配电网故障恢复研究论文
对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10km2，区内110kV变电站一座，目前投入MVA变压器2台。110kV进线2回内桥接线，分别引自上级500kV变电站。出线为35kV10回、10kV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是： （1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。 （2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率。 （3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。 （4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。 （5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。 （6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能： 1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印； 2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电； 3) GIS地理信息系统功能； 4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能； 5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。2 对原配电网改造的主要内容2．1 变电站综合自动化改造 由于该110kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。2．2 部分用户变电室改造 由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。 在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择 改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。2．4 保护定值的调整 系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。2．5 其他 少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10km2，区内110kV变电站一座，目前投入MVA变压器2台。110kV进线2回内桥接线，分别引自上级500kV变电站。出线为35kV10回、10kV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是： （1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。 （2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率。 （3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。 （4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。 （5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。 （6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能： 1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印； 2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电； 3) GIS地理信息系统功能； 4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能； 5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。2 对原配电网改造的主要内容2．1 变电站综合自动化改造 由于该110kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。2．2 部分用户变电室改造 由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。 在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择 改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。2．4 保护定值的调整 系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。2．5 其他 少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10km2，区内110kV变电站一座，目前投入MVA变压器2台。110kV进线2回内桥接线，分别引自上级500kV变电站。出线为35kV10回、10kV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：另外,站长团上有产品团购,便宜有保证
10kV线路保护一般配备电流保护，主要是电流速断、限时电流速断，重合闸，有的还有低频减载，过负荷一般是告警。还有小电流接地选线装置。继电保护研究电力系统故障和危及安全运行的异常工况，以探讨其对策的反事故自动化措施。因在其发展过程中曾主要使用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（发电机、变压器、输电线路、母线等）使之免遭损害，所以简称继电保护。
副标题# 供电技术论文篇二 供电可靠性技术研究 摘要: 供电可靠性是衡量电力系统技术水平的一项重要内容，实现供电可靠性才能科学的发挥供电设备的最大潜力，以达到为用户提供优质的电力服务，实现供电系统的安全。由此可见加大对供电可靠性的研究，不断提高电力系统的供电技术水平就成为电力企业必须要认真对待的问题。本文对企业如何实现供电的可靠性做了详细的论述，并提出了针对性的措施。 关键词:电力系统;供电可靠性;技术措施 中图分类号：文献标识码：A 文章编号： 在电力系统中，供电可靠性一般用供电可靠率来进行考核，供电可靠率是指在统计时间内,对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值，由此可见，要提高供电可靠率就要尽量缩短用户的平均停电时间，以下笔者对电力系统如何提高供电可靠性提出了一些技术措施。 一、实现供电可靠性的重要意义 随着我国经济和社会科学技术的不断发展，使得变电运行系统的可靠性越来越重要，供电可靠性用户直接相连，由于变电运行系统多采用辐射式的网状结构，因此对独立的故障非常敏感，对用电客户的电力供应可靠性的影响也是最大的，直接关系着国民经济的发展。对变电运行供电系统的可靠性进行研究是供用电质量的保证，同时也是实现电力工业现代化发展的有力抓手，对完善和改进我国电力工业技术与管理，提高其经济效益与社会效益以及进行电力运行网络建设和改造意义重大而深远。在当前市场经济环境下，供电的可靠性是电力生产企业保证自身经济发展的基础，也是电力企业必须实现的技术指标，它已经成为电力企业管理的一项重要内容。 二、实现供电可靠性的有效措施 (一)提高供电可靠性的技术措施 1、加大检修力度 加快实现现代化的电网改造是提高供电可靠性的关键,这就要求我们在电网改造方面加大改进力度。电网改造离不开科技的运用，为了提高供电可靠性，要推广状态检修,通过在线监测及红外测温等科学手段按实际需要进行停电检修。在保证安全的情况下大力开展带电作业的研究,减少设备停电时间。还要采用免维护或少维护设备,延长设备检修周期，并根据实际情况改变设备到期必修的惯例。 2、实现配电网络保护自动化 开展配电网络保护自动化工作,实现故障区段隔离、诊断及恢复、网络的过负荷监测、实时调整和变更电网运行方式和负荷的转移等来减少停电频率。加快对旧站进行综合自动化改造，积极开展配电线路自动化的研究工作，通过研究配电网结线主要模式,根据实际情况制定符合且满足配电自动化要求的改造方案并逐步实施。 3、加强配电线路的绝缘性 安排供电主要设备的停电时对供电可靠率的影响中架空线路占很大的比例，所以提高线路的绝缘性对供电可靠性的提高有明显的作用。可以利用电力电缆供电容量大、占路径小及故障率低的特点,不断加大铺设的电缆条数,对新建的线路也尽可能使用电缆。对因地理因素而条件不足的线路,建议将裸导线更换为绝缘导线,以提高抵御自然灾害的能力。 4、加大检修的灵活性 在配电检修中，应尝试将每年单一性的配电设备检修计划改为根据设备的具体技术状况及实际运行存在的缺陷的多少及其严重性进行状态检修，对是否进行配电网施工作业进行灵活处理。可以通过改良接线,保证线路以灵活方式和适当负荷水平运行,特别是多用户的线路。 5、完善低压网及台区的改造 低压网的改造应逐步用低压电缆取代原来的接户线,以解决因用户负荷增加而进线容量不足引起的故障。