發布時間：2022-09-14 14:12:54
序言：寫作是分享個人見解和探索未知領域的橋梁，我們為您精選了8篇的電站繼電保護論文樣本，期待這些樣本能夠為您提供豐富的參考和啟發，請盡情閱讀。
【關鍵詞】變電站防雷；二次系統；防雷保護；技術措施
0 前言
隨著電力體制改革的推進，變電站數字化改造與建設也不斷深入發展，綜合自動化變電站的不斷增多，雷電對弱電設備的危害問題日益突顯出來。從國內有關報道和變電站運行的實際來看，變電站二次設備遭受到雷擊，造成設備損壞、通信中斷、系統退出等情況普遍存在。這不僅嚴重威脅電網的安全運行，而且給人們的生活帶來了諸多的不便。筆者結合工作實踐，針對變電站二次系統的特點，通過對雷電波危害的途徑分析，結合當今弱電防雷的一些技術和供電局變電站的情況，探討變電站二次系統防雷措施。
1 變電站二次系統的結構特點
變電站二次系統，是指變電站的內保護設備、自動化設備、通信系統、計算機網絡設備及監控系統、交直流電源系統等各種二次設備的總稱。二次系統集中了變電站自動化監控管理的重要設備，其具有微機監測、監控、保護、小電流接地選線、故障錄波、低頻減載、“四遙”遠傳等功能，在電力調度自動化領域起著舉足輕重的作用。
由于二次系統內部連接線路縱橫交錯，當雷擊附近大地、架空線路和雷雨云放電時直接形成的，或者由于靜電及電磁感應形成的沖擊過電壓，極易通過與之相連的電源線路、信號線路或接地系統，通過各種接口，以傳導、耦合、輻射等方式侵入自動化系統，從而可能造成危害系統正常工作甚至破壞系統的雷擊事故。
2 雷電放電對變電站二次系統的主要危害形式
雷電是自然界中強大的脈沖放電過程，雷電侵入地面建筑物或設備造成災害是多途徑的，一般來說，有直接雷擊、感應雷擊、電磁脈沖輻射、雷電過電壓的侵入、反擊等。
（1）直接雷擊：主要破壞力在于電流特性而不在于放電所產生的高電位，它所產生強大的雷電流轉變成熱能將物體損壞。
（2）感應雷擊：從雷云密布到發生閃電放電的整個過程中，雷電活動區幾乎同時出現兩種物理現象―靜電感應和電磁感應，這兩種現象可能造成稱之為感應雷擊的危害形式。
（3）電磁脈沖輻射：當閃電放電時，其電流是隨時間而非均勻變化，脈沖電流向外輻射電磁波，這種電磁脈沖輻射雖然隨著距離的增大而減小，但卻比較緩慢，閃電的電磁脈沖輻射通過空間以電磁波的形式耦合到對瞬間電磁脈沖極其敏感的現代電子設備上，造成設備的損壞。
（4）雷電過電壓的侵入：直接雷擊或感應雷都可以使導線或金屬管道產生過電壓，這種過電壓沿導線或金屬管道從遠處雷區或防雷區域外傳來，侵入建筑物內部或設備內部。
（5）反擊：在雷暴活動區域內，當雷電閃擊到建筑物的接閃裝置上時，盡管接閃裝置的接地系統十分良好，其接地電阻也很小，但由于雷電流幅值大，波頭陡度高，雷電流流過時也會使接地引下線和接地裝置的電位驟升到上百千伏。
3 變電站二次系統進行防雷保護的技術措施分析
弱電設備抗過電壓能力低，在雷雨季節極易受到雷電波的侵害，造成設備的損壞和誤動作。弱電設備的電源系統可能受到侵入過電壓和感應過電壓的危害，在實際運用中應加裝電源防雷保護器SPD進行多級保護，將過電壓降低到無危害的水平，對于引入控制室的信號線，網絡線和微波饋線，均應加裝信號防雷保護器，保證自動化系統、遠動設備及通信的正常工作。對于弱電設備的防雷保護，總體來說是一個綜合性的問題，長期的防雷實踐告訴我們，在防雷中從直擊雷防護到接地、均壓、屏蔽、限幅、分流、隔離等多個環節都要認真對待，才能確保設備的安全。
3.1 接地與均壓
