电网故障分析

电网故障分析（精选十篇）

电网故障分析 篇1

近年来, 世界范围内先后发生了多起电力系统连锁性大停电事故[1,2,3], 造成这些大规模停电事故的主要原因是有功潮流的大规模转移和保护系统的隐性故障[3]。文献[3]通过对北美电力可靠性协会 (NERC) 提交的从1984—1988年电网重大事故报告的分析中, 得出了大约75%的大停电事故在一定程度上与保护系统隐性故障有关的结论, 并且指出隐性故障是导致电网连锁大停电事故的重要因素。

目前, 国内外针对电力系统隐性连锁故障的研究, 主要集中在从复杂系统理论角度建立保护系统隐性故障模型并进一步分析隐性故障对连锁故障产生的影响上。继电保护在隐性故障下的误动是一种概率事件, 其故障发生概率计算方法主要有2种:一种是统计法[4], 对以往的保护动作数据进行统计分析获得;另一种是隐性故障概率模型法[5,6], 根据电网潮流计算值来建立相应概率模型。基于统计的方法需要大量的故障数据来保证概率值的准确性, 并且概率值是个不随外界环境和元件位置的变化而变化的常量;基于潮流计算的概率模型法是较为常用的方法, 但是该方法由于电力系统复杂性的不断升高而受到制约。另外, 以上2种方法在分析隐性故障对连锁故障产生的影响时均未考虑网络本身的拓扑结构这一重要因素。而基于复杂网络理论的分析方法为分析复杂系统的动力学特性提供了新的视角[7], 不仅可以解决因电网复杂性导致的分析困难的问题, 而且可以从拓扑层面深入探索复杂电网连锁故障的内在机理。文献[8]从复杂网络理论角度总结了近年来复杂电网连锁故障建模研究的发展状况, 但是这些模型只考虑了节点连锁过负载现象, 忽略了节点发生隐性故障的情况。近年来的研究[3,9,10]表明, 保护系统隐性故障[11]是一个永久性的缺陷, 是传播电力系统扰动, 甚至是引起系统大停电的一个重要因素。保护装置中任何一个不正确或不恰当的动作都可能导致系统元件的移除, 也就是说, 系统正常操作条件下, 隐性故障表现为隐性, 而当系统发生扰动 (运行方式变化、负载波动等) 时, 隐性故障就会被引发。虽然保护系统隐性故障发生的概率非常低, 但是当网络中的那些重要的线路或节点发生隐性故障时, 将严重威胁系统安全水平, 甚至可能引起灾难性的后果。

为了满足日益增长的负荷需求, 加强电网建设是势在必行的解决办法。节点之间线路的不同连接概率对应着网络不同的结构形式, 探索隐性故障存在时电网结构与连锁故障规模之间的关系是分析网络抗毁性的关键。本文将复杂电网抽象成复杂网络, 并根据网络结构特性建立相应的隐性连锁故障概率模型。通过在IEEE 300节点网络和WattsStrogatz (WS) 网络上的模拟仿真, 分析了不同的隐性故障概率对电网连锁故障规模的影响, 比较了隐性故障存在时连锁故障规模与WS网络连接参数变化之间的关系。最后, 探讨了小世界电网发生隐性故障的内在机理, 并提出了抑制隐性故障传播的有效措施。

1 复杂电网隐性连锁故障概率模型

节点连锁性过负载故障触发了复杂电网中大规模的连锁故障, 同时也诱导了隐性故障的发生。由于本文意在探索电网结构与网络功能之间的关系, 因此, 本文在连锁故障过负载模型[12]的基础上, 根据电网拓扑结构建立相应的节点初始负载, 并在此过负载模型下研究过负载和隐性故障并存情况下, 隐性故障对小世界电网连锁故障的影响。

节点i的初始负载Li0定义为节点的介数, 即

式中:σu, v为节点对 (u, v) 间的最短路径数目;σu, v (i) 为节点对 (u, v) 间通过节点i的最短路径数目;N为网络规模。

由初始负载的定义形式可知, 该负载只反映网络拓扑性质, 而与通常的“功率”无关, 并且系统在过负载过程中所提及的负载亦由式 (1) 的定义形式计算得到。在实际的电网中, 考虑到每个节点处理负载的能力受成本 (容量) 的制约, 故将节点的容量定义为:

式中:α为网络的耐受性参数, 表示节点处理增加的负载进而防御干扰的能力。

在以往连锁故障模型的分析研究中, 保护系统一般被认为是完好的, 未涉及保护系统隐性故障的情况。隐性故障是指当系统内发生扰动时, 由于继电保护装置的硬件故障原因导致保护装置不正确动作的故障[13]。隐性故障的发生存在3种情况[14]: (1) 情况1, 故障节点本身保护正确动作, 导致邻接节点的保护误动; (2) 情况2, 故障节点本身保护拒动; (3) 情况3, 系统扰动导致保护误动。根据国内电网事故统计数据[15], 隐性故障主要由元件保护误动产生, 因此, 本文只考虑情况1和情况3时发生的隐性故障。考虑到隐性故障发生的概率非常小, 认为多重隐性故障发生的概率会更小, 故在每种情况下只考虑单重隐性故障 (假设保护装置的误动概率为p) 。

情况1下的隐性故障较为常见。当网络中的节点i发生故障时, 其邻接节点均有可能发生隐性故障。邻接节点j是否发生隐性故障则需根据概率pj′进行确定。当有k个邻接节点均要发生隐性故障时, 选择负载率最大的一个节点j使其发生隐性故障并将其从网络中删除。邻接节点j发生隐性故障的概率可表示为:

式中:j∈Γk, Γk为节点i的邻接节点的故障节点集;ρk=Lk/Ck, 为节点k的负载率, Lk为节点k在网络结构发生改变后根据式 (1) 重新计算得出的负载大小。

情况3下隐性故障的发生概率较情况1要低。当网络中的节点i发生故障时, 将引起网络中其他节点上的负载进行重新分配, 造成节点负载波动, 进而引发节点隐性故障。发生负载波动的节点r是否发生隐性故障则需根据概率pr″进行确定。当网络节点有m个节点发生负载波动时, 按照只考虑单重隐性故障的原则, 选择发生负载波动最大的一个节点r使其发生隐性故障并将其从网络中删除, 节点r发生隐性故障的概率可表示为:

式中:r∈Γm, Γm为发生负载波动的故障节点集;Lm~为节点m的负载波动值。

2 隐性连锁故障仿真流程

根据上述分析, 结合连锁故障中的过负载故障和隐性故障, 可以构建节点发生隐性故障的联合概率模型, 模型算法具体仿真流程如下。

步骤1:选择初始节点 (选择任意 (随机) 一节点或者最大负载节点) , 并从网络中移除。

步骤2:根据初始负载定义形式, 重新计算网络节点的负载Li。如果Li>Ci, 则节点i发生过负载现象, 并统计过负载节点集V={1, 2, …, n0} (n0为过负载节点数) 。如果n0>0, 则删除节点集V, 并转到步骤3;否则, 转到步骤4。

步骤3:查找节点i∈V的邻接节点, 依据隐性故障概率 (式 (3) ) 选择故障节点。如果有多个节点被选中, 则选择负载率最大的邻接节点发生隐性故障。

步骤4:依据隐性故障概率 (式 (4) ) 选择故障节点。如果有多个节点被选中, 则选择整个网络中负载波动最大的节点发生隐性故障。如果没有节点故障发生, 则转到步骤5。

步骤5:计算步骤2至步骤4中删除的节点总数n。如果n>0, 则引发新一轮的连锁故障并转到步骤2;否则, 算法结束。

由上述隐性连锁故障仿真流程可知, 本文在网络节点发生过负载现象的基础上, 充分考虑了电网保护系统由于硬件缺陷导致隐性故障的情况。隐性故障发生概率综合了节点负载率和负载波动的大小, 即过负载节点的邻接最大负载率节点依据相应概率发生隐性故障, 并且在每轮连锁故障中的负载波动最大的节点也按相应概率发生隐性故障。

为了量化网络发生连锁故障后, 连锁故障对网络鲁棒性的影响, 本文采用连锁故障发生前后网络最大连通子图的规模之比来表示, 即

式中:Nmax为故障后网络最大连通子图所含节点的数目。

当G≈1时, 表示网络对连锁故障具有完全的抵御能力, 当G≈0时, 表示网络完全崩溃。

3 模型仿真分析

在实际的电网拓扑结构中, 多个国家的电网都具有小世界特性[16,17,18]。小世界网络独特的网络结构, 决定了发生在该网络上的连锁故障动力学行为必然有其特别之处。因此, 本文重点研究小世界网络在蓄意攻击下, 隐性故障对电网动力学性质的影响以及隐性连锁故障的传播机理。

3.1 WS网络

文献[17]指出, 现实中的许多网络并非完全规则, 也并非完全随机, 而是介于二者之间的复杂网络。WS网络模型的构造过程如下。

1) 给定规则图:假设有一个节点总数为N, 每个节点与它最近邻的K个节点相连的一维有限规则网 (K为偶数且) 。

2) 随机重连边:以概率P随机地重新连接规则网中的每条边, 即将边的一个端点随机地放到一个新节点上, 但要求所有的边重连后不存在自回环边及重复连边。

在WS网络生成中, 为了对比分析隐性故障在连锁故障传播中的危害程度, 本文采用了相同的网络规模和相同的平均度值, 分别设为100和4, 并且每一个仿真结果都是在5个不同生成网络上仿真50次的平均值。

3.2 不同隐性故障概率下的连锁故障规模分析

以实际电网IEEE 300节点系统为例, 对不同隐性故障概率下的连锁故障规模进行分析。经分析判断, IEEE 300节点网络具有典型的小世界性[17], 其特征路径长度l=9.935>lrandom=5.686;集聚系数;其中, lrandom和crandom分别为随机网络特征路径长度和集聚系数。该网络在最大负载攻击下的仿真结果如图1所示。为了分析小世界电网中隐性故障对连锁故障的影响, 本文进一步在WS网络上作了仿真研究。WS网络生成的边重连概率P=0.02, 在最大负载攻击下的仿真结果如图2所示。

从图1和图2的仿真结果中可以直观地发现, 网络在蓄意的最大负载节点攻击模式下具有明显的脆弱性, 并且其脆弱程度随着隐性故障概率的增加而增加。

另外, 从图中还可以发现如下具有现实意义的结论:当网络耐受性参数α较小时, 导致连锁故障的主要原因是过负载故障, 隐性故障对连锁故障后的网络规模几乎没有影响;而随着网络耐受性参数的增大, 网络对过负载故障的抵御能力逐渐增强, 但同时隐性故障对连锁故障后的网络规模的影响变得越来越显著, 并且随着隐性故障概率的增加, 隐性故障对连锁故障的影响程度也在不断增加。究其原因, 主要体现在以下3个方面。

1) 较大的聚集系数, 对应着较广的故障传播广度。由于小世界网络具有较大的聚集系数, 当某个节点发生故障时, 故障节点的负载将在更广阔的邻域范围内进行负载再分配。考虑节点过负载故障和隐性故障的发生机制, 故障将会在更宽广的邻域范围内迅速蔓延, 并且故障蔓延的范围将随着隐性故障概率的增加而增大。

2) 较短的特征路径长度, 对应着较深的故障传播深度。由于小世界网络具有较短的特征路径长度, 故障节点将通过较短的特征路径长度快速引起非邻接节点上负载的波动。考虑节点过负载故障和隐性故障的发生机制, 故障将会在全网中迅捷传播, 并且故障传播的速度将随着隐性故障概率的增加而增大。