另外还要完善台区的改造，升高台架避免由用户引起的事故性停电。在台区改造时要严格按照设计标准实行规划改造并分步实施，并且要加强与城建规划和市政建设的协调配合做好宣传工作,以解决实际工作中存在的问题，加大低压台区改造的力度。 6、加大巡查力度 加强配网维护与巡查工作,特别是在多用户和常发故障的线路,发现缺陷要及时处理,不断提高设备完好水平。另外，还要做好预防事故及事后的抢修工作。 (二) 提高供电可靠性的组织措施 1、分解指标超前预测 在组织措施上要实行指标的分解,找出影响供电可靠率的直接原因，还要编制具体的可靠性指标滚动计划,对可靠性指标进行超前控制。 2、加强计划停电的管理 要加强计划和临时停电的管理，尽量缩短停电时间,加强协调配合及进行其他改革。统筹安排计划停电,使输、变、配电施工一条龙同时进行。还要利用事故处理的机会进行预接开关或其他设备的检修工作，达到一次停电多方维护。 3、制定管理考核方法 制定具体的供电可靠性管理考核方法，完善事故处理等相关制度,使供电可靠性管理工作日趋完善,尽量减少停电时间,提高供电可靠性。 4、加强基础资料的管理 对基础资料的收集和整理及对基础资料的完善有助于准确统计出供电可靠率,从而找出影响供电可靠性的主要原因而及时进行改善。 (三)提高供电设备使用质量的措施 1、采用新产品不断提高设备的运行可靠性 采用高质量免维护的六氟化硫和真空断路器、微机保护等优良产品来提高设备运行的可靠性。近几年来线路继电保护装置全部更换为微机保护装置，电出线也更换为微机保护装置。采用优质的设备能大大减少停电机会,减少因设备原因而造成的停电次数,能够有效地提高运行可靠性。 2、做好运行维护工作提高设备健康水平 电力系统的各种电气设备和输配电线路以及保护装置都有可能会因发生故障而影响系统的正常运行，对用户的正常供电产生很大影响。在提高设备的健康运行水平方面,做好预防工作和事故预想是保证设备安全运行减少设备故障的有效方法，运行人员加强巡视维护质量可以及时发现或消除设备隐患,提高供电可靠性。 (四)缩短停电时间提前做好设备停送电准备工作 供电可靠性承包方案规定停电期间的工作票准备和停送电操作所占用的时间,为变电所值班人员的承包时间。对计划内或非计划内的停送电工作,运行人员积极与施工部门配合提前做好准备工作。 1、加强两票准备工作 为缩短填写操作票时间和保证在操作完成后办理许可工作手续,变电所在停电工作前一天接到调度下达停电工作计划命令后,所长或当值值班长要与施工单位调度联系,由签发人签发好第二天的工作票,前一天晚上当班运行人员必须准备好第二天停、送电全部操作票及许可工作票。每一次操作前当班都要将安全工具、标示牌等放置在准备使用的地点以备待用。当调度下令后即可立刻执行操作任务,这样既加快了速度,也缩短了许可工作时间。 2、 及时了解现场工作进度 值班人员应随时了解现场工作进度,提前做好送电准备工作。一旦现场工作提前结束应做到随时能恢复送电操作。工作票、操作票处理工作除交接班时间以外,能在本班完成的尽量完成,不能无故推延到下一班。接班人员接班后根据接班情况,应及时安排本班的工作任务,发现问题要以现场工作为主,及时解决不得推逶。 3、实行双重监护制安全按时完成工作任务 为了在规定时间内按时完成工作任务又能保证供电安全,对各变电所可以实行所长或值长与监护人双重监护制。操作时所长或值长与操作监护人共同监督其操作,操作结束后站长或值长与监护人分工布置现场安全措施和调度报告，采用这种管理办法后,有效地压缩了操作时间,也缩短了工作票许可时间。 结 语 供电系统的可靠性是衡量供电系统对用户持续供电能力的有效量度。电力可靠性管理是电力系统和设备的全面质量管理和全过程的安全管理,是适合现代化电力行业特点的科学管理方法之一,也是电力工业现代化管理的一个重要组成部分，所以在具体实践中要对供电可靠性进行系统的研究和高度的重视。 参考文献 [1] 范明天,刘思革,张祖平,周孝信.城市供电应急管理研究与展望[J]. 电网技术. 2007(10) [2] 邱丽萍,范明天.城市电网最大供电能力评价算法[J]. 电网技术. 2006(09) 看了“供电技术论文”的人还看： 1. 电力方面专业技术论文 2. 电力技术论文范文 3. 浅谈电力技术论文 4. 电力专业技术论文 5. 有关电力行业技术论文
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配电网故障研究的历史可以追溯到电力行业的起源。当电力开始被广泛使用时，发现了许多与其相关的问题和故障，比如断路器的跳闸、电线故障等等。因此，电力公司开始进行研究和改进，以提高供电的可靠性和安全性。20世纪初，随着高压变电设备和输电线路的发展，配电网故障和安全问题更加突出。此时开始出现了对配电网损失进行评估的方法，例如故障树分析、FMEA 等方法被用于评估电力系统在故障情况下的损失。这些方法都通过对配电网故障原因的分析，提供了一些很好的解决方案。20世纪70年代以后，电力工业开始应用计算机技术来进行故障分析和预测。这些程序能够模拟配电网的运行情况，识别可能的故障点，并预测电网发生故障的概率。这些方法也被用于制定预防策略，提高配电网的可靠性。近年来，随着智能电网的兴起，大数据技术也逐渐应用于配电网故障研究中。通过对配电网的实时监控和数据分析，可以更加准确地识别故障点，并及时采取措施防止电网故障的发生。总的来说，配电网故障研究是一个不断发展的领域，通过不断地研究和改进，可以为我们提供更加安全、可靠的电力服务。
降低线损的措施1 进行有效监督考核，确保三相负荷的平衡调整三相负载使之平衡，这是不要增加投资的降损措施。把单相用户均衡地接在A、B、C三相上，减少中性线电流，降低损耗的目的便可达到。同时，为确保效果明显，要注意减少单相负载接户线的总长度，为了防止事故性“相偏”，也可以装设三相断相保护器，当任一相断电时，能立即切断电源以消除三相不平衡。目前，农电管理已实现“四到户”管理，我们应充分利用这一优势，加强对三相负荷的均衡分配管理。为强化这方面的管理，垦利县公司已实行了单相指标考核管理等措施，收到了良好效果，2005年低压线损率为，比2004年降低了个百分点。所谓单项指标考核就是将台区低压线损指标、三相不平衡率指标等作为月度、季度监督检查和考核内容，实行公司对所、所对组、组对台区管理责任人的量化考核，提高了各级人员的责任心，达到预期指标水平。2 加强高压配电线路补偿和管理措施通过功率因数调整电费等措施，提高大用户自动投切无功设备的积极性。完善无功管理办法，加强监督检查，减少用户向网上输送无功。采取线路集中或分段补偿措施。由于线路损耗增加主要是无功导致线路电流增大的结果，所以在补偿时应尽可能靠近负荷中心。线路上的负荷并不是集中在一点，因此我们宜采取分段梯级补偿。补偿容量的确定一般应按照电容补偿的优化运行方式进行选择和校验修正。对于配电网来说，补偿前的功率因数cosφ1= P/(P2 + Q2)1/2补偿后的功率因数cosφ2 = P/(P2 + (Q - QC2))1/2式中 P——电网输送的有功功率，电容补偿前后有功功率是不变化的（kW）；Q——补偿前电网的感性无功功率（kvar）；QC——补偿电容的容量（kvar）。当Q = QC时 ，cosφ2 = 1。cosφ2 = 1是一种理想状态，现实中，我们在进行无功优化设计时，应尽量使补偿效果趋向于最优。3 采取多种形式进行低压补偿基本有三种常见的方式：在配变低压侧母线集中安装电容器进行补偿；在低压线路中间点或负荷集中点集中安装电容器进行补偿；对电动机进行就地补偿（随机补偿）。分析农村用电规律可知，一般白天用电少，前半夜高峰，后半夜基本没有负荷。分析三种方式的技术可行性可知：在配变低压侧统一进行补偿，可能后半夜过补偿；且该种方式对低压降损作用极小。在低压线路上补偿，存在诸多难题，一是安装在杆上既不方便，又不美观，其通断控制用闸刀使用不方便，用小型接触器要耗电；二是电容器放电问题难解决，可能危及线路工作人员人身安全。对电动机就地补偿，简单易行，无功就地平衡，有最佳的降损效果，不过可能会过补偿；对动力用户有好处，用户有积极性；对低压降损作用大，电工有积极性。因此应首先考虑电动机就地补偿方式。注意使用随机补偿既能在动力负荷最大时投入全部补偿设备，又不过补偿。过去一般高速电机补偿电容值Q = ～（P为电动机有功功率），但此值偏低，应采用～，理由是：农村电机多与农副加工机械配套，负载偏重；针对低压线路（线路电感、用户日光灯等）进行无功补偿存在诸多困难，而电机就地补偿容量可选择大一点，则当电机轻载时有余量对线路补偿。实践也证明取～，长期运行不会对电动机造成绝缘损害。尽管随机补偿是重点考虑的补偿方式，但也要注意与其它补偿方式的相互配合和互为补充，随器补偿是随机补偿的另一重要方式。但此方式对容量的考虑一定要适当，如按高峰负荷期确定补偿值，必然会在大部分时间里出现过补偿，不仅不能起到降损节能的作用，还有可能起到相反作用。根据经验，认为随器补偿应以配变容量的6%～8%选择电容器容量效果较好，因为这大约相当于配电变压器空载时的无功功率。农村配电变压器在大部分时间里属轻负荷期，这样恰好对空载无功进行了就地平衡，而又不因用电谷底时过补偿向网上输送无功导致负面作用。这一容量选择的思路就是：配电变压器空载无功由随器补偿电容器平衡，而线路或用户电机的无功则通过随机或分片补偿解决，几种方式相互兼顾，各有侧重。
配电管理存在问题论文
1目前低压配电管理中存在的问题
技术方面存在的问题
这些问题主要体现为以下几点：
①低压线损较高；
②设备落后，老化；
