Abstract: The secondary defects of computer protection and monitoring device often cause serious harm, so we must focus on resolving these issues. This paper analyzes the factors that caused the defect, and makes theoretical analysis for the specific defects and proposes solutions.
关键词： 保护测控装置；二次缺陷；因素；措施
Key words: protection and control device；secondary defects；factors；solutions
中图分类号：TM7文献标识码：A文章编号：1006-4311（2011）18-0048-02
0引言
现代电网，微机保护测控装置和高灵敏度的电子元件在变电站二次设备中得到越来越广泛应用，变电站安全可靠运行取决于微机保护测控装置等敏感装置的性能和稳定性。测控装置的基本单元是集成电路与敏感MOS器件的微机装置容易发生缺陷，此类装置发生缺陷常常造成严重危害，必需重点解决此类问题。
1造成微机保护测控装置二次缺陷的因素
①过电压干扰。
②地电位反击设备。
③总线通讯干扰。
2理论分析及措施实施
2.1 过电压防护
2.1.1 理论分析电网中的运行切换现象、故障现象、雷击现象产生的1.2/50us（上升时间/持续时间）浪涌过电压脉冲和8/20us浪涌过电流脉冲，波形如图1，当扰设备有较高阻抗时,将承受较大的电压脉冲；阻抗低时，将承受较大的电流脉冲。共同表现为单脉冲、峰值高、冲击及衰减时间很短（us级）。
2.1.2 措施实施我们就过电压进入装置不同的3个入口采取了相应的防护措施。
过电压入口1：微波通讯线及通讯总线引雷是装置受到过电压，破坏通讯口及内部插件的多见的原因。
措施实施：在每个变电站重要通讯口安装一体化通讯口过电压防护器（ESPD），对微机装置通讯口加以保护。ESPD就近接地，接地连接线小于或等于0.5m。
过电压入口2：过电压经装置电源损坏设备。
通常电子设备均是单相供电，它的电源输入电路大一般是图3所示的两种形式。
当过电压为进线L、N与保护地线E之间的纵向过电压时，将击穿NE绝缘层或LE绝缘层，然后进入整流后的电路，将设备损坏；当过电压为进线之间的横向过电压时，那么在图3（a）、（b）中迭加到LN输入量上直接进入整流电路，损坏设备。
措施实施：对全部的变电站直流充电屏交流进线加装纵向过电压防护器（SPD）避免纵模干扰，对重要装置直流电源加装横向过电压防护器避免差模干扰。SPD就近接地，接地连接线小于或等于0.5m。
2.2 防止地电位反击设备理论分析：有很大数值的雷电泄露电流与接地暂态电流在地网流过时，接地电阻与大电流一起作用使得电流入地点和接地网不同点之间或是和主控室之间有较大电位差产生，电位差会经过装置接地点将设备损坏。
措施实施：专人专项负责配合基建部门在这变电站站主控室应用大截面铜排构筑等法拉第笼式电位接地体（如图4）。
2.3 分类解决通讯类干扰
2.3.1 解决装置外壳耦合干扰问题理论分析：当地中杂散电流或接地暂态电流在保护测控装置外壳流过时不但会于电路板及操作回路板中耦合出干扰，而且更会对装置的通讯产生干扰。
措施实施：用4mm2以上粗导线把每个保护测控装置外壳接地端子都串接起来，形成人工等电位面，并且在通信管理机处或总控单元接入等电位连接母排。用这个接地方式把单个装置就近接地方式替换掉。
2.3.2 解决通讯线不适应传输要求问题理论分析：变电站现场总线当前常用的有：CANBUS总线、RS485或RS422串口总线、LON网3类。按一定密度将屏蔽通讯双绞线换位互绕不但能够使能量辐射损耗减小到最低程度，而且能够最大限度的减小因磁通量变化导致的双绞线之间的差模干扰，这样的通讯线是比较理想的。
措施实施：对每个采用RS485或RS422总线网通讯的变电站，用通讯专用的1419A屏蔽双绞线电缆来代替平行电缆。
2.3.3 解决总线反射干扰问题理论分析：不管是CANBUS、RS485（或RS422）总线还是LON网，装置使用的均是以双线差分信号工作为基础的总线收发器，如图5。解决反射问题必须先了解总线收发器。
通信信号为代表1和0的高频电磁波序列。总线收发器滞后电压为50mv，即理想情况（阻抗完全匹配）下接收电平＞+50mv信号为1，接收电平＜-50mv信号为0。总线最大反射电压为150mv，由此知通讯口接收信号差分电平必须＞+200mv或＜-200mv接收器才能向计算机输出稳定的1或0，图5中+5V偏置电压、上拉偏置电阻、下拉偏置电阻的作用就在于使差分电平始终＞+200mv或＜-200mv，以满足接受器要求。
在长线传输时由于信号源与负载阻抗不匹配，会在总线的阻抗变化点（分支处）或总线的始端、终端等处发生反射，使信号畸变。当总线无分支且信号源内阻等于负载阻抗（即匹配）时，信号源和负载之间不存在反射，总线信号最强。图5中RT为匹配阻抗。
实际工程由于总线接入装置的数量是有可能变化的，所以对匹配阻抗是这样理解的：总控装置为信号源，下级装置（保护测控单元）具体数量可变化，先使用末端匹配阻抗营造出最佳网络工作环境，再等待下级装置接入，下级装置接入数量会引起的总线电平的变化，变化值要在总控装置允许范围内。
对策分析：总控装置通讯口内阻一般为120Ω，因此实际工程中总线大都使用120Ω电阻作为末端匹配阻抗而不考虑实际装置个数，有的甚至不使用匹配阻抗，导致总线存在反射干扰。若总线存在分支，总线阻抗在分支处发生变化，反射更加复杂和严重。因此，我们断定按下级装置的实际个数选取匹配阻抗必然会改善信号质量。
总线各节点处单台装置内阻一般为12KΩ，当节点装置个数为N时，总线末端计算匹配阻抗应为：R=12KΩ/（100+N），由此得表1。
措施实施：专人负责检查并调整各变电站总线拓扑结构，使总线网无分支，下级装置在次序上依次串接，并在末端按装置个数并联表1所示匹配阻抗。
2.3.4 解决RS485装置缺陷多的问题RS485总线装置误发信号的缺陷比较多，占了微机保护测控装置缺陷的很大比例，为此我们先研究了一下误发信号的装置型号和缺陷特点，情况见表2。
在现场从总线截获误发时间段内通道码，分析发现，误发信号为装置缓存内的历史记录。由于使用103规约通讯，缓存中的数据向总控发送时只发送事项的时、分、秒，总控收到后向主站转发时再加上年、月、日。导致误发信号表现形式为：
