配电网故障测距

配电网故障测距（精选十篇）

配电网故障测距 篇1

伴随着我国电网规模的不断壮大,其远距离输电线路越来越多。输电线路是电网的命脉,也是故障次数最多且较难判定的位置。快速、准确地找到输电线路的故障点,对恢复线路正常运行和电网的可靠运行有重要的意义。怎样准确地对配电网的线路故障测距已成为当前相关研究人员关注的问题,本文对现有线路的故障测距方法进行总结探讨,对配电网中混合线路的故障测距问题进行了初步研究。

1 配电网的主要特点和故障测距装置的基本要求

目前我国配电网的主要特点 :1)电缆大量地被应用于配电网中,出现了架空线与电缆结合的混合线路。2)中性点接地系统采用不接地或经消弧线圈接地的方式。3)分支多。4)环网和星形结构模式,一般为开环运行,且多为单电源方式。5)只有供电端的变电站可以测量、计算。6)主要故障是单相接地故障。7)配电线路较短,对精度要求高。

故障测距装置的基本要求 :1)可靠性。实际上准确性和可靠性是相结合的,当准确性无法保障时,测距才不可靠。2)准确性,是故障测距装置的最重要性能指标。规范要求测距的综合误差不高于1%,而实际上较短线路考虑到杆塔间距,其误差不超过1 km。3)实用性,是指测距装置应结合具体情况进行研究和应用。从性价比来看,单一的测距设备的价格高,故将故障测距功能与继电保护装置相结合,也可将多条线路只用一个装置来实现测距。从方便性来看,比如以多条线路采用同一个装置为例,这就需将这些线路的相关信息载入装置中,使接线的工作量大。

2 故障测距的主要方法

对于单一架空线或电缆,现有的测距方法普遍使用集中参数和分布参数这两种模型。不过,对于配电网,在其误差都在可承受范围内的基础上,分布参数模型更适合我国配电网实际状况。故障测距的主要方法按原理的不同分为阻抗法、故障录播分析法和行波法 ; 按测量端的数量分为单端法、双端法 ; 按在线的状况分为在线和离线。

2.1 架空线的故障测距方法

1)阻抗法,与阻抗继电器原理类似,现有的仅针对均匀传输线提出的,对多分支的配电线路无法排除伪故障点,不适用于混合线路。不过由于投资成本少,多用于分支少、结构简单的线路。2)故障录播分析法,是在线路故障时结合相关参数导入测距方程,进而求解出故障点的准确位置。3)行波法,是当下在高压电网中应用较多,利用线路的三相行波幅值和相位来判定故障相,通过测得线路的电压、电流行波在故障点和母线之间的传播时间来得出准确结果。不过,一般利用电流行波,按测量端的数量分为单端和双端。双端法利用线路两侧的电流电压信息,可获准确结果,但需较多的数据传输量。在广泛应用的光纤保护前提下,数据传输不存在困难,不过在无有效通道时只能采用单端测距法。行波测距的优点是构成简单、易实现,关键是正确识别故障行波的波头及相应时刻。小波分析法可很好地解决该问题,其跨尺度分析能排除噪声的干扰,故结合小波变换技术进行行波测距是当前成熟并实际应用的测距方法,但只应用于高压电网。在架空线与电缆混合的配电网络中,存在如下困难 :行波混合线路中的波速不一致 ;配电网分支线路引起的小波变换模极大值。4)其它的故障测距法。5次谐波法是通过监测户外的零序电磁场的5次谐波来分析其幅值和相位,继而确定含有小电流接地系统的单相接地故障点。其故障检测装置有成本低、体积小的优点,但在灵敏度和抗干扰方面还存在较大问题。另外,还有利用配电网的馈线终端单元 (feeder terminal unit, ) 实现故障分区定位很有效,不过需要有配电网自动化装置,经济性差。最后还有小波神经网络法、光纤测距法、虚拟阻抗法等测距法,但这些还很难应用到实际。

2.2 电缆的故障测距方法

电缆的故障有开路、低阻、高阻这三种类型,其原因有电缆质量、施工质量、电缆管理等问题,其测距方式按在线的状况分为离线和在线。不过主要的测距方式是离线,按原理的不同分为电桥法、驻波法、雷达法、闪络法、脉冲电流法、二次脉冲法。电桥法和驻波法为经典传统理论,雷达法、闪络法和脉冲电流法的理论都是基于现代行波理论。其中电桥法和雷达法适用于低阻性故障,而脉冲电流法和二次脉冲法适用于高阻性和闪络性故障。1)雷达法,向有故障的电缆传输脉冲信号,使用其电波反射回来的脉冲与发射脉冲之间的时间差来实现故障测距。该法操作简单、技术成本低、效果直观、准确率较高。不过对于电阻超过的短路故障以及在故障处与测试点离得太近,就难以检测。2)闪络法。用直流或者冲击性高电压给电缆通电,致使其在高压下击穿放电,然后检测放电电压脉冲从放电点到测试点往返一次的时间,适用于电缆故障的所有类型。其优点是只需通过高压放电就能测得故障点,所耗时间短,不需要彻底击穿,缺点是安全性差,高压易损坏仪器,且准确度低,波形难辨。该法有直闪和冲闪,直闪法的波形简单、直观 ;冲闪法适用于当电流缓慢增加或由于电力系统的泄漏电流增大导致检测装置受限的状况。3)脉冲电流法,与闪络法的原理类似,只不过利用击穿后产生的电流波信号。该法也有直闪法和冲闪法,与闪络法之间的区别是接线简单,波形易区分,且使用由低压回路信号。4)二次脉冲法,是将雷达法和闪络法相结合,在故障处产生电弧时发出低压脉冲,该脉冲在故障处产生短路反射,测试装置记录其全过程。在电弧熄灭后,再发射低压脉冲进入电缆,此次脉冲传输到线路末端产生开路反射,比较这两次的脉冲信号波形进行来实现故障测距。其优点是操作简单且安全可靠,利用检测装置可智能计算,节省成本且结果准确度高,其不足是其所用仪器会比其他的多,由于故障点的电阻很低,导致耗费时间较多。在线故障测距是将来电缆故障测距的研究发展方向,高速光电传感技术、技术和小波理论等均被应用于其中,由于效果差,不过当前还不能够应用到实际。随着行波及其他智能化理论和高精度测量装置的出现必然将为电缆在线故障测距方法的实用化提供支持。

2.3 混合线路故障测距方法

现在传统的阻抗法存在混合线路分布参数不均衡和假设误差的问题。国内外的学者对此展开了研究,将行波法应用于电缆与架空线混合的配电网取得一些进展,主要有 :1)对于分支端点多,母线端出线多的配电网,国内有学者提出应对配电网的不同线路模式选用不同的故障测距信号。对于母线端出线多、线路末端带变压器负荷的配电网,用“电流—电压”的方式 ; 对母线端出线少、线路末端无负荷的配电网,用“电压—电压”的方式 ; 对线路末端出线多的配电网,用“电流—电流”的方式,但较难获取电压行波信号。2)针对混合线路中行波波速不一致的问题,有学者提出对电缆和架空线之间的长度进行折算的思想。一般来说,架空线的波阻抗为,而电缆的波阻抗仅为,故混合线路中行波波速是变化的。利用双端测距行波法得出故障点在折算后的均一化后的线路位置,折算回混合线路后可消除由不连续的波速所带来的影响。其仿真研究验证所得结果精度符合实际要求,不过未通过实际应用检验。3)对于线路分支多的配电网,行波来回反射多而使其故障行波波头不易识别等问题,本文认为可使用容易区分故障处和从电缆与架空线结合处以及分支点反射的行波波头的双端故障测距法。不过,需要指出的是该方法必须在主干线路及各重要分支线路的末端上安装对应的测量仪器,经济成本高。针对这个问题,可用单端法解决双端法存在的经济性和实用性差的问题,只需要处于根节点上的变电站处安装一套测距装置来区分故障处与从分接点处反射回测量点的波头。此外,在理论上故障字典法是可行的,缺点是字典的建立是繁琐复杂的,难面面俱到。

3 结语

对于混合线路的配电网进行故障测距,由于阻抗法的假设多、误差大,且其他方法无法使用,因此行波法可当作以后故障测距技术发展的主要方向。一般来说,配电网的末端没有测量条件,因此在其末端不可能安装、经济成本也高,而应用单端法后得到效果较理想。行波法中初始行波波头难以确定,故在混合线路的故障测距中,可将以上三种方法相结合,利用阻抗法或线路先故障选线和相关区间,再用单端行波法来精确的故障定位。该法有一定的可行性,但其效果还须仿真研究验证。本文由于所参考文献有限,难免有遗缺,还需更进一步的探讨和研究。

摘要：配电网的故障测距问题是电网故障测距的难点。为得到有效的解决方法,总结我国配电网的特点和故障测距装置的基本要求,对现有的故障测距方法进行了归纳,再结合配电网的故障测距研究新动向,对配电网中混合线路的故障测距问题进行了初步研究。

配电网故障定位系统的应用论文 篇2

3.1电缆线路故障自动定位系统的应用

该故障定位系统如图1所示，线路一旦发生故障，故障分支上的故障指示器会被触发，并给出红色指示。与此同时，由于电缆故障指示器及零序CT通过塑料光纤与面板型故障指示器相连，面板显示器通过I/O信号与电缆通信终端连接，最终就能将故障信号传送至通信终端。一般来说，通信终端会安装在电缆系统的开闭所、分支箱、环网柜中，提供13路遥信输入，1路遥信对应3只短路故障检测指示器或1只接地故障检测零序CT，最多可接收6条电缆线路的故障编码信息。故障指示器或零序CT会将动作信号发送给面板显示器或光电转换器，然后再通过转换作为I/O信号输出。

