发布时间：2022-09-14 14:12:54
序言：写作是分享个人见解和探索未知领域的桥梁，我们为您精选了8篇的电站继电保护论文样本，期待这些样本能够为您提供丰富的参考和启发，请尽情阅读。
【关键词】变电站防雷；二次系统；防雷保护；技术措施
0 前言
随着电力体制改革的推进，变电站数字化改造与建设也不断深入发展，综合自动化变电站的不断增多，雷电对弱电设备的危害问题日益突显出来。从国内有关报道和变电站运行的实际来看，变电站二次设备遭受到雷击，造成设备损坏、通信中断、系统退出等情况普遍存在。这不仅严重威胁电网的安全运行，而且给人们的生活带来了诸多的不便。笔者结合工作实践，针对变电站二次系统的特点，通过对雷电波危害的途径分析，结合当今弱电防雷的一些技术和供电局变电站的情况，探讨变电站二次系统防雷措施。
1 变电站二次系统的结构特点
变电站二次系统，是指变电站的内保护设备、自动化设备、通信系统、计算机网络设备及监控系统、交直流电源系统等各种二次设备的总称。二次系统集中了变电站自动化监控管理的重要设备，其具有微机监测、监控、保护、小电流接地选线、故障录波、低频减载、“四遥”远传等功能，在电力调度自动化领域起着举足轻重的作用。
由于二次系统内部连接线路纵横交错，当雷击附近大地、架空线路和雷雨云放电时直接形成的，或者由于静电及电磁感应形成的冲击过电压，极易通过与之相连的电源线路、信号线路或接地系统，通过各种接口，以传导、耦合、辐射等方式侵入自动化系统，从而可能造成危害系统正常工作甚至破坏系统的雷击事故。
2 雷电放电对变电站二次系统的主要危害形式
雷电是自然界中强大的脉冲放电过程，雷电侵入地面建筑物或设备造成灾害是多途径的，一般来说，有直接雷击、感应雷击、电磁脉冲辐射、雷电过电压的侵入、反击等。
（1）直接雷击：主要破坏力在于电流特性而不在于放电所产生的高电位，它所产生强大的雷电流转变成热能将物体损坏。
（2）感应雷击：从雷云密布到发生闪电放电的整个过程中，雷电活动区几乎同时出现两种物理现象―静电感应和电磁感应，这两种现象可能造成称之为感应雷击的危害形式。
（3）电磁脉冲辐射：当闪电放电时，其电流是随时间而非均匀变化，脉冲电流向外辐射电磁波，这种电磁脉冲辐射虽然随着距离的增大而减小，但却比较缓慢，闪电的电磁脉冲辐射通过空间以电磁波的形式耦合到对瞬间电磁脉冲极其敏感的现代电子设备上，造成设备的损坏。
（4）雷电过电压的侵入：直接雷击或感应雷都可以使导线或金属管道产生过电压，这种过电压沿导线或金属管道从远处雷区或防雷区域外传来，侵入建筑物内部或设备内部。
（5）反击：在雷暴活动区域内，当雷电闪击到建筑物的接闪装置上时，尽管接闪装置的接地系统十分良好，其接地电阻也很小，但由于雷电流幅值大，波头陡度高，雷电流流过时也会使接地引下线和接地装置的电位骤升到上百千伏。
3 变电站二次系统进行防雷保护的技术措施分析
弱电设备抗过电压能力低，在雷雨季节极易受到雷电波的侵害，造成设备的损坏和误动作。弱电设备的电源系统可能受到侵入过电压和感应过电压的危害，在实际运用中应加装电源防雷保护器SPD进行多级保护，将过电压降低到无危害的水平，对于引入控制室的信号线，网络线和微波馈线，均应加装信号防雷保护器，保证自动化系统、远动设备及通信的正常工作。对于弱电设备的防雷保护，总体来说是一个综合性的问题，长期的防雷实践告诉我们，在防雷中从直击雷防护到接地、均压、屏蔽、限幅、分流、隔离等多个环节都要认真对待，才能确保设备的安全。
3.1 接地与均压
接地是提高二次设备防雷水平最直接、最有效的一个措施，所有雷击电流均可以通过接地网引入大地，可靠的接地可以有效的避免电涌电压对二次设备造成危害。防雷规范对不同接地网规定有不同的电阻值，在经济合理的前提下，应尽可能降低接地电阻，能够有效限制地电位的升高。
接地与均压是相辅相成的，所谓均压就是要在同一层面、同一房间内的四周设置一闭环的接地母线带，在同一房间里的所有仪器、设备的壳体、电力电缆、信号电缆的外皮和金属管道等应分别直接就近连接到接地母线上，并连接牢固，以保证各个接地点的等电位。雷电流的幅值非常大，陡度很高，其流过之处相对零电位的大地立即升至高电位，周围尚处于大地零电位的物体会产生旁侧闪络放电。这种旁侧闪络不仅会导致装有易燃易爆物的建筑物失火和爆炸，而且其放电过程所伴随的脉冲电磁场会对室内电子设备造成感应电位，使其受到损害。完善的等电位可有效防止非等电位体间电位差造成事故。
3.2 屏蔽
屏蔽指的是采用屏蔽电缆、各种人工的屏蔽箱、盒、法拉第屏蔽笼和各种可利用的自然屏蔽体来阻挡、衰减施加在电子设备上的电磁脉冲干扰，需强调的是屏蔽体外壳必须有效接地，进入屏蔽室的各种电源线、信号线都必须采取有效的电磁脉冲隔离和高频电磁波滤波装置过滤，否则一根来自干扰源环境中未经过滤波器或隔离的导线，都将使屏蔽笼失去屏蔽作用。
一般来说，为减少外界雷电电磁干扰，通信机房及通信调度综合楼的建筑钢筋、金属地板构架等均应相互焊接，形成等电位法拉第笼。设备对屏蔽有较高要求时，机房六面应敷设金属屏蔽网，将屏蔽网与机房内环行接地母线均匀多点相连。
3.3 分流与隔离