接地是提高二次設備防雷水平最直接、最有效的一個措施，所有雷擊電流均可以通過接地網引入大地，可靠的接地可以有效的避免電涌電壓對二次設備造成危害。防雷規范對不同接地網規定有不同的電阻值，在經濟合理的前提下，應盡可能降低接地電阻，能夠有效限制地電位的升高。
接地與均壓是相輔相成的，所謂均壓就是要在同一層面、同一房間內的四周設置一閉環的接地母線帶，在同一房間里的所有儀器、設備的殼體、電力電纜、信號電纜的外皮和金屬管道等應分別直接就近連接到接地母線上，并連接牢固，以保證各個接地點的等電位。雷電流的幅值非常大，陡度很高，其流過之處相對零電位的大地立即升至高電位，周圍尚處于大地零電位的物體會產生旁側閃絡放電。這種旁側閃絡不僅會導致裝有易燃易爆物的建筑物失火和爆炸，而且其放電過程所伴隨的脈沖電磁場會對室內電子設備造成感應電位，使其受到損害。完善的等電位可有效防止非等電位體間電位差造成事故。
3.2 屏蔽
屏蔽指的是采用屏蔽電纜、各種人工的屏蔽箱、盒、法拉第屏蔽籠和各種可利用的自然屏蔽體來阻擋、衰減施加在電子設備上的電磁脈沖干擾，需強調的是屏蔽體外殼必須有效接地，進入屏蔽室的各種電源線、信號線都必須采取有效的電磁脈沖隔離和高頻電磁波濾波裝置過濾，否則一根來自干擾源環境中未經過濾波器或隔離的導線，都將使屏蔽籠失去屏蔽作用。
一般來說，為減少外界雷電電磁干擾，通信機房及通信調度綜合樓的建筑鋼筋、金屬地板構架等均應相互焊接，形成等電位法拉第籠。設備對屏蔽有較高要求時，機房六面應敷設金屬屏蔽網，將屏蔽網與機房內環行接地母線均勻多點相連。
3.3 分流與隔離
分流的主要作用是把可能的直擊雷用接閃器經多根分散的接地引下線直接連到接地裝置，將雷電流分流散入地下，以免在每根接地引下線上流過過大的雷電流以及周圍產生的強大電磁場造成大的干擾。由接地引下線將直擊雷的雷電流有效引入地下，而非竄入弱電設備工作區域。需要強調的是，建筑物頂部各種裝置（如微波接收器等）的外殼都應與主接地引下線或接地帶呈放射性連接，且設備的外殼不應有串接之處，前者是避免雷電流在非接地引下線上產生強感應電位，而后者是避免雷電流串入設備后造成設備損壞，為保證散流效果，接地引下線要有足夠的面積，特別要防止接地引下線中途腐蝕斷裂或中途串有設備。要經常性對接地引下線及地網進行測量和檢查。
對于不同接地網之間的通信線宜采取防止高、低電位反擊的隔離措施，如光電隔離、變壓器隔離等。在電力調度通信綜合樓內，需另設接地網的特殊設備，其接地網與大樓主接地網之間可通過擊穿保險器或放電器連接，可用地電位均衡器或220V低壓氧化鋅避雷器（箱），通流容量應大于10kA，殘壓不超過1.5kV。以保證正常時隔離，雷擊時均衡電位。
3.4 限幅
在過電壓可能侵入的所有端口，設置必要的保護裝置。在弱電系統的信號出入線上裝設多級防雷保護裝置，將侵入弱電系統的沖擊過電壓抑制在系統允許的程度內。并且，各種低壓防雷器但應遵循接線盡量短的原則，直接裝于被保護的電路點上。
電源線路侵入波過電壓可能是電源配電線路遭直擊雷，也可能是空間雷電電磁脈沖在電源配電線路上感應的過電壓。對于變電站站用低壓電源線路或220V直流電源線路侵入波過電壓應按照電源分級保護、逐級泄流原則，進行四級防雷保護設置，采用三相電源防雷箱、單相交直流防雷器、防雷插排等防護措施，在電源進入弱電設備前，全面限制電源線路侵入波過電壓。
對于裝置之間到通信管理機485通信控制線、到調度及后臺通信控制線、載波高頻通信電纜、電話線等信號線路防雷采用全面攔截原則，分別采用控制信號防雷器、過電壓保護器等相應的防雷設備。當信號線路感應到過電壓產生過電流時通過信號浪涌保護器將電流泄放到大地，從而達到保護后端設備的目的。
