直供电故障（共7篇）
1.直供电故障 篇一
河南省大用户直供电情况汇报
近期，河南省发改委下发了大用户向发电企业直接购电试点实施方案（征求意见稿），在省内推行大用户直供电政策。目前，华润登封电厂、华润首阳山电厂分别拟与林州林丰铝业、洛阳中硅签订大用户直供电合同，相关请示（附合同）已报至省发改委待批。经了解，华润两家电厂直供电情况如下：
一、直供电电量
华润登封电厂与林州林丰铝业直供电电量33亿千瓦时，华润首阳山电厂与洛阳中硅直供电电量11亿千瓦时，合计约44亿千瓦时。
二、直供电电价
华润登封电厂按标杆电价下浮8分钱/千瓦时（目前为0.3592元/千瓦时）向林州林丰铝业直供电，华润首阳山电厂按0.385元/千瓦时向洛阳中硅直供电，电价随国家调整上网电价同幅度调整。
大用户用电价格除了与电厂商谈的电价外，还包括国家批复的河南省输配电价（110千伏用户为0.083元/千瓦时、220千伏用户为0.069元/千瓦时），政府基金（3.814分/千瓦时），容量电费（按省发改委批复的销售电价目录，林州林丰铝业约4分/千瓦时），线损（按省发改委核定的线损率计算，林州林丰铝业约0.6分/千瓦时），林州林丰铝业使用直供电电价合计约0.51元/千瓦时，较其目前用电价格低0.12 元/千瓦时。
三、电厂扣减容量
电厂参与直供电的容量需从省发改委（能源局）安排的基础发电小时中扣除。以华润登封电厂为例，其向林州林丰铝业直供电电量33亿千瓦时，对应林州林丰铝业25万吨电解铝，每吨电解铝负荷比（省发改委根据技术参数确定）为1.56，则华润登封电厂需将其装机容量扣减39万千瓦（25万*1.56）按省发改委（能源局）安排的基础发电小时发电，对应的上网电量执行国家批复标杆电价，39万千瓦容量所发电量按直供电结算。按华润登封电厂39万千瓦容量提供33亿千瓦时直供电折算，该39万千瓦容量年发电小时达8460小时。
四、电费结算
目前华润两家电厂直供电均按通过省电力公司进行电费结算安排。
五、批复情况
目前华润登封电厂、华润首阳山电厂与林州林丰铝业、洛阳中硅均同意签订大用户直供电合同，待省电力公司确认同意后省发改委即可批复。
2.直供电故障 篇二
随着并网风电机组装机容量的快速增加, 如何保障风电机组的可靠运行已经成为国内外研究的热点。而国内现有的风电机组控制策略仅局限于正常情况下的运行, 但环境多变、故障率高才是实际机组的全部和现实[1]。风电机组的稳定运行对于含风电场电网的稳定性具有直接影响, 进而会影响到风电装机容量可信度、风电穿透能力以及含风电场电网的网架和电源规划、风电接入后电网的调度与运行等多方面问题[2], 这就要求机组不能随意停机、脱网, 在某些非致命故障下能够持续运行[3,4,5,6,7]。
目前, 永磁直驱式同步发电机 (D-PMSG) 以其独特的优势成为风力发电中最有前途的机型, 它省去了传统双馈式风电系统中故障率较高的齿轮传动机构, 同时采用背靠背式全功率变流器, 机组发出的电能全部通过变流器传送到电网[8]。实践证明变流器是永磁直驱风电系统的核心部件和脆弱环节, 也是故障率最高的器件[9,10]。
变流器的故障可以分为两类:开路故障和短路故障。变流器开关管发生短路故障时, 电流急剧增大, 威胁系统安全, 为保证其他部件的安全, 系统只能紧急停机;发生开路故障时, 通常情况下不会引发严重的过电流或过电压现象, 不会威胁系统其他器件的安全, 系统能够在相对较差的运行特性下持续运行。实际情况中, 同一个变流器中两个开关管同时出现故障的概率较低, 所以本文主要探讨变流器单个开关管的开路故障。
为了提高整个风电机组的可靠性, 解决系统故障情况下风电机组的容错运行能力, 评估变流器故障对风电系统的影响成为首要解决的问题。目前, 国内外对电网故障下机组运行特性的研究较为深入, 而较少考虑机组变流器自身故障的情况, 更少涉及变流器故障对风电系统运行性能的影响[11,12]。基于上述原因, 本文的研究围绕变流器在器件开路故障状态下的工作情况展开。
本文建立了一个完整的D-PMSG系统的数学模型, 在此基础上, 深入分析了变流器开路故障状态下的工作机理。通过仿真和实验, 评估系统在变流器开路故障下, 各个动态运行特性指标, 为进一步研究直驱式风力发电系统的容错控制奠定基础。
1 永磁直驱风电系统各部分数学模型
目前常用的永磁直驱风电系统的拓扑结构见图1, 两个变流器背靠背连接。每个变流器均是一个典型的三相电压源逆变桥结构, 其中包括6个带反并联二极管的绝缘栅双极型晶体管 (IGBT) 。
1.1 电机数学模型
在转子磁链定向的dq轴坐标下, 永磁同步发电机 (PMSG) 的电压方程如下:
式中:usd和usq分别为同步发电机定子电压的dq轴分量;isd和isq分别为定子电流的dq轴分量;Ra为发电机每相绕组的电阻;Lsd和Lsq分别为同步发电机定子电感的dq轴分量;ω为转子旋转电角速度;ψf为定子磁场磁链;稳态运行时, 定子电阻忽略不计。
目前直驱式风电系统主要使用面贴式PMSG, 因此可以认为在运行过程中磁链ψf恒定, 定子电感Lsd=Lsq, 且一般采用isd=0的控制方法, 记电机极对数为np, 则PMSG电磁转矩为:
1.2 变流器的数学模型
由于发电机的三相绕组可以等效成电流源、电阻和电感的串联, 因此, 两个变流器具有相同的拓扑结构, 如图1中虚线框内所示。该变流器的数学模型是根据三相电压型变流器的拓扑结构, 在三相静止坐标系中利用电路基本定律 (基尔霍夫电压、电流定律) 对变流器建立的一般数学描述[13,14]。
在此假设:电动势为三相平衡的纯正弦波电动势;电感L是线性的, 且不考虑饱和;主电路的开关视为理想元件, 通断可以用开关函数描述;变流器的直流侧由电阻RL和直流电势eL串联表示。
定义单极性二值逻辑开关函数Si为:
式中:i取a, b, c。
根据基尔霍夫电压定律, 得abc三相回路的电压方程为:
由前面的假设可得, 系统三相对称, 故
交流侧相电压为:
联立式 (4) —式 (6) 得:
1.3 系统控制策略
图1给出了目前普遍采用的背靠背式变流器的控制策略, 该控制策略中, 直流母线电压udc的稳定由网侧变流器控制, 同时网侧变流器还承担着调节电网功率因数的任务, 使系统运行在单位功率因数下。采用外环控制直流母线电压和无功功率、内环控制电流的双闭环控制, 控制母线电压的同时, 通过调节dq轴电流分量可分别控制有功和无功功率的大小[15]。
机侧变流器采用转速外环、电流内环的双闭环控制方式。外环控制电机转速跟踪给定值, 电流环给定参考电流isd=0, 通过转子磁场定向控制策略, 实现PMSG的有功功率和无功功率的解耦控制。
2 故障分析
实际应用中, IGBT与其反并联的二极管同时故障的概率较低, 故本文涉及的开路故障只针对IGBT的开路。下面以变流器a相上桥臂开路故障为例进行故障分析, 当a相上桥臂IGBT驱动电路故障或驱动信号丢失时, 该IGBT不工作, 处于断开状态, 而与其反并联的二极管D1仍正常工作, 变流器简化电路图见图2。
如图2所示, 故障时a相上桥臂只通过一个二极管D1连接到直流母线的正极, 该二极管的通断只与二极管两端的电压差有关。此时电压uaN由电流isa的极性和a相下桥臂IGBT的开关状态决定[16]。
2.1 a相电流isa≠0的情况
1) 当isa>0 (与图2中isa方向相同) 并且Sa=0时, 无论IGBT1是否故障, 均为下桥臂IGBT4导通, a相其余器件均关闭, 此时uaN=0, Saudc+uNo=uNo=uNa+uao=uao。
2) 当isa>0且Sa=1时, 下桥臂IGBT4关断, 上桥臂IGBT1因故障而失去作用, 只能由上桥臂D1导通;但无论IGBT1是否故障, 均有uaN=udc, 此时Saudc+uNo=udc+uNo=udc+uNa+uao=uao。
3) 当isa<0 (与图2中isa方向相反) 且Sa=0时, 无论IGBT1故障与否, 只有下桥臂D4导通, 故uaN=0。Saudc+uNo=uNa+uao=uao。
4) 当isa<0且Sa=1时, 正常工作时IGBT1导通, IGBT4关断, uaN=udc, Saudc+uNo=uao。而IGBT1故障时, 由D4代替IGBT1构成电流通路, uaN=0, Saudc+uNo=udc+uNa+uao=udc+uao。
正常运行和IGBT1开路故障时, a相工作情况及uaN与Saudc+uNo值的比较如表1所示。
2.2 a相电流isa=0的情况
a相电流isa=0时, 对图1中节点o列写KCL方程得:
由于isa=0是瞬时的, 当a相故障时, 该相所有开关器件上均无电流流过, 但这些开关器件却可以暂时维持导通状态, 其中IGBT的通断受空间矢量脉宽调制 (SVPWM) 脉冲信号控制, 二极管在其两端电压差达到其门槛电压 (理想状态下门槛电压为零) 时导通。
例如, 当开关模式为 (Sb, Sc) = (0, 0) 时, bc两相都是下桥臂IGBT导通, 上桥臂关断, 再加上电流又必须满足式 (8) 的约束, 因此, bc两相中, 只有IGBT6和D2或IGBT2和D6导通两种情况, 但无论是哪种工作情况, 都有
根据图1可得:
将式 (11) 中的3个等式相加, 再结合下式:
可知, 式 (7) 此时依然成立, 联立式 (9) —式 (12) 可得:
再结合图2显然可知, 当且仅当uaN≤0即uao≤0时, 下桥臂二极管D4导通;当uaN≥udc时, 上桥臂D1导通。
据上述分析可知, 电压uaN由bc两相的开关模式和电压uao和udc确定。当uao≥2udc/3时, 上桥臂D1导通, uaN=udc, Saudc+uNo=Saudc-udc/3;当uao≤0时, 下桥臂D4导通, uaN=0, Saudc+uNo=Saudc;当0
同理可得, 变流器在其他开关模式下的工作情况, 如表2所示。正常工作时, uaN=Saudc, uNo=-udc (Sa+Sb+Sc) /3, 表2中不再赘述。
根据表1和表2可以看出:变流器a相上桥臂IGBT1的开路故障会影响变流器的正常运行, 使得电压uaN和Saudc+uNo异于正常值。