3) 不均匀性的介数分布和负载分布。虽然小世界网络的度分布是均匀的, 但是其介数分布却呈现出了极大的不均匀性[19], 并且其负载分布具有相似的不均匀性的特征, 这是导致小世界网络中发生大规模节点级联失效更为直接的原因。

3.3 不同边重连概率下的连锁故障规模分析

为了更好地探讨WS网络在不同边重连概率下隐性故障对连锁故障传播的危害程度, 本文提出了平均网络规模变化值Ddiff和最大网络规模变化值Dmax这2个新的量度指标, 分别表示误动概率为0和0.007 2情况下的网络连锁故障后最大连通子图规模变化的平均值和最大值, 即

式中:M为耐受性参数α的取值个数;G0 (α) 和G1 (α) 分别为误动概率p为0和0.007 2情况下对应的量。

当最大负载节点遭受攻击时, WS网络在不同边重连概率P下的隐性连锁故障仿真结果如图3所示。

不难看出, 当耐受性参数α较小时, WS网络对连锁故障的抵御能力随着边重连概率的增加而降低, 但其差异不大;当α足够大时, WS网络对连锁故障的抵御能力才随着边重连概率的增加而增强, 这主要是由于负载分布变化导致。随着网络边重连概率的增加, 网络的负载分布逐渐趋于均匀, 如图4所示。从图4中可以发现, 随着网络边重连概率的增加, 负载分布的宽度在逐渐变窄, 说明负载分布在逐渐变得均匀。负载分布越均匀, 相应的网络在高容量下抵御连锁故障的能力越强。

另外, 从图3中还可以发现另外一个重要结论, 该结论对防治灾变有重要意义:隐性故障存在的情况下, 随着WS网络边重连概率的增大, 连锁故障的平均网络规模变化值Ddiff和最大网络规模变化值Dmax均随之增大, 不同边重连概率下的相应指标对比结果如表1所示。

不难看出, 隐性故障扩大了连锁故障的传播范围。特别地, 当WS网络的边重连概率为0.2、系统元件误动概率为0.007 2时, 连锁故障规模相比不考虑隐性故障时可增加16.9%。分析存在这种现象的原因, 可以从以下两方面进行解释。

1) 网络最短路径长度的变化

通过计算可以发现, 随着WS网络边重连概率的增加, 节点对间的最大最短路径长度在逐渐缩短, 且其峰值处的最短路径长度值也在逐步变小。在不同边重连概率下, 归一化后的WS网络最短路径长度分布如图5所示。图中, λ为归一化的最短路径条数。最短路径长度变短, 不仅增大了隐性故障在连锁故障传播过程中的速度, 而且使存在隐性故障的连锁故障规模相对加大。因此, 防止网络最短路径长度的快速缩短, 可以迅速减小隐性故障在连锁故障中的传播速度, 进而有效抑制隐性故障在连锁故障中的传播。

2) 网络集聚系数的变化

通过计算还可以发现, 随着WS网络边重连概率的增加, 节点集聚系数的分布变得越来越不均匀, 具有较小集聚系数的节点的频率逐渐增加, 且具有较大集聚系数的节点的概率也逐渐增大。不同边重连概率下相应的集聚系数分布如图6所示。图中, β为集聚系数分布概率。

由图6可以发现, 网络的平均聚集系数随着边重连概率的增加而降低, 但是具有高聚集系数的节点所占的比例却在逐渐提高。特别地, 集聚系数大于0.6的节点所占比例由边重连概率为0.01时的0.8%增大到边重连概率为0.2时的5.8%。集聚系数表征了近邻节点间联系的紧密程度, 对应着故障传播的广度[16]。故当网络中具有高集聚系数的节点出现故障时, 其邻域节点出现故障的概率将大幅增大, 即当集聚系数分布带宽增加时, 隐性故障在连锁故障传播中的范围会随其加大。因此, 防止节点出现高集聚现象的发生, 可以有效减小隐性故障在连锁故障中的传播范围。

WS网络是通过对规则网络中的边进行随机化重连得到的, 并且随着边重连概率的增加, 逐步演化为随机网络。通过上述分析可知, 随着WS网络边重连概率的增加, 隐性故障在连锁故障中的传播范围变得越来越宽广。因此, 要有效抑制隐性故障在连锁故障中所产生的负面作用, 一是要减小隐性故障发生的概率, 二是要控制WS网络向随机网络的演化。

4 结语

电网故障分析 篇2

穿山项目近期故障分析报告

1、概述

2012-6-28 16:56左右与2012-6-29 7：00-11:00之间发生两次电网波动现象，共造成穿山项目15台机组故障停机，8台机组轮毂主柜内的浪涌保护器（2F4）烧坏。

2012-6-28 16:46左右2#、4#、7#、9#、13#机组相继报出“5477变桨电网监测正常超限故障”，18#、23#机组报出“103相交偏移故障”。其中9#、13#机组轮毂主柜内的浪涌保护器（2F4）烧坏引起2F3跳闸，现场处理后恢复运行，其他机组远程复位后恢复运行。

2012-6-29 7：00-11：00之间，1#、2#、4#、5#、7#、8#、9#、11#、13#、14#、18#、20#、21#、25#机组相继报出“5477变桨电网监测正常超限故障”，1#、14#、18#、20#、21#、25#机组轮毂主柜内的浪涌保护器（2F4）烧坏引起2F3跳闸，现场处理后恢复运行，其他机组远程复位后恢复运行。

2、故障数据分析

2.1 Gateway 软件故障记录数据分析

2.1.1 9#机组Gateway 软件故障记录数据分析

图一是9#机组故障状态记录故障截图

图二是9#机组电网电压、频率、相角状态曲线截图 图三是图二细节图

图一

售后服务部

图二

图三

从Gatway故障波形图中可以看出，在6月28日17:01，9#机组报出了“5477 变桨电网监控正常超限”故障，导致停机。但从图三可知发生该故障时电网电压相角正常，电压大小在390V-395V之间属正常范围，频率为50.041HZ属正常范围。

2.1.2 13#机组Gateway 软件故障记录数据分析

售后服务部

图四是13#机组故障状态记录故障截图

图五是13#机组电网电压、频率、相角状态曲线截图 图六是图五细节图

图四

图五

售后服务部

图六

由图

四、图

五、图六可知13#机组报出“5477 变桨电网监控正常超限”故障发生时电网电压大小、相角、频率属正常范围。

其他机组的Gateway软件故障记录数据类似于9#和13#机组。

2.2 PQ测量仪记录数据分析

以下数据为我司安装在23#机组的PQ电能质量测试仪采取的数据，PQ数据测量点为轮毂供电变压器二次侧400V电压侧。（以下数据分析参照技术部的分析）

售后服务部

图七

从图七中可以看出，28日的总谐波畸变率为7%，超出了国家标准5%的要求。

图八

图八为PQ记录的28日各时刻的谐波畸变情况，机组运行时的谐波畸变在9%左右，停机时的谐波畸变只有0.6%左右。

售后服务部

图九

图九为PQ记录的28日各次谐波情况，其中，18次、19次、5次、7次谐波较大。

3、总结

变桨系统故障发生时，频率、相角、电压值在正常范围内，且主控和变流器都未检测到电网故障，但是变桨系统电网检测模块检测到了电网异常，并执行顺桨以保护机组安全。

电网故障分析 篇3

关键词：电网；连锁故障；风险分析；防御措施；研究

1 电网连锁故障机理的研究现状

我们发现在一些电网的连锁故障在于出现了不安全的事故，当面对一些不安全的因素来说，在于要找到出现这些故障的原因。我们经过一些强有力的措施来处理。这可以从电网停电数据统计上分析研究，因为我们主要采用自组织理论研究了电网发生事故的宏观规律，从而证明了电网具有自组织临界性的特点。

大量的实验表明，我们要合理的进行有效分析电网发生的连锁事故，从而结于机理，可以得出不同的效果，这些故障的因素，都会影响到整个电网的正常运行，我们在研究这些故障时都应该寻找解决的方法，有着重要的现实价值。

2 电网中连锁故障风险分析

2.1 极端天气导致多重故障风险分析

我们通过一定技术处理后，发现电网故障具有自组织临界性，这也是通常经过一系列的大气系统降水现象来确定，这种现象可以看为：出现的一些极端天气，是需要通过研究电网故障带来一些不必要的损害，这样可以对出现一些恶劣天气情况进行测量，从而可以降低一些故障的风险。

2.2 电网故障保护分析

通过在一些具体的实践过程中，我们可以结合继电保护分析的结果，来研究电网事故的原因，这是因为，只有经过多次的电网故障后，我们才知道导致事故连锁的原因，这样才是解决好问题的关键。

①线路跳闸后，一些主要的系统潮流将会发生新的变化，主要看分布的情况。例如，在一则新闻中得到一条消息，有一处发生了电气量保护误动跳闸的现象，这对于研究线路跳闸现象来讲是值得我们深思的突出问题。我们必须给予很好的解决。②保护死区故障。我们深入研究发现原来一些故障是需要保护的。通过在研究罗平变电站5122号断路器U相开关本体底部击穿的事故中，我们可以得出要进行好保护作用，必须得将这些故障发生的经验教训给予警钟长鸣，让人们深思其后果的严重性。

2.3 分析电网拓扑结构中的缺陷

通过一系列的研究发现，目前，在一些地方会出现电网拓扑的现象，我们要结合一定实际勘察后，认真总结出一些有利于电网发展方法，才能及时的找到几类故障发生的原因，通常会出现以下缺陷：

①面临一种联系作用的交流线路。大部分地区的交流线路都是在于运用一些先进的技术来处理其发生的故障。我们发现在西电东送贵广、天广交流通道送端电气联系即被打开，从而不利于整个输送能力的提高，而且会产生很多干扰因素，这对于发展好一些交流线来讲，需要我们不断的进行研究，找到解决的办法，这才是处理问题的关键。因为一些不利的因素可以导致网架结构发生变化，这是最不好的结果。②直流换流站送出线路。我们在生活中会遇到很多例子都能够反应500kV交流线路接入受端电网，这种现象都是一回线路跳闸的原因，然而，当我们去寻找另一回线路会闭锁换流站时，才发现这些问题最突出在于直流系统双极跳闸的发生。③一些电厂送出的线路。一些电网是通过平行双回线路送出，这样会导致一系列的故障问题，为此，要慎重。

3 电网防御连锁故障措施的研究

3.1 预防控制措施

一些特殊的例子都能够反映出一个地方电网防御是否符合标准要求，这就像是在研究发生故障时，怎样去解决问题一样，都是需要做到有预防好事故发生的保障措施。

我们在面对一些恶劣气候的时候，一定要做好防止多重故障的发生，这主要在于我们事前没有安排好怎样去预防，这才是问题突发的关键，化解危险时，最重要的在于有效的降低故障的发生。

3.2 提高复杂事故下的故障分析能力

我们在研究电网连锁故障时，要将电网接线方式和保护动作信息进行有效的结合。其实，我们在面临连锁故障时，既要抓住电网的区域运行特性，还要深入理解继电保护动作行为的方法。

通过对一些典型的事故发生现场的调查，我们发现在面对一些事故发生时，一定要抓住发生事故的原因，从事故调查入手，逐步建立一系列的防御措施，这是做好一件故障处理的关键所在。我们结合实际情况，一定要在原来未发生事故的基础上，逐步解决好问题突发的原因，必要时，要从主要的区域中的枢纽变电站进行研究，建立防止突发事故的预防措施。

一些具体的实例可以看出，目前，一些重要的保护动作信息都是来自于在事故预案中总结的经验。如果，我们在分析原因时，不考虑到线路故障分析，就会出现一些没有结合实际情况的问题出现，这样不仅会产生负面影响，而且还会出现判断的失误，同时也会产生线路故障，这些都是非常重要的。如果我们不能利用串补保护的措施来进行动作联系的判断，这将是研究断路器、电流互感器等方面的重大误区。当前，要充分利用好交叉关系进行科学的解除直流组合故障，这也是需要进行故障分析后，才能找到解决交流系统所产生的问题，从而有利于通过一些直流系统来处理故障的保护元件。

大量的研究发现，我们应用好方法来应对事故处理的能力，成功处理了2007年4月23日青岩站500kv1号母线4条500kv线路相继跳闸。

3.3 制定防御连锁故障的紧急控制措施

我们在研究一些距离较远且电容量较大的安全稳定运行时，通常要结合一定的高度进行有效的调节好控制系统。在发生故障时，一定要调整好系统，及时将出现的问题化解，保障安全性。如果出现了不安全事故时，就得让调度员来采用紧急控制措施恢复系统安全状态，这是研究电网发生故障的关键。我们通过广东电网发电侧备用紧张的情况的实例，给了我们应对出现电网连锁故障风险的方法与经验。这些都将是我们在研究电网连锁故障时，必须重视的问题。

4 结束语

电网连锁故障风险分析及防御措施研究对于当前社会经济发展意义十分重大，我们要紧紧抓住电网安全不放松，这对于未来社会发展稳定具有促进作用。笔者希望以此文章的分析讨论，能够给予相关领域一些有用的借鉴。

参考文献：

[1]陈亦平，刘文涛，刘淼.完善防御连锁故障措施[J].中国电力企业管理，2010年04期.