图1电缆线路故障定位系统示意图

某市配电网安装了该系统，投运一年后情况良好，多次帮助维修人员快速准确地找到了故障点，并及时对故障进行了隔离，最终快速恢复供电，提高了供电可靠性，取得了良好的社会效益。

3.2架空线路故障自动定位系统的应用

图2 架空线路故障定位系统示意图

某市在配电网中采用了架空线路故障定位系统，该系统投入使用并持续运行的2年多来，该市配电网的运行可靠性得到了很大提升，该系统在发生故障后能迅速定位故障点并及时加以隔离，还能将故障的相关信息传送给主站和维修人员。维修人员在接收到信息后能立即赶赴故障现场进行排查和维修，在最短的时间内恢复正常供电。与传统的沿线查找故障相比，应用架空线路故障定位系统节省了50%以上的时间，同时也减少了故障巡线人员的投入，节约了成本，对提高工作效率有着明显的促进作用。

4结语

保护极值法分析配电网故障 篇3

关键词：配电网保护极值法可靠性供电

0 引言

随着经济的发展，各级产业聚居区的蓬勃出现，相对应的配电网也越来越大。配电网的管理特别是故障管理越来越难，再加上过去配电网管理的薄弱，供电可靠性一直得不到明显的提高。10KV线路跳闸，最直接的表现是大面积停电，居民生活、企业生产受到严重影响，间接对电力行业的形象也会造成大的损害。快速甄别故障、处理故障显得愈发重要，如果一条线路多次跳闸影响可想而知。我针对一条线路的多次跳闸，利用保护极值法进行分析，能快速分析并处理故障。

保护极值法的基础是利用保护定值分析。根据故障类型、负荷特点，利用故障在保护装置的表现进行分析。

1 利用的保护知识

35KV及以下配网一般配有速断、过流保护，速断保护是主保护，对线路严重、危害大的故障快速切除；过流保护是后备保护，是主保护的补充，可以保护全长。利用的公式P（有功功率）=√3UICOSQ，根据电流I的取值，可以得出速断、过流负荷值，再根据故障类型做出判断。

2 AAA线跳闸情况分析

2.1 AAA线跳闸情况说明

进入7月以来，10KVAAA线多次跳闸，以下汇总

①7月4日11：34、14：47AAA板开关速断跳闸，ZCH未投（无重合闸继电器），断开68＃杆真空开关，试送正常。

②7月11日12：38AAA板开关速断跳闸，ZCH未投，故障为尚河分支47＃杆打死一只鸟造成。

③7月20日13：02、7月23日16：29、7月30日7：30AAA板开关速断跳闸，ZCH未投，断开99＃杆真空开关，试送成功。

④8月1日13：16AAA板开关过流跳闸，ZCH未投，断开42＃杆真空开关，试送正常。

⑤8月16日13：53AAA板开关速断跳闸，ZCH未投，巡线无异常，试送正常。

农电一直认为因AAA线用户有许多大电机，故障因大电机启动造成，线路经巡线也未发现故障。

2.2 故障分析

①AAA板开关CT变比150/5（二次值），速断值为30A×150/5＝900A（一次值，时间为0秒），过流值为5.6×150/5＝168A（一次值，时间为0.5S），农电服务中心报AAA线所带电机均为低压电机，经常运行的大电机有300KW左右，按供电所所提供电机全部考虑为高压电机计算共1720KW（附表所有电动机之和），6倍自启动考虑共10320KW，加上线路满载150A(2600KW)，共12920KW，极端情况考虑也达不到速断跳闸值900A（14000KW），不应该是大电机自启动造成的跳闸。

②询问变电站知AAA线最大电流为130A，根据供电所提供月供电量（附表），粗略计算日平均电流为50A。

③询问供电所知AAA线主要带农村负荷，分支较多，线路状况较差。42＃杆以后的部分主干线路99年改造过，42＃杆之前的线路和各分支线路为裸导线，未改造，经常断开的99＃杆后线路线况较差（带3个自然村负荷）。42＃杆真空开关厂家置有定值，经常跳闸，试送42＃杆真空开关前必须断开99＃杆真空开关，否则送不上，农电服务中心已列入改造计划。

3 结论

根据分析AAA线7、8月份的故障多为速断跳闸，应为线路故障造成，不是大电机启动造成的，对线路进行改造是解决AAA线多次跳闸的方法。

通过保护极值法分析可以对线路故障有一个基本的判断，对调度正确处理故障非常有帮助，也能对大修、技改提供方向。保护极值法所依赖的必须是准确的数据，包括保护装置定值及负荷数据，这在平时要注意收集。

参考文献：

[1]DL／T 584—2007 3-1 10kV电网继电保护装置运行整定规程[s].北京：中华人民共和国国家发展和改革委员会，2007.

[2]电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[s].水利电力出版社.

配电网故障测距 篇4

我国矿井配电网多为6k V单侧电源供电系统, 采取中性点非有效接地方式, 属于小电流接地系统 (NUGS) 。馈电回路选用多段短电缆径向延伸为各种井下高低压电机、电气设备、照明及各种通信、自动化装置和仪表、仪器提供电能。由于井下工作环境恶劣, 供电电缆经常发生接地、断线、短路等故障, 据电力部门统计, 其中单相接地故障的发生率最高。尽管发生单相接地故障时, 线电压仍然对称, 暂时不影响对负荷的连续供电, 但就矿井这类危险易爆场所而言, 当发生单相接地故障时, 应尽快跳闸断电以确保安全。为此, 必须及时对故障点进行定位、排除故障、加快恢复线路供电。

NUGS馈线的故障定位问题一直以来未得到满意的解决, 这与其自身的特点有关。由于电网变压器中性点不直接接地, 造成单相接地电流无法形成小阻抗回路, 故障电流主要由线路对地电容电流提供, 其数值较小, 且基波分量幅值故障前后变化不大, 使得定位保护装置很难准确进行故障选线和定位。考虑到井下环境条件和负荷的特殊性, 矿井配电网与传统意义上的NUGS存在一定的差异:单相接地产生的暂态分量较稳态分量大得多, 暂态波形畸变严重, 应研究利用暂态电气量进行故障测距的可行性;馈电线路分支少、长度短, 对测距精度要求高[1]。

鉴于上述原因, 本文就井下配电网故障测距问题进行研究, 以期提高故障测距的精度和可靠性。

1 BP网络的结构和算法

BP网络结构上类似于多层感知器, 是一种多层前馈神经网络, 网络权值的训练算法为误差反向传播 (BP) 学习算法。如图1所示为一典型3层BP网络模型。

以图示BP网络模型为例说明网络的学习过程:

(1) 初始化。为每个连接权值wij、wjt、阀值θj、θt赋予 (-1, 1) 区间的随机值。

(2) 给定输入输出目标样本。给定输入向量Xp= (x1, x2, ..., xn) 和期望目标向量Tp= (t1, t2, ..., tm) , 。

(3) 计算网络各层的输出。由输入样本、连接权值、阀值及各层神经元传递函数计算隐含层和输出层的输出。

(4) 计算网络实际输出与期望输出的一般化误差。系统的目标函数为:

网络通过调整权值和阀值使满足预先设定的一个极小值。

(5) 利用目标函数调整网络的权值和阀值。BP算法按照目标函数梯度的反方向对网络参数进行调整, 使目标函数收敛, 即实际输出接近目标输出。对于第p个输入样本的权值、阀值, 按下式修正, 式中η为学习速率。

对应的权值、阀值按下式调整, 式中为迭代步数。

(6) 随机选择下一组学习样本向量进行训练, 直到P个样本对训练完毕。

(7) 重新从P个学习样本中随机选取一组输入、目标样本对, 返回步骤 (3) , 直到目标函数E收敛于给定值, 若训练次数大于设定的最大训练次数, 则网络不收敛。

由于BP算法学习速率为固定值, 收敛速度较慢, 且可能会产生多个局部极小值, 另外网络的隐含层层数和神经元数目的选择尚无理论指导, 因此网络具有较大的冗余性。为了克服以上不足, 提出了许多改进算法, 从改进途径上分为两类:

一类为启发式学习算法, 如动量BP算法、弹性算法、学习率可变的BP算法等;另一类为快速优化算法, 如拟牛顿算法、LM算法等。

2 基于BP小波神经网络的故障测距

小波包具有正交特性、信号分解后的信息量是完整的, 因此利用小波包算法分析信号频率的分布情况, 能够有效提取信号的暂态特征。对于电缆线路而言, 其暂态零序电流的自由振荡频率一般在1500~3000Hz之间[2,3]。本文利用小波包提取该频段的暂态零序电流信号模极大值作为神经网络模型的输入, 以期实现高精度的故障测距。

2.1 小波基的选择

在利用小波包提取模极大值时, 小波基的选择十分重要, 选择不同的小波基对信号进行分解, 可以突出不同特点的信号特征。Daubechies小波系是信号分析处理中常用的一类小波, 具有紧支性、正交性, 满足精确重构条件, 但由于其不具有对称性, 因而其边界效应会随尺度的增加而扩大, 引起分解误差;Morlet小波常用于信号表示、图像特征的提取和识别;Mexican hat小波则用于系统辨识。

