相加和反相相加的地区。安山站这个重叠区在二站直角附近（见图），这个区域对基站距离为1000米左右有阻挡，信号为-65dBm左右，而对直放站站址较高相对也没阻挡，但距离远，定向天线约1.5公里。因此容易出现信号相当的地区造成反相叠加，不能打电话区域即同频干扰区，情况如图所示：
处理过程：
为了消除干扰区，可以下调直放站功率，但这会影响直放站覆盖区，显然不行。因此，只有改信源基站接收，使干扰区消失，否则很明显直放站功率也不能开太大，直放站发射功率必须满足P有效-L前后
比-L空间
L空间：直放机到干扰区空间衰耗
L空间=92+20lgd，P干：基站在干扰区形成的场强
P有效应该等于直放机发射功率P减去馈线衰耗，加上天线增益，安山站重发天线为二路，因此
=P-Y1+G=P-2-4+17=P+11——②
这样②式为
P有效=P+11
=-80+28+92+20lg1.5-11=+33dBm。
这就是说，安山直放站天线口功率必须控制在33dBm以下才能不产生同频干扰，经过实际调试也达
到了上述要求，但会减小覆盖面。
故障分布 篇3
关键词分布式发电故障并网控制策略
引言
分布式发电(Distributed Generation，DG)一般是指为满足某些终端用户的需求、采用接在用户侧附近的小型发电机组进行发电的一种方式。这些小型发电机组规模一般不大，大约在几十千瓦到几十兆瓦。一般而言，分布式电源是直接接入配电系统(380V或10kV配电系统)并网运行或采取独立运行的方式。与传统的高压远距离输电系统的大型电站相比，分布式发电系统更靠近用户，不需要高压输电系统，从而可使基础设施的投资大大减小，并且建设快，运行费用低，提高了供电的可靠性和电力质量。常见的DG的形式包括了一些采用天然气、氢气、太阳能、风能等具有环境友好特性的能源，因此这种发电技术是一种可利用多种能源的技术。此外，为了提高能源的利用效率和降低成本，往往采用冷热电三联供(Coinbmed，Cooling，Heather and Power，CCHP)的形式，因此从能源利用、节能和环保角度来看，这种发电技术都被认为是一种极有发展前途的发电技术。
1电网中常见的故障
1.1故障概述
电力系统可能发生的故障类型比较多，其中短路故障是电力系统中最常见、危害最严重的故障。短路是指电力系统正常运行情况以外的一切相与相之间或相与地之间的短接。在电力系统正常运行时，除中性点外，相与相或相与地之间是绝缘的，如果由于某种原因使其绝缘破坏而构成了通路，就称电力系统发生了短路故障。产生短路的主要原因是电气设备载流部分的绝缘损坏。
1.2故障主要的种类及分析
电力系统中可能发生的短路有两类：对称短路和不对称短路。对称短路即为三相短路；不对称短路则包含单相接地短路、两相短路和两相接地短路。电力系统的运行经验表明，短路故障主要是单相接地短路。
(1)单相接地短路
单相接地短路是最常见的故障，约占全部故障的80％以上。对于中性点直接接地系统，发生单相接地时，要求迅速切除故障点。对于中性点不接地或中性点经消弧线圈接地的系统，发生单相接地时，允许短时间带电运行，但要求尽快寻找接地点，将接地部分退出运行并进行处理。
(2)两相接地短路
两相接地短路一般不会超过全部故障机率的10％。
在中性点直接接地系统中，这种故障多在同一地点发生；在中性点非直接接地系统中，常见情况是先发生一点接地，而后其他两相对地电压升高，在绝缘薄弱处形成第二接地点，此两点多数不在同一点。
(3)两相短路及三相短路
两相短路及三相短路相对较少，一般不超过全部故障机率的5％，但这种故障比较严重，故障发生后要求更迅速的切除。
(4)转换性故障、重叠故障
当发生以上几种故障后，往往由于故障的演变和扩大，可能由一种故障转换为另一种故障，或发生两种或两种以上的重叠性故障，这种故障约占全部故障机率的5％以下。
1.3故障带来的危害
随着短路类型、发生地点和持续时间的不同，短路的后果可能只破坏局部地区的正常供电，也可能威胁整个系统的安全运行。短路的危险后果一般有以下几个方面：
(1)短路点的电弧有可能烧坏电气设备，同时很大的短路电流通过设备会使其发热增加，当短路持续时间较长时，可能使设备过热而损坏。
(2)很大的短路电流通过导体时，将引起导体问很大的机械应力，如果导体和它们的支架不够坚固，则可能遭到破坏。
(3)短路时，系统电压大幅度下降，对用户工作影响很大。系统中最主要的负荷是异步电动机，它的电磁转矩同它的端电压平方成正比，电压下降时，电磁转矩将显著降低，使电动机停转，以致造成产品报废以及设备损坏等严重后果。
(4)当电力系统中发生短路时，有可能使并列运行的发电厂(发电机)失去同步，破坏系统的稳定性，使整个系统的正常运行遭到破坏，引起大片地区的停电，这是短路故障最严重的后果。
(5)不对称接地短路所造成的不平衡电流，将产生零序不平衡磁通，会在邻近的平行线路(如通信线路、铁道信号系统等)内感应出很大的电动势，这将造成对通信的干扰，并危及设备和人身的安全。
2针对电网常见故障情况下的并网控制策略
一个电网系统一般连接有多个分布式电源，这样很容易导致系统的不稳定。而电网中最严重的故障是短路故障，包括单相短路、两相短路、两相接地短路和三相短路，因此研究电网短路故障下的并网控制是很有意义的。
2.1统一功率因数控制方式
电网故障时分布式发电系统可以采用的一种控制策略就是在故障期间保持统一的功率因数。向网端输送最大有功功率时，其电流设置可以按下式计算：
I=gu (1)
g=p／u2
式中：g——逆变器输出端的等效瞬态电导；
u——三相电压向量u的模，u的值在三相电压均为正弦波，且三相平衡时是一个常数。
然而，当电网故障时，逆序分量将产生一个二倍频的波动。从而注入电网的电流将不再保持正弦波形，而是含有大量高频谐波信号。
由(1)式知，电流向量每个瞬时均与电压向量保持正比关系，不包含任何与电网电压正交的分量，因此只向电网输送有功功率，而不向电网输送无功功率。故在这种控制方式下，有功功率和无功功率在故障期间都保持恒定，功率因数是常数。
2.2正序跟踪控制方式
故障时另一种可行的控制策略是随动态式跟踪电压的正序电压。与统一功率因数控制相反，在这种控制策略中，需要一个PLL系统来检测电网的不平衡状态。另外，该系统也需要对故障引起的非平衡充分鲁棒并且能够检测出电网电压的正序分量。同步锁相环PLL即为满足这种要求的一种方式。此时的唯一问题是直流侧电压的二次谐波扰动，它对正序参考电流的产生有一定影响。不过我们可以采用数字滤波器来滤除这些扰动信号，从而不对系统引入任何延迟。不管在哪种情形下，当故障发生时在直流侧部分采用电容来消除二次谐波扰动都是必须的，否则，极易发生设备故障。
在这种控制策略下，分布式电源电流在故障时将始终保持平衡的正弦波形，只因电网电压的衰减，分布式电源的电压幅值会升高。不过，不管在哪种情形下，整个故障期间无功功率和有功功率都会有二倍频的波动。
2.3恒定有功功率控制方式
还有一种在故障情形下可采用的控制策略是保持有功功率恒定控制方式。在非平衡故障时，电网电压将同时包含正序和负序分量。类似的，电网电流也将变成非平衡的，从而无功功率和有功功率同时都包含有二次谐波分量的波动。此时，若在参考电流中注入一定的负序分量，可以方便地得到对二次谐波的补偿，从而使有功功率在故障期间保持恒定。
In=IPUn／Upi(2)
式中下标p和n表示正序和负序分量。
考虑到这种控制方式有可能应用到采用比例一积分(PI)控制器对电流进行校正的控制结构中，一般还需要单独的负序电流控制器对负序电流进行额外的校正。
基于PR控制器的控制结构中，负序电流分量可以非常方便地引入参考电流中，这是因为这种控制器能够同时对正序和负序信号进行校正，这为系统的实现提供了很大的方便。然而，需要指出的是，在功率(无功或有功)恒定的控制策略中，电网电流在故障期间是非平衡的，而且在有功功率恒定的控制方式中，无功功率将承受大幅度的二次波动。
2.4恒定无功功率控制方式
在恒定无功功率控制方式下用于消除二次谐波波动的无功功率表达式和在恒定有功功率控制时非常相似，因为此时很容易通过计算得到正交于电网电压向量的电流向量，所以当需要在分布式发电系统和电网之间交换无功功率时，可以方便地对无功功率进行独立的控制。当检测到电网故障时，无功功率的参考信号要从O变换到设定值。
3结束语
洪泽地区配电网故障幂律分布特性 篇4
大气系统是一种典型的广延耗散结构系统[1,2], 其降水现象具有明显的自组织临界性[3,4,5,6]。配电网系统跨越广阔地域, 天气条件往往是影响其安全运行的决定因素, 极端天气下配电网故障大量集中发生。针对此现象, 对洪泽地区配电网故障情况展开调研, 对过去几年 (2003-1-7—2009-10-31) 里洪泽地区配网故障数据进行了统计分析, 从中找寻有关规律, 以指导配网建设、改造和运行管理, 提高工作效率, 同时进一步提高供电安全性和可靠性。
1 配电网故障数据统计分析