误发信号=当前日期+错误时刻+历史事项
经多方查证得知：
①装置通讯程序芯片有自保护功能，干扰造成信号差分量超过限值时，通讯芯片自保护，通讯中断，装置检测到通讯异常后重新启动。②通道误码率高导致总控与下级装置信息应答中断，一定时间后，装置重新启动。RS485通讯接口为差分电压传输方式，结合图5分析如表3所示。
措施实施：
①对通讯电缆屏蔽层进行等电位连接，且与各装置断开电气连接，并在总控装置处单端接地。②各装置信号地GND进行等电位连接，并与地网断开，悬空处理。
关键词：10KV线路；无功补偿；补偿方式；安装地点；实际节能方案
中图分类号：TM726.4 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2013）06-0-01
一、对10KV线路方面无功补偿系统的阐述
从通常情况下来讲，所谓10KV线路方面无功补偿系统，主要指的是通过优化原有的管理系统以便供电部门能够随时对全线路无功电压的各种状况进行了解与掌握，继而在分析整体线路的负荷分布以及电压是否合格的基础上，能够促使供电部门有效提高电能数据和检测、计量以及检测整线路数据的准确程度。另一方面，当前10KV线路方面的无功补偿主要有在变电站10KV母线按主变容量的15%左右集中安装补偿电容器组，在用户配变低压侧分散安装低压补偿电容器柜，在10KV线路若干符合中心处或线路2/3处集中安装10KV线路补偿电容器组等三种补偿方式。
从另一层面上来讲，以上第三种补偿方式较之前两种具有补偿装置集中、减少线路损耗、设备利用率高以及便于管理和维护等多种优点，因而在当前供电企业当中广泛应用。而无功补偿通过对无功功率进行补偿能够提升电网运行过程中的有功功率比例，亦能够有效降低供电企业的生产成本与经济效率。往往供电企业在10KV线路方面安装无功补偿装置会对配网损耗以及供电电压产生一定作用与影响，因而降低线路损耗与提高供电速率对于供电企业与城镇居民而言是至关重要的。所以，在10KV线路方面安装无功补偿装置呈现出了必要性。
二、补偿方式和安装地点的选择
（一）补偿方式的选择。现阶段，我国绝大多数供电企业对于10kV线路的补偿一般采用柱上安装固定式电容器的方式来进行，并且为了避免过补而一般按照线路的最小补偿量或者采用“三分之二”法则来确定电容器容量的。这种方式虽然可以对10KV线路进行持续补偿，但是当线路负荷处于高峰期时往往会发生欠补，线损率降幅较小且补偿效果不明显。而对于多级、多点无功自动补偿方式而言其效果最好。唯一的弊端就是这种补偿方式投资过大且资金回收周期长，因而供电企业可以采用固定补偿与自动补偿相结合这一最佳模式。另一方面，按线路无功需求量来确定电容器总容量，这样不论线路负荷处于高峰还是低谷时都能够充分对线路进行补偿，从而减少配电线路无功输送流量以及缩短无功输送距离，进而达到降低线路损耗，增加供电能力，改善供电质量的根本目的。
（二）安装地点的选择。从一定程度上来看，无功补偿装置的安装地点往往会对无功补偿的效果产生重大的影响。往往供电企业在线路上安装补偿装置时不仅要考虑提高功率因数，而且还要仔细考虑节能降损的问题。因而如果将补偿装置安装在线路前端，补偿装置的无功负荷仍需通过线路传输给用电设备，而无功电流长距离流动亦会造成线路损耗。如此一来，虽然能够提高线路功率因数，但是却达不到节能降损的目的。所以在安装无功补偿装置时，安装地点尽量要选择在无功负荷中心，这样才能够尽可能减少线路上的无功电流以最大限度的实现就地平衡。同时，如果供电企业在 10kV 线路上补偿是对线路的某一段进行补偿，往往会由于补偿设备检测的是补偿装置以下的负荷，而导致无法检测到装置电源侧的负荷。所以，通过恒定整条线路不过补，而能够使得补偿点允许过补。这亦是当前供电企业在10KV线路上安装无功补偿装置所要具体考虑到的问题。
三、10KV线路无功补偿的实际节能方案
通过上文对10KV线路无功补偿装置安装地点以及补偿方式的分析，我们不难得出电力企业在安装无功补偿装置时，要采用固定补偿与自动补偿相结合的模式，安装地点尽量要选择在无功负荷中心，通过恒定整条线路不过补以使得补偿点允许过补。这能够在很大程度上有效提高10KV线路无功补偿系统的运行速率。以下将就无功补偿的实际节能方案展开分析。
（一）确定线路的补偿容量。确定好线路的补偿容量对于10KV线路无功补偿装置而言是大有裨益的。因而电力企业在设置无功补偿装置的容量时，必须要以最大程度地降低线路损耗为基本设置原则。同时，所设置的无功补偿装置的容量最好为10KV线路平均无功负荷的2/3。并且在安装无功补偿装置时，电力企业一定要预先对安装线路的实际符合情况进行全面的、客观的调查与分析，从而才能够在合理的范畴内确定好无功补偿装置的容量范围，进而使得所确定的补偿容量能够为真正为10KV线路所服务，而达到节能以及降低线路损耗的本质要求。
（二）确定补偿装置的安装位置。如上文所述，首先，要保证将无功补偿装置安装在10KV线路的无功负荷中心。其次，要充分遵循无功就地平衡原则且尽量减少配网主线上的无功电流。最后，通过在每条配网线路上安装1台无功补偿装置且使其位于负荷的2/3处能够有效减少线路损耗。所以，电力企业通过对电容器的最佳安装位置以及无功补偿容量确定等两方面内容的科学合理规划能够有效改善电压质量，从而使得10KV线路无功补偿系统满足社会经济发展过程中城镇居民日益增长的电力需求。
（三）无功补偿装置在安装过程中的注意事项。从很大程度上来讲，无功补偿装置的安装往往会受到空间、环境、工作量、成本以及配置等各方各面因素的影响，因而为达到节能的要求，电力企业必须要按照工程的实际需求要安装无功补偿装置。另一方面，在农村地区进行电网无功补偿装置安装工作时要在每条线路上采用单点补偿的方式，要尽量简单化控制方式且不要设置分组投切，这能够有效减少补偿装置在使用的过程中频繁出现故障而影响用户生活。所以，10KV线路无功补偿装置的实际节能方案需要围绕着补偿容量、安装位置等众多内容来确定。
参考文献：
[1]谢悦基.浅谈10kV线路电压无功补偿综合优化管理系统应用[J].中国科技纵横，2013（159）：17-18.
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[3]徐懿，陆东生，冯小明.10KV线路无功优化补偿系统研究[J].江苏电机工程，2007，26（5）：31-33.