系统运行中usa恒定, 结合式 (4) , Saudc+uNo的改变即会引起电流isa的变化。由此, 易知变流器a相上桥臂的开路故障会影响电流isa, 使其发生畸变, 同时由于式 (5) 的约束, b相和c相电流也会相应地发生变化。变流器其他IGBT管开路故障时, 变流器的工作情况与上述分析结果类似。但由于式 (4) 中存在微分项, 不易定量分析, 故障后各相电流的具体变化情况由下面的仿真和实验给出。
3 仿真与实验分析
为了验证上述分析的正确性, 并准确评估变流器故障下永磁直驱风电系统的动态运行特性, 在Simulink环境下搭建一个完整的D-PMSG系统模型, 在变流器出现开路故障后进行仿真;然后, 利用实验室的永磁直驱风电模拟系统和永磁直驱风电机组变频柜搭建实验测试平台, 选用TI公司的TMS320X2812作为处理器。仿真和实验中系统主要参数如下。
PMSG的参数:额定功率P=2.2kW, 额定转速N=1 500r/min, 额定电压V=380V, 额定电流I=4.7A, 极对数np=2, 定子电阻Rs=0.86Ω, 磁链ψf=0.405 Wb, d轴电感Lsd=11.3mH, q轴电感Lsq=11.3mH, 转动惯量J=0.003 2kg·m2。系统参数:母线电容为0.001F, 直流母线电压为620V, 并网线路电阻为0.05Ω, 并网线路电感为0.002H, 电网频率为50 Hz。机侧变流器参数:额定线电压为380V, 额定线电流为6A, 开关频率为8kHz。网侧变流器参数:额定线电压为380V, 额定线电流为4A, 开关频率为8kHz。
仿真和实验分别在3种不同的开路故障状态下进行, 通过分析系统主要参数来评估系统故障后的运行特性, 其中开路故障由移除对应IGBT的门极触发脉冲实现。同一个变流器中两个IGBT同时出现开路故障的概率较小, 所以本文中, 只考虑变流器单个IGBT的开路故障, 仿真中设定变流器a相上桥臂IGBT出现开路故障, 故障时刻为0.5s。
为了便于观测故障对系统有功输送能力的影响, 本文定义系统有功输出比例K, 其表达式为:
式中:Pn为正常运行时, 系统输送到电网的有功功率;Pf为故障后系统输送到电网的有功功率。
3.1 机侧变流器开路故障时的运行分析
图3和图4给出了机侧变流器单个IGBT开路故障下, 系统运行特性的仿真和实验波形。由于实验中设定直流母线电压为620V, 难以直接用示波器显示, 故本文中给出的是由传感器采集转换后的电压波形。图5给出了3种故障 (机侧变流器发生开路故障、网侧变流器发生开路故障及机侧和网侧变流器均发生开路故障) 状态下的机侧和网侧电流的总谐波畸变率 (THD) 值。
由图3和图4可见, 机侧变流器单个IGBT开路故障时, 机侧三相电流出现波形畸变。其中, 故障桥臂对应相 (a相) 电流畸变最为严重, 周期内出现短时间为零的现象。图5中机侧故障时电流THD的变化也表明, 故障对应相的畸变情况最严重。此外, 故障后系统的有功输出比例K出现短暂波动后达到新的稳定值, 但该稳定值只是略小于100%, 说明机侧变流器故障对电网输送有功功率的能力影响不大。
此外, 网侧电流和直流母线电压只出现轻微的波动, 可见机侧变流器的开路故障对电网影响较小。这是由于直流母线电压的稳定由网侧控制, 只要网侧变流器正常运行, 母线电压就稳定在设定值;直流母线电压的稳定, 又保障了输送到电网的能量恒定, 网侧的电流也就保持稳定。因此, 一定程度上而言, 直流母线起到了隔离机侧变流器故障的作用。
3.2 网侧变流器开路故障时的运行分析
图6和图7给出了网侧变流器单个IGBT开路故障下, 系统运行特性的仿真和实验波形。
由图6和图7不难看出, 网侧变流器单个IGBT开路故障时, 网侧各相电流均出现畸变, 三相电流波形不对称, 其中故障桥臂对应相 (a相) 电流只有负半周, 没有正半周。直流母线电压出现波动, 但波动幅度较小。然而, 机侧电流基本保持不变, 由图5也可以明显看出, 机侧电流的THD几乎为零, 说明网侧变流器的开路故障对机侧的正常运行影响甚微。此外, 有功输出比例K在故障后出现波动, 随后快速恢复到接近正常值, 但略低于正常值。
3.3 机侧和网侧变流器均发生单个开关管开路故障时的运行分析
图8和图9给出了机侧和网侧这两个变流器均发生单个开关管开路故障下, 系统主要参数的仿真和实验波形。
根据图5、图8和图9可知, 两个变流器均发生开路故障后机侧电流畸变情况与机侧单独出现单管开路故障时相同;网侧电流变化情况和网侧单独出现单管开路故障时相同, a相电流只有下半周没有上半周;直流母线电压出现波动, 波动幅度与网侧变流器单独故障时相同;系统有功输送比例K略小于100%, 变化量与机侧单独故障时大致相同。
同时参考3.2节和3.3节的仿真及实验结果, 显而易见, 一个变流器的开路故障对另一侧的正常运行影响较小, 两个变流器同时故障后系统的特性变化为机侧和网侧单独故障时特性变化的组合, 故障后系统运行特性的改变并未因另一侧变流器的故障加剧。
根据以上仿真和实验结果可以看出, 故障后系统特性变差:电流产生畸变, 直流母线电压略有波动, 有功输出比例出现短暂波动后的稳定值接近正常值, 说明故障对系统有功输送能力影响较小, 故障后系统仍可持续运行, 可避免不必要的故障停机。
4 结论
根据本文的理论分析及仿真和实验结果, 可以得出以下结论。