从洪泽地区配电网2003-1-7—2009-10-31间2 489天运行日志中, 提取了10 kV, 20 kV和35 kV系统的日故障数据, 并且将每天的故障数据的时序绘制如图1所示。
从图1可以看出, 最高故障日为2007年7月1日, 故障数量为32次。由图1还可以得到, 洪泽地区配电网故障具有比较明显的周期性, 故障高峰集中出现在每年的春季和夏季的雷雨大风时节。
为进一步分析洪泽地区配电网故障发生的原因, 对该地区配电网日故障次数降序排列后, 按全部统计日数的1%计, 取出故障最多的25天日故障记录, 并将其时间和故障原因列成表, 如表1所示。由表1可见, 洪泽地区配电网故障最多日的故障发生的主要原因均是雷雨大风等恶劣天气造成。与之内似, 其他配电网也普遍具有这种故障事件大量发生在恶劣天气下的情况[7]。由于配电网故障在雷雨大风等天气条件下大量发生, 所以这种极端天气事件对于配电网故障的统计分布有显著的影响。
2 配电网故障的幂律分布特性
经典可靠性理论在分析包括电网在内的多元件系统时, 将所研究系统分解后分别研究各元件的故障机理, 统计故障数据并给出平均故障概率, 再将多个元件综合起来分析系统整体的可靠性[8]。一般认为输配电线路、变压器及断路器等一次设备元件的失效事件可以用泊松分布描述。如果元件失效事件之间是相互独立的, 对由多元件构成的配电网而言, 单位时间内发生故障的次数应具有指数分布。实际上, 造成电网故障事件之间并非相互独立, 所以配电网故障事件是否具有指数分布有待进步一考证。结合上节分析, 洪泽地区大量发生的配电网故障事件的主导原因是春季和夏季的雷雨大风等恶劣天气, 而造成配电网频繁故障的春季和夏季的雷雨大风等恶劣天气均具有幂律分布特性[8,9,10]。综合以上的分析, 可以推测配电网故障时序有可能服从幂律分布。幂律分布累积概率函数可以用下式表述:
式中:c为常数;α为幂指数。对式 (1) 两边取对数, 可得:
指数分布的特点是在单对数坐标下可用一直线来拟合, 而幂律分布的特点是在双对数坐标下可用一直线来拟合。为探讨洪泽地区配电网故障具有指数分布还是幂律分布特性, 根据式 (1) , 以配电网日故障次数累积概率的对数为纵坐标, 以故障次数为横坐标, 可以将累积日故障概率分布绘制在如图2所示的单对数坐标下;根据式 (2) , 以配电网日故障次数累积概率的对数为纵坐标, 以故障次数的对数为横坐标, 可以将累积日故障概率分布绘制在如图3所示的双对数坐标下。
在图2的单对数坐标下, 配电网故障次数统计分布与拟合直线有点出入, 不过也近似分布于拟合直线两侧。从图3可以看出, 在双对数坐标下, 配电网故障次数统计分布近似地分布在拟合直线两侧。为进一步分析洪泽地区配电网故障究竟服从何种分布, 计算了故障统计数据与拟合直线的相关度。其中, 图2中统计数据与拟合直线的相关度为0.823 8;图3中统计数据与拟合直线的相关度为0.967 7。据此有理由推断, 洪泽地区配电网故障更倾向于具有幂率分布而不是指数分布。
进一步分析, 将统计时段内每一年的电网故障统计数据以单对数坐标和双对数坐标分别绘制于图4和图5。由具有单对数坐标的图4可见, 除2004年故障统计数据近似呈直线状外, 其他年份故障统计数据均有尾部提升的肥尾现象, 而具有双对数坐标的图5中, 各年份故障统计数据均呈直线状。由此, 可以判定洪泽地区配电网故障统计数据具有幂律分布的特性。
重新回到最多日故障原因表的表1, 从表1可以看出2004年没有发生配电网频繁故障, 也没有恶劣天气事件发生。再根据图4的单对数坐标, 2004年故障统计数据近似呈直线状, 符合指数分布。由此可以断定造成洪泽地区配电网故障具有幂律分布的主要原因是洪泽地区春季和夏季的雷雨大风等恶劣天气及其相关事件, 而恶劣天气及其相关事件具有幂律分布特性。
3 措施与建议
从运行角度考虑, 运行人员要按运行规程要求, 按时巡视设备, 及时、准确提供设备缺陷, 为检修试验提供依据, 及时发现事故隐患, 及时检修, 从而降低线路故障率。同时应该抓住配电网改造工程的机会, 对线路进行彻底改造, 更新线路设备, 增强配电线路防御自然灾害的能力。
4 结 语
通过对洪泽地区配电网故障概率统计特性的分析, 发现该地区配电网故障具有幂分布特性, 并且指出恶劣天气事件及其相关事件是洪泽地区电网故障具有幂律分布的根本原因。这一结论对研究恶劣天气对洪泽地区配电网故障的影响, 降低恶劣天气对配电网的危害以及采取相应的预防措施具有现实意义。
参考文献
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电网中故障受分布式电源影响的分析 篇5
分布式电源的并网规模逐年扩大,分布式电源接入配电网改变了传统配电网单向放射状的网络拓扑结构,对配电网继电保护的灵敏性、选择性及重合闸均造成不同程度的影响[1,2,3,4,5,6]。
据统计,电网中发生的故障中电弧故障发生率超过80%[7],所以在短路电流研究中有必要考虑电弧电阻的影响。故障电流的大小取决于电弧电阻值,而电弧电阻本身是故障电流的一个非线性函数,要精确计算出故障电流,首先要计算出电弧电阻值。传统故障电弧值计算方法有两种:一种是将电弧视作集中参数的电阻,在短路研究时用纯电阻来代替,故障电阻全凭经验来估算;另一种方法是进行简化,忽略故障电弧的存在,直接用求解短路问题的常规方法来解决问题[8]。显然,第二种方法中计算结果的正确性无法保证。
短路特性是保护配置的前提和依据,而影响配电网的故障特性的因素也随着分布式电源的接入而变得多样,因而有必要对这些因素进一步研究。
1 计算原理分析
本文采用了基于混合补偿法的配电网短路分析法。此方法把三相分布潮流的计结果作为故障前的状态[9],更新混合电流注入值之后的结果作为故障后的状态。该方法需要创建一个故障戴维南等效阻抗矩阵,并结合循环断点补偿、分布式电源补偿和应用于协调相位的故障补偿三种补偿方法进行分析。
设单位长度的电弧电压为Ea,Ea表达式如下[10]:
由数据记录分析得出电弧电阻的公式如下[11]:
式中Ra是电弧电阻,单位是Ω;L是电弧长度,单位是m;If是电弧电流,单位是A;Ea单位长度电弧电压的单位是V/m。
将(1)式代入(2)式可得电弧电阻:
据(3)式可知电弧电阻是其电流的一个非线性函数,与电弧的长度成正比。在故障点构建电弧模型[12],采用基于迭代混合补偿短路算法来构建非线性电弧电阻,通过迭代计算出短路电流和电弧电阻。迭代法求解步骤如下(k是迭代指数):
第一步:设电弧电阻的起始值为零,Ra(k=1)=0。
第二步:使用短路补偿法及在上面第k步中的电弧值,计算故障电流If(k=1)。
第三步:k=k+1。
第四步:利用(3)式和If(k)来计算电弧电阻Ra(k)。
第五步:更新的戴维南等效阻抗矩阵Zt,计算故障电流If。
第六步:验证是否满足精确度:|Ra(k)Ra(k-1)|<ε(=0.000 1),转到步骤三或停止。
上述的方法适用于现行的大多数的三线制、四线制中性点有效接地或不接地系统中压配电网。因为实际应用时变压器的不同配置和负载模型也影响短路电流值,所以要根据具体情况分析。
2 算例分析
在PSCAD/EMTDC中建立IEEE34节点网络仿真模型(如图2所示)。测试网络总消耗功率是1 770 k W,负载集中在距供电网56 km处的连接点上。最远的节点距供电网59 km。网络在一个单一的电压水平下进行模拟。变电站69 k V/24.9 k V(Δ/Y),低压侧接地,系统的等效系统阻抗为(5+j5)Ω/相。绕线转子异步风力发电机连接在节点23上,额定输出有功功率为300 k W,计算输入无功为134.5 k Var,输出电压25.1 k V,内阻Zw=(0.6+j1.5)Ω/相。设电弧长度L=0.15 m。
为了评估分布式电源对故障的影响、说明考虑电弧的必要性,本文主要做了两个仿真研究,考虑了位于配电网不同地点的几种常见故障类型。在第一个仿真中,没有分布式电源接入。在第二个仿真中,分布式电源由节点23并入电网。仿真中忽略了接地电阻,对于相间故障和两相接地故障,分别测量两个故障相的故障电流值并利用(3)式计算电弧电阻值,对于三相接地故障,测量三相电流值并利用(3)式计算三个电弧电阻值,将最后结果导出,作图比较,如图3所示。
图3所示为分布式电源接入前后30节点三相接地故障电流值。分布式电源的接入节点23后,显著提高了故障电流水平。如图4所示,在分布式电源接入前后的测试网络发生单相接地故障和三相接地故障时的电弧电阻。结果显示,分布式电源加剧了配电网的故障水平,电弧电阻值比之前变小了。相间故障和两相接地故障情况与上述情况类似。当故障发生在分布式电源接入点和邻近的节点上时,故障电流水平的提高非常显著,使得电弧电阻降低。改变分布式电源的接入位置,故障电流也将随之改变,同时影响电弧电阻值。
