运维技术范文

导语：如何才能写好一篇运维技术，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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一、完成2/3G用户4G网络功能开放

全面支撑市场2/3G用户开放4G工作，完成开放前的网络能力核查准备、开放过程中的网络负荷分析调整，按照市场部预测开放用户数完成核心网扩容规模核算报批和电路域、分组域两次紧急扩容。

二、开展面向市场支撑分析和推动工作

根据集团公司安排开展运维面向市场支撑分析工作，并在此基础上积极开展运维面向市场支撑推动工作，印发了《关于开展运维面向市场支撑推动工作提升4G网络使用效率的通知》。此外，确定了iphone5系列终端破解情况统计表、4G终端无法使用4G网络原因统计表等统计模板，由信息化部配合完成了自动化定制报表的开发。

四、网络规划

按照部门网络规划总体安排，完成移动核心网本地化规划指导意见细化以及分公司资源现状核查和网络规划需求收集，完成规划表业务量、指标表统计及现状库、储备库、规划项目库表格填写、投资核算、规划汇报材料编制以及规划上报。

在配合市场部4G开通工作中，为满足市场需求，紧急调整2015年规划4G扩容规模并同集团网研院积极沟通，第一时间获得了同意并协调完成了项目入库。此外，协调厂家通过临时LICENCE方式解决了HSS 4G占有率超限预警问题。

五、移动核心网网络安全隐患排查整治

按照集团公司通知，认真与盟市分公司确认并积极与集团公司专业主管沟通，完成移动核心网网络隐患排查和报送，并制定整治计划组织区网管中心和各盟市分公司进行整治，按总部要求完成了整治情况总结和上报。

六、运维资格认证

按照部门运维资格认证总体工作安排，完成移动核心网考试试卷的编制和监考、评分、成绩登记等工作，顺利配合完成运维资格认证总体工作。

七、项目清理工作

按照公司要求，完成2014年备品备件购置项目入账、转资和关闭。

按照集团公司安排，完成2012年分组域监控系统扩容工程项目建议书、技术规范书编制和采购需求申请。

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一、操作规程、规章制度、应急预案：

1、更新了龙门风机房、龙门绞车房各岗位的操作规程、现场处置方案及规章制度，同时组织职工进行培训学习并签字。

2、共审批了20份安全技术措施，《龙门绞车罐笼钢丝绳调绳安全技术措施》、《龙门风机性能测试及使用非防爆设备安全技术措施》、《龙门提升机性能测试安全技术措施》、《龙门春检倒闸操作安全技术措施》、《龙门接地电阻测试安全技术措施》、《上半年停产检修安全技术措施》4份、《龙门风机单机运行安全技术措施》2份、《龙门风机检修安全技术措施》2份、《电氧焊措施》6份。

二、检修及重点工作：

1、按照机电工区2019年春检工作安排，维运四队完成了春检工作4项。对龙门配电室、龙门风机配电室、胶轮车间配电室、龙门绞车房配电室的6KV高压开关柜进行保护试验整定；完成对维运四队所管辖建筑物的接地电阻测试；完成对所有高压电缆接触点进行红外测温工作；完成所有岗位防小动物工作。

2、按照矿工作安排，维运四队根据机电工区的上半年停产检修要求并结合设备实际运行情况，完成了本队上半年停产检修工作。

3、完成了龙门风机房两台主扇的检修工作。此次检修工作是维运四队首次完成风机检修的工程，检修前一天已按计划将所需要的工器具、安全措施准备齐全；检修过程中，运行机为单机运行，我队要求岗位人员每半小时巡查一次，充分掌握单机运行期间运行机的各项参数情况，发现问题及时汇报处理。在检修第二台风机时，已经有了检修第一台风机的经验，所以在检修过程中所遇到的问题我队已经提前预想到，顺利完成了此次的检修工作。

4、配合科林公司对龙门两台主扇和龙门绞车系统进行了性能测试，尤其是此次龙门绞车的性能测试，维运四队提前做了大量的准备工作。在测试第一个工况前，我队请运输工区胶轮车队配合将43t液压支架连同约16t斗车（总重约60t）一同固定在大罐内，并且将15t配重固定在平衡锤内。测试第二个工况时，请运输工区胶轮车队配合配合将8t胶轮车（自重12.3t）固定在大罐内。对测试中可能出现问题，做到了心中有数，提前想好解决的办法。

6、前5个月的日检巡查中，对钢丝绳的检查作为了重中之重的工作，检查中发现钢丝绳出套现象约70余处，出套208丝；断丝5处，断7丝。6月4日，我队积极配合徐州三森厂家对龙门钢丝绳进行了更换，此次更换钢丝绳施工时间19小时，采用了较先进的换绳车及换绳工艺，我队员工全员跟在现场，对于厂家使用新工艺、新方法换绳，为我队以后在钢丝绳调绳中积累了经验。

三、证件情况

维运四队绞车司机11人，全部有证。

井筒维护工12人，有4人无证。

井筒检修工13人，有2人无证。

主扇司机13人，有2人无证。

四、发生的事故

维运四队2019年3月7日龙门风机房防爆配电室越级跳闸事故以及2019年3月26日龙门绞车停车事故，这两起事故的发生，说明维护人员对于设备的检查还是不到位，不能熟练掌握设备工作原理，对备品备件材料准备存在欠缺等等原因，这就要求维运四队要因地制宜的开展工作，不断加强安全、技能素质培训教育工作，提升员工技能素质，加大设备巡查力度以及加强设备运行的风险管控能力及整改措施，保证安全生产。

五、技术培训方面

1、根据工区聘用的要求，我队本着“公平、公正、公开”的原则进行本队技能人员聘用工作，经过全员无记名投票，最终聘用高级技师1名、技师10名，高级工7名，相关资料已上报工区。同时，申报了本科生1名，中专生2名进行再学习，大力提倡在职学习，为更好地适应快速发展的企业变化，打牢坚实的理论基础。

2、员工素质提升工程作为我队的重点工作来抓。通过对各个工种进行培训，从设备的结构到性能，由简入繁地让岗位工了解熟悉所管辖的设备。同时进行培训并考试，考试成绩与工资奖金挂钩，并且结合星级管理工作，对党员也提出要求，在群众中树立良好的带头学的旗帜作用，不断形成“考中学，学中练”的良好学习氛围，最终目的就是技术实践于安全生产中并服务于安全生产中。功夫不负有心人。今年4月矿举办的主提升司机技术比武中，我队主提升司机李月娟获得第二名的好成绩；6月矿举办的井筒维护工技术比武中，我队井筒维护工刘慧军获得了第二名的好成绩，成绩的取得就是培训结果最好的证明。

六、下半年工作计划

1、雷雨季节保证大动力设备的安全运行。

2、完成下半年停产检修工作，按要求确保检修质量。

3、冬季来临之前对所管辖范围内的管路做好防冻工作，确保冬季各岗位正常供暖。

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【关键词】变电运维；隐患与风险；分析；应对措施

变电运维工作影响并决定着供电系统的供电质量，同时关系到供电企业、用电用户的切身利益，所以在变电运行中，必须做好变电运维工作，减少，甚至避免变电运维工作隐患与风险。要明白的是，如果变电运维工作开展不当，或者工作中出现隐患与风险，轻则会对电力系统的运行产生影响，重则会危害运维人员生命，给供电企业以及用电用户造成巨大损失。下面，笔者对变电运维工作中存在的问题和隐患进行分析，并商讨其应对措施，详细如下。

一、变电运维工作中存在的问题与隐患

变电运维工作的开展目的是为了保证变电运行安全，但如果在运维工作中出现了问题，不但变电运行安全得不到保障，运维工作人员生命安全也有可能因此受到影响。因此，建议在变电运维工作期间，严格做好变电运维工作。纵观国内现状，电力系统变电运维工作中常常会发生以下几大问题：

1、变压器操作不当，导致变电异常

变电工作能否顺利实施，取决于变电器操作是否正确，如果变压器操作正确，则变电工作顺利开展，如果变压器操作不正确，则变电工作实施遭遇阻碍。在变电运维工作中，部分运维人员可能存在疏忽大意问题，操作变压器时采取了错误措施，导致变压器操作错误，进而导致变电异常。