分流的主要作用是把可能的直击雷用接闪器经多根分散的接地引下线直接连到接地装置，将雷电流分流散入地下，以免在每根接地引下线上流过过大的雷电流以及周围产生的强大电磁场造成大的干扰。由接地引下线将直击雷的雷电流有效引入地下，而非窜入弱电设备工作区域。需要强调的是，建筑物顶部各种装置（如微波接收器等）的外壳都应与主接地引下线或接地带呈放射性连接，且设备的外壳不应有串接之处，前者是避免雷电流在非接地引下线上产生强感应电位，而后者是避免雷电流串入设备后造成设备损坏，为保证散流效果，接地引下线要有足够的面积，特别要防止接地引下线中途腐蚀断裂或中途串有设备。要经常性对接地引下线及地网进行测量和检查。
对于不同接地网之间的通信线宜采取防止高、低电位反击的隔离措施，如光电隔离、变压器隔离等。在电力调度通信综合楼内，需另设接地网的特殊设备，其接地网与大楼主接地网之间可通过击穿保险器或放电器连接，可用地电位均衡器或220V低压氧化锌避雷器（箱），通流容量应大于10kA，残压不超过1.5kV。以保证正常时隔离，雷击时均衡电位。
3.4 限幅
在过电压可能侵入的所有端口，设置必要的保护装置。在弱电系统的信号出入线上装设多级防雷保护装置，将侵入弱电系统的冲击过电压抑制在系统允许的程度内。并且，各种低压防雷器但应遵循接线尽量短的原则，直接装于被保护的电路点上。
电源线路侵入波过电压可能是电源配电线路遭直击雷，也可能是空间雷电电磁脉冲在电源配电线路上感应的过电压。对于变电站站用低压电源线路或220V直流电源线路侵入波过电压应按照电源分级保护、逐级泄流原则，进行四级防雷保护设置，采用三相电源防雷箱、单相交直流防雷器、防雷插排等防护措施，在电源进入弱电设备前，全面限制电源线路侵入波过电压。
对于装置之间到通信管理机485通信控制线、到调度及后台通信控制线、载波高频通信电缆、电话线等信号线路防雷采用全面拦截原则，分别采用控制信号防雷器、过电压保护器等相应的防雷设备。当信号线路感应到过电压产生过电流时通过信号浪涌保护器将电流泄放到大地，从而达到保护后端设备的目的。
关键词：继电保护故障；专家诊断；方法；应用
中图分类号：TM7文献标识码：A 文章编号：1009-0118（2011）-12-0-02
社会的进步带动了经济的高速发展，经济的发展又提高了人们的生活水平，而伴随着人们生活水平的不断提高，人们的用电量有了很大的提升，人们对于电的要求也日益增加。我国电网如异军突起，发展强大。在电网发展的同时，继电保护技术也随着电网的发展而发展着，继电保护从过去的晶体管继电保护、集成电路继电保护，再到后来的微机继电保护时代，已经走过了六十多个年头。但随着计算机技术、电子技术和通信技术的快速发展，电力系统对继电保护的要求也越来越高，继电保护向保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化发展是必然的趋势，下面笔者就继电保护系统故障的专家诊断进行了简要的分析。
一、继电保护故障专家诊断的作用
所谓的继电保护就是当电力系统发生故障时，能迅速、准确的自动切除故障，保证电力系统的稳定、安全运行。
继电保护在电力公司日常工作中占有重要地位，它是建立在设备状态评价这一基础之上的，而设备状态评价主要包括寿命预测、可靠性评价以及故障专家诊断。在进行设备状态评价以后，电力公司要把设备状态以及分析诊断结果作为继电保护的根据，安排好检修项目和检修时间，对于电力系统和设备进行主动的检修。由于电力系统中的电气设备在一般情况下都是按照规定的时间进行检修，这个固定的检修时间被我们称为“检修期”，而在检修期对电力系统中的电气设备所进行的检修主要包括电力系统中电气设备的维护、试验以及调试。对于电力系统中的电气设备进行检修的时间是一个周期，这个周期是固定不变的，周期可能是一年也可能是几年。
继电保护故障专家诊断有利于加强有关专家及时、便捷地了解电力系统设备的状态，因为继电保护的故障专家诊断能够使电力专家在办公室里随时的浏览整个管变电站中任何一台电气设备的历史状态和当前状态，继电保护的故障专家诊断作用不止包括这一点，它还能够使电力专家迅速的对电气设备的未来处于什么状态进行及时的预测。对于其检测出来的电气设备存在的隐患，电力专家可以在网上进行远程诊断，在网上远程诊断中，有关电力专家会对存在故障隐患的电气设备进行诊断，且会做出对该电气设备是否进行维修以及何时进行维修、怎样维修等等问题的决策，这就为电气设备维修提供了平台。
二、继电保护故障专家诊断主要内容
继电保护故障专家诊断的实践主体是设备制造厂，继电保护的故障专家诊断内容应该包括省、市级电力专家对故障专家诊断分析的系统平台、通信通道以及变电站的现场元件这3个部分，笔者现对这3个故障专家诊断内容进行分析。
（一）继电保护故障专家诊断分析的系统平台
继电保护故障专家诊断分析的系统平台的主体就是电力专家，这些电力专家都是省级和市级以上的专家，继电保护故障专家诊断分析的系统平台就是这些省级和市级以上的电力专家分析的系统平台，他们通过一种现代的管理方式进行管理程序的编写，这种现代的管理方式是通过对相关单位的实际管理方式进行采集来实现的，而编写管理程序是指专家们对一些大众化的程序进行管理程序编写，在进行编写以后会进行资源共享和状态共享，在这里，资源共享和状态共享的实现媒介是有关单位，也就是在有关单位进行状态共享和资源共享的实现，从而做到有关电力专家的远程诊断。