3次B样条小波是一种具有线性相位的紧支对称小波, 分频能力强, 频带相干小, 由于具有对称性, 只要采取合理的延拓方式, 其边界效应引起的误差可忽略不计。

B样条基函数的递推公式如下:

3次B样条基函数Ni, 4 (x) 在x埸i, xi+4埸上具有局部支集性, 表达式如 (5) 所示。

(5) 若取参数xi=i (i=0, 1, ..., n) 为节点即为均匀B样条基, 再对均匀B样条基作参数变换, 在每个子区间内以参数代换, 在每个子区间的值均为u 0, 埸1埸。3次B样条基函数的表达式如式6所示。

由于二进小波包变换具有平移不变性, 不会引起正交小波包变换在所分析信号不连续处产生的伪吉布斯现象[4]。故本文利用3次B样条小波包对短路故障电流进行卷积型二进小波包分解, 以期获得更显著的故障特征信息。

2.2 分解尺度的选择

如何选择分解尺度对于零序电流暂态分量的模极大值提取至关重要, 尺度取得越大, 信号与噪声的表现差异越明显, 越有利于两者的分离。但分解尺度取得越大, 则对应的频带宽度越窄, 采样点数过小, 不利于下一步的信号分析[5,6,7]。

由于本文仿真的采样频率取1MHz, 则Nyquist频率为5k Hz, 为提取暂态零序电流1500~3000Hz频率段分量, 小波包分解层数为3, 考虑小波包频带划分规则, 取 (3, 3) 、 (3, 7) 频带的零序电流暂态分量即可满足要求。

2.3 BP网络结构参数的选择

欲利用BP小波神经网络计算井下配电网故障测距, 必须首先确定BP网络的结构和参数, 如各层的初始权值、阀值, 学习速率, 各层节点数、传递函数等, 只有确定了网络的最佳配置, 才能有效解决所提出的问题[8]。

(1) 网络层数的确定。Hecht-Nielsen已经证明, 在不限制隐层节点数的情况下, 含有一个隐层的BP网络能够实现任意非线性映射。Cybenko指出, 当隐层传递函数选用S型传递函数时, 单隐层足以满足解决任意判决分类问题的需要, 两个隐层则能够实现输入图形的映射。增加隐层数可以进一步提高精度, 但同时会增加网络权值的训练时间。另外, 增加隐层神经元个数也能降低误差, 训练效果也更易观察, 因此, 应优先考虑增加隐含层神经元的个数。对于本文研究的故障测距问题, 网络需要较快的收敛速度, 因此采用单隐层网络。

(2) 各层节点数目的确定。网络输入层节点数等于输入向量的维数。由于井下电网大多数实时运行参数如负荷、系统等效阻抗可由监控终端获得, 其它随机性因素如发生故障线路、故障时刻可由故障后可测信息准确识别, 不可知变化因素仅包括接地过渡电阻及故障点位置, 并且神经网络的内插性能优于外推性能, 故输入向量维数等于3, 分别为 (3, 3) 、 (3, 7) 频带零序电流暂态分量的模极大值和故障点过渡电阻值。输出层节点数为1, 表示故障点位置。隐含层节点数的选择比较复杂, 需要依据经验和经过多次实验确定, 选取过多将导致学习时间过长, 过少将引起容错性差, 对未经学习的样本识别能力低。根据Hebe准则可以确定最佳隐含层节点数的参考值。另外, 也可先令隐含层节点数可变, 开始时给以较小数值, 学习到给定训练次数最大值, 若未达到收敛精度则再增加节点数, 直至达到合理数值为止。经过多次仿真训练, 隐层节点数为11时, 网络的训练误差最小。

(3) 初始权值的选取。初始权值的选择对于网络能否收敛和训练的速度关系密切。若权值选择过大, 会使加权输入处于激励函数的饱和区, 导致无法进行权值的调整。威得罗等人提出一种权值初定策略, 选择权值的量级为S1的r次方, 其中S1为第一层神经元数目, 利用此方法可以在较少的训练次数下获得满意的训练结果。本文选择的输入层及隐含层至输出层的初始权值均为0.25。

(4) 训练算法的选择。给定一个具体问题, 采用何种训练算法对于是否能够达到目标误差及网络收敛速度的影响很大。就中等规模的前馈神经网络而言, LM算法的训练函数trainlm可以获得比其它任何一种算法更小的均方误差, 且收敛速度最快, 在精度要求较高时, 该算法的优点尤其突出。本文选择LM算法对BP网络进行训练。

(5) 学习速率的选择。一般情况下倾向于选择较小的学习速率以保证训练过程的稳定性, 但是过小的学习速率会导致训练时间过长, 收敛速度很慢, 无法保证网络的误差值跳出误差曲面的低谷而最终趋于最小误差, 一般选择范围在0.01~0.9之间。

3 系统仿真及测距结果

深井供电系统仿真模型如图2所示。各模块参数如下:进线电缆 (Inline) 采用YJV42, 线路正序参数为:R1=0.078/km, L1=0.27m H/km, C1=0.695F/km, 零序参数为:R0=0.106/km, L0=1.223m H/km, C0=0.358F/km;配电电缆 (Line) 采用YJV32;采区电缆 (Mine line) 、负荷电缆 (Load line) 采用UPQ, 正序参数为:R1=0.024/km, L1=0.516m H/km, C1=0.308F/km, 零序参数为:R0=0.196/km, L0=3.98m H/km, C0=0.203F/km;采区变压器 (Mine T1) 型号为KBSG-200/6/0.69k V, Ud%=4%, I0%=2.5%;隔爆移动变电站 (Mine T2) 选用KBSGZY-315/6/1.2k V, P0=1400W, Pd=2200W。负荷变压器采用SL7-100/6/0.4k V。线路长度分别为:进线电缆取1km;

配电电缆1、3、4取0.5km;配电电缆2取0.4km;采区电缆长度均取0.3km;负荷电缆取0.2km。电源线电压有效值6.3k V, X/R ratio=7。

考虑配电线路1在不同故障点位置和过渡电阻下发生单相接地故障 (数据窗取故障前1ms至故障后4ms共5ms) 得到的暂态零序电流经小波包分析后 (3, 3) 、 (3, 7) 频带的模极大值 (为防止边界效应引起的信号值突变, 取前2000个采样值进行模极大值分析) 经归一化处理后所形成的训练和测试样本集, 对BP网络进行训练, 并测试网络的测距性能。

选取的训练样本集如下:

(1) 过渡电阻值分别为0.01、5、50、100、150、200、250、300、350、400、450、500;

(2) 在靠近线路两端发生故障时, 应适当减小故障距离以提高测距精度。故障点位置分别为:0.01km、0.02km、0.025km、0.075km、0.125km、0.175km、0.225km、0.25km、0.3km、0.325km、0.375km、0.425km、0.475km、0.48km、0.49km。

组合两因素可形成12×15=180个训练样本集。

训练误差曲线如图3所示, 经2794次迭代后误差收敛于0.00099829, 基本达到了设定的目标误差0.001。

为检验训练后BP网络的推广能力即测距效果, 采用非训练样本集进行测试, 选取的测试样本集如下图3:

(1) 过渡电阻值分别为25、75、125、175、225、275、325、375、425、475;

(2) 故障点位置分别为0.015km、0.05km、0.1km、0.15km、0.2km、0.275km、0.35km、0.4km、0.45km、0.485km。

组合两因素形成10×10=100个测试样本集。

对于给定的测试样本集, 经BP网络前馈运算得到的实际测距结果及相对误差分别如表1、表2所示。

其中, L表示实际故障距离, l表示测量距离。

相对误差e= (实际故障距离-测量距离) ∕线路总长×100%。

由表2可知, 对于测试样本集, 训练后的BP网络测距相对误差随过渡电阻值的增加有增大的趋势, 最大误差达到了-16.56%, 且出现在过渡电阻为475时, 同时注意到在故障点接近线路两端时, 由于适当增加了训练样本, 测距相对误差明显减小, 因此, 通过增加训练样本数量有望进一步提高测距精度。

4 结论

通过研究得出以下结论:

1) 采用小波包提取故障暂态零序电流的模极大值能有效表征故障时所蕴含的物理现象, 为准确进行故障测距提供了有效的数据。

2) BP神经网络具有良好的分类及拟合功能, 能在获得大量样本数据的基础上, 训练出符合要求的前馈型网络, 为煤矿井下电网故障测距提供强有力的手段。从测距相对误差结果来看, 基于小波分析与BP神经网络的故障测距方法能基本满足测距要求。另外, 本文下一步的工作将在样本集数量、网络结构等方面进行更为深入的研究。

摘要：本文提出了一种基于小波分析与BP神经网络的煤矿配电网故障测距方法。该方法首先采用小波包提取故障暂态零序电流的模极大值, 并在小波基函数、分解尺度、BP网络各参数选择等方面进行了分析, 进而在BP神经网络训练的基础上, 将各故障特征的模极大值输入到BP网络中进行测试, 输出了故障发生的位置。大量仿真实验表明, 该方法在不同接地电阻及故障距离情况下, 均能准确计算出故障发生的位置。

关键词：神经网络,故障测距,小波包,相对误差

参考文献

[1]丁恩杰, 王超楠, 崔连成.矿井配电网输电线路故障测距方法的研究[J].中国矿业大学学报, 2006, 35 (3) :311-316.