[关键词]配网无功三级补偿实践
中图分类号:TM-9文献标识码:A文章编号:1671-7597(2009)1110022-01
由于电力系统中70%的无功功率消耗在配电网络和用户上,且低压网络的无功功率消耗占50%,而无功不能远距离传输,为此大量的配电变压器和下属用电的无功功率必须就地补偿。合理选择无功补偿方式,能有效地维持系统的电压水平和稳定,避免大量无功功率的远距离传输,从而降低有功网损,提高设备的利用率。
一、概况
某县近年来挂锁、水晶业发展较快。水晶、挂锁占有全国70%以上的市场份额,是原材料的最大集散地之一。该县电网2007年初有10kV公用线路57条,用电峰段时间10kV公用线路力率低于0.9的有18条、占31.58%,严重影响了设备的利用率和电网的经济运行。
二、原因分析
水晶玻璃加工业和制锁业都属于劳动密集型产业,由于技术要求不是很高,加上该县正处于资本的原始积累阶段,家庭作坊式水晶玻璃和制锁加工企业多、规模小,电动机数量多单机容量小,其中单相电动机大多为0.25kW,少数为0.38kW、0.75kW和1.0kW,三相电动机为1.2kW、1.5kW的电动机。总装机容量在10～30kW之间,其用电都通过公用变压器供电。
由于家庭作坊式生产的水晶玻璃加工业和制锁业不仅具有点多面广,电动机数量多单机容量小的特点,还有如下特点:
1.负载率偏低:设备利用率在60%以下;2.电流值偏大:设备运行时实测电流值比电动机的铭牌技术数据值大30%以上;3.电压值偏低:损耗超过l0%;4.功率因数偏小:单相电动机正常值为0.74,可实际运行时的功率因数都小于0.4。
三、农村电网无功补偿方法的确定
为了改善该县电网10kV公用线路力率水平,提高设备的利用率和电网的经济运行水平,结合该县电网的用电性质,决定进行低压无功补偿,主要有:低压集中补偿、低压线路分散补偿和动力用户随机补偿三种方法。
四、低压无功补偿容量的确定
1.低压集中补偿按配变容量的30%-40%配置,配置的规格有以下三种:配变容量在80kVA及以下,配置的容量为5×5kvar;配变容量在100kVA-200kVA,配置容量为(4×10+2×5)kvar;配变容量在200kVA-315kVA,配置容量为(4×16+2×10+2×5)kvar。
2.低压线路分散补偿容量配置为TBBW1-(10+5)kvar、2×10kvar、(2×10+5)kvar、(2×10+2×5)kvar等四种规格,根据线路负荷性质,按照实际负荷的10%-20%配置。
3.用户配电箱随机补偿容量配置为TBBW1-2×10kvar、(10+5)kvar、(2×5)kvar三种规格,按用户负荷容量的30%-40%配置。
五、实际应用
该县某水晶专业村,安装315kVA变压器一台,在台区安装无功补偿装置1台,有家庭作坊式的水晶加工企业12家,每户装机容量大都在20kW左右,电动机数量多且单机容量小,且都没有安装无功补偿装置,台区功率因数只有0.68,加上手工操作程序原因,使电动机空载时间较长,而电动机空载时要消耗无功功率,导致线路需要输送较大的无功功率,以平衡电动机消耗的无功功率,从而加大了线路输送电流,使线损增大大,电压降增加,导致日光灯无法正常使用。
理论分析:如果线路有功负荷P不变,由于加装了无功补偿设备,使无功消耗由Q减少到Q′时,功率因数从cosφ提高到cosφ′,如右图所示,那么Q-Q′就是无功补偿的容量,显然视在功率S′也比S小了。
假设:当电流通过线路时,有功功率P、无功功率Q、电阻R、电抗X、补偿电容的容抗X,则:
线路末端的电压损失可表示为:U=[PR+Q(X-XC)]×10-3/U
由上式可知,在输送有功功率P不变下,提高功率因数,减少线路输送的无功负荷Q,则电压损失U将下降,从而改善了线路末端的电压质量。
线路有功损耗可表示为:P=3I2R×10-3=3P2R×10-3/(U2cos2φ)
由上式可知,在输送有功功率P不变下,有功损耗P和功率因数的平方成反比,提高功率因数,可以大量减低线路有功损耗P。当功率因数从0.68提高到0.95后,理论线损下降的百分比为:1-(0.68/0.95)2=49%;
变压器的实际电流下降的百分比为:1-0.68/0.95=28.5%,有效提高了变压器的利用率。
制定措施:在台区低压母线上安装带控制保护装置的94kvar无功补偿装置1台;在低压线路上安装带控制保护装置的TBBW1-20kvar无功补偿装置3台;总容量在30kW及以下的低压动力用户,采用在动力用户端通过控制随机补偿,安装TBBW1型无功补偿装置12台。
实际效果:通过对该村台区低压无功补偿的技术改造。共安装了电容无功补偿装置16台,总容量达284kvar。这些无功补偿装置投运后,使该台区的功率因数提高到0.95,线路末端的电压质量也得到了提高,电能的质量得到明显改善,日光灯能正常使用,线路损耗下降了近2个百分点。
附:无功补偿装置投运前后实测情况对照表
六、结论
通过在低压侧实行无功三级补偿,该县电网2008年10kV公用线路用电峰段时间的线路力率都达到了0.9,确保了用户的电压质量、减少电能损耗。实践证明,在无功负荷大、小电动机多、自然功率因数低的配电网上,按照配变台区集中补偿、低压线路分散补偿及动力用户随机补偿的无功三级补偿方式的有机结合,是减少整个电网中的电能损耗,改善整个电网的电压质量行之有效的方法,将有效提高设备的利用率和电网的经济运行水平。
参考文献:
[1]孙成宝、李广泽,《配电网实用技术》,中国水利水电出版社.
[2]靳龙章、丁毓山,《电网无功补偿实用技术》,中国水利水电出版社.
关键词：智能变电站 逻辑配置 点对点配置 GOOSE配置
中图分类号：TM63 文献标识码：A
1 引言
通过智能化的调试发现，存在很多无法满足现场运行要求的问题，面对智能化站刚刚起步，这些问题需要现场解决从而满足目前的运行要求还是说总结出新的运行规定，如果只是为了满足现场的要求，将会形成各个智能站配置均不统一的情况，这样，对智能站今后的维护相当不利，如果在原理上实现配置的一致性，将会为以后的运行维护带来很大的方便，所以本论文以各种智能设备的原理为基础，实现配置的一致性，让配置的原理与传统的原理一致，下面主要针对几个常见的问题进行分析。
2 电压并列回路的配置
目前常见的配置为双套合并单元，实现了设备的双重化配置，但是对于这种配置的电压并列回路特别复杂，需要将两套合并单元都做相应的处理才能实现电压的并列，这无疑增加了回路的复杂性，在实际接线中，每套母线合并单元都接入了两条母线的电压，并且电压的接入回路都是通过常规回路来实现的（有些厂家母线合并单元的刀闸位置、断路器位置等也可用通过外部电缆回路来实现，对于智能站来说，采用这种方式将会大大增加回路的复杂性），在这种配置下相当于两套完全独立的母线合并单元，在运行维护时需要采取不同的措施，如当II母母线检修退出电压互感器时，应将II母智能终端的并列把手由自动切换到II母强制I母上，同时也应将I母智能终端的并列把手也切换到II母强制I母上，这是为了防止备自投装置的两条母线电压均取自I母合并单元时II母电压失压导致备自投放电。
3 备用电源自动投入装置的配置