在测试网络的分析中,当分布式电源接点远离变电站时,三相和单相短路的故障电流水平显著增加。电弧电阻计算值在0.4~2.5Ω之间。远离变电所发生单相接地故障,电弧电阻达到最大值。
设没有分布式电源接入的配电网电弧电阻Ra和有分布式电源接入时的配电网电弧电阻Rag之间的差异为ΔRa=Ra-Rag。ΔRa的值代表了分布式电源对不同节点相接地故障的电弧电阻的影响,如图5所示。在馈线的末端ΔRa达到最大值,即在馈线的末端发生故障时,分布式电源对电弧故障的影响最大。
由于忽略了电弧,而造成故障电流计算的误差表达式如下:
其中If0是忽略电弧的情况下,馈电网顶端的故障电流。Ifarc是考虑电弧的情况下电网顶端的故障电流。
图6显示了根据式(4)计算的误差值。没有分布式电源接入时,由于忽略电弧,故障电流的计算误差范围为2~12.2%。在馈电线路末端发生单相接地故障时,误差最大。
3 线路中电弧故障的影响因素分析
将仿真中的绕线转子异步风力发电机换双馈异步风力发电机,额定功率和额定电压相同时,同样在30节点处测得的故障电流如图7所示。
双馈风力发电机与绕线异步风力发电机不同,绕线异步风力发电机定子直接接入电网,发电机在输出有功的同时还要向电网吸收无功,补偿期间异步发电机励磁电流减小,发电机输出故障电流能力下降;双馈异步风力发电机定子侧接入电网,转子侧采用三相对称绕组,经背对背PWM(脉宽调制)双向变流器接入电网,为转子提供不间断的交流励磁电流。
图7 30节点在不同种类分布式电源下三相接地故障电流值(左图绕线异步风机情况下,右图为双馈机情况下)
除了风力发电机的类型能够影响故障处的响应特性外,风机所处位置的风速也会影响故障点电流。如图8所示,表示在其他条件相同时,不同风速下故障电流的比较。
图8不同风速时30节点三相接地故障电流值(左图风速为4 m/s时,右图风速为12 m/s)
影响带有分布式电源的配电网中故障特性的因素还有很多,比如故障类型、故障点位置、并网控制方式等。此外,故障切除后,不同条件下风力发电机的电压恢复能力不同,这使得故障特性呈现出多样性。为了确保分布式电源并网后配电网的安全性,有必要对接入分布式电源后的配电网在发生故障后的不同故障特性进一步研究。由于篇幅所限,这里不一一分析了。
4 结束语
含分布式电源配电网的故障定位 篇6
配电自动化是提高供电可靠性、扩大供电能力和实现配电网高效、经济运行的重要手段[1]。配电网故障定位是配电自动化的基本功能之一,长期以来,国内外学者围绕配电网故障定位问题开展了大量研究,取得了许多成果[2,3,4],但较少讨论分布式电源(DG)分散接入配电网时对配电自动化系统故障定位的影响。
文献[5-6]研究了DG对配电网馈线继电保护配合的影响。文献[7-11]研究了同步发电机、鼠笼异步感应发电机(SCIG)、双馈异步感应发电机(DFIG)和直接或间接电流控制型逆变器类DG接入配电网后的短路电流分析问题。
上述研究表明,故障时由DG提供的短路电流会对配电网继电保护配合产生一定影响,并且一些DG的故障电流特性较为复杂,且易受自然条件的影响,这些都会给配电网故障处理带来一定困难。
本文旨在分析DG对配电自动化系统故障定位的影响,探索含DG配电网故障定位的解决策略。
1 DG的故障电流特性
DG包括热电联产(CHP)发电、微型燃气轮机发电、小型水力发电、风力发电、光伏发电、太阳能发电、生物质能发电、燃料电池等。
按照DG与配电网的接口方式不同,DG可分为变流器类电源和电机类电源。本节主要讨论DG的最大短路电流,即DG在自然资源充足情况下提供的短路电流。
1.1 电机类DG
通过同步发电机或异步发电机直接连接到配电网的DG属于电机类DG。通常,CHP发电和小型水力发电等采用同步发电机直接并网,而风力发电一般采用SCIG或DFIG直接并网。
根据文献[7-8],在并网点发生短路时,同步发电机输出的起始短路电流可达额定电流的7倍左右。如果短路点距离DG安装点较远,考虑到线路阻抗和非理想金属性短路,实际短路电流会小一些。
根据文献[7,9],在并网点发生短路时,SCIG提供的起始短路电流约为额定电流的5~7倍,此后经过约3~10个周期逐渐衰减到零。
根据文献[7,10-11],在并网点发生短路时,DFIG会产生8~10倍于额定电流的起始短路电流,然后逐渐衰减。若在短路期间,DFIG的转子功率控制器仍维持有效,则DFIG会提供持续的短路电流,但其值会限制在略高于负荷电流。但若发生短路时,Crowbar电路起作用,将转子绕组短接,则DFIG的短路电流特性与SCIG类似,稳态短路电流趋于零。
1.2 变流器类DG
通常,燃料电池、光伏电池、直驱式风力发电、微型燃气轮机和储能装置等都是通过变流器并网的。变流器类DG的限流特性取决于变流器的控制与保护策略。
接入到配电网运行的变流器类电源基本上采用三相电压源变流器(VSC),其直流母线接收来自DG或储能装置的直流电,由VSC将直流电逆变为与电网电压同步的交流电,经过连接电抗器的缓冲和滤波后接入配电网中。
VSC存在直接电流控制和间接电流控制2种基本控制策略,其短路电流特性显著不同。
直接电流控制方式可以实时控制交流电流的瞬时值[7,12]。在并网点发生短路时,DG向短路点提供的短路电流始终可以控制在设定的允许过电流范围(一般为1.2~1.5倍的额定电流)之内。
对于间接电流控制,由于存在调节过程,在配电网发生短路时,将会出现一个暂态过程。次暂态短路电流的大小取决于变流器的电路参数,一般不超过4倍额定电流,稳态短路电流将限制在过电流设定值范围(一般为1.2~1.5倍的额定电流)之内。
2 含DG配电网的短路电流计算
含DG配电网的短路电流计算依赖于配电网结构、DG接入位置,以及所有无源和有源元件的等值模型。配电网的短路电流在短路期间是一个动态变化过程,要求一个模型能够反映短路全电流的变化过程非常困难,因此,短路电流特性常用一个最大的次暂态短路电流(起始短路电流)和一个最小的稳态短路电流来表征。而对配电自动化系统故障定位影响较大的主要是次暂态短路电流。
含DG配电网的短路电流计算一般遵循以下步骤:首先建立DG的等效电路,电机类和采用间接电流控制的变流器类DG等效为电压源和次暂态电抗的串联形式,而采用直接电流控制策略的变流器类DG等效为电流源;之后将DG的等效模型、配电网各元件以及系统侧等效电源按照元件之间的电路连接关系连接起来,形成配电网的短路分析模型;再根据电路连接关系,求取各电源点(包括配电网的系统等效电源)单独在网络中引起的短路电流,即该电源对短路电流的贡献;所有电源产生的短路电流之和即为系统的总短路电流。
上述短路电流没有包含非周期分量,馈线终端、配电终端中故障电流检测虽然采用傅里叶算法,但由于存在互感器和采样误差,以及非周期分量影响难以完全排除,在设置电流定值时需采取乘系数的方式加以考虑。
3 DG对传统故障定位策略的影响及解决方案
DG接入配电网后,会改变配电网的短路电流水平和方向。由于DG容量一般较小,提供的短路电流也较小,而且短路电流会受到光照和风速等自然因素影响,因此,增加了继电保护配合的困难。但也由于DG提供的短路电流较小,对配电自动化系统的故障定位一般不会造成较大影响,利用这个特点,完全有可能采用附录A所述的基于故障电流的传统故障定位规则或者是对其稍加改进就能实现故障定位。
3.1 DG接入的相关限制
为了减少DG对配电网的影响,对DG的接入一般有以下限制。
1)国家电网公司标准Q/GDW480—2010《分布式电源接入电网技术规定》要求,DG总容量原则上不超过上一级变压器所供区域负荷的25%。
2)IEEE起草的DG并网标准Std 1547.2中,定义了刚性系数(SR)的概念。SR定义为公共连接点(PCC)含DG的配电网短路容量与DG短路容量之比,并要求SR不能低于20。SR反映了DG对PCC处短路电流的贡献。
3.2 DG接入上游母线的情形
对于DG接入上游母线的情形,无论接入数量多少,在SR满足Std 1547.2标准要求的情况下,根据故障电流信息,采用基于故障电流的传统故障定位规则(见附录A)就能实现故障定位。但是,需要将DG接入点开关和DG出口断路器处的配电终端的故障电流信息上报阈值均根据主电源的短路电流设置,使流过主电源所提供的短路电流时超过该阈值而上报故障电流信息,但流过DG所提供的短路电流时不超过该阈值而不上报故障电流信息。
例如:对图1所示的情形,开关S1,S2,A,B,C,D,E上报故障电流信息的电流阈值均根据主电源的短路电流设置,DG接入点开关S3和DG出口开关G上报故障电流信息的电流阈值也根据主电源的短路电流设置。
当DG发生故障时,开关S3和G均上报故障电流信息,因此,依据传统故障定位规则可判定是DG故障。
当开关G与S3之间的线路上发生故障时,只有S3上报故障电流信息,这是因为开关G的电流阈值根据主电源的短路电流设置,而G只流过DG所提供的短路电流。因此,依据传统故障定位规则可以判定是G与S3之间馈线故障。