2、倒闸操作票的填写与编制出现问题

变电工作中，电气设备的运行状态需要在适当情况下加以转换，以充分满足变电工作需求。能对设备运行状态转换起决定性作用的因素是倒闸操作票，需要工作人员在转换设备状态前期进行填写。只有确保了倒闸操作票的填写正确性，才能确保设备运行状态切换操作的正确性，如果操作票填写错误，则后续设备状态切换操作也会发生错误，设备与系统的运行安全随之受到影响。在实际工作中，因倒闸操作票填写错误而造成运维工作人员触电伤亡、电力系统发生运行事故的案例很多，这一问题需要在以后工作中做好高度重视。

3、直流回路操作不当

变电运维中，直流回路操作不当有可能会导致变电站停运。一般来说，直流回路操作是变电运维中应用比较频繁的维护方法是，虽然具有较好的运维效果，但它的风险性很高，一定操作不当，整个变电站都会立即停止运转。因此在变电运维中，直流回路操作必须得到关注和重视。

4、运维人员误入

变电运维人员误入工作区，或者在运维工作中不重视安全保护，误入接头连接不牢固，交接内容并不清晰的带电工隔间，导致运维人员触电伤亡。另外，运维人员还可能因为没有提起核实设备信息而走错带电隔间，使生命受到威胁。

二、变电运维问题与风险的应对措施

分析变电运维问题与风险的产生原因，发现除了受运维人员思想觉悟、专业素质影响之外，还受运维工作管理力度的影响。结合变电运维问题与风险产生的原因，现提出以下几种切实、有效的风险应对措施：

1、尽可能提高变电运维人员的综合素质

首先，要提高变电运维人员的专业素质，要对运维人员进行定期或不定期的技术培训，使其能熟练掌握变电运维操作方法与操作技术，提升其实运维操作技术水平。变电运维技术人员必须具备专业的、高水平的运维操作技术，运维工作中要能准确、快速的甄别出变电运行故障的发生部位，并科学判断出故障发生原因。

其次，要尽量强化运维技术人员的职责意识，提高其责任感，并使其充分认识倒变电运维工作的重要性。供电企业要培养变电运维技术人员的责任意识，使其具备警惕心理，在运维工作中提高警惕，认真、细致的检查设备性能，核对设备信息。

最后，要求运维人员一定要具备安全意识，要在工作中做好安全保护，保持平稳心态，即使遇到问题也不要慌乱，要处变不惊，严格按照相关工作要求有序开展工作。

2、重视变电运维工作开展阶段的管理

供电企业应当重视变电运维工作阶段的管理，如果能在该阶段做好变电运维工作管理，则变电运维风险防范有效性会更进一步。变电运维工作开展阶段可采取的管理措施有：

首先，制定行之有效的规章制度，一方面约束变电运维工作人员的行为，明确其职责，另一方面，完善操作流程，做到有章可循、有据可依。从而使得变电运维工作更加有序的进行；其次，加强变电运维工作中的技术管理，定期组织相关的技术培训，增强技术人员的专业知识学习，同时，招募技术水平较高的从业人员，提高整体的技术水平。组织工作人员对自己的技术及操作做阶段性的总结，不断发现自己在操作中的不足并及时弥补；再者，对引进的设备进行安装前的检修，确保设备没有天然缺陷。在设备运用过程中，定期进行设备的维护，及时发现设备运行做成中存在的故障，并及时排除。对老化的设备进行及时的更新，确保设备的正常运行。

3、变电运维中隐患与风险的技术应对措施

针对变电运维中的隐患与风险，采取必要的技术应对措施是完善整个系统的关键。主要包括以下几个方面：

1）检修中的准备工作做到位，首先要明确检修计划，准备相应的工具，讨论具体的流程，明确注意事项，并且对可能出现的问题进行预估，从而达到检修的目的最大化的实现；2）在变电运维工作过程当中，如果发现有危险点存在，首先应该采取两端定位的方法，即在检修模式相同的状况之下，接地线自身的导体端与接地端在位置上要保持一致。

三、结束语

总而言之，变电运维涉及到的内容、因素很多，如果运维期间无法做好对各种因素的控制，无法做到正确操作，变电运维工作的开展以及运维效果必然会受到影响。因此强调变电运维工作必须做好隐患与风险控制，采取合适措施规避风险，消除隐患，切实保证变电运维工作的有效开展，保证电力系统变电运行安全和质量。

参考文献

[1]皮强.变电运行中的隐患问题与解决方法探讨[J].城市建设理论研究，2013年第26期

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【关键词】电力系统；特点；变电运维技术；建议；故障

【中图分类号】TM732【文献标识码】A【文章编号】2095-2066（2016）10-0014-02

前言

随着时代的发展和科技的进步，我国的现代化建设水平也在逐渐的提高，如今是一个离不开电力的社会，并且对电力的需求量也越来越大，所以人们对电力的安全性和高效性提出了更高的要求，这使我国面临着严峻的考验，电力系统中的变电运维技术是发展电力的很重要的技术。因此，我们必须加大发展变电运维技术，这样才能更好地服务于人们的生产生活。

1电力系统中变电运维技术特点

由上级调控机构直接对变电设备进行送电或停电的操作系统就是变电运维。在操作中，变电运维根据实际的规范要求对各个变电设备进行维护管理，另外也会对变电站进行全方面的管理，所以说变电运维也是自动工作的一种机器。由于电力系统的组成部分非常多，输出的电力设备设施环境极其复杂，而且每一个变电站的性质都是不同的，所以电力系统是一个非常复杂的系统，人们很难搞清其中的状况。由此，人们有了对变电运维技术的更深入的研究，并运用到了电力系统中，且得到了广泛的应用。运维技术具有四个方面的特点：①变电运行时的电力系统比较复杂，工作人员对其维护的管理工作难度相比较大。②需要检测的设备种类比较多。③对电力系统中，变电运维管理人员的素质要求比较高。④电力系统中，变电设备在运行时出现故障的可能性比较大。由于工作量也比较大，所以工作人员比较难管理。

2电力系统中变电运维产生故障的主要原因

电力系统中的变电运维容易出现故障，其中发生故障的原因主要包括人为因素和客观因素。下面将对这两个方面的原因进行详细的论述：

2.1人为因素

变电运维技术在电力系统中应用时，主要出现故障的最根本原因是人为因素，这也是不可避免的因素，主要体现在以下三个方面：①使用变电运维技术的工作人员对变电运维管理意识不强，不能足够的重视变电运维管理制度，导致变电运维的管理制度得不到改善，从而影响变电运维的工作质量。②电力企业虽然对出现故障的原因找出了许多方法，但是电力企业对相关的防范体系建设不到位，不能从根本上解决这些故障问题。③虽然很多电力企业有规范的管理制度，但是相当多的企业并没有核实到实际当中去，导致各个项目的管理制度非常大，而且很多相关人员对考核机制执行不力，最后导致各个项目管理都很混乱。

2.2客观因素

客观因素主要是电力设备，在电力行业中：①如果使用的设备时间较长，这样容易导致线路老化和机器容易出现故障等问题，导致设备实用性的性能下降，从而致使电力系统中的变电运维发生障碍。②随着人们对电的依赖性越来越强，电成为人们不可缺少的一部分，因此，人们的用电量也越来越多，电力设备承担的电荷也越来越高、线路很容易着火，如果在日常生活中不对其进行管理，很容易使电力设备受到损害，产生电力故障，严重地影响变电运行的工作效率和工作质量。③由于天气的无端变化，如风、雨、雷电、地震等自然灾害的发生，容易使电力系统遭到破坏，最后不能给人们正常供电。

3电力系统中的变电运维故障处理方法

3.1对于线路开关跳闸故障的处理方法

当电力系统设备在工作的时候，设备出现线路开关跳闸故障时，工作人员应该做好以下处理步骤：①工作人员应该马上到现场去查明线路跳闸开关的具置在哪里；②认真观察故障录波并打印出故障的动作报告，最后上报单位领导当值调度；③对现场工作的所有设备，包括开关、运行的机器、开关等设备进行检查并上报当值调度；④根据当值调度的当值调控命令或强送备用待检查检修。