地区电网输电线路故障分析及防治 篇4

1 地区电网输电线路运行情况分析

1.1 按跳闸发生原因及时间统计分析

该地区供电公司主网110、220 k V两个电压等级输电线路自2012 年1 月~ 2014 年12 月共发生跳闸97 次。如表1 所示是以跳闸原因、月份为主线统计分析线路跳闸及原因,从该表中分析得出:导致该地区电网主网线路跳闸的主要原因有:雷击占总跳闸次数的36.08% ;风偏放电占总跳闸次数的23.71% ;其他占总跳闸次数的9.27% ;设备故障占总跳闸次数8.24% ;外力破坏占总跳闸次数的7.21%,山火、异物均占总跳闸次数的6.18%,以上原因跳闸占总跳闸次数的96.87%。从故障发生时间上看,雷击故障集中发生在6 ~ 8 月份,山火故障集中发生在2 ~ 5 月份,风偏放电故障集中发生在3 ~ 6 月份,异物故障集中发生在6 ~ 10 月份,各类故障发生都带有明显的季节性,这是因为该地区气候独特,属南亚热带亚湿润气候。1 ~ 5 月份是风季其特点为:空气干燥、干旱少雨,易发生山火、风偏放电事故;6 ~ 10 月份是雨季其特点为:雷电、风雨较多,雨量充沛占年降雨量的90%,易发生雷击线路、异物飘落线路故障。

1.2 按电压等级及故障率统计分析

如表2 所示是按照电压等级统计的输电线路跳闸总体情况,该地区电网运行维护的输电线路总跳闸97 条次,故障停运的次数为53 条次;如表3 所示是按照电压等级及停运原因进行分类统计。从上述数据分析可知,110 k V电压等级输电线路跳闸率及故障率远大于220 k V电压等级,其故障率高出15.23%。造成110 k V输电线路故障较高的原因依次为外力破坏、设备故障、风偏放电,合计占故障跳闸次数的56.82%。该电压等级故障较高的原因有:(1)110 k V电压等级线路跳闸重合闸成功率低;(2) 该电压等级含有大量用户直供线路,其设备运行可靠性低,多数线路重合闸装置未启用;(3) 该电压等级输电通道较多紧贴工厂、建筑物,容易受外力破坏、设备故障等因素影响。220 k V电压等级线路跳闸故障导致线路停运的主要是因雷击、山火、风偏放电等,这与该等级输电线路运行通道走廊及气候环境密切相关,其跳闸率和故障率都远远高于其他原因。

通过统计分析为保证输电线路安全、稳定运行,应加强输电线在雷击跳闸、外力破坏、山火、设备故障、风偏放电上面的应对和防治措施。

2 输电线路故障分析及防治措施

输电线路故障跳闸后,可根据图1 所示开展线路故障处理。

首先电力调度运行控制值班人员应立即收集线路保护动作情况、线路选相、保护测距、故障录波图、气候、运行环境等综合信息;其次输电运检人员在收到上述信息后不要盲目地开展巡线,应根据事故数据进行全面细致的故障分析,以确定合理查找范围,缩短故障寻找时间;第三组织高业务素质人员进行带电故障巡线,全面巡视线路故障情况,查找落实线路实际故障;最后根据线路实地巡线故障类型,采取针对性处理措施,确保线路恢复正常运行。

2.1 雷击

近年来各地因雷电引发输电线路故障跳闸不断发生[3,4],雷电成为威胁电网安全稳定运行最主要、最突出的矛盾之一。从表1、表3 中可以看出雷击故障具有以下两个特点:(1) 雷击故障发生的月份相对集中于6 ~ 8 月份间,该地区此时期处于雷雨季节,雷电活动频繁且强烈;(2) 雷击输电线路后造成的停运线路少,雷击跳闸后一般都能重合成功,进而对电网影响较小。

2.1.1 雷击故障原因分析

雷击造成输电线路跳闸的原因可分为:绕击和反击两种情况。绕击是雷电避开杆塔或避雷线,直接击在导线上引起跳闸。线路绕击跳闸具有雷电流幅值小、接地电阻小、受地形地貌影响大、边相易绕击等特征;雷电绕击率与避雷线保护角、地面倾斜角、杆塔导线高度密切相关[5,6]。当保护角变小,地线对导线的保护作用增强,绕击区减小。地面倾斜角越大,导线暴露长度增加,加大绕击跳闸率。杆塔导线离地面越近,地面屏蔽效应会越大,绕击跳闸率越低。

当避雷线或杆塔受到雷击后,如果接地电阻超标或雷电流太大,使线路耐雷水平下降,高压降会使线路绝缘发生闪络,造成反击导线故障。当线路处于强雷电、高落雷密度区域或因地形地质特点导致杆塔接地电阻不合格时,雷电反击率将高于其他线路。

2.1.2 防雷击措施

为减少雷击故障,应对发生雷击故障的输电线路进行实地考察,结合线路通道、地形地貌、落雷强密度等实际情况进行综合分析,正确判断线路跳闸主要雷击形式,采取针对性措施做好防雷工作。防止线路绕击可采取以下措施:(1) 在架空地线上安装防绕击预放电避雷针,具有减少雷击跳闸率、降低线路保护角、较强的引雷作用、保护范围大等特点。(2) 安装负角保护针[7]或减小保护角,负角保护针能有效避免避雷线保护角过大而造成的雷电绕击,它可看成装在线路边导线外侧的避雷针,能改善屏蔽,减小临界击距,负角保护针常常适用于地处山坡和山顶的杆塔线路。减小保护角,增加了避雷线对边导线的屏蔽,使绕击范围缩小。防止线路反击可采取以下措施:(1) 降低杆塔接地电阻,降低杆塔接地电阻是提高线路耐雷水平的有效措施,造成杆塔接地电阻超标主要有地形地质、设计、施工等多种因素,改善接地电阻的方法主要有:填充降阻剂,降低杆塔周围土壤电阻率;爆破接地技术,使土壤改性作用;接地体水平外延,增加电感影响;深埋接地极;更换土壤、人工处理土壤、使用导电接地模块。(2) 架设耦合地线,投运后雷击故障频发的线路,可采用导线下方架设地线的措施。其作用是增大了避雷线与导线间的耦合作用和增加对雷电流的分流作用。(3) 加强绝缘提高线路耐雷水平,可使用增加绝缘子串片数、调爬、使用防污瓷瓶等方法。(4) 同塔双回线路采用不平衡绝缘技术,避免双回线路同时跳闸。

2.2 风偏放电

2.2.1 风偏放电特点及原因

根据表3 统计,风偏放电引起的停运故障率达70%,已严重影响该地区输电线路的安全运行。风偏放电有导线对杆塔构架放电、导线或金具对塔臂放电、跳线对塔身或绝缘子放电等,其放电特点有:(1) 强风、强雷暴雨等恶劣天气下常发生风偏故障。(2) 放电部位有明显电弧烧伤痕迹,放电路径清晰。(3) 重合闸成功率低,造成停运故障率高,这是因为相对重合闸动作时间段内风偏运动迟缓。发生风偏放电主要有以下几个原因:(1)强风是最直接的原因,与线路走向垂直或垂直分量大的风容易引起导线发生风偏放电,它使绝缘子串向杆塔倾斜,减小了导线与塔间的间隙距离,当空气间隙的绝缘强度不能承受运行电压时,便发生间隙的击穿。(2) 线路设计技术预留裕度小,对恶劣天气估计不够。老旧线路因风偏放电跳闸多,这和当时设计技术标准相关地,按原规程设计的风速和覆冰条件,线路抵御强风能力较弱。(3)微气象、微地形环境。杆塔所处的地理位置为特殊地形下的微气象区,线路走廊附近地表没有明显遮挡物,杆塔处于突兀位置,受风力加速影响明显,导线受横向风力较大。

2.2.2 防治措施

防止风偏放电故障,应从线路的规划设计、运行维护、现场施工技术等各个方面进行防治[8,9,10]:(1)做好新建线路优化设计,提高风偏校验水平、安全裕度。设计时应根据线路走向收集好微地形气象资料,能避开则避开,无法避开应采取增加杆塔高度、缩小档距等预防措施。对强风频发区域应合理适度提高风偏设计标准,增强线路抗风灾能力。(2) 加强气象监测,收集气象资料。掌握风偏发生时间、频率、风速、区域等数据的收集,为新建线路提供可靠数据依据。(3) 应用差异化设计,根据线路气象区域划分,对不同区域的气象条件采用不同的设计标准。(4) 做好现场施工技术质量管理,减少人的因素造成的质量变化,确保铁塔、线路质量能符合设计要求。(5) 提高运行维护质量,做好巡视巡检工作,及时发现和消除杆塔安全隐患,对发现的缺陷及时处理。强风、雷暴季节做好螺栓紧固和复检工作,强化杆塔抗风抵御能力。(6) 对老旧线路采用先进技术方法加以改造,因地制宜对易发生风偏放电的线段采取加装重锤、改造跳线双挂点、绝缘子串布置方式、带电安装防风偏支撑绝缘子等防治措施。

2.3 山火

2.3.1 山火特点及原因

山火的频繁发生,对输电线路安全运行带来威胁。高电压等级输电线路往往穿山越岭,线路途经植被茂密区域,引发山火的原因有:(1) 清明祭奠时节,火炮或钱纸未燃尽引发山火。(2) 干燥干旱季节,为防止大面积发生山火,政府计划性烧除、防控措施不严密,导致山火发生。(3) 随着户外活动增加,林区用火不规范导致山火发生。目前对输电线路山火放电机理分析模型较多[11],而山火放电机理往往受多种因素影响,一般认为输电线路下山火发生后,高温度火焰夹杂着植被燃烧后产生的高电导率烟尘颗粒及灰烬在热对流空气上升过程中,不断造成空气间隙的减小,发展到一定阶段,使间隙的击穿电压下降,导致线路间隙发生击穿。山火故障一般具有以下规律:(1) 线路跳闸重合闸成功率低,山火导致线路下方空气间隙绝缘降低持续时间长,重合闸动作时间小于此时间。(2) 该地区山火发生时间较集中,在2 ~ 5 月份的时段内存在高气温、少降雨、空气干燥、湿度小的气候特点,容易引发山火。(3) 对处在植被茂盛、人类活动频繁、特定气候区域的输电线路发生山火跳闸故障概率大为提高,在上述区域内为山火发生提供了充足的条件。

