电力局继电保护技术范文

导语：如何才能写好一篇电力局继电保护技术，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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【关键词】输电线路 相间距离保护 短路电流 计算

在单电源双环形回路电网的继电保护过程中，设计上采用电流保护的措施，在进行电网最大负荷电流计算的过程中，就要形成对输电线路相间距离保护中的短路电流的计算，这样，能形成整体的控制。

1 输电线路相间距离保护的相关概述

1.1 输电线路距离保护的运用

在输电线路的保护过程中，主要就是通过阻抗元件来进行反应短路故障的保护装置，在具体的输电线路的控制中，抗阻元件中就是直接接入元件的电压与电流的比值，通过对电流电压比值的计算，可以对短路点以及到保护安装处的阻抗值计算。其中，在线路的阻抗值与距离形成正比的运行中，就会产生距离保护。在输电系统的正常运行中，也就会减少总工作最大运行方式，在运行方式的变化中，就会形成电流保护的保护范围变化，在最大运行方式的作用下，就会形成电流保护范围的缩小，形成灵敏度的降低。在距离保护测量的运行中，就是对短路点到安装处的距离控制，在系统运行正常的情况下，就会形成保护范围的稳定性。因此，在整个电力系统的稳定运行中，主要是包括符合要求的电网结构、系统运行方式以及继电保护的效果运用。在选择性与灵敏度的控制中，主要是通过相间接地故障后被保护延时段来进行有效的保证。在距离保护的过程中，就是通过距离测量元件的方式，形成基础构成的保护装置，也就是阻抗保护的模式。在整个系统的运行中，保护装置安装处的电压系统为额定电压的时候，电流负载电流就会增加。在线路阻抗与距离成正比的时候，保护安装处的电压与电流之间就形成一定的运用效果，也就能计算出保护装置与短路点的距离，能形成有效的故障控制方式。

1.2 距离保护原理说明

在输电线路的相间距离的保护运行中，主要就是形成对整个距离保护的综合模式，其中，在不同段的测量元件中，要形成对抗阻元件的整体控制，这样，可以对测量故障点以及保护安装距离形成有效的计算。在进行整体值的计算过程中，就要形成对测量元件的综合控制，并在具体的保护过程中，形成对输出线路的系统控制。在进行比较的过程中，可以对计算值定义为Zset，这样，在计算的过程中，可以形成相应的比较，其中，在Zm

2 输电线路相间距离保护的短路电流的计算

2.1 保护1距离保护第Ⅰ段整定计算

2.3 距离保护MATLAB建模

在当前的极端及运行技术中，可以结合计算机的运用方式，尤其是在电力系统的技术控制中，可以采用MATLAB的交互式使用方式，在语言程序的设计中，形成在学术界、技术方面的运用，尤其是在矩阵计算的运用方面，最主要的是突出在数值分析、自动控制模拟以及数字信号处理等方面，可以形成动态化的分析，尤其是在绘图等方面的功能，在程序设计上，形成计算机语言结构的运用，这样，可以在不同基本数据的定义数组中，形成高效率的控制模式，形成直接的控制效果，尤其是在原始数据的输入格式设计中，最主要的是强调在技术角度的运用。最为一个大型的计算机平台，在MATLAB在集数值的计算中，形成强大的符号运算以及图像处理的功能，这样，可以实现对整个技术控制的运用。一般而言，在用户使用的过程中，主要是在使用工具箱、应用与评估学习等模型代码的运行中，形成高性能的技术控制。在课程设计的过程中，要形成对断路器保护处安装保护及启动原件，保护模块经封装成子系统，其输入信号为电压电流测量值和由启动元件发出的投切信号，输入信号送至断路器的控制端，以控制断路器的开合状态。断路器的初始状态为合闸。气动元件是通过负序电流来判别系统是否发生故障，只有当故障发生时才能将整套保护模块迅速投入工作。使用元件库中的故障模块进行故障点的设置，可以方便的设置故障类型以及故障点起始时刻。为了简化系统，线路只有电感，总长为120km。可以将三个整定值不同的距离保护模块以及延时模块组成三段式距离保护，实现本线路的主保护和下级线路的后备保护。模块充当了由SimPowerSystem系统到Simulink系统的接口，相当于实际的电流和电压互感器。

3 结语

在输电线路相间距离保护的短路电流计算中，形成科学有效的技术公式与模型运用，尤其是结合现代化的计算机运用水平，突出在输电线路相间距离保护中短路电流的综合效益，这样，就能实现电流与电压互感器的综合原理与技术控制，起到更好的效果。

参考文献

[1]陈堂等编著.配电系统及其自动化技术[M].北京：中国电力出版社，2004（08）.

[2]赵晶主编.Prote199高级应用[M].北京：人民邮电出版社，2000：18-25.

[3]何仰赞等编著.电力系统分析[M].武汉：华中理科技学出版社，2002（03）.

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关键词：电力系统；二次设备；运行可靠性；途经

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2012） 16-0144-01

一、前言

科学技术的快速进步，带动了电力系统技术的发展，使得电力系统当中的二次设备运行效率有所提高，但设备在日常运行的过程中仍面临多方面的故障，不利于设备的良好运行。为此，本文探讨提电力系统二次设备的运行可靠性问题具有重要的意义。

二、提高电力系统的二次设备运行可靠性之对策

（一）处理好电力系统设计的工作

处理好电气设计的工作关系到电力系统运行的优劣，设备出现故障的原因与设计与调试以及运行管理等环节的工作密切相关。因此处理好电力系统的设计工作十分必要。严格把好系统设计的工作，对系统的各配件的规格、选型应进行准确设计，确保回路的正确以及各功能原件正常发挥功能。

（二）做好设备的调试工作

做好电力系统的调试工作，有效防范事故并减少出现设备事故现象，确保设备的良好运行；二次设备调试工作按照出厂检验的有关规定应进行调试。此外，设备在经过运输之后，设备的外观与电气的绝缘均出现改变，并且在安装以及回路变更过程中也会发生改变。因此做好现场设备的调试以及检验工作十分必要，同时还应明确调试应该注意的事项；设备调试者应该认真按照设备调试的规程与试验的接线要求进行调试，确保设备运行过程的可靠性[1]。

（三）有效解决电力设备的遗留问题

电力系统中刚安装的二次电力系统设备常面临接线有误或者是少接二次回路、继电保护的回路出现接错、设备中的继电保护回路出现拒动或者误动等现象。因此有效解决电力设备的遗留问题，有利于及时发现二次设备的故障。为此各部门的设备检修者应必重视设备的调试工作；处理好系统的调试及验收环节，确保设备的性能达到良好的运行状态。例如保护高频通道检查：当电力设备线路送电之后，还应对保护通道给予认真检查，将通道测试的数据与未送电时的数据进行对比，观察送电后对通道所产生的影响。假如数据出现的差距符合规定的范围，则高频保护可投入使用；反之，数据相差超出可控范围时，则应进一步分析原因，并及时处理，减少对设备系统的不良影响。此外，还应加强保护带负荷试验工作，确保接入二次设备中的电压与电流的数据采集真实、准确，提高二次设备运行的可靠性与安全性。可在二次设备的端子排上采用相量表计进行检测，并且装置当中设有微机保护以及显示屏等测控装置，更好地进行数据的测算，确保数据的测算与设备实际的运行状态相符合[2]。

（四）做好电力设备的验收检验工作

验收检验阶段的工作，作为确保二次设备运行阶段重要的技术保障环节，对降低二次设备的运行故障次数起到重要的预防作用。验收检验的作用是：检查在设备进行前期调试过程中因疏忽而未解决的安全隐患。同时还应对继电保护的装置连片以及其的定值进行试验，确保继电保护的装置连片按注明的功能以及定义进行运行，并进行通电检验，确保正确性。二次设备在投入运行前应该按照定值的规定要求、结合电力调度部门的要求发挥功能，核对继电保护装置的定值，确保该定值的准确、无误，由此利于提高二次设备运行的效率与可靠性。