3.2对于主变三侧开关跳闸故障处理方法

如果各个保护都正确动作的前提下，这时主变三侧开关同时发生跳闸故障，产生故障的原因有三种：①主变差动保护动作。②主变本体有载重瓦斯保护动作。③主变零序间隙过流保护动作。3.2.1主变差动保护动作当主变差动保护动作时，相关工作人员要检查各侧开关的各个电气设备，包括各侧的开关、刀闸等。当主变差异保护动作没有查明原因时，应阻止主变投入运行。当主变差异保护动作已经确定是某一设备出现障碍时，应及时上报当值调度，等待检修人员的修理。3.2.2主变本体有载重瓦斯保护动作当主变本体有载重瓦斯保护动作时，工作人员应检查主变本体的油箱是否安全，检查油箱的呼吸器是否有喷油的状况，最后再进行回路检查，这样可以检查出开关跳闸是由哪种情况引起的。当主变本体有载重瓦斯保护动作并确定主变本体发生故障的原因后，应及时上报调度值并将故障主题转变为冷备用状态来等待工作人员的修理。3.2.3主变零序间隙过流保护动作当主变零序间隙过流保护动作时，我们要检查一下是哪一侧产生的动作零序过压，当主变零序过压被检查出是某一侧有接地现象时，系统处于不正常状态，那么我们赢根据调度零去回复主变运行的时间。

3.3主变低压开关跳闸故障的处理方法

如果主变低电压侧出现电流保护并出现复合电压闭镜时，我们要用10kV侧的主变低压侧进行保护。然后再进行详细的判断。当某开关拒动而引起主变低压侧开关跳闸时，我们应该隔离拒动的开关，然后对各个设备的母线进行检查并发现正常时，可申请出线开关的调度值。当无开关拒动时，相关人员使用10kV的母线对设备进行检测与测试，在不确定故障发生的原因时不能恢复母线的供电，也可以隔离母线的故障点人后恢复10kV的母线运行。当出现开关拒动引起主变低压开关跳闸故障，应及时降拒动的开关隔离，检查母线设备正常后再申请10kV母线。

4对变电运行管理工作的建议

4.1加强台账管理

提高变电运维高效性的主要前提条件是加强台账管理。目前，许多国家电网公司开始使用精益化管理系统的电网设备，使变电设备的改造和新建以及检修都要按照相关部门的管理规范要求去做，并把这些设备及时的录入系统，随后做好维修的图表，这为工作人员对台账的管理提供了很大的方便，并为工作人员能够很好的、全方位的对台账进行检查。

4.2加强电气设备的运维管理

在变电工作中，电气设备的运维管理是其最重要的组成部分，电气设备的运维管理工作是保证整个变电运维质量的前提条件，直接对用户的安全用电产生了严重的影响。所以说，加强电气设备的运维管理非常重要。变电运维工作中，我们应当配一些工作人员及时的对设备进行频繁的检查，适当的对设备进行测试和检修等工作，应根据消缺计划而做的倒闸操作、检修工作的认可终将录入电网系统，将各个电站的运行情况也录入系统，最后相关人员一定要做好交接工作。

5结束语

运用好变电运维系统是维持电力最重要的技术，这样才能满足人们对电的需求量，并使人们安全、高效的使用，变电运维技术在电力系统扮演者很重要的角色，我们必须减少运维技术在系统应用时出现的各种障碍和问题，这样才能减少人们对电的使用隐患。

参考文献

[1]林时青.电力系统中变电运行设备维护技术的研究[J].电子世界，2014（21）：69~109.

[2]房文刚.电力系统中几种常用的变电运维设备检修技术探讨[J].时代经贸，2011（10）：46~79.

[3]米娟.电力系统中的变电运维技术研究[J].科技与创新，2014（22）：79~90.

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关键词：电力；配电自动化；运维

近年来随着新能源在电力中的占比越来越大，分布式电源技术、多能源互补以及电池储能技术飞速发展。传统的电网模式已经不能够适应现阶段用电用户多样化的电力需求。为了保证电网系统电力资源的合理利用，降低电力系统受到自然环境、人为环境等诸多干扰因素的影响，保证电力系统能够正常、稳定、高效运转，必须对电网系统进行智能化、自动化的改造，以增强电网系统应对故障、突况的能力。配电自动化作为电网系统的重要一部分，在智能化电网的建设中有着至关重要的意义。在配电自动化不断扩大的过程中，配电系统的运行和维护技术是制约其发展的重要一环。目前，电网系统中大部分采用的是定期维检和故障检修两种方式，这两种检修方式实现了对电网系统电力设备的替换式的维修，以及耗时耗力的现场维修，运维成本居高不下，在实际应用方面的成效较小。因此，电网系统中采用配电自动化的运维技术对配电运维有着非常重要的作用，能够满足配电自动化现展的需求，提高电力企业的工作效率，减轻工作人员的工作压力，实现配电自动化运维的安全、稳定、可靠[1-2]。

1配电自动化运维关键技术

本文涉及的配电自动化运维关键技术主要有配电终端失效规律分析技术、FTU优化配置技术和配电故障定位技术。

1.1配电终端失效规律分析技术

电网系统在长期运行过程中，经常会受到来自自然、人为或者是电力设备老化等多方面因素的影响，导致电网系统出现故障，影响电网系统的正常运行。为了确保配电系统的安全性和稳定性，对配电系统终端设备的运行状态和失效规律进行分析，就能够有效提高电网系统配电终端的可靠性，从而科学、有效地指导电力企业的日常运维。低压电气设备主要分为可修复和不可修复，针对不同类型的电气设备，其可靠性指标是不相同的，主要包括失效率、可靠度以及累计失效概率等。常见的配电终端的失效类型有指数分布、威布尔分布、正态分布以及对数正态分布。配电终端中的各个模块由电气元件综合构成，通过利用其失效分布拟合测得的数据进行分析，确定其失效分布类型，为后期的可靠性指标计算奠定基础。基于失效分布拟合的可靠性指标的计算过程，如图1所示。

1.2FTU优化配置技术

馈线开关监控终端是馈线自动化系统的重要基础性元件，在实际的应用过程中具有元件数量多、安装分散等特点。在配电自动化中应用馈线开关监控终端，能够降低配电自动化建设成本。在实施FTU优化配置的过程中，电力企业要按照国家电力事业的相关制度要求，按照电网工程中的实际情况以及区域内的负荷分布情况进行终端配置，保证在最经济的条件下给用电用户提供最可靠的电力供给。一般情况下，在确定了经济型、可靠性因素后，还需要考虑周围终端附近负荷量大小的情况以及实际负荷类型的因素。不同类型的用电用户，其所属的优先等级不同，在实际分类中，居民用户用电的占比较小，商业用电的占比较大，特殊用电的占比更大。因此，采用廓线开关附近负荷优先等级θi来表示，其计算公式为：（1）式中：nik为馈线开关i附近k型负荷的数量，wk为k型负荷的权重因子。PQik为负荷点i的第k类负荷大小。根据实际工作中不同用电用户的不同操作经验，能够得到负荷因子。在选择时，一般设定阈值为θ0，当实际值>阈值时，采用三遥终端。电力企业根据FTU设置点的各类型用电用户负荷的实际情况，进行综合考虑三遥、二遥的数量以及位置情况。

1.3配电故障定位技术

电网系统的配电系统故障定位技术是配电自动化系统的重要功能，当电网系统出现故障时，通过采用配电故障定位技术能够快速确定故障点的位置，为电力企业的相关工作人员提供较快的故障定位。本文提出的配电故障定位技术是基于RS-IA数据挖掘模型构建的，采用RS提取领域数据，获得相关的输入和输出矢量。具体步骤为建立故障挖掘数据库，根据故障的特征，确定相应对象的条件和决策属性，生成相应的RS决策表，利用矩阵中的求解组成最小的约简，最佳属性约简集与故障定位规则相结合，确定配网系统的故障位置。配电故障定位技术的故障定位模型如图2所示。