1) 机侧变流器的开路故障在机侧电流中引入直流分量, 使得机侧电流发生波形畸变;而网侧变流器的开路故障会破坏网侧电流的对称性, 若网侧变流器某相上桥臂IGBT发生开路故障, 则电网对应相的电流只有负半周;若网侧变流器某相下桥臂IGBT故障, 则对应相的电流只有正半周。故障影响系统的电能质量, 但对有功输出影响较小。
2) 当母线电容容量足够大时, 直流母线电容具有对变流器故障的控制隔离作用, 一个变流器出现开路故障对另一个变流器的正常运行影响较小。两个变流器同时故障后系统特性的变化是两个变流器单独故障时系统特性变化的组合, 不会因另一个故障的出现而加剧。
3) 变流器开关管发生开路故障后, 系统的动态特性会受到影响, 但系统仍可持续运行。因此, 变流器开路故障后, 不用像短路故障那样直接停机, 可以通过改变控制方式, 保证系统的持续运行。
3.直供电故障 篇三
如果在访问硬盘的过程中，突然访问到磁盘的坏道区域时，就可能导致计算机系统发生蓝屏故障;为此当我们碰到系统蓝屏故障时，应该先依次单击开始/程序/附件/系统工具/磁盘扫描命令，打开磁盘扫描对话框，然后选择当前访问磁盘所对应的分区符号，并对它执行磁盘扫描操作，
倘若发现目标硬盘的确有坏道存在的话，可以尝试在对磁盘分区时将坏道隐藏起来或分出去，然后将计算机的操作系统重新安装一遍，这样就能有效解决系统蓝屏故障了。当然，如果发现坏道出现在以前的C盘分区中的话，那么我们在重装操作系统时应该尝试将系统安装在其他分区中，例如可以考虑安装在D分区或E分区中，
2.供电不足引发蓝屏故障
如果移动硬盘的容量超过30个GB，而没有使用独立的电源进行供电的话，那么访问这样的移动硬盘时就比较容易出现蓝屏故障。当出现由于供电不足的原因而引发的蓝屏故障时，可以尝试使用移动硬盘的其他连接接口来与计算机相连;比方说，有的移动硬盘除了提供USB连接接口外，还为用户提供了功率消耗较小的PS/2接口，当我们使用USB接口连接移动硬盘而系统经常发生蓝屏故障时，就可以换用PS/2接口来连接移动硬盘。
4.直供电故障 篇四
关键词：主板,内存,供电电路,故障检测
1 主板内存插槽种类及供电电压
随着主板技术的发展,主板内存插槽常见以下几种:SDRAM内存插槽、DDR_Ⅰ内存插槽、DDR_Ⅱ内存插槽和DDR_Ⅲ内存插槽。其中,SDRAM内存插槽现已少见,而DDR_Ⅰ内存插槽在一些十年左右的老主板中还能见到。DDR_Ⅱ内存插槽和DDR_Ⅲ内存插槽是现在主板中常见的。主板内存供电一般需要两个电压:一个是内存工作所需的主供电电压,一个是传输数据时所需的上拉供电电压。主板内存插槽不同,供电电压也不同,见表1所示。
2 主板内存供电形式
SDRAM内存插槽,常见的是由ATX电源直接供电,只有少数高档的主板才采用独立供电。用万用表测量ATX电源的第一脚与SDRAM内存插槽3.3V供电脚,它们之间是相通的。对于DDR内存,一般采用独立供电。下文以DDR_Ⅱ为例,介绍内存供电电路的供电机制及维修检测方法。
2.1内存主供电供电形式
内存主供电主要采用两种供电形式,一种是由稳压源、比较器芯片和场效应管组成的调压式供电电路,另一种是由电源管理芯片、高低场效应管和电感组成的开关电源式供电电路。
2.1.1调压式供电电路工作原理
调压式供电电路的电路图如图1。
调压式供电电路的工作原理如下:
1) 开机瞬间,ATX电源供电,TL431与比较器得到供电,其中,TL431的K(1脚)、R(3脚)相连,产生恒定的2.5V,经过R2、R3串联分压,得到IN+(1.8V),此时,场效应管Q1未导通,IN-=VCC_DDR=0,因IN+> IN-,所以OUT电压上升,当升至高电平时,Q1导通,其导通程度随OUT的上升而扩大,当导通到VCC_DDR=1.8V时,IN+= IN-,OUT电压不再变化。
2) 当内存工作时,因后级消耗电能,VCC_DDR下降,IN-下降,IN+> IN-,OUT电压继续上升直到IN+= IN-,OUT电压不再变化。
3) 当内存由繁忙变成闲置时,后级消耗减少,Q1仍保持繁忙时的导通程度,VCC_DDR上升,因而IN-上升,则IN+< IN-,OUT电压下降,直至IN+= IN-。当OUT电压降至低电平时,Q1截止,仅由电容C1供电,VCC_DDR快速下降,降至IN+> IN-,OUT电压重新上升,重复步骤(1) 。
总之,该电路由R2、R3确定VCC_DDR电压,由比较器根据负载工作状态控制场效应管Q1的导通程度来达到稳定的VCC_DDR内存电压。
在该电路的基础上,可通过R2、R3阻值上的变化,得到不同的VCC_DDR内存工作电压,从而为不同的内存提供主供电。如:当得到的VCC_DDR为2.5V时,可作为DDR_Ⅰ内存的主供电,当得到的VCC_DDR为1.8V时,可作为DDR_Ⅱ内存的主供电,当得到的VCC_DDR为1.5V时,可作为DDR_Ⅲ内存的主供电。
2.1.2开关电源式供电电路工作原理
开关电源式供电电路的电路图如图2。
开关电源式供电电路的工作原理如下:
1) 开机,ATX电源供电,电源管理芯片IC1得到供电,由BOOT激励内部振荡器工作产生振荡,并放大反相得到一对互为反相的方波给UG和LG。