③电表难以防窃电功能不强；
④三相负荷不均衡。
管理方面存在的问题
在管理方面主要存在以下问题：
①线损工作不达标；
②线路和设备维护和保养不够；
③对违章用电和窃电现象管理不力。
随着我国经济日益快速发展，城乡用电量日益增大，这对我们的低压配电管理工作提出了更高的要求。笔者根据在工作中多年的实践经验提出一套低压配电管理思路，下面分别从三个方面来对此问题展开论述。
2低压配电管理措施
进行科学管理
要达到科学管理的目的，需要从以下几个方面着手：
建立科学合理的管理制度。建立合理的低压配电管理体系，可以对电网中涉及的各所各站进行统一管理。同时还要明确划分管理人员职责，将职责落实到位，确保低压配电管理有章可循，有法可依。
建立定期抄表制度，实行动态抄表管理，定期和不定期地按线路同步查抄计量总表和分表。
严防窃电行为，加强用电监督。作为基层电网的工作人员，要遵守用电制度，并以制度为依据，加强宣传，倡导广大用户文明用电，依法用电。
保护供电设备的正常运行，对用电量要详细检测，详细记录，严防窃电和违规用电行为的发生，对已经发生的，要严厉制裁。
加强需求侧管理，正确指导客户用电设备的运行维护管理，确保经济运行。重视低压配电变压器的经济运行，对于季节性或临时性的配电变压器，在投运前应根据配电变压器的容量接入相应数量的负荷，以此保证变压器的负载率最合理，效率最高，能耗最小。
城镇“标准化”改造
当前，我们市正在进行县城电网改造工程，这为我们降低线损工作提供了一个难得的机遇，低压改造同时也是电网改造效益的最直接体现。通过电网改造需要达到以下几个目的:一是掌握本所所辖电网中的电能损失规律；二是查找技术线损与管理线损的组成比例，为日后的实际工作和策划管理提供理论依据和数据支持；三是检测电力网络的漏洞，确定工作今后电网改造的重点；四是找出电力网运行存在的问题，制定最佳运行方案，使得降损措施具有针对性；五是查找出线损升、降的原因，制订出大致的工作方向。
规范抄表管理，更换新型电表
要淘汰旧式电能表，转而采用误差小、超载能力强、抗倾斜、防窃电、可实现抄表自动化管理的新型电能表。推广应用集中抄表系统，实现大用户和居民用户远程抄表。
3低压配电网建设
技术要点
低压配电网宜采用安放有低压配电柜的低压配电室为中心的放射状结构。在各个变压器之间可以设置漏电保护装置、熔断器、低压断路器等，这些设备可以保护低压配电线路在出现故障后依然可以向用户正常供电。
配电设备建议采用低压配电室或户外配电箱的形式来进行，并将各用户的计量表计、计量表进线侧开关及漏电保护器等集中装设其中。
对进、下户线方式进行标准的统一，如下户线采用特制电力线，与用户进户线相区别，下户线与分支线采用压接方式，下户线集中进低压分线盒或直接进配电室和配电箱中的分线盒。
对于低压补偿配置，需要采用固定与分散补偿相结合的方式，对损失的低压电容进行补偿。
综合分析
集中接线的好处显而易见，由于支线减少，接头集中，便于电力维修和管理人员进行维护，大大增强了用电的安全性。同时这种形式也可以使得各个支线均匀的负担电荷，对负荷分配进行调整比较便利，可根据负荷情况进行调整，使三相负荷尽量平衡，避免了有些线路负荷过大，而有些线路负荷不够，造成资源浪费甚至是安全事故。
使用低压配电柜或者是户外配电柜，目的都是为了对计量装置进行统一管理，对基层的电力管理人员来说，可以方便的抄表和维护，节省了时间，提高了效率。同时还可以有机会推广应用集中抄表系统，实现大用户和居民用户远程抄表。
4配电管理系统(DMS)
概述
配电管理系统是一个涉及供电企业运行管理、设备管理、用户服务等各个方面的计算机网络系统。以配电自动化实时环境、地理信息系统、综合性数据库系统等为基础，组成多个相对独立的应用功能子系统，包括配网自动化（DA）、配电工作管理（DWM）、故障投诉管理（TCM）、自动作图(AM)和设备管理(FM)、负荷管理（LM）、配网分析系统（DAS）等。以实现配电网的管理自动化，优化配网运行、提高供电可靠性、为用户提供优质服务。
在一些工业发达国家,(DMS)受到了广泛的重视，它被定义为一种可使配电企业在运行时以实时方式监视、协调和操作配电设备的自动化系统。我国的配电自动化也已大大发展，主要标志有：
①主机系统已由八位机发展到十六位机；
②系统的功能已由配电网实时数据采集与监控(SCADA)系统向开发实用功能递进；
③一次和二次设备的精确度和可靠性提高实现了变电站无人值班；
④组织管理体制更适于电力市场。
配电管理系统的功能
配电管理系统（DMS）具有相当强大的功能，以下我们分别这些功能作一个简单的介绍
①配电自动化DA。实现配网的运行、监控、故障诊断、故障隔离与网络重构决策。
②负荷管理LM。提供大用户负荷采集、控制功能。
③故障投诉管理TCM。投诉电话处理、故障定位与恢复供电。
④配网分析系统DAS。网络建模与网络拓朴、状态估计、配网潮流、网损与压降分析、短路电流、电压/无功控制、负荷预测等
⑤配电工作管理DWM。配网运行工作、统计报表管理；配电设计、施工、检修管理。
⑥图纸管理AM/FM/GIS配电图纸管理系统是基于地理信息系统(GIS)的自动作图(AM)和设备管理(FM)系统。它把标明有各种电力设备和线路的街道地理位置作为配电网管理和维修电力设备以及寻找和排除设备故障的`有力工具。
转大体上，DMS的高级应用软件主要分为三个层次来开发：
①基本应用软件(网络拓扑、状态估计、潮流计算等)；
②派生应用软件(如变电站负荷分配、馈线负荷分配、按相平衡负荷)；
③专门应用软件(如小区负荷预报、投诉电话热线处理、变压器设备管理等)。
总之，DMS是一个蓬勃发展的新领域，是电力系统综合自动化不可缺少的组成部分。它对于电力系统安全、稳定、经济运行具有极其重要的作用，是电力系统的一个重要发展方向。在实施配电管理系统的过程中，应注意下列问题：
①做好配电网络一次系统的规划和配电系统的规划，按照因地制宜的原则选择实施方案；
②从信息化的角度统一考虑等，尽量采用计算机网络技术，做到信息资源共享；
③加强配电自动化的通信技术，设备的开发及规约的规范化；
④注重配网应用软件自身的特点和要求。
5结束语
低压配电管理涉及到多方面的问题，我们需要根据实际情况，采用先进的计算机技术和管理理念并结合实际经验，来不断的完善管理，提高低压配电管理的水平，为国家，为社会，为电力，为人民创造更多的社会价值。
对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10km2，区内110kV变电站一座，目前投入MVA变压器2台。110kV进线2回内桥接线，分别引自上级500kV变电站。出线为35kV10回、10kV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是： （1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。 （2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率。 （3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。 （4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。 （5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。 （6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能： 1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印； 2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电； 3) GIS地理信息系统功能； 4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能； 5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。2 对原配电网改造的主要内容2．1 变电站综合自动化改造 由于该110kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。2．2 部分用户变电室改造 由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。 在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择 改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。2．4 保护定值的调整 系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。2．5 其他 少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10km2，区内110kV变电站一座，目前投入MVA变压器2台。110kV进线2回内桥接线，分别引自上级500kV变电站。出线为35kV10回、10kV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是： （1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。 （2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率。 （3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。 （4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。 （5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。 （6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能： 1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印； 2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电； 3) GIS地理信息系统功能； 4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能； 5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。2 对原配电网改造的主要内容2．1 变电站综合自动化改造 由于该110kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。2．2 部分用户变电室改造 由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。 在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择 改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。2．4 保护定值的调整 系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。2．5 其他 少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10km2，区内110kV变电站一座，目前投入MVA变压器2台。110kV进线2回内桥接线，分别引自上级500kV变电站。出线为35kV10回、10kV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：另外,站长团上有产品团购,便宜有保证
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利用尾气分析发动机的故障有一辆1995年生产的尼桑蓝鸟轿车，故障现象是冷车时挂挡后踩油门有轻微的冲击，怠速不良，做过许多检查和修理，始终不能解决问题。该车最初进厂修理是因为冲洗发动机后不能着车，拖进厂后检查发现点火系统进水，进行请洁干燥之后重新装复，车虽然着了，但是怠速有些不稳。经过检查发现高压线有漏电现象，分火头和分电器盖也有些烧蚀。征得用户同意后对上述部件进行了更换，发动机故障基本排除，但用户反映车不好用，冷车挂档后踩油门有轻微的冲击。虽然故障现象非常不明显，但用户执意要求检修，并声称如果问题不能解决，就要把前面的修理费用免掉。我接到这辆车时正是热车，由于一时不能验证故障现象，便先根据用户描述的情况进行分析，认为故障可能出在油路上。随后在热车状态下进行无负荷测试尾气，测试结果如下：怠速时HC为275ppm(标准值为220ppm)，CO为％(标准值为％)；高怠速时HC为120—150ppm，CO为％一％(该厂仅有一台两气废气分析仪)。测量气缸压力，各缸压力正常。进行气缸功率平衡测试，各缸工作都正常。进行断缸测试，各缸HC和CO值变化都一样。从上面的数据当中是否可以发现问题呢7当然可以。尽管两气尾气分析仪本身没有数据分析和混合比浓度测试的功能(一般四气尾气分析仪可以通过CO，、O2以及过量空气系数入直接看出混合比浓度)，但通过数据可以看出，这辆车的尾气排放偏低，对于没有安装氧传感器和三元催化器的车辆来说是太低了。CO含量高一般是因为混合比偏浓，而CO含量太低的一个主要原因是混合比偏稀。根据这个思路，我将该车的尾气调高，将CO调到，HC调到200ppm。当车完全冷却后再次进行检测，尾气排放没有超标，原来的故障现象也彻底消失了。各系统故障的方法，其目的是对发动机的燃烧状况进行综合评价。尾气分析的主要内容有混合气空燃比、点火正时及催化转化器转化效率等，主要的分析参数有CO、HC、CO2，和O2等的含量，还有空燃比(A／F)或过量空气系数入。尾气分析的项目如表1所示。二、尾气分析的基本规则HC和O2的读数高，是由点火系统不良或混合气过稀失火引起的。当测试的CO、HC值高，而C02、02值低时，表明发动机工作混合气很浓。如果燃烧室中没有足够的氧气保证正常燃烧，通常情况下，CO2的读数和CO的读数相反。燃烧越完全，CO2的读数就越高，其最大值在％—％之间，此时CO的读数应该等于或接近于的读数是最有用的诊断数据之—，02的读数和其它3个读数一起，能帮助找出故障诊断的难点。通常，装有催化转化器的汽车，O2的读数应该是％—％，说明发动机燃烧很好，只有少量未燃烧的02通过气缸排出。如果02的读数小于％，则说明混合气太浓，不利于燃烧。如果02的读数超过2％，则说明混合气太稀。利用功率平衡试验(根据制造厂的使用说明)和四气尾气分析仪的读数，可以看出每个缸的工作状况。如果每个缸C0和C02的读数都下降，HC和C02的读数都上升，且上升和下降的量都一样，则证明每个缸都工作正常。如果只有一个缸的变化很小，其它缸都一样，则表明这个缸点火或燃烧不正常。一个调整好的闭环控制电控汽车的尾气排放中，HC的含量大约为55~100ppm，CO应低于％，O2为％~％，C02为％~％。汽车尾气测试值与系统故障的判断分析如表2所示。三、几种常见的气分析仪汽车尾气分析仪有两气、四气和五气等多种类型，下面分别进行介绍。两气尾气分析仪两气尾气分析仪是用来测量汽车尾气排放中C0和HC的体积分数的。但是，如果一辆车的排气管或尾气分析仪的测量管路有泄漏，那么所检测到的就是被外部空气稀释了的尾气，C0和HC的测量值将降低，自然就不能反映尾气的真实含量。目前国内所用的两气尾气分析仪大多都不具有检查自身泄漏的功能，因此即使用两气尾气分析仪测量车辆尾气，也不能真实地反映出发动机的故障来。2．四气尾气分析仪随着装有三元催化转化器和电子控制系统汽车的增多，汽车的排放标准也更加严格，因此需要更精确地测量尾气并诊断车辆排放超标的原因。四气尾气分析仪不仅具备两气尾气分析仪的所有功能，而且还能进行故障诊断和分析，它除了能测量C0和HC外，还能测量C02和02、发动机油温、转速等，以及计算过量空气系数入和空燃比A/F等。所以四气尾气分析仪不仅可作为环保检测仪器使用，作为发动机故障检测分析的诊断工具也非常有用。对于几种尾气的分析，前面我们已经做过阐述，在这里只对过星空气系数入进行简要的说明。过星空气系数入可以直观地告诉我们空燃比的情况，从理论上讲，混合气的过星空气系数入＝1最为标准，但实际上不可能没有变化，所以一般情况下入被设计为—(有些车有具体说明)，可以看成是理想的匹配。若入大于该值，说明空燃比过大，混合气过稀；若入小于该值，则为空燃比过小，混合气过浓。四气尾气分析仪还可提供发动机转速(RPM)和发动机温度(TEMP)参数，作为故障诊断时的参考数据o五气尾气分析仪当C0和HC降低时，可能会引起尾气中的N0x浓度升高，若要监测N0x的浓度，就得使用五气尾气分析仪。而且，N0x常常是在高温大负荷的情况下产生的，若没有底盘测功机，就只能靠路试去测量。四、几个应用实例一辆捷达轿车，装备ATK新2气门发动机，配有三元催化转换器。用户反映该车发动机工作不稳，测量尾气排放严重超标。捷达新2气门ATK发动机采用电子控制多点顺序燃油喷射管理系统，该系统是一个集喷油、点火、怠速、爆震、空调、自我诊断及陂行回家等功能于一体的闭环集中控制系统。根据该车故障现象，首先检查火花塞，发现火花塞间隙偏大，更换新件后，尾气排放情况略有好转，但未得到明显改善。连接故障诊断仪V．A．G1552对发动机电控系统进行检测，调出1个故障码(氧传感器)。按故障码的提示，检查氧传感器至发动机电脑的连接线束，未发现短路、断路情况，于是将氧传感器更换。随后试车，继续测量尾气，尾气排放指标依然偏高，但发动机电控系统已无故障显示。用燃油压力表测量喷射系统压力，发动机怠速时油压为250kPa，急加速时为300kPa；关闭点火开关10min后，系统保持压力为200kPa，以上各项数据均正常。接下来拆下喷油嘴进行超声波清洗，测量其电阻值为15Ω，也符合标准。连接压力机，观察喷油嘴雾化状态良好，检查喷油嘴连接线束，也无短路、断路情况。继续检查点火系统，用万用表测量点火线圈、高压线电阻均正常。将发动机恢复后试车，故障依旧。用V．A．G1552查寻故障存储，仍没有故障码出现。在读取测量数据时，观察到氧传感器信号电压在—之间变动，属正常；进气压力传感器的数据也符合标准。于是怀疑三元催化转换器有问题，将其更换后试车，尾气排放依然超标。检查配气相位，正时标记正确；怀疑汽油质量有问题，清洗油箱及管路并更换优质汽油后，情况丝毫不见好转。经仔细观察发现：如果起动发动机后怠速运转而不进行路试，尾气排放基本合格；路试约2km后尾气排放指标升高；若每次起动间隔时间超过30min，怠速测量基本合格。根据上述情况，决定更换发动机电脑，但将电脑更换了也无济于事。其它部分是否存在问题呢?于是抱着试试看的想法，拆下排气歧管进行检查，并与新的排气歧管进行比较，发现该车氧传感器的排气取样孔偏小。