2配电自动化系统

配电自动化系统的总体结构分为三层：配电自动化主站、配电自动化子站以及配电自动化终端，这三种结构之间相互联系，但又相互独立。配电自动化系统功能主要有SCADA、电网分析应用、FA及各子系统之间通信等，其总体架构图如图3所示。配电自动化主站是配电自动化系统的主要核心组成部分，在运行过程中，通过对配电网进行数据采集和实时监控。对整个电网系统的拓扑结构进行分析，配电自动化主站分为三层：应用层、服务层和平台层。应用层主要是指配电自动化主站的基本功能以及拓展功能，服务层指的是其平台服务和数据总线，平台层指的是操作系统以及数据库等，这三部分共同组成了配电自动化系统的主站[3]。配电自动化子站是在主站和配电自动化终端之间的中间层，其作用是优化系统的结构层次以及提升系统的信息传输效率，有助于整个配电网络进行组网。配电自动化子站完成对电力设备运行状态的监控，并将数据信息传递到主站，再将主站的相关任务指令传递到终端电气设备。配电自动化终端是指远程监测以及调控装置的总和，对电力系统的电力设备进行实时监控，一般情况下配电网中的监控终端主要有开关站、配电室、变电站以及配网线路等[4]。

3配电自动化运维技术应用

某区域10kV配电线路总共有328条，总长3981km。架空绝缘化100％，电缆线路长度为56km，电缆化率14.21％。配变电变压器共计1.2534万台、容量共计6464MVA，柱上开关3263台。基于配电自动化运维技术的配电自动化系统在某区域内进行建设改造，对该区域的配电网自动化水平进行全方面的提升。328条线路中均投入了FA功能，针对环网柜、分段开关的“三遥”和用户分界开关“二遥”数据信息，均实时上传到配电自动化主站，整个系统中含有DTU终端759台、FTU终端3252台，故障指示器559台，光纤314km。在实际的应用过程中，对配电自动化系统的应用效果进行了统计，分别从供电的可靠性和降低线损方面进行了数据分析。利用配电自动化系统，配电网电路中，电力企业优化了配电设备的运行方式，停电处理工作量减少了2/3。线路倒闸时间也明显减少，由原先的平均停送电30min减少到现在的3min，其供电可靠性效果表如下页表1所示。采用配电自动化系统后，该区域内的线路分段趋于合理，并且利用配电自动化系统对区域内的线损率进行分析更加方便，降低线损的成效表如表2所示。

4结语

配电自动化运维技术是目前电力事业发展的一项重要技术，在现阶段的智能化、自动化的背景下，构建配电自动化系统对电力事业的发展有着重要意义。传统的电网运维模式已经不能够满足现阶段的电网电力稳定和安全供给的要求，为了增强配电自动化运维的工作效率和工作质量，电网系统必须对其进行自动化建设。本文通过对配电自动化运维关键技术进行探究，分析了配电终端失效规律分析技术、FTU优化配置技术以及配电故障定位技术，提出了配电自动化系统的设计，分为配电自动化主站、子站以及终端。配电自动化建设有助于提升电力企业工作人员的工作效率，减轻工作人员的工作压力，实现了对配电网系统的实时监控和运维故障的定位维检，提升了电网系统的安全性和稳定性。

参考文献

[1]周凌峰.配电自动化系统实用化运维技术的探析[J].现代工业经济和信息化，2021（12）：200-201.

[2]郜进军.关于配电自动化系统实用化运维技术的研究[J].门窗，2019（24）：223.

[3]张飞.基于大数据的配电自动化终端智能运维管理系统[J].现代工业经济和信息化，2018（15）：72-73.

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关键词：智能变电站；运维关键技术；具体分析

智能变电站在智能电网中充分的发挥着转化能源与掌控核心平台，主要应用先进、安全、节能、集成等智能化的基础设施，全站主要以数字化信息、网络化通信平台、共享信息标准化作为基础需求，自主的完成采集、测量、掌控、维护、检测信息等基础的性能，并且还要按照需求支撑电网实施自动管控、智能化调整、在线研究决定、相互协调等高层次性能的变电站。具体区分为间隔层、流程层、站控层。

1 智能变电站的电子式电流互感器

（1）作为一种装置，从衔接开始直至传输体系与二次转换器的单个或是许多个电压以及电流传感器组织而成，通过以传输正比于被测量，提供相应的测量仪器仪表与继电保护或是控制的有关设洹＃2）当前的智能变电站一次性的智能设备重点表现在电子式的互感器上，电子式互感器具有良好的性能，通过使用光纤点对点或者组网的具体形式进行数据的传输，这样就能良好的顺应智能变电站的数字化信息、网络化通信平台、标准化信息共享的深化发展。

2 合并单元

2.1 合并的单元作为互感器和二次设备衔接口之间的关键设置

具有两方面的作用：一方面，将数据合并，共同接受并解决电流互感器与电压互感器所传输的信号，根据国际的相关需求传输信号；另一方面，实时数据同步，电流互感器与电压互感器都相互之间都确保独立性，两者需要同步完成单元合并。

2.2 不一样的测试控制设置以及维护设置需要按照自身的各种要求获得一次性的测电流电压信息

单元合并在某种层次上，有效的实现了数据流程的共享化与数字化，以此为智能变电站的站控层、间隔层有关设备数据的来源具有十分重要的作用。

2.3 单元合并基础工作的道理

合并单元之间相互交流的模件通过互感器实施采集模拟量的信号，对一次互感器所传送的电气量应进行同步与合理的处理。母线进行的单元合并可称为一级合并单元，间隙所合并的单元可称为二级合并单元。二级合并单元应合理的接收一级级联的数字量抽样，再利用差值方式同步解决模拟信号与数字量信号。同步处理的关键作用在于采集消除的模拟量和采集数字量之间存在时间上的差距，进而有效的将差距消除，基于应该实施的电压并列与切换之间的单元合并，需要采集开关量的信号。完成设置并列、功能切换后，将数据抽样通过相关的格式实施输出。在进行组网的模式中，为了促使对中合并单元的抽样数据实现合理的同步，还要加强衔接同步信号。

3 智能终端和COOSE

3.1 智能组件

与一次设备采取电缆线接的形式，和维护、测控等二次设备使用光纤进行衔接，以此确保以此设备就像断路器、刀闸、主变压器等实施的测控等性能。对以上使用COOSE的数字化衔接口，与间隙层设备实行通信；对以下采取常规的电缆以及一次设备实行线接口。

3.2 具体功能

（1）具有断路器的具体操作功能：接收维护设置跳合闸的命令后，具备跳合闸回路、监视回路、电流维持性能、跳合闸压力闭锁、其它的相关闭锁功能，方位信号以及状态信号进行合成；（2）具备监

测、控制的功能：通过遥信、遥控关量进行输入；对温湿度进行具体的测量；（3）具备自动检测的性能：基本的自检功能以及状态监测。

3.3 智能终端的具体种类

分类智能终端必须依据不同的适用场合，通常可将智能终端分成一下几种类型：

（1）分相终端：主要适用于分相开关的间隙；（2）三相终端：主要适用于三相开关间隙；（3）PT终端：PT主要是用来采集以及控制信号；（4）变压器终端：主要用于变压器间隙。

3.4 智能终端工作的基本道理

智能终端通过采集模块开关量来进行采集变压器、刀闸、开关等先关设施的信号量，利用模拟量小信号进行采集模块以及环境温湿度等直流信号的模拟量，关于这些信号经过细致的处理之后，通过GOOSE报文的放肆实现输出。智能终端还能合理的接收间隔层传输的GOOSE指令，此指令包含维护跳合闸、闭锁重合闸、遥控开关闸、刀闸、遥控复归等等。设置在成功接收指令之后再实时操作，与此同时，智能终端还要合理的具有操作箱的相关技能，支持亲自动手操作开关。

4 智能终端保护板和合并单元平常运维操作的基础准则

4.1 处在运转情况的合并单元、维护装置、智能终端不能融入检验的硬压板。

（1）失误投入合并单元的检验硬压板，维护设置需要将闭锁有关的保护性能；（2）失误投入智能终端检验硬压板，维护设置的跳合闸很难对智能终端发出指令适用于断路器；（3）失误投入维护设置

的检验硬压板，维护设置需要被闭锁。

4.2 合并单元检验硬压板操作的基础准则

（1）再试试操作合并单元检验硬压板之前，应该先加以确定所处的一次设施是否属于检验情况或是冷备用的状态，并且将全部有关维护设置的SV软压板退出，尤其是仍在继续运转的维设置。（2）在一次设备没有实施断电的基础下，检验合并单元的过程中，需要在多有维护设置处在断开的情况下，才能真正实施投入此种合并单元检验硬压板。

5 结束语

总之，智能变电站属于坚强智能电网的根据与十分重要的支撑部分，也作为未来电网发展的重要趋势，熟悉的掌握智能变电站的专业知识属于从电站专业工作人员具有至关重要的作用。

参考文献

[1]戴瑞成，闫春江，卢江水，等.智能变电站几点运维关键技术研究[J].电气应用，2015，S2：188-195.