2) UG=H(高电平),LG=L(低电平)时,场效应管Q1导通,Q2截止,3.3V/5V经Q1流入A点,一方面为电感L1充电,另一方面产生PH反馈。
3) UG= L(低电平),LG= H(高电平),Q1截止,Q2导通,电感L1自感产生反向电动势,其负极经Q2接地形成回路,放电为后级供电。
4) Q1、Q2轮流通断,产生一个稳定电压为内存供电,同时经R1、R2分压反馈到FB,与芯片内固有的基准电压作比较,误差大时,芯片对震荡器脉宽进行调节,修正误差,以得到稳定的VCC_DDR内存电压。
3 内存供电电路故障检测
SDRAM内存插槽、DDR_Ⅰ内存插槽、DDR_Ⅱ内存插槽和DDR_Ⅲ内存插槽的内存主供电是否正常,可通过万用表测量各插槽的测量脚进行判断。各插槽的测量脚见表2。
3.1调压式供电电路的故障检测点
调压式供电电路中,容易损坏的元器件是:场效应管、滤波电容、比较器芯片(LM358、LM393或LM324等)、稳压源TL431、分压电阻R2和R3、调整电阻R4等。
3.2开关电源式供电电路的故障检测点
开关电源式供电电路中,容易损坏的元器件有电源管理芯片、场效应管、滤波电容、限流电阻等。其中场效应管、滤波电容、限流电阻是否损坏判断方法参见上文。
电源管理芯片损坏后,其输出端无电压信号输出,将无法控制场效应管工作。判断电源管理芯片好坏的方法是:首先测量芯片的供电脚有无5V或12V电压,如有,测量芯片的输出脚有无电压信号,如果无,则可判断电源管理芯片损坏。
参考文献
[1]张军.主板维修技能实训[M].北京:科学出版社,2012.
[2]熊巧玲,张军.电脑硬件芯片级维修从入门到精通[M].北京:科学出版社,2010.
5.有线电视传输网络供电故障分析 篇五
关键词：有线电视,传输网络,供电故障,分析
电视媒体作为人们休闲娱乐, 获取外界信息的一个重要渠道, 已经成为人们的日常生活中不可或缺的一部分, 有线电视传输网络的运行质量直接关系着电视信号传输与服务的质量, 一旦发生传输网络故障, 就会导致用户接收不到电视信号, 对用户造成影响。在有线电视传输网络故障中, 供电故障是发生几率较高的一种故障类型, 因此, 做好对有线电视传输网络供电故障的分析研究, 对于保障有线电视信号传输质量有着十分重要意义。
1 有线电视传输网络的主要供电故障问题
1.1 整个供电器负责辖区全部出现无信号现象。
当发现这一情况时, 首先要对供电器的电压、电流显示情况进行确认, 如未出现电压电流显示数据, 则需要及时对市电供应情况进行检查, 判断是否因市电供应异常导致故障发生, 排除市电供应异常可能后, 要对相关的电源开关、保险丝等部分进行检查, 判断是否因这些环节的缺陷问题导致故障现象的产生, 对缺陷零部件或装置进行及时更换, 如仍无电流及电压显示, 可以对供电器设备进行整个更换, 在以上措施均无法恢复正常信号传输情况下, 应联系地方供电部门派专业技术人员进行处理。此外, 如供电器发出报警, 应首先断开供电器的所有连接开关及负载, 看报警是否停止, 如未停止则表示主要故障发生在供电器设备自身方面, 可通过更换供电器予以解决。
1.2 供电辖区部分线路信号中断或间歇传输。
造成这一故障现象的主要原因包括三个方面, 首先是供电器220V电压不足所导致的故障问题, 如在故障检测中发现实测电压低于标准的电压值, 可初步判断为这一原因, 当供电器的市电供应压力不足时, 可能会使有线电视信号传输系统中的部分光接收机、放大器等设备工作状态受到影响, 甚至不能够正常工作, 也就造成了部分线路的信号中断或间歇传输的情况。通常供电器电压不足多发生于乡镇或农村地区, 由于这些地区用电高峰期分布有着明显的季节性特征, 在用电高峰季节常会出现应电网负荷加大导致供电电压一定程度的下降, 造成供电器输出电压低于有线电视信号传输系统设备运行的实际要求。要解决这一问题通常需要适当增加供电器的数量, 或采取在供电器设备的输入端装配电源自动稳压器的措施予以应对。
其次是由于传输电缆接触不良导致故障的出现, 传输电缆接触不良的情况会导致在系统的末端电压较大程度的下降, 在线缆相应的不良接触点后的放大器等设备将得不到满足其正常运行所需的电压及电流量, 造成信号中断与间歇。检查方法是在断开故障设备以后的所有负载的情况下, 分别测试不能正常工作的放大器输入与输出端的电压, 如输入端电压正常, 输出端电压较低, 则说明存在线缆接触不良, 之后依次检查向上一级的负载设备, 判断故障发生的位置, 在准确查明故障点后, 对相应线缆进行更换即可排除故障。
最后是电缆存在漏电问题导致故障, 电缆漏电问题会导致故障点后的负载设备及线缆电流量减少, 电压下降, 不能满足负载正常工作的需求。这一故障问题的检测基本方法与电缆接触不良的检测相似, 检查中主要的差异体现在电流相对要高于正常运行情况下的电流值, 漏电问题的发生多集中于地下管道电缆中, 一般情况下与水分侵蚀浸泡的影响有关。对此类故障的解决主要是准确找出故障元器件及电缆故障位置, 对故障元器件及电缆进行更换, 并要做好对地下电缆的防水保护, 通过杆路传输的则要在明确故障线路后, 进行修复或更换处理。