（二）继电保护故障专家诊断分析的通信通道
继电保护故障专家诊断分析的通信通道也可以与调动自动化共同使用，例如载波、光纤、无线扩频等等，在被网络覆盖所允许的情况下，也可以使用现代所流行的VPN路由器加上ADSL线路通过加密这一方式，拟定一个虚拟专网。这个虚拟专网必须在调度中心与变电站之间实现。
（三）继电保护故障专家诊断分析的变电站现场元件
变电站现场元件就是指集中器、采集器、现场后台软件、主屏以及各种传感器等等，这里所指的各种传感器主要包括电压、温度、压力、湿度及位移等等。
三、继电保护故障的专家诊断注意事项
继电保护在故障专家诊断中是有一定要求的，因为继电保护是一项复杂的系统工程，这就要求故障专家诊断建立一套完整的方法机制、保障体系、技术手段、管理体制规范，以达到电气设备继电保护的目的。
（一）建立方法机制
建立方法机制就是指在进行电气设备继电保护这一重要工作时所运用的方法和机理，其主要体现在一系列的评价导则、检修工艺导则、技术导则以及试验规程等。例如，目前电力设备品种繁多，对于各种各样的电气设备开展状态评价，这就需要运用状态量定义、检测方法、评价模型以及评估方法等，这一过程的实现就是继电保护对故障专家诊断要求的方法机制建立。
建立继电保护对故障专家诊断的方法机制主要包括继电保护的评估、状态量采集方法的研究、状态量存储方法的研究、诊断方法研究、电气设备的特征量、电气设备的状态量定义、对于不同的设备类型进行不同设备故障模式的研究、继电保护的管理模式适用性研究以及故障专家诊断评估的管理流程研究等内容。
（二）建立保障体系
继电保护对故障专家诊断要求的保障体系建立主要是指对于继电保护工作开展顺利所需要的辅工作保障的建立，例如标准文件的制定；装置入网的检测、运维；人员培训；继电保护工作的仿真模拟等等内容。
（三）建立技术手段
继电保护对故障专家诊断要求的技术手段建立是指在状态评价工作的进行中，通过实现相关的评估和检测方法的过程，而相关评估和检测方法过程的实现要求必须通过相关技术手段。在现代继电保护中，国家电网公司提出了基于状态量加权评分这一电气设备状态的评价方式，并被广泛的应用在继电保护电力领域之中。笔者在这里提出了国家电网公司的评价方式，现代社会中存在着一些比国家电网公司所提出的评价方式更好的评价方式，但是每种评价方法都有自身的局限性和优点，如果想更好的对电气设备进行继电保护就要综合考虑现代有关的各个行业和各个领域的安全的评价方法，用多种状态评价方法互相结合这一技术手段来实现故障专家诊断的状态评价，这样做有利于实现电力领域故障专家诊断和评价的标准化和专业化。继电保护管理是一门学问，还需要我们更深层次的发掘和研究。
（四）建立管理体制
继电保护对故障专家诊断要求的管理体制建立主要是指继电保护工作中所需要的种种组织形式，其还包括这些组织形式中的相关分工以及相关职责。笔者主要强调继电保护的主要工作流程体系，继电保护的主要工作流程体系主要包括工作流程、组织体系以及绩效评估等。
四、结语
近些年来，社会得到了不断进步，经济也得到了快速的发展，再加上信息技术科学的研发和不断提升，继电保护故障专家诊断为继电保护技术的发展开辟了新的道路，必将为电力系统的发展注入新的活力。
参考文献：
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关键词：变电站；重要性；故障；消缺方法；
中图分类号： TM63 文献标识码： A 文章编号：
当前我国经济迅速增长，人们生活水平的提高以及工业化的发展，对电力系统的运行能力提出了更高的要求，因此必须保障电力系统的安全运行。在变电站运行过程中，继电保护装置发挥着重要作用，如果存在缺陷，将会严重影响变电站的正常工作，所以，对继电保护装置进行有效消缺，是保障电力系统安全运行的重要措施。
一、变电站继电保护消缺的重要性
继电保护工作是电力系统的一项重要工作，对电力系统的整体运行有着不可忽视的作用，需要电力部门的高度重视。继电保护可以提高变电站的使用寿命和工作效率，进而满足人们生产和生活用电的需要，推动了电力系统的可持续发展。同时，在变电站的继电保护工作中，常常出现一些问题，不仅严重的影响了继电保护工作的可靠性，甚至一些问题会迫使保护工作退出应用，对电力系统的运行产生了巨大的威胁。鉴于继电保护工作的重要性和阻碍因素，需要对继电保护工作进行消缺处理，及时的扫清继电保护工作的障碍，是推动变电站继电保护工作顺利进行的有效手段。
二、变电站继电保护的消缺方法
在变电站的继电保护中存在着各种不同的缺陷和故障，对保护工作起了阻碍作用，下面我们主要分析在继电保护工作中常见的几种缺陷，并针对缺陷的特征采取相应的方法消除，为保护工作的开展奠定基础。
1、直流接地
直流接地主要是两点接地，是变电站工作中经常遇见的缺陷，不仅会导致保护工作的不正确，还会对操作人员造成威胁，需要及时的消除。
1.1直流接地的原因分析