备自投相关的智能设备有进线智能终端、分段智能终端、进线合并单元、分段合并单元、母线合并单元、主变保护、主变本体智能终端。进线和分段智能终端主要向备自投装置发送进线断路器的位置以及手跳闭锁备自投信号（对于不启动KKJ的断路器操作把手）和遥控跳闸闭锁备自投信号、进线合并单元主要向备自投装置发送线路电压以及线路电流，分段合并单元发送电流，对于进线备投的备自投装置不需要分段电流，母线合并单元主要两条母线的电压，两条母线电压可取自一套合并单元也可以取自两套合并单元，主变保护的内容是后备保护动作闭锁备自投装置，主变本体智能终端非电量动作闭锁备自投，对于另一端母线没有电源点的进线可以不设置非电量跳闸闭锁备自投的逻辑。
3.1 直跳、直采点对点配置
点对点方式是指线路间隔的电压电流、母线设备的电压电流、备自投保护动作跳、合断路器均是通过点对点的方式来实现的。线路和分段的断路器位置和手跳信号既可以采用点对点方式也可以采用GOOSE组网形式，通常选用组网形式，主变保护动作和非电量动作闭锁备自投信号则是通过GOOSE组网形式来实现。
3.2 直跳、直采GOOSE组网配置
GOOSE组网方式是指所有智能设备的信号均通过GOOSE组网来实现，保护电压电流也通过GOOSE交换机向备自投，实现的数据信息的高度共享。各过程层智能设备首先将自己的断路器位置、手跳信号、线路电压电流、到GOOSE交换机，同样间隔层智能设备将闭锁备自投信号也发送到GOOSE交换机然后实现数据的共享。
备自投所需电压电流，跳闸方式目前没有明确要求，目前我们常用的配置方式有两种，点对点方式或者GOOSE组网方式，两种方式均不影响备自投正常运行，各有自己的特点，直跳、直采点对点方式虽然提高了运行的可靠性，但是让网络更加复杂化，并且没有实现网络的共享。而GOOSE组网配置的特点是牺牲安全性和可靠性，从而达到简化网络（组网需要一组光纤即可实现，而点对点方式至少需要六组光纤）的目的。
3.3 母线电压配置
备自投装置需要的两条母线电压宜取自一套合并单元，通常情况下，每一套合并单元均接入两条母线的电压，在分裂运行时，两天母线的电压互感器均在运行，此时两个互感器独立运行，在每一套合并单元都能正确采集到两条母线的电压，这种情况不能影响备自投的保护功能。当一个电压互感器退出检修时，母线合并单元可以通过并列把手来实现备自投装置的两条母线电压均有压。另外，取自同一个合并单元的好处是减少备自投装置的光口，减轻CPU的工作量，可以增加备自投保护装置的工作寿命。
4 控制回路断线的配置
4.1 智能终端控制回路断线
智能终端控制回路断线对于提供TWJ（跳闸位置继电器）和HWJ（合闸位置继电器）接点的智能终端，通常由TWJ和HWJ常闭接点串联形成，然后通过硬接点信号接到智能终端的开入上，对于没有提供TWJ 、HWJ接点的应该通过软件自动生成一个控制回路断线的信号，然后将此信号通过GOOSE网发到对应的测控装置，再通过测控装置发送到后台，应在后台注明是智能终端控制回路断线。
4.2 保护装置控制回路断线
线路保护、分段保护等保护装置一般可以通过控制字来选择是否判断控制回路断线，当该控制字投入使用相应保护可以通过断路器的位置来判断是否控制回路断线，所以在保护装置的断路器位置开入中必须要配置智能终端操作箱的TWJ和HWJ,而不直接配置为断路器的位置硬接点遥信。如果配置断路器的位置硬接点遥信，在平时运行时，断路器只有两种状态，不是分位便是合位，即便控制电源消失时，这种状态也不会改变，此时，保护装置依然能接收到断路器的位置因而保护装置无法判断别出控制回路断线，如果逻辑配置中的位置接点取自TWJ和HWJ，当控制电源消失时保护保护接受不到断路器的位置，从而判别出控制回路断线信号，导致断路器发生故障时拒动的可能性
5 总结
面临着数字化技术的在智能化变电站中的不断应用，对智能化设备的稳定性，高速化网络、信息共享、系统配置的可靠性提出了新的要求，针对以上特点，本论文提出的这些解决方案具有以下的几个特点：
（1）较高的可靠性。在现场处理，实施验证之后，通过实际运行观察发现，本论文提供的解决方案运行稳定，有效的解决了发生的问题。
（2）充分的理论依据。本论文所涉及的几个问题都是在调试过程中发现的，处理方案也是通过设计人员、研发人员、继电保护人员、运行人员根据实际运行要求提出的解决方案，因此考虑的情况比较全面，理论依据比较充分。
（3）丰富的现场经验。提出解决方案后，在实施验证过程中也投入了大量的工作，从而为该论文提供了丰富的现场经验。
参考文献：
[1]刘振亚.智能电网技术[M].中国电力出版社，2010
[2]高翔，张沛超.数字化变电站系统结构[M]. 华北电力出版社，2006年12月.
[3]王义梅.电网继电保护应用[M].电网技术出版社，2000年6月.
[4]赵丽君，席向东.数字化变电站应用技术.电力自动化设备，2008，24(5)：118-121
作者简介：
马玉虎（1983-）男 电力工程工程师 大学本科 从事电力系统继电保护技术工作
关键词：35kV；线路；防雷设计；分析
中图分类号 TM7文献标识码：A文章编号：
电介质的雷电击穿分为直接击穿、间接击穿。瓷瓶受到雷电流的影响后，产生导电通道，失去全部的绝缘性能，这就是直接击穿。而间接击穿是指电介质收到雷电流的影响后，瓷瓶中一些质点排列结构遭受一定的损坏，但最终没有产生导电通道。无论哪种击穿方式，其危害都是巨大的。例如：电介质受到直接击穿，会导致输电线路的跳闸、短路或者出现单相接地现象。虽然间接击穿没有完全击穿瓷瓶，导致线路跳闸，但已经影响到设备的绝缘性能，给输电线路留下安全隐患，容易引发水闪络和热闪络等事故。因此，间接击穿的事故应同样引起高度的重视。
1 35kV 配电线路防雷击的现状及存在问题
目前，35kV 配电线路防雷击的措施有：
1）选择合理的线路路径；
2）提高线路的整体绝缘水平；
3）降低接地装置的接地电阻；
4）装设架空地线；
5）装设线路避雷器。
35kV 线路防雷普遍采用在变电站进出线架设 1.5km 左右的架空地线以及在线路上装设避雷器，10kV 线路设备的防雷则基本依赖于装设避雷器，所采用的装设方法 ，均为避雷器直接与带电导线相连接。因此，不可避免的存在各种问题和缺陷：一是避雷器直接与带电导线相连接，避雷器长期带电运行而加快老化；二是由于避雷器带电运行，需要作定期的预防性试验，避雷器停电拆装即减少了电力企业的供电量和浪费大量的人力物力，又严重影响了广大用户正常的生产、生活用电秩序；三是需要在每处装设避雷器的杆塔上，安装接地装置，给供电部门增加了材料投资和向当地赔偿等的费用；四是避雷器上下端都要接线 ，安装维护麻烦。
2 研究解决重点
2.1 本文旨在针对上述配电网防雷保护现状及存在的问题和缺陷，紧密结合当前电力生产和建设中的新课题，收集整理各种数据和资料，分析原因，总结经验，探索雷电规律，研究设计，制造一种结构简单，经久耐用，造价低廉，不与带电导线连接，不需要重新安装接地装置的非接触式防雷击装置，解决因雷电对配网线路造成的危害。
2.2 本研究以某供电公司辖区 35kV石麻线为重点 ，据作者调查 ，该线路为农村偏远的 35kV麻田变电站提供电源 ，由 110kV荷花塘变电站送出 ，全长 14.64km，导线型号为 LGJ-95的线 ，1998 年建成投运 ，目前 ，所带 35kV麻田变电站装备容量为 2×8000KVA。该线路呈现以下几个特点 ：供电半径大、导线截面小、路径复杂、跨越多，特别是途经雷电活动频繁的地区 ，每到雷雨季节 ，不断发生雷击跳闸事故 ，特别是 2009 年 8 月份连续发生两次雷击断线恶性事故 ，由于持续降雨给线路抢修带来很大困难 ，造成长时间大面积停电 ，严重威胁电网的安全稳定运行。