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浅谈如何提升配电网故障抢修效率 篇5

摘要：随着科技迅猛发展和人民生活水平的提高，人类对电的依赖越来越强。如何提高电力设备及设施应急抢修能力，保障电力的供应，是检验供电企业优质服务工作的具体体现。那么，配网故障抢修就自然成为配网运行管理的一个重要组成部分。本文在全面分析影响某供电所配网抢修效率的各种因素的基础上，深入研究抢修生命周期的每个环节及抢修管理的每个阶段，制定了一套系统的、有针对性的提升策略，以达到提高配网抢修效率的目的。

关键词：配网故障；抢修；策略

随着科技迅猛发展和人民生活水平的提高，人类对电的依赖越来越强。如何提高电力设备及设施应急抢修能力，保障电力的供应，是检验供电企业优质服务工作的具体体现。那么，配网故障抢修就自然成为配网运行管理的一个重要组成部分。在配网管理中，及时、有效并科学的抢修是提高配电网供电可靠性和配电服务质量的重要技术支持。而提高配网抢修效率是一项系统工程，涉及到多个环节，多种专业，多个单位及多种因素等，每个环节都发挥着其应有的作用，不可出差错，一旦发生问题，就会直接影响整个配网抢修的效率。

1 提高应急抢修人员技能水平

应急抢修人员是配网故障抢修的基础，只有工作人员的技术到位，技能水平达标，才能确保抢修的效率。在实际的工作中，首先要做的就是加强抢修人员专业技能培训，组织开展抢修人员技能普考，提高抢修工作业务水平，根据不同技能水平的人员开展有针对性的技能培训，定期组织故障分析、案例学習及经验总结，并根据人员技能素质水平合理安排抢修工作。

2 建立流程、预案、联动机制

2.1 优化配网故障抢修业务流程

流程贯穿于抢修管理的全过程，梳理并优化抢修管理、物资配送等方面的流程，可使抢修各环节高效、顺畅的运转。

2.2 制定配网故障抢修预案

在总结经验的基础上，一是制定典型抢修作业指导书和作业表单，规范作业时间定额，提高故障抢修工作效率；二是利用及时更新的单线图和电气联络图，针对每条线路现状编制转（互）供电方案，实现“一线一册”；三是开展配电线路事故预想工作，针对每条线路现状，分析查找线路容易发生故障的薄弱点，制定相应的防范措施及应急预案；四是定期开展反事故演习，提高急修人员的事故应急处理能力。

2.3 制定配网故障抢修联动机制

制定配网故障抢修联动机制是抢修过程的环节之一。制定联动机制有利于结合社会和整个单位的力量和资源，这样就能从根本上加快联动的响应速度，提高抢修的效率。明确应急抢修班组工作职责，界定外委抢修工程的业务界面。工序简单、工程量小的抢修工作由应急抢修人员处理，而工程量大、技术复杂的大型故障抢修工作可由外委单位集中施工力量进行处理。

3 抢修生命周期

按照故障抢修的处理流程，将故障抢修分解为“到达现场、故障定位、故障隔离、物资到位、现场施工”五个环节，并称此五个环节为“抢修生命周期”。要提高抢修效率，缩短抢修时间，应从抢修生命周期的各个环节入手，找准薄弱环节，并制定有针对性的改进措施。

3.1 加快应急抢修人员到场速度，减少到达现场时间

根据2015年全年的抢修记录统计分析数据显示，某供电所中压故障到达现场平均时间为19.11分钟，低压故障到达现场平均时间为16.96分钟，已满足“城区范围不超过45分钟，农村地区不超过90分钟，边远、交通不便地区不超过2小时”的服务承诺时限要求。但在抢修生命周期的五个环节中，到达现场的时间约占整个生命周期的30.68%-38.21%，因此，需减少应急抢修人员到达现场的时间。可以利用“3S”技术，减少到达故障现场的时间。将GPS（卫星定位导航系统）、GIS（地理信息系统）、RS（遥感技术）相结合，迅速采集故障现场的环境信息，为应急抢修人员提供到达现场的最佳路径，减少应急抢修人员在路途中耗费的时间。

3.2 提高故障定位准确率，快速查找故障点

低压故障引起停电范围小，应急抢修人员在到达现场后通过走访报修客户及周边群众，查看附近配网设备能顺利的判断出故障点。而中压故障引起的停电范围相对较大，报修客户不一定在故障点附近，故障查找时间相对较长。

根据2015年全年的抢修记录统计分析数据显示，某供电所的低压故障定位平均时间为0.73分钟，中压故障定位平均时间为9.49分钟。中压故障定位环节耗时较长主要原因是线路结构复杂、线路设备繁多、地下电力设施安装位置隐蔽。另外，客户隐瞒由客户设备引发的配网故障等，应急抢修人员不能直接发现其故障、查找时间相对较长，从而造成故障定位耗时过长。

为提高故障定位准确率，快速查找故障点，提出以下改进措施：一是为应急抢修人员配置电缆故障测试仪等高、低压电缆故障定位设备，并对应急抢修人员开展定位技术的应用培训，提高电缆故障定位的准确率和效率。二是对架空线路加装故障定位设备，如重合器、分段器等，利用重合器、分段器等设备的动作特性，通过设置重合器、分段器的动作次数、时间等来实现故障定位，从而提高架空线路故障定位的精度。三是利用配变计量终端和负控终端采集的电流和电压等信息接入监控模块，通过检测电流和电压等量值的变化，判定低压网和客户的故障信息。四是在配网自动化系统无法覆盖的区域，利用计量自动化系统配变监测计量终端的通信功能，将开关柜故障指示器的开关量接入配变监测计量终端，通过计量自动化系统转发故障指示器的动作信息给监控模块。五是建立线路外力破坏黑点档案，为故障定位提供参考。

3.3 做好故障隔离，尽量减小停电范围，缩短停电时间

故障隔离是对故障点进行最快、最小化的隔离，目的是为了缩小停电的范围，尽快恢复非故障区用户的持续供电。低压故障主要以用户设备故障为主，一般只造成低压用户单户停电，基本上不影响其他用户正常供电，无需进行故障隔离。而中压故障将造成大面积的中、低压用户停电事故，故需要进行故障隔离或转供电操作。

根据2015年全年的抢修记录统计分析数据显示。低压故障隔离的平均时间较短，一般在10分钟以内。中压故障隔离的平均时间较长，一般需要10-50分钟。故障隔离环节耗时较长的主要是因为配网设备老化，在故障隔离的过程中发生设备障碍。如：柱上开关机构异常不能操作，变电站（配电房）开关机械闭锁故障，操作机构异常，控制回路异常，刀闸卡涩等，造成故障隔离的时间大幅延长。另外，网架结构不完善，线路分段不合理也会造成故障隔离时间过长。

为做好故障隔离，我们将提出以下改进措施：一是推广实施配电线路带电合环技术，具备合环转电条件的线路执行合环转电，减少非故障区段的复电时间；二是运维人员要加强对配网开关、刀闸等设备的日常维护，特别是环网柜（分支箱）负荷开关，定期检查柜内的凝露、锈蚀情况和箱体气压、蓄电池等运行情况，遇到问题要马上处理；三是对重要客户和住宅小区预留发电车接入接口，在重要客户发生故障且电网转供电能力不足时，利用应急发电车快速恢复重要客户供电。

3.4 加强物资储备，建立绿色通道，缩短物资等待时间

根据2015年物资领用统计数据分析，抢修过程中物资领用方式主要有三种：一是本供电所领用、跨所调拨和不用材料。其中，本供电所领用的比例占36%，跨所调拨占1.4%，不用材料占62.6%。从本供电所领用物资的平均时间基本上在15分钟以内，因物资短缺需从其他供电所调拨物资则耗时60-130分钟。

为加快抢修物资的到场速度，我们将提出以下改进措施：一是配置抢修物资材料箱，缩短物资领用时间；二是急救包物资管理可采用由抢修人员直接管理物资，物资管理人员做账务管理，缩短物资准备时间；三是建立跨所物资调配“绿色通道”，方便跨所物资调用。

电气化铁道供电牵引网故障测距综述 篇6

1 电气化铁道牵引网供电方式

目前有效的电气化铁道牵引网的供电方式有四种, 分别是直接供电方式、吸流变压器供电方式、带回流线的直接供电方式、自耦变压器供电方式。

第一, 直接供电方式是在牵引网中增加特殊保护的一种供电方式, 也是结构最简单的一种牵引供电方式, 它的供电结构由两根馈线组成, 这两根馈线分别连接在接触网和钢轨上。

第二, 吸流变压器供电方式是在接触网上每隔一段距离就安装一台吸流变压器, 它的原边接入接触网、次边接入回流线, 然后在吸流变压器之间连接一根吸上线, 通过这根吸上线将回流线和钢轨连接。

第三, 带回流线的直接供电方式就是供电系统中每隔一段距离就通过NF线和钢轨进行连接[2]。

2 电气化铁道供电牵引网故障测距方法

针对不同的供电方式要采用的故障测距方式也不一样, 具体的故障测距分析如下:

2.1 直接供电方式的供电牵引网的故障测距

第一, 单线直接供电牵引网故障测距。单线直接供电牵引网和R-L的电力线路的效用是相同的, 在直接供电牵引网的供电臂上包含了很多个区间与站场, 导致供电牵引网出现了不同的阻抗特性, 但是在同一段区间内, 供电牵引网的阻抗特性是相同的。