直流接地发生在一点时不会立刻产生严重的后果，但是当第二点接地时便会造成断路，对电力系统的安全运行造成很大威胁。造成直流接地是多方面共同作用的结果，受气候、自然、人为和环境等多个因素的影响。雨天和雾天导致使室外的直流系统绝缘，致使直流系统接地；在运行中受到机械振动挤压或者是设备质量问题会引发直流接地；电气的开关处于多粉尘和温度高的环境中，加剧了直流接地发生的频率；另外还可能由于操作人员的疏忽或者是检修不及时，出现直流接地的情况。
1.2直流接地的消除原则
通常来说，对直流接地的处理方法主要包括以下几个步骤：首先判定接地的地点，主要是采用拉线寻找和分段处理的方式，坚持先对信号部分进行寻找，再对操作部分进行检查，先室外后室内的原则，对接地的地点进行找寻和检测。其次，对事故照明进行推拉，并对防误闭锁装置回路、户外合闸回路、户内合闸回路、信号回路、10KV控制回路等进行切断处理，在这一过程中要时刻注意在切断专用直流回路的时间应该控制在三秒以内。
1.3直流接地的消除方法
对直流接地进行消除需要多方面的努力，首先要提高操作人员的素质和操作技能，做到规范操作，并及时的对线路进行检查和维修，减少人为因素引起的直流接地。另外，要改善设备的环境和检测设备的质量，做到未雨绸缪，做好对安全隐患的预防工作。
在对直流接地进行处理的过程中，第一步是检测接地的线路，在绝缘检测装置的帮助下查看接地的线路，再对这支线路中的保护装置进行相应的检查，为判定工作提供参考。通常而言，在一个馈线中会包含多个保护设备或装置，这就需要借助直流柱线图进行分析和排查，从而确定接地回路。然后再根据接地的特性，在图纸的辅助作用下，确定接地点，进而采取有效的措施消除直流接地。总之，对直流接地缺陷要以预防为主，在发生缺陷时，要及时处理，保证继电保护工作的正常开展。
2、通道故障
通道故障也是继电保护工作中常见的缺陷，这种缺陷的波及范围较广，可能会使多个变电站或者单位的工作受到影响。
通讯技术的飞速发展极大的降低了光纤设备的造价，同时光纤具有灵敏度高和受系统振荡以及非全相运行的影响小的显著优势，使光纤设备在电力系统中得到了广泛的应用。但是光纤也有自身的限制，光纤通道在发生故障时会使保护误动或者是拒动，必须退出保护程序才能运行，这就延误了故障的查找时机，很难恢复电网的工作。造成这一现象的原因是多方面的，包括光纤的质量问题、对通道的维护问题以及操作不规范等问题，这就需要找出问题对症下药。
一般而言，对保护装置异常缺陷的处理主要遵循“一看二了解三测试四判断”的原则。首先要检查保护装置的收发状态是否出现异常，其次对光纤通道的运行进行调查，进而测试光纤收发功率是否异常，在此过程中要以说明书为准，并检查接头的运行环境。
3、控制回路断线
在变电站的继电保护中，控制回路断线也是常见的问题，对电网的安全运行产生了消极的影响，特别是在合闸状态下发生的控制回路断线的危害巨大。处理不及时会造成越级跳闸，影响电力系统的供电服务。
3.1控制回路断线的原因分析
在继电保护工作中，出现控制回路断线是经常出现的一个缺陷，原因是多方面的：首先，接线松动。由于长期的使用和缺乏定期的维护工作，出现接线松动是很正常的，这也是诱发控制回路断线的主要原因之一；其次是闭锁继电器的损坏或者是其他的闭锁触点没有进行闭合，这是操作工作中的一项失误；断路器的辅助触点异常；保护操作箱的位置继电器不能正常工作。这些都会引起控制回路的断线故障，阻碍了继电保护工作的开展。
3.2控制回路断线的消除
对控制回路断线问题的处理，必须遵循一定的步骤。首先，查看操作箱的灯是否正常工作。如果操作箱的灯正常工作，说明是继电器的信号触点的问题或者是信号回路的问题，然后再就这两个方面进行检测和排除。其次，如果灯不正常工作，则需要借助万用表，在保护屏的端子排上对跳闸回路对地电压进行检测。如果出现跳闸现象，说明从端子排到机构箱的线路没有问题，那问题可能出现在操作箱上，或者是装置内部接线松动的原因，再对这两点进行排除，反之亦如此。
另外，操作人员必须认识到相同类型的设备出现相同缺陷的可能性比较大，这就需要操作人员在实际的工作中，要及时的进行总结和积累，为后续工作提出借鉴和指导，这对提高控制回路断线问题有很大的帮助，提高了消除缺陷的效率，保证了对变电站的继电保护。
4、保护装置异常
由于电力系统的运行中，不可避免的存在一些年限较久的保护装置，会出现运行质量降低等现象。对保护装置异常的消除工作的关键是对发生异常的保护装置的判定。在计算机和现代信息技术的指导和帮助下，操作人员需要查找损坏的元器件或者是插件，然后根据出现的损坏问题采取相应的解决策略。在计算机的应用下，一方面可以提高对缺陷检查的速度，能够及时的找出问题的弊端，另一方面，对操作人员的素质提出了更高的要求，并且对测试和修复的设备提出了要求。对于保护装置出现异常现象，在找准故障元器件以后，需要退出保护装置，及时的更换电源插件或者是CPU插件，然后既可以恢复保护装置的正常工作。
三、结语
总之，要想消除继电保护中的缺陷，需要掌握专业的技术和基本的消除方法，同时及时地总结工作中的经验和教训，不断地改进工作，提高保护工作的水平和质量。对缺陷消除方法的探讨，为电力系统的安全运行提出了指导和建议，进而促进了电网的安全稳定运行。
【参考文献】
[1]王晓宁，张拥刚，秦琦，李文.变电站继电保护综合自动化系统[J].微计算机信息，2009（15）.