换上新的排气歧管进行尾气检测，各项指标显著降低。对该车进行路试，尾气排放依然合格。恢复该车所换的其它配件，继续试车，尾气排放始终未超标。由此可以断定，故障部位就在氧传感器排气取样孔。由于从气缸内排出的废气处于高速流动状态，行至氧传感器取样孔处时形成涡流，导致排出的废气不能及时在此处更新，使氧传感器不能准确地向发动机电脑反馈同步信号，造成发动机电脑不能根据实际工况对喷油脉宽进行正确修正，最终出现发动机工作异常，尾气排放严重超标的故障。有一个时期，曾有一批车出现过此类故障，都是由于进行尾气改造后，氧传感器取样孔打得不合适，导致氧传感器不能有效采集尾气，造成信号失准。一辆装备5S—FE发动机的丰田佳美轿车，发动机怠速不稳，经常熄火。该车采用TCCS发动机电子控制系统。首先调取故障代码，仪表板上的发动机故障指示灯显示为正常代码。用四气尾气分析仪进行检测，仪器显示的检测结果如表3所示。由检测结果可以看出：HC和02都较高，这是空燃比失衡的一个重要特征；C0值较低，而C02在峰值，这说明可燃混合气已充分燃烧，点火系统应该不会有什么问题；入值较高。综合分析表明，该发动机工作时的混合气偏稀，因此应从进气系统和供油系统着手进行故障检查。对车辆进行检测：真空管无漏气、错插现象；PCV阀密封良好，机油尺插口良好。起动发动机，将化油器清洗剂喷在进气管垫和EGR阀周围，发现随着转速上升，怠速逐渐稳定。取下EGR阀，发现针阀周围有少量积碳，EGR阀通道上有很多积碳，针阀不能落入阀座，致使进气歧管的混合气被废气稀释，从而怠速不稳，发动机容易熄火。对EGR阀进行彻底清洗，并换上新垫，起动发动机，一切恢复正常。再次用尾气分析仪进行检测，结果如表4所示，所有数据都在标准范围之内，故障排除。从这个故障诊断实例可以看出，在对有故障的车辆做完必要的常规检查之后，使用尾气分析仪可以很快发现故障的本质原因，缩小检修范围。一辆广东三星6510汽车，套装97款克菜斯勒道奇3．3L发动机，行驶里程为140000km。故障现象：挂档轻加油门至1200r／min时有时熄火，不熄火时怠速降至400—500r／min甚至更低；急加油门没有任何故障，熄火后起动容易。故障分析：试车过程中，没有明显的断油或断火的感觉，但总感觉进入的空气量不够用。经检查，怠速系统没有任何故障，怠速马达在其它修理厂进行过替换试验，没有问题；节气门体也进行过更换试验，没有问题；用额外补充进气量的办法(断开一个节气门体后面的真空管)，同样没有解决任何问题。原地不挂档加油门试验，无论怎样试验均没有任何故障征兆，发动机转速从1200r／min到800r／min下降非常平稳。怀疑是进气压力传感器有故障，有可能缓加油门时不能很好地感知进气量，所以使用检测仪的数据流功能，对各个数据进行实时观察，没发现有错误的数据流，MAP数值正常。对供油系统和点火系统进行仔细检查和测量，均没有发现任何故障。到现在为止应该说仅是凭经验感觉一点故障线索，那就是感觉好像进气量太少。既然怀疑是因为进气量太少造成的故障，那么通过尾气检测一定可以发现一些线索，所以对尾气进行了测量，怠速时的检测结果如表5所示。通过测量结果我们可以发现，混合气偏稀(入大于)，燃烧比较好 (CO2较高，接近于15％)。通过上面的分析，可以间接证明该车进气或者供油系统有故障。为了检验这一分析，将所有影响进气量或感知进气量的元件一一列出，采取逐步分析排除的办法确定故障元件。这些元件有：怠速马达、节气门体及其传感器、MAP传感器、EGR阀。前几种元件已经检验和试验过， 目前只剩下EGR阀没进行过检验。EGR排气再循环阀的功用是在发动机工作过程中，将一部分废气引到吸入的新鲜空气(或混合气)中返回气缸进行再循环，以减少N0x的排放量。因为N0x主要是在高温富氧条件下生成的，废气为惰性气体，在燃烧过程中吸收热量，这样将降低最高燃烧温度，也减少了N0x的生成量。但是过度的排气再循环会影响发动机的正常运行，特别是在怠速、低速小负荷及发动机冷态运行时，参与再循环的废气会明显降低发动机的性能。因此应根据工况及工作条件的变化，自动调整参与再循环的废气量。根据发动机结构不同，进入进气歧管的废气量一般控制在6％—13％之间。在EGR系统中，通过一个特殊的通道将排气歧管与进气歧管连通，在该通道上装有EGR阀，通过控制EGR阀的开度来控制参与再循环的废气量(如图1所示)。EGR阀开启或关闭是由阀上方真空气室的真空度来控制的，而真空度则由受ECU控制的EGR真空电磁阀控制。EGR电磁阀受ECU控制，ECU根据发动机转速、空气流量、进气管压力、温度等信号控制EGR电磁线圈通电时间的长短，以此来控制进入EGR阀真空气室上方的真空度，从而控制EGR阀的开度，改变参与再循环的废气量。装有背压修正阀的EGR排气再循环系统，在EGR(真空)电磁阀与EGR阀间的真空管路中装有一个背压修正阀，其功用是根据排气歧管中的背压附加控制月F气再循环。即当发动机在小负荷工况，排气背压低时，背压修正阀保持EGR阀处于关闭状态，不进行排气再循环；只有在发动机负荷增大，排气歧管背压增大时，背压修正阀才允许EGR阀打开，进行排气再循环。排气歧管的背压通过管路作用在背压修正阀的背压气室下方，当发动机处于小负荷工况，排气背压低时，在阀门弹簧的作用下气室膜片向下移动，使修正阀门关闭真空通道，此时EGR阀在其阀门弹簧作用下保持关闭，因而不进行排气再循环；当发动机负荷增大，排气歧管背压升高时，修正阀背压气室下方的背压升高，使膜片克服阀门弹簧弹力向上运动，将修正阀门打开，由EGR电磁阀控制的真空通过背压修正阀进入EGR阀上方真空气室，将EGR阀吸开，月F气再循环通道打开，废气进行再循环。EGR电磁阀受ECU控市IJ，ECU根据转速信号、进气压力信号、水温信号、空气流量信号等，通过控制EGR电磁阀的开度来控制进入EGR阀的真空度，从而控制EGR阀的开度，改变参与再循环的废气量。通过上面的EGR阀工作原理分析可知，EGR在怠速工况和小负荷情况下是不参与工作的，否则会有一部分尾气进入燃烧室，不但会降低燃烧室的温度，还会恶化燃烧环境，阻碍新鲜空气的进入。故障排除：更换EGR阀，故障彻底消失。一辆奥迪A6轿车，装备2．8LJV6电控发动机，怠速时有轻微抖动，并且加速迟缓。故障检查：检测点火波形基本正常，但稍有不稳。测量尾气，C0为0．3％一0．5％，HC为200一500ppm，且在此范围内波动。用V．A．G1552检测仪检查，无故障代码输出。用V人．G1552故障检测仪进行数据流检测，发动机电控系统运行参数正常。检测结果分析：根据对客户的询问和加速迟缓的症状，应考虑对喷油器进行清洗；C0值正常，HC值虽然符合排放污染物的限制标准，但该车装有氧传感器和催化转化器，其C0值应低于0．5％，HC应低于100 ppm，而检测结果表明该车HC值高于此，标准且有波动，从出厂标准考虑为不正常，因此考虑发动机可能有失火现象，应进一步检查点火系统是否有轻微断路或短路，特别是短路故障。故障检修：清洗喷油器，观察各缸喷油器的雾化状况和流星的均匀性，均良好。检查点火系统，发现有一个缸的高压线有轻微短路(漏电)现象，为此更换了高压线。因火花塞间隙偏大，也同时更换了。复检发动机抖动稍有改善，但未彻底消除；尾气检查HC值下降不大，并仍有波动，分析认为故障仍可能是失火所致。为了进一步诊断故障，分别在左、右两侧月F气歧管氧传感器旁边的尾气检测口(该口通常用一个螺栓密封)进行检测，结果发现：左侧气缸排出的尾气C0值在0．5％左右，HC值在125ppm左右(因在催化转化器前测量，其值会比在月F气民管测量值稍高)，且波动极小；右侧气缸排出的尾气中C0值也在0．5％左右，但HC值却在125—250ppm之间，且时有波动。因此间题应在右侧气缸中。为此检查右侧气缸的高压线和火花塞，发现第2缸火花塞的3个电极中有一个间隙过小，调整后重新安装，故障完全消除，尾气检测值也符合出厂标准。目前，安装催化转化器的车型越来越多，测量尾气有时比较困难，在不能很好分析故障的时候，可以尽量在催化转化器前方测量，这样可能更真实地反映发动机的排放情况。同时，还应将催化转化器前、后的测量结果加以比较，以便判断催化转化器的转化效率是否正常。一辆奔驰S320轿车，发动机怠速不稳，抖动严重，但加速正常。故障检测：调取该车故障代码，显示为正常代码；用示波器测试点火二次波形，结果正常；对各缸气缸压力进行测试，均在标准范围之内；进气及真空系统不漏气；用四气尾气分析仪检测尾气，发现怠速时数据很不稳定，第1组数据如表6所示，4种气体的检测数值全都较高。再次测试，其数据如表7所示。检测结果分析：将上述检测结果进行对比分析发现，HC和Co总是同时升高或降低，C02时高时低，燃烧效率很不稳定，02不能充分参与反应，数值一直较高。从而可以判定为混合气的形成与燃烧环境十分恶劣。推测是喷油器堵塞，导致喷油器针阀与阀座配合不密封，各缸喷油器在应该喷油时不喷油或少喷油，而在不需喷油时却持续喷油，因而造成供油不正常，致使4种气体的检测数据极不稳定。故障检修：做喷油脉冲宽度试验，怠速时为3．5ms，在正常范围内。拆下各缸喷油器检查，果然每个喷油器都有不同程度的堵塞。经过彻底清洗，装复试车，一切恢复正常。从该故障的检修过程可以看出，在燃油系统的检查中，利用尾气分析仪可以省去一些检修环节，如油压的测试，燃油泵、油压调节器和燃油滤请装置的检测。换个角度来考虑，假如在应急修理中，在未做相关检查之前，就用尾气分析仪进行检测，也许在诊断一开始就能找到故障点。一辆奥迪100型轿车，装备2．6LV6电控发动机，运转时严重抖动，加速无力，排气管排出的气体气味呛人。故障检测：用V．