關鍵詞：繼電保護故障；專家診斷；方法；應用
中圖分類號：TM7文獻標識碼：A 文章編號：1009-0118（2011）-12-0-02
社會的進步帶動了經濟的高速發展，經濟的發展又提高了人們的生活水平，而伴隨著人們生活水平的不斷提高，人們的用電量有了很大的提升，人們對于電的要求也日益增加。我國電網如異軍突起，發展強大。在電網發展的同時，繼電保護技術也隨著電網的發展而發展著，繼電保護從過去的晶體管繼電保護、集成電路繼電保護，再到后來的微機繼電保護時代，已經走過了六十多個年頭。但隨著計算機技術、電子技術和通信技術的快速發展，電力系統對繼電保護的要求也越來越高，繼電保護向保護、控制、測量、數據通信一體化和人工智能化發展是必然的趨勢，下面筆者就繼電保護系統故障的專家診斷進行了簡要的分析。
一、繼電保護故障專家診斷的作用
所謂的繼電保護就是當電力系統發生故障時，能迅速、準確的自動切除故障，保證電力系統的穩定、安全運行。
繼電保護在電力公司日常工作中占有重要地位，它是建立在設備狀態評價這一基礎之上的，而設備狀態評價主要包括壽命預測、可靠性評價以及故障專家診斷。在進行設備狀態評價以后，電力公司要把設備狀態以及分析診斷結果作為繼電保護的根據，安排好檢修項目和檢修時間，對于電力系統和設備進行主動的檢修。由于電力系統中的電氣設備在一般情況下都是按照規定的時間進行檢修，這個固定的檢修時間被我們稱為“檢修期”，而在檢修期對電力系統中的電氣設備所進行的檢修主要包括電力系統中電氣設備的維護、試驗以及調試。對于電力系統中的電氣設備進行檢修的時間是一個周期，這個周期是固定不變的，周期可能是一年也可能是幾年。
繼電保護故障專家診斷有利于加強有關專家及時、便捷地了解電力系統設備的狀態，因為繼電保護的故障專家診斷能夠使電力專家在辦公室里隨時的瀏覽整個管變電站中任何一臺電氣設備的歷史狀態和當前狀態，繼電保護的故障專家診斷作用不止包括這一點，它還能夠使電力專家迅速的對電氣設備的未來處于什么狀態進行及時的預測。對于其檢測出來的電氣設備存在的隱患，電力專家可以在網上進行遠程診斷，在網上遠程診斷中，有關電力專家會對存在故障隱患的電氣設備進行診斷，且會做出對該電氣設備是否進行維修以及何時進行維修、怎樣維修等等問題的決策，這就為電氣設備維修提供了平臺。
二、繼電保護故障專家診斷主要內容
繼電保護故障專家診斷的實踐主體是設備制造廠，繼電保護的故障專家診斷內容應該包括省、市級電力專家對故障專家診斷分析的系統平臺、通信通道以及變電站的現場元件這3個部分，筆者現對這3個故障專家診斷內容進行分析。
（一）繼電保護故障專家診斷分析的系統平臺
繼電保護故障專家診斷分析的系統平臺的主體就是電力專家，這些電力專家都是省級和市級以上的專家，繼電保護故障專家診斷分析的系統平臺就是這些省級和市級以上的電力專家分析的系統平臺，他們通過一種現代的管理方式進行管理程序的編寫，這種現代的管理方式是通過對相關單位的實際管理方式進行采集來實現的，而編寫管理程序是指專家們對一些大眾化的程序進行管理程序編寫，在進行編寫以后會進行資源共享和狀態共享，在這里，資源共享和狀態共享的實現媒介是有關單位，也就是在有關單位進行狀態共享和資源共享的實現，從而做到有關電力專家的遠程診斷。
（二）繼電保護故障專家診斷分析的通信通道
繼電保護故障專家診斷分析的通信通道也可以與調動自動化共同使用，例如載波、光纖、無線擴頻等等，在被網絡覆蓋所允許的情況下，也可以使用現代所流行的VPN路由器加上ADSL線路通過加密這一方式，擬定一個虛擬專網。這個虛擬專網必須在調度中心與變電站之間實現。