关键词：EPON通信 继电保护及控制 过程层通信 仿真平台 智能变电站
中图分类号：TM762 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）01-0036-03
智能变电站是智能电网的重要基础结点和支撑，智能变电站的核心技术之一是网络通信技术，现阶段，国内智能变电站主要采用工业以太网交换机进行过程层通信系统的网络体系设计，过程层工业交换机相对普通工业交换机价格更加昂贵，据调研，国内已投运的智能变电站，仅工业交换机部分的成本几乎和整个变电站二次保护控制设备成本相当，甚至更高。另外考虑到目前过程层以太网交换机基本由国外设备制造商提供，如罗杰康（RuggedCom）等，从国家安全的角度考虑，也需要探讨和研究一种与采用过程层工业以太网交换机相比更经济实用、更适应通信技术光纤化的发展趋势的通信技术。
EPON（Ethernet Passive Optical Network）以太网无源光网络技术是一种光纤接入网技术[1]，在电信宽带入户、网吧建设等领域得到了广泛应用，在电力系统的配网自动化和用电自动化业务领域有初步的应用经验[2]，如江西瑞昌基于EPON的用电信息采集应用、浙江海盐基于EPON的配网应用。基于EPON和OPLC（Optical Fiber Composite Low-voltage Cable）光纤复合低压电缆的电力光纤入户技术在智能小区及智能家居、物联网、电动汽车充换电站自动化系统等领域有较好的应用前景。
本文作者曾发表文章对智能变电站过程层采用EPON通信技术组网的关键通信指标如GOOSE传输时延、SV传输时延、离散度等进行了实验研究，但尚缺乏对完整的继电保护及控制业务功能实现情况进行研究[3]。
本文在分析智能变电站继电保护及控制功能实现对过程层通信系统业务特性要求基础上，设计了基于EPON通信技术的智能变电站继电保护及控制技术仿真平台，以一个典型的、完整的智能变压器差动保护功能的实现为研究及评测对象，结合实验现象，围绕几个关键技术指标进行分析。
1 业务分析
1.1 通信业务特点
EPON技术以光纤作为信息传输网络的载体，链路层采用以太网协议，和智能变电站现有的以太网应用一致，非常适合智能变电站环境的通信系统应用。
智能变电站自动化系统的继电保护及控制设备基本属于“分散数据采集，集中功能处理”的工作方式，即通过智能变电站过程层网络分散采集合并器送来的SV采样值数据，进行继电保护功能运算后，通过智能终端设备进行跳闸操作。光纤介质传输抗干扰性好，非常适合于智能变电站信息传输，若采用EPON技术进行过程层网络组网，则整个通信传输系统在不考虑冗余情况下，只需要1台OLT及分光器、若干ONU即可实现终端设备和监控系统的通信。如果能够满足智能变电站实时性和可靠性传输要求，在成本上具有明显优势，EPON技术在智能变电站自动化系统过程层通信组网的应用可行性研究具有一定的现实意义[4]。
1.2 关键通信指标
1.2.1 网络流量
通常智能变电站中的站控层网络所传递的监控数据信息较少，100M以太网完全能很好地满足网络流量的要求；而实时性要求更高的GOOSE报文和采样值报文所产生的网络流量较大，因此在实际的智能变电站网络设计中，常常是需要预估站内的网络流量GOOSE报文和采样值报文的数据流量来设计它们的组网模式和网络划分。
1.2.2 网络带宽
网络带宽是指在一个固定的时间内（通常是1秒），网络能通过的最大位数据。就好像公路的宽度一样，越宽就越能通过更多的汽车一样，网络带宽的越宽则网络能通过的数据信息越多。因此，带宽是衡量网络的数据传递通过能力的技术指标，它的单位是bit/s（比特/秒）。目前通常所使用的以太网是100Mbit/s。
1.2.3 网络时延
网络延时是指数据信息从发送计算机发出到接收计算机收到的传递过程所费的时间。在以太网中影响网络延时的主要因素是路由的跳数（因为每次交换机的路由转发都需要处理时间，因此路由跳数越多，网络延时越多）和网络流量（网络流量越大，交换机和路由器排队的时间也就越长，网络延时也就越大）。
1.2.4 采样值离散度
一个智能变电站过程层合并器发送采样值的一个关键指标，反映了采样值发送的均匀性，正常工作的合并器需要有基本恒定的采样值发送间隔，80点采样的合并器一般要求250us的发送间隔。
1.2.5 GOOSE传输时延
GOOSE是智能变电站特有的一种快速信息传输机制，尤其是通过GOOSE进行联闭锁及保护跳闸的重要操作需要有较高的传输性能要求。
2 基于EPON的继电保护控制装置设计
目前智能变电站一般采用基于过程层工业以太网的网络通信技术，各单元保护控制设备提供电以太网口和光以太网口，户外安装的设备基本都要求采用光以太网口方式。
智能变电站若采用基于EPON的通信网络技术，工业以太网交换机将被替代为EPON设备，如ONU，OLT，分光器等设备，各单元保护控制设备也相应地需要提供EPON通信接口。
支持EPON通信接口的智能变电站保护控制设备研制最成熟快捷的方式就是在原有的以太网通信板上加入一块“以太网--EPON”的转换接口板。这块“以太网--EPON”转换接口板主要角色类似ONU设备，相当于ONU的内置设计。为进一步提升通信传输效率，可考虑“内部总线直连”方式，即业务功能CPU通过FIFO或者其它高速总线，如PCIE直接将业务数据转换为EPON通信接口形式的传输数据，不必通过以太网的中间转换过程。
图1所示为继电保护装置内嵌式EPON通信插件的实物图。
3 基于EPON的继电保护仿真平台
3.1 平台构成
为方便地进行基于EPON通信技术的智能变电站继电保护控制系统业务性能测试和评估，本文设计了专用的仿真平台，该仿真平台的组成如图2所示。
3.2 实验方法
在现有技术条件下，通过将已有的数字化设备挂接ONU的方式模拟EPON设备接入（理想情况为如图1所示的智能化设备内嵌式支持通信EPON接口）。
仿真平台技术方案如图3所示。
依据不同的保护动作条件，MU-H/M/L合并器模拟主变三侧采样值，通过ONU、分光器接入OLT，WBH主变差动保护在满足动作条件下发GOOSE跳令给DBU，记录及分析整个数据传输过程，观察保护正确动作情况、SV离散度、GOOSE时延等。
本仿真平台技术方案采用虚拟点对点方式，不考虑时钟同步问题，采样值的同步计算可通过在WBH主变差动保护的NPI运算单元以时延补偿来实现。
仿真平台相关设备如表1所示。
3.3 实验结果及分析
（1）经过EPON网络的虚拟点对点方式，无法实现智能变电站过程层基本的保护控制功能。因为在EPON通信系统中，从标准MU（80点采样）发出的采样值未接入EPON系统前具有较好的发送均匀性，离散度很低。经过ONU接入EPON系统后，由于EPON系统OLT和ONU之间采用时分复用方式进行通信，OLT和ONU之间每次轮询时隙的最小时间间隔为约500us，经咨询EPON研发专家得知这是由PON芯片所控制，无法通过上层配置等来解决，这样就出现在80点采样（250us发送间隔）的时候，ONU和OLT进行上传信息时，可能出现“压包”现象，即若干采样值数据包不能随到随转发，压在ONU中，导致采样值数据包到达OLT时呈现出较差的均匀度，变压器保护因采样值通道离散度过大，闭锁保护。
（2）当采用网络方式时，通过MU间的时钟同步和打时间标签，采样值的离散度在变压器保护的网络方式采样值延迟到达时间整定范围内（80点采样时，一般为16点（16*250us=4ms）的允许延迟时间），变压器保护能够正确动作。
（3）对于GOOSE传输时间的实验采用图4所示的实验系统。
通过变压器保护（NPI807）的两个网口同一时刻分别发送两个GOOSE包，采集6和采集8间的传输时延代表了变电站间隔内保护控制GOOSE信息的传输时间，采集6和采集7代表了变电站间隔间（跨间隔）保护控制GOOSE信息的传输时间。
4 结语
基于EPON通信技术的变电站过程层实时数据传输在GOOSE传输时延、SV离散度方面现阶段不能满足继电保护控制业务的需要；经过EPON网络的虚拟点对点方式，无法实现智能变电站过程层基本的保护控制功能；当采用网络方式时，通过MU间的时钟同步和打时间标签，可以实现继电保护及控制功能。
参考文献
[1]IEEE 802.3ah Ethernet in the First Mile Task Force[EB/OL].[2010-11-05].http：///3/efm/.