（五）重视对二次设备进行管理

重视对二次设备进行管理，有效提高其地运行可靠性与技术保障的水平。电力设备的系统出现故障，主要由设备自身的因素与人为因素、外力原因引起的。人为原因主要指的是二次设备的运行者由于操作失误或者对设备操作不熟悉引发的设备故障，运行者的业务水平的高低将直接影响二次设备的安全、正常运行。为此，电力设备管理部门应加大对操作者的技能培训，重视提高设备运行者的业务能力与水平，预防因人为原因导致二次设备运行出现故障的现象。与此同时，随着科学技术的快速提高，电力设备更新的速度也逐渐加快，电力系统二次设备也应进行技术改进，并且制定相应的运行规程，减少故障的现象，有效提高设备运行的稳定性与可靠性。

（六）定期对二次设备进行维护

电力系统二次设备地维护工作，也会对设备的可靠运行产生影响，因此定期对设备进行检验与巡视意义重大，特别是设备投入运行达到一年后，及时的做好二次设备的全部检验工作。对设备的运行状况、通信情况、测量数据以及设备指示灯工作的情况、故障信息警报以及数据的采集情况等方面进行检查，并做好检查记录的登记工作。由此可确保二次设备的正常运行，有效为设备的维护工作提供参考数据或信息资料，使二次设备维护的记录工作资料更加完整。对设备的维护项目主要有几方面：对设备的断路器以及隔离开关的分合状态进行维护；对主变温度、主变调压的档位以及负荷电流、母线电压的运行状况进行维护，保障二次设备的可靠运行[3]。

三、结束语

总而言之，电力系统二次设备运行可靠性问题，关系到设备的正常运行以及电力系统的安全，因此应该对电力系统进行合理、科学设计，确保安装的正确并做好调试验收以及管理、维护等工作，降低设备故障现象，有效提高设备的运行可靠性及效率。

参考文献：

[1]张立民.变电站二次设备抗干扰措施探讨[J].黑龙江科技信息，2009（34）：12-12.

[2]马锋，李来云，王丕明，周野，曹晓勇，李伟.如何提高电力系统二次设备运行的可靠性[J].硅谷，2012（02）：165-166.

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关键词：变电设备；状态；检测；电力系统

中图分类号：TM507 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2013） 12-0000-01

随着我国经济的飞速发展。对电力的需求量日益增大，对于电力系统的安全、经济、稳定运行提出了越来越高的要求。以前，需要建立大量的数据统计分析对设备状态检测，而随着计算机技术和智能技术的逐步发展，有了专门的专家系统等技术对设备进行诊断并检测。通过引进新的变电状态检测技术，将新技术应用到电力设备中，对于电力系统的安全运行有了更多的保障。

一、变电状态检修的意义

随着电力技术的发展，变电设备水平在逐步提高，变电设备的管理方式已经不适合当前的需求，需要做出进一步的调整，而状态检修是其中的关键，状态监测由较为集约的根据设备情况检测替代原来的定期周期性检修，基于运行安全下，通过设备检修决策、风险评估和状态评价等方法对设备进行检修。与定期检修相比，设备情况检测具有如下优势：提高了设备的安全性、可用性和使用寿命，减少了检修费用与检修时间。因此，我们必须充分发挥变电状态检修的优势，结合变电运行工作的实际情况，适当的调整变电运行管理情况，确保电力设备的安全稳定运行。

二、变电设备状态检修方法的应用

（一）高压开关设备的状态检修

目前，根据我国高压开关设备的实际运行状况，结合对高压开关设备故障和缺陷的分析，可找出高压开关设备的故障规律：一是小修对于6～35kV真空断路器的控制能力并不强，因其故障基本上是由于机械引起，所以，对于真空泡、真空度应该加强测试，对发生过连续动作开关进行及时的管理，及时的检查机械状况；二是当真空开关设备的总体运行情况良好时，开关机械动作次数达到机械的使用寿命时需要进行大修；三是国外品牌的SF6开关总体性能相对稳定，而国产SF6开关的故障率比较高；四是由于油断路器本身的密闭性不好和开断能力的限制，96%左右的开关故障都是由此造成的。

（二）继电保护设备的状态检修

对继电保护设备障碍及事故进行分析，检修方法和原则应该注意以下几点：一是在定期校验的过程中，对可能发现的事故隐患和主要缺陷进行分析；二是对状态检修的设备进行状态评估，确定具体的检修方案；三是适当的开展状态检修；四是针对继电保护设备的专业巡检，试验并进行保护传动；五是对微机保护的抗干扰措施加大执行力度。

三、在运行安全下变电状态检修技术

在保障运行安全下，变电状态检修包括非常多的内容，在技术方面而言，主要有变电设备的状态预测、变电设备的故障诊断和变电设备的状态监测。以下对这三种变电状态检修技术进行详细的介绍。

（一）变电设备的状态预测

变电设备的状态预测可根据设备实际需要和运行情况来确定设备的报警阀值，对变电设备状态特征向量进行预报，从而监测设备的实际运行情况，并且能够对一段时间里设备运行状态的趋势动向进行预测。变电设备的状态预测模型有很多，如对BP神经网络的状态预测、对灰色系统理论的状态预测等。对灰色系统理论的状态预测仅仅能用于短期预测、机械磨损程度较理想的预测，所以它对断路器等设备更加重要。与灰色系统理论的状态预测相比，对BP神经网络的状态预测具有适用能力强、拟合精度准确和泛化能力强等优点，具有很强的容错能力，可以对环境的变化进行有效的跟踪，对挖掘信息数据能够很好的处理，在变电设备的状态预测中使用价值非常高。

（二）变电设备的故障诊断

对于变电设备的状态故障诊断，常用到两种故障诊断方法：综合法和比较法。比较法对与设备的诊断比较基本，结果很模糊。比较法是经过一些诊断技术，如噪音诊断、污染诊断、振动诊断和射线诊断等，把得到的结果跟设备次年结果或历年结果相对比，若没有明显的差别，则设备没有缺陷；在相同的环境和运行条件下，把得到的结果跟同一类的设备相比较，若结果有差别，则设备存在着问题。综合法是一种系统诊断方法，需要做大量的数据收集工作在故障诊断之前，如负荷情况、变压器运行的温度、变压器油色谱情况和变压器的绝缘情况、开关类设备检测等，对设备进行离线的数据采集，分析并归纳设备的运行信息，将这些收集整理的数据与专家系统知识库进行匹配，从而得到诊断的结果。

（三）变电设备的状态监测

变电设备的状态监测主要包括三个方面：定期解体监测、在线检测和离线检测。定期解体监测是在停运及运行低谷时，对变电设备进行大修、小修，按照一定的工艺和标准，检测设备的使用状况，对设备进行解体监测，从而了解设备的变化情况；在线监测是根据电力企业的信息管理系统、分散控制系统和数据采集系统等，分析并监测变电设备的状态参数与在线使用状况，随时了解变电设备的运行情况，从而达到对变电设备的实时监控；离线监测是指定期或不定期的，用如超声波检漏仪、油液分析仪及振动检测仪等监测设备，对对变电设备的运行参数进行提取。

四、总结

变电状态的检修技术，涉及到变电设备的状态预测、变电设备的故障诊断和变电设备的状态监测等多方面，随着计算机技术和智能技术的发展，变电设备将变得越来越多，而对变电设备的检测技术就显得更加重要。而在技术进步的同时，加大组织管理制度，促进管理效率，使变电状态检测体系在电力系统安全运行的前提下稳步发展。

参考文献：

[1]蓝少艺.变电设备状态检修的分析与探讨[J].中国电力教育，2008，8.