当母线所带某条馈线上,如开关E下游区域故障时,此时只有S2,D和E上报故障电流信息,因此,依据传统故障定位规则可以判定是E下游区域故障。
对于多个DG接入母线的情形,由于非故障DG支路与来自主电源的短路电流相叠加,因此上述选择性更容易满足。
对于由于光照和风速等自然因素导致DG出力严重减少的情形,故障时流过DG出口断路器的短路电流可能很小而使其过电流保护不能启动,此时可依靠DG的“反孤岛”保护动作使得DG从电网脱离(对于DG接入馈线的情形也是如此)。在这种情况下,不会影响依据传统故障定位规则进行故障定位的准确性。
3.3 DG接入馈线的情形
对于DG接入馈线的情形,当某个区域发生故障时,除了该区域的主电源侧端点会流过主电源所提供的短路电流以外,对于该区域与DG连接的端点也会流过相应DG提供的短路电流。若主电源提供的短路电流与DG提供的短路电流相差较大时,可以设置故障电流上报阈值,当流过主电源所提供的短路电流时超过该阈值而上报故障电流信息,而流过DG提供的短路电流时未超过该阈值而不上报故障电流信息,从而根据故障电流信息依靠传统故障定位规则就可以进行故障定位。但是,若主电源所提供的短路电流与DG提供的短路电流相差不大时,则难以使设置故障电流上报阈值达到上述目的,根据故障电流信息依靠传统故障定位规则进行故障定位会发生误判。
例如:对于图2所示的情形,开关A,B,C包含的区域内部故障时,开关S和A流过主电源所提供的短路电流,开关B,E和G流过DG所提供的短路电流,若两者差别较大,则只有S和A上报故障电流,依据传统故障定位规则可以正确判断出故障发生在开关A,B,C包含的区域内。若主电源所提供的短路电流与DG提供的短路电流差别不大,则可能造成开关S,A,B,E和G均上报故障电流信息,依据传统故障定位规则无法判断出故障区域。
显然,故障区域距离主电源越远则其提供的短路电流越小,故障区域对侧的DG容量越大、距故障点越近则其提供的短路电流越大。
设馈线的额定载流量为IC,无论何种类型的配电网架,在满足N-1准则情况下,对于一条馈线转带对侧馈线的部分(对于多分段多连接、多供一备网)或全部(对于“手拉手”环状网)负荷的最严酷情形,所提供的负荷电流最大不能超过IC。
参照Q/GDW480—2010要求,DG总容量原则上不超过上一级变压器所供区域负荷的25%,规定分散接入每条馈线的DG总容量不超过该馈线最严酷情形下所带负荷的25%,则在最严酷情形下每条馈线上的DG总额定电流不超过IC/4。
由第1节可知,电机类DG和间接电流控制的变流器类DG的短路电流最大不超过DG额定电流的10倍,直接电流控制的变流器类DG的短路电流最大不超过DG额定电流的1.5倍。
因此,若全部采用电机类DG和间接电流控制的变流器类DG,则在最不利情形下,2条馈线上DG提供的短路电流最大不超过10IC/4,再考虑1.5倍的可靠系数,将各个开关处的配电终端的故障电流信息上报阈值整定为不低于15IC/4。此时只要能够保证在负荷转带情况下,线路末端短路时主电源所提供的最小短路电流不低于故障电流信息上报阈值,就可使各个开关处的配电终端在流过主电源提供的短路电流时上报故障电流信息,而流过DG提供的短路电流时不上报故障电流信息,即可确保故障电流信息上报具有选择性,从而根据故障电流信息依靠传统故障定位规则就能进行故障定位。
若全部采用直接电流控制的变流器类DG,则在最不利情形下,2条馈线上DG提供的短路电流最大不超过3IC/8,再考虑1.5倍的可靠系数,将各个开关处的配电终端的故障电流信息上报阈值整定为不低于9IC/16。此时只要能够保证在负荷转带情况下,线路末端短路时主电源所提供的最小短路电流不低于故障电流信息上报阈值,即可确保故障电流信息上报具有选择性,从而根据故障电流信息依靠传统故障定位规则就能进行故障定位。
但是考虑到DG接入以后,当在DG接入点下游发生故障时,会导致流过其上游开关的短路电流减小,因此,在确定负荷转带情况下线路末端短路主电源所提供的最小短路电流时,需要计入这种影响。图3所示为一个典型的含DG馈线的短路简化分析电路。
图中:为系统侧电源等效电势;XS为系统侧电源等效电抗;Z1,Z2,…,Zn为各段线路的阻抗;为了确定最严重的情况并便于分析,将DG按照其出口短路时所能提供的最大短路电流近似等效为电流源,即认为DG提供的短路电流不受线路阻抗的影响,为各DG的等效短路电流,并假设的相角相同,均为α,上述假设比实际情况更加严酷。
由图3可以看出,DG接入以前,线路末端短路时主电源提供的短路电流为:
DG接入以后,线路末端短路时主电源提供的最小短路电流,即离电源点最近的DG接入点上游的短路电流为:
对比式(1)和式(2)可以发现,DG接入后造成线路末端短路时,流过其上游开关的短路电流减小的部分为:
一般情况下,对于某条给定的馈线应有Z1,Z2,…,Zn的阻抗角相等,假设线路的阻抗角为,同时令
则式(3)可以转化为:
的有效值为:
将式(6)作为目标函数,约束条件为:
式中:ZL为线路总阻抗,为常数;I为DG总等效短路电流,为常数。
运用拉格朗日数乘法求解,可得当IDG,1=I且IDG,2=IDG,3=…=IDG,n=0时,ΔISC取得极大值且极大值为ZLI/Z。由于ZL≤Z,因此ΔISC最大不超过I。即当DG全部由首端集中接入时,对线路末端短路主电源提供的最小短路电流影响最严重,并且减小的短路电流最大不超过DG的总等效短路电流,当全部采用电机类DG和间接电流控制变流器类DG时,ΔISC最大不超过10IC/4;当全部采用直接电流控制的变流器类DG时,ΔISC最大不超过3IC/8。
上述分析针对的是三相短路的情况,而主电源提供的最小短路电流一般出现在两相相间短路时。不考虑DG影响时,两相相间短路电流近似为三相短路电流的槡倍。
因此,计入DG对负荷转带情况下主电源所提供的最小短路电流的影响以后,在全部采用电机类DG和间接电流控制变流器类DG时,要使故障电流信息上报具有选择性,应满足
即
在全部采用直接电流控制变流器类DG时,要使故障电流信息上报具有选择性,应满足
即
式(12)对于正常设计的配电网一般总是成立的,因此,对于全部采用直接电流控制变流器类DG的配电网,只要DG接入容量不超过该馈线正常情况下所带负荷的25%,均可采用传统故障定位规则进行故障定位。对于全部采用电机类DG或间接电流控制变流器类DG的配电网,显然不能确保式(10)总是成立。
根据式(10)和式(12)可以在已知某个配电网主电源短路容量的条件下,计算得出对于不同类型和截面导线,在接入不同类型DG时,能够满足故障电流信息上报选择性要求的供电距离。几种典型类型和截面导线的载流量和阻抗参数如表1所示,当主电源短路容量分别为100 MVA,200 MVA和500 MVA时,相应的各种类型和截面导线满足故障电流信息上报选择性要求的供电距离如表2所示。
由表2可见,当全部采用电机类DG或间接电流控制变流器类DG,且限制分散接入每条馈线的DG总容量不超过该馈线最严酷情形下所带负荷的25%时,对于城市电缆配电网或供电半径较短的城市架空配电网,一般能够保证主电源提供的短路电流显著高于DG提供的最大短路电流,使各个开关的配电终端的故障电流信息上报具有选择性,从而依靠故障电流信息就能进行故障定位。但是对于供电距离较长的架空配电网(尤其是农村配电网),有可能不能满足上述要求。
表3反映了在最不利情形下,当主电源短路容量分别为100 MVA,200 MVA,500 MVA时,采用LGJ-240架空线或YJV-240电缆供电,在不同供电距离下,若要根据故障电流信息利用传统故障定位规则就能进行故障定位,对于馈线上电机类DG接入容量比例的上限要求。
注:S1,S2,S3分别表示主电源短路容量为100MVA,200MVA,500 MVA。
当然,由于上述结论都是针对最不利情况的,所以得出的结论比较苛刻。实际应用中,如果DG分布比较分散或电机类DG的比例较小,则更加有利,供电距离也可以更长些,或者接入容量比例可以更大些。
3.4 架空配电网的改进故障定位策略
由上文分析可见,对于城市电缆配电网而言,在其供电距离范围内,根据故障电流信息依靠传统故障定位规则基本上都能正确进行故障定位。
对于架空配电网,其能够满足DG与主电源短路电流水平差异性要求的供电距离偏短,尤其是以架空线为主的农村配电网的供电半径一般都较长,接纳DG尤其是电机类DG的容量也偏高,根据故障电流依靠传统故障定位规则进行全范围故障定位比较困难。
但是,架空配电网一般需要根据重合闸来判断永久性故障和瞬时性故障,而根据Q/GDW480—2010规定,非有意识孤岛的DG必须在馈线故障后2s内从电网脱离。利用上述特点,可以对根据故障电流信息的传统故障定位策略作如下改进。
1)馈线开关采用负荷开关,只有变电站出线断路器具备过流保护和一次快速重合闸功能,重合闸延时时间为2.5~3.5s。
2)故障发生后,变电站出线断路器过流保护动作跳闸。
3)2s后,该馈线上的DG全部从电网脱离。