2.3.2 防治措施

山火故障防治应从运行维护、加强宣传、强化沟通等多种措施出发减少山火对线路的影响,具体可以从以下几个方面着手:(1) 做好输电线路运行维护工作,及时清除输电线路走廊下干枯树木、枯草等,减少通道下方树木数量,清明节前及时清除可燃物品,保证线路安全运行。(2) 充分利用传统和新媒体,做好电力设施保护宣传工作,加强输电线路防山火意识,提高山林用火防火规范。(3) 加强与政府、林业、森林消防等部门的密切联系和协作,建立火情联动通报制度,减少政府部门计划烧除工作对输电线路安全的影响,完善隔离安全措施,做好突发紧急情况的预案措施。(4) 提高输电线路防山火科技手段的运用,安装防山火智能监测,建立在线视频监控系统,全方位对线路通道内山林情况进行监测。及时发现山火隐患,准确定位山火位置,预测预估火势发展蔓延趋势。

2.4 外力破坏及异物

2.4.1 原因分析

外力破坏导致输电线路故障发生具有不可预见性、突发性强、重合闸不成功的特点,对电网运行安全破坏性大,主要以违章施工作业为主,表现为在输电线路通道内违规使用挖掘机、翻斗车,导致碰线引发线路接地故障;大型车辆操作不当撞断撞毁杆塔;违规在线路走廊下建房、筑坝、建围墙等影响了线路安全距离。受大风天气影响白色垃圾、农业大棚薄膜、断线风筝、气球等异物随风飘散,这些物品在风力作用下极易悬挂导线上,造成线路跳闸。

2.4.2 防治措施

输电线路覆盖面广,线路走向复杂,在防止外力破坏及异物短路上存在难度大、防控措施薄弱的特点。做好电力设施宣传,加强线路运行巡视,对城市建造、高速公路施工等使用大型机械施工场所做好必要的输电线路安全保护宣传,提高其安全施工意识。及时清除输电线路走廊范围内白色垃圾、大棚薄膜等可能引发短路异物,对风筝爱好者做好疏导劝离,理清危害物质。对易受外力破坏重点线段加强巡线,落实防控措施,严厉打击破坏电力设施的违法犯罪行为。

2.5 鸟害

2.5.1 原因分析

近年来,随着环境的日益改善,鸟的种类和数量逐步增加,大量的鸟类在杆塔上筑巢和鸟粪给输电线路安全运行带来一定隐患。鸟害故障具有偶发性大、流动性强的特点,引起线路跳闸的原因有[12,13]:(1) 鸟粪闪络故障。一是栖息在塔上的鸟排放粪便污染绝缘子,集聚了大量鸟粪的绝缘子,在遇有大雾、小雨或潮湿气候时其绝缘性能下降,会沿绝缘子表面发生闪络;二是鸟类在起飞或直接在杆塔上排便,稀释的并带导电性的串状粪便下落过程中使绝缘子周围的电场分布发生严重畸变,使鸟粪与绝缘子高压端之间发生了空气间隙击穿导致闪络。(2) 鸟类筑巢。鸟为了在杆塔上筑巢、孵化小鸟时会不断口叼树枝、干草、塑料、铁丝等物品,在穿越飞行过程中当这些物品掉落在横担与导线间时,就会造成线路故障。在强风天气时,鸟巢被风吹掉落在带电导线或绝缘子上也会形成短路接地故障。(3) 大型鸟类飞行或捕食以及蛇类为了捕食鸟类等造成导线相间短路或单相接地故障。

2.5.2 防治措施

鸟害故障的防治应根据输电线路所处地形地貌特点、鸟的种类、杆塔特征、绝缘子材料特征等因地制宜采取不同的防治措施,当单一防治措施达不到理想效果时,应综合各种措施共同治理。目前鸟害的防治技术有如下方式[14,15,16,17,18]:(1) 驱赶逐离措施包括光驱鸟、变频超声波驱鸟、声音驱鸟、高压感应电击脉冲驱鸟、传动( 风车、小红旗等) 装置驱鸟、安装防鸟刺、安装防鸟拉线、安装惊鸟器。(2) 隔离防护措施包括配电线路导线绝缘包敷、安装防鸟网、绝缘防鸟隔板、加大绝缘子伞裙、采用新型杆塔结构、安装防鸟封堵箱。(3) 栖息管理措施包括根据鸟类筑巢特性,建立生态树木、杆塔,引导鸟类筑巢;改善杆塔周围环境,人工建造鸟巢,诱导鸟类筑巢。此外线路巡视时发现杆塔上有鸟巢应及时拆除,凡因鸟害跳闸的输电线路结合线路停电工作对绝缘子进行清扫,以保证线路绝缘最佳,在鸟类高频率活动季节应加强线路巡查维护工作,建立一整套有效、可行、人性化并符合生态环境的综合防鸟害措施。

3 结语

关于电网调度与电网安全运行分析 篇5

摘要：作为电网的核心部门，电网调度是保障电网安全运行的基础。为此研究了电力系统安全运行的影响因素，分析了电网调度存在的不安全因素，提出了在电网调度中确保电网安全运行的措施。

关键词：电网调度；安全运行；事故

随着我国的快速，电力基础设施的投资明显增大，电厂和电网的容量都有了质的发展，在这种情况下更应保证电网的安全运行。因此应从完善电网网络结构、提高继电保护的可靠性和增强调度人员的素质等方面加强管理。随着科技的进步及电网规模的不断扩大，电网发生事故的几率也在逐渐增加，而作为电网的核心部门，电网调度担负着保证电网的安全、经济运行的重要任务，因此其出现事故对电网整体的影响也在日益增大。且随着近年来城乡电网改造的逐步深入，电网内各种电气设备的技术水平都在不断提高，使电网整体的现代化水平都有大幅度的提高，但同时也增加了电网发生故障的几率。

一、电力系统安全运行影响因素

对电力系统的可靠运行造成影响的因素很多，根据电力系统本身的特性可将其分为内部因素和外部因素。

1.内部因素

（1）电力系统的一次元件出现固有的故障，如发电机失磁故障、输电线路短路故障、变压器磁饱和故障等。

（2）电力系统内部的二次元件如控制和保护系统中的继电器、断路器等出现故障。

（3）通信系统发生故障，如外部信息的侵入，信息传输过程中设备不稳定导致信息的缺失等。

（4）引入电力市场的竞争机制后导致旧设备与新设备不协调，且缺乏更换旧设备的主动性。

（5）电力系统中的机系统出现了硬件、软件故障。

（6）由于电力系统本身特性所导致的不稳定因素，如频率不稳定及静态振荡等。

2.外部因素

首先是气候急剧变化造成的自然灾害因素，如洪水、雷雨风暴及地震等。其次是人为的操作因素，如保护和控制系统参数的错误设置，由于恐怖活动和战争导致的蓄意破坏等。

由于影响电力系统安全运行的因素如此之多，应从多个方面加以综合防范，首先在电网建设阶段要加强监督和管理工作，保证电网建设工程的质量；其次应提高电力系统自动化的水平，加强变电站综合自动化系统及配电自动化系统的建设，同时定期对调度运行人员进行培训，提升核心技术人员的职业素质。

二、电网调度存在的不安全因素

电网调度作为电网运行的核心部门，其安全稳定直接关系着电网整体的可靠性，因此应对电网调度中存在的不稳定因素进行分析和研究。根据实际的工作经验，电网调度中存在的不安全因素主要有：

（1）由于电网运行人员并未严格遵守相关安全规程，交接班时在未完全了解电网运行方式的前提下就发布了调度命令，导致严重事故的出现，或者由于疲劳导致在拟写调度命令时出现失误。

调度员对相关的调度规程未完全遵守，尤其是在交班时未完全了解电网运行方式，导致工作出现严重失误，且在地调这个层面由于实行的是逐项命令，因此当工作量比较繁重时容易出现拟写调度命令失误的情况。在与现场进行三核对的过程中，由于现场回报不清或交接班时没有对工作交接清楚就匆忙进行操作也容易造成错误。

（2）没有严格执行相关的调度操作制度，工作结束时交接手续不清导致工作许可出现错误，使得当多个工作组工作时协调效果不好，工作结束后没有完全汇报工作，造成严重的事故。

（3）由于调度员的责任心不强及调度术语使用的不规范导致产生了误命令，因此需要培养调度的责任心。

（4）由于调度员心理素质和业务非常差，导致对操作中的工作程序和系统的运行状况不熟悉，延迟了重要用户的送电。

（5）班组的安全管理存在漏洞，导致调度员的安全意识非常淡薄，对于一二次资料的管理并不能严格执行，使得调度员在执行过程中缺乏相关的依据。

（6）检修工作缺乏计划性，导致相关的设备进行了多次重复的停电检修，客观上为调度员安排电网运行方式带来了一定的隐患。

三、电网调度安全措施

1.细化运行方式的编制，强化运行方式管理

首先应该将电网的运行方式管理模块化，从制度上规范电网的运行方式，保证电网年运行方式的编制应依据一年中存在的问题进行，将电网的反事故措施落实到运行方式中，从技术上提升电网运行方式分析的深度。

其次在电网运行方式的计算上要对母线和同杆架设的双回线路故障下的稳定性进行校核分析，分析重要输电断面同时失去两条线路时导致的故障，严格计算在最不利的运行方式下最严重的故障对整个电网的影响，要有针对性开展事故预想和反事故演习，对防范措施进行细化，对电网事故防范于未然。同时在有条件的地区可以建立健全相关的数据库系统，以此来提高电网运行方式的现代化管理水平。

还应从机制上对电力企业调度安全进行完善，提高其对紧急事件的处理能力，对电网中存在的薄弱环节要进行深入的分析，对不同年份的夏季最大负荷进行总结，加强应急体系及应急预案的建设工作，增强应急预案的可操作性，提高电网对大面积恶劣天气及外力破坏而带来的恶性事故的预防能力，最大限度地保证电网的安全有序运行，对电网中存在的潜在危险进行化解，杜绝由于调度原因导致的电网安全事故。

2.杜绝误调度、误操作事故

如果调度员下令对电网的运行方式进行改变，则在指挥事故处理和送电的过程中应防止调度员的误操作。建议从以下几个方面采取相关的措施：

首先应使调度员明确责任，提高所有相关人员的安全意识，增强调度员责任心的同时坚持进行定期的安全检查活动，对误调度和误操作事故进行通报，对相

关的调度事故要严格吸取教训。在调度组进行调度命令无差错活动的开展，考核调度命令时应将安全小时数作为主要的考核指标之一，并作为年评选的先进条件，从各个方面增强电力职工的责任感和安全意识，以达到良好预防并控制故障的效果。

其次应对电网调度中的《电网调度管理条例》进行严格的执行，对调度、发电、供电、用电单位进行定期培训，从制度上杜绝误操作和误动作事故的发生。要保持相关人员在工作中锻炼出的严格执行安全制度和克服违章的习惯。在调度员进行线路处理工作时对安全措施和所列任务进行严格的审查，对于不合格的工作票要进行重新办理，规范倒闸操作的指令，严格遵守并执行调度命令票制度。

3.完善电网结构、强化继电保护运行、提高调度人员素质

随着电力公司对电力设备投入的增加，高压电网的结构进一步得到优化，大部分地区220kV电网已经形成了环网，而500kV网络也形成了局部的单环网，提高了高压网络的可靠性。

作为保证电网安全稳定运行的屏障和防止电网事故进一步扩大的防范措施，对继电保护装置进行安全运行管理，确保其长期处于良好的运行的状态，对电网的安全运行具有重要的意义。通常是继电保护整定专责和调度员根据电网的运行方式来对一级电气设备的保护装置进行校核，其包括重合闸装置、备自投装置及保护定值单等，若核对结果是正确的，则还要调度员和各变电站再进行二次保护设备的核对，及时发现漏洞和问题，保证各级继电保护装置的安全稳定运行，确保电网整体的安全性和可靠性。