[2]孙雪景等.发电厂及变电站设备的状态检修研究综述[J].中国电力教育，2007，2.

[3]洪桂峰等.浅析变电所二次设备状态检修[J].黑龙江技术信息，2006，7.

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一、准确保护信息是确定故障区段的保障

1、继电保护查找法

为了准确地反映出线路跳闸时故障点的位置，在110KV以上变电站大部分都装有电力系统故障动态记录装置，变电站保护动作情况是跳闸故障查找的依据。继电保护装置提供资料的准确与否决定于以下4个方面：①装置的接线是否正确；②装置的定值整定是否准确，这决定于线路参数的测量、定值的计算和定值的整定；③线路进行改造后是否再次进行了核相，线路参数测量计算定值并进行整定。④线路跳闸后是否进行事故分析，并对装置的定值进行校核和调整，这一点是今后装置能否准确定位的关键。

2、计算查找法

这是本人在多年的线路运行维护过程中，通过对线路故障点的分析，总结出来的一种查线方法，适用于故障测距或保护测距不太准确的线路，思路是假设一条线路跳闸，电厂保护测距为a千米，实际故障点距离电厂为a1千米，本线路第二次跳闸时，电厂保护测距为b千米，这样，可以通过式子a/a1=b/b1计算出待查（第二次跳闸）故障点的距离b1，得到这个结果后，安排人员从D点查找故障点。采用这种方法查找故障点，经过我们多次查找的结果表明其准确率可达到97%左右。采用这种方法查故障点的关键在于确定a和a1，如果确定不好，直接影响故障点查找的准确率，这也是这种方法的难点。它需要用一次跳闸的测距和查线情况与其它几次的测距和查线情况进行计算、分析、对比，才能确定出来。

3、雷电定位系统

雷电定位系统是针对雷雨季节特点研制开发的一套系统，主要用于跟踪并纪录雷电的行踪，实时将遭遇雷击的电网线路的位置在监视器上显示，一旦出现线路被电击“跳闸”伤害的现象后，探测站的探头，马上根据杆塔经纬度测出“雷害”时间、位置、强度，电力运行维护部门依据定位情况立即组织人员赶到现场进行有针对性的查看，这套系统效果比较好，对雷击故障点的查找有很大的帮助，降低了雷击故障查找的难度和线路运行维护部门的劳动强度，提高了线路故障查找的准确率。

有些线路故障往往是由缺陷发展演变而来的，搞好缺陷的定性和记录也很重要。

二、细致的分析是故障定点的关键

在接到调度线路跳闸通知后，应首先根据线路故障发生的季节、时间、气候状况、故障录波及保护测距数据、重合闸动作情况等，对架空线路的故障性质进行初步判断，然后针对不同的故障性质和线路状况采取针对性的故障巡线措施。

电力线路发生短路是出现最多的一种故障形式。中性点直接接地的电网中，以单相接地短路的故障最多，约占全部短路故障的90%左右，其次是两相接地故障。

吊车碰线特点为单相接地较多，多为下相，一般发生在良好天气下，故障点多发生在线路特殊区段，导线及吊车有明显放电点，绝大多数不能重合成功。

因导线挂上异物的故障大都属于高阻接地，交跨或树木引发的故障往往出现在线路负荷过重或春夏之交以及夏天的高温天气。

合成绝缘子的闪络属于高阻接地，大部分发生在半夜至凌晨，网上负荷较小、系统电压较高的这段时间，主要集中在有雾、毛毛雨和雷雨天气。

雷雨天气易出现雷击，大雪无风天气易断线，雨加雪冰冷天气轻载线路易断线，浓雾天气绝缘子有可能污闪，暴风天气耐张杆距离较小的引流线易放电，线路负荷过重且存在导线接头接触不良的问题，引流线夹发热烧断故障。

三、合理的巡视是故障查找的重点

将故障数据、分析定性结果、现场情况及巡视重点向全体巡视人员进行详细的交代。巡线时除了注意线路本身各部件及重点故障相外，还应注意线路经过的一些特殊地段，如采石场、重污染区、泄洪区线路附近环境特别留意。因为人为原因线下违章作业，还有环境污染以及自然因素对线路形成的腐蚀，都有可能引起线路故障的起因。发现与故障有关的物件和可疑物时，均应收集起来，并将故障点周围情况作好记录，作为事故分析的依据。

如果排除了全部的可疑点后，应扩大巡视范围或全线巡视。如果还是没有发现故障点，可适当组织重点杆段或全线的登杆检查巡视。登杆检查由于巡视距离较近，可以发现在地面巡视的死角，对怀疑为雷击的情况应增加避雷线的悬挂金具、放电间隙和杆塔上部组件的检查。

以上仅是一些常规的故障查找程序，但事故的突发性、不确定性和线路的千差万别，决定了故障查找方法的不尽相同，应根据具体情况具体分析，尽快找到故障点是唯一目的。由于线路故障具有突发性和不确定性，因此故障查找应具体分析，灵活变通，积极利用行波测距、雷电定位、三维GIS等先进技术，同时结合多年来积累的经验，准确分析和判断线路故障性质，快速查找到线路故障点。

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关键词：35kV变电站 设计 电气系统

随着我国经济建设的高速发展，现代电网结构日趋复杂，电网容量不断扩大，电网实时信息传送量成倍增多，对电网运行的可靠性要求也越来越高。35kV变电站现在虽然在用电量大的城市和经济发达的城市，但由于它具有投资少、见效快、建设周期短、安装、运行、维护、检修技术较容易解决等特点，在广大的农村地区这种供电方式仍将长期存在。

一、35kV变电站的设计原则：

1、 变电站设计必须认真执行国家的技术经济政策。并做到，保障人身安全、供电可靠、电能质量合格、技术先进和经济合理。

2、 变电站设计，应根据工程特点、规模和发展规划，正确处理近期建设和远期发展的关系，做到近、远期结合，以近期为主，适当考虑扩建的可能。

3、 变电站设计，在执行本标准的同时原则上尚应符合现行的国家规范、规程和标准规定。

二、35kV变电站的站址选择

1、 站址应尽量靠近已有公路，并充分利用水文地质条件较好的荒地、坡地、劣地，不占或少占农田。

2、 站址应接近负荷距中心，并便于各级电压线路的引入引出，架空线路走廊应与站址同时确定。

3、 站址应尽量避开空气污秽地区，否则应采取有效的防污措施。

4、 站址选择应考虑对邻近设施的影响。

5、 站内地面应有适当的坡度，以利排水。

6、 变电站占地面积不超过1000平方米。

三、常见的常规35kV变电站设计

我们日常生活中常见的35kV 变电站设计一般采用的都是户外装置，设计安装有D W 12-35 户外型多油断路器，至于10kV 高压配电装置则以户内装置为主，设计过程中主要采用GG-1A （F） 高压开关柜，选用的是 SN 10-10 型少油断路器设备，也有设计过程中选用ZN -10 型户内高压真空断路器，而实际设计过程中以前者较为常见。至于35kV 变电站的继电保护屏或是控制屏基本采用的都是PK 型，以电磁式继电器来实现对继电设备的维护。这一设计过程从整体运行来看是较为安全可靠的，无论是设备安装还是维修保护都相对简单，这一常规35kV 变电站设计如今仍在乡镇或是山区得以沿用。然而，这套设备的问题就在于设备的整体性能较为落后，从占地面积、造价投资、结构能耗等方面来看都表现出极大的不合理性，整体设计方案与实际的电能消耗存在着较大差距，不利于电力系统的节能与环保。