4)变电站出线断路器跳闸后经2.5~3.5s延时进行重合,若是瞬时性故障则恢复全馈线供电;若是永久性故障,则变电站出线断路器再次跳闸,此时配电自动化系统采集到的故障信息就排除了DG的影响,可以根据故障电流依靠传统故障定位规则进行全范围故障定位。
上述改进策略对于接入任意容量DG的情形均适用。对于因系统短路容量较小(即短路电流水平较低)导致超出选择性适应范围的电缆馈线也可参照。
3.5 选择故障定位策略的一般原则
根据上文论述,对于含DG配电网的配电自动化系统在选择故障定位策略时,一般可以遵循如下原则。
1)若DG是从母线接入配电网,则无论是架空线还是电缆配电网,都可以依据故障电流信息采用传统故障定位规则进行故障定位。
2)对于DG接入馈线的情形,若DG类型均为直接电流控制变流器类DG,则当限制分散接入每条馈线的DG总容量不超过该馈线最严酷情形下所带负荷的25%时,可以依据故障电流信息采用传统故障定位规则进行故障定位。
3)对于DG接入馈线的情形,若DG类型全部为电机类DG或间接电流控制变流器类DG,当限制分散接入每条馈线的DG总容量不超过该馈线最严酷情形下所带负荷的25%时,只要供电距离在满足表2所示的DG与主电源短路电流水平差异性要求的范围之内,或者是当供电距离一定时,只要DG接入容量在表3所示的范围之内,则都可以根据故障电流信息采用传统故障定位规则进行故障定位;若供电距离或DG接入容量超出表2和表3所示的范围,则需要按照第2节的方法对各区域故障后流经各开关的短路电流进行计算,如果可以找到一个阈值,能可靠地将来自主电源的短路电流和DG提供的最大短路电流区分开,只有流过主电源提供的短路电流时配电自动化终端才上报故障电流信息,则仍可以根据故障电流信息采用传统故障定位规则进行故障定位。
4)对于不能根据故障电流信息依靠传统故障定位规则进行故障定位的架空配电网,需要采用3.4节所述的改进故障定位策略。
4 实例分析
图4所示为一个典型的DG从馈线接入“手拉手”环状架空配电网的算例,图4(a)为其正常运行时的状态。图中:S1和S2为变电站出线开关;A,B,C,E,F为线路分段开关;D为联络开关;G和H为DG出口断路器。线路导线型号均为LGJ-240钢芯铝绞线,括号内的数字分别代表各馈线段的长度。DG1为DFIG型DG,DG2为间接电流控制变流器类DG,DG1和DG2的额定容量均为1.25 MVA。S1和S2系统侧电源的短路容量分别为500 MVA和250 MVA。
根据表2、表3的计算结果,该“手拉手”环状配电网的DG接入容量比例约为馈线载流量的25%,主电源的短路容量较小的一侧为250MVA,但是供电距离已经达到7.5km,超出了最不利情形下LGJ-240导线能够确保故障电流信息上报选择性要求的供电距离范围,因此,无法直接按15IC/4整定各个开关的故障电流信息上报阈值。但此时由于DG1和DG2之间线路阻抗影响的存在,再加上DG2为间接电流控制变流器类DG,实际上DG1和DG2提供的最大短路电流应达不到最不利情况下的10IC/4,因此,可以按照第2节的方法进行短路电流计算,尝试能否找到一个阈值将来自主电源的短路电流和DG所能提供的最大短路电流区分开。计算中DG1的次暂态电抗标幺值取0.1,DG2的次暂态电抗标幺值取0.167。
图4(b)所示为该配电网在S2侧电源发生故障后由S1侧电源转带全部负荷的情形,通过对其在各个区域的端点处发生故障时的短路电流进行计算可得。该情形下由主电源提供的流经各个开关的最小两相相间短路电流为1.62kA,而由DG单独提供的流经各个开关的最大短路电流为0.93kA。
图4(c)所示为该配电网在S1侧电源发生故障后由S2侧电源转带全部负荷的情形,通过对其在各个区域的端点处发生故障时的短路电流进行计算可得。该情形下由主电源提供的流经各个开关的最小两相相间短路电流为1.52kA,而由DG单独提供的流经各个开关的最大短路电流为0.89kA。
由以上计算结果可以看出,对于该含DG的“手拉手”环状配电网,DG提供的最大短路电流为0.93kA,而主电源提供的最小短路电流为1.52kA。虽然不能直接按15IC/4整定各个开关的故障电流信息上报阈值,但考虑1.5倍的可靠性系数,可将各开关的故障电流信息上报阈值整定为1.35kA,即可确保故障信息上报的选择性,从而仍可以根据故障电流信息采用传统故障定位规则进行故障定位。
5 结论
1)选择含DG配电网的配电自动化系统故障定位策略的一般原则是:如果可以找到一个阈值,能可靠地将来自主电源的短路电流和来自DG的短路电流区分开来,只有流过来自主电源的短路电流时配电自动化终端才上报故障电流信息,则可以根据故障电流信息采用传统故障定位规则进行故障定位。
2)在满足IEEE Std 1547.2规定的SR要求的条件下,对于DG接入母线的情形,配电自动化系统可以采用传统故障定位规则进行故障定位。
3)当限制分散接入每条馈线的DG总容量不超过该馈线最严酷情形下所带负荷的25%时,城市电缆配电网根据故障电流信息依靠传统故障定位规则基本上都能正确进行故障定位,对于架空配电网在供电距离较短时,也可以根据故障电流信息依靠传统故障定位规则进行故障定位,在供电距离较长、接纳DG尤其是电机类DG的容量偏高时,则须采用改进的故障定位策略。
摘要：为解决含分布式电源配电网的故障定位问题,对分布式电源的故障电流特性和含分布式电源配电网的短路电流进行了分析,探讨了根据故障电流信息和传统故障定位规则,对含分布式电源配电网进行故障定位的可行性分析。文中提出一种针对架空配电网且根据故障电流信息的改进故障定位策略,利用重合闸与分布式电源脱网的配合,解决含分布式电源架空配电网故障定位难题。研究结果表明:对于分布式电源接入母线的情形,可以根据故障电流信息,依靠传统的故障定位规则进行故障定位;在适当限制分布式电源接入馈线容量比例的条件下,对电缆配电网和供电距离较短的架空配电网,根据故障电流信息采用传统故障定位规则基本上都能正确进行故障定位,而对于供电距离较长、接纳电机类分布式电源容量偏高的架空配电网,需采用根据故障电流信息的改进故障定位策略。
关键词：配电网,配电自动化,分布式电源,短路电流,故障定位
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故障分布 篇7
电网多年运行经验表明,架空输电线等输变电设备长期暴露于大气环境之中,其能否安全可靠运行与外部气象环境有密切关系。 因此,认识输电线路的故障特性、提升电网运行可靠性水平一直是电力系统规划、调度运行、设备维修等工作所关注的重点。
文献[1-2]指出自然灾害、气候因素是造成我国架空线路非计划停运的主要原因,2011 年自然灾害、气候因素导致的220~500 k V输电线路非计划停运占非计划停运总次数的84.36%。 气象环境影响输电线路的安全可靠运行主要有2 种形式:气象条件的累积作用,如温度、日照的逐渐累积和不可逆过程导致导线抗拉强度损失的老化失效;气象灾害的冲击作用,如雷击、台风、山火等对输电线的电气绝缘或物理强度的破坏而导致强迫停运。
在气象环境对输电线路的累积作用研究方面,文献[3-4]考虑了环境温度、风速、风向、日照等气象条件对输电线路老化作用的影响,提出了用威布尔分布来描述计及气象条件累积作用的输电线路老化失效模型;文献[5]在进行输电线路动态增容运行风险评估时,提出模拟产生与线路热容量相关的环境温度、风、日照等气候模型各参数后验分布的随机序列来获取气候模型,进而利用该模型通过蒙特卡洛模拟来预测导线温度的分布。
在气象环境对输电线路的冲击作用研究方面,文献[6]对北京电网1990—2009 年间的电网故障记录进行了分类筛选与统计分析,研究了与气象相关的电网故障逐月时间分布特征,但未给出明确的数学描述;文献[7]利用1983—2008 年河北省灾情直报数据,分析了大风对河北电网设施损毁的时空分布规律,指出故障逐月分布呈现明显的单峰特性,6—8月为主要的故障高峰期;文献[8]分析了我国南方某地区电网跳闸事件的时间分布特征,指出故障集中发生在4—9 月,与当地的雷电天气时间分布(4—9月)、暴雨天气时间分布(5—9 月)、台风天气时间分布(4—10 月)成明显的同步相关性特征。 文献[9]建立了强风雨荷载下输电线路的可靠性模型。 前述研究成果揭示了电网故障与气象灾害之间的关联关系,但尚缺乏对这些关联关系的数学描述。
在电网概率风险评估中,描述元件故障前工作时间和故障后修复时间的概率分布[10,11,12,13,14]主要有:指数分布、威布尔分布、伽马分布、正态分布、对数正态分布等。 其中,故障前工作时间分布模型主要是线路整个寿命周期内的结构老化模型,对于气象灾害的冲击作用而导致的短期强迫失效不具有适用性。