3 防雷击装置设计方案
本防雷装置设计方案为“非接触式35kV 配电线路防雷击装置”，其装置包括 ：避雷器、引弧电极、连接板和横担组成。
3.1 避雷器采用复合外套金属氧化物避雷器 ；
3.2 引弧电极采用不锈钢合金铸件 ，呈弧形状 ，其上端通过连接板与避雷器连接在一起 ，下端与导线之间保持80mm～130mm 的距离 ，形成放电间隙 ；
3.3 横担用 U 型螺丝固定在电杆上 ，紧靠线路绝缘子横担下边。若在角铁塔上使用可利用塔撑用来固定本装置 ；
3.4 避雷器其上端固定在横单或塔撑上 ，下端连接引弧电极，雷电过电压作用时，在导线和引弧电极之间形成放电间隙 ，把雷电过电压通过避雷器及自然接地体泄入大地 ，从而保护线路绝缘子不被雷电击毁和有效防止雷击断线事故的发生。因而该装置可以装在变电所的出线侧 ，用来限制从线路来的雷电侵入波对变电所设备的危害 ，也可装在雷电活动频繁区域的杆塔上及重要跨越线路的杆塔上 ；
3.5 由于避雷器本体在电网正常运行时不承受系统电压和操作过电压 ，因而能有效减少维护成本 ，增强可靠性和使用寿命。
4 本装置具体安装实施方式
以下以 某35kV线路安装实例 ，进一步介绍本装置的具体安装实施方式 ：
4.1 该非接触式配电线路防雷击装置主要由引弧电极 1、连接螺栓 2、连接板 3、连接螺栓和螺母组件 4、避雷器 5、固定螺栓和螺母组件 6 和横担 7 等组成 ；
4.2 该引弧电极 1 采用不锈钢合金铸件 ，呈弧形状 ，引弧电极 1 中心带螺纹孔 ，连接板 3 下端对应引弧电极 1 中心螺纹孔 ，由连接螺栓 2 通过螺纹孔将引弧电极 1 和连接板 3 连接固定在一起 ，用连接螺栓和螺母组件 4 通过连接板 3 侧面的连接孔将连接板 3 固定在避雷器 5 下端的接线板上 ，使引弧电极 1与避雷器 5 形成一个固定的防雷击装置整体 ，然后 ，将该防雷击装置整体的上端用固定螺栓和螺母组件 6 将其固定在横担 7上的一端 ，采用 U 型螺栓和螺母组件将横担 7 安装固定在电杆上 ，应使防雷击装置整体与导线垂直安装 ，让其下端引弧电极 1 的弧形中心正对导线 ，并与此保持 80mm～130mm 的距离 ，该距离可通过固定在电杆上的横担 7 的高低进行调整 ；
4.3 引弧电极呈弧形状 ，其上端通过所述连接板 3 与避雷器 5 连接在一起 ，使此与导线之间形成放电间隙 ；
4.4 连接板 3 采用 -4*40 的扁铁制成 ，用于连接避雷器 5和引弧电极 1 ；
4.5 横担采用∠ 6*63 的角钢 ，长度可根据电杆与导线的距离而定 ；
4.6 如果将防雷击装置用在角铁塔上 ，可直接安装在塔撑上。
5 该装置试用情况
通过对目供电公司辖区 35kV万南线频遭雷电袭击跳闸事故调查分析 ，研发的“非接触式 10kV~35kV 配电线路防雷击装置”，于 2010 年 初在 35kV万南线易遭雷击的线段进行了安装试用 ，自安装运行以来 ，其防雷效果明显 ，近 3 年来未发生雷击跳闸事故 ，为防止雷电侵入上一级变电站 ，万载供电公司均在各 35kV 线路出站侧第一基杆塔上装设了本装置 ，同样取得了明显效果。
6 结论
该装置结构简单 ，造价低廉 ，经试运行证明 ，具有运行可靠 ，使用寿命长 ，免维护 ，能有效提高线路的耐雷程度 ，预防雷击跳闸事故 ，提高配电网的安全可靠性 ，适用于雷电活动频繁 ，易遭雷击的线段以及大跨越杆塔的防雷保护。该装置不与带电导线连接 ，不需要重新安装接地装置 ，解决了避雷器长期带电运行易老化、接线复杂、定期的预防性试验停电影响面大、安装维护麻烦等问题。该装置可广泛用于 35kV 和 10kV 等架空裸导线或绝缘导线配电线路 ，可利用杆塔自然接地放电 ，安装方便、简单、可靠 ，易于推广应用。
参考文献：
[1] 张友福.浅析10kV配电线路供电可靠性[J].电工技术，2006(8).
[2] 蒋伟.配电线路防雷计算研究[D].华中科技大学，2007.
[3] 蔡炎炳.论10kV架空绝缘导线防雷及防范措施[J].广东科技，2008(6).
关键词：机电安装 施工质量 控制措施 协调配合
一、建筑机电安装施工的特点
随着市场经济建设的全面推进，城市规模不断扩大，城市人口不断增长，因此当下城市建筑规模越来越大，功能越来越多，通风、采光等已不能满足城市生活的需要，智能建筑在现代建筑中普遍出现。因此，机电系统安装的施工质量决定建筑的整体功能和建筑工程的质量。
（一）新材料、新技术、新设备更新速度快；
（二）安装中施工专业化程度越来越高，生产厂家进驻施工领域；
（三）功能性、安全性要求越来越严格；
（四）智能化程度普遍提高；
（五）系统设计越来越复杂。
二、建筑机电安装施工质量的现状
（一）施工操作不规范
为确保建筑机电设备的维护与维修能顺利进行，设计规范提出了应充分考虑设备的运输和设备吊装的方便等条件。而当前的建筑施工中机电的安装并没有完全考虑建筑投入使用之后变电设备更换和检修等因素。
（二）机电设备材料质量不合格
机电安装人员应对机电设备和材料进行检验，检验合格之后才能投入使用，对强制管理的机电设备，更要进行严格把关，必须符合施工要求，材料应带有合格标志，而在现实的机电安装中，很多建筑工地都没有对机电设备进行严格检测，致使机电设备不能满足施工要求，不能确保建筑的安全性和可靠性。
（三）部门之间配合不足
按照规定必须在电气的施工图中标出连接点以及预埋件，并将技术措施和敷设的方式进行说明。而在实际中绝大部分的施工图，只在电气图中有防雷和接地图示，标注和说明也相对简单，土建的施工图中一般没有任何标注和说明，这就使工程的管理和施工造成了很大的困难，如果施工方缺乏经验就很容易致使接地钢筋错焊或者漏焊或连结点漏设预埋件，造成质量不合格，留下安全隐患。
因此，要提高建筑机电安装工程的质量，首先要提高项目部质量管理部的技术水平和管理能力。但目前大部分项目部并没有配备专业的技术操作人员或是技术人员的业务能力不能满足整体安装和质量检测的要求。这就使建筑机电安装施工长期普遍处于失控状态，因此，提高建筑的安全性和功能性已是建筑施工中的当务之急。
三、提高建筑机电安装施工质量的措施
（一）准备工作
施工单位在收到招标文件后，认真核实工程实物，对机电安装过程中可能发生的情况做好应急方案，对设备、人员等个方面进行估量，然后合理编写施工预案，施工方式、施工器具、施工顺序都要进行合理安排，对施工方案要进行自审、会审，严格考究。施工中所涉及到的材料是确保机电安装正常进行的保障，因此要对材料进行严格把关。技术人员的素质要符合国家规定的标准。施工方案和施工人员的质量直接决定了建筑的施工质量和功能。
（二）具体施工要求
1、配电装置
配电装置作为建筑工程的核心，一旦安装不合要求，设备不能正常运行，整个建筑的施工安全就不能得到保障，因此，配电装置从进货到安装、调试都要按照图纸进行严格施工。
2、配电装置
电缆负责输送电能，若质量达不到要求，意外事故将会频繁发生。电缆的数量、门类较多，容易在施工过程中错乱，因此在机电安装的各个环节都要进行严格把关，而且要做详细的记录，为调试做好准备工作。