四、主接线和主设备选择

1 、主接线选择

对于经济基础较弱工业性用电比例较小且农业负荷比例较大的用电地区，用电最大负荷处在第三季度或者冬季，二、三季度在圩区防汛抗旱期间负荷较大，且必须保证供电，因此要保持一定水准的负荷平台。设计时主接线一般分两期实施，终期按两台主变考虑。首期工程电气主接线：35 kV 变电站首期工程一般采用一条 35 kV 进线和一台主变，因此首期工程电气主接线宜采用线路――变压器单元接线。在布置上应对二期工程位置作预留，首期不上的断路器、隔离开关等利用瓷柱过渡跳线；根据计量管理和电网位置情况决定是否上 35 kV 电压母线变压器；35 kV 站变可接在35 kV 进线侧，若是10 kV 站变，也可接在10 kV 母线上；10 kV 侧电气主接线采用单母线接线。二期工程电气主接线：二期工程安装两回进线，两台主变压器的主接线。35 kV 侧可采用桥形接线。对主变压器运行方式相对比较稳定，操作较少的35 kV 变电站，宜采用内桥接线；对主变压器操作较多的 35 kV变电站，宜采用外桥接线。桥形接线和单母线接线相比较可节省一台断路器，但操作复杂。

2、主设备选择

主变压器的选择，主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定。在有一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的一、二级负荷。具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的 15%以上，主变压器宜采用三线圈变压器。若运输条件允许，优先选用全密封变压器。高压断路器应选择 35kV 等级优先的SF6国产断路器，10kV等级户外布置的断路器优先采用柱上真空断路器，10kVSF6断路器在解决压力指示表、密度继电器等易引起漏气的问题后也可选用，高压隔离开关应选择35kV高压隔离开关，优先选用防污型、材质好、耐腐蚀的产品；无人值守变电站优先选用GW4 型带电动机构的隔离开关。互感器和避雷器：为防止铁磁出现谐振，优先选择干式电压互感器，过励磁时呈容性。若选择电容器式电压互感器，可省去高压侧熔断器。选择带0.2级副线圈专用电流互感器。保护用电流互感器选择独立式的，但断路器附带的套管式电流互感器也可在电气伏安特性满足二次要求的情况下采用。直流电源：优先选择带微机检测和远传接口的高频开关电源的成套直流电源装置，采用5～10A2块模块。蓄电池可选阀控全密封铅酸蓄电池，容量40～80Ah。二次设备：优先选用具有与变电站综合自动化或RTU灵活接口的微机型继电保护设备，分散布置10kV保护；35kV保护备用电源发挥联络线功能时需配备线路保护，集中组屏布置馈线保护；根据实际情况考虑配置主变纵差动保护。变电站自动化系统：设备选型要求满足无人值守需要。综合自动化系统应具备微机“五防”闭锁及接入火警信号等功能。通信采用数字式载波通信，条件允许可选扩频、光纤等方式。

五、突出35kV 变电站的综合性与自动化处理。

35kV 变电站设计中的综合性主要体现在其系统类别的集中式和分布式方面，无论是其中的管理层还是间隔层都需要通过独立的操作系统来对系统单元装置进行系统规划，以体现必要的工程建设标准。运行人员在对变电站基本数据进行整理与分析时能够通过简单的画面打印实现对控制系统的电能计算，进而更好地促进变电站现场的总线控制与测量结构规划。

六、结语

35kV电压登记在我国电力网中是一个重要的电压等级，35kV变电站在我国县级电力网中将长期使用。随着产品不断更新，相应的新型设备层出不穷，设计方案应力求结线简单、清晰、操作方便，提高可靠性，限制工程造价，节约土地，减少生产和生活办公设施建筑物的土建面积。发展方向应是向小型化、综合自动化和无人值班方向发展。在实际设计工作中，必须按照负荷的性质、用电容量、环境条件、工程特点和地区供电条件及用户的经济承受能力，安装、运行、维护、检修的技术力量，备品备件购置是否方便，抢修、操作、交通是否便利，将来是否升压扩建，与调度自动化配合等方面的因素。因此，我们应致力于去优化改善35kV变电站的设计，使之更好的为我们所用。

参考文献：

【1】 章盛 李江，几种35kV变电站设计方案的讨论，新疆电力，2005（4）；

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关键词：设备状态检修

1、概述

建设“电网坚强，资产优良、服务优质、业绩优秀”的现代供电公司，是企业发展战略的需要，“一强三优”目标的提出，对电网的主设备提出了更高的要求，不仅电网主设备要实现安全可靠运行，而且要保持良好的健康状态和设备完好率，才能达到电网坚强和供电可靠。状态检修是根据设备的状态而进行的预防性作业。在电网发展日益庞大，用户对可靠性的要求越来越高的今天，状态检修更加显现出不可替代的作用。

开展状态检修，主要基于两方面的考虑：一是满足提高可靠性的要求。目前的预防性检修试验工作是按照春检安排的，由于春季是用电高峰的开始以及试验设备量大，所以仅预防性检修工作就对供电可靠性的影响很大，如果再加上工程施工和事故引起的可靠性下降，显然难以实现逐步提高可靠性的要求。二是设备的健康状况比以往的情况有了较大的改观。如果完全按照当时的规程进行春检，不管设备的状态如何，只要到期就修，不仅加重了现场的劳动强度，而且对设备的健康、供电的可靠性和人身的安全未必有好处。只有根据设备状态进行检修才能提高设备的检修质量和效率，达到保证系统安全的目的。

2、状态检修的解决方案

开展状态检修的关键是必须抓住设备的状态。我们需要从以下几个环节入手。

2.1抓住设备的初始状态

这个环节包括设计、订货、施工等一系列设备投入运行前的各个过程。也就是说状态检修不是单纯的检修环节的工作，而是设备整个生命周期中各个环节都必须予以关注的全过程的管理。需要特别关注的有两个方面的工作：一方面是保证设备在初始时是处于健康的状态，不应在投入运行前具有先天性的不足。状态检修作为一种设备检修的决策技术，其工作的目标是确定检修的恰当时机。另一方面，在设备运行之前，对设备就应有比较清晰的了解，掌握尽可能多的信息。包括设备的铭牌数据、型式试验及特殊试验数据、出厂试验数据、各部件的出厂试验数据及交接试验数据和施工记录等信息。

2.2注重设备运行状态的统计分析

对设备状态进行统计，指导状态检修工作，对保证系统和设备的安全举足重轻。

应用新的技术对设备进行监测和试验，准确掌握设备的状态。开展状态检修工作，大量地采用新技术是必要的。但在线监测技术的开发是一项十分艰难的工作，不是一朝一夕就可以解决的。在目前在线监测技术还不够成熟得足以满足状态检修需要的情况下，我们要充分利用成熟的在线离线监测装置和技术，如红外热成像技术、变压器油气像色谱测试等，对设备进行测试，以便分析设备的状态，保证设备和系统的安全。

从设备的管理上狠下功夫，努力做到管理与技术紧密结合。建立健全设备缺陷分类定性汇编，及时进行内容完整、准确的修订工作，充分考虑新设备应用、新的运行情况出现及先进检测设备的应用等；各部门每月对本部门缺陷管理工作进行一次分析，每年进行总结，分析的重点是频发性缺陷产生的原因，必要时经单位技术主管领导批准，上报相应的技术改造项目。

基于上述基础，应用现有的生产管理信息系统，在生产管理上要有所创新、有所突破。生产管理系统是以设备资产为核心，以设备安全可靠运行为主线，涵盖变电运行与检修、试验、继电保护、调度和安全监察等专业，涉及送电设备运行和检修管理、变电运行管理、设备定级管理、变电设备和保护装置的检修计划与管理、各类操作票和工作票管理、设备的绝缘和化学试验管理、设备缺陷管理等的计算机综合管理信息系统。而且要利用系统所具有的分析和统计功能，为设备的状态检修提供比较高效的信息。比如断路器的切断短路电流的次数、变压器经受短路冲击的次数、设备检修的时间、历史上设备试验结果的发展趋势等等。