针对上述问题,本文从气象对电网影响的周期性特征出发,提出故障率依据历年相同月份故障事件统计计算的方法,并在获得各月故障率样本的基础上,寻求全年纵向时间方向的故障率分布函数,由此得到时间相依的故障率数学模型,用以反映不同地区、不同电压等级、不同气象环境下的输电线路故障时间变化的规律。 然后采用一次基波傅里叶函数来模拟输电线路故障率的逐月分布情况,并以故障逐月分布具有双峰特性的中部地区和具有平缓单峰特性的南方沿海地区的电网实际故障样本进行拟合检验。进一步,针对单峰特性的故障率逐月分布,使用更少参数的高斯函数和威布尔函数分别进行拟合检验。最后,使用最常用的几种概率分布模拟气象相关的输电线路强迫停运时间的概率分布,并分析和比较了各分布拟合函数的优劣。
1 气象所致输电线故障时间特征分析
国内外许多专家学者在气象条件等环境因素对输电网可靠性的影响方面已开展了一些研究,其目的是更客观地反映电网可靠性水平随气象条件的变化。主要采用的方法包括:分状态考虑气象因素[15,16,17,18,19],即把气候状态分为两态、三态甚至多态;具体考虑在某一种气象条件下的故障率估算或基于气象预报的故障率预测[20,21,22,23,24,25,26,27,28],并据此进行电力系统风险评估。
然而,大部分地区的输电线路均要经历一年四季多种气象环境因素的作用,仅以个别因素或少量状态来描述输电线路的风险水平仍然不够完整,也难以反映一年内不同时期线路风险水平的变化。
如前所述,自然灾害、气候因素是造成架空线路非计划停运的主要原因。 文献[29]指出:气候系统的变化特征具有自记忆特征,气候事件序列在不同的时间标度上有相似的统计特性,表现出长程相关性。 以天文角度划分四季的方法,适用于我国长江、黄河沿线及其之间的中部地区[30]。 这些地区气候特征四季分明,气象灾害也有明显的季节特性,夏季有雷雨、飑线风等强对流天气,冬季有覆冰、舞动、污闪等,春季有少数地区存在大风天气,秋季存在一些山火灾害,总之是冬夏相对较多、春秋相对较少,呈现双峰特性。 这些地区的输电线受气象灾害冲击影响,线路强迫停运也普遍存在冬夏多、春秋少的双峰特性。
对于我国南方沿海地处较低纬度的南亚热带季风气候区域,四季划分方法采用的是气候学标准。 例如,南方沿海某地区的气候特征[31]如表1 所示。
南方沿海地区气候特征呈现明显的长夏短冬特点,输电线路主要受长夏季中的雷电、台风、大风、暴雨影响,而冬季很短且无冰雪,导线不受覆冰和舞动影响,故障时间分布呈平缓单峰特性。
2 历史同期月故障率统计方法
由于气象灾害年际爆发有差异,与气象环境相关的线路故障率在不同年份也有差异。 尽管年度间有差异,但多年中历史同期的月份气象灾害导致的线路故障分布却基本不变。
根据故障率的定义:
则可按式(2)求取历史同期各月故障率:
其中,λ(x)为历史同期第x月的故障率(次/ 月);Nxi为第i年第x月中的故障次数;Tx为第x个月的时间;M为统计年数。
例如,根据式(2)对我国中部某省电网多年数据进行统计分析,如图1 所示,其发生故障的峰值月份出现在1 月和7 月,谷值出现在5 月和10 月,故障的时间分布具有明显的“峰-谷-峰-谷”特性。 进一步结合当地的气候特点分析,该电网故障主要受冬季覆冰、舞动、污闪,夏季强对流天气导致的雷击、风害影响,在春秋季节有一些鸟害和山火。 其中输电线冰害主要出现在每年的1—3 月,舞动跳闸事故主要发生在每年的1 月、2 月和11 月,雷击跳闸事故集中出现在每年的6—8 月,鸟害发生的时间相对集中在3、4 月的鸟儿筑巢期及11 月候鸟迁徙季节,大风或风偏灾害主要发生在4—6 月。 因此,采用按多年历史同期各月故障率为依据而不是以年均故障率为参考的时变故障率,更能反映输电线路的时间相依故障规律。
使用各月故障率的有名值来描述时间分布规律特征时,可能因为不同地域电网的差异,虽然分布曲线形状相似,但参数值变化很大。 因此,本文使用规范化的故障率函数来反映故障率的逐月时间分布特征,故障率规范化值计算公式为:
其中,λ(x)为历史同期第x月的故障率(次/ 月);λave为多年平均值故障率(次/a);λa′ve为归算到月的多年平均值故障率(次/ 月);f(x)为历史同期各月故障率规范化值分布函数。
3 故障率逐月分布特征模拟
3.1 故障率逐月分布函数假设
如前所述,输电线路故障率是随时间变化的,且不同地区由于其地理位置和输电网络布局的差异,也具有不同的故障率时间分布特性。 因此,在得到历史同期各月故障率基础上,若能模拟得到全年故障率的时间变化特性,则可以用于电网运行与检修策略的制定。
我国长江沿线到黄河沿线之间的中部地区具有春夏秋冬四季分明的气候特点,输电线故障逐月时间分布通常具有“峰-谷-峰-谷”特性,由于可以通过调节周期系数来改变峰谷周期,调节均值系数、幅值系数来改变峰谷值,傅里叶函数对多峰周期性曲线的拟合具有很好的适应性。 因此,可假设其输电线的故障时间分布为一次基波傅里叶函数。 一次基波傅里叶函数的表达式如下:
其中,a、b、c、ω 为拟合待定系数;x为月份。
南方沿海地区具有长夏短冬的气候特点,输电线故障具有明显的平缓单峰月分布特征,使用一次基波傅里叶函数需要拟合4 个参数。 而高斯函数和威布尔函数分别只需3 个和2 个参数就能较好模拟平缓单峰曲线[32],因此进一步假设这类地区输电线故障的逐月时间分布为高斯函数或威布尔函数。
高斯函数的表达式如下:
其中,A、B、C为拟合待定系数。
威布尔函数的表达式如下:
其中,α 为待定尺度参数;β 为待定形状参数。
3.2 一次基波傅里叶函数参数拟合
以我国中部某省电网2001—2011 年间与气象环境相关的236 次220 k V线路故障事件为样本,采用上述傅里叶函数表示的故障率逐月分布假设,进行函数拟合。 拟合结果如图2 所示,图中故障率规范化值为标幺值,后同。 各系数拟合值为:a = 0.082 0,b = 0.014 2,c = 0.047 6,ω = 1.079 0。 拟合优度:判定系数Rsquare= 0.712 3,均方根误差 δRMSE= 0.027 5。
对于故障率逐月时间分布呈平缓单峰特性的地区,本文以南方某沿海电网的2007—2013 年间与气象环境相关的162 次220 k V线路故障事件为样本,进行了函数拟合,拟合结果如图3 所示,各系数拟合值为:a= 0.1020,b=-0.0057,c=-0.1054,ω=0.6619。拟合优度为:判定系数Rsquare= 0.857 8, 均方根误差δRMSE=0.037 9。
从上面两例可以看出,通过改变均值系数a,幅值系数b、c,和周期系数 ω,傅里叶函数能够适应峰谷交替和单峰特性的故障率逐月分布曲线拟合,方便实用,可推广性强。
3.3 单峰曲线的多种函数参数拟合
对于分别只需3 个和2 个参数就能较好模拟平缓单峰曲线的高斯函数和威布尔函数,仍然以南方某沿海电网的2007—2013 年间与气象环境相关的162 次220 k V线路故障事件为样本,进行了对比函数拟合,结果如表2 和图4 所示。 可见,对于平缓单峰特性的南方沿海地区,可以使用表达式更为复杂但参数更少的高斯函数和威布尔函数进行模拟。
更进一步,对于其他电压等级的线路,本文提出的故障率逐月分布函数假设是否同样适用?为此以南方某沿海电网2007 — 2013 年间与气象环境相关的569 次110 k V线路故障事件为样本,进行了对比拟合检验,结果如表3 和图5 所示。
对比图4 和图5 以及表2 和表3 可以得出以下结论。
a. 南方沿海地区电网不同电压等级的输电线路,其故障率逐月分布呈现明显相似的单峰特性,单峰峰值均出现在7 月,模拟结果参数相近;同时,由于110 k V线路的故障样本数更多,拟合结果更好。
b. 使用傅里叶函数、威布尔函数、高斯函数均能很好地模拟这种单峰特性的故障率逐月分布曲线,威布尔函数虽然表达式复杂,但只需通过改变形状参数和尺度参数,就可以达到更好的拟合优度。
因此,在实际运用中可以根据模拟的准确度需要,选择表达式简单的4 参数一次基波傅里叶函数,或者表达式复杂的2 参数威布尔函数。
4 输电线路强迫停运时间分布特征模拟
前文分析和模拟了输电线路故障率逐月分布函数,而对于输电线路强迫停运时间,描述其概率密度函数分布的主要有:指数分布、威布尔分布、伽马分布、对数正态分布等。 此外,文献[13]使用埃尔朗分布来描述维修时间的概率分布,而埃尔朗分布实质上是一种形状参数为整数的伽马分布。 文献[33]提出了使用时域齐次马尔科夫过程描述停运模型的“叠加指数分布”,相当于2 参数的指数分布。
指数分布的表达式如下:
其中,t为停运时间;μ 为均值,方差为 μ2。
威布尔分布的表达式如下:
其中,α 为尺度参数;β 为形状参数。
伽马分布的表达式如下:
其中,γ 为形状参数;κ 为尺度参数;Γ(·)为伽马函数,如式(10)所示。
对数正态分布的表达式如下:
其中,ν 为对数均值;σ 为对数标准差。
对于以上几种常用停运时间概率密度函数,受气象灾害影响而导致强迫停运的输电线路,其停运时间分布使用哪种更为合适?为此本文以南方沿海某地区电网2007—2013 年间110 ~ 220 k V电网由于气象相关原因造成的134 次输电线强迫停运事件为样本,对停运时间概率密度函数进行分布拟合检验。