误调度、误操作事故会对电网的安全运行带来巨大影响。调度人员是改变电网运行方式、指挥停送电操作和处理事故的关键。为了进一步加强电网运行的安全，要提高调度人员的安全意识、增强调度人员的责任心，要坚持定期安全活动、针对事故通报。另外，在管理中要严格执行规章制度，定期进行事故案例分析，提高执行者的安全意识，使调度人员养成认真执行规程制度的好习惯。还要严格把关制度，审查工作认真仔细，不符合规范的工作票必须重新办理。调度命令票制度也需严格执行，下达倒闸操作命令，电力调度术语必须规范。

为了适应电网新技术、新设备的引进与应用，达到电网现代化运用水平，对调度人员素质要求越来越高。导读人员不仅要学习新技术、新知识，还要不断通过实践提高业务水平。对调度人员的培训要以实用为目的，要求工作人员熟悉电网继电保护配置方案及工作原理、本地区电网的一次系统图、主要设备的工作原理以及本地区电网的各种运行方式的操作，要求调度人员能掌握紧急事故的处理方法。正确处理事故，准确无误指导下令进行倒闸操作、投退继电保护及安全自动装置。此外，调度人员还应该能运用自动化系统分析电网运行情况、及时准确判断排除故障。因此，调度人员的培训工作非常必要，对电网的安全运用至关重要。加强相关的技术培训也是提高调度人员业务素质的途径之一，随着新设备和新技术的不断应用，电网的现代化水平在不断提高，这就要求调度人员应不断熟悉新技术和新知识，在提高业务技能的基础上完全胜任本职工作，以培训为基础，以应用为目标，不断注重技能培训和岗位练兵。在调度人员岗位培训的基础上进行DTS仿真机的培训，使调度员达到三熟三能。

四、结论

探讨如何提高电网防灾和故障抢修 篇6

关键词电力;防灾能力;抢修效率

中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)111-0132-01

1如何全面提高电网防灾能力

1)提高应急能力与电网标准。各级政府之间、政府各部门之间、行业之间、企业之间、区域之间,如何提高协同应急能力。在未来的能源规划中,如何科学统筹好集中电源与分布式电源、电源就地平衡与跨区平衡、一次能源与二次能源、大电网与地区电网之间的关系。灾后应及时进行反省与思考,通过查找不足,研究制定亡羊补牢之策。

2)强化输变电设施抗冰雪灾害能力。必须优化调整电网规划,进一步加强区域、省间资源配置能力,提高电力供应可靠性。根据缺煤停机和暴风雪、严重干旱、严重枯水、强风暴潮等极端情况下的电力供需形势分析和系统安全稳定运行要求,校核、评估华中电网各省网之间及与其他区域电网之间的电力交换能力。

加强抗覆冰措施的研究,强化输变电设施抗冰雪灾害能力。一是做好情况清查和统计、整理工作。二是深入开展事故分析与研究。三是结合实际,制定抗覆冰针对性措施,并适当提高建设标准。

3)完善行之有效的灾害应急机制。进一步加快建设坚强电网的步伐。近几年,江西加大了对电网建设的投入,使电网网架得到了完善与加强。今后,要进一步加快建设坚强电网,调整和完善电网设计建设标准。

制定和完善公司应急标准,量化灾害等级标准和抢修工作标准。以灾害损失程度确定灾害等级,按灾害等级制定不同的应急预案,按受灾程度执行相应的预案,按灾害等级确定救灾指挥层级、调用救灾增援力范围等组织措施,确保抗灾救灾工作有序进行。

完善运行规程,丰富运行巡检手段。进一步提高运行规程的刚性,对明显超过设计规程、有可能造成严重后果的状态,应增加强制停电、减灾避灾的措施。

4)应从规划布局上增强防灾能力。是要进一步优化重要输电通道的规划和布局。从规划上,尽可能分散、分层考虑电源接入或电网受电方向,降低风险;同一方向重要输电通道应尽可能分散走廊,尽可能减少易发生严重自然灾害的同一气象带重要输电通道数量。

要建立农村电网常态投入机制,保障农村电网可持续发展。要进一步加大农村配网改造力度,提高配网的设备抗灾能力。继续推行“中西部电网完善工程”,多方筹集资金,加大对农网资金投入。加强农村电网新技术研究与推广应用,提供技术保障。

2如何提高农村10kv配电网故障抢修效率

2.1迅速准确地确定故障性质及范围

目前,农村10kv配电网绝大部分仍采用树状辐射型布局,相对于双电源、多电源及环网供电线路而言,比较容易确定故障性质及范围。因此抢修效率的提高,有很大的潜力可以挖掘。

1)根据用户的报修电话直接给故障点定位。在接到用户报修电话时,应向用户问明故障点的大致情况,以便于抢修人员携带相应的抢修工具及材料。另外,最好能够留下用户的电话号码,便于现场抢修遇有不明情况时能够及时同用户取得联系。

2)根据继电保护装置的动作类型及特点,对故障性质及范围进行大致定位,以便给抢修工作“对症下药”提供依据。

①差动保护动作、瓦斯保护动作等一般由变电所内部故障原因造成,具体情况应视变电所高压侧断路器及其保护装置动作情况而定,本文在此不再一一赘述;②电流速断保护动作跳闸。电流速断保护的保护范围为:系统最大运行方式下发生短路时,保护范围最大,占线路全长的50%左右。而当线路处于最小运行方式时,保护范围最小,占线路全长的15%～20%。因此,若发生电流速断保护装置动作跳闸,则说明故障点一般大多位于线路前段;③过流保护装置动作跳闸。过电流保护装置的保护范围为被保护线路的100%。但通常过流保护装置同时设有延时继电器,在与速断保护装置配合使用时,一般在线路后段发生故障时才动作跳闸;④电流速断保护与过流保护同时动作跳闸。此种情况一般说明故障点位于速断保护与过流保护的共同范围,故障点大多位于线路中段;⑤距离保护装置动作跳闸。距离保护动作跳闸,一般为线路相间短路造成。其中一段保护范围为本线路全长的80%～85%,而二段保护则除了保护本段线路的末端和下一段线路外,还兼为一段保护的后备保护;⑥线路绝缘监视发生接地信号。线路绝缘监视发生接地信号一般说明该线路有单相接地,线路绝缘监测范围为本段线路的全长。

3)给各配电线路T接点支路上装设线路接地短路指示器,用以帮助指示故障范围及性质。接地短路指示器,一般优先安装在车辆容易到达的T接点支路上;其次安装在步行容易到达的T接点支线上;最后视具体情况对其他T接点进行安装。这样,当线路出现故障时?熏可尽量使用车辆提高故障查寻效率。

2.2安装自动化装置,有效隔离故障线路

在分支线路出现故障频率较高的T接点分支线路上,安装馈线自动化断路器或柱上断路器及隔离开关。使线路发生故障时,能够尽快将故障分支线路切断进行事故抢修,最大限度地确保健康设备和线路继续安全运行,提高供电可靠性。

2.3制定应急预案,开展事故演习

制定并完善事故应急预案,开展经常性的事故演习活动是出色完成事故抢修工作的重要保证。①针对故障情况携带足够的抢修工具、器材及仪表,避免在抢修工作中出现“等米下锅”的情况降低抢修效率;②对抢修现场人员分工及操作程序进行统筹安排,使抢修工作一环套一环,环环相扣。这需要平时在事故应急预案和事故演习中进行周密的考虑和认真的演练。

2.4认真贯彻和落实“安全第一、预防为主”的方针

1)经常对线路、设备进行巡视。特别是负荷高峰期到来前,要及时掌握配电线路及设备健康水平,对存在二类障碍的设备及线路进行登记,及时安排计划检修进行消缺。同时也可以为在没有来得及处理,而该线路发生故障时为线路故障危险点分析提供一定的依据。

2)在配电网落雷率较高地段装设线路避雷器,提高配电线路耐雷水平和供电可靠性。

3)动员具备条件的重要用户建设双电源,这样不仅能减轻配电网事故抢修压力,同时在高故障率状态下能让抢修人员将抢修力量用到“刀刃上”。

4)在负荷高峰期到来之际,要做好负荷预测工作,同时积极配合调度部门对变电所部分相关继电保护装置动作值进行重新整定,防止在负荷高峰期造成继电保护装置误动作而使线路跳闸。

5)当事故抢修工作的速度与安全工作发生冲突时,应毫不犹豫地决定“安全第一”,因为安全才是最大的效益。

3结束语

为了确保电力线路的安全运行,除了线路施工时严格按照规程设计,遵循设计准则外,线路工作人员还应该根据实际情况和专业作业的具体要求,加强业务技术学习,定期和不定期地对线路进行巡视,及时发现和消除由外部环境,使线路保持在正常状态下运行。

参考文献

[1]靳斌.电力安全生产管理中风险控制的探讨[J].中国新技术新产品,2010,04.

电网调度运行故障和解决技术分析 篇7

电网调度属于一种电网系统运行中的管理手段, 其主要目的是为了保证电力系统的安全正常稳定运行, 提高对外供电的可靠性, 在目前的电网调度中, 主要的工作内容是根据各种现代化信息采集设备所反馈的数据信息, 来对电网运行设备的实际参数进行监控与调整, 以此来对其中的电压、电流或者频率运行方式进行合理调整与调配, 其中涉及到的主要设备有变压器、断路器和电压互感器等。电网调度的有效程度, 直接影响着电网运行的实际情况。

1 电网调度当中所出现的主要运行故障。

(1) 首先是倒闸操作失误。在电网的实际运行当中, 在发电机进行并网或者电网检修的时候, 需要进行定期的停电和送电, 在这样的情况下就要经常进行倒闸操作或者对电力运行方式进行切换, 以此来保证电网系统能够长期稳定的运行。但是在实际的倒闸操作当中, 会由于管理或者相应操作指令的要求, 使管理人员在进行倒闸操作的过程中出现相应的失误, 例如:无规则的跳项操作, 这样的失误直接影响了电网调度的运行管理和电网系统的检修过程, 在严重的情况下, 甚至会造成相应的人身伤亡与电力运行事故。

(2) 继电器的异常运行。继电器是电网运行当中的主要组成设备之一, 只运行状况直接决定了电网的稳定性, 继电器是一种电控制器件, 在目前的电网自动化控制当中具有广泛的应用, 也可以这样说, 继电器属于一种用小电流去控制大电流运行的开关, 在实际的电网调解当中能够对电路进行保护和转换。但是由于继电器在长期的使用过程中, 设备当中的主要绝缘部分会发生老化, 这样的故障也会引起相应电路的老化, 如果没有对其进行定期保养和检查的话, 就会使继电器的运行状态逐渐下降, 还会出现相应的漏电问题, 但是就目前的情况来看, 有些电力检修人员并没有及时的对继电器进行检查和故障排除, 在这样的情况下, 无法及时的对继电器进行更换和调整, 严重影响了电网的安全运行。

(3) 电网调度人员操作失误引发的电路故障。由于目前电网的实际结构较为复杂, 其中的各项系统参数也较多, 在进行电网调度的过程中, 可能会由于调度人员的失误, 导致电路和系统的不正常运行, 这样的问题主要表现在管理人员没能够根据电网的实际运行状态来下达合理的调度命令;另外是在进行调度工作的过程中, 电力操作人员没有按照相应的操作流程来进行工作, 这样就会促使电力调度当中的某一个环节出现不必要的失误, 造成电网故障的出现;最后, 由于目前设备的信息化程度较高, 调度人员在进行实际工作的过程中, 由于对新引进设备的不熟悉, 造成检修或者安排运行的方式错误。这些人为调度失误, 会对电网调度工作造成较大的影响。