2 降低有线电视传输网络供电故障发生几率的建议
2.1 加快对多路供电器共用干线的改造。
有线电视传输网络建设过程中优势受到一系列条件因素的限制, 常常需要通过一个光接收机或一段干线来负责两个或多个片区的供电任务, 这种情况下, 一旦共用干线出现断电或设备故障问题就可能导致所服务的各个片区均出现信号中断的情况, 这也不利于控制传输网络故障的发生几率。因此, 建议采取可切换供电方向的过电二分配器对原有共用干线进行改造, 即在非主要供电器所在片区的干线放大器上装配该可切换过电二分配器, 在主要干线供电器运行正常的情况下, 仍由其进行各片区的统一供电, 一旦主要供电器发生故障, 或出现断电情况, 则可通过二分配器进行切换, 由其他非主要片区的供电器负责各关联片区的干线放大器供电, 保证信号传输的正常进行, 降低供电故障的影响范围。
2.2 注重对网络建设与施工环节的把控。
有线电视传输网络供电故障的发生与网络建设与施工质量也有着密切的联系, 如在建设施工阶段所选用线缆、设备材料等质量不合格, 线缆接头防水抗压能力较差, 施工操作不规范, 安装施工不到位, 对线缆关键环节的处理不当, 都会加大故障发生的几率。因此, 需要在传输网络建设与施工中加强把控力度, 严格检查所选购材料的质量, 避免劣质材料、元器件的应用, 并注意对电缆接头等关键环节防水性能、抗氧化性能的严格把关, 野外运行的放大器、分支器等设备的安装一定要严格按照施工规范进行, 并做好防雨箱等配套设施的安装施工, 从而实现对线路接触不良、设备故障等问题的有效防范。
2.3 广泛采用60V集中供电的模式。
在有线电视网络传输供电故障的调查分析中, 还发现220V供电器运行过程中出现供电故障的几率要远高于60V供电器的故障率, 因而可以在综合考量多方面因素的基础上, 有计划的对220V供电器进行改造, 通过选取供电可靠性高的线路处取电, 安装60V供电器负责对相应区域的集中供电, 并通过发挥60V集中供电稳压性能良好的优势, 降低电压波动等情况对于有线电视信号传输稳定性的影响, 减少供电故障发生的几率。在60V集中供电改造的过程中, 重点要注意对取电线路的选择, 既要求取电线路要具有一定的可靠性, 也要满足便于维护检修且尽可能靠近传输网络覆盖中心的要求。
2.4 认真做好用电器接地工作。
用电器接地主要包括系统接地、设备接地等内容, 一般是将长度为1.2米的热镀锌角钢打入地下, 并通过导线与放大器、供电器等设备稳固连接起来, 并要考虑土壤的条件, 根据需要决定是否添加降阻剂, 从而降低电源故障发生的几率。
3 结论
加强对供电故障问题的控制对于保障有线电视信号传输的稳定性与可靠性是极为重要的, 在实际工作中既要加强对已出现故障问题的准确诊断与处理能力, 还需要通过干线改造、规范施工、供电模式改造以及强化接地工作等措施来有效降低供电故障的发生几率, 全面保障有线电视传输网络的稳定运行。
参考文献
[1]潘劲勇, 贾振雷, 阮超豪.有线电视传输机房维护与管理的研究[J].中国传媒科技, 2013 (4) .
6.浅谈单相接地故障处理与供电安全 篇六
1. 接地故障的特征
(1) 当发生一相 (如A相) 不完全接地时, 即通过高电阻或电弧接地, 这时故障相的电压降低, 非故障相的电压升高, 它们均大于相电压, 但达不到线电压。电压互感器开口三角处的电压达到整定值, 电压继电器动作, 发出接地信号。
(2) 如果发生A相完全接地, 则故障相的电压降到零, 非故障相的电压升高到线电压。此时电压互感器开口三角处出现100V电压, 电压继电器动作, 发出接地信号。
(3) 电压互感器高压侧出现一相 (A相) 断线或熔断件熔断, 此时故障相的指示不为零, 这是由于此相电压表在二次回路中经互感器线圈和其他两相电压表形成串联回路, 出现比较小的电压指示, 但不是该相实际电压, 非故障相仍为相电压。互感器开口三角处会出现35V左右电压值, 并启动继电器, 发出接地信号。
(4) 由于系统中存在容性和感性元件, 特别是带有铁芯的铁磁电感元件, 在参数组合不匹配时会引起铁磁谐振, 并且继电器动作, 发出接地信号。
(5) 空载母线虚假接地现象。在母线空载运行时, 也可能出现三相电压不平衡, 并且发出接地信号, 但当送电后接地现象会自行消失。
2. 单相接地故障的处理
(1) 处理接地故障的步骤: (1) 发生单相接地故障后, 值班人员应马上关闭报警, 作好记录, 迅速报告当值调度和有关负责人员, 并按当值调度员的命令寻找接地故障, 但具体查找方法由现场值班员选择。 (2) 详细检查变电所内电气设备有无明显的故障迹象, 如果不能找出故障点, 再进行线路接地的寻找。 (3) 将母线分段运行, 并列运行的变压器分列运行, 以判定单相接地区域。 (4) 再拉开母线无功补偿电容器断路以及空载线路。对多电源线路, 应采取转移负荷, 改变供电方式来寻找接地故障点。 (5) 采用一拉一合的方式进行试拉寻找故障点, 当拉开某条线路, 断路器接地现象消失, 便可判断它为故障线路, 并马上汇报当值调度员听候处理, 同时对故障线路的断路器、隔离开关、穿墙套管等设备做进一步检查。