样本停运时间序列的统计均值为8.120 7 h,方差为51.6451。 分布拟合采用极大似然估计法,拟合检验采用0.01 显著性水平的 χ2检验法,分布拟合和检验结果如图6 和表4 所示。
表4 中ln L表示对数极大似然估计值,Emean表示拟合函数的均值,δvar表示拟合函数的方差。 从表4 可见: 对数正态分布拟合的均值9.301 8 和方差221.933 0 均与样本均值8.120 8 和样本方差51.645 1差别较大,虽然在样本较多的情况检验通过,但其参数估计值却最差(ln L值最小)。 由于威布尔分布和伽马分布可以通过调节形状参数或尺度参数来反映概率密度曲线的变化,因此使用威布尔分布或伽马分布均能较好地拟合停运时间的概率密度函数。 同时,指数分布由于只有一个均值参数 μ,当样本方差接近 μ2时,亦可很好地模拟停运时间的概率密度函数,但样本方差同指数模拟的方差 μ2差别较大时,拟合优度就较差。
本文样本参数的统计均值8.1207 h,与文献[1-2]公布的2010、2011 年全国220 k V线路因气象环境相关的平均停运时间分别为8.0452、13.2107 h是吻合的。 由于指数分布只需估计参数的均值,因此在缺乏大量详细样本信息时,可以通过查阅各地报往电力可靠性管理中心的数据,使用指数分布描述停运时间概率分布。
5 结论
针对气象环境相关的输电线故障率逐月时间分布特征和强迫停运时间概率分布特征的数学描述问题,本文提出了以月为时间尺度的时变故障率计算方法,用于反映输变线路的时间相依的故障规律。 在此基础上给出了输电线故障率逐月分布函数强迫停运时间函数模拟方法,并以故障逐月分布具有双峰特性的中部地区和具有平缓单峰特性的南方沿海地区电网的实际故障样本进行了拟合验证。 通过研究得出如下结论。
a. 输电线路时间相依的故障规律, 可通过拟合历史同期各月故障率的时间分布,得到故障率逐月分布函数来模拟,并可用于预测输电线路在未来时段的故障率。
b. 可以采用一次基波傅里叶函数模拟具有峰谷交替特性的故障率逐月时间分布函数;对于单峰特性的故障率逐月分布曲线,使用傅里叶函数、威布尔函数、高斯函数均能很好地模拟,在实际运用中可以根据模拟的准确度需要,选择繁简程度不同的函数。
故障分布 篇8
随着整个社会用电需求量的不断上升, 对配网系统提出了全新的要求, 配网建设规模正在逐步扩大, 配网结构也日益繁琐化、复杂化, 配网系统的某一环节故障可能导致整个配网系统的瘫痪, 从而造成用户大规模停电现象。为了提高供电服务水平, 必须研发一种供电恢复技术, 及时恢复故障区域的电力供应, 这样才能确保整个电网系统的安全。
1 分布式电源的特征与类别
分布式电源是随着分布式发电技术逐渐发展起来的电源类型, 该类电源同传统电网系统正在逐渐走向合并, 二者之间配合使用发挥优势功能。分布式发电并网以后, 配网系统的构造、运转等出现了较大变化。而且, 因为分布式发电种类繁多, 对应的数字模型也在担负各自任务, 这样就无法依然采用传统的电网电源来发电, 也就是说分布式发电模式下, 当配网出现故障后, 恢复故障不可以采用以往的恢复算法, 需要开创全新的算法。
一般来说, 故障发生后看DG是否可以充当电力系统的备用性电源, 对此将DG划分成:BDG和NBDG.前者主要涵盖以下结构部件:无源逆变器、联合发电机组、以及可以储存电能的风能发电机组等。此类分布式电源一般视作电力系统的备用性电源。后者则涵盖自励发电机组, 太阳能发电等, 其特征是无法充当备用性电源进行使用。
同时, 结合故障发生以后, 分布式发电和公共配网的链接情况, 能够将DG划分成“SDG”与“NSDG”, 前者是当故障出现后, 能够同公共配网依然维持并网状态, 后者则无法并网, 而是走向分离状态。
2 故障后的两类DG运行标准
配电系统出现故障问题后, DG的操作方式将关系到恢复策略的编制, 对此则要细致、深入地阐述与分析。
出现故障后, 含有DG的电网和工电网如果走向断开、独立运行状态, DG此时如果依然在朝其所处独立电网来输送电能, 其中独立工作的电网则被叫做孤岛, 传统的故障处理就是围绕孤岛展开, 按照规定的标准, 要尽全力控制孤岛现象, 这是因为孤岛可能威胁到人身安全, 特别是运维人员没能觉察到DG存在的情况下, 同时, 电网也可能高负载运转, 分布式电能供应会影响电力供应的质量, 出现电压不稳、频率反复波动甚至出现谐波问题。
更重要的是孤岛状态本身就是独立于电力系统的行为, 其中必然存在多种高危风险, 配网系统的整体安全得不到保证。
无语遇到哪一种故障问题, 都要跳开故障点所在馈线的一切DG单元, 对此则应该实施孤岛检测策略, 也就是先检测发现孤岛问题, 再对应实施DG跳闸控制, 这一方法优点、缺点并存, 其中自显著的缺陷体现在降低了供电的安全性、可靠性, 具体如图1所示。
图1中, 1与2都是出口断路器, A/B分别代表DG当地用户, 支线负荷。假设d1处出现了故障, 如果不让孤岛出现, 那么DG当地用户就无法恢复正常供电, 同理, 如果d2处发生故障, 整个配网系统的负荷超出一定范围, 主网只负责为干线负荷进行电力供应, 此时如果不让孤岛出现, 那么A和B则都不能回归正常的电力供应。当前形势下, 供电市场竞争激烈, 广大客户对供电质量、供电服务水平提出了全新的要求, 而且, 电网系统中的分布式发电也不断增加, 在这一情形下, 孤岛检测的方法的弊端不彰自现。
对此, 提出了全新的孤岛问题解决方案, 在该方案下供电企业同用电客户最大程度上利用技术方法来运行孤岛, 具体的运行模式如下:
2.1 隔离开关接口模式
具体运行图如图2所示。
当馈线出现故障问题时, 2处将断开, DG则将因为负荷太重不得不停止运转, 随后切断隔离开关1, DG则将再次启动, 恢复供电, 然而, 这种模式依然存在弊端, 依然需要用电客户短时间断电, 而且隔离开关缺少灭弧能力, 孤岛再次并网过程中, 会出现更加复杂的操作流程。
2.2 多用户孤岛运行模式
这一模式核心在于, 系统出现故障后, DG为用户进行电能供应的同时, 同时结合自身的容量余度来为馈线中的其他负荷提供电能。如果DG容量超出一定范围, 公共电网容量却达不到规定余度, 无法对各个断电区供电的状态下, 则可以尝试此模式。
3 含分布式电源的配电网潮流计算
把配电系统中的一切PV节点设计成断电, 对应求出阻抗矩阵, 自阻抗则等于各个干线支路电抗总和, 互阻抗等于各条回路公共支护电抗总和。对一切PQ节点加以设置, 电压静特性节点电压初始数值
具体的潮流计算可以选择前推回代法, 网络断点无功初始值Q=Qmax+Qmin/2。在此计算方法下能够获得新节点的电压, 同时, 实时更新, 就能计算得出断点电压不匹配量, 再对应求得断点处注入功率的修正偏移量, 当发现其误差较大, 超出了规定限制值时, 则要再次进行深入计算, 直至最后得到准确的结果。
4 含分布式电源的配网故障恢复方法
要在满足特定条件的基础上来编制恢复策略, 具体条件为:第一, 配网达到了一定的自动化程度, 能够进行远距离控制, 而且能够自行检测、诊断并隔离故障;第二, 一切分布式电源都达到可控制效果, 同时, 能够对操作状态加以监测、监督。
含分布式电源的配网故障恢复流程: (1) 故障出现后, 如果分布式电源属于NBDG, 为了确保供电水平, 可以将出口位置的断路器切断, 相反如果分布式电源为B型号, 一方面要断开断路器, 同时也要调整其接口运行模式, 选择孤岛模式来为广大客户提高电能服务, 如果其容量较低, 低于当地客户的负荷功率, 就要开展甩负荷操作。 (2) 在锁定并隔开故障以后, 则要对失电部位进行搜索, 可以利用以往的故障恢复算法来对应计算, 其典型特征体现在需要在潮流计算过程中将分布式电源的影响纳入考虑范围。如果网络系统内部依然存在未恢复区, 则要计算求得网络断点注入功率的修正偏移量。 (3) 故障馈线中的一切分布式电源, 通过找寻恢复路径来逐步解除故障, 如果能够发现路径, 则要逐渐走向多用户孤岛工作状态, 相反, 则依然保持眼下的工作状态。 (4) 同步操作配网系统中的一切分布式电源, 并进行第二次并网运行, 这一阶段依然要选择最优开关, 当发现开关的状态发生改变时, 需要在并网过后, 来调整其状态。等到除掉故障, 则要重新回归到故障未发生前的工作模式。
5 总结
含有分布式电源的配网故障分析与恢复是一个复杂的过程, 需要考虑多重干扰性因素, 特别是配网负荷等量数据匮乏的问题, 可以通过创建一个简化模型, 用来计算并分析故障, 同时借助此模型也能最直接地呈现出故障恢复以后的潮流分布, 在失电区则要先划分孤岛, 确保一些关键区域能够持续供电, 再逐步恢复并优化供电服务。