2.3制订完善的状态检修工作流程

对变电设备实施状态检修是专业管理观念上的一次转变，要改变传统的专业管理模式，必须有完善的管理制度和技术要求。

根据采集到的状态信息，对变电设备的状况进行评分，评分值可以基本上判断设备的健康状况，并以此作为延长或者缩短检修周期的依据。对设备状态进行评分所依据的信息称为状态信息。主要包括运行工况、预试数据、缺陷、检修、在线监测数据、家族缺陷等。对设备健康状况的评分，目前采用综合分析，加权计算的方法，实施百分制评价，对一些重要状态信息合理选取加权系数，并通过分析计算，提高分析工作的准确性和效率。（基准周期为DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》所列试验周期）。

设备状态检修管理的核心是如何基于对设备状态评估的结果，制定出经济、合理的维修、试验计划。设备检修的目的是通过检修消除设备缺陷，恢复设备的设计能力和出力，保证设备在检修周期内稳定可靠运行。对此我们要积极探索，结合安全性评价、反季节性预防措施、反事故技术措施、安全措施计划中有关检修改进的项目，初步形成一些状态检修原则和规定，产生基于设备状态检修理念的试验、大小修计划，对设备进行状态检修，做到了有的放矢，减少了检修工作的盲目性，大幅度减少检修时间，提高了设备的可用率。河间市电力局变电工区从2002年开始试行设备状态检修管理，几年来逐步完善了状态检修制度。制度规定了状态检修的原则、参量、状态信息的选择和维修、试验策略等，对设备状态检修工作进行了全面规范和指导。

3、客观的评价状态检修

提高供电可靠性。状态检修实施的结果是减少了现场的工作量，特别是减少了变电所全停的次数，因而使得供电的可靠性得以明显的提高。

降低检修成本，提高经济效益。减少停电次数不仅提高了供电可靠性，减少了线损，而且减少了维护工作量，节省了成本。

减少了倒闸操作。在实施状态检修的情况下，调度在安排计划时，为了使设备维护单位有充足的准备时间，设备检修仍按春季适当安排；对先进设备或室内设备，在试验单位不要求试验的原则上不安排全所停电。对有两台变压器的110kV、35kV重要变电所，一般采用设备轮流停电检修而不安排全所停电。编制计划时，协调有关单位将定检予试任务和全年的送变电设备治理工作有机地结合起来，及早进行设备摸底调查，做到心中有数。要求有关单位提报设备停电定检予试计划的同时，统筹考虑设备治理的具体内容，做到一次停电，一次完成。

提高人身和设备安全。通过状态检修减少了大量的停电检修和带电检修工作量，减少了发生人身事故的机率。由于计划检修时间比较集中，在2～3个月的时间内进行，有时每天都有停电检修，工人很疲劳，在实际工作中，发生人身事故的险情在系统内时有发生。状态检修由于减少了停电次数，减少了变配电设备操作，从而减少了变配电误操作的机率，对确保人身安全和设备安全十分有利。

4、正确的认识状态检修

对状态检修的复杂性、长期性、艰巨性及其蕴藏的巨大潜力缺乏足够的认识。从事状态检修工作的专业人员缺乏对其理论的学习及深入的研究，认为减少停电次数，拉长检修周期不仅可以少干活，也能保证安全，对状态检修如果存在以上片面的看法，是对状态检修的认识处在一个浮浅的状态，认为状态检修就是少干活，没有意识到这项工作的艰巨性和复杂性。

技术水平跟不上实际的需要。从检修技术的发展历史看，无论事故后检修还是预防性检修都是与技术发展的水平相联系的，状态检修也是一样。实施状态检修，是有技术基础的。只有把这个基础夯实，我们的状态检修工作才能够健康地发展，获得长期的利益。

相应的技术管理工作没有跟上。状态检修需要科学的管理来支撑。但我们的生产技术管理仍存在许多薄弱环节。基础管理不能提供完整的设备档案记录及运行、检修、试验记录，或运行检修记录不详、不衔接、资料丢失等。历史记录没有被很好地组织利用起来，只能提供十分有限的信息来改进我们的生产检修管理工作，各级专业人员不知道自己在状态检修中所扮演的角色，检修工作没有着眼于取消没有必要的工作，多年延续下来的定期检修制度严重束缚人们的思维，只知道按“规定”办，至于该不该修则很少考虑。至于新的检修周期的确定、检修项目的变更是否合适，怎样在实践中去检验，寻找规律，找出每类设备检查或检修较经济的周期，在这方面我们专业管理人员做得远远不够。

5典型案例

随着经济的发展，长期以来形成的定期检修已不能满足供电企业生产目标，即用最低的成本，建设具有足够可靠水平的输送电能的电力网络。本着如何有效控制检修成本、合理延长设备使用寿命等问题，河间市电力局下大力气推进变电设备状态检修管理理念的应用，使专业管理水平上了一个新台阶。

截止2005年底，变电工区对17座35KV变电站安装及配置了基于事故预知技术的分布式在线监测装置及检测仪器，监测内容涵盖避雷器在线泄漏电流、油中气体分析、顶层油温、SF6开关压力、变电设备红外参数、设备污秽参数等。所选取的这些指标可以较为准确和全面的反映变电设备的健康水平,为实施状态检修提供了有力的技术和数据支持。

在专业管理方面,大力推行状态检修管理理念,几年来逐步建立了状态检修机制,通过对变电设备在线监测数据、交接预试信息、运行信息的分析，科学地判断设备综合健康状况，对设备进行状态评估,并根据评估结果，确定维修计划，做到当修必修、需修才修，从而节约了维修费用，减少了停电时间。

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[关键词] 配电自动化 配电管理 负荷控制 管理

一、电力自动化系统

电力自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通讯技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、丈量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计。对变电站全部设备的运行情况执行监督、丈量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监督和控制任务。变电站综合自动化替换了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是进步变电站安全不乱运行水平、降低运行维护本钱、进步经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

二、配电自动化与配电管理系统

配电自动化系统的功能基本有五个方面，即配电SCADA、故障管理、负荷管理、设备管理/地理信息系统、配网应用分析同输电网的调度自动化系统一样，配电网的SCADA也是配电自动化的基础，只是数据采集的内容不一样。目的也不一样，配电SCADA针对变电站以下的配电网络和用户，目的是为DA／DMS提供基础数据。但是，仅仅是配电SCADA的三遥功能，并不能称为配电自动化系统，必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化(FA)功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断是一个复杂的问题，根据配网实际情况和故障情况的差别，诊断的步骤与方法不同。诊断方案应适用于单相接地故障、相间故障、相间接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。

为了完成DA的功能，配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量，还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉；除可进行人工远程控制，还应对馈线设备进行自动控制，以便实现故障的自动隔离和自动恢复。

三、GIS与面向电力系统的实时GIS平台

由于配电网供电设备点多面广，并且按地理分布，因此，对其管理离不开地理信息。常规的地理信息系统(GIS)由GIS软件包、数据库和计算机硬件组成。可以完成一般的图形制作、编辑与管理功能，以及空间数据分析和关联分析。建立在GIS基础上的设备系统通常称为AM／FM／GIS系统（自动制图／设施管理／地理信息系统）。

这种由常规G1S构成的设备管理系统，包括了许多电力系统分析所不需要的地质地貌信息，必然导致资源的浪费，而电力系统分析又对实时性要求极高，因此，需要一种面向电力系统的实时GIS平台作为配电自动化／配电管理系统的基础平台。