3、配电箱的安装
配电箱工作原理比较复杂，受干扰的情况比较多，因此在对电子系统的施工图纸要仔细研究，对技术性文件进行科学管理。
4、电梯的电源线必须单独敷设，电梯的电缆敷设要保证轿厢在极限地方不拖地、不受力，机房内的配电、控制屏、柜、盘的安装要布局合理，配电箱和设备配线连接要牢固、绝缘效果良好、标识清楚。
5、闭路电视系统调试
闭路电视的系统调试要负责电源、线路的检测，控制器、门禁系统要进行系统调试。
（三）协调各部门之间的配合
工程建筑机电装置施工中，强、弱电门类复杂、施工队伍众多、施工的技水平差异较大，在施工中，施工队往往只注重工程的施工进度，而忽视了交接面的施工质量，而建筑机电装置施工中的各个分项、工序、分部都关系到工程的整体质量，因此必须按照确定的质量管理体系，从工程的形成阶段着手，以项目负责人为中心，各部门要协调合作，共同提高机电安装的施工质量。
1、工作交接要适时办理，各部门之间要顾全大局，对于机电的安装要严格依照图纸，对漏做的管盒，一定要补做。
2、专业施工界面要分清
强电和弱电在机电施工设计图纸上往往难以分清，强电的施工单位要认真审图，对存在的问题要尽早向设计单位反映，使施工有据可依。
3、耐心配合
跨部门之间的施工要提前仔细分析，协调水、电专业的配合，使各专业之间在施工中中有计划配合，使机电装置的质量得到提到。
在整个工程的施工中， 各专业务必协调和配合，促使整个建筑工程有条不紊地进行。
四、结语
机电设备的施工质量是保证智能建筑安全性和功能性的关键，做好工程建筑中机电装置的意义重大，因此在工程建筑中机电安装中容不得一点错误，要不断地发现问题，针对问题找出解决办法，防止因机电装置不合要求而引发事故。
参考文献：
[1]王磊.建筑机电安装工程的施工管理[J].网络导报·在线教育，2011，（17）
[2]王洪波.建筑安装施工管理研究[J].民营科技，2011，（5）
关键字：民用居住建筑 电气防火设计 消防用电设备
中图分类号： S611 文献标识码： A 文章编号：
一、消防用电设备供电系统的设计
研究证实，供电系统的合理性对消防用电设备运行的可靠性具有直接性的影响。针对此结论，本如下分析：若民用居住建筑突发电气事故火灾，尽管火灾自动报警系统能够第一时间发出报警警示，但消防联动设备需要有可靠的电源方可正常运行，如果此电源没用或可靠性不高，火灾的尽早扑灭或火灾的有效控制根本难以实现。就民用居住建筑而言，消防用电设备种类数量繁多，如消防水泵、消防控制室、消防电梯、火灾自动报警系统、防烟排烟设备、自动灭火系统、疏散指示标志、应急照明、电动防火门窗等。针对上述消防用电设备的供电问题，国家有关规范明确规定严格参照建筑物分类以一级、二级负荷供电，同时也明确规定了必须把消防水泵、消防控制室、防烟排烟设备、消防电梯供电的自动切换装置设置到最后一级配电箱内，以此确保有关消防用电设备供电的可靠性。针对除上述消防用电设备以外的其他设备，规范未对供电自动切换装置的安装做强行的规定，而实际工程方面通常要求结合工程的实际情况设置自动切换点。
针对防烟排烟设备、消防电梯和消防水泵等消防设施，因其具有用电量大、平面位置分布密度大、消防职能较重等特点，必须把供电自动切换装置设置到末端。为了把供电系统的复杂度尽量降到最低，规范未对平面布置密度较小的防火卷帘和防火门等消防设施的末端自动切换做强行的规定。基于此，本文认为可以根据楼层或防火分区合理设置一台双电源自动切换装置（图1-1），同时经防火电缆分别引入各大消防用电设备的控制屏。双电源的回路通常由变电所低压侧的母线引出。
图1-1 基于双电源自动切换装置的备自投配电系统
二、消防用电设备的配电线路设计
消防配电线路通常会选择穿管保护方式，同时会把线路埋设到耐燃烧体结构之中，此线路敷设方式既安全又经济，且该敷设方式已被广泛推广至各大民用居住建筑工程领域，即线路穿管保护敷设到耐燃烧体结构之中，其中保护层的厚度皆应≥30mm。研究证实，如果民用居住建筑突发电气事故火灾，配电线路设计的合理性可有效确保消防用电设备供电的长时间性和可靠性。针对消防用电设备的配电线路设计，2005年实施的《高层民用建筑设计防火规范》认为：如果配电线路采取暗敷方式布线，应该做到：配电线路必须穿管；线路敷设到不燃烧体结构内部；配电线路的保护层厚度应该≥30mm，实际工程皆要求火灾自动报警总线制系统的支线部分可以为阻燃型导线，即导线穿过保护管再敷设到不烯结构层，其中保护层的厚度不得低于30mm。
如果配电线路采取明敷方式布线，应该做到：配电线路必须穿过具备防火保护功能的金属管或具备防火保护功能的封闭式金属线槽。如果配线线路为具备高耐火性和阻燃性的电缆，其应该被敷设到电缆沟或电缆井内部，同时可不考虑防火保护措施。如果配线线路为矿物绝缘类不燃性电缆，其对敷设的方式和敷设的路线没有明确的界定。
火灾自动报警装置为目前专门用作火灾预报的设置，即对火灾初期和非火灾起进行预报，以规避或减少火灾所造成的损失。所以，火灾自动报警总线制系统具有回路干线线路长、穿越的防火分区可能不同、线路敷设以明敷为主等特征，如果系统的干线存在故障，其必然会置回路内全部监测点于监视失控状态。基于此，必须把耐火电缆敷设到耐火电费桥架之中，如铜皮防火电缆。
《民用建筑电气设计规范》特别强调了：“民用居住建筑消防用电设备的配电分支干线和分支线路皆不得跨越防火分区”。基于此，本文认为：配电系统分支干线尽量不要跨越防火分区；防火分区对消防用电设备配电干线没有明确的界定；配电系统分支线不得跨越防火分区。其中就跨越了防火分区的分支干线或主干线而言，必须把相应的保护开关安装到防火分区到配电箱的适当位置。
三、消防用电设备的保护与控制
就过载保护而言，《低压配电设计规范》认为：“如果电路突然断电所造成的损失超过了因过负载所造成的损失，其过负载保护理应作用到信号方面”；《民用建筑电气设计规范》认为：“短路保护电器应该与其低压侧的过负荷保护电器和控制电器相配合，其中地位较重要的电动机负荷应该采用2类配合方式。实践证实，规范针对过载保护所提出的措施能够确保消防设备供电的可靠性。
四、消防联动控制
消防联动控制通常有两种形式，即总线制和多线制，其中多线制要求信号线与电源驱动线分开，检测、电源、控制皆占用对应的导线；总线制要求以计算机技术的控制总线为理论基础，以计算机编程技术为控制与监测的手段。一般而言，总线制的布线较多线制少，而监测控制设备较多线制多，目前总线制已被广泛推向大中型项目建设方面。民用居住建筑消防联动控制具体设计通常要求由工程具体情况而定，其中重要消防设备应该同时选用总线制和多线制的消防联动控制，以此提高消防联动控制的可靠性。
结束语
综上所述，民用居住建筑电气防火设计通常应以国家有关规范（如《高层民用建筑设计防火规范》、《低压配电设计规范》、《民用建筑电气设计规范》等）为前提条件，同时坚持“安全可靠性、技术先进性、经济合理性”原则。研究证实，民用居住建筑电气防火设计应高综合考虑工程实际情况、工程施工要求、消防用电设备的供电系统设计和配电线路设计、消防联动控制等，以此控制我国民用居住建筑电气故障火灾的发生概率。
参考文献：
[1] 任长宁,谢炜.美国电气火灾防控经验之借鉴[J].消防科学与技术,2012,31(12):1345-1349.