[2]孙晓霞.xPON 及工业以太网技术在配网领域的应用研究.硕士论文.
关键词：110kV智能变电站；技术方案；配置
中图分类号： TM411 文献标识码： A
1引言
智能变电站是智能电网的重要基础和支撑。设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化以及运行管理自动化是智能变电站的基本特征。本文研究的技术方案是以国家电网公司的《智能变电站技术导则》、《智能变电站继电保护技术规范》、《IEC 61850工程应用模型》等标准为设计依据。根据智能电网功能需求、结合通用设计和“两型一化”标准化建设成果，以信息交互数字化、通信平台网络化和信息共享标准化为基础，严格遵循安全可靠、技术先进、资源节约、造价低廉的原则，实现信息化、自动化、互动化的智能变电站综合自动化系统。本文以某110KV变电站实际工程为模型研究智能变电站的系统配置方案，该变电站总体工程概况如下：
主变：两卷变，本期2台。
电气主接线：110kV户内GIS布置，内桥接线；10kV单母分段接线，开关柜安装。
110kV进线3回，PT间隔2个，分段间隔1个。
10kV出线20回，电容器组4台，所用变2台。
2整体技术方案
站控层与间隔层保护测控等设备采用通信协议；间隔层与过程层合并单元通讯规约采用 通信协议；间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。站控层设备、 线路、内桥及主变间隔保护和过程层设备采用 对时， 间隔层常规保护设备采用 码对时。
过程层与站控层的独立组网：站控层主要采用双星型100MB电以太网，各小室间交换机通过光纤进行级联；过程层采用单星型光以太网来传输 信息。
信息的传输模式：保护装置的跳合闸 信号采用光纤点对点方式直接接入就地智能终端；测控装置的开出信息、逻辑互锁信息、断路器机构位置和告警信息以及保护间的闭锁，启动失灵通过GOOSE网络进行传输。
采样值信息传输模式：保护、计量等设备与合并单元均采用点对点的光纤直接连接模式。变压器的非电量保护采用电缆直接跳闸。
变电站层按照IEC 61850通信规范进行系统建模和信息传输，采用100M电以太网，变电站内各个小室之间的站控层交换机通过光纤进行连接，采用双星型结构级联。继电保护信息子站系统与监控系统共网传输，不再独立配置传输网络。
3间隔层设备配置方案
本小节主要阐述保护、测控、计量设备的配置方案，智能变电站使保护测控装置的信息采集和输出产生了质的变化，为了保证智能变电站继电保护装置满足可靠性、选择性、速动性、灵敏性的要求，以及参照《智能变电站继电保护应用基本技术原则及具体实施方案》的最新要求。
（1）主变间隔
1）2台主变各配置1套主变差动、后备保护测控一体化装置实现差动及后备保护功能；主变高低压2侧配置数字化电度表。
2）主变保护、测控装置具备2个 以太网通讯接口与站控层系统通讯。
3）主变保护至少具备5个过程层光纤接口。
4）保护跳闸采用光纤点对点直跳方式，装置通过光纤分别接入 侧和侧智能设备终端，装置提供一个 网口接入过程层网络交换机，本体智能终端通过网络与保护装置通信。
5）主变保护装置通过光纤采用点对点方式接入主变各侧合并单元进行采样，并遵循标准。
6）数字化电度表至少提供1个光纤接口用于点对点方式接入主变各侧合并单元9-2采样值。
（2）110kV线路
1）每条110线路配置1台线路测控装置，配置1台数字化电度表。
2）测控装置具备2个MMS以太网通讯接口与站控层系统通讯。
3）测控装置采样通信遵循IEC 61850-9-2标准。
4） 数字化电度表至少提供1个光纤接口，采用点对点方式接入合并单元9-2采样值。
（3）10kV保护
10kV线路、电容器配置常规保护测控装置，装置集成保护、测控、开入开出、常规模拟量接入功能，装置采用IEC61850规约通过站控层网络与站控层设备通信。间隔配置接入常规模拟量的电度表，保护装置组屏安装于开关柜。
（4）备自投保护
1）采用网络分布式方式实现站内备自投功能。不设置独立备自投装置，其功能分布于桥保护装置及相应进线间隔的装置中。
2）进线自投：2条进线判断本进线的有压无压、有流无流信息，将判断结果以GOOSE信息传送给桥保护装置，由桥保护进行综合逻辑判断，并发出GOOSE执行命令到线路间隔的智能终端实现断路器跳合。
3）10kV分段自投：主变低压侧保护装置判断本进线的有压无压、有流无流信息，将判断结果以GOOSE信息传送给分段保护装置，由分段装置进行综合逻辑判断后实现自投。
4过程层设备配置方案
本节主要阐述过程层智能终端、合并单元的配置方案和布置方式，为了保证数据传输的可靠性、实时性的原则，本方案遵循下面的几项原则：1）合并单元采样值采取点对点的方式输出和 通信协议；2）主变压器智能终端通过点对点的方式接收间隔保护装置的跳闸命令，以此来实现跳闸功能；与此同时，还提供光纤网络接口接入过程层网络，可以为间隔层设备提供机构的准确位置及预警信息，并接收测控装置的控制命令。3）安装方式，合并单元采用就地安装。
（1）110kV配置方案
1）110kV线路、内桥间隔的电子式互感器为单采集线圈，因此配置1套合并单元完成数据采集。
2）110kV主变侧断路器为三相操作结构，跳闸线圈为单套。每个间隔断路器配置1套三相操作机构的智能终端，每套智能终端同时具备网络和点对点传输GOOSE信息的光纤接口。
（2）10kV分段间隔配置方案
考虑到主变保护动作需跳10kV分段开关的情况，10kV分段间隔需配置分段智能终端，并配置一台采集器，将10kV分段间隔常规互感器输出的模拟量就地转化为数字量输出，分段智能终端通过主变GOOSE间隔交换机接入主变保护装置。
（3）主变本体配置方案
主变的本体采用电缆直跳各侧断路器的方式跳闸。主变压器配置有具有非电量保护功能的本体智能终端，同时还可以采集主变档位、温度和遥调控制。本体智能终端单配置提供1个 接入主变保护。
（4）过程层 网络交换机配置方案
1）110kV 线路及内桥间隔配置1台16口过程层交换机；
2）2台主变各配置一台8光口的过程层 网络交换机；
3）站控层交换机和过程层交换机均需支持1588对时。
主变间隔交换机接线如下图所示：
站控层设备、110KV线路、内桥以及主变间隔层保护和过程层设备采用IEC61588对时；10KV间隔常规保护设备采用IRIG-B码对时。
5结束语
IEC61850是智能变电站的技术标准，本文讨论的110KV智能变电站技术完全遵循该标准。本文主要包括主站系统配置方案、间隔层设备配置方案、过程层设备配置方案以及对时系统方案。本文的研究可为变电站智能化改造以智能变电站的运行维护提供理论基础。
参考文献
[1] 高翔. 数字化变电站应用技术[M]. 北京：中国电力出版社，2008