(2) 处理接地故障的要求: (1) 寻找和处理单相接地故障时, 应做好安全措施, 保证人身安全。当设备发生接地时, 一般人员在室内不得进入故障点4m以内范围, 在室外不得进入故障点8m以内范围, 进入上述范围的工作人员必须穿绝缘靴、戴绝缘手套、使用专用工具。 (2) 为了减小停电的范围和负面影响, 在寻找单相接地故障时, 应先试拉线路长、分支多、历次故障多和负荷轻以及用电性质次要的线路, 然后试拉线路短、负荷重、分支少、用电性质重要的线路。双电源用户可先调换电源再试拉, 专用线路应先行通知。若有关人员汇报某条线路上有故障迹象时, 可先试拉这条线路。
(3) 若电压互感器高压熔断件熔断, 不得用普通熔断件代替。必须用额定电流为0.5A装填有石英砂的瓷管熔断器, 这种熔断器有良好的灭弧性能和较大的断流容量, 具有限制短路电流的作用。
为了减少单相接地故障给电网运行带来的不良影响, 不仅要求值班人员熟悉有关运行规程, 了解设备的运行状况, 在实践中不断地总结经验, 提高处理问题的能力, 还要积极改善设备的运行条件, 及时消除设备缺陷, 保持设备的清洁, 提高设备的绝缘水平。同时, 还要加强配电线路的检修、维护管理, 提高配电线路检修人员的技术水平, 缩短查找处理接地故障的时间, 尽快恢复供电。
摘要：通过分析接地故障的特征, 找出了处理故障的方法并提出了处理接地故障的要求。
7.直供电故障 篇七
配网供电可靠性设备分为线路和变电两种类型,其中线路包括架空线路、电缆线路和柱上开关。变电类型可分为避雷器、互感器、继电保护、隔离开关等设备,另外还包括配电室和开闭所的熔断器、补偿装置等。
故障发生的各种诱因:设备出现外力性损坏、用电负荷过饱和、供电箱进水或漏油、变形、绝缘不良等。
责任原因:产品质量问题,检修、安装问题,运行处理以及技术人员在运行处理中的维护不当、人为过失,配网限电等问题。
2 故障类型
2.1 故障停电
2.1.1 线路故障
线路故障主要有:①由于跌落式熔断器受负荷电流大的冲击或接触出现问题,导致烧毁接触点;由于分合操作不当出现相间弧光短路。虽然这类故障造成的停电问题影响不大,但在停电比例中占大部分,因此,供电部门应引起高度重视,以免造成更多问题出现。②配电线路上的避雷器、保险瓷体、瓷绝缘子因为长期与空气接触,会产生灰尘、污垢;或是因为产品质量不合格,导致瓷体发生裂缝。这些原因都有可能导致产品的绝缘强度降低。因此,在遭遇风雨潮湿时,会产生闪电或放电现象,导致接地故障。③发生倒杆现象,包括暴风雨、洪水带来自然灾害或是配网技术人员平时缺少对杆塔的维护等,导致线路断线或拉线、断线,使杆塔倾斜。④接地可通过绝缘子绝缘击穿接地,还可以通过一相导线断落在大地上,使导线和树木接触,并通过树木来传输接地等方式实现。⑤导线短路的主要原因是外力破坏(树枝横落,铁丝,车撞电杆等因素),造成导线三相或两相间直接碰撞接触而不经负荷。⑥容易产生断线主要是因为外力破坏造成线路长期超过负荷,使接点接触不良;或是由于施工人员施工不当,使导线驰度过紧或拉断导线,当然天气变化也会有影响。
2.1.2 变电故障
变电故障主要有:①配电变压器常见故障主要有铁芯局部短路、绝缘损坏;线圈间短路、断线,对地击穿;分接开关触头灼伤或放电。②开闭所和配电室主要故障则出现在电缆的进线和出线上。这类故障往往是电缆中间的接头出现短路问题或是电缆的端头出现短路问题。③户内10kV少油或真空断路器有不能可靠开断、关合,三相不同期等问题。④电流互感器的故障主要是二次开路引起的故障,例如引线的接头出现松动、端子出现损坏等;由于受潮使绝缘性能出现下降导致其被击穿,出现故障。
2.2 系统和设备的常规性检修
对系统和设备进行常规性检修,这是电力部门每年必不可少的工作。虽然这项工作在一定程度上会对居民供电造成影响,但可以通过科学管理和巧妙规避,尽可能地降低因为常规性检修给居民供电带来的不便。
2.3 临时性检修
临时性停电检修和临时施工主要是处理树线和用户建房带来的故障问题。这些故障问题可通过加强管理、提前纳入计划停电处理和提前消除缺陷来解决。
2.4 限电
限电可分为系统电源不足限电和供电网限电。系统电源不足限电需要有关部门根据负荷增长需要、资金等因素统筹考虑和安排处理。供电网限电主要为主变过负荷限电,可通过实施增容改造来解决。
2.5 自然灾害影响供电
在现实生活中,一些自然灾害往往会对居民的供电造成很大的影响。例如雷电袭击、大风袭击、地震破坏等,这些强力破坏因素会给居民的供电系统造成毁灭性的巨大破坏。尽管我们无法躲避大自然的破坏,但相关供电部门可通过做好对大自然灾害的预测以及做好平时的预防工作,来减轻大自然灾害对居民供电造成的影响。这样一来,就算供电事故发生,相关电力维修部门也能及时地给予维修,减小损失。
3 提高供电可靠性的措施
3.1 组织管理措施
3.1.1 完善供电管理网络,加强制度建设