篇7

关键词：可视化技术；电力信息；运维

中图分类号：TM73：TP315 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）29-0065-02

为了应对信息化时代，国家电网公司对电力系统进行了大规模的信息化建设，配电网信息系统进入了“大网络、大系统、大集中、高可靠性、高安全性”的“三大两高”时代，信息化工作的重点也逐步转移到电力系统的运维中来。

在新形势下，如何更直观、清晰的展示电力系统的运行数据，提高运维管理工作的效率是电力系统解决的重要课题。

可视化技术是解决此问题的重要方法，在电力系统运维管理过程中引入可视化技术，并逐步实现其规范化，建立高效的运维管理体系，降低电力系统的运营成本，为实现公司的战略目标提供帮助。

基于此，笔者对可视化技术在电力系统运维中的应用进行探讨。

1 可视化技术在电力系统运维中应用的基本要求

可视化技术在电力系统运维中应用的目标是要实现电力系统不同业务系统之间的“主动监控、统一管理、可视化运维”的一体化管理，通过一体化管理能及时发现电力系统运行过程中出现的各类故障、隐患及风险，降低运营成本，提高运维工作效率。

具体来说，可视化技术在运维工作中的应用应该满足下述要求：

第一，对电力系统中的UPS电源、服务器、数据库、防火墙、电力设备等各类设备的数据信息进行实时监控；

第二，对电力系统的各类数据信息资源进行统一管理、监控及预警分析；

第三，电力系统运行过程中采集到的各类数据信息，如事件信息、性能数据等进行技术的存储、分析、告警等，并用图表进行直观的显示；

第四，可视化技术在电力信息系统运维中的应用不能降低、影响各类业务系统运行的安全性和可靠性；

第五，可视化技术在电力信息系统运维应用时不仅要能及时监控配电网的运行状况，还要及时监管自身的状况及资源占用情况；

第六，可视化技术在电力信息系统运维中应用不仅要允许用户对采集到的数据信息进行浏览和操作，还能通过分层级权限管理，实现对用户分层分区的访问管理。

2 可视化技术在电力信息系统运维中应用的基本 原则

2.1 统一规划原则

可视化技术在电力信息系统运维中应用应具有明确的发展方向和思路，必须要统一规划，在电力信息系统的全局上做到统筹安排、科学规划，对电力信息系统运维管理的架构和数据模型实行统一的管理和控制。

2.2 分步实施原则

可视化技术应用到电力信息系统的运维中并非一朝一夕的事情，必须要进行详细的规划和布局，要有计划、有步骤的实施，坚持循序渐进、迭代实施的原则。具体来说，可从下述几方面逐步实施：

第一，横向扩展。可视化技术可先使用到电力信息系统的个别业务中，然后再逐步扩展到所有业务中，规模上也是从小到大稳步扩大和推进；

第二，纵向加深。可视化技术应用到电力信息系统运维工作中功能并不完善，要持续不断的进行细化和完善，模块和子模块的数量应该是从少到多，从无到有；

第三，制定计划。要确保可视化技术在电力信息系统运维工作中的应用效果，必须要制定应用计划，并要“有重点、分阶段”的逐步展开。

2.3 高性能原则

可视化技术在电力信息系统运维中的应用要坚持高性能的原则，具体表现在下述两方面：

第一，可视化技术应用到电力信息系统运维工作中，要最大限度的减少对系统各类监控设备的影响，不能改变目前系统的运行状况和环境，可视化技术的应用要能与平台的设备适应，可视化技术应用时占用的各类资源，如内存、数据库、网络宽带等尽量要少，要满足设定的目标；

第二，可视化技术应用在电力信息系统运维工作中对数据信息的处理效率要具有相当的广度和深度，不仅要具有预警的功能，还要具有实现对数据信息的分析和优化功能，并能展示和生成对应的图表、报表。

2.4 可视化原则

可视化技术在电力信息系统应用时，对于数据的组织和处理要以图表、关联、对比等形式直观、便捷的展示数据，展现关键数据信息的未来走向趋势。

3 可视化技术在电力信息系统运维中应用的核心架 构及具体内容

3.1 核心架构

可视化技术在电力信息系统运维中应用时，核心架构的设计要符合电网调度、数据标准及信息技术规范的要求，确保电力系统的安全性、可靠性和实用性。可视化技术的核心架构包括4个层次，这4个层次分别为监控资源层、数据采集层、数据处理层及界面展现层。

3.1.1 监控资源层

监控资源层是指可视化技术进行监控的内容，主要包括下述几方面：精密空调、UPS电源、数据库、网络等，除此之外，为了更全面、系统的了解电力信息系统运维的具体情况，为了更系统的发现和分析问题，通常还对主机硬件、系统日志等信息进行实时监控。

3.1.2 数据采集层

数据采集层的功能包括两方面：

第一，根据预先设定的采集任务，对监控的数据信息及时进行采集和分析，并根据数据信息分析结果进行预警，除此之外，还要对电力系统的设备运行状态、环境等统一调配，最后按照相关协议的要求，与数据处理层进行交互；

第二，为了最大限度防止网络异常对数据信息造成不良影响，不仅要将采集的数据信息及时和数据层进行交互，还要将数据信息进行存储，确保监控系统的连续性和灵活性。由于不同系统存在一定的差异，数据采集通常使用C语言、Java进行开发，得到的数据采集插件可根据电力系统监控的实际需求采用相关语言进行开发。数据采集层和处理层之间的传输协议通常采用TCP/IP、SNMP等。

3.1.3 数据处理层

数据处理层的功能包括四方面：

第一，存储采集到的原始数据，根据原始数据信息对原始事件进行规范处理；

第二，对存储的原始数据进行查询、分析，并根据分析结果的实际状况，进行分析、状态预警等告警分析；

第三，根据不同预警种类的特点，将这些告警通过窗口、画面等传递给相关工作人员，以便及时对这些预警信息进行处理；

第四，对接收到的数据信息进行存储，以便为未来的趋势分析提供资料，这些数据的存储可按照时间先后顺序进行标记，以便为判断服务器时间、网络延迟等提供依据。

3.1.4 界面展现层

数据采集层获得的信息范围广，并且具有深度，因此要将这些数据实现人机交互。界面展现层通过各种方式，如告警、历史查询等将数据展现给需要用到的客户，并能为需要数据信息的用户提供相应的管理功能。

该层的主要功能是挖掘收集到数据信息的本质，全面展示监控信息的规律；能结合数据信息和系统的特点，分析运维工作存在的差异，并及时提供预警。

对界面展现层来说，要设计出能提高用户满意度和实用性的界面，可通过不同层次、多个角度进行展现，界面展现通常使用的三种展现形式包括下述三种：图表、报表和拓扑形式，不同类型具有不同的特性。图表展现是根据电力信息系统不同层次的管理和运维，为其展现实用性的数据信息，还能根据工作人员的需求展现数据信息未来的发展趋势；报表展现是三种展现方式中最常用的方式，报表数据信息能直接从系统中导出，可导出为TXT、PDF及WORD等格式，为决策者进行决策提供参考。

3.2 可视化的具体内容

电力信息系统运维可视化的具体内容包括以下几种：①系统运行状态可视化，如拓扑结构、业务系统结及监控对象等；②各类资源台帐可视化，如综合布线管理、配置管理等；③工作可视化，如工作任务、流程等可视化；④过程可视化，如数据处理、接受、告警、报表的可视化等。

4 结 语

总之，随着智能电网的发展及电力信息系统管理的日益规范化，可视化技术在电力信息系统运维中的应用会日益广泛和规范化，能极大的提高运维管理工作水平和效率，为电力系统的稳定运行提供强有力的保障。

参考文献：

[1] 刘年国.电力系统运维可视化平台的研究与设计[J].电力信息化，2012. （11）：25-28.