2 电力调度运行故障的解决技术

从以上叙述当中可以知道, 电力调度运行故障出现的主要原因有很多, 其中主要包括电力设备技术问题、电力操作人员问题和日常工作安排问题, 针对这样的情况, 需要采取以下解决技术来进行解决。

(1) 首先是加强现代化监控技术在电力调度系统中的应用。电力企业需要结合自身的实际情况, 在电力调度当中安装符合电力运行的监控系统, 这样的监控系统可以对主变压器、断路器、高压室开关和控制盘盘面等主要设备进行监控, 并且对设备运行当中的参数信息进行收集, 在这样的情况下, 电力调度人员能够实时的对电力设备的运行情况进行把握, 并且能够根据实际情况, 来进行相应的电力调度操作。一般情况下, 在目前的电力调度工作当中, 常用的监控技术主要包括CC2000监控系统。这种监控系统属于一种动态监测技术系统, 在整个系统当中, 涉及到定时系统、通信系统和动态测量系统, 能够对电网运行中各种电力设备的实际运行参数进行测量和监控, 并且对各路母线中的矢量数据进行测量, 同时还能根据电力调度的实际情况进行估算, 以此来保证电网的安全运行。在CC2000系统中具有相应的网络平台, 在这个网络平台当中可以实现数据信息的共享和交流, 在这样的情况下, 可以对电网调度工作进行不断的优化, 并且对突发紧急情况进行应急处理。

(2) 采用自动化控制技术, 减少人为操作出现的失误。随着电网结构的逐渐复杂, 在电网调度工作当中可以使用相应的自动控制技术, 通过操作人员对相应参数的设定, 能够使对电力设备的实施运行状态进行了解, 并且根据调度命令, 来对其运行参数进行改变。目前这样的自动控制技术主要包括DMS控制技术, 这样的控制技术通过对电力设备实时运行状态的监控, 有效的对电网的运行状态提供了保障, 在遇到相关故障的情况下, 能够及时的进行诊断, 根据故障的类型判断故障发生的位置和故障发生的原因。根据电网的实际运行状态, 这种自动控制技术可以分为局部电网控制、区域电网控制和大区域联网控制等。另外, 采用这种技术可以实现电网运行数据的实时交换, 将数据采集系统与远程终端相互连接, 保证数据传输的及时性和有效性。

3 结束语

电网调度是电力系统中的重要组成部分, 在这样的情况下, 针对电网调度运行当中出现的主要故障, 需要结合电力运行的实际情况, 采取适当的方法来对故障进行排除, 从目前来看, 自动控制技术和动态监控系统技术都能够对电网调度运行提供较大的帮助, 保证电网的正常运行。

摘要：目前电网规模正在不断地扩大, 随着电网改造的不断深入和人们用电量的实际需求, 电力调度工作在整个电力供电系统中发挥着重要的作用, 完善合理的电网调度直接关系到电力系统的稳定运行。但是由于目前电网运行方式越来越复杂, 在这样的情况下, 电网调度工作的流程也相应的变得繁杂, 因此实际的电网调度工作当中难免会遇到一些设备故障。本文对电网调度运行中所出现的主要故障和相关的解决技术进行分析。

关键词：电网调度,运行故障,解决技术

参考文献

[1]陶涛, 王栋.电网调度运行管理中存在的问题及解决措施分析[J].电子技术与软件工程, 2014 (21) :179.

[2]张焕俊.分析常见电力调度运行中的故障和处理对策[J].文摘版:经济管理, 2015 (8) :23.

农村电网单相接地故障量的仿真分析 篇8

我国农村电网普遍采用小电流接地方式, 单相接地是最常见的故障, 不仅影响了设备正常供电, 甚至引起相间短路而扩大事故[1]。准确、可靠的故障定位一方面可以缩短查找故障点的时间, 节约查线的人力、物力, 减轻巡线人员的劳动强度;另一方面还能及时地发现线路的薄弱环节, 使故障的发生率减小, 降低因停电造成的经济损失[2]。

目前, 输电线路故障定位法按其工作原理可以分为:阻抗法、故障分析法和行波法[3]。

阻抗法比较简单可靠, 但是定位精度深受故障点的过渡电阻的影响, 只有当故障点的过渡电阻为零时, 故障点的距离才能比较准确地计算出来。

故障分析法是利用故障时记录下的电压、电流量, 通过分析求出故障点的距离, 该法不以测量阻抗或电抗为基础, 因此有广泛的适应性, 简单易行[4]。

行波定位法是根据故障行波特征来实现故障定位的方法, 它不受对侧系统运行阻抗、负载电流、系统运行方式等因素影响, 定位精度高[5]。行波法能准确定位的前提是装置能够有效地检测到故障行波波头的变化, 本文利用MATLAB/SimPower工具箱对单相接地时电压、电流波形仿真, 进而分析行波法故障定位的有效性。

1 经消弧线圈接地系统模型

某220kV/35kV/10kV完整的输电网络, 其中35kV输电线路长度为50km, 10kV输电线路长度为2km, 导线型号为LGJ-185 (导线各参数由标准手册查询, 如表1所示) , 导线水平排列, 相距4m。各相分别引出3条相同的一级出线, 假设A相发生单相接地故障, 故障点与母线间的距离为Ldn。模型电路如图1所示。其主要参数为:一次变电所主变压器一次电压为220 kV, 二次电压为35 kV, 变压器的额定容量为31.5MVA, 二次变电所主变压器一次电压35kV, 二次电压为10kV额定容量为1MVA。选用ode15s算法进行仿真。

35kV输电网络在中性点经消弧线圈接地 (变压器Y-Yn接线) 时A相发生接地故障, 对故障距离、接地方式、故障相角等不同情况下的电压、电流进行了模拟仿真。

2 不同条件单相接地故障的仿真

农村电网发生单相接地的地点、故障电压的相位和接地阻抗都具有随机性, 而这个随机性对故障相和非故障相的电压和电流波形都有影响, 下面对这几种情况分别进行仿真。

2.1 故障距离对电压、电流的影响

以线路L1的A相为研究对象, 单相接地的位置分别为Ld12=30 km, Ld13=10km, Ld15=2 km处, 接地阻抗为Rf=100 , 故障发生时间随机为0.016s, 切除时刻为0.06s。发生单相接地故障时线路电压、电流波形如图2所示。

由图2可知故障距离对母线电压、电流的稳态分量几乎没有影响, 但对暂态分量有较大影响。在故障时刻其它参数不变时, 不同的故障距离上线路电压、电流值基本相同。

1) 故障距离越短, 故障相电流瞬间波动越大, 且持续时间越短, 波动越容易被行波定位装置检测, 因而定位越可靠。

2) 暂态时刻的故障相电流与非故障相电流极性相反。

3) 故障距离越小, 故障相电流暂态量大于非故障相越明显。

4) 不同故障距离上的线路电压值基本重合, 说明故障距离对电压影响不大。

2.2 故障相电压相角对电压、电流的影响

以线路L2中A相为研究对象, 发生单相接地的位置为50km处, 接地阻抗为Rf=100Ω, 故障发生时间分别在A相电压相角为第二个工频周期90°, 180°, 270°, 340°时, 即对应的故障时刻为正向峰值、过零点、负向峰值、半波的任意时刻。不同相角处各相板障波形, 如图3所示。

由图3可知, 故障时刻对故障特征量的幅值、相位影响明显。

1) 接地在故障电压正、负向峰值附近时刻发生, 故障相电流暂态值明显大于非故障相, 在母线处能够轻松捕捉到故障波头, 故障暂态量持续时间较长, 大约经历一个工频周期。当进入稳态时刻故障特征量与非故障相基本重合, 故障相电流相位与非故障相相差180°。用行波法定位在此处最灵敏。

2) 接地发生在故障相电压过零点附近时刻, 电压、电流发生跃变的幅度较小, 暂态时间短。故障相暂态和稳态电压、电流基本重合, 以至于在母线处无法捕捉到息, 此时用行波法无法进行有效故障定位。

2.3 过渡阻抗对电压、电流的影响

以线路L3中的A相为研究对象, 发生单相接地的位置为50km, 故障时间随机为0.016s, 切除时刻为0.06s, 接地阻抗分别为Rf=0, 20, 100 Ω时电压、电流仿真波形如图4所示。

由图4可知, 在距离相同的故障线路中, 过渡电阻Rf影响到达母线端行波信号幅值的大小。

1) 发生完全接地, 即Rf=0时, 则故障相的电压降到接近0, 非故障相的电压升高到线电压。

2) 发生一相不完全接地即Rf≠0时, 这时故障相的电压降低, 非故障相的电压升高且大于相电压, 但达不到线电压。

3) 过渡电阻Rf越大, 故障线路到达母线处首半波电流的冲击值越少。当Rf较小时电流暂态值明显大于稳态值, 突变电流波形极易捕捉。当Rf较大时电流暂态值明显趋近于稳态值, 故障信号与线路信号十分相近, 无法通过跃变进行有效故障定位。

3 结论

本文对农村电网中性点经消弧线圈接地方式进行了仿真, 帮助电力系统分析应用人员形象直观地理解系统的运行特性, 了解线路的电压、电流在发生单相故障时的变化规律。通过仿真分析得到以下结论:

1) 故障定位应以故障电流作为检测信号。故障电流暂态值中含有丰富的故障信息。由于输电线母线处波阻抗较低且呈容性, 母线一般接有多条线路并有较大的分布电容, 由仿真波形可以看出电流行波波头具有较大的幅值且上升速度较快, 利用其定位比利用电压行波具有更高的灵敏度。

2) 当过渡阻抗过大或故障时刻相电压在零点附近时, 故障信号与非故障相信号较难分离, 行波定位方法准确度将受到影响。而实际上接地故障发生在电压过零附近的可能性很小, 所以用行波作进行单相接地故障定位比其他定位方法具有更高的可靠性。

摘要：农村电网中单相接地是最常见的故障隐患, 必须快速排除接地点, 以免发生短路故障。为此, 借助MATLAB的仿真工具箱, 模拟线路在电压相位、过渡阻抗、距离等不同的情况下, 发生单相接地时电压、电流波形的变化, 通过提取电流波形畸变量来实现单相接地故障定位。

关键词：单相接地故障,小电流接地,MATLAB仿真

参考文献

[1]翁利民, 张广祥.配电系统的中性点运行方式的选择[J].电气时代, 2001 (3) :.

[2]季涛, 薛永端, 孙同景, 等.配电线路行波故障测距初探[J].电力系统自动化, 2005 (10) :

[3]徐丙垠, 李京, 陈平, 等.现代行波测距技术及其应用J].电力系统自动化, 2001, 25 (23) :62-65.

[4]郝治国, 徐靖东, 尤敏.小电流接地系统单相故障定位方法综述[J].陕西电力, 2008 (8) :.

