CN106546873A - 一种配网单相接地故障区段定位方法和系统 - Google Patents

一种配网单相接地故障区段定位方法和系统 Download PDF

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CN106546873A CN201610857966.6A CN201610857966A CN106546873A CN 106546873 A CN106546873 A CN 106546873A CN 201610857966 A CN201610857966 A CN 201610857966A CN 106546873 A CN106546873 A CN 106546873A
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刘祥林
张曦
叶剑文
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Abstract

本发明公开了一种配网单相接地故障区段定位方法和系统,所述方法包括系统控制终端和分散设置在配电线上、与控制终端通信连接的多个在线监测终端。在线监测终端检测三个单相的电压和电流,根据电压的有效值判断故障相;对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波;将故障录波中三相的电流合成零序电流;系统控制终端通过计算分析相邻在线监测终端所采样计算合成的零序电流值,实现了馈线各监测点是否为正相关的判断,进一步判断出配电故障点所在区段。该方法适用面广、易于实现,无需在配电网的监测点配置零序电压互感器和零序电流互感器,节省了系统建设投资和维护的费用,同时解决了馈线增加电压互感器所带来的电磁谐振等问题。

Description

一种配网单相接地故障区段定位方法和系统
技术领域
本发明涉及配网故障检测分析技术领域,特别涉及一种配网单相接地故障区段定位方法和系统。
背景技术
配网发生单相接地故障的几率很高,对于不接地系统,传统的基于稳态量的区段定位方法就可以实现,难点是经消弧线圈接地系统的单相接地故障区段定位。当前主流技术方案是基于暂态信息和基于注入法的区段定位方法:
(1)、注入法由于需在变电站内安装较为昂贵的一次设备,运行维护不便,应用范围较窄;
(2)、暂态量法基于暂态零序电压和各区段零序电流之间的幅值值和相位关系,在配电线上需要检测的位置加装电压互感器/传感器,由于其配电需监测的点多,需要安装大量电压互感器,导致成本非常高;加装的电压互感器,增加的接线和校正角度的工作量的同时新增的电压互感器改变了配电一次网络的电气参数,易导致电磁谐振等过电压问题,推广应用难度大。
因而现有技术还有待改进和提高。
发明内容
鉴于上述现有技术的不足之处,本发明的目的在于提供一种配网单相接地故障区段定位方法和系统,无需零序电压互感器和零序电流互感器,适用范围广,成本低。
本发明解决技术问题所采用的技术方案如下:
一种配网单相接地故障区段定位方法,包括系统控制终端和分散设置在配电线上的多个在线监测终端,所述在线监测终端与所述系统控制终端通信连接,所述方法包括如下步骤:
A、所述在线监测终端实时采集配电线中三个单相的电压和电流;故障发生后计算各相电压的有效值并判断各相电压的有效值是否降低,有效值降低即为故障相,并确定故障起始时刻;
B、所述在线监测终端对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波;将故障录波中三相的电流合成零序电流,并将所述零序电流发送给系统控制终端;
C、所述系统控制终端计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数,在所述相关系数小于或等于预设的相关系数阈值时,判断为故障在这两个在线监测终端之间的配电线区段上。
所述的配网单相接地故障区段定位方法中,所述系统控制终端根据首半波理论和零序电流的波形相关性,计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数。
所述的配网单相接地故障区段定位方法中,所述步骤B之后,还包括步骤:
B1、所述系统控制终端将发出零序电流的各个在线监测终端与GIS地理信息、线路网架正交拓扑对应起来。
所述的配网单相接地故障区段定位方法中,所述步骤B1具体包括:
B10、预先根据配电线的线路图绘制电气线路正交图;
B20、导入地理信息图,并修正电气线路正交图使其与实际地理信息一致;
B30、将安装有在线监测终端的自动化节点在所述电气线路正交图上绘制出来,并按照线路名称、电线杆塔号对设备进行编号,同时将在线监测终端的通道地址信息与该序号关联;
B40、发生故障后,将收集到的零序电流根据各通道地址信息自动归集到电气线路正交图上的自动化节点。
所述的配网单相接地故障区段定位方法中,所述预定时间区间包括故障起始时刻之前的10个周波对应的时间,以及故障起始时刻之后的10个周波对应的时间。
一种配网单相接地故障区段定位系统,包括:
多个分散设置在配电线上的在线监测终端,用于实时采集配电线中三个单相的电压和电流;故障发生后计算各相电压的有效值并判断各相电压的有效值是否降低,有效值降低即为故障相,并确定故障起始时刻;对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波;将故障录波中三相的电流合成零序电流,并将所述零序电流发送给系统控制终端;
系统控制终端,用于计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数,在所述相关系数小于或等于预设的相关系数阈值时,判断为故障在这两个在线监测终端之间的配电线区段上;
所述在线监测终端与所述系统控制终端通信连接。
所述的配网单相接地故障区段定位系统中,所述系统控制终端根据首半波理论和零序电流的波形相关性,计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数。
所述的配网单相接地故障区段定位系统中,所述在线监测终端包括:通信单元和分别设置在三个单相线路上的三个相检测探头;
所述相检测探头,用于实时采集对应的单相线路上的电压和电流;故障发生后,计算电压的有效值并判断电压的有效值是否降低,有效值降低即为故障相,确定故障起始时刻并对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波,将故障录波标志置位;
通信单元,用于与所述相检测探头以及系统控制终端通信,每隔第一预设时间轮询三个相检测探头;在检测到故障录波标志时,则启动故障波形传输流程;将相检测探头记录的故障波形文件中的电压、电流合成零序电压、零序电流,并将所述零序电压、零序电流发送给系统控制终端。
所述的配网单相接地故障区段定位系统中,所述系统控制终端还用于将发出零序电流的各个在线监测终端与GIS地理信息、线路网架正交拓扑对应起来。
所述的配网单相接地故障区段定位系统中,所述预定时间区间包括故障起始时刻之前的10个周波对应的时间,以及故障起始时刻之后的10个周波对应的时间。
相较于现有技术,本发明提供一种配网单相接地故障区段定位方法和系统,所述方法包括系统控制终端和分散设置在配电线上的多个在线监测终端,所述在线监测终端与所述系统控制终端通信连接。所述方法通过在线监测终端检测三个单相的电压和电流,根据电压的有效值判断故障相;对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波;将故障录波中三相的电流合成零序电流;所述系统控制终端通过计算分析相邻在线监测终端所采样计算合成的零序电流值,实现了馈线各监测点是否为正相关的判断,进一步判断出配电故障点所在区段。该方法适用面广、易于实现,由于不需要在配电网的监测点配置零序电压互感器和零序电流互感器,因此节省了系统建设投资和维护的费用,同时解决了馈线增加电压互感器所带来的电磁谐振等问题。
附图说明
图1为本发明提供的配网单相接地故障区段定位方法的流程图。
图2为本发明提供的配网单相接地故障区段定位系统的结构框图。
图3为本发明提供的配网单相接地故障区段定位方法中,主线路网架正交拓扑示意图。
图4为本发明提供的配网单相接地故障区段定位方法的具体流程示意图。
具体实施方式
本发明提供一种配网单相接地故障区段定位方法和系统。为使本发明的目的、技术方案及效果更加清楚、明确,以下参照附图并举实施例对本发明进一步详细说明。应当理解,此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明,并不用于限定本发明。