A．G1552微机故障检测仪对发动机电控系统进行检测，存在故障代码，故障代码的含义是“右侧燃油自适应修正已达极限”。用V．A．G1552微机故障诊断仪对发动机电控系统进行数据流检测，发现左、右两侧的燃油修正因数相差过大，左侧为—3．8％—0％，而右侧为10％—12．9％。用发动机综合分析仪检查点火系统并进行气缸压力分析，发现第3缸点火波形的击穿电压较低，且该缸气缸压力偏低(气缸压力相差过大也会导致发动机抖动)。用尾气分析仪检测尾气，Co为0．9％—1．3％， 而HC高达2800—2900 PPmo检测结果分析：根据检测结果可认为右侧混合气过稀，控制电脑对右侧燃油系统进行连续加浓且已达到修正极限。为判断是否是由于右侧氧传感器的信号导致这种结果，先对左、右两侧的氧传感器信号及其对空燃比变化的反应、电控单元对氧传感器信号变化的响应能力进行测试。为此，人为地制造混合气过浓和过稀的状态，发现氧传感器和电控单元的功能均正常，因此可以认为故障是控制系统以外的原因导致的。根据上述检测结果，点火波形基本正常，可以认为点火系统正常，但HC过高表示失火，因此可以认为这种失火很可能是由于混合气过稀，超出着火界限所致。但从尾气中的Co值看，实际混合气并不过稀，因此判断故障很可能是进气系统漏气所致。测量气缸压力，发现第3缸压力比其它缸低约100kPao故障检修：在拆解进气歧管时，发现进气歧管垫的实际压合面宽度只有1mm左右(至少应有4—5mm)，其原因是进气歧管的安装面为v形，在安装密封垫后，再安装进气歧管时，由于不小心使该垫下滑，从而减小了密封带，导致严重漏气，即使燃油修正已达到极限，但仍无法完全补偿，这是机械原因导致的故障。将上述故障点彻底排除后试车，故障排除。一辆上海别克G轿车，故障症状是发动机排气冒黑烟。诊断与排除：大修发动机后试车，开始时一切正常，只是排气管接口垫有些轻微漏气。继续试车发现，发动机热车后出现怠速不稳、加速不畅现象，同时故障灯点亮报警。经检查，显示故障码为四131，即氧传感器故障。发动机热车运转时就车测量(不拔下括头)，氧传感器电压为0．28V且不变化，更换一个氧传感器后，发动机刚着车时还好，但运转一会儿后故障重现，怠速不稳，排气管冒黑烟。拆下火花塞检查，发现已有积碳，更换一组新火花塞后，运转约半小时，怠速又不稳，检查火花塞又被积碳糊死。此时故障灯再次点亮，经检查显示故障码P0171，即混合气太稀。因更换氧传感器后故障不但没有好转反而加重，所以修理工认为故障不在氧传感器。经测量，油压正常，又检查、试换7空气流星、水温、节气门位置等传感器，故障始终未能排除，于是回过头来再检查新换的氧传感器。经就车测量，氧传感器电压为0．18V左右，与用检测仪查到的数据相同，证明检测仪可以完全接收到氧传感器电压。断开氧传感器括头，测量PCM端接线，电压只有0．32V(理论值为0．45V)，于是怀疑电路有故障或PCM损坏。用尾气分析仪检查尾气，发现在怠速时C0含量接近4％，HC达到300ppm左右。通过尾气分析可以认为此时的混合气不是太浓。就车测量氧传感器，电压仍旧很低(这种现象又可以解释为混合气过稀)。断开氧传感器括头，用数字万用表测量PCM端电压为0．44V，说明线路及PCM基本情况正常。为什么会出现浓、稀两种截然不同的解释呢7难道是新换的氧传感器有故障7于是，使用模拟器模拟氧传感器数值的功能。将模拟器的绿色氧传感器专用线和黑色连线连接在车上氧传感器的输出回路上；将中间功能选择开关置于Knock／0xy位置；将右侧功能选择开关置于VoHs／0xy位置；使发动机起动运转，然后打开SST皿，此时SST皿4寄产生一个0．15V的恒定的连续信号来模拟稀混合气状态下的氧传感器发出的信号；按下模拟器上方的“0(y”键，模拟器将产生一个0．85V的恒定的连续信号来模拟浓混合气状态下的氧传感器发出的信号；在使用模拟器模拟7氧传感器后，再用检测仪读取数据流，发现氧传感器的输入信号也一同变化；当模拟器的电压较长时间为0．85V时，观察尾气的C0值降为0．65％，说明PCM对系统的控制完好，故障原因还是在氧传感器。将氧传感器安装到其它车辆上进行试验，没有发现任何故障，数据流、燃烧、尾气、行驶都很正常。通过上面的试验可以证明：系统几乎没有故障，问题的原因在于氧传感器信号。因为此车有漏气现象，会不会是因为排气包漏气，导致排气包中形成负压，将外界的真空引进排气系统当中了呢7经检查ldF气系统确有漏气之处，将排气管修好之后试车，故障排除。
基于OSA-CBM标准的机械故障诊断系统研究
作者：姜广伟
摘要：一、OSA-CBM标准概述OSA-CBM继承了已被全球很多国家认可的ISO-13374标准,并做出了更大的完善。该标准定义了状态检测系统的六大功能模块,并进一步规范了各个模块的输入和输出模式、接口方式和数据结构等。这六个模块分别是数据获取模块、数据处理模块、状态检测模块、状态评估模块、预测模块和生成建议模块,以上顺序是由低到高排列的。除了处理数据类型、显示结果和
关键词：标准定义 故障诊断系统 状态检测系统 功能模块 机械 数据处理模块 CBM OSA
DOI： CNKI:SUN:
年份： 2012
范文来源：学术堂
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你好，学汽修哪个专业好? 汽车维修技术专业比较多，下面推荐两个热门专业给您，希望能对同学们有所帮助。1、汽车检测与维修汽车检测与维修主要研究汽车整车、机械系统、传动系统、制动系统、电气系统等的构造、故障诊断、检测维修等方面的基本知识和技能，进行汽车的检测、维修、评估等。例如：汽车整车的装配，汽车故障的诊断与维修，汽车零配件的更换与保养，二手车价值的评估等。2、新能源汽车技术工程师新能源汽车技术主要研究新能源汽车组成构造、电池设计、故障诊断、维修养护等方面的基本知识和技能，进行新能源汽车的生产制造、装配调试、检测维修等。常见的新能源汽车有：纯电动汽车、增程式电动汽车、插电式混合动力汽车、燃料电池电动汽车等。现在中国的汽车越来越多，而汽修人才并没有倍数增，汽修人才定是紧缺，拿高薪也就成为必然。但以后汽修行业的竞争也会很激烈，那就要看你汽修技术是否过硬。这个专业都很好找工作的，只要你好好干，工资肯定会让你满意的。以上回答仅供参考！
电网故障诊断技术的研究论文
摘要：随着我国电网设施的增加，为了电力设备的高效和正常运转，确保国家生产和人民生活的正常进行，电气设备故障诊断显的尤为重要。本文在阐述电气系统故障诊断必要性的基础上，总结了常见的电气系统故障诊断方法，并结合一实例探讨了基于振动信号的电气故障诊断系统的应用。关键词：电气系统；故障诊断；振动信号引言 电器系统的故障诊断技术是一门综合性技术，涉及现代控制理论、信号处理、模式识别、人工智能、小波变换数理统计、模糊逻辑等多学科理论。现代电网互联规模和运行复杂性越来越大，过去的故障诊断方法难以适应目前电力系统的发展趋势，系统故障诊断难以达到理想的效果。因此，目前研究电力系统故障诊断的方法主要是以智能化方法为主的。通常是由专家根据状态监测所得到的各测量值及其运算处理结果所提供的信息，采用所掌握的关于设备的知识和经验，进行推理判断，从而提出对设备的维修处理建议。即通过状态监测来收集特征量，用故障诊断来分析判断特征量；依据分析结果，进行纵向（和历史数据）和横向（和同类设备）比较，制定维修方案，实施状态维护[1]。1．电气系统故障诊断的必要性电气系统故障对国计民生的重大事件，加强电气系统的故障诊断是具有显著的现实价值。以电气系统中最关核心也最易损伤的变压器的故障诊断为例，从以停电进行常规的预防性试验为基础的预防性维修逐步过渡到以在线监测为基础的状态维修，己成为电力系统的必然发展趋势，而能否对电力变压器的运行状态进行在线监测及故障诊断则是实现状态维修的关键。随着传感技术和电子及计算机技术的高速发展，对电力变压器实施振动在线监测已成为可能。 近年来，随着人型变压器制造水平的不断提高，变压器的可靠性也越来越高，同时对电网运行单位的生产效率和经济效益的要求也不断提高，鉴于传统的定期维修制度及离线试验所暴露出来的问题，人们开始关注变压器状态监测的研究和应用。随着电力系统自动化水平的提高，越来越多的变电站引入了变压器在线监测装置。日前在线监测项目主要包括绝缘油中气体在线监测、局部放电在线监测、介质损坏因数在线监测等。这些在线数据可以及时反映变压器绝缘的变化，对于及早发现故障，防止故障进一步扩人有很大帮助。将在线数据引入到变压器的故障诊断中，可以极大地提高诊断的实时性和准确性[2]。由于传统的监测方法与电力系统有电气连接，操作存在危险性。一种新的监测方法被人们所重视，即变压器振动监测法，通过粘在器身上的振动加速度传感器获得变压器的振动信号，一种完全无电气连接的方式在线监测的方法。2．常见的电气系统故障诊断方法 目前，智能诊断方法基本上是在变压器油中溶解气体的分析的基础上开展起来的，主要包括以下三种方法： （1）人工神经网络故障诊断法：基一于人工神经网络的变压器故障诊断系统的工作过程由两个阶段组成：①学习期：在学习过程中，气体分析数据及其它各种测试数据来源于变压器历史数据的计算后的结果，接着数据集被读入网络，通过反向传播学习计算法，计算权值和阀值。②工作期：在诊断过程中，计算来自不同变压器的测试样本，得到网络的实际输出，最后将这些值与所期望的输出值进行比较。采用模块化结构，各模块样本训练是独立进行的。人工神经网络主模块根据各分模块分析结果进行横向和纵向的、历史和现行的综合分析判断；并由前向通道传播至主模块各节点，经激活函数作用后，传送到输出层各节点，再经输出点的作用函数，输出诊断结沦[3]。 （2）灰色关联法：变压器故障的灰色诊断是应用灰色系统理沦对故障的征兆模式和故障模式进行识别的技术。灰色理沦认为：未知的、非确知的信息是黑色的；己知信息称为自色的；即含有未知信息又含有己知信息的系统，称为灰色系统。由此可见：变压器故障诊断系统是灰色系统。该方法对于一些较难判断的故障如受潮等有较好的准确性。 （3）专家系统故障诊断法：变压器故障诊断专家系统是将在变压器故障诊断方面的多位专家所具有的知识、经验、推理、技能综合后编制成大型计算机程序，着重围绕气体色谱分析，采用三比值法和特征气体对变压器运行状况进行初步分析，判断变压器的故障。专家系统利用计算机系统帮助人们分析解决只能用语言描述、思维推理的复杂问题。现场技术人员可以利用各种信息和征兆，在计算机系统的帮助下有效的解决工程实际问题。3．变压器振动故障诊断方法的应用实例 基于振动信号的故障诊断方法 电力变压器铁心或绕组发生位移、松动或变形时，相对于正常状态下的振动信号，这时测得振动信号会有高频成分出现，原来一些频率处的幅值也会发生变化，并且铁心或绕组位移、松动或变形越严重，出现的高频成分越多。另外，此时在一些频率处的幅值变化也就越人。变压器铁心或绕组发生故障时，振动信号的能量分布也会发生变化。综上所述，有以下诊断铁心或绕组是否发生故障的方法[4]： （1）将测量得到的时域波形与正常状态下的时域波形相比较，若某处幅值出现明显的增加或抖动，说明变压器有异常状况出现。 （2）将得到的振动信号进行快速傅立叶变换，得到其幅频特性曲线。在振动信号的幅频特性曲线下，相对于正常状态下的振动信号，主频或谐波分量幅值若出现明显变化，则可以认为绕组或铁心可能存在故障。对变压器进行故障诊断时，还要考虑变压器的背景资料信息，建立完备的变压器背景资料库，这对于提高变压器故障诊断的准确性具有很大的意义。现行的各种变压器故障诊断方法都是对变压器的运行状态进行离散分析，往往依据测得的变压器实际数据进行故障诊断，而对变压器的背景资料，如变压器的容量、电压等级、型号、安装地点、投运时间以及维修使用情况都没有加以重视，也几乎不涉及变压器运行状态变化的“过去”数据，极大地降低了诊断变压器故障严重程度和发展趋势的准确性。变压器振动故障诊断方法的应用本文以如下组建好的监测系统为例，对试验变压器负载工况下的振动进行监测试验，选用电容作为负载。监测系统接线图如图1所示。本文考虑了不同状态下的5%的随机测试噪声，图2（a）、2（b）为副边电压、电流分别为20KV，时的变压器振动信号时域波形图和频谱图。 根据 中基于振动信号的故障诊断方法（1），即时域信号来判断，由于随机测试噪声的存在，由图2（a）显然无法确定变压器是否发生故障，若对时域信号进行频谱分析，如图2（c）所示，不同故障状态下变压器的频谱图的比较，可以看处各谐波分量幅值出现了比较明显的变化，则可以认为变压器可能存在故障，因此须进行具体检测以确定故障损伤特征。尽管我国开展了电气设备在线状态监测理论研究，但由于目前运行经验缺乏，所以往往使监测系统无法精确确定，这正如预防性试验标准的制定一样，需要小断总结运行经验。因此，基于实践经验的专家系统建立势在必行，它要求进行大量的基础性研究工作，同时开展广泛的实践，积累运行经验，以期望建立准确的专家系统和报相应的监测标准。参考文献：[1] 盛兆顺，尹琦岭，设备状态监测与故障诊断技术及应用，化学工业出版社，2002, 38-104[2] 陈家斌，电气设备运行维护及故障处理，中国水利水电出版社，2003. 10[3] 陈家斌，电气设各故障检测诊断方法及实例，中国水利水电出版社，2003. 2[4] 阎士琦，常用电气设备故障诊断技术手册，中国电力出版社，2002. 3
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编辑词条电力系统及其自动化1 电力系统及其自动化是一级学科电气工程的五个二级学科之一,本科和博士生的专业为电气工程及其自动化,硕士研究生就读电气工程所属的5个二级学科之一.电气工程 代号0808电力系统及其自动化 代号00802080801电机与电器080803高电压与绝缘技术080804电力电子与电力传动080805电工理论与新技术学制：2年--3年。授予学位：工学硕士。2 电力系统及其自动化所设置的方向东北电力大学01 电力系统运行与控制 02 电力系统继电保护与安全自动控制 03 电力系统调度自动化 04 电力系统规划与可靠性 05 FACTS 及直流输电 06 电力系统分析与仿真 07 电力市场 08 电能质量分析与监测 09 综合自动化与继电保护 华北电力大学01电力系统分析、运行与控制02电力系统安全防御与恢复控制03电力经济分析04电力系统规划与可靠性05智能技术及其在电力系统中的应用06电力系统继电保护07电力系统自动化技术08电力系统故障分析与诊断3 电力系统及其自动化研究方向（1）智能保护与变电站综合自动化对电力系统电保护的新原理进行了研究，将国内外最新的人工智能、模糊理论、综合自动控制理论、自适应理论、网络通信、微机新技术等应用于新型继电保护装置中，使得新型继电保护装置具有智能控制的特点，大大提高电力系统的安全水平。对变电站自动化系统进行了多年研究，研制的分层分布式变电站综合自动化装置能够适用于35kv～500kv各种电压等级变电站。微机保护领域的研究处于国际领先水平，变电站综合自动化领域的研究已达到国际先进水平。（2）电力市场理论与技术基于我国目前的经济发展状况、电力市场发展的需要和电力工业技术经济的具体情况，认真研究了电力市场的运营模式，深入探讨并明确了运营流程中各步骤的具体规则；提出了适合我国现阶段电力市场运营模式的期货交易（年、月、日发电计划）、转运服务等模块的具体数学模型和算法，紧紧围绕当前我国模拟电力市场运营中亟待解决的理论问题。（3）电力系统实时仿真系统对电力负荷动态特性监测、电力系统实时仿真建模等方面进行了研究，引进了加拿大teqsim公司生产的电力系统数字模拟实时仿真系统，建成了全国高校第一家具备混合实时仿真环境的实验室。该仿真系统不仅可进行多种电力系统的稳态及暂态实验，提供大量实验数据，并可和多种控制装置构成闭环系统，协助科研人员进行新装置的测试，从而为研究智能保护及灵活输电系统的控制策略提供了一流的实验条件。（4）电力系统运行人员培训仿真系统电力系统运行人员培训仿真系统是针对我国电力企业职工岗位培训的迫切要求，将计算机、网络和多媒体技术的最新成果和传统的电力系统分析理论相结合，利用专家系统、智能cai（计算机辅助教学）理论，进行电力系统知识教学、培训的一种强有力手段。本系统设计新颖，并合理配置软件资源分布，教、学员台在软件系统结构上耦合性很少，且系统硬件扩充简单方便，因此学员台理论上可无限扩充。（5）配电网自动化在中低压网络数字电子载波ndlc、配网的模型及高级应用软件pas、地理信息与配网scada一体化方面取得了重大技术突破。其中，ndlc采用了dsp数字信号处理技术，提高了载波接收灵敏度，解决了载波正在配电网上应用的衰耗、干扰、路由等技术难题；高级应用软件pas将输电网ems的理论算法与配网实际结合起来，采用了最新国际标准iec61850、61970cim公共信息模型；采用配网递归虚拟流算法进行潮流计算；应用人工智能灰色神经元算法进行负荷预测。（6）电力系统分析与控制对在线测量技术、实时相角测量、电力系统稳定控制理论与技术、小电流接地选线方法、电力系统振荡机理及抑制方法、发电机跟踪同期技术、非线性励磁和调速控制、潮流计算的收敛性、电网调度自动化仿真、电力负荷预测方法、基于柔性数据收集与监控的电网故障诊断和恢复控制策略、电网故障诊断理论与技术等方面进行了研究。在非线性理论、软计算理论和小波理论在电力系统应用方面，以及在电力市场条件下电力系统分析与控制的新理论、新模型、新算法和新的实现手段进行了研究。（7）人工智能在电力系统中的应用结合电力工业发展的需要，开展了将专家系统、人工神经网络、模糊逻辑以及进化理论应用到电力系统及其元件的运行分析、警报处理、故障诊断、规划设计等方面的实用研究。在上述实用软件研究的基础上开展了电力系统智能控制理论与应用的研究，以提高电力系统运行与控制的智能化水平。。（8）现代电力电子技术在电力系统中的应用开展了电力电子装置控制理论和控制算法、各种电力电子装置在电力系统中的行为和作用、灵活交流输电系统、直流输电的微机控制技术、动态无功补偿技术、有源电力滤波技术、大容量交流电机变频调速技术和新型储能技术等方面的研究（9）电气设备状态监测与故障诊断技术通过将传感器技术、光纤技术、计算机技术、数字信号处理技术以及模式识别技术等结合起来，针对电气设备绝缘监测方法和故障诊断的机理进行了详细的基础研究，开发了发电机、变压器、开关设备、电容型设备和直流系统等主要电气设备的监控系统，全面提高电气设备和电力系统的安全运行水平。4 设置电力系统及其自动化研究生专业的高校及排名1 清华大学 A+ 2 西安交通大学 A 3 重庆大学4 华中科技大学 A 5 西南交通大学6 天津大学 A
中压电网故障自愈技术的研究论文
电气自动化毕业论文题目选择。怎么说。。看你会写吗。。有什么要求。
电力通信在电力系统中存在的问题研究论文
电网在现代信息时代的社会有着非常重要的地位和价值，但是，我们也要不断的提高电网运行的经济性和可靠性，发挥电网的优势，充分的适应现在信息发展的时代。
一.电力需要高度安全稳定控制系统，自动化监控系统，高度现代化通信系统。