电网故障分析 篇9

磁暴引起地磁场剧烈变化,根据法拉第电磁感应定律和地球大地的导电性[9],在大地表面会感应出地电场。当电力系统存在接地点时,地电场在电网中驱动产生地磁感应电流( geomagnetically induced currents,GIC) ,GIC流过电力变压器,导致变压器铁芯饱和而产生大量的无功损耗和丰富的谐波,骤然增多的无功损耗构成电力系统的电压稳定威胁; 谐波又极可能造成电力保护装置误动,增大负荷转移的规模而增加系统运行风险。将电网磁暴灾害风险纳入当前风险评估问题,分析并量化磁暴引发电力系统运行安全风险的可能性与严重度,能够为确定电网磁暴敏感性区域与薄弱环节提供有用参考。

高纬地区和国家早就对电力系统磁暴风险进行了研究[10—12],从磁暴感应地电场的模型与计算出发[13—15],到电力系统GIC模型[16—18],再到近年来提出的电力系统GIC风险评估方法和影响因素[19—20]. 在我国,也有不少关于磁暴电网风险的研究成果,如,华北电力大学刘春明提出了中低纬度地磁感应电流的风险评估方法[21],和郑宽等人提出的多电压等级的GIC计算模型和定义的磁暴灾害对电力系统累积效应指标[22,23],等。

论文首先以典型的历史磁暴事件———1989 年魁北克大停电事故为例,分析磁暴灾害引发大面积停电的机理、特点及影响因素,接着从引发电力系统的GIC及其引起的变压器无功损耗入手,总结并评述电网磁暴灾害风险的国内外研究现状,再接着总结电网磁暴灾害风险的影响因素,并指出评估与量化电网磁暴风险的面临的问题,最后指出未来的研究方向,为防御磁暴灾害引发大面积停电事故提供参考。

1 电网磁暴灾害机理与特点

1. 1 电网磁暴灾害过程与机理

1989 年3 月12 日~ 14 日,一系列的日冕物质抛射在同一太阳区域的爆发[24],10 日末喷射的带电粒子朝向地球,并在50 h后到达地球,强磁暴导致地磁场剧烈变化,在大地表面感应出地电场并在电力系统中驱动产生GIC,GIC流过电力变压器并使其半波饱和,产生大量无功损耗,3 月12 日傍晚( 05: 00 UT) 开始,魁北克系统调度人员发现有电压不稳定的迹象; 13 日2: 33( 7: 44 UT) 静止无功补偿装置因为过载而一个接一个跳闸,直到James Bay的所有进线跳闸后,系统电压彻底不稳定; 大量的负荷从主电源切除,但这不足以使系统恢复平衡,最后系统电压崩溃。

魁北克事故说明了磁暴不仅对电气设备造成危害[25],更重要的是,变压器半波饱和引起的集群无功损耗和谐波对电力系统运行产生不利影响[26]。

1. 2 电网磁暴灾害特点

强磁暴也是一种自然灾害,除了具有与冰灾一类的自然灾害的破坏性、广域性和群发性等特点外,磁暴灾害对电网的还有以下几个特点:

1. 2. 1 小概率与突发性

强磁暴属小概率事件,急始磁暴是以地磁水平分量突然变化为开端,导致电力系统中变压器的接地中性点会突然流过地磁感应电流。此外,虽然磁暴根源是太阳活动,有11 年的周期,但1989 年3 月13 日发生的魁北克大停电事件,颠覆了“磁暴只在太阳活动的高峰期的夜晚发生,且仅对局部造成影响”的传统观点。研究表明,磁暴也会在太阳活动的非极大年爆发,发生规律难以预测。

1. 2. 2 时间短、破坏强

磁暴灾害作用在电网的时间十分短暂,但破坏力极强,1989 年加拿大魁北克水电站遭受磁暴侵袭,过程不足90 s,却造成600 万用户停电9 h,造成直接经济损失2 000 万美元。

1. 2. 3 攻击性

从上述电网磁暴灾害事故的记录来看,磁暴引发的大停电事故往往伴随着电力变压器被烧毁。电力变压器作为电力系统的核心设备,其正常运行与否直接关系着整个电力系统的安全与否,电网磁暴灾害的这一特征对电力系统的安全运行构成极大的威胁。

2 电网磁暴灾害风险研究现状

电力系统磁暴灾害风险研究的内容主要包括强磁暴在电力系统中驱动产生的GIC水平及其相应指标、电力变压器因GIC而产生的无功损耗扰动及其引起的电压稳定性三个方面。

2. 1 电力系统GIC风险

GIC是引发电力系统故障和风险的根源,研究也较为全面:

2. 1. 1 电力系统GIC模型

Lehtinen和Pirjola在1985 年首次提出了根据地电场计算电力系统GIC的算法[27],Pirjola在2007年对此算法进行了发展[28]:

式( 1) 中,N × 1 矩阵Ie为变电站流入或流出大地的GIC,I为N × N阶单位矩阵,Yn为N × N阶系统导纳矩阵,Ze为N × N阶系统接地阻抗矩阵,N为系统内变电站节点个数。Je为N × 1 矩阵,其中第i元素可记为:

式( 2) 中,V0ji为地电场E沿着变电站节点j到i路径的积分,且有V0ji= ∫jiE·dl; Rnji代表节点i和j间的线路电阻。

Horton等人在文献[29]中提出了计算GIC的标准算例模型,Overbye等人在文献[19]中提出电力系统GIC集成模型,并假定地电场为均匀场时将式( 2) 中的V0ji记为:

式( 3) 中,EN和EE分别代表地电场的北向和东向分量( V/km) ,LN和LE分别代表变电站i和j见输电线路的北向和东向分量( km) 。

我国学者郑宽等人提出了多电压等级的GIC计算方法[22],提出了用于多电压等级并存的电网GIC全节点模型和简化模型的建模方法,有效地降低了大规模电网GIC计算的复杂度。

2. 1. 2 电力系统GIC风险指标

GIC幅值是最先用来衡量电力系统磁暴灾害水平的指标,文献[30]提出用GIC幅值代表电力系统磁暴风险,将GIC幅值划分为50 A,100 A,250 A和600 A,分别对应电力系统面临的风险为“低”,“中”,“高”和“极度”。

GIC幅值高低只能表明在某个时刻磁暴扰动对电力系统的影响大小,郑宽等人提出了GIC的积分能量指标[23]:

以此来衡量整个磁暴期间电力系统受到的GIC累积效应影响。

2. 2 变压器GIC无功损耗风险

GIC在一定程度上可以量化磁暴对电力系统影响的严重程度。可以说,GIC越大,引发系统灾害性事故的可能性就越大。然而如前所述,GIC仅是引起系统灾害的诱因,导致电力系统电压崩溃并引发大停电事故的,是电力变压器受GIC影响而产生的大量无功需求和丰富的谐波,这也是为什么1989 年磁暴事件中芬兰电网的GIC比魁北克电网GIC大,而没有引发严重电网灾害事故的原因[31—40]。

文献[19]和文献[41]提出了电力变压器GIC无功损耗模型:

式( 5) 中,k1∈[1 ~ 1. 18,0. 33 ~ 0. 5,0. 29,0. 66 ~0. 7]是通过实验测试得到的无功损耗系数( Mvar /A) ,分别对应500 k V单相组式变压器、三相壳式变压器、三相三柱芯式变压器和三相五柱芯式变压器,IGIC为流过变压器绕组的等效GIC( A) ,Vk为变压器的电压系数,单位是p. u,Vk= V·Ve/500,V为变压器实际运行电压( p. u) ,Ve为变压器额定电压( k V) 。

2. 3 GIC无功损耗引起的谐波风险

GIC作用下,还会导致变压器谐波增多[42—47],且谐波电流的大小与直流偏磁的程度有关。由于不同类型和参数的变压器对直流电流的敏感程度不同[48],产生的直流偏磁程度不同[49—52],文献[53]以高压系统中常用的含有△联结( Yn,d) 的绕组典型大型电力变压器( 240MVA - 242 /15. 75) 为例,总结出了变压器从正常运行状态到深度直流偏磁状态整个过程中,励磁电流各次谐波电流的变化特点。

2. 4 GIC引起的变压器的振动噪声风险

GIC作用下变压器还会存在振动和噪声增加风险。文献[53]建立了变压器直流偏磁状态下硅钢片磁致伸缩引起的铁心振动噪声模型,并指出漏磁引起的绕组、油箱壁振动噪声在偏磁状态下也不容忽视,是因为直流偏磁状态下,还会有大量的漏磁通进入到变压器油箱壁、铁心夹件等变压器金属构件中,绕组中的电流与漏磁场相互作用,使绕组的导线上产生电磁力,从而引起绕组振动。绕组电磁力与绕组电流的平方成正比,发射的噪声功率与振动幅值的平方成正比。实测表明,直流偏磁下的变压器可听噪声为正常运行时的5 倍[54]。

2. 5 GIC引起的变压器的温升风险

由于变压器铁心磁路饱和,主磁通只能通过油箱、铁心紧固件流通,造成这些路径上的元件产生附加损耗,致使元件发热加剧。直流偏磁导致的变压器组件局部过热或温升可以采用式计算[55]:

式( 6) 中,T1、TN分别为实际的绕组温升、绕组额定负载时的温升; ΔP1、PN分别为绕组损耗增量和绕组额定负载时的损耗; m为绕组温升的指数常数,对于油浸风冷( ONAF) 式变压器,m可以取为0. 8。

2. 6 GIC无功损耗引起的电压稳定风险

磁暴扰动下变压器集群无功损耗在补偿或调度控制不及时的情况下,会导致系统电压不稳定甚至崩溃,这也是引发电力系统大面积停电的主要原因,不少研究者已经开始研究这个问题[56—60],如文献[33]分析了磁暴扰动下变压器无功损耗对长距离输电线路电压稳定性的影响,但没有量化二者的关系。

2. 7 变压器谐波对继电保护装置可靠性影响风险

变压器因GIC半波饱和,也会产生大量的谐波[61—66],这些谐波会对继电保护装置的可靠性构成威胁,1989 年魁北克大停电事故中,因谐波而导致保护装置误动,增大了负荷转移的规模,成为了大停电事故的原因之一[67,68]。

3 电网磁暴灾害风险的影响因素

电网磁暴灾害风险程度受多种因素影响,不仅包括磁暴强度、地理纬度和大地电性结构等因素,也包括电力系统结构、设备和控制措施等。

3. 1 磁纬与磁暴强度的影响

太阳活动对不同磁纬地区的磁场影响存在明显差异,如两极附近大地磁场受到的干扰要比赤道附近受到的干扰强烈得多。磁暴强度决定大地中感应的地电场水平,从而影响电力系统GIC水平。

3. 2 大地构造的影响

决定地电场水平的另一个重要因素就是大地构造。不同的电阻率地区,在同一磁暴扰动下,所产生的地电场可以相差许多倍,如1989 年大磁暴与2003 年的磁情指数相当( Kp = 9 ) ,但在魁北克地区产生的地电场( 3 ~ 6 V/km) 却大于瑞典马尔默地区( 2 V/km)[69,70],主要是因为前者的大地电阻率高于后者[71]。

3. 3 电力系统结构参数的影响

地电场一定时,电力系统的结构与参数决定GIC水平。从式( 1) 可知,从变电站流入或流出大地的GIC与系统节点导纳矩阵Yn和系统接地阻抗矩阵Ze有关,即与所有的输电线路电阻Rnji和变电站接地电阻Ze有关; 从式( 2) 可知,E是电场强度,dl代表变电站j和i间的路径增量,可见变电站相距越远,站间输电线路越长,V0ji的值也就越大,表明输电线路两端地电势差与变电站间的距离和相对位置有关。当地电场均匀时,变电站间的电压可记为[72]:

式( 6) 中,E为地电场幅值,Lji为变电站j和i间的距离,θE代表地电场与正北方向的夹角,θji代表变电站j和i间连线与正北方向的夹角,可见,地电场在输电线路中产生的电压与地电场与输电线路间的夹角有关系。V0ji的大小直接决定了系统中GIC的水平。

3. 4 变压器类型的影响

式( 5) 表明,不同电压等级和不同种类的电力变压器在同一GIC水平下消耗的无功功率差别较大,尤其是单相变压器与三相变压器消耗的无功功率相差最大。电压等级越高的系统、采用单相变压器越多,则GIC无功损耗越大。相同GIC作用下不同类型的电力变压器产生的热效应和无功损耗效应不同[73,74]、谐波效应不同[75—77]、耐GIC的能力也不同[78—80],这些都直接影响到电力系统磁暴扰动后果的严重程度。