基于这个特性, 在同一个区间范围内, 我们可以采用阻抗计算方式利用线路电抗与距离之间的关系来进行故障定位, 进行故障测距的计算。例如将单线供电牵引网划分为N个区间, 当故障在Dn-1和Dn的时候, 就可以利用公式D=Dn-1+ (Yn-Yn-1/Dn-Dn-1) (Y-Yn-1) 得到故障点D的位置。

第二, 复线直接供电牵引网测距。复线直接供电牵引网的供电臂的首端是牵引变电所, 末端是分区亭。在复线直接供电牵引网中的分区亭以并联的方式进行连接, 发生短路的时候会受到上行阻抗和下行阻抗的影响, 此时根据公式K=Z上行*2L/ (Z上行+Z下行) 可以得到故障点K的位置, 其中L代表的是线路电感。

2.2 吸流变压器供电方式的供电牵引网的故障测距

第一, 吸流变压器供电牵引网测距。吸流变压器供电方式可以有效的提高供电电压, 提高牵引网荷载电流的能力。这个供电方式使用的是正馈线与自耦变压器, 可以有效的减少对周围通信的干扰, 同时还可以在一定程度上降低成本。吸流变压器供电牵引网进行故障测距的方式就是利用吸流变压器吸上电流比原理来进行故障测距, 后来又提出了以吸馈电流比和反向电抗原理为基础的吸流变压器供电牵引网的故障测距方法。一般常用的测距方法如下面的公式所示:

其中n是吸上电流的编号, k—k+1表示的是故障的发生区间, dk+1—dk表示的是分段点之间的距离。

第二, 全并联吸流变压器供电牵引网测距。全并联吸流变压器供电方式是利用横连线将牵引网中的接触线、正馈线、钢轨进行并联, 这样就将抗干扰能力和电流的荷载能力进一步的提升, 同时测距也就更加复杂。

全并联吸流变压器供电牵引网的测距原理有三种:第一种, 中性点吸上电流比测距原理, 这种原理适用于所有的吸流变压器供电牵引网的故障测距, 但是在T-F短路故障中应用时得到的精度比较差, 需要对它的电流比进行修正。

第二种, 横联线电流比故障测距原理, 这种原理在应用的过程中具有很好的精度, 可以用来判断短路故障与接地故障。但是这种原理进行测距的时候需要增加电流互感器, 成本比较高。

第三种, 区段上下行电流比故障测距原理, 该方法需要利用正馈线与接触线的电流, 通过比较上行区间和下行各区间的两种电流和来进行故障, 当发生正馈线接地的情况时, 这种方法仍然可以使用。

2.3 带回流线的直接供电方式的供电牵引网的故障测距

带回流线的直接供电方式是在供电牵引网中增加吸回装置, 然后阻抗就会随着列车位置的变化而变化, 这种供电方式会使得阻抗和阻抗的变化性都得到增强。带回流线的直接供电牵引网故障测距的方法就是简化模型法, 这种方法包含了两种模式:第一, 平均单位阻抗法。这种方法把通过计算得到的平均阻抗作为单位阻抗, 并将单位阻抗分到接触网中。第二, 分短线性法。这种方法通过对没有设置带回流线的馈线的总阻抗和第N个馈线的阻抗的和进行计算, 然后得到变电所到计算点之间的所有阻抗。

2.4 行波故障测距法

以上几种方式的故障测距都是在计算阻抗的基础上来完成的, 受其它参数的影响比较大, 利用行波故障测距法可以避免这一问题, 得到更加精确的计算结果。行波测距法的运行装置有三种, 分别是:第一, A型装置, 这个装置利用故障点的行波来测距, 这个行波会在故障点和测量点之间来回传输, 利用行波来回传输所用的时间和来回传输的速度积来进行故障的定位。第二, B型装置, 这个装置利用行波经过故障点到达两端的时间差和波速的积来进行故障点的定位。第三, C型装置, 这种方式在线路的一端施加高压或直流脉冲, 通过脉冲的来回时间来进行故障测距。

3 结语

电气化铁道供电牵引网的故障测距方法有很多, 其中大部分方法都是在计算阻抗的基础上来进行测距的, 这种方法受到其它参数的影响比较大, 结果的精确度不是很高。而行波测距法进行故障测距时不用进行阻抗的计算, 在测量的过程中受到的干扰小, 是目前比较好的故障测距方式之一。电气化铁道供电牵引网的测距方法目前还不完善, 还需要进一步的探索。

参考文献

[1]崔玉璟.电气化铁道供电牵引网故障测距综述[J].科技创新与应用, 2014.

配电网故障测距 篇7

由于电力机车的受流方式是单相工频交流制,这将导致三相高压电出现明显的不对称性,是典型的负序源。而电力机车又是负荷主体,从设备角度来考虑,同时又是一个大功率电力电子变换设备,电流曲线特性呈现出非正弦,尤其是3、5、7次谐波的含量挺大。同时由于单相供电,各相负载不均匀而引起三相不平衡,并且随着负载实时的运行机理而波动,从而导致牵引供电系统的电压有较大幅度的波动。高速电化铁路运行的安全与稳定直接受牵引网各个工作环节影响,作为牵引供电系统的重要环节,供电线向接触线乃至整个牵引送电任务起着举足轻重的作用。因此,有效的牵引网故障测距以及故障测距硬件设备平台的建立在当前高速重载铁道建设快速发展时期具有重要的现实意义。

1 牵引供电系统的基本构成

1.1 牵引供电系统的供电方式

牵引变电所和牵引网是构成牵引供电系统的两大主模块,通过接收电网电能,将电网的三相高压电降压、分相之后,由牵引网向电力机车供电的一个体系[1],其总示意图如图1所示。

牵引网供电方案典型的主要包括带回流线的直接供电方式 (DN供电方式 )、AT供电方式、BT供电方式等[2],其供电方案示意图分别如图2、图3、图4所示。

1.2 牵引网的故障特点

从一牵引变电所引出左右两供电臂,无论电气化铁道牵引网采用哪一种供电方式,它的一臂接触网接地总是相间短路,这也是牵引供电系统中常遇到的故障形式。因此,故障量的计算一般按两相短路计算,而两相短路不存在零序电流的通路,一臂接触网接地短路时,不向电力系统输送零序电流,牵引供电系统含地系统,故障电流很大,发生故障时,线路上有行波自故障点向两端传播。牵引网中发生接触网与钢轨 (T-R) 短路故障的几率最多,平均每月发生一次故障[3]。

电气化铁道不论何种供电方式,牵引变电所一般向复线上下行接触网并联馈电,上下行供电臂的末端并联。为提高电气化铁路接触网供电的可靠性,在牵引变电所中采用了自动重合闸的断路器,在短路故障发生时,断路器开断,然后经很短时间再重新关合,如瞬时故障己经消失,则重合成功 ;如短路故障仍未消除,断路器必须重新开断。如果接触网发生永久故障时,上、下行线路将分开运行,故障线路将处于停电状态[4]。

1.3 电力牵引负荷的特点

我国电力机车采用的牵引电机为带有补偿绕组的脉流串励电机,它之所以应用于电力牵引是由于具有良好的牵引特性、机械稳定性、电气稳定性、负荷分配均匀性以及对网压波动敏感性差等特性[5]。直流串励电动机其原理图如图5所示。

1) 牵引状态下时,负荷电流的谐波含量分别为3次谐波25%、5次谐波13%、7次谐波7%。

2) 再生制动状态下时,负荷电流的谐波含量分别为3次谐波含量25.46%、5次谐波14.71%。

3) 空投机车变压器或惰性过电分相状态时,2次谐波电流的励磁涌流含量为40% 以上。

2 故障测距方法的比选

故障测距传统方法有 :电抗法、AT中性点吸上电流比法、上下行电流比法、转移阻抗测距法、单线双差比测距法、吸馈电流比、行波法。多年来,国内外专家在不停地探索新的故障测距方法,但有些方法受牵引网运行、供电线路结构等因素的影响使得测量位置不精确,而行波的传播速度较稳定,准确度较高,速度快,且受各种因素的影响较小。

3 行波测距的原理

行波法是利用各种数字信号处理算法实现对故障线路测距的方法。当系统有故障时,从故障点产生的暂态行波向两端传送,暂态行波在传播过程中遇到不均匀介质时,发生反射和透射,利用暂态行波到达的时刻和传播的时间来完成故障定位。馈线上所分布的参数特性使得行波能量在传递过程中以电压波、电流波的形式在线路中以相应的速度运动,从而行波就形成了。

常规情况下,行波包括稳态和暂态行波。单根无损的分布参数,线路上的电压和电流,线路上的位置和时间,可用偏微分方程来表示,具体方程式为 :

求上述方程组,得下式 :

其中,分别为沿正方向传播的前行波和沿反方向传播的后行波,为行波波速,为波阻抗。

由于行波能够以相应的速率在线路中平稳传播,且测量的故障时间差受线路类型、故障过渡电阻、系统运行参数等因素的影响很小,因此行波法在故障测距方面有较好的实用性和可靠性。现有的行波法测距装置常可分为A、B、C三种类型。

1)A型测距装置

A型测距装置原理主要是索取故障处出现的第一波头和反射回来的第二波头的耗时间隔差来最终确定故障距离的。当线路出现故障后,则电压、电流行波在故障处和母线上不停地发出反射信号,通过高通滤波器滤出行波波头信号,进行故障距离计算。A型行波测距原理示意图如图6所示。

假设线路的长度为L,波速为v,第一个波头和在故障处反射回来的第二个波头时间分别为TS1、TS2。

故障距离Xs由下式计算可得 :