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近几年来，随着硬件资源虚拟化、网络设施虚拟化、存储虚拟化等各种虚拟化产品的不断出现，虚拟化技术已经成为计算机技术发展的趋势。桌面虚拟化是一种新型的桌面交付模式，通过集中化的桌面管理，提升资源利用率，降低总体拥有成本。将个人桌面环境集中存放于数据中心，取代客户端的本地计算，实现个人桌面环境的按需分配、随时随地交付。服务器虚拟化技术方向的出现到成熟基本没有争议和变化，而桌面虚拟化在实际的业务推广中却逐步出现了两种不同的发展思路：虚拟桌面基础架构（简称VDI）和虚拟操作系统基础架构（简称VOI）。

（1）虚拟桌面基础架构是基于早期的RDP协议和瘦客户机逐步演变而来的，通过网络，把虚拟化中心的各个桌面在终端机或瘦客户机等廉价设备上交付。这模式需要持久的网络连接，因此不适于要求离线移动性的场合。此外，基于服务器的模式对服务器的配置有极高的要求，这不能不让众多的用户重新考虑部署VDI的实际意义及成本。VDI的服务端不仅保存操作系统（虚拟机），并且还负责运行虚拟机，终端只负责接收图像和输入输出，不负责具体运算，所有的运算工作都交由服务器完成。这种交付模式部署上线速度非常快，对终端无性能要求，可以支持旧PC、手机、智能终端等不同类型的设备，运维管理工作也变得非常简单。从实际应用方面来分析，VDI模式还存在诸多需要解决的问题，而与之相关的虚拟化桌面，如远程托管桌面、远程虚拟应用程序、远程托管专用虚拟桌面、本地虚拟应用程序及本地虚拟操作系统等虚拟化桌面也都存在着各种问题；另外还有对终端硬件的支持问题、对网络及服务器硬件过度依赖的问题、以及数据安全性问题等。

（2）虚拟操作系统基础架构不仅可实现基于服务端的远程虚拟的按需交付，也可实现基于客户端的本地缓存运行，从而对网络和服务器的依赖性将大大降低，即使网络中断或服务器宕机终端也可继续使用，数据可实现云端集中存储，也可实现终端本地加密存储，且终端应用数据不会因网络或服务端故障而丢失。VOI采用的是在服务端存放系统镜像（非虚拟机），终端需要通过网络读取镜像文件，所有的运算工作全部在终端进行，对终端性能要求非常高，服务端变得无性能压力，可以满足图形图像处理要求。因是将操作系统拉取到终端上运行，此模式就不支持在其他类型终端（比如旧PC、智能终端等）上使用，同时也只能支持个性化和只读式桌面（独享桌面），不支持其他桌面类型。

2桌面虚拟化的效果

高等职业院校中可以在教室、实验室、机房、图书馆等应用桌面虚拟化技术，将各处的桌面系统、程序、设置从分散管理的PC转移到集中的数据中心，在教学或办公需要的时候，进行灵活、高效、可靠、按需地桌面交付，最终实现建设现代信息化、并富有创新的数字校园环境。

（1）在学校实验室/机房中使用既可以锁定学生桌面，日常维护时也可以快速更新桌面环境，整个实验室环境易于管理。桌面虚拟化的最大好处就是能够从集中位置使用软件来配置PC及其他客户端设备。信息部门可以在数据中心，而不是在每个用户的桌面管理众多的客户机，这就减少了现场支持工作，并且加强了对应用软件和补丁管理的控制，使得管理和维护也变得十分容易，而且桌面虚拟化技术也支持个性化的桌面设置。通过为每个学生分配属于自己的专属桌面还可以满足多元化教学的需求；在多媒体教室中使用可以为每个教师分配一个永久的教学环境，实现教师在不同多媒体教室中漫游，并且重要课件和资料可以集中存储，教师在任何位置都可以通过任意设备接入教学桌面，打造更为灵活的教学环境。虽然虚拟化是个中间环节，会引入额外的计算需求，产生额外的计算开销，然而比起无数PC终端的冗余和闲置来说，效率是大大提高的。事实上，除了增加硬盘之外，分区虚拟化技术还能够与虚拟化的存储技术相结合，最大限度地实现资源整合和按需动态分配。

（2）实现轻松高效管控，实现了节能减排。采用虚拟化技术后，管理员重新部署系统的时间从小时级到分钟级，使得维护人员从频繁的重新安装大量的操作系统和后期软件更新等繁琐的工作中解放，工作压力自然减少，实现终端高效管理。维护人员只需做好一台终端的加固或者软件升级，便可实现全网终端计算机的安全加固。终端设备不再需要重装系统，终端设备也不再需要考虑软件故障。“足不出户”就可以使维护人员轻松解决终端设备上所有的软件问题，实现动态终端资产和资源利用的监控。同时，桌面虚拟化的终端可以禁止私自安装软件，防止上班期间运行文娱软件等违纪事件发生。此外，学校可以大大削减在PC终端上的成本。这一点仅从能耗上就能看出来，更不必说节省的空间了。原来台式机平均每小时89瓦特陡降到现在桌面虚拟终端的25瓦特。能源保护对于众多领域的组织来说越来越重要。最近一些预测报告显示，未来10年间每度电的价格将上涨20%。随着能源成本持续上升，全世界都在密切寻求降低能源消耗的方法。同时，众多政府也在鼓励甚至强制要求企业减少能源浪费。大幅度的节约成本顺应世界发展的需要，有利于虚拟化技术的推广应用。

（3）保障终端信息安全。通过禁止非法外联杜绝计算机连接互联网。严格的外设控制，防止数据外泄或者不良程序进入计算机的途径。从根本上解决终端计算机中病毒，感染木马和用户误操作等问题。通过集中存储，保障终端计算机个人数据安全，轻松解决ARP攻击问题，实现绿色上网。

3结语

篇9

关键词：智能变电站;运行维护;新技术;培训

中图分类号：G726 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2014）33-0130-02

智能变电站作为坚强智能电网的重要基础和支撑，在智能电网建设中的作用举足轻重。省内乃至全国在建设、已投运的智能化变电站不断增加，从事智能变电站的运行、维护人员也将逐年增加。但是，智能变电站的运维人员普遍缺乏智能变电站的运行、维护及技术管理等方面的实际工作经验，急需进行智能变电站相关的新技术、新技能培训。

本文结合智能变电站现状和发展趋势，主要对当前智能变电站的技术特征进行分析，并将智能变电站与常规变电站进行比较，总结出它们两者之间的异同点，从而得出智能变电站运维人员应加强培训学习的内容和要求，为今后开展智能变电站运维人员新技术培训以及相关培训打下基础。

一、智能变电站的主要技术特征

随着计算机技术、通信网络技术以及新型传感器技术等的飞速发展，变电站自动化系统有了极大的发展，产生了大量的新技术、新应用，这也使变电站中应用系统日益众多。这些新技术、新应用对变电站自动化的发展是一种促进，也是一种挑战。因此，采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的智能变电站成为不可阻挡的趋势。

1.一次设备智能化

采用常规一次设备+智能单元方式实现一次设备的智能化，通过智能终端完成断路器、隔离开关等设备的跳合闸回路、位置信号采集回路等。通过一次设备的状态在线监测，变人工巡视与定期检修为自动检测状态检修，提高变电站的可靠性，减少维护的工作量，提高效率。主要包括：主变压器采用“主变本体+传感器+智能组件”方式实现智能化合并单元：合并单元采用直流供电，提高电子式互感器的可靠性;智能终端接受保护装置跳合闸命令、测控手合/手分命令及闸刀、接地闸刀GOOSE分合命令;输入开关位置、闸刀及地刀位置、开关本体信号;跳合闸自保持功能等;实现了一次设备的数字接口功能;一次设备状态实现在线监测等功能。