上述因素主要影响到磁暴扰动电力系统程度,而电力系统灾害性故障的发生、发展和传播及其后果则主要受到GIC无功损耗的分布[81,82]、继电保护装置参数的整定及电力系统应对磁暴扰动的调度策略等因素的影响,这也是决定电网磁暴灾害风险后果的主要因素。

可见,电网磁暴灾害风险的影响因素众多,且由于磁暴扰动是小概率事件和其引发的电网故障发展迅速,历史数据不充分,加上磁暴扰动的广泛性和电力系统极高的安全性要求,难以在实际的电力系统中实现磁暴扰动的物理实验,为量化和评估各因素对电力系统的风险作用带来了一定的难度。

4 结论与展望

剖析了电力系统历史磁暴事件,总结了电网磁暴灾害故障过程、机理和特点,综述了国内外电网磁暴事故的风险的研究现状,分析了影响磁暴灾害风险的若干因素,指出了目前对电力系统磁暴灾害风险评估与风险量化的难度和风险指标存在的不足:

( 1) 目前研究表明,仅采用GIC衡量电力系统磁暴灾害的严重程度较为单一与片面,缺乏全面体现磁暴灾害对电力系统扰动后果的指标,由于电力系统磁暴灾害问题的的复杂性,必须从多角度建立更加全面、科学的指标体系以表征磁暴扰动电力系统安全运行的风险水平。

( 2) 电力系统磁暴灾害受到诸多因素的影响,目前虽已有各因素对GIC影响的研究,但对电力系统的电压稳定性和系统安全性方面的影响,目前少见报道,而把握影响因素对电力系统风险的量化作用,有助于电网磁暴灾害的防御。

针对电网磁暴灾害风险指标过于单一和薄弱,不足以全面、科学衡量系统故障后严重程度与后果的现状,以及科学衡量磁暴扰动电力系统安全运行风险水平,能够为应对与防御磁暴灾害,继而避免电力系统重大损失提供重要参考的需求,进一步的研究工作可从以下几方面进行:

( 1) 建立科学和全面的风险指标体系与评估方法。风险指标应该具有可分解性、时效性,可提供全网各关键区域的风险变化信息,便于运行人员监控;可将连续的运行状况风险指标累计为规定时间段内总的风险,从而为检修计划等运行方式的安排提供决策信息模型。除GIC指标外,还需将无功缺乏、电压崩溃、连锁故障、继电保护设备隐性故障等纳入风险指标。

( 2) 系统分析并量化风险因素的作用。电网磁暴灾害风险受到诸多因素影响,综合评估并量化各因素对电力系统风险后果的影响作用,找出影响因素与风险指标间的定量关系,并作相应的灵敏度和相关性分析。

( 3) 建立磁暴灾害风险防御和预警机制。结合电力系统调度方案考虑应对磁暴灾害的措施。传统的电力系统保护装置的目的是保护电气设备,而这正是磁暴时补偿装置不能完全发挥其作用的关键原因,导致保护装置变成扩大磁暴灾害的基本途径。调整、制定磁暴灾害下的保护程序与参数,需要结合系统调度方案,从全局出发应对磁暴灾害,这是需要进一步探讨的重要问题。此外,磁暴灾害是一种特殊的自然灾害,关系到太阳活动、空间天气、近地空间与地面系统等方面,获取磁暴信息需要多部门合作,电力系统需要提出有力的衡量电网磁暴灾害程度的空间信息指标,使空间天气预警能针对性地提供强磁暴预测信息,为电力调度人员争取时间采取防御方案与措施。

摘要：地磁暴是太阳磁场剧烈变化在地球表面的作用结果,所产生的地电场会造成接地变压器直流偏磁,继而对电力系统安全运行造成不利影响。随着电网规模的增大和电压等级的增高,磁暴已经成为诱发电网灾害性故障风险的威胁之一。研究电力系统磁暴灾害风险能够为预防与控制其引发的电网事故提供重要参考。通过剖析磁暴引发的电力系统故障灾害电性历史事件,讨论了磁暴诱发电力系统风险机理与特点。分别从电网GIC引起的变压器故障和电力系统事故风险两个方面综述了近年来国内外电网磁暴灾害风险研究现状,分析了影响电网磁暴灾害风险的多样性和复杂性以及风险评估的难度;并指出了未来电网磁暴灾害风险的研究方向为风险评估、量化风险影响因素对风险的作用和风险防御等3个方面。

电网故障分析 篇10

一、35k V电网接地故障案例

某地区的35k V电网在实际的运行过程中, 由于存在某些因素的影响, 致使电网在实际的运行过程中出现了接地故障现象, 影响了用户正常用电的安全性, 对于供电企业造成了一定的经济损失。该地区35k V电网采用的是中性点接地方式, 主要在于这种接地方式的结构简单, 实际应用中不需要附加设备, 具有自动熄弧的特点。当电网工作中发生故障时, 由于该电网中性点不接地方式的非故障相电压变化不明显, 有效地保障了系统的对称性, 避免了短路回路问题的产生。该地区35k V电网运行时会产生风激励下的接地故障及雷电天气中引起的接地故障等, 对于配电网运行的安全性埋下了较大的安全隐患, 影响着电能的输送质量, 需要采取必要的防范措施加强对这些故障的有效预防, 确保整个电力系统正常运行的稳定性。

二、35k V电网接地故障的有效分析

(一) 中性点接地方式及接地故障分析

结合现阶段35k V电网的实际发展现状, 可知不同的中性点接线方式在实际的应用中具有自身的特点。不同的中心点接地方式产生的故障主要表现在:

(1) 中性点不接地运行时, 即使系统的电容电流不大, 在线路发生单相接地故障时, 会产生间歇性的弧光过电压, 使非故障相的电压升高, 影响其设备的绝缘水平。

(2) 中性点经消弧线圈接地。这种接地方式发生故障时, 由于消弧线圈的补偿作用, 故障点接地电流被减小, 可以自动灭弧, 其中线路电压依然保持着对称性, 对于用户的正常供电没有明显的影响。但是, 如系统的运行比较复杂, 由于消弧线圈的电感电流与故障相线路的电容电流产生了相互的作用, 如果消弧线圈选择的补偿方式不得当, 容易发生谐振, 出现过电压, 将会对设备的正常运行造成较大影响。

(3) 中性点经小电阻接地。系统发生了单相接地故障, 将会加大接地电流, 地电位上升较高, 威胁着设备的正常使用。此时, 需要在接地保护装置的作用下快速地切除接地故障线路, 从而间断供电。

(二) 风激励下导线接地故障分析

电力系统在实际的运行过程中容易受到各种客观存在因素的影响, 加大了停电事故发生的机率。其中, 35k V电网接地线路在正常的运行中受到风的影响时, 将会造成导线接地故障的产生, 即线路舞动。所谓的线路舞动主要是指风激励下导线将会随着风的作用进行低频率、大振幅自激振动的过程。在这种故障发生的过程中, 导致配电网的接地线路无法正常地运行, 影响着电网线路及设备的安全性。线路舞动现象出现时, 随着风速的不断增大及其他外部条件的变化, 将会使导线偏离原来的位置, 一定条件下会损坏相关的电力设备。与此同时, 当舞动的幅度过大时, 导线将会与周围的树木接触, 造成地接地故障的出现。风激励下风速的变化将会扩大风激励对配电网的影响范围, 将会加大电网接地故障发生的概率。导线舞动的影响因素较多, 像导线的结构特点、风激励、周边障碍物等, 都可能造成线路发生接地故障。因此, 需要结合概率学的相关知识, 加强对风激励下导线短路接地故障的分析, 为35k V电网的正常运行提供可靠地保障。

(三) 雷电引起的导线接地故障分析

35k V电网在实际的运行过程中容易受到雷电的影响, 主要体现在直击雷与感应雷两个方面。直击雷主要是指雷电直接作用在电力设备上, 促使输电线路的正常工作机制受到了干扰, 致使绝缘子发生闪络, 一定程度下将会使绝缘子被击穿。感应雷主要是直雷电状态下导线的高度的设置不合理, 绝缘性能无法达到行业规范条例的具有要求时, 配电网线路将会遭受雷击。与此同时, 由于线路相关的终端杆塔位置的设置差异性较大, 可能使线路未处于避雷针保护的范围内, 也会引起线路接地故障。电网中性点接地方式的合理选择, 对于雷电事故的有效预防起着必要的参考依据。当雷电流超过线路的额定工作电流时, 将会形成接地电弧, 间接地造成了不同回路间短路现象的出现, 加大了雷击跳闸率。

三、避免35k V电网接地故障发生的防范措施

(一) 完善单相接地的检查机制, 合理地运用信息化技术

单相接地故障的发生, 将会使35k V电网的运行状态出现异常, 从而给某些电力设备的正常运行带来了较大的威胁。因此, 为了及时地排除单相接地故障, 增强配电网电能的输送质量, 需要电力企业的管理部门结合35k V电网的线路布局方式及结构特点。完善单相接地检查机制, 及时地处理这种工作机制中存在的问题, 避免线路之间形成间接接地现象, 进而引发大面积停电事故的发生。在中性点接地方式的选择过程中, 需要在信息化技术的支持下对这种接地方式下的电压、电流、电容等重要的技术指标进行实时地监测, 对于出现故障的接地线路进行及时地维修, 确保配电网的正常运行不受影响。与此同时, 在中性点经消弧线圈接地的过程中, 应重点考虑消弧线圈自身电阻对整条线路的影响, 充分地发挥消弧线圈的实际作用, 增强配电网运行的安全可靠性。

(二) 风激励下导线接地故障的防范措施

为了有效地避免线路舞动现象的出现, 需要采取有效的预防措施增强35k V电网运行的安全性。风激励下导线短路接地故障的预防措施主要包括:

(1) 合理地避开线路舞动易发生区域。相关的研究报告指出, 风速保持在10m/s左右的雨凇地区发生线路舞动的概率相对较大。因此, 线路设计的过程中需要合理地避免这些区域, 为后期电网的正常运行打下坚实的基础。

(2) 增强导线抵抗舞动的综合能量。导线布置时应按照水平方式进行布置, 确保导线与周围树木之间有着足够大的安全距离。与此同时, 采用专业的防止舞动的工具, 一定程度上也会避免线路舞动现象的出现。

(三) 雷电影响下导线接地故障的防范措施

线路雷击事故的发生, 对于35k V电网的正常运行带来了较大的威胁, 影响着电力系统的生产水平。因此, 需要采取有效的措施避免这些现象的出现。这些措施主要包括:

(1) 合理地安装线路避雷器。技术人员应结合35k V电网接地线路的特点, 按照合理的方式在杆塔上安装一定数量的避雷器, 并构建相关电气分析模型, 增强线路正常运行的安全性。

(2) 深埋接地极。为了适当地减小接地电阻, 技术人员在接地线路设置的过程中应考虑将接地极深埋于地下。

(3) 提高杆塔或者线路的绝缘性能。采取性能可靠的绝缘材料, 提高杆塔或者线路的绝缘性能, 增强输电线路的耐雷水平, 有利于降低导线接地故障的发生率。

结语

35k V电网在整个电网的组成中占据着重要的地位, 为某些区域经济的持续发展带来了重要的保障作用。35k V电网接地故障的产生, 不仅影响着配电网的正常运行, 也对智能电网建设步伐的加快带来了一定的阻碍作用。因此, 为了提高电力生产水平, 增强配电网正常运行的安全稳定性, 需要采取必要的防范措施加强对35k V电网接地故障的预防, 确保电力生产计划的顺利实施。

参考文献

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