摘要：新时期、新形势下, 广大用电客户对电力供应服务提出了全新的要求, 需要供电企业提供更为高质、稳定的供电服务, 同时, 更加强调供电的高效、节能与环保, 对此有必要研发一种全新的供电技术, 发挥对供电系统的补充与补偿功效, 达到预期的供电服务目标。含分布式电源的配网是对供电网的有益补充, 然而, 实际运行中依然可能出现故障。本文分析了含分布式电源配网故障, 并提出了恢复措施。
关键词：含分布式电源,配网系统,故障分析,恢复措施
参考文献
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故障分布 篇9
随着世界能源局势和环境问题的紧张,分布式发电(DG)作为一项新能源开发的典范将逐步得到广泛应用。DG对提高电网的安全可靠性、经济性及灵活性等方面有积极的作用[1]。然而DG的引入使得配电网从原有的放射状网络变成含有中小型电源的多电源网络,这给配电网的继电保护带来了很大影响,使故障定位方案变得更加复杂。为了适应配电网这一发展需求,已有文献利用热弧搜索[2]以及矩阵算法[3,4,5,6,7,8]等方法对多电源并列供电配电网进行故障定位。
文献[3]对统一判据进行扩展,解决了多电源供电系统的单重故障定位问题;文献[4]通过对故障信息进行重新定义和对每一个电源都假定一次正方向,提供了多电源供电系统中同一条馈线发生多重故障的定位方法。这些方法存在的共同问题是不能判别馈线末端的故障,且需要矩阵相乘和规格化处理,运算量大,处理时间长。文献[5]提出了一种简便的适用于多电源并列供电配电网的单重故障定位方法,但忽略了馈线末端故障的判定问题;文献[6]在文献[5]的基础上补充了馈线末端故障的判据及不同线路同时发生故障的判据,但未解决同一线路上的多重故障定位问题;文献[8]针对故障信息不足时单电源网络的单重故障定位,提出了一种新颖的解决方法。此外,以上所有基于矩阵算法的故障定位方法中,均未提供在FTU信息畸变情况下的故障定位方法。
为此,本文给出了一种较简洁的含有DG的多电源配电网多重故障定位的矩阵算法,同时,针对故障信息不完备和信息畸变这2种情况,给出了相应的解决对策。所提出的方法简单、直观,有较强的实用性。
1 故障定位矩阵算法的基本原理
配电网发生故障后,为加快故障判定过程,减少存储空间,可先排除无关信息,确定故障信息区间,对研究对象进行精简。故障信息区间是指在发生故障的配电网中,满足区间所有边界开关都有过电流信息的连通区域。这样仅研究包含在连通区域内的部分。
1.1 网络矩阵描述D
确定故障信息区间后,对其中各馈线段上的断路器、分段开关和联络开关当做节点统一编号,并给区间内各馈线确定一个正方向(假定该配电网仅由其中一个电源供电时向全网供电的功率流出方向即为馈线的正方向),然后根据各节点的有向连接关系形成网络描述矩阵D[4],即若节点i和节点j之间存在一条馈线且该馈线的正方向是由节点i指向节点j,则对应的网络描述矩阵中的元素di,j=1,否则dj,i=0。
1.2 故障判别矩阵p
假定节点i有故障过电流,如果过电流的方向和假定的正方向一致,故障信息序列F的第i个元素fi=1;如果过电流和假定的正方向相反,则fi=-1;如果没有过电流,则fi=0。
充分利用配电网馈线自动化的结构特点,在馈线终端单元(FTU)装置中设置1、-1和0三种工作模式[7]。在1模式下,节点i流过故障电流且过流方向和所选网络正方向相同,节点i的FTU向控制中心发送故障信息1;在-1模式下,节点i流过故障电流但过流方向和所选网络正方向相反,节点i的FTU向控制中心发送故障信息-1;在0模式下,节点i没有故障电流,节点i的FTU不向控制中心发送故障信息。然后,对矩阵D的对角元素进行如下修改:
这样便可生成故障判别矩阵p。
1.3 故障定位的统一判据
通过以上介绍,给出如下适用于配电网多电源网络多重故障定位的统一判据:若故障判别矩阵p中有元素可满足下列2个条件中的任何一个,则故障发生在由输入端节点i、输出端节点集合J或馈线末端确定的区段上:
(1)pi,i=1,若存在pi,j≠0(j≠i),且有pj,j≠1;
(2)pj,j=-1,若有pi,j≠0(j≠i),且有pi,i=0,若仍有pi,m≠0(m≠i且m≠j),且有pm,m≠1。其中,j,m∈J。
1.4 不完备故障信息下的故障定位判据
由故障定位的统一判据可知,如果可确定某馈线区段发生故障,令包含该区段的馈线段输入端节点为i,输出端节点为集合J。若忽略i和J之间的所有节点形成相关矩阵并进行判定,则以i和J为端点的区段亦满足故障判据,故障判据不会因缺失信息而失效。因此,当某些节点处因FTU故障而不能得到该节点信息,或者该点过流信息由于通信原因畸变为不确定信号时,形成相关矩阵不考虑这些节点即可,上述故障定位统一判据仍然适用。
1.5 畸变故障信息下的故障定位判据
当故障信息序列F畸变为另外某一确定信息时,基于已有信息很难准确地定位多重故障,但是仍可定位单重故障。由于实际配电网中一条馈线上同时出现多重故障的概率远小于单重故障,故对这种情况进行研究仍具有很大的实用意义。
为简化故障定位过程,首先修改故障信息序列的定义为:当节点i有过流信息且电流方向与网络正方向一致时fi=1,否则fi=0;故障定位判据即为条件(1)。
当故障发生在其中两节点之间,但上传到控制中心的故障信息序列畸变为其他序列时,这样可能会2个区段满足故障判据。为此,需要对故障信息序列F进行修正还原,定义候选故障区段i的信息修正代价为:
式中:N为故障信息区间中过流信息确定的节点个数;Ij表示第j个测控点的实际状态,取值为1表示该测控点有故障电流流过,取值为0表示无过流流过;Ij*为电网中各测控点的期望状态;wj为一权系数,为简化说明,本文取wj≡1。
计算每个候选故障区段的信息修正代价,选择修正代价最小的区段为故障区段,即满足F*ij=miin{Fij(i)}对应的故障区段。若发生故障的网络为单电源供电方式,且存在2个或2个以上的候选故障区段均具有最小的信息序列修正代价,由电流连续性原理知,可在具有相等最小修正代价的故障区段中,优先选取故障电流支路末端节点之后的区域为最终故障区[7]。
2 应用实例
含有分布式发电的多电源供电配电网如图1所示,若仅开关1,6,9和10有过流信息,则故障信息区间为图中点线包围区域。因此,在研究对象中没有必要容纳节点11,12。
2.1 故障信息完备时的故障定位
在故障信息区间中,假定以电源点A供电时的功率流出方向为该网络正方向,建立对应的网络描述矩阵D为:
当故障同时发生在节点2,3,7之间、节点5,6之间、节点9的末端时,故障信息序列F为:
由前修正规则,得最终故障区间判别矩阵P为:
由故障判别矩阵p知,节点2满足p2,2=1,p2,3≠0,且p3,3≠1,还有p2,7≠0,且p7,7≠1;节点6满足p6,6=-1,p5,6≠0,且p5,5=0;节点9满足p9,9=1;因此,故障同时发生在节点2,3,7之间、节点5,6之间、节点9的末端。故障定位结果与实际情况相吻合。
2.2 故障信息不完备时的故障定位
当故障发生在节点5,6之间,若节点5的信息不确定,得F=[1-1-1-1*-1-1-1 0-1],剔除无效节点5后,故障信息序列F=[1-1-1-1-1-1-1 0-1],且矩阵D,P中均不考虑该节点,最终可判定故障发生在节点4,6之间。
2.3 畸变故障信息时的故障定位
当故障发生在节点5,6之间时,由于f8畸变为1,上传到控制中心的故障信息序列变为F=[1 1 11 1 0 0 1 0 0],但是,有节点5,6之间和节点8,9,10之间2个区段满足故障判据。因此,需要对故障信息序列F进行修正还原来确定最终的故障区段。若故障发生在节点8,9,10之间,则接收到故障信息序列F1=[1 1 0 0 0 0 1 1 0 0],信息修正代价为4;若故障发生在节点5,6之间,则接收到故障信息序列F2=[1 1 1 1 1 0 0 0 0 0],信息修正代价为1;因此判定故障发生在节点5,6之间。
以上定位的结果与以SQL Server和VC作为数据库和计算程序的开发工具,编制成故障定位软件的部分算例测试结果相吻合。另外,又对多种故障进行了测试,部分故障定位算例测试结果见表2,测试结果验证了该方法的正确性和可行性。
注:故障信息序列栏中,*表示不确定信号;诊断过程栏中,故障区段及故障信息修正栏中,数字均表示节点号,()表示故障信息序列该修正的序列位.
3 结论
目前,对DG条件下的配电网故障区段定位算法的研究尚处于探索阶段。本文给出了一种基于矩阵算法的分布式发电条件下多电源网络多重故障定位统一判据,同时提供了不完备故障信息和畸变故障信息下的多电源网络故障定位方法。本文提出的故障定位方法原理简单、速度快、容错性好,可满足配电网在线故障定位的要求,有较强的推广实用价值。
参考文献
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