本发明所提供的配网单相接地故障区段定位方法,用于检测配网故障时故障所处位置的方向,并可以进一步判断故障所处的具体区段。下面参照图1的应用实施例对本发明的检测步骤和原理进行具体说明。
本发明提供的配网单相接地故障区段定位方法,包括系统控制终端和分散设置在配电线上的多个在线监测终端,所述在线监测终端与所述系统控制终端通信连接。即,本发明预先将配电网进行区段划分,两个在线监测终端之间为一个区段。本实施例中,所述配电线为10kV配电线。所述系统控制终端设置在变电站内。
所述配网单相接地故障区段定位方法包括如下步骤:
S10、所述在线监测终端实时采集配电线中三个单相的电压和电流;故障发生后计算各相电压的有效值并判断各相电压的有效值是否降低,有效值降低即为故障相,有效值升高为健全相,并确定故障起始时刻(即有效值降低时为故障起始时刻)。
S20、所述在线监测终端对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波;将故障录波中三相的电流合成零序电流,并将所述零序电流发送给系统控制终端。所述预定时间根据需要进行设置,本实施中,所述预定时间区间包括故障起始时刻之前的10个周波对应的时间,以及故障起始时刻之后的10个周波对应的时间。
S30、所述系统控制终端计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数,在所述相关系数小于或等于预设的相关系数阈值时,判断为故障在这两个在线监测终端之间的配电线区段上;在所述相关系数大于预设的相关系数阈值时,判断为该相邻的在线监测终端所经过的故障电流相对方向为同方向或未有故障发生,故障不在这两个在线监测终端之间的配电线区段上。所述系统控制终端包括配电线路在线监测系统。
由此,所述系统控制终端通过计算分析相邻在线监测终端所采样计算合成的零序电流值,实现了馈线各监测点是否为正相关的判断,进一步判断出配电故障点所在区段。该方法适用面广、易于实现,由于不需要在配电网的监测点配置零序电压互感器和零序电流互感器,因此节省了系统建设投资和维护的费用,同时解决了馈线增加电压互感器所带来的电磁谐振等问题。
具体的,请参阅图2,所述在线监测终端10包括通信单元120以及分别设置在三个单相线路(U、V、W)上的三个相检测探头110。
所述相检测探头110,用于实时采集对应的单相线路上的电压和电流;故障发生后,根据公式(1)计算电压的有效值并判断电压的有效值U是否降低,有效值降低即为故障相,有效值升高则为健全相,并确定故障起始时刻;根据确定故障起始时刻,将对应的采样点u(tf)、i(tf)打上时间标签,将tf+10*N(10表示10个周波,N为每个周波中的采样点数,本实施中N取128点),tf-10*N的电压电流进行故障录波,并将故障录波标志置位。所述公式(1)为:;其中,N为一个周波中的采样点数,u(m)为电压的瞬时值。采样点u(tf)、i(tf)为故障起始时刻的电压和电流的瞬时值,对应的时刻就是故障起始时刻tf。
所述通信单元120,用于与所述相检测探头110以及系统控制终端20双向通信;每隔第一预设时间轮询三个相检测探头;在检测到故障录波标志时,则启动故障波形传输流程;将相检测探头记录的故障波形文件中的三相电压、电流分别按照公式(2)、公式(3)合成零序电压、零序电流,并按照comtrade99格式将其保存,置位故障录波遥信标志;主动将故障录波遥信标志上送至系统控制终端20的配电线路在线监测系统,即,将所述故障波形文件以及零序电压、零序电流发送给系统控制终端20。所述第一预设时间根据实际情况而定,优选的,在10ms到1000ms之间,本实施例中优选为100ms。
所述公式(2)为,三相电流分别为IA、IB、IC;n为每一项的数据采样点数。
所述公式(3)为,三相电压分别为;n为每一项的数据采样点数。
进一步的,所述步骤S20之后,还包括步骤:
S210、所述系统控制终端启动故障波形文件传输过程,并将发出零序电流的各个在线监测终端与GIS地理信息、线路网架正交拓扑对应起来,如图3所示,图3中1、2、……、8均表示在线监测终端,故障点发生在4与5之间。
具体的,所述步骤S210具体包括:
S211、预先根据配电线的线路图在在线监测系统中绘制电气线路正交图;
S212、导入地理信息图,并利用在线监测系统的图形软件进行绘图编辑,修正电气线路正交图使其与实际地理信息一致;
S213、将安装有在线监测终端的自动化节点在所述电气线路正交图上绘制出来,并按照线路名称、电线杆塔号对设备进行编号,同时将在线监测终端的通道地址信息与该序号关联,以保障数据的一一对应;
S214、发生故障后,将收集到的零序电流根据各通道地址信息自动归集到电气线路正交图上的自动化节点。
由此,在系统控制终端的在线监测系统上即可观察到发出故障波形的在线监测终端的位置,非常直观、方便,便于操作人员进行定位和抢修。
所述步骤S30具体包括:所述系统控制终端按照线路拓扑依次滑窗式的调用分析同一线路上所有波形文件,根据首半波理论和零序电流的波形相关性,利用公式(4)计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数。换而言之,所述系统控制终端设定相关系数P的相关系数阈值,对同一线路上所有波形进行计算,当相关系数Pxy大于相关系数阈值时,判断该相邻在线监测终端所经过的故障电流相对方向为同方向或未有故障发生,故障不在此两个在线监测终端之间的配电线区段上,否则判断此故障在这两个在线监测终端之间的配电线区段上。
所述公式(4)为;其中,x(t)为一个在线监测终端的零序电流,t为时间;y(t)为另一个在线监测终端的零序电流。
本发明的具体流程示意图如图4所示,通过计算分析相邻在线检测终端所采样计算合成的零序电压、零序电流值,实现了馈线各监测点是否为正相关的判断,进一步可判断出配电故障点所在区段,其具有适用面广、易于实现,由于不需要在配电网的监测点配置零序电压互感器和零序电流互感器,因此节省了系统建设投资和维护的费用,同时解决了馈线增加电压互感器所带来的电磁谐振等问题。
基于上述实施例提供的配网单相接地故障区段定位方法,本发明还提供一种配网单相接地故障区段定位系统,请参阅图2,所述系统包括系统控制终端20以及多个分散设置在配电线上的在线监测终端10,所述在线监测终端10与所述系统控制终端20通信连接。即,本发明预先将配电网进行区段划分,两个在线监测终端之间为一个区段。本实施例中,所述配电线为10kV配电线。所述系统控制终端设置在变电站内。
所述在线监测终端10,用于实时采集配电线中三个单相的电压和电流;故障发生后计算各相电压的有效值并判断各相电压的有效值是否降低,有效值降低即为故障相,有效值升高为健全相,并确定故障起始时刻;对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波;将故障录波中三相的电流合成零序电流,并将所述零序电流发送给系统控制终端。所述预定时间根据需要进行设置,本实施中,所述预定时间区间包括故障起始时刻之前的10个周波对应的时间,以及故障起始时刻之后的10个周波对应的时间。
所述系统控制终端20,用于计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数,在所述相关系数小于或等于预设的相关系数阈值时,判断为故障在这两个在线监测终端之间的配电线区段上;在所述相关系数大于预设的相关系数阈值时,判断为该相邻的在线监测终端所经过的故障电流相对方向为同方向或未有故障发生,故障不在这两个在线监测终端之间的配电线区段上。所述系统控制终端包括配电线路在线监测系统和历史库,所述历史库用于将在线监测终端10传回的数据以及系统控制终端20计算的数据记录下来,作为一种事故追溯,便于事后统一分析。
由此,所述系统控制终端通过计算分析相邻在线监测终端所采样计算合成的零序电流值,实现了馈线各监测点是否为正相关的判断,进一步判断出配电故障点所在区段。该系统适用面广、易于实现,由于不需要在配电网的监测点配置零序电压互感器和零序电流互感器,因此节省了系统建设投资和维护的费用,同时解决了馈线增加电压互感器所带来的电磁谐振等问题。
具体的,所述在线监测终端10包括通信单元120以及分别设置在三个单相线路(U、V、W)上的三个相检测探头110。所述通信单元120与三个相检测探头110通信连接。