(一) 电力通信的概述。中国电力通信作为世界电力通信大家族的一员，同样经历了前所未有的迅速发展和巨大变化，从总体上看，正在朝着既能体现出中国特色又不隔绝于世界潮流的方向努力，在跨入新世纪之际，我们满怀希望和信心，憧憬着中国电力通信事业兴旺发达的美好前景。
(二) 电力通信技术发展的现状。我国电力通讯系统的发展是非常迅速的，在短短的几十年的时间里，经历了从明线和同轴电缆到光纤传输，从定点通信到移动通信等的发展历程。电力通讯在我国是电网的一个重要组成部分，也是专业性非常强的通讯网。现在，网络的通讯技术也是突飞猛进的发展，电力通讯网也在不断的发展和壮大，这就需要电力通讯在很多方面需要更加的改进和完善。
二.电力通信系统的主要结构与业务种类
(一) 电力通信系统由三部分架构而成，即通信机构，通信装备，通信业务。三个组成元素缺一不可，任何一个环节的落后都会导致电力通信发展的不畅，因此研究新时期下电力 通信发展方向就要从机构体制改革，通信设备技术提高，业务市场发掘拓展这三个方面着眼去看。
(二) 电力系统通信业务的种类。(1)生产控制类，如调电话，远方保护，运动等。(2)行政管理类，如行政电话，传真，0A数据等。(3)市场运营类，如电力公司与用电客户之间的B2G等电子商务。由于电力系统对通信业务有其特殊要求，有些关键性业务在一般公用通信网上难以满足。
三.新时期电力通信的根本任务
(一) 继续完善和提高电力专用通信，为电力系统安全，稳定，经济运行提供更加可靠的保障。
(二)要更加充分地利用电力设施和电力通信设施，形成和扩大新的价值增长点，为保持电力通信发展后劲和提高电力公司竞争能力创造了良好的基础。(1)电力企业的体制改革。(2)发展专用通信。(3)开拓外部市场。(4)配套改革问题。
四.电力通信在电力系统中的应用
(一) 在电力通信同步网的构建。
(二) 在发电领域的电力通信系统。
(三) 在用电领域中的电力通信系统。
(四) 在用电领域中的电力通信系统。
(五) 在智能电网中的电力通信系统。
五.电力通信目前存在的问题表现
(一) 缺乏强有力的统一规划管理，一是电力系统通窍 主作为电力系统附属系统的地位，决定了其无法按照电力系统通信自身发展的规律制定合理的统一规划，二是电力系统通信的投资来源于发电厂，变电站建设项目，也是在一定程度上影响统一规划的实施。三是“八五”后期和“九五”期间，电力建设项目投资主体的多元化和发展的不平衡性，使统一规划的指导性进一步降低。
(二) 重建设，轻运营。由于是国家投资，电力通信项目不单独核发虎收益，所以立项期间争项目，建设期间“吃”投资，运营期间尽可能不投资，其结果即影响电力系统通信的安全，稳定和可靠运行，也制约了其通信能力的充分发挥。
(三) 生产管理基本有序，经营管理严重欠缺。由于没有经营方面的要求，造成了电力系统通信在网络方面缺少电信管理和经营管理的观念和相应的人才，更缺少市场的观念和开拓通信市场的人才。经营管理不状况是造成电力系统通信投资严重浪费的主要原因。
(四) 专业技术人员不足，技术研究气氛不浓，学术带头人与技术专家较少。
(五) 缺乏自我完善与发展的意识和能力。长期被动地依赖发电厂变电站建设的配套工程投资，长期免费为电力企业提供力所能及的通信服务，长期的电力通信技术改造资金不足，严重制约了电力系统通信的'自我完善和发展能力。
(六) 通信技术革命。通信网络结构薄弱。目前，全国电力通信系统，通信网络结构基本上是树形结构或星形结构或是两者的综合，风格的互连性相对较差，很难构成电路的迂回，更不用说是自愈坏了。
(七) 网络管理系统不健全。目前，电力系统通信网的网络管理系统还没有真正实现，只能是PCM，ADM和信道机各自的网络管理系统，难以形成整个通信网络管理.
(八) 干线设备老化，制式落后.由于通信设备元器件老化，设备运行不稳定，难以保证设备运行质量，同时由于制式的老化，使得通信电路缺乏灵活应用，难以适应通信新技术的发展。
六.采取措施
(一)电力信息基础设施是包括传输，交换和各种支撑网在内的一体化的高速信息传输平台，其中传输是基础，交换是核心，支撑网是保证，这三者构成了通信信息基础设施的主体，为此我们应从以下几个方面采取相应的措施。(1)开展市场调研。在电信市场逐步开放的过程中，电力通信应在立足电力系统的前提下，面向社会提供社会。(2)保障技术支持。IP时代的到来，对接入网也提出了新的要求，这些要求包括：实时快速，宽带多媒体，综合化，双向不对称，移动性和可扩展性。它的最大特点是宽带化，即采用光纤到户或采用XDSL技术利用现有铜缆资源或采用HFC技术，积极开发用户宽带接入技术。
(二) 提高人员素质。科学技术是第一生产力，是推动企业不断前进的动力，现在企业的竞争关键是人才的竞争，要使企业立足于不败之地，必须要加大专业人才和经营人才的培养力度，通过多种渠道广纳人才，建设一支懂技术，善管理，会经营的电力通信队伍，同时要提高整个电力通信的服务质量，以适应现代通信的发展和开拓电信市场的需要。
结束语
做好电力通信行业的发展，必须依托于坚固的电网结构，先进的通讯网络，并有完善的金融和法制体系作支撑。目前，电力通讯技术在我国处于稳步上升发展的时期，其发展前途和生命力都是非常强大的，因此，对于电力通讯技术与资金的投入都是重要的方面。
【摘要】：电力系统中性点是否接地以及接地的方式是一个关系到电网供电安全、经济效益、技术水平等多方面的综合问题。目前在中压配电网中中性点接地主要的方式分为:中性点直接接地、中性点经电抗接地、中性点经低阻接地、中性点经高阻接地、中性点经消弧线圈接地(即中性点谐振接地)。大类可归纳为:大电流接地系统和小电流接地系统。中性点接地方式直接关系到电力系统的供电可靠性、用电人员的人身安全、用电设备的安全与电力绝缘性、过压保护、电磁污染、继电保护等多方面的问题。 本文首先阐述谐振接地对电网安全供电的影响要素,进一步讨论自动消弧补偿系统在中压电网中应用的必要性和工程技术的实际困难。近年来有很多的自动消弧补偿系统问世,但是绝大部分的系统均采用中性点电压位移作为自动消弧补偿系统的启动信号,以及作为衡量谐振接地系统重要指标的失谐度也是通过间接方法取得的,大大降低了测量的精确度以及系统的抗干扰能力,同时增加了系统的繁琐性和计算复杂度。 本课题通过微机控制与失谐度测试系统相结合,将测量失谐度的扫描信号注入PT低压侧,通过频率扫描的方法获得电网自振频率,通过相应的理论就可以不需要测试其他参数也不需要特殊的通讯配合的情况下就可以直接计算出补偿电网的失谐度;同时注入的信号既不影响电网的正常运行又可以不受工频信号的干扰。被测信号在被送入单片机前经过多级整形与有源带阻滤波有效的降低了性号的噪声,大大提高了被测信号的准确性,系统误差被有效控制在允许的范围内。 在准确的获得失谐度的基础上,设计一种有别于传统意义上预调式或随调式消弧线圈的消弧线圈模式,集成预调和随调式两种方式消弧线圈的优点,摒弃两种消弧线圈劣势的新型消弧线圈。本文把这种消弧线圈命名为粗微调式消弧线圈。以失谐度为依据对谐振接地自动补偿系统进行精确地控制,使系统工作在国家规定标准之内,并进一步使其降到允许值,通过对单片机的编程实现失谐度测量、消弧线圈调节、故障动作以及现场故障保护等任务。【关键词】：谐振接地 粗微调消弧线圈 失谐度 单片机 自动跟踪调谐 【学位授予单位】：河北工业大学【学位级别】：硕士【学位授予年份】：2011【分类号】：TM862【目录】：摘要4-5ABSTRACT5-8第一章 绪论8-16§1-1 电力系统中性点接地方式概论8-10§1-2 电力系统中性点接地方式适用范围及发展概述10-131-2-1 中性点有效接地方式类型10-111-2-2 中性点非有效接地方式类型11-13§1-3 谐振接地方式的应用价值和存在的技术难题13-15§1-4 本课题的研究任务15-16第二章 谐振接地原理及技术标准16-30§2-1 谐振接地概述16-17§2-2 补偿电网的工作原理17-232-2-1 消弧线圈的结构和工作原理172-2-2 补偿电网等值接线图17-192-2-3 电流谐振等值回路19-202-2-4 失谐度、合谐度与阻尼率20-212-2-5 弧隙恢复电压上升速度的减缓21-23§2-3 补偿电网中性点位移电压23-272-3-1 补偿电网正常运行情况下的位移电压23-252-3-2 补偿电网的异常位移电压25-27§2-4 补偿电网的谐振危害及抑制措施27-28§2-5 小结28-30第三章 失谐度的外加扫频信号自动测量方法30-46§3-1 传统测量电网调谐方法及其不足30-343-1-1 补偿电流的测量30-313-1-2 电网对地电容电流的粗估算313-1-3 电网对地电网电容电流实测31-34§3-2 外加扫频信号法测量失谐度的基本原理34-403-2-1 测量方法的理论依据34-363-2-2 对外加扫频信号的要求36-373-2-3 失谐度测试系统的工作原理37-40§3-3 自动扫频信号源的电路实现及工作过程40-433-3-1 电路实现40-433-3-2 工作过程43§3-4 小结43-46第四章 消弧线圈自动跟踪补偿系统46-52§4-1 消弧线圈的补偿方式46-484-1-1 预调式与随调式消弧线圈46-474-1-2 粗微调式消弧线圈47-48§4-2 粗微调消弧线圈的设计48-504-2-1 粗调线圈工作状态的选择48-504-2-2 微调线圈的选择504-2-3 微机控制粗调消弧线圈的功能概述50§4-3 小节50-52第五章 微机消弧线圈控制策略与实现52-57§5-1 微控制器工作流程52-53§5-2 故障模块控制流程53-55§5-3 谐振故障控制模块流程55§5-4 小节55-57第六章 结论57-58参考文献58-60致谢60-61