（三）繼電保護故障專家診斷分析的變電站現場元件
變電站現場元件就是指集中器、采集器、現場后臺軟件、主屏以及各種傳感器等等，這里所指的各種傳感器主要包括電壓、溫度、壓力、濕度及位移等等。
三、繼電保護故障的專家診斷注意事項
繼電保護在故障專家診斷中是有一定要求的，因為繼電保護是一項復雜的系統工程，這就要求故障專家診斷建立一套完整的方法機制、保障體系、技術手段、管理體制規范，以達到電氣設備繼電保護的目的。
（一）建立方法機制
建立方法機制就是指在進行電氣設備繼電保護這一重要工作時所運用的方法和機理，其主要體現在一系列的評價導則、檢修工藝導則、技術導則以及試驗規程等。例如，目前電力設備品種繁多，對于各種各樣的電氣設備開展狀態評價，這就需要運用狀態量定義、檢測方法、評價模型以及評估方法等，這一過程的實現就是繼電保護對故障專家診斷要求的方法機制建立。
建立繼電保護對故障專家診斷的方法機制主要包括繼電保護的評估、狀態量采集方法的研究、狀態量存儲方法的研究、診斷方法研究、電氣設備的特征量、電氣設備的狀態量定義、對于不同的設備類型進行不同設備故障模式的研究、繼電保護的管理模式適用性研究以及故障專家診斷評估的管理流程研究等內容。
（二）建立保障體系
繼電保護對故障專家診斷要求的保障體系建立主要是指對于繼電保護工作開展順利所需要的輔工作保障的建立，例如標準文件的制定；裝置入網的檢測、運維；人員培訓；繼電保護工作的仿真模擬等等內容。
（三）建立技術手段
繼電保護對故障專家診斷要求的技術手段建立是指在狀態評價工作的進行中，通過實現相關的評估和檢測方法的過程，而相關評估和檢測方法過程的實現要求必須通過相關技術手段。在現代繼電保護中，國家電網公司提出了基于狀態量加權評分這一電氣設備狀態的評價方式，并被廣泛的應用在繼電保護電力領域之中。筆者在這里提出了國家電網公司的評價方式，現代社會中存在著一些比國家電網公司所提出的評價方式更好的評價方式，但是每種評價方法都有自身的局限性和優點，如果想更好的對電氣設備進行繼電保護就要綜合考慮現代有關的各個行業和各個領域的安全的評價方法，用多種狀態評價方法互相結合這一技術手段來實現故障專家診斷的狀態評價，這樣做有利于實現電力領域故障專家診斷和評價的標準化和專業化。繼電保護管理是一門學問，還需要我們更深層次的發掘和研究。
（四）建立管理體制
繼電保護對故障專家診斷要求的管理體制建立主要是指繼電保護工作中所需要的種種組織形式，其還包括這些組織形式中的相關分工以及相關職責。筆者主要強調繼電保護的主要工作流程體系，繼電保護的主要工作流程體系主要包括工作流程、組織體系以及績效評估等。
四、結語
近些年來，社會得到了不斷進步，經濟也得到了快速的發展，再加上信息技術科學的研發和不斷提升，繼電保護故障專家診斷為繼電保護技術的發展開辟了新的道路，必將為電力系統的發展注入新的活力。
參考文獻：
[1]商彥蕊,黃定華,楊敬坡.灌溉農區農業旱災系統脆弱性診斷與評估――以暖溫帶半濕潤地區河北邢臺縣為例[J].地域研究與開發,2006,(05).
[2]段輝文,仲崇山,白福海.勝利油田電網實施狀態檢修探討[A].山東省石油學會油田電力、通信及自動化技術研討會優秀工程技術論文集[C],2009.
[3]謝一工,蔡建章,蔡華祥.針對電網發、輸電設備檢修計劃優化理論的探索和實用化研發[A].2006年云南電力技術論壇優秀論文集[C],2006.