所述相检测探头110,用于实时采集对应的单相线路上的电压和电流;故障发生后,根据公式(1)计算电压的有效值并判断电压的有效值U是否降低,有效值降低即为故障相,有效值升高则为健全相,并确定故障起始时刻;并对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波,将故障录波标志置位。具体的,将tf+10*N(10表示10个周波,N为每个周波中的采样点数,本实施中N取128点),tf-10*N的电压电流进行故障录波,并将故障录波标志置位。
所述公式(1)为:;其中,N为一个周波中的采样点数,u(m)为电压的瞬时值。采样点u(tf)、i(tf)为故障起始时刻的电压和电流的瞬时值,对应的时刻就是故障起始时刻tf。
所述通信单元120,用于与所述相检测探头110以及系统控制终端20双向通信,每隔第一预设时间轮询三个相检测探头;在检测到故障录波标志时,则启动故障波形传输流程;将相检测探头记录的故障波形文件中的电压、电流分别按照公式(2)、公式(3)合成零序电压、零序电流,并按照comtrade99格式将其保存,置位故障录波遥信标志;主动将故障录波遥信标志上送至系统控制终端20的配电线路在线监测系统,即,将所述故障波形文件以及零序电压、零序电流发送给系统控制终端20。所述第一预设时间根据实际情况而定,优选的,在10ms到1000ms之间,本实施例中优选为100ms。
所述公式(2)为,三相电流分别为IA、IB、IC;n为每一项的数据采样点数。
所述公式(3)为,三相电压分别为;n为每一项的数据采样点数。
进一步的,所述系统控制终端20包括地理位置显示模块以及计算判断模块,所述地理位置显示模块与计算判断模块连接。
所述地理位置显示模块,用于将发出零序电流的各个在线监测终端与GIS地理信息、线路网架正交拓扑对应起来,如图3所示。具体的,所述地理位置显示模块用于:预先根据配电线的线路图在在线监测系统中绘制电气线路正交图;导入地理信息图,并利用在线监测系统的图形软件进行绘图编辑,修正电气线路正交图使其与实际地理信息一致;将安装有在线监测终端的自动化节点在所述电气线路正交图上绘制出来,并按照线路名称、电线杆塔号对设备进行编号,同时将在线监测终端的通道地址信息与该序号关联,以保障数据的一一对应;发生故障后,将收集到的零序电流根据各通道地址信息自动归集到电气线路正交图上的自动化节点。
所述计算判断模块,用于与所述通信单元通信,按照线路拓扑依次滑窗式的调用分析同一线路上所有波形文件,根据首半波理论和零序电流的波形相关性,利用公式(4)计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数;在所述相关系数小于或等于预设的相关系数阈值时,判断为故障在这两个在线监测终端之间的配电线区段上,将这两个相邻的在线监测终端在地理位置显示模块的电气线路正交图上标记出来;在所述相关系数大于预设的相关系数阈值时,判断为该相邻的在线监测终端所经过的故障电流相对方向为同方向或未有故障发生,故障不在这两个在线监测终端之间的配电线区段上。
换而言之,所述系统控制终端的计算判断模块设定相关系数P的相关系数阈值,对同一线路上所有波形进行计算,当相关系数Pxy大于相关系数阈值时,判断该相邻在线监测终端所经过的故障电流相对方向为同方向或未有故障发生,故障不在此两个在线监测终端之间的配电线区段上,否则判断此故障在这两个在线监测终端之间的配电线区段上。
所述公式(4)为;其中,x(t)为一个在线监测终端的零序电流,t为时间;y(t)为另一个在线监测终端的零序电流。
本发明提供的配网单相接地故障区段定位系统,通过计算分析相邻在线检测终端所采样计算合成的零序电压、零序电流值,实现了馈线各监测点是否为正相关的判断,进一步可判断出配电故障点所在区段,其具有适用面广、易于实现,由于不需要在配电网的监测点配置零序电压互感器和零序电流互感器,因此节省了系统建设投资和维护的费用,同时解决了馈线增加电压互感器所带来的电磁谐振等问题。
可以理解的是,对本领域普通技术人员来说,可以根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变,而所有这些改变或替换都应属于本发明所附的权利要求的保护范围。

Claims (10)

1.一种配网单相接地故障区段定位方法,其特征在于,包括系统控制终端和分散设置在配电线上的多个在线监测终端,所述在线监测终端与所述系统控制终端通信连接,所述方法包括如下步骤:
A、所述在线监测终端实时采集配电线中三个单相的电压和电流;故障发生后计算各相电压的有效值并判断各相电压的有效值是否降低,有效值降低即为故障相,并确定故障起始时刻;
B、所述在线监测终端对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波;将故障录波中三相的电流合成零序电流,并将所述零序电流发送给系统控制终端;
C、所述系统控制终端计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数,在所述相关系数小于或等于预设的相关系数阈值时,判断为故障在这两个在线监测终端之间的配电线区段上。
2.根据权利要求1所述的配网单相接地故障区段定位方法,其特征在于,所述系统控制终端根据首半波理论和零序电流的波形相关性,计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数。
3.根据权利要求1所述的配网单相接地故障区段定位方法,其特征在于,所述步骤B之后,还包括步骤:
B1、所述系统控制终端将发出零序电流的各个在线监测终端与GIS地理信息、线路网架正交拓扑对应起来。
4.根据权利要求3所述的配网单相接地故障区段定位方法,其特征在于,所述步骤B1具体包括:
B10、预先根据配电线的线路图绘制电气线路正交图;
B20、导入地理信息图,并修正电气线路正交图使其与实际地理信息一致;
B30、将安装有在线监测终端的自动化节点在所述电气线路正交图上绘制出来,并按照线路名称、电线杆塔号对设备进行编号,同时将在线监测终端的通道地址信息与该序号关联;
B40、发生故障后,将收集到的零序电流根据各通道地址信息自动归集到电气线路正交图上的自动化节点。
5.根据权利要求1所述的配网单相接地故障区段定位方法,其特征在于,所述预定时间区间包括故障起始时刻之前的10个周波对应的时间,以及故障起始时刻之后的10个周波对应的时间。
6.一种配网单相接地故障区段定位系统,其特征在于,包括:
多个分散设置在配电线上的在线监测终端,用于实时采集配电线中三个单相的电压和电流;故障发生后计算各相电压的有效值并判断各相电压的有效值是否降低,有效值降低即为故障相,并确定故障起始时刻;对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波;将故障录波中三相的电流合成零序电流,并将所述零序电流发送给系统控制终端;
系统控制终端,用于计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数,在所述相关系数小于或等于预设的相关系数阈值时,判断为故障在这两个在线监测终端之间的配电线区段上;
所述在线监测终端与所述系统控制终端通信连接。
7.根据权利要求6所述的配网单相接地故障区段定位系统,其特征在于,所述系统控制终端根据首半波理论和零序电流的波形相关性,计算线路上两两相邻的在线监测终端的零序电流的相关系数。
8.根据权利要求6所述的配网单相接地故障区段定位系统,其特征在于,所述在线监测终端包括通信单元和分别设置在三个单相线路上的三个相检测探头;
所述相检测探头,用于实时采集对应的单相线路上的电压和电流;故障发生后,计算电压的有效值并判断电压的有效值是否降低,有效值降低即为故障相,确定故障起始时刻并对包含故障起始时刻的预定时间区间内的电压电流进行故障录波,将故障录波标志置位;
通信单元,用于与所述相检测探头以及系统控制终端通信,每隔第一预设时间轮询三个相检测探头;在检测到故障录波标志时,则启动故障波形传输流程;将相检测探头记录的故障波形文件中的电压、电流合成零序电压、零序电流,并将所述零序电压、零序电流发送给系统控制终端。
9.根据权利要求6所述的配网单相接地故障区段定位系统,其特征在于,所述系统控制终端还用于将发出零序电流的各个在线监测终端与GIS地理信息、线路网架正交拓扑对应起来。
10.根据权利要求6所述的配网单相接地故障区段定位系统,其特征在于,所述预定时间区间包括故障起始时刻之前的10个周波对应的时间,以及故障起始时刻之后的10个周波对应的时间。
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