A型测距装置优缺点 :结构较简单,在线路的一端安装即可,没有必要进行端对端数据关联。但是,在故障处反射过来的波受系统结构影响较大,这样的话第二个波头识别起来还是很难的,测距很可能效果不佳。

2)B型测距装置

B型测距也称作两端测距,当线路发生故障时,行波从故障处向线路两端传播,一端检测到信号时计时开始,同时另一端检测到故障信号时发出指令,当计时端接收到信号时计时停止,从而来确定故障距离。测距装置的原理示意图如图7所示。

假定ts和tn分别为故障初始行波波头到达两侧母线时间,依据安装于线路两端的测距装置记录下的参数,计算故障距离的公式如下所示 :

B型测距装置的优缺点 :结构简单、测距可靠、精度高,但需双端安装测距装置。随着微波、光纤通信在电网的发展,B型双端测距装置应用变得越来越广泛。

3)C型测距装置

C型测距装置是在故障发生时由测距装置向故障线路发射附加的高频直流脉冲信号,首先由计算脉冲信号发出信号,此时计时开始,再让附加脉冲发出信号,通过故障处反射回来的时刻来确定故障距离。C型行波测距原理示意图如图8所示。

C型测距装置的优缺点 :结构简单、精度较高,但需附加高压脉冲信号发生器等设备,成本经济性不高。真正在使用中,由于发射高压脉冲信号强度不能太高,这样的话很难区别故障点的反射脉冲,从而导致装置测距的可靠性。但在线路断开的情况下,C型测距装置能力可得以发挥,可以查出线路是否有故障,从而可有效避免手动、自动重合闸到永久性故障线路上。

4 行波法在电气化铁道牵引供电系统中的故障测距

4.1 投切并联电容补偿器的行波测距仿真

仿真软件采用ATP和MATLAB 7.0,利用ATP强大的电磁暂态仿真能力,得到仿真数据,再通过MATLAB软件绘制出故障后的电压、电流波形。

参数设置 :在常规状况下,牵引所向上、下行接触网的供电臂末端并联馈电。单个供电臂长度为30 km,每隔10 km处设AT所,悬挂方式为全补偿简单链型悬挂,支柱侧面限界设置为3 m。牵引所AT供电方式下工频电源的电压有效值为55 k V,阻抗设为1+j10Ω。在仿真时,考虑牵引母线、电流互感器、电压互感器、牵引变压器、隔离开关、绝缘子等设备对地的电容,其值设为0.5μF,并且接于牵引母线处。

接触线的型号为TGG-100,导高为5 800 mm,直流电阻每千米为0.179Ω ;承力索型号为GJ-70,结构高度为1 400 mm,直流电阻每千米为2.0Ω。正馈线的型号为LJ-185,等效半径为0.7 cm,正馈线离轨平面的高度为6 600 cm,距离线路中心线的水平距离为3 900 mm,直流电阻每千米为0.162Ω。钢轨的型号为P50,轨距为标准轨距1 435 mm,周长为60.6 cm,直流电阻每千米取0.24Ω,钢轨对大地的泄漏电阻每千米为10Ω,钢轨距地面的高度为1 m。假设大地的电阻率为100Ω·m。上下行的线路内侧钢轨间距为5 m。假设当线路中有机车运行时,每列车的功率为6 400 k W,功率因数为0.85。

机车可以用一等效阻抗表示,经计算,其值为97.656+j157.575Ω。假设当在牵引变电所中投入并联补偿电容器组时,所加的并联补偿电容器组为8串7并,每一个电容器容量为100 kvar,额定电压为10.5 k V。并联补偿电容器组可以用一电容和电感等效,电容值为2.526 3μF,电感值为481.284 6 m H。建立投切并联补偿电容器组的ATP仿真模型如图9所示。

在建模时,上下行线路分别按三相架空线的模型建立线路的仿真模型,不考虑线路之间的电磁耦合,把接触线和承力索作为一相的两分裂导线,钢轨作为一相的两分裂导线,正馈线为一相导线。

假设在0.5 ms时上行供电臂8 km处发生接触网接地故障。图10为投入并联电容器组后距检测点8 km处发生接地故障时ATP中仿真得到的电流波形。

统计和搜集投切电容器组后8 km处的电流仿真数据,然后对这些数据进行了小波变换,可以求出模极大值。图11为投切电容器组后8 km处故障的仿真数据在MATLAB软件中的小波变换及其模极大值。

并联电容器投切前后对行波测距影响可以从表1中得出。

km

对上述的仿真结果进行分析,当投入并联补偿电容器之后,初始行波和故障点的反射波较为明显,检测易于进行,由于牵引母线处的反射系数变大了,从而小波变换系数也较大。但是不论在牵引所中是否投切并联补偿电容器组,对行波测距的结果都没有影响。

从仿真数据可以看出,初始行波到达的时刻点为66点,而反射行波到达的时刻点为73点,经过计算得到故障距离为8.3 km。

4.2 实验验证

为了验证实验的有效性和可行性,兰州交通大学重点实验室设计了一套基于DSP技术的牵引网故障测距装置 , 目前硬件电路已设计完成,并进行了相关实验平台的搭建。

牵引网故障测距装置的硬件组成如图12所示,其主要由二次变换器单元即电流互感器和电压互感器、A/D转换器、数字信号处理器DSP、人机接口单元MMI模块、输入输出开关量单元、微型打印机等主要部分组成。

投切并联电容补偿器前后电流波形如图13所示。从波形图可以看出来,在未投入并联电容补偿器前谐波的含量较大,波形有许多的干扰毛刺,波形畸变比较严重,而投入并联电容补偿器之后,波形明显有了较大改善,毛刺程度减小,呈现出正弦波形。这样就便于进行故障测距,提高了测量精度。

5 结语

当线路结构确定的状况下,牵引所是否投入并联电容补偿器组,对A、B型行波测距法来说,其结果没有影响。体现了B型行波测距法来实现接触网故障测距的优势所在,在测距精度上得到了很大的提高。行波法故障测距对于直供加回流和AT供电方式中都是很有价值的。

参考文献

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配电网停电故障评估分析 篇8

随着科技的快速发展,人们对电能质量的要求日益提高,配电网直接与终端用户相连接,因此,配电网的运行安全也受到更高的重视。为了从源头保证配电网的安全运行,分析配电网安全运行的影响因素至关重要。

影响配电网安全运行的风险来源于内部设备及外界环境的共同影响。1997年,国际大电网会议指出可以使用定量分析的方法对电力系统进行风险评估[1],使针对电力系统进行风险评估的方案成为各国学者讨论的焦点。差异驱动法可以针对评估对象进行差异分析,但是无法进行指标影响的重要性分析。层次分析法[2]和模糊综合评价法[3]可以对评估问题进行条理化分析,但是在分析过程中容易因为指标过多,导致矛盾发生。德尔菲法不止可以摆脱主观因素的干扰,而且可以合理反应指标的重要程度,适用于配电网故障停电风险评估。

为了全面针对配电网故障进行分析,建立科学完善的评估系统具备一定的指导作用。本文在分析配电网运行安全影响因素的基础上,针对配电网整体水平进行评估并反应其薄弱环节,对未来的城市配电网建设起到了一定的指导作用。

1 配电网运行的影响因素

配电网运行过程中,容易受到不同外因与内因的影响[4],主要影响因素如下。

①电力设施:针对配电网建设的设计不完善、安装施工质量不合格、设备质量监督不全面。

②人为因素:工程技术人员针对配电网运行管理不当、供电设施被盗窃、人工操作不当、交通车辆破坏与其他项目施工导致电网运行受阻。

③自然因素:地震、洪涝、海啸等自然灾害导致配电网发生运行故障,大风、冰雹、高温等气候因素导致故障停电,鸟类等动物导致配电网发生运行故障。

2 配电网故障评估方案

配电网故障主要指电力系统正常运行的情况下,因各种原因导致设备与线路故障进而引发被迫停运的事件。主要原因包含:设备问题、环境影响及人为因素等。故障评估分析主要指针对配电网故障引发原因进行故障发生概率及造成损失的综合分析,以达到防患于未然的目的。

称德尔菲法[5]通过专家的经验与知识进行匿名反馈,进而确定评价指标、权重及评分标准,经过多次匿名反馈获取最优结果。基于德尔菲法,阻止专家互相讨论所产生干扰至关重要。首先,归纳总结专家的意见,将结果反馈给专家,专家通过反馈进行意见修改,再次提出意见,如此进行多次循环,使决策意见逼近结果数值[6]。

该法具备结论可靠,结论统一的特点,由于专家的经验与知识丰富,因此,该方案的可执行性强。

针对专家意见集中度及专家意见离散度的判断依据如下:

①专家意见集中度E,指专家给出评分ai的和与专家人数m之比。

②专家意见离散度δ,指专家意见的标准差。

在实际使用过程中,可以预设阈值,对实际数据进行筛选,以获取期望数值。

该方法可以通过权重的获取以反映指标的重要程度,适用于配电网故障停电分析。配电网故障概率指标权重及评分标准如表1所示。

3 实例分析

本案例选取某段配电网作为研究对象,该包含35k V及10k V两个电压等级,针对表1中反应数据进行收集、分析。

评估结果为:

针对以上数据进行分析,该段配电网中的故障影响因素主要是设计原因导致的,权重*打分的最终得分为97.5,可知,试验配电网的停电风险较低,但是,需要加强针对设计不够完善的薄弱环节方面的管理。