2.二次设备数字化

电子式互感器、采集器实现二次设备的数字化，将二次设备的模拟量转换为数字量。合并单元实现电子式互感器电流、电压量的采集，并通过光纤或SV网传输将二次信号变为基于网络传输的数字化信息。保护装置保护动作后通过保护装置内的GOOSE跳闸软压板出口，再通过GOOSE直跳口将光信号经光纤输至智能终端，智能终端的A、B、C相跳闸接点闭合后通过A、B、C相保护跳闸压板将电信号传至智能终端内的A、B、C相跳闸保持继电器并最终传至开关操作机构箱实现跳闸。监控后台遥控操作发出的断路器控制信号通过MMS网传至保护测控一体装置，以光信号通过GOOSE网传输至智能终端，再完成对断路器的分合控制。保护跳闸示意如图2所示。

全站所有信息交换均依托于GOOSE报文和MMS报文，GOOSE服务通过广播方式传送报文数据，实现IED装置之间互相通信及信息共享;保护测控装置不设置功能硬压板，通过在装置上设置软压板的方式以投退保护功能，为远程维护和无人值班提供了条件。

3.网络结构标准化

按照IEC61850及DL/T860中的系统结构，实现了信息建模与共享传输、通信网络的标准化和设备间的互操作性。全站自动化系统网络结构分为站控层、间隔层和过程层，网络系统构成分为站控层网络和过程层网络，分别设置GOOSE网和MMS网保护直接采样（或网采），直接跳断路器。

全景数据的统一信息平台实现了全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁等相关功能。交直流一体化电源系统，站内直流、交流、逆变、UPS、通信等电源采用一体化监控，通过全站MMS网络统一上送到一体化信息平台，实现了控制自动化、信息可视化、配置标准化。

4.高级应用功能

实现了一键式顺序控制、故障信息分析决策与智能告警、与上级调度的源端维护、网络报文记录分析、智能辅助系统等高级应用功能。

二、智能变电站运维人员的新技术培训

智能变电站中一次设备智能化，二次设备网络化。设备之间连接介质由光缆替代了传统的电缆，电磁信号被转换成了数字信号，二次回路成为了“虚回路”。相对于传统的综合自动化变电站而言，其运行维护必然带来一些改变。对运维人员而言，智能变电站和常规变电站存在较大区别，他们面临着知识的更新与挑战。为了使运维人员能更好地适应电网快速发展和智能变电站快速的要求，需要从理论知识和操作技能两个方面加强培训。

1.智能变电站的理论知识培训

智能变电站和常规综合自动化变电站存在差异，故需对运维人员进行相关理论知识培训，主要内容包括：

（1）IEC61850、DL/T860标准及智能变电站继电保护应用模型、设计方案、工程配置和实施的基本办法。

（2）智能变电站的网络系统结构、通讯机制、传输信号、对时方式、交换机接口对应表、GOOSE断链告警二维表、网络报文分析仪的使用方法。

（3）电子式互感器、合并单元技术规范、工作原理;合并单元传输规约、采集信息图及二维表;电子式互感器、合并单元的巡视要点;交换机、网络的的基本工作原理，巡视要点及异常处理方法;交换机故障情况下的处理方法和危险点控制。

（4）智能变电站继电保护技术规范;智能变电站继电保护工作原理、告警信息含义、软压板功能、运行操作说明、故障处理原则、巡视要点;上级职能部门制订的继电保护运行规程及运行管理规范。

（5）智能变电站继电保护SCD文件、CID文件的解读，装置保护虚端子的配置情况及信息流，各继电保护的跳闸逻辑及各类遥测、遥信信号的上送机制，智能变电站内各IED之间的信息流向。

（6）输变电设备在线监测装置工作原理，输变电设备在线监测系统的使用方法、巡视要点、运行管理规范。

（7）监控后台常规操作、顺序控制操作、保护整定值的调取打印、保护动作事件报告的调取打印、保护定值区的切换等操作的方法，顺序控制操作的运行规定。

（8）各级部门关于智能变电站运行管理规范、设备运行维护导则、巡视技术规范、交接验收规范的规章制度。

2.智能变电站的操作技能培训

智能化变电站中对于新技术的应用和新安全问题的出现对运维人员的素质提出了更进一步的要求。运维人员不仅需要掌握智能化变电站的技术层面，还需要了解在智能化变电站工作存在的危险因素，采取的安全措施，必须遵守的安全规则等;运维人员必须掌握在新技术下如何做好运行巡视、规范倒闸操作，还必须掌握对智能化设备异常的分析和应急处理，掌握如何做好检修设备的安全措施以及动态危险点的预防工作。因此，为了使运维人员能更快地适应工作的变化，他们除了具备传统站的技术技能要求外，还必须进行相关操作技能培训。我中心有110kV智能变电站，可以进行实际操作技能培训，主要包括五部分内容：

（1）设备监视。智能化变电站监控系统在监视对象、内容、重点和手段上都有明显的区别，除了传统站一次设备告警以及保护动作信号外，必须监视保护装置的遥测信息、通道信息、软压板状态;交换机信息、GOOSE跳闸链路信息、保护MMS通信信息;户外柜的运行环境温度、湿度以及变化信息;时钟同步、对时系统工况;光电流电压互感器的采样信息等。

（2）设备巡视。智能变电站现场设备巡视工作重点与传统变电站有了很大的区别，在智能站中全站运行信息均上送监控后台，异常或缺陷情况在监控后台实现实时报警，因此，监控后台巡视数据可以指导现场设备的巡查，例如：后台报智能终端温湿度越限，则现场必须重点检查箱体内散热、除湿是否正常工作。随着智能变电站技术的不断推进，辅助巡视手段也会不断出现。

因此，根据智能变电站的技术特点，制订适用于智能站运行巡视指导书，研究辅助巡视系统的巡视策略，以及如何开展智能化变电站运行分析等都是运行需要解决的课题及现场培训的重点内容。

（3）倒闸操作。

1）智能化变电站程序化操作的应用：由于智能化变电所中的一、二次设备具备遥控操作的技术条件，通过在监控后台预先设定操作顺序、操作对象、执行条件和执行成功校验，由后台自动实现一系列的批操作。程序化操作在给倒闸操作带来便利和高效的同时，也给程序化操作票系统的维护带来风险，典型操作票库维护工作难度加剧，一旦设置错误极易造成误操作。运维人员不仅需要掌握程序化操作票系统的使用，也需要掌握程序化操作票系统的维护，同时必须能处理程序化操作票异常情况下的处理方法。

2）保护压板操作方式的改变。传统变电站保护屏“硬压板”操作被后台监控系统界面上的“软压板”操作所取代。如何有效执行软压板的监护操作也是运维人员遇到的课题之一。同时必须解决一旦在软压板五防遥控，必须在装置上进行软压板操作时操作规范的问题。因此，软压板操作规范的培训也是智能变电站与传统站的区别之一。

（4）工作许可安全措施。智能变电站与传统站相比，工作许可安全措施的变化主要体现在二次回路的工作上，运维人员操作软压板将保护改信号，并未在物理上实现保护装置的二次隔离，保护的GOOSE光纤出口（相当于传统的二次回路）仍与运行系统相连。在检修保护上试验时，仍有误发出口报文的危险。

（5）二次设备异常处理。智能化变电站保护装置、智能终端等微机设备出现异常，调度或主管部门往往希望运维人员进行初期处理，例如：采用重启装置的方法尝试使设备恢复正常。同时，针对“大检修”改革的方向，运维人员也必须学会分析处理简单的缺陷异常等。

三、结论

智能变电站作为智能电网的物理基础，将贯穿智能电网建设的整个过程。建设坚强智能电网，引领技术发展，制定标准规范，从而占领世界电网技术制高点。建设全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化特征的智能变电站已成为建设统一坚强智能电网的重要组成部分。本文基于智能化变电站的主要技术特征，深入研究智能变电站的特点，分析与常规综合自动化变电站的差异，如架构体系、通讯标准、高级应用等，并对智能变电站运维人员面临的新知识、新技能的挑战进行了研究，为今后开展智能变电站运维人员的相关培训提供了必要的理论基础。