这种平台应具有以下特点：(1)良好的实时性；(2)对电力系统模型的良好描述；(3)对其它系统的开放接口。

四、负荷控制与负荷管理

调度自动化系统的主要任务是电网的安全经济运行，而负荷的管理和控制则是配电自动化系统的主要目的。随着电力系统的发展，以往那种以限电为主要目的的负荷控制系统已经不适应当前形势，电力供应的不平衡关系已倒置，现在的问题是如何将电用好，最大限度地满足用户需要。

因此，传统的负荷控制系统应向负荷管理层次上发展，成为配电管理系统的一部分。目前许多电力局都有一套负荷控制系统，如何在新投运的配电自动化系统中借用负荷控制系统的资源以及如何将负荷控制功能升级为负荷管理功能，将原有负荷控制系统的硬件设备与新建的配电自动化系统有机结合、信息共享将是一个十分有意义的课题。

五、通信方式的选择

配电通信系统是配电自动化系统的一个重要环节，由于配电网终端节点数量巨大，给通信方案的选择带来困难，配电系统可选用有线、无线、光纤、载波等多种通信方式。对于通信方式的选择应根据各地的具体情况选择一种性价比最高的方式。下面简要分析各种通信方式的利弊：

1.有线方式有电话线和专线两种。

电话线方式设备投资较低，可靠性和实时性也较低，由于电话线架设非常方便，广泛适用于实时性要求不高的配电终端。专线方式可靠性和实时性都很好，适合实时性要求较高的配电终端设备，缺点是需要架设专用通信线。

2.无线方式有普通电台和高速智能数传电台两种。

普通电台已广泛应用于负荷控制系统中，优点是投资少，缺点是可靠性较低，频点申请无委会控制较严。高速智能数传电台通信速率高，频点可复用，支持x．25协议，有路由选择功能和主动上报功能，适合配电自动化系统应用，缺点是价格较高。

3.光纤通信方式有光端机方式和光接口板方式两种。

光纤通信的主要优点是通信容量大、抗干扰能力强、损耗小；缺点是价格较高。光端机方式适合容量大的站点，成本也较高。光接口板的方式将光电转换器直接置人配电终端内，并可以利用编码复用方式多个配电终端设备公用一对光纤，有效地降低了成本。另外，如果多膜光缆能够满足配电系统的距离要求，选用多膜光缆也比单膜光缆通信成本低得多。因此，光纤通信方式在配电自动化通信系统中有着广泛的应用前景。

六、开关设备与FTU的配合

配电开关设备是配网自动化的主体设备，用于配电自动化的智能开关与传统的开关有很大区别，主要表现在其控制回路上，传统的开关设备往往不能满足自动控制的需要。为了满足配电自动化所必须的故障识别和隔离等功能，开关设备必须具备故障的识别能力和控制能力。

用于配电自动化系统的开关设备有两种。一种是自动重合器，它本身具有故障电流的识别能力和操作顺序控制能力。另一种是与FTU一体化的智能负荷开关。

采用依靠重合器时序整定的方法实现馈线自动化功能，好处是不需要通信系统配合，但是对一次设备要求高，冲击电流大，特别是对于小电流接地系统故障自动识别无法实现。与FTU一体化的智能负荷开关，通过FTU采集故障信息，与通信设备和计算机一起实现馈线自动化。其好处是对线路冲击小，适用于小电流接地方式，但需要通信系统与之配合。从衡水配网实际出发，这种方式更适合衡水配网的具体情况。

以下是衡水配电自动化系统的rrU与负荷开关的接口要求：

(1)遥测采用三表法交流采样，计量TA(Ia，Ib，Ie)3个，保护TA(Ia，Ib，Ie)3个，以及TV(Uab，Ube分别列于开关两侧)；

(2)遥控接口，合闸：常开接点，驱动合闸110V直流中间继电器；分闸：常开接点，直接驱动分闸线圈；开关失电，用电容器驱动分闸操作机构；

(3)遥信状态分为开关状态(分、合)和储能状态2种；

(4)电源取自TV。

七、相关系统的信息交换与系统集成

配电网在整个电力系统中的范围是中低压网及深入到其中的高压网，分界点在高压，中压变压器的高压侧，但不包括高压侧的断路器和隔离开关。配电网的保护控制系统分界点也相同。由于配电网是一个庞大复杂的系统，各种电力设备呈地理分布，对其应分层控制，同时对于配电网的供电质量和运行费用来看，配电自动化又是一个统一的整体。

在配电系统中包含以下接口与其它系统联系：

(1)同上级调度自动化系统的接口；

(2)同用电管理系统的接口；

(3)同信息中心MIS系统的接口。

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【关键词】电力系统;配电自动化;管理

一、配电自动化概念

配电自动化是20世纪80年代末,美国等几个工业发达国家发展起来的,中国目前的配电网很薄弱,绝大多数为树状结构,且多为架空线,可靠性差,损耗高,电压质量差,自动化程度低,因此加强配电网的建设是当务之急,近几年大量进行的城网、农网改造提供了巨大的市场机遇。采用信息技术,对配电系统的安全可靠运行,提高管理水平,降低损耗具有重要意义。

目前,配电自动化还没有一个明确的定义。在电力系统一般把这4个方面的内容统称为配电管理系统。事实上,4个方面的内容相互独立运行,它们之间的联系十分密切,特别是信息的搜集、传递、存储、利用是相互影响的。分步骤地从纵向和横向两个方向逐步实施和完善。在供电企业内,它属于一个信息管理系统。

二、电力自动化系统

电力自动化系统是利用提高前辈的计算机技术、现代电子技术、通讯技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、丈量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监督、丈量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监督和控制任务。变电站综合自动化替换了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是进步变电站安全不乱运行水平、降低运行维护本钱、进步经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

三、配电自动化与配电管理系统

配电自动化系统的功能基本有5个方面，即配电SCADA、故障管理、负荷管理、自动绘图/设备管理/地理信息系统(AM/FM/GIS)和配电网高级应用。

同输电网的调度自动化系统一样，配电网的SCADA也是配电自动化的基础，只是数据采集的内容不一样，目的也不一样，配电SCADA针对变电站以下的配电网络和用户，目的是为DA/DMS提供基础数据。但是，仅仅是配电SCADA的三遥功能，并不能称为配电自动化系统，必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化(FA)功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断是一个复杂的问题，根据配网实际情况和故障情况的差别，诊断的步骤与方法不同。诊断方案应适用于单相接地故障、相—相故障、相—相接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。

为了完成DA的功能，配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量，还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉；除可进行人工远程控制，还应对馈线设备进行自动控制，以便实现故障的自动隔离和自动恢复。

四、负荷控制与负荷管理

调度自动化系统的主要任务是电网的安全经济运行，而负荷的管理和控制则是配电自动化系统的主要目的。随着电力系统的发展，以往那种以限电为主要目的的负荷控制系统已经不适应当前形势，电力供应的不平衡关系已倒置，现在的问题是如何将电用好，最大限度地满足用户需要。

因此，传统的负荷控制系统应向负荷管理层次上发展，成为配电管理系统的一部分。目前许多电力局都有一套负荷控制系统，如何在新上的配电自动化系统中借用负荷控制系统的资源以及如何将负荷控制功能升级为负荷管理功能，将原有负荷控制系统的硬件设备与新的配电自动化系统有机结合，信息共享，是一个十分有意义的课题。