4 配电网故障规避方案

①提高智能化控制,全面实现“三遥”,即:遥控、遥信、遥调,以保证配电网实时数据的交互,一旦发生故障,可以及时进行故障分析、隔离、转供以恢复安全供电。

②增加警示树立,针对易发生外因影响的区域及时设计明显的警示告知,以降低风险的发生。

③加强管理提高,全面增强全过程管理中涉及的各个环节工程人员的管理培训,以提高全部人员的整体素质,增强工作意识,以降低无错误所导致的故障。

5 结束语

配电网建设直接影响用户的用电安全,因此,保证配电网安全运行至关重要。为了提高配电网运行的可靠性与安全性,本文针对配电网运行故障进行进行了评估分析。在讨论配电网故障影响因素的基础上,结合常用的配电网运行情况分析方案,提出特定的权重分析与打分的方案,给出了配电网故障概率指标权重及评分标准,并进行了实际的案例分析,通过分析可知,该方案具备一定的工程应用价值,可以进行一定的风险规避,最后,本文针对不同方面给出了配电网故障风险规避方法。

摘要：为了有效降低配电网发生停电故障,针对配电网进行停电故障评估分析至关重要。文中首先分析了配电网故障的影响因素,分析了针对配电网故障评估的常用方案,结合配电网故障的导致因素,提出配电网停电故障风险评估的最优方案,即德尔菲法。根据配电网故障导致因素,结合实际情况,提出了特定的配电网故障概率指标权重及评分标准,最后,将提出的方案用于实际案例分析,实验表明,该方案可以以定量的方式展示配电网运行的安全情况,并针对薄弱环节进行有效反应,具备一定的实用价值。

关键词：配电网,故障,德尔菲法,风险评估

参考文献

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[5]谢晓琳.智能配电网规划适应性评估技术研究与应用[J].数字技术与应用,2015(1):222.

配电网故障测距 篇9

配电网作为直接(或间接)向用户供电的网络,其处理故障的能力直接影响到用户供电可靠性。分布式电源(DG)接入配电网在提高电网供电可靠性的同时,也对继电保护方案产生不利影响。配电网由辐射状网络变为多端电源网络,使得传统故障定位算法不能再与之相适应[1,2,3]。

在配电自动化程度较高的地区,对于小电流接地系统下的短路故障(f(1,1),f(2),f(3)),一般可利用“过电流”原理,由馈线终端单元(FTU)将过流信息统一上传到数据采集与监控(SCADA)系统或者保护装置,实现故障区段的判别[4,5,6]。集中式处理系统对长距离通信的可靠性要求较高,其灵活性、开放性不够好。多代理系统(MAS)是分布式智能(DAI)的一个重要分支,有关MAS在配电网故障定位中的应用已有了很多研究成果[7,8,9,10]。

文献[8]提出利用多代理(multi Agent)技术实现分布式馈线自动化,将配电网在逻辑上划分为若干区域,每个逻辑区域包含终端和子站2个层次,并由子站按照集中式处理方式完成故障检测。文献[8]提出的配电网故障定位方案中,每一区段的故障检测都需要获取其他分段开关处的电流信息,通信量较大。文献[10]提出首先利用3分支节点处的Agent搜索故障区域,然后由2分支节点处的Agent判断故障线路段,该方案对于故障前无负荷电流情况下的区段,有可能造成故障切除范围的扩大。同时,文献[9-10]都需要在2分支节点和3分支节点处安装Agent。

本文以文献[8]提出的单个逻辑区域为研究网络,将阻抗法[11,12,13,14,15,16]和故障区域搜索相结合,提出了一种基于MAS的故障定位算法,该方案仅需要在3分支节点处安装Agent。

首先,由MAS利用上、下级Agent之间的配合快速搜索得到故障关联区段,然后,根据故障区域是否在DG上游,分别由相应的Agent在选定的故障通道上执行阻抗法。在DG上游故障时,由主站Agent根据本地测量信息和DG接入点的同步测量信息,利用阻抗法计算故障距离,计算不需要迭代;在DG下游故障时,由DG接入处的线路执行Agent根据本地测量信息,利用阻抗法计算故障距离。该算法能够实现分布式控制,受故障前负荷电流的影响较小,不依赖于大量数据的长距离传输,同时能够适应配电网分支较多的特点,可实现快速、准确的故障定位。

1 基于MAS的故障关联区段定位算法

1.1 智能故障处理系统

配电网智能故障处理系统包含集中式和分布式2种。

集中式智能故障处理方法包含2类:一类是以图论知识为基础,结合故障电流分析,根据配电网的拓扑结构进行故障定位,如矩阵算法和过热弧搜寻算法,该类型算法的计算速度很快,但对上传信息的准确度要求比较高,容错性较差;另一类是以遗传算法、神经网络算法为代表的人工智能型故障定位算法,具有很强的抗干扰性能,容错性较高[17]。对于集中式故障处理系统,通常可以引入分级处理的思想,把整个配电网划分为主干支路和若干独立区域,在故障区段的判别过程中,仅需要将相关区域内的测量信息传送至主机,从而降低通信量并提高计算速度[5,6]。然而,集中式故障处理系统的通信距离仍然较长,同时其可靠性依赖于上级主机。

基于MAS的分布式智能故障处理系统依靠Agent自身的独立性、社会性、反应能力及自发性的特点,可以实现分层分布式控制[7]。通过“任务下放”,一方面可以降低集中式系统所带来的风险和馈线自动化系统对通信带宽的需求[8],另一方面也可以通过本地控制和相邻Agent间的配合缩短通信距离,从而提高系统的可靠性。

1.2 MAS的结构及其功能

MAS采用的是分层分布式结构,如图1所示。本文MAS包含以下3类Agent:主站Agent(MSA)、线路执行Agent(LEA)、馈线终端Agent(FTUA)。

配电网网络结构的节点按照分支数量可以分为3类:2分支节点、3分支节点、多分支节点。Agent仅在3分支节点和多分支节点处安装,如图2所示,图中只给出了3分支节点A,D,F处的Agent配置情况,其他3分支节点的配置情况类似。

本文定义每个安装电流互感器的地方都是一个分支,分支的正方向为以母线指向线路(或DG)[17]。根据规定的正方向,2个相邻的LEA可以定义为上、下级关系。变电站出线端和DG接入处的FTUA可同步测量节点电压和注入电流,而其他节点处的FTUA仅需要测量电流的幅值。用“1”表示正向过流信息,“-1”表示反向过电流信息,“0”表示无过流信息。

LEA能综合处理本地信息和远端(上级LEA传递的信息)信息,并将处理结果(故障关联区段的编码)传递到MSA,由MSA利用阻抗法得到故障点。需要说明的是:DG下游发生故障时,DG接入点处的LEA可以充当MSA的角色,即计算故障距离。

以图2中的LEA1和LEA2为例,对LEA和MSA的功能进行说明。LEA1和LEA2对应区段DF,LEA2中存储了区段DF的编码信息。若发生故障f1,故障区段在DG上游,则LEA2将DF的编码信息上传给MSA,同时LEA2将同步测量的电压和电流信息传送至MSA,MSA结合本地信息利用阻抗法计算故障距离。若假设DG接在节点D,则故障f1发生在DG下游,此时LEA2将DF的编码信息上传给LEA1,由LEA1结合其本地信息利用阻抗法计算故障距离。如果区段DF无故障,则根据LEA2本地信息中的最大分支电流确定搜索方向[2]。

1.3 故障关联区段的判别原理

图2所示的配电网络中,当发生相间短路f1时,LEA0根据FTUA1的信息“1”和FTUA7的信息“0”判断故障搜索方向为节点D,LEA0将FTUA1的信息“1”送至LEA1。LEA1判断区段AD是否发生故障的原理是:若FTUA1有正向过流信息而FTUA2没有正向过流信息,则该LEA1判断区段AD为故障关联区段。因此,LEA1判断出区段AD没有发生故障。然后,LEA1根据FTUA3测得的分支电流最大,判断出搜索方向是节点F,故LEA1将FTUA3的信息“1”传送至LEA2。LEA2根据FTUA5的信息为“-1”,判断出故障关联区段为DF。由于该区段在DG的上游,故LEA2将DF的编码信息传送至MSA。

2 基于故障关联区段的阻抗法

2.1 阻抗法原理

对于某一故障区段,f1处发生两相短路,如图3所示。故障距离x可由以下公式得到[15]:

式中:下标r和i分别代表实部和虚部;UM为首端M的电压;IM为首端M的电流;Ifa为a相的故障电流;Z为线路单位阻抗;下标a,b,c分别表示三相。

三相负荷是星形连接方式,采用恒阻抗负荷模型,故障电流If(a,b,c)可由下式得到:

式中:IR(a,b,c)为故障点下游的等效负荷电流,由潮流计算结果[10,14]进行负荷等效后得到。

根据故障关联区段是否发生在DG上游,IR(a,b,c)有2种不同的求解方法。若故障发生在DG上游,如图3(a)所示,该区段双端电气量均可测,故IR(a,b,c)可由式(5)至式(7)直接得到:

式中:UN(a,b,c)为末端N的三相电压向量;Un为等效负荷的中性点电压;Yq为等效负荷的导纳矩阵。

若故障发生在DG下游,如图3(b)所示,该区段为单端电气量可测,IR(a,b,c)为故障期间的等效负荷电流IL(a,b,c),首先为IR(a,b,c)赋初值(稳态下的等效负荷电流),然后可根据式(8)至式(11),通过迭代的方法求得I[13]R(a,b,c)。