建立健全的供电可靠性管理体系,不断加大可靠性管理力度,把供电可靠性管理工作作为重要管理的对象,成立为居民可靠供电服务的专门领导小组。要加强相关人员可靠供电的意识,树立为民稳定供电的观念,做好相关人员的供电培训工作,使其高度重视供电工作,积极探究提高供电可靠性的行之有效的方法,并在日常管理工作中予以科学的贯彻和实施。每年要定期组织召开关于提高供电稳定可靠办法的相关分析会议,进行组织、指导、总结等,制订供电可靠性管理工作计划,保证做好供电可靠性管理。做好计划、季度分析、应对措施、年终总结等几方面的工作,同时制订《供电可靠性管理规定》,明确各部门在可靠性管理工作中的标准和职责,以更好地调动各部门管理人员的积极性,保证每年供电可靠性目标的实现。
3.1.2 加强可靠性专业的培训
做好统计分析和评价指标工作,认真贯彻新规定,是供电单位的重要工作。分析报告包括供电可靠性指标、故障停电、重复停电、计划检修、协调停电问题、分析故障原因、故障设备或电网调度、配网运行操作、检修等工作中存在的问题。
3.1.3 加强基础资料的完善和积累
为检修计划、编制运行方式和指定相关生产管理提供准确、详细的依据,也为电网可靠性评估计算提供依据。
3.1.4 加强可靠性管理
由于可靠性管理会涉及配电管理、新增用户送电方案审批、停电计划审核、计划外停电批准等各项工作,所以,各专业部门之间需要加强配合。项目要做到从源头抓起,提前了解项目停电需求,例如基建工程项目从立项抓起,用户工程项目从报装抓起,市政迁改项目从项目讨论抓起。及时审查施工方案,做到科学安排停电。
3.1.5 停电计划的周密性、合理性需加强管理
供电所这些基层单位进行生产计划停电时,一般都会坚持“先算后停”的原则,各种涉及供电可靠率指标的停电工作,全部由配电运行部门统一申报月停电计划,组织相关部门召开检修计划会,然后进行协调、合作,以“一线停电多处干活,一家申请多家帮助干活”,做到减少重复停电,缩短计划停电的时间,提高供电可靠性。某所每月通过召开的停电协调会这个平台对停电进行统筹协调,先算后停,落实年度停电计划,提高停电计划执行率。用户年平均停电时间由2010年的6.21 h降到2011年的1.68 h,同比下降72.9%,用户年平均停电次数0.319次/户。
3.1.6 电网建设需加强管理
通过电网建设、网架优化等手段可提高配网的可转供率。某所10 kV公用线路共137条,可以转供电线路127条,转功率92.7%.通过线路转供电,可减少停电范围,提高供电可靠性。
3.1.7 加强电力部门自我管理
电力部门为了做好现场竣工、现场要令,所有配电生产单位和抢修中心都会配备先进的通信工具和交通工具。
3.2 技术措施
3.2.1 加强配电网结构改造
缩小城区供电半径,在主要的供电干线上,多设置分段开关和环网开关站,从而使得分支成为高配电用户的熔断保护措施;实现手拉手的线路结构,尽可能地减小停电范围,避免给更多居民造成不便;实行线路的分段控制,尽可能地提升转供电能力。
3.2.2 加强线路设备运行管理工作
做好线路设备的运行巡视工作,建立详细的巡视记录,检查出的缺陷问题,应按轻重缓急进行安排,并逐步消除。对设备容易发热的部分进行编号建文档,有助于落实相关的管理责任。按季节性做好设备事故预防工作,在汛(暑)期全力做好设备防汛、防线路交叉跨越事故措施的落实工作,成立防汛抢险队,增加线路夜巡和雨前、雨后的重点巡视,对线路交叉跨越点进行测量。
3.2.3 提高停电检修合理性
加强停电的计划管理工作,实行综合停电,把线路、业扩、农网改造和变电等进行有机结合。
3.2.4 积极开展带电作业
带电作业就是对高压电气设备及设施进行不停电的作业。发展带电作业是提高供电可靠性的重要手段。带电作业具有很大的优越性,主要有:①保证不间断供电,提高经济效益;②联系手续简便,提高工作效率;③作业不受时间限制;④可以及时消除设备缺陷。因此,发展带电作业,也是确保供电可靠率99.99%的保证。某所大力推广带电作业,2011年共开展带电作业62次,减少停电时户数为5 220(时.户),多供电量为8.748 6×105 kW·h。
3.2.5 严把产品质量关,减少检修时间间隔
对于新建的变电站,其断路器要在信誉良好、产品质量过硬、稳定性好、可靠性高的厂家购买。这样能够减少对设备的维护和检修时间,降低人力成本。
对于10 kV出线开关来说,最好使用真空开关代替老式开关。在资金条件允许的情况下,工作中应避免使用老式开关和遮断容量明显偏小的开关。逐渐摒弃砖墙结构,积极使用开关柜和封闭式的电器。这样一来,能够最大限度地提高设备的安全性,保障其运行时的可靠稳定。在资金条件允许的情况下,应在地方单位慢慢推广使用带电检测装置,在最大程度上保障设备运作时技术人员的安全。
3.2.6 采用科学合理的环网接线和安全可靠的环网开关
在配电网的设计中,应该让配电线路能够实现自动化管理。这样一来,在故障发生时,配电网便能自动切断相关线路,将故障区域分离出来,而对于非故障区域,则进行恢复供电,并进行电表的抄录行为。至于配电导线,则要视具体情况而定。在开发区内,可以使用电缆。若是市区的其他部分条件允许,则也可以使用电缆,同时对绝缘导线的使用加以推广宣传。至于郊区等地,沿用架空导线方式仍能够满足需求。与此同时,在各地区要积极引导使用故障分析器,以便电力人员在故障发生时及时了解故障发生情况,并进行具有针对性的维修。
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