關鍵詞：變電站；重要性；故障；消缺方法；
中圖分類號： TM63 文獻標識碼： A 文章編號：
當前我國經濟迅速增長，人們生活水平的提高以及工業化的發展，對電力系統的運行能力提出了更高的要求，因此必須保障電力系統的安全運行。在變電站運行過程中，繼電保護裝置發揮著重要作用，如果存在缺陷，將會嚴重影響變電站的正常工作，所以，對繼電保護裝置進行有效消缺，是保障電力系統安全運行的重要措施。
一、變電站繼電保護消缺的重要性
繼電保護工作是電力系統的一項重要工作，對電力系統的整體運行有著不可忽視的作用，需要電力部門的高度重視。繼電保護可以提高變電站的使用壽命和工作效率，進而滿足人們生產和生活用電的需要，推動了電力系統的可持續發展。同時，在變電站的繼電保護工作中，常常出現一些問題，不僅嚴重的影響了繼電保護工作的可靠性，甚至一些問題會迫使保護工作退出應用，對電力系統的運行產生了巨大的威脅。鑒于繼電保護工作的重要性和阻礙因素，需要對繼電保護工作進行消缺處理，及時的掃清繼電保護工作的障礙，是推動變電站繼電保護工作順利進行的有效手段。
二、變電站繼電保護的消缺方法
在變電站的繼電保護中存在著各種不同的缺陷和故障，對保護工作起了阻礙作用，下面我們主要分析在繼電保護工作中常見的幾種缺陷，并針對缺陷的特征采取相應的方法消除，為保護工作的開展奠定基礎。
1、直流接地
直流接地主要是兩點接地，是變電站工作中經常遇見的缺陷，不僅會導致保護工作的不正確，還會對操作人員造成威脅，需要及時的消除。
1.1直流接地的原因分析
直流接地發生在一點時不會立刻產生嚴重的后果，但是當第二點接地時便會造成斷路，對電力系統的安全運行造成很大威脅。造成直流接地是多方面共同作用的結果，受氣候、自然、人為和環境等多個因素的影響。雨天和霧天導致使室外的直流系統絕緣，致使直流系統接地；在運行中受到機械振動擠壓或者是設備質量問題會引發直流接地；電氣的開關處于多粉塵和溫度高的環境中，加劇了直流接地發生的頻率；另外還可能由于操作人員的疏忽或者是檢修不及時，出現直流接地的情況。
1.2直流接地的消除原則
通常來說，對直流接地的處理方法主要包括以下幾個步驟：首先判定接地的地點，主要是采用拉線尋找和分段處理的方式，堅持先對信號部分進行尋找，再對操作部分進行檢查，先室外后室內的原則，對接地的地點進行找尋和檢測。其次，對事故照明進行推拉，并對防誤閉鎖裝置回路、戶外合閘回路、戶內合閘回路、信號回路、10KV控制回路等進行切斷處理，在這一過程中要時刻注意在切斷專用直流回路的時間應該控制在三秒以內。
1.3直流接地的消除方法
對直流接地進行消除需要多方面的努力，首先要提高操作人員的素質和操作技能，做到規范操作，并及時的對線路進行檢查和維修，減少人為因素引起的直流接地。另外，要改善設備的環境和檢測設備的質量，做到未雨綢繆，做好對安全隱患的預防工作。
在對直流接地進行處理的過程中，第一步是檢測接地的線路，在絕緣檢測裝置的幫助下查看接地的線路，再對這支線路中的保護裝置進行相應的檢查，為判定工作提供參考。通常而言，在一個饋線中會包含多個保護設備或裝置，這就需要借助直流柱線圖進行分析和排查，從而確定接地回路。然后再根據接地的特性，在圖紙的輔助作用下，確定接地點，進而采取有效的措施消除直流接地。總之，對直流接地缺陷要以預防為主，在發生缺陷時，要及時處理，保證繼電保護工作的正常開展。
2、通道故障
通道故障也是繼電保護工作中常見的缺陷，這種缺陷的波及范圍較廣，可能會使多個變電站或者單位的工作受到影響。
通訊技術的飛速發展極大的降低了光纖設備的造價，同時光纖具有靈敏度高和受系統振蕩以及非全相運行的影響小的顯著優勢，使光纖設備在電力系統中得到了廣泛的應用。但是光纖也有自身的限制，光纖通道在發生故障時會使保護誤動或者是拒動，必須退出保護程序才能運行，這就延誤了故障的查找時機，很難恢復電網的工作。造成這一現象的原因是多方面的，包括光纖的質量問題、對通道的維護問題以及操作不規范等問題，這就需要找出問題對癥下藥。
一般而言，對保護裝置異常缺陷的處理主要遵循“一看二了解三測試四判斷”的原則。首先要檢查保護裝置的收發狀態是否出現異常，其次對光纖通道的運行進行調查，進而測試光纖收發功率是否異常，在此過程中要以說明書為準，并檢查接頭的運行環境。
3、控制回路斷線