【论文摘要】 继电保护装置是一种自动装置，在电力系统中主要负责电力系统的安全可靠运行，这是它的主要职责也是任务，它可以随时掌握电力系统的运行状态，同时及时发现问题，从而通过选择合适的断路器切断问题部分。本文结合工作经验，对电力系统继电保护管理中常见问题进行分析，提出个人建议及有效措施，确保电网安全稳定运行进行论述。
引言
当系统出现意外情况时，继电保护装置会自动发射信号通知工作人员，有关工作人员就能及时处理故障，解决问题，恢复系统的安全运行，同时，这种装置还可以和其他设备相协调配合，自动消除短暂的故障。因此，加强继电保护管理是供电系统安全运行的可靠保障。
一、继电保护管理的重要性及任务
1、重要性。继电保护工作作为电网工作中的一个重要组成部分，其工作责任大、技术性强、任务繁重。继电保护工作人员每天面对诸如电网结构、保护配置、设备投退、运行方式变化及故障情况等各种信息，对它们进行正确的分析、处理和统计，工作十分繁重，并且上下级局之间、局与各厂站之间存在着许多重复性数据录入及维护工作。为了减轻继电保护工作人员的工作强度，提高劳动生产率，开发继电保护信息管理系统已成为电网发展的一个必然要求。
2、主要任务。电力系统继电保护管理系统的主要任务是对继电保护所涉及的数据、图形、表格、文件等进行输入、查询、修改、删除、浏览。由于管理对象层次多、结构复杂、涉及几乎所有一、二次设备参数、运行状态、统计分析、图档管理甚至人事信息等事务管理，各层保护专业分工较细，这使得数据库、表种类很多，利用管理系统可大大提高工作效率和数据使用的准确性。
在电力系统中，存在如保护装置软件设计不完善、二次回路设计不合理、参数配合不好、元器件质量差、设备老化、二次标识不正确、未执行反措等诸多原因，导致运行的继电保护设备存有或出现故障，轻则影响设备运行，重则危及电网的安全稳定，为此，必须高度重视继电保护故障排除，认真、持久地开展好继电保护信息管理工作。
二、继电保护管理中的不足
纵观目前电力系统各发、供电单位的继电保护管理情况，会发现各单位继电保护管理中存在的问题形式多样、记录内容不尽相同、记录格式各异、填写也很不规范; 另外，几乎所有单位对管理漏洞的发现和处理往往只是做记录，存在的故障消除后也没有再进行更深层次分析和研究。更严重的是个别单位甚至对故障不做任何记录，出现管理上的不足后往往只是安排人员解决后就算完事。由于各单位对管理程度不同程度的重视，最终造成运行维护效果也很不相同: 有的单位出现故障，可能一次就根除，设备及电网安全基础牢固; 而有的单位出现同样的故障，可能多次处理还不能完全消除，费时费力又耗材，而且严重影响设备及电网的安全稳定运行; 甚至有些故障出现时，因为专业班组人员紧张，不能立即消除，再加上对故障又不做相应记录，从而导致小故障因搁浅而变成大损失。针对此种现象，为了减少重复消缺工作，不断增强继电保护人员处理故障的能力和积累经验，提高继电保护动作指标，确保电力设备健康运行以及电网安全稳定运行。切实将故障排除管理工作做好，并通过科学管理来指导安全运行维护工作。必须对故障及漏洞要实行微机化管理，借助微机强大的功能，对出现的故障存贮统计、汇总、分类，并进行认真研究、分析，寻找设备运行规律，更好地让故障管理应用、服务于运行维护与安全生产。 转贴于 三、排除故障的措施
1、对继电保护故障按独立的装置类型进行统计。对目前系统运行的各种线路保护装置、变压器保护装置、母差保护装置、电抗器保护装置、电容器保护装置、重合闸装置或继电器、备用电源自投切装置、开关操作箱、电压切换箱，以及其他保护或安全自动装置等，将其故障按照装置类型在微机中进行统计，而不采用罗列记录或按站统计等方式。
2、对继电保护故障分类。除了按故障对设备或电网运行的影响程度分为一般、严重、危急3 类外，还可按照故障产生的直接原因，将故障分为设计不合理( 包括二次回路与装置原理) 、反措未执行、元器件质量不良( 包括产品本身质量就差与产品运行久后老化) 、工作人员失误( 包括错误接线、设置错误或调试不当、标识错误、验收不到位) 4 个方面。对故障这样统计后，一方面可以根据故障危害程度，分轻重缓急安排消缺;另一方面，便于对故障进行责任归类及针对性整改，从根本上解决故障再次发生的可能性，也确保了排除故障处理的效果。
3、明确继电保护缺陷登录的渠道或制度。为了逐步掌握设备运行规律，并不断提高继电保护人员的运行维护水平，就必须对继电保护设备出现的各种故障进行及时、全面的统计，除了继电保护人员自己发现的故障应及时统计外，还必须及时统计变电站运行值班人员发现的故障，而要做到后者，往往较困难。为此，必须对运行部门(人员) 明确继电保护故障上报渠道、制度，通过制度的规定，明确故障汇报渠道、故障处理的分界、延误故障处理造成后果的责任归属等，确保做到每一次故障都能及时统计，为通过缺陷管理寻找设备运行规律奠定坚实的基础。
四、继电保护故障管理的对策
1、跟踪继电保护设备运行情况，及时、合理安排消缺。通过故障管理，可以随时掌握设备运行情况，做到心中有数: 哪些设备无故障，可以让人放心，哪些设备还存在故障，故障是否影响设备安全运行，并对存在故障的设备，按照故障性质，分轻重缓急，立刻安排解决或逐步纳入月度生产检修计划进行设备消缺或结合继电保护定期检验、交接性校验、状态检修进行设备消缺，以确保设备尽可能地健康稳定运行。
2、超前预防，安全生产。通过故障管理，对掌握的故障数据，在其未酿成事故之前，就要及时分析，制定对策。对能立刻消除的故障，立刻组织安排人员消缺; 对不能立刻消除的故障，进行再次分析，制定补救措施，并认真做好事故预想。
3、及时、准确地对继电保护设备进行定级统计。要真正做到把每台继电保护设备定级到位，就必须做到时刻全面地掌握每台继电保护设备存在的问题，并对其进行合理化管理，进而对设备定级实现动态的科学化管理。
一、继电保护定值整定工作（10kv及以下）
96年9月至97年担负分公司10kv配电线路（含电容器）、10kv用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kv变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。97年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。
二、线损专业管理工作
96年至98年9月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kv、10kv线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kv站10kv电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，98年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。