五、配电自动化管理

1、信息管理

信息管理是配电自动化系统的基本功能,信息被连续地采集更新。信息系统的基本构成是一个不断更新、紧紧跟踪配电系统状态数据库。必须是配电系统的一个完整而准确的记录;配电调度员或任何一项自动化功能都能够方便地存取数据;要随着配电系统的扩充加以修改。信息管理是连续进行的动态过程,信息存入、检索和处理随时都在进行着。对用于控制的信息,其精度和实时性要求很高。用于保护的信息要求精度高并且实时性好,能使保护在毫秒级时间内动作。在无功控制等功能中数据的精度比实时性更重要。数据采集时必须把由于顺序地扫描远方各点而造成的数据不同时性减至最小。采用分布式计算机系统对此是有利的,并能提供保护所必需的快速响应。信息记录的内容包括系统各点的运行参数、事件和数值的时间标志的开关量变动等。反映系统结构变化,远方抄表直接从用户表计上自动记录到电力和电量信息。精度不受损失,远方抄表系统是比较复杂的。响应时间对这一功能并不重要。介时,可以遥控切换用户表计中的机械记度器或固态记数器。

2、安全管理

安全管理的目的是使配电系统发生故障后所造成的影响最小。当发生永久性故障时,首先要辨识并隔离故障线路段,重新构建配电系统,使非故障段能在最短时间内恢复供电。典型的运行方式是由变电站通过多条放射状馈电线对用户供电。当负荷密度很大时,大多数馈电线将互连起来,以使用户有备用的供电途径。对于这种配电系统,故障识别和恢复供电均可自动操作。当一条线路某段发生故障时,馈电线断路器将自动跳闸并自动重合一定次数,如果故障消失则重合成功,如果是永久性故障,馈电线断路器将再次跳开并锁定在断开位置。配电自动化系统通过对故障电流分布信息的分析,推求出故障位置,在电源已经切断的条件下,自动地打开有关的分段刀闸将故障段隔离。自动化系统重新安排运行方式,控制操作适当的刀闸和断路器,将所有非故障线路段重新接入到供电电源上去。

3、加快电网改造

按照电网的规划,优先安排增加电网传输容量、提高电网安全和供电质量的项目,优化电网结构,满足合理的变压器容载比的要求。城市配电网要实现环网结构,提高互供能力。积极采用配电自动化技术。实施环网供电,馈线自动化,缩短故障隔离时间,缩小停电范围。对已经形成的配电网络应积极合理的装设线路分段设备、重合设备。推广在线路上装设有效的故障指示仪,变电所内装设小电流接地选线装置,采用电缆故障寻址器等分散、智能型就地故障检测装置,准确并缩短查找故障点的时间。使用较好的105CV接地故障查找仪器,尽快确定故障点。大力开展10kV配电网带电作业。带电接引,处理和更换跌落开关、带电立杆紧线等作业项目推行带电作业方法,同时加强带电作业人员培训,配置工器具、带电作业车等,不断扩大带电作业项目范围。实行带电作业时,应严格执行有关规章制度,确保安全。

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【关键词】公共交互平台；模型同步；增量模型；直采通道

Abstract：The synchronization strategy for power system information between standby and primary systems is provided in this paper.A common interaction platform is constructed between the two dispatch automation systems namely city dispatch and control center for provincial city HANGZHOU.With the application of CIM，the information of power grid such as：model，real-time information and graph shall be packaged，exported，and imported after the verification of targeted system.The synchronized information include：power grid model with CIM XML form，graph with SVG format，real-time information（such as：analog，digital data，tag，manual entry）and Tele-Control information.These shall be the technical supports for switch of failover and mutual backup between the two dispatch automation systems.This common interaction platform also provides the access platform and open application interface compliant with IEC61970 standards for the future expansion.

Key words：Common interaction platform；model synchronization；incremental model；direct acquisition channel

1.引言

为提高电力调度的稳定可靠性，保证调度系统的持续有效运行，国网公司于2009年启动了省级以上电网备用调度建设，并出台《关于加强地县级电网备用调度建设工作的意见》，指导各级电力调度机构开展备用调度（简称备调）的建设。

各地级电力公司根据各自的具体情况，展开备调建设工作。主要分为以下情况：针对现有调度需求新建备调；在已有系统基础上进行改造，使之能够实现备调的管理、功能、应用目标。在第二种情况相对涉及类型较多，比如省为地备、县为地备、集控与调度互备、区域共备等。杭州市电力公司调度自动化系统（简称调度）已经投入运行，负责电网调度，而杭州市区监控中心系统（简称监控中心）负责变电站监控，实现调控分离。在故障情况下，调度丧失电网调度功能时，监控中心在保证集控功能的基础上实现调度系统的备用，监控中心接管地调的功能并提供相应的应用。反之，当监控中心因故障而丧失变电监控功能时，调度能够接管监控中心的功能，构成调度与监控中心的互备。调度与监控中心的互为备用前提是应用功能一致，运行信息同步，操作风格相同或类似，管理权限一致并可以切换。其中电网信息的一致性是互备关键。本文主要针对杭州市调和监控中心的主备电网信息同步的实现展开。

2.主备系统信息同步架构

图1 调度与监控中心信息同步示意图

调度为杭州电网提供实时监控、网络分析、自动电压与无功控制等应用。监控中心分别为候潮集控中心和庆丰集控中心提供变电站监控。两系统经过改造后功能配置相同，通道各自分离，相对独立运行，互为备用。为保证调度与监控中心的数据一致性，构建了公共交互平台，该平台首先构建基于标准平台和标准接口的实时交互平台，为调度提供开放的数据整合和应用集成平台，实现数据、操作、模型、图形等运行信息和设备资源的交互同步，提供调度与监控中心之间实时数据、操作数据、实时事项、历史数据、AVC信息的同步与一致性校验，对主备系统进行一体化维护。本文主要描述电网信息的同步，具体包括模型、图形、实时信息、AVC信息的同步实现策略。

图2 导出XML文件的逻辑流程图

3.调度与监控中心的电网信息同步实现

调度与监控中心两个系统与公共交互平台对外提供满足IEC 61970国际标准的数据输入与输出，支持CIM/XML模型交换、CIS接口、XML格式、TXT格式、E格式、G格式、标准数据库访问等多种交互方式。系统间的同步对象包括模型、图形、参数、操作信息等。

3.1 模型同步维护

主备系统采用同一套模型，在调度侧维护后再同步到另一端，无需重复维护。调度的CIM/CIS服务器将电网模型和实时数据按照CIM进行组织，形成GDA/HSDA的物理模型视图，并在调度模型数据变化后及时更新模型视图。按厂站/区域/电压等级实现模型的拆分以及导出增量模型，或者比较当前模型与基模型的不同生成差异模型。

在具体的接口设计中，导出CIM XML电网模型的操作封装在cXmlProc中。

class cXmlProc{

bool BuildNode_Company（）；//处理公司

bool BuildNode_Substation（）；//处理厂站

bool BuildNode_Switch（）；//处理开关刀闸

bool BuildNode_EnergyConsumer（）；//处理负荷

bool BuildNode_Generator（）；//处理发电机

bool BuildNode_ACLineSegment（）；//处理线路

bool BuildNode_BusbarSection（）；//处理母线

bool BuildNode_PowerTransformer（）；//处理变压器

bool BuildNode_Compensator（）；//处理电容器、电抗器

bool BuildNode_Measurement（）；//处理量测

}

导出XML文件的逻辑流程如图2所示。

系统进行电网模型交换的过程中，在初次交换基模型后，以后每次交换的是描述变化的增量模型。增量模型（即差异模型）描述了当前网络状态与基模型间的差异。增量模型与基模型合并之后即形成当前时刻完整的网络模型。在对增量模型的处理中，用到差异模型的语法和格式。差异模型本身是一个类型为dm：DifferenceModel的资源，它具备dm：forwardDifferences，dm：reverse-Differences，dm：preconditions等特性。在应用中增加（或删除）一个资源首先要生成一个ResourceID，即create_resource_ids（），或者构造一个URI，并通过ResourceID Service转化为资源；然后抽取rdf：type以及特定类的ResourceID。将特性加入forwardDifferences（reverseDifferences），并作为参数DifferenceModel的一个成员传递给apply_updates（）。DifferenceModel描述了应用apply_updates（）之前和应用apply_updates（）之后的差异，其结构如下：

struct DifferenceModel

{

ResourceDescriptionSequence header；

ResourceDescriptionSequence precon-ditions；

ResourceDescriptionSequence forwar-dDifferences；

ResourceDescriptionSequence revers-eDifferences；

}；

其中使用dm：forwardDifferences特性声明网络模型需要增加的部分，dm：reverseDifferences用来声明网络模型需要删除的部分。而在在监控中心将CIM XML模型检验、导入并合并。模型校验主要使用CIMXMLValidator校验XMLImportFile、XMLExportFile、XMLSubExportFile、XMLDiffExportFile，检查其正确性。而在异常情况下监控中心承担主调功能，故障恢复后，监控中心负责引导差异信息同步维护。