参考文献：

篇10

关键词：无源光网络；接入网；同步；QOS

移动通信业务迅速发展要求移动基站向小型化、高密度覆盖的方向发展，为了减少基站回传投资，光接入是基站接入的最佳方式。PON提供的基站专线接入能很好地解决2G/3G/Feamtocell等基站的业务回传，并提供高精度时钟、时间和高可靠性的网络保护。

1 基站PON接入介绍

综合的全业务运营商希望通过统一的ME网络承载2G和3G的语音和数据移动业务，运营商希望利用丰富的PON资源实现移动业务的统一承载。针对该类需求，目前多采用MA5680T+MA5612的组合方案和MA5680T+MA5628的组合方案，基站控制器RNC/BSC侧根据采用CX600作为移动接入网关连接RNC；基站NodeB/BTS侧采用盒式MA5612或MA5628实现基站接入，通过光纤接入到的MA5680T设备。

2 基站PON接入的几种方式

2.1 基于TDM业务的基站专线接入SDH网络

第一种方式是通过GPON线路专线接入到SDH网络，即采用CBU Native TDM+OLT E1/STM-1。MA5612/MA5628通过E1接口接入2G/3G基站的TDM业务数据，并通过Native TDM方式上行至OLT的GPON业务板；OLT还原出TDM信号，并通过TOPA单板上的提供的E1端口（通过NH1A扣板提供）/STM-1端口（通过O2CE扣板提供）将信号送到SDH网络。

第二种方式是通过EPON线路专线接入到SDH网络，即采用CBUTDMoPSN（SAToP-Connect）+OLT E1/STM-1方案。MA5612/MA5628通过E1接口接入2G/3G基站的TDM业务数据，并将TDM数据封装成IP包（即TDMoPSN包）通过EPON上行至OLT的EPON业务板。OLT解封装TDMoPSN包，并通过TOPA单板上的E1端口（通过EH1A扣板提供）/STM-1端口（通过CSSA扣板提供）将TDM信号送到SDH网络，ONU和OLT之间通过TDMoPSN方式实现了2G/3G的基站接入业务。

2.2 基于TDM业务的基站专线接入PSN网络

针对基于TDM业务的2G/3G基站，通过GPON线路专线接入到PSN网络即采用CBU Native TDM+OLT PWE3。CBU MA5612/MA5628通过E1接口接入2G/3G基站的TDM业务数据，并通过NativeTDM方式将TDM业务报文封装到GEM帧中发送至OLT，OLT通过CSPA单板终结NativeTDM，然后通过SPUB单板启动TDM PWE3，并通过GE端口将信号送到IP网络或MPLS网络及对端的CX设备，由CX设备终结仿真数据并还原成TDM信号。

2.3 基于ETH业务的基站专线接入

针对基于ETH业务的3G基站，采用GPON或EPON线路接入，可能过两种方法接入PSN网络。第一种方法是通过ETH PWE3专线接入到PSN网络，即采用CBU PON+OLT PWE3。CBU MA5612/MA5628通过FE/GE接口接入3G基站的ETH业务数据，并通过GPON或EPON上行口将ETH业务报文封装到GEM帧中发送至OLT，OLT通过SPUB单板启动ETH PWE3承载业务穿越城域网，由对端的CX设备终结EHT PWE3还原成ETH信号。第二种方法是通过QinQ专线接入到PSN网络即采用CBU PON+OLT QinQ方案。CBU MA5612/MA5628通过FE/GE接口接入3G基站的ETH业务数据，并通过GPON或EPON上行口将ETH业务报文封装到GEM帧中发送至OLT，OLT还原出ETH信号并通过QinQ VLAN专线承载业务穿越城域网，由对端的CX设备终结EHT PWE3还原成ETH信号。

3 时钟同步和保护

3.1 时钟同步

基站接入支持多种时钟同步方案，时钟输入方式包括GE接口通过1588v2从城域网获取时钟、GE接口通过同步以太从城域网获取时钟、提取E1线路时钟、外接BITS时钟等四种方式。

基站时钟输出也可通过多种方式实现，SBU通过GPON线路或1588V2方式恢复出时钟信息，然后通过E1线路、时间/时钟接口或FE线路（同步以太或1588V2）等方式传递给基站。时钟精度要达到基站要求的50ppb级别的时钟频率要求。

3.2 时间同步

基站接入支持多种时间同步方式，输入时间时，OLT通过1588V2从城域网提取时间信息；或者外接BITS从GPS提取时间信息。输出时间时，SBU通过1588V2恢复出时间信息，然后通过FE线路将1588V2。报文传递给基站；或通过时间/时钟接口传递给基站。在时间精度上基站要求微妙甚至纳秒级相位要求。1588V2时间同步机制的选择应遵循GPON网络采用ITU-T G.984定义的机制，而EPON网络采用IEEE 802.1AS定义的机制。

4 QOS

基站利用PON接入时，MA5612作为网关，主要完成业务识别和Diffserv优先级映射和优先级调度功能。网络的QoS主要由第三方网络保证。CSG和ASG之间的MPLS主要用于PW仿真承载和通道的自动配置，在QoS方面采用MPLS TE的作用不大。HQoS则能够采用多级调度的方式，实现对多个基站的多个业务的有区分的调度和服务，并且保证基站间的公平性。在流量下行方向上，CX600支持HQOS特性，对基站承载的下行流量进行调度。在流量上行方向上，由于流量较小，进行HQoS的实际意义并不大。

5 运维解决方案

5.1 光线路测试

根据PON线路拓扑建立故障推理模型，通过收集到的线路实时数据和告警，综合判断PON线路上存在的故障。专家系统在推理故障模型时候，首先推理主干侧问题（如主干光纤断），若主干侧没有问题，再推理分支侧问题（如分支光纤断）。专家系统诊断可区分主干和分支的故障。N2510通过采集数据，由专家系统进行诊断，给出专家分析的结论。

OTDR设备与N2510系统配合可对线路的故障进行准确的定位，提供线路故障识别和指示，可区分光纤故障。OTDR测试结合专家系统可定位分支光纤故障的位置，结逻辑拓扑视图可在视图上显示故障点的位置。当用户报障时，运维人员使用其它手段定位出是光纤故障，然后使用OTDR测试，查看OTDR测试结果，与基准曲线比较，查看测试结论，定位到逻辑拓扑视图上，现场人员按视图信息指出的地理位置排障。

5.2 ETH OAM

OAM是操作管理维护的简写，各个领域均有涉及。以太网上的操作管理维护称为Ethernet OAM。以太OAM完成的主要功能包括故障检测、故障定位、故障隔离等功能，通过性能管理，可对网络传输中的丢包、延时、抖动等参数进行统计。

5.3 长发光ONT检测

由于GPON属于时分复用PON，在上行方向，ONU根据OLT分配的时间戳向上行方向发送数据报。当某个ONU在没有分配时间戳的时候发光的话，就会与其它ONU的发光信号发生冲突，这样会影响到其它某个ONU或者所有ONU的正常通讯。对于不按照分配的时间戳向上发送光信号的ONU叫Rogue ONU。Rogue-ONU分为两种，一种是随机发光，另外一种是长发光，对于随机发光ONU，目前一般采用ONU自检的方法进行检测，长发光终端检测特性主要针对的是长发光Rogue-ONU，目前可以采用ONU自检或者OLT检测两种方法实现。

5.4 MDU能耗管理

MDU通过节省电源消耗、减少整机系统功耗和风扇控制，实现节能降噪。停电时关断宽带用户，只保证窄带用户的通话需求，节省后备电源的消耗。POTS支持短环路（自适应），在环路长度低于1km时采用低压馈电（-24V），降低系统功耗（整机功耗：POTS每线0.6W）。MDU能进行风扇控制。风扇可以智能调速，能够根据设备工作温度，自动调扇转速，对可靠性节能降噪起到积极作用。