三、电网规划的编制工作
98年3月至98年11月，作为专业负责人，参与编制《东丽区1998-2000年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、东丽区概况、东丽区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kv及以上电网发展规划、10kv配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。
四、电网建设与改造工作
96年3月至现在参加了军粮城、驯海路35kv变电站主变增容工作，军粮城、驯海路、小马场更换10kv真空开关工作，参加了贯庄35kv变电站（96年底送电）、东丽湖35kv变电站（98年12月送电）、小马场35kv变电站（99年11月送电），易地新建工作，新建大毕庄35kv变电站（99年12月送电、2000年4月带负荷）、先锋路35kv变电站（2000年8月送电）。目前作为专业负责开展么六桥110kv变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kv线路大修改造工作，主持了农网10kv线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。
五、专业运行管理
参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。
积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。
这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。
六、科技管理工作
96年至今，在工作中尽可能采用计算机应用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是应用固定资产统计应用程序，完成全局固定资产输机工作，完成固定资产的新增、变更、报废、计提折旧等项工作。二是应用天津市
技改统计程序完成技术改造（含重措、一般技措项目）的统计分析工作。三是作为专业负责完成分公司地理信息系统的开发应用工作，组织完成配电线路参数、运行数据的录入工作，形成线路数据库，并用autocad绘制分公司地理图，在地理图上标注线路的实际走向，所有线路参数信息都能够在地理图上的线路上查询的出，该项成果获天津市电力公司科技进步三等奖。五是完成配电线路加装自动重合器（112#线路）试点工作，形成故障的自动判断障离，提高了供电可靠性，为配电线路自动化进行了有益尝试。四是2000年9月主持完成分公司web网页浏览工作，制定分公司“十五”科技规划及年度科技计划，制定科技管理办法，发挥了青年科技人员应发挥的作用。
一、继电保护定值整定工作（10kV及以下）
96年9月至97年担负分公司10kV配电线路（含电容器）、10kV用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kV变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。97年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。
二、线损专业管理工作
96年至98年9月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kV、10kV线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kV站10kV电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，98年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。
三、电网规划的编制工作
98年3月至98年11月，作为专业负责人，参与编制《东丽区1998-2000年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、东丽区概况、东丽区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kV及以上电网发展规划、10kV配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。
四、电网建设与改造工作
96年3月至现在参加了军粮城、驯海路35kV变电站主变增容工作，军粮城、驯海路、小马场更换10kV真空开关工作，参加了贯庄35kV变电站（96年底送电）、东丽湖35kV变电站（98年12月送电）、小马场35kV变电站（99年11月送电），易地新建工作，新建大毕庄35kV变电站（99年12月送电、2000年4月带负荷）、先锋路35kV变电站（2000年8月送电）。目前作为专业负责开展么六桥110kV变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kV线路大修改造工作，主持了农网10kV线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。
五、专业运行管理
参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。
积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。
这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。
六、科技管理工作
96年至今，在工作中尽可能采用计算机应用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是应用固定资产统计应用程序，完成全局固定资产输机工作，完成固定资产的新增、变更、报废、计提折旧等项工作。二是应用天津市技改统计程序完成技术改造（含重措、一般技措项目）的统计分析工作。三是作为专业负责完成分公司地理信息系统的开发应用工作，组织完成配电线路参数、运行数据的录入工作，形成线路数据库，并用AUTOCAD绘制分公司地理图，在地理图上标注线路的实际走向，所有线路参数信息都能够在地理图上的线路上查询的出，该项成果获天津市电力公司科技进步三等奖。五是完成配电线路加装自动重合器（112#线路）试点工作，形成故障的自动判断障离，提高了供电可靠性，为配电线路自动化进行了有益尝试。四是2000年9月主持完成分公司WEB网页浏览工作，制定分公司“十五”科技规划及年度科技计划，制定科技管理办法，发挥了青年科技人员应发挥的作用。