3.2 图形同步维护

调度与监控中心的图形同步需要通过SVG格式来完成。首先通过SVG图形转换工具将SCADA单线图转换为符合浙江省电力局规范的SVG格式。图形转换的要点包括：SVG格式、图元描述、图元对象符合CIM、图形文件中能够体现与CIM XML电网模型的关系。

交换所使用的协议是SVG的一个子集，使用XML作为交换的格式。图形交换可与CIM XML/RDF数据文件一起进行，或者领域对象的交换在图形交换之前进行。采用以图形为中心的方法进行转换，有从图元到CIM对象的引用。而要实现SVG图形的IE浏览需要IE浏览器安装必要的插件，如Adobe SVG Viewer。

图3 以图形为中心的传输方法

在监控中心端将规范的SVG接线图导入，以便进行外网模型参数和接线形式的查询和浏览。规范的SVG图形将转换为目标系统绘图包支持的格式进行展示。在导入之前使用CIMSVGExporter导出SVGExportFile，利用SVGViewer验证图形是否可以在IE浏览器上正确浏览，并确定差异性，同时验证热点连接和浏览量测值的正确性。

3.3 实时信息同步维护

公共交互平台的另一方面功能是实现主备系统的实时信息同步。在调度和监控中心侧均配置CIS服务器，提供遵循IEC 61970的组件服务，包括GDA（通用数据访问）、HSDA（高速数据访问）、GES（通用事件和订阅）服务，其中包括了资源ID服务的公共服务、GDA查询服务、GDA更新服务、GDA事件服务、DAIS数据访问服务、DAIS报警与事件和HDAIS等。同时也提供更新实时信息的CIS客户端。CIS客户端通过GDA服务来获取电网模型信息，遥信、遥测等信息，挂牌、人工置数、人工置位信息，以及进行控制命令的转发；通过HSDA服务来订阅遥信和遥测的实时更新数据；通过GES服务来订阅SCADA产生的报警和事项。从而，保证一、二次系统电网和设备运行信息的主备系统一致性。

图4 公共交互平台上的实时信息交互

3.3.1 变电站实时信息的同步

调度GDA客户端通过监控中心上的GDA写服务将调度的遥信、遥测数据更新到监控中心的CIS服务器上，通过限制每次更新操作的差异模型大小来控制网络流量。而监控中心的GDA客户端则连接调度GDA写服务将监控中心的遥信、遥测数据更新到调度CIS服务器上。实时数据的更新可通过HSDA订阅的方式进行，即调度HSDA客户端订阅监控中心CIS服务器上的遥信和遥测数据，监控中心HSDA客户端订阅调度CIS服务器上的遥信和遥测数据。

3.3.2 实时控制信息的交互

当监控中心的直采通道故障时，监控中心可通过公共交互平台将遥控命令转发到调度，由调度实现控制操作命令的执行。监控中心GDA客户端首先通过调度CIS服务器GDA写服务将遥控命令更新到调度CIS服务器上，调度CIS服务器通知调度进行遥控的相关操作。调度的操作过程、操作结果将由调度侧的GDA客户端通过GDA写服务更新到监控中心CIS服务器上，由监控中心的CIS服务器导入监控系统中，完成整个控制操作过程。

3.3.3 实时报警事件的订阅

监控中心CIS客户端通过调度CIS服务器的GES服务从调度CIS服务器订阅报警和事件，调度CIS服务器通过客户端实现的回调函数将最新的报警和事件发送到监控中心CIS客户端。

3.3.4 挂牌、人工置数/置位等实时信息的同步

监控中心的GDA客户端连接调度的GDA写服务将监控中心的挂牌、人工置数、人工置位等实时信息更新到调度的CIS服务器上；而调度的GDA客户端则通过监控中心的GDA写服务将调度的操作实时信息更新到监控中心的CIS服务器上。从而实现调度侧和监控中心侧挂牌、人工置数、人工置位等实时信息的一致性正确性，保证及时同步显示。

3.3.5 AVC信息交互

监控中心AVC二级服务器与调度AVC服务器之间的信息交换同样通过公共交互平台进行，其交互的方式为：

1）调度AVC服务器与监控中心AVC二级服务器、AVC客户端的运行状态的互传将通过实时信息平台的GDA服务进行。调度GDA客户端将调度AVC服务器的运行状态通过GDA写服务更新到监控中心CIS服务器上，监控中心的CIS服务器再将该信息传递给监控中心AVC二级服务器；监控中心侧的GDA客户端将监控中心AVC二级服务器、AVC客户端的运行状态通过GDA写服务更新到调度CIS服务器上，调度的CIS服务器再将该信息传递给调度AVC服务器。

2）调度GDA客户端将调度AVC服务器端控制策略通过GDA写服务更新到监控中心的CIS服务器上，而AVC客户端对控制策略的确认和撤销则由监控中心GDA客户端通过GDA写操作写回到调度CIS服务器上。控制操作结果通过GDA写服务更新到调度CIS服务器上，将结果通知调度AVC服务器。

3）监控中心所辖的有载调压、无功设备闭锁、检修等参数将由监控中心GDA客户端通过GDA写服务更新到调度CIS服务器上，调度GDA客户端通过DAF事件得到更新参数的通过，随后通过GDA读服务从CIS服务器获取数据更新到调度AVC服务器上。

事实上遵循IEC 61970的公共交互平台也支持第三方在此平台上灵活开发新应用，或者使用这些服务进行消息传递，实现RPC等多种形式的数据交换。

4.结语

本系统针对主备系统的信息同步，提出了模型、图形、实时信息等多方面的主备同步传输策略。应用CIM对调度系统电网的模型信息、实时运行信息和图形信息进行包装、导出，通过主备系统提供的CIM XML电网模型、SCADA SVG图形、GDA/HSDA服务，通过公共交互平台，共同解决主备系统电网信息一致性问题，为主备系统切换奠定了基础，为调度的不间断运行提供了技术保障。

本工程中的公共交互平台支持通过导入导出其他EMS系统提供的CIM XML模型和SVG图形，将外系统的模型合并到本地系统模型中，在地调可以合并其他等级调度的模型，进行更大范围的网络分析或者支撑一体化系统建设。而CIM/CIS数据器不仅能够使当前系统对外提供符合IEC61970的标准服务，而且方便用户未来开发新应用，工程实施完成后，用户可使用这些标准接口灵活地开发新应用，对外提供开放式的便于扩展的应用平台接口。运用该策略同样适用于电力企业各部门、各业务的数据整合，从而保障大电网运行模式下信息的统一性、完整性、可靠性。

参考文献

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作者简介：

孙姗（1979—），女，浙江杭州人，大学本科，工程师，技师，现供职于国网浙江省电力公司杭州供电公司检修公司检修试验工区，主要从事电力系统继电保护及自动化检修管理工作。

杨帆（1971—），男，北京人，大学本科，高级技师，工程师，现供职于国网浙江省电力公司杭州供电公司电力调度控制中心，主要从事电力系统自动化运行管理工作。