式中:Uf(a,b,c)为故障点处的三相电压向量;UM(a,b,c)和IM(a,b,c)分别为首端M的三相电压和电流向量;Z(a,b,c)为三相线路单位阻抗矩阵;Un′为故障点下游的等效负荷中性点电压;Yeq为故障点下游的等效导纳矩阵;l为区段线路总长;x′为上一次迭代计算得到的故障距离。

如果收敛后得到的x大于该区段长度,则认为故障发生在该区段下游。在选定下一区段进行距离计算前,需由上一区段的电压、电流,通过计算区段压降和分支电流得到该选定区段首端电压、电流。

2.2 阻抗法算法流程

在MAS确定了故障通道和故障关联区段后,根据故障区域的上游是否含有DG,分别由相应Agent根据基尔霍夫电流和电压定律得到故障关联区域的首端节点电压和电流,然后按照图4所示的阻抗法流程计算故障距离。

3 仿真结果分析

利用MATLAB进行仿真验证。系统参数如下:线路参数参照文献[18]选取,线路长度及负荷参数见图5标注,所有负荷的功率因数为0.9,DG容量为0.4 MVA。

该10节点网络的MAS中,各节点的Agent配置如表1所示,在主干线上选取29个点进行相间短路故障测试,同时为分析过渡电阻对阻抗法的影响,选取3个不同的过渡电阻:0Ω,20Ω,50Ω。对于每一次故障,根据故障关联区段判别原理,均可由MAS快速、准确地判别出故障关联区段,然后按照阻抗法流程进行故障距离计算。

对于阻抗法的精度由下式进行评估:

式中:lac为实际故障距离;ltoal为主干线路的总长度。

利用上式分别对3种过渡电阻情况下的各点误差进行分析,图6为该算法的误差曲线。在没有过渡电阻情况下的最大误差为0.047%,在过渡电阻为20Ω情况下的最大误差为0.39%,过渡电阻为50Ω情况下的最大误差为0.84%,各种情况下的误差均小于1%,在可接受范围内[14]。

表2为平均误差和平均误差距离,在没有过渡电阻情况下,无论是在DG上游还是DG下游,阻抗法的精度均为良好。对于过渡电阻较大的情况,DG下游的算法误差明显增大。由仿真结果可知:在过渡电阻很小的情况下,故障电流幅值较大,受负荷电流的影响较小。DG上游的双端电气量均可测,故障点下游分支等效负荷电流的误差较小。

4 结语

本文提出了一种基于MAS的新型智能电流保护方案,该方案从利用有限的测点完成快速故障区段定位的角度出发,首先利用Agent之间的交互作用实现故障通道的搜索并将故障范围缩小至故障关联区段,然后在选定的故障通道上利用阻抗法计算故障距离,最终确定故障点。该算法无需大批量数据的远距离传输,通信可靠性较高,较好地解决了配电网分支较多引起的数据处理问题,通信负担较小,能够快速、准确地判断出故障位置。

配电网运行中的故障和解决措施 篇10

关键词：配电网运行；故障；解决措施

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）20-0093-02

当前，在配电网在运行过程中，存在着各种的问题，例如：在运行期间发生高峰电压过低问题，造成电网运行发生故障，严重的甚至造成大面积停电。这些问题都对人们的正常生活及工作造成严重影响，所以，相关工作人员应对其予以重视并处理。文章简要针对其相关内容进行分析，仅供参考。

1 现今配电网运行期间存在的不足

1.1 配电网结构较不合理

随着经济的不断增长，人们生活质量的同步提高，用电量也迅猛增加。以往的电网结构已经无法满足人们生活及生产的需求，经常发生各种问题，主要包含以下几方面：其一，配电变压设备相对较少，分布较不合理。因为低压供电线路涉及的范围相对较广，并且线损问题严重，所以，很容易使电压发生降低问题。当在用电高峰阶段，供给的电压无法满足人们的正常需求，进而对人们的用电稳定造成影响。其二，开关传动设备较不合理。例如：传动设备的质量不达标、线路的开启及关闭共同应用相同的方法，进而很容易因为操作失误造成事故。其三，分段断路器的继电保护设备较不合理。在电网系统中，因为断路设备相对较少，再加之操作技术较为陈旧，所以无法开展远距离操作。如果线路发生问题，经常导致大区域断电，严重的甚至对整体线路用电造成影响。另外，还有部分主干线路及分支线路缺少断路设备，利用高压熔断设备进行替代。伴随着用电人员的增长，线路分支的符合加大，变电设备也相应增加，造成支路荷载过高，造成停电问题。其四，变电站的分布较不合理。进而造成一些线路距离过场，并且没有相应的线路分支，使线路损耗增加，末端线路电压下降，对供电质量造成影响。如果线路某一点发生问题，就会引发大范围断电。

1.2 配电运行环境相对较差

对于配电网的运行工作来讲，环境对其有着重要的作用。对配电网工作造成影响的环境条件主要包含以下几方面内容：其一，外力损坏。经济的不断发展使的很多房地产的开发进程加快，道路修建、房屋拆迁等行为越来越频繁，进而极容易使某段线路处在危险环境。例如：由于车辆撞到电网路线探杆，造成断电。其二，部分电线杆存在高压线与低压线同杆的问题。并且将电话线、闭路线、网线等都共同架在配电线杆上，进而为日常的线路维护造成麻烦，极容易造成安全事故。其三，配电网的污闪问题。一般来讲，配电网的污闪经常会造成线路单向接地或者烧伤问题。由于在配电网上的绝缘子绝大多数都不具备防污性能，所以，其下部的沟槽很容易累积灰尘。特别是如果配电网处于城市的边缘，累积的灰尘更多。

1.3 配电网本身损耗较多

对于供电企业来讲，节约耗损是其生产运行期间的终极目标。然而，在现实生活中，依旧存在较大的耗损问题。主要表现为：其一，在部分电网运行期间，依旧存在高能耗的电压设备，进而增大的电网损耗。其二，一些变压设备并没有加装调节电压的装置，在用电的高峰阶段无法调整电压，在用电量较低阶段，线路的损耗增加。其三，没有就地补偿设备。在部分电网线路中，有很多无功的电流，进而加大了线路的耗能。

2 解决配电网运行期间问题的方法

2.1 对配电网的结构进行改进

想要对配电网的结构进行改进，可以从以下几方面内容入手：其一，增强环网效率。当线路整改过程中需要停电操作或者线路出现问题时，可以通过环网线路实行供电，进而不仅防止了断电对人们生活的影响，同时还能够保证供电的质量及安全，满足人们的需求。其二，加大对荷载进行检查的力度。相关工作人员应对荷载进行检查，做好应急预案，对线路荷载较高的区域，长时间进行检测，尤其是在供电高峰时期，如冬季或者夏季，都需要进行重点监管。如果有条件，可以加装多功能电子设备及荷载检测设备进行工作。其三，及时更换老旧的设备。相关工作人员应定期对供电设备进行检查，及时更换老旧设备，对技术进行研究与创新，进而提高电能使用效率，降低资金投入，从而不仅确保配网运行的稳定与安全，同时提高配网的标准化，为日常的维修与检测提供方便。

2.2 增强配网在环境中的工作质量

如果电网处于环境较差的区域进行工作，需要加装相应的防护措施，可以从以下几方面入手：其一，在线路中加装防雷设备。在安放防雷设备期间，应同气象部门进行合作，明确了解雷区的面积，并且利用数据分析及整理，核实配网线路容易遭遇雷击的区域。应在较为开阔、周边缺少高层房屋建筑的区域加装防雷设备。其二，增强绝缘子的避雷功能，将以往陈旧的针式绝缘子淘汰。在现实生活中，悬式避雷子出现雷击问题的情况相对较少，形成闪路故障的几率较低，但是在针式的绝缘子上概率较高。所以，相关工作人员应及时更换并淘汰针式的绝缘子，增强绝缘子的防雷性能。其三，每隔一段时间对接地网进行检查，进而保证接地网的相关数值符合标准。应保证泄雷通道具有较强的安全性，每间隔一年，对接地网的阻值进行检查，如果发现不符合要求的进行重新架设；其四，提高配电网的风险抵抗性能。及时对路边的杆塔加设警示措施。如果碰撞次数相对较多，需要加设混凝土防撞土墩，亦或是将杆塔迁移到发生意外较少的区域。如果是出于风口位置的线路，应尽可能通过人字拉线、四方拉线等方法保证配网安全。基于安全距离的层面上，应尽可能应用长度较短的电线杆塔。另外，应对线距予以重视。

2.3 对配电网的结构进行优化

在进行配电网的结构规划期间，应保证其结构出于稳定状态，进而确保供电的稳定性与安全性。通常来讲，可以采用拉手形式的环网结构进行工作，其不仅同N-1标准中的相关内容相吻合，同时具有良好的安全性及稳定性。如果是稳定性较强的电网，应采用双向回线的结构，进而增强配电网的稳定，但是，相对成本投入较环网略高。另外，应增强配电网网点规划力度，做好施工前期的准备工作，进行调查与分析，选取良好的导线截面，进而为人们的供电稳定及安全提供保障。

3 结 语

总而言之，对于供电企业来讲，配电网的运行质量同其本身发展存在密切的关联，同时也对社会秩序产生影响。所以，相关工作人员应不断转变思路，积极找寻配电网运行过程中存在的不足，并对配电施工技术进行改进，进而保证供电质量，满足广大用电客户的需求，不断推动社会发展进步。

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