[2] 傅晓杰.高层建筑中的电气防火设计分析[J].商品与质量·学术观察,2011,(7):227-228.
[3] 高翔.建筑装饰工程中的电气防火设计[J].城市建设理论研究（电子版）,2011,(22).
关键词：电气主接线，接线方式，优缺点，分析
电气主接线是发电厂和变电所电气部分的主体，它反映各设备的作用、连接方式和回路间的相互关系。高压电气设备包括发电机?变压器?母线?断路器?隔离刀闸?线路等，它们的连接方式对供电可靠性?运行灵活性及经济合理性等起着决定性作用?因此，建立一个科学的电气主接线评价系统，全面分析相关影响因素，综合评价各项技术经济比较，合理确定主接线方案是十分必要的。
一、电气主接线接线要求
对一个电厂而言，电气主接线应该根据电厂在电力系统中的地位、变电站的规划容量、负荷性质、线路、变压器连接元件总数、设备特点等条件确定，并应综合考虑供电可靠性、运行灵活性、检修操作方便、节约投资、便于过渡和扩展等要求。
1、可靠性
电气可靠性的要求与其在电力系统中的地位和作用有关，由其容量、电压等级、负荷大小和类别等因素决定。评价电气主接线可靠性的标志是：断路器检修时，不宜影响对系统的供电；线路或母线发生故障时应尽量减少线路的停运回路数和主变的停运台数，尽量保证对重要用户的供电；尽量避免变电站全部停运的可能性。
2、灵活性
应满足调度、检修的灵活性，能灵活地投入或切除机组、变压器或线路，灵活地调配电源和负荷，满足系统在正常、事故、检修及特殊运行方式下的要求；在扩建时应能很方便的从初期建设到最终接线?
3、经济性
主接线系统还应保证运行操作的方便以及在保证满足技术条件的要求下，做到经济合理，尽量减少占地面积，节省投资。
二、电气主接线常见接线方式优缺点分析
1、不分段的单母线接线
单母线接线的特点是整个配电装置只有一组母线，每回进出线都只经过一台断路器固定接与母线的某一段上。优点是：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。科技论文。缺点：灵活性和可靠性差，当母线或母线隔离开关故障或检修时，必须断开它所连接的电源，与之相联的所有电力装置，在整个检修期问均需停止工作。此外，在出线断路器检修期问，必须停止该回路的供电。适用范围：6～10kv配电装置的出线回路数不超过5回；35~66kv配电装置的出线回路数不超过3回；1l0~220kv配电装置的出线回路数不超过2回。
2、单母线分段接线
与不分段的单母线接线相比较，提高了可靠性和灵活性。适用范围：6～10KV配电装置出线回路数为6回及以上时；35~66KV配电装置出线回路数为4～8回时；l10～220KV配电装置出线回路为3～4回时。
3、单母带旁路母线的接线
断路器经过长期运行和切断数次短路电流后都需要检修。为了检修出线断路器，不中断该回路供电，可增设旁路母线和旁路断路器，提高供电可靠性。这种接线方式广泛的应用于出线数较多的110KV及以上的配电装置中，而35KV及以下配电装置一般不设旁路母线。
4、 双母线接线
双母线接线就是每个回路都通过一台断路器和两组隔离开关连接到两组工作母线上，两母线之间通过母线联络断路器连接?
与单母线相比，它的优点是供电可靠性大，可以轮流检修母线而不使供电中断，当一组母线故障时，只要将故障母线上的回路倒换到另一组母线，就可迅速恢复供电，另外还具有调度、扩建、检修方便的优点；其缺点是每一回路都增加了一组隔离开关，使配电装置的构架及占地面积、投资费用都相应增加；同时由于配电装置的复杂，在改变运行方式倒闸操作时容易发生误操作，且不宜实现自动化；尤其当母线故障时，须短时切除较多的电源和线路，这对特别重要的大型发电厂和变电站是不允许的。
5、双母线分段带旁路接线
双母线分段带旁路接线就是在母线上增设分段断路器，并设置旁路母线。双母线分段原则是：当220KV进出线回路数为10～14回时，在一组母线上用断路器分段；当进出线回路为15回及以上时，两组母线均用断路器分段。500KV进出线回路数为6～7回时，在一组母线上用断路器分段；当进出线回路为8回及以上时，两组母线均用断路器分段。在双母线分段中，均装设两台母联兼旁路断路器。
6、3/2断路器接线
3/2断路器接线就是在每3个断路器中间送出2回回路，一般只用于大型电厂和变电所220kV及以上、进出线回路数6回及以上的高压、超高压配电装置中。它的主要优点是：
（1）运行可靠，任一母线故障或检修（所有接于该母线上的断路器断开），均不致停电；
（2）任一断路器检修都不致停电，而且可同时检修多台断路器；
（3）隔离开关只作为检修电器，不作为操作电器，不需要进行任何倒闸操作，处理事故时，利用断路器操作，消除事故迅速；
3/2断路器接线的缺点是使用断路器和电流互感器多，投资费用大，保护接线复杂。
7、 桥形接线
桥形接线采用4个回路、3台断路器和6个隔离开关，是接线中断路器数量较少、一般采用断路器数目等于或小于出线回路数，从而结构简单，投资较小，在35KV~220KV小容量发电厂、变电所配电装置中广泛应用。根据桥形断路器的位置又可分为内桥和外桥两种接线。由于变压器的可靠性远大于线路，因此应用较多的为内桥接线；若为了在检修断路器时不影响和变压器的正常运行，有时在桥形外附设一组隔离开关，这就成了长期开环运行的四边形接线。
8、 角形接线
角形接线就是将断路器和隔离开关相互连接，且每一台断路器两侧都有隔离开关，由隔离开关之间送出回路。多角形接线所用设备少、投资省、占地少，运行的灵活性和可靠性较好。科技论文。正常情况下为双重连接，任何一台断路器检修都不影响送。由于没有母线，在连接的任一部分故障时，对电网的运行影响都较小。其最主要的缺点是回路数受到限制，因为当环形接线中有一台断路器检修时就要开环运行，此时当其它回路发生故障就要造成两个回路停电，扩大了故障停电范围，且开环运行的时间愈长，这一缺点就愈大。科技论文。环中的断路器数量越多，开环检修的机会就越大，所以一般只采四角(边)形接线和五角形接线，同时为了可靠性，线路和变压器采用对角连接原则。
三、结束语
总之，在电气主接线的选择确定过程中通过详细分析系统、原始的数据、系统负荷的大小以及分配，同时结合上述各种主接线的特点综合考虑，以较优化组合方式组成最佳可能方案；然后筛选，组合，保留可能接线方案；最后，对这几个方案进行综合比较：通过对主接线可靠性，灵活性和经济性的综合考虑，辨证统一，确定最终方案。
【关键词】无人值班；当地监控机；保护信息；一体化装置
0.引言
110kV及以下变电站的无人值班工作的顺利开展及变电站自动化技术的飞速发展，为220kV变电站无人值班工作的实施提供了大量实际借鉴经验和技术支撑。目前黑龙江省电网220kV变电站的无人值班改造工作正在如火如荼的进行之中。文章结合齐齐哈尔地区电网的实际情况，论述了220kV变电站的无人值班改造工作中需注意的有关问题。
1.改造模式
220kV老旧变电站采用何种模式进行改造，选用何种类型变电站自动化系统是改造前必须要明确的问题。当前变电站系统的类型主要有两大类，即RTU型自动化系统和计算机监控系统。RTU型自动化系统设计思想面向功能，集中组屏，其结构简单，功能单一。计算机监控系统设计思想面向对象，采用分层分布式结构，既可集中组屏又可分散布置，功能多样。
采用RTU方式改造时，一般只需考虑对原自动化系统进行升级或更新，对原有的遥测、遥信功能进行完善并增加遥控功能且仅限于断路器分合闸操作，保留原有的控制屏和测量信号回路，一般不要求对一、二次设备进行大规模更换，当地监控机也可不配置。此改造模式较简单，涉及面小，工作量也较小。采用计算机监控系统方式改造时，不但自动化系统需彻底更新，而且要求一、二次设备作较大的更换，如进行电动闸刀更换和保护进行微机化改造等，采集的信息更多，功能也更齐全，取消原来的控制屏及信号测量回路，由当地监控系统和测控单元实现站内的监视和操作功能。此改造模式较复杂，涉及面广，工作量也较大。
一般认为对电动刀闸有遥控要求，采用集中监控、少人（留守） 值班模式的变电站应采用计算机监控系统方式改造；而只对开关有遥控要求，采用集中监视、少人值班模式的变电站则推荐采用RTU方式改造。
2.当地监控机
无人值班改造中经常会出现自动化系统是否需配置当地监控机的争论。有人认为变电站将最终变成无人值班形式，故无需再配置当地监控机。诚然，配置当地监控机一方面增加了投资同时也加重了安装调试任务。但保留当地监控机还是有以下几方面的理由。首先，目前不论是集中监控、少人（留守） 值班模式还是集中监视、少人值班模式的220kV变电站都应有人留守在变电站。因此，配置当地监控机便于现场运行人员监控和管理，同时也便于系统的安装和调试。其次，便于今后系统的运行维护、检修及设备巡视。当采用计算机监控系统方式改造时由于取消了控制屏，不便于检修运行人员了解掌握全站设备的运行状况，因此当地监控机是解决该问题的最佳方案。
3.保护信息采集
3.1 保护信息采集方式
目前计算机监控系统对保护信息的采集的方式也主要有两种：即硬接点方式和串行通信方式。对于常规继电器保护只能采用硬接点方式。而对于微机保护则除了硬接点方式外还有串行通信方式。
3.2 串行通信的方式
由于220kV变电站规模较大，保护装置的种类和数量较多，而监控系统公用信息工作站的通信接口数量是有限的，不可能实现与各保护装置进行直接通信。此外，各保护装置直接接入监控系统的公用信息工作站，监控系统需装有各类保护的通信规约，并需与每种保护进行通信调试，因此，监控系统和保护厂家间的调试配合工作量十分繁重。正是由于直接通信有如此多的弊端，才引入了保护信息管理机方式。保护信息管理机负责与各类不同保护装置的通信，然后转换成统一规约与公用信息工作站通信。保护信息管理机一般由保护厂家提供，更容易实现与各保护的通信，尤其和自家生产的各类保护更不存在通信规约配合问题。
3.3 保护信息处理方式
对于保护通信信息处理方式目前主要有两种选择：一是将保护报文转换为遥信处理，二是直接进行报文解释。如将保护通信信息作为遥信上传，不但增加调试工作量，也受通信规约的限制。过多的信息会造成系统各种实时性能指标下降，走入舍本逐末的误区。如作为报文处理，则集控站工作站需安装相应的保护报文解释程序，对监控站SCADA系统提出更高的要求，而且各种保护告警信息也将大量增加，包括运行人员不需了解的信息会经常出现，干扰运行人员的正常监视。
4.保护测控一体化装置
4.1 保护功能问题
采用保护测控一体化装置是因为35kV、10kV出线的保护配置要求相对较简单，一般只要求具备三段式电流保护即可。然而，随着电网的不断发展，35kV线路的供电半径的缩短、供电容量的增大，故障时的短路容量增大了许多，普通的三段式电流保护已不能满足保护配置要求。因此，对35kV线路的保护配置也提出了更高的要求，如需具备距离保护功能等提上了议程。
4.2 装置安装问题
35kV、10kV电压等级的设备配置的保护测控一体化装置的安装方式主要有两种，即就地安装于开关柜和集中组屏安装于继电保护小室。就地安装可以节省大量二次电缆，简化二次回路，减少了施工和设备安装工程量，改造期间间隔问相互影响小等优点，此外还可以减少屏位布置；但同时就地安装也存在需对原有开关柜进行开孔改造等问题，并且对保护测控装置的抗干扰、抗震动性能及环境方面等提出了更高的要求。因此，保护测控合一装置是否就地安装应根据变电站继电保护小室屏位、开关柜等的实际情况综合考虑而定，不宜强作要求。
4.3 电气防误问题
35kV、10kV低电压等级设备的防误要求有其特殊性，如对柜门、网门位置均有要求。而目前大多保护测控一体化装置均不具备内部防误闭锁功能，且其开入量一般较少，对柜门、网门位置等信号一般不采集，因此，操作的正确性只能靠独立的微机防误系统来保证。为了真正发挥计算机监控系统的防误功能，就需要保护测控一体化装置增加开入量完善本间隔相关信息采集，同时要求其具有内部防误闭锁逻辑，即装置要实现保护、测控、防误功能的一体化。
5.结束语
以上问题都是220kV变电站无人值班改造工程中经常面临且必须解决的问题。220kV变电站无人值班改造是一项十分复杂的系统工程，具有改造难度大，涉及范围广，技术要求高等特点。由于我国电网220kV变电站的无人值班改造尚处于起步阶段，改造的模式、功能要求等都暂时无法完全统一，需要不断地在工程实践中探索，积累有益的经验，以利于实现220kV变电站无人值班改造工作的规范化、标准化。
【参考文献】
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