在變電站的繼電保護中，控制回路斷線也是常見的問題，對電網的安全運行產生了消極的影響，特別是在合閘狀態下發生的控制回路斷線的危害巨大。處理不及時會造成越級跳閘，影響電力系統的供電服務。
3.1控制回路斷線的原因分析
在繼電保護工作中，出現控制回路斷線是經常出現的一個缺陷，原因是多方面的：首先，接線松動。由于長期的使用和缺乏定期的維護工作，出現接線松動是很正常的，這也是誘發控制回路斷線的主要原因之一；其次是閉鎖繼電器的損壞或者是其他的閉鎖觸點沒有進行閉合，這是操作工作中的一項失誤；斷路器的輔助觸點異常；保護操作箱的位置繼電器不能正常工作。這些都會引起控制回路的斷線故障，阻礙了繼電保護工作的開展。
3.2控制回路斷線的消除
對控制回路斷線問題的處理，必須遵循一定的步驟。首先，查看操作箱的燈是否正常工作。如果操作箱的燈正常工作，說明是繼電器的信號觸點的問題或者是信號回路的問題，然后再就這兩個方面進行檢測和排除。其次，如果燈不正常工作，則需要借助萬用表，在保護屏的端子排上對跳閘回路對地電壓進行檢測。如果出現跳閘現象，說明從端子排到機構箱的線路沒有問題，那問題可能出現在操作箱上，或者是裝置內部接線松動的原因，再對這兩點進行排除，反之亦如此。
另外，操作人員必須認識到相同類型的設備出現相同缺陷的可能性比較大，這就需要操作人員在實際的工作中，要及時的進行總結和積累，為后續工作提出借鑒和指導，這對提高控制回路斷線問題有很大的幫助，提高了消除缺陷的效率，保證了對變電站的繼電保護。
4、保護裝置異常
由于電力系統的運行中，不可避免的存在一些年限較久的保護裝置，會出現運行質量降低等現象。對保護裝置異常的消除工作的關鍵是對發生異常的保護裝置的判定。在計算機和現代信息技術的指導和幫助下，操作人員需要查找損壞的元器件或者是插件，然后根據出現的損壞問題采取相應的解決策略。在計算機的應用下，一方面可以提高對缺陷檢查的速度，能夠及時的找出問題的弊端，另一方面，對操作人員的素質提出了更高的要求，并且對測試和修復的設備提出了要求。對于保護裝置出現異常現象，在找準故障元器件以后，需要退出保護裝置，及時的更換電源插件或者是CPU插件，然后既可以恢復保護裝置的正常工作。
三、結語
總之，要想消除繼電保護中的缺陷，需要掌握專業的技術和基本的消除方法，同時及時地總結工作中的經驗和教訓，不斷地改進工作，提高保護工作的水平和質量。對缺陷消除方法的探討，為電力系統的安全運行提出了指導和建議，進而促進了電網的安全穩定運行。
【參考文獻】
[1]王曉寧，張擁剛，秦琦，李文.變電站繼電保護綜合自動化系統[J].微計算機信息，2009（15）.
關鍵詞：EPON通信 繼電保護及控制 過程層通信 仿真平臺 智能變電站
中圖分類號：TM762 文獻標識碼：A 文章編號：1007-9416（2013）01-0036-03
智能變電站是智能電網的重要基礎結點和支撐，智能變電站的核心技術之一是網絡通信技術，現階段，國內智能變電站主要采用工業以太網交換機進行過程層通信系統的網絡體系設計，過程層工業交換機相對普通工業交換機價格更加昂貴，據調研，國內已投運的智能變電站，僅工業交換機部分的成本幾乎和整個變電站二次保護控制設備成本相當，甚至更高。另外考慮到目前過程層以太網交換機基本由國外設備制造商提供，如羅杰康（RuggedCom）等，從國家安全的角度考慮，也需要探討和研究一種與采用過程層工業以太網交換機相比更經濟實用、更適應通信技術光纖化的發展趨勢的通信技術。
EPON（Ethernet Passive Optical Network）以太網無源光網絡技術是一種光纖接入網技術[1]，在電信寬帶入戶、網吧建設等領域得到了廣泛應用，在電力系統的配網自動化和用電自動化業務領域有初步的應用經驗[2]，如江西瑞昌基于EPON的用電信息采集應用、浙江海鹽基于EPON的配網應用。基于EPON和OPLC（Optical Fiber Composite Low-voltage Cable）光纖復合低壓電纜的電力光纖入戶技術在智能小區及智能家居、物聯網、電動汽車充換電站自動化系統等領域有較好的應用前景。
本文作者曾發表文章對智能變電站過程層采用EPON通信技術組網的關鍵通信指標如GOOSE傳輸時延、SV傳輸時延、離散度等進行了實驗研究，但尚缺乏對完整的繼電保護及控制業務功能實現情況進行研究[3]。
本文在分析智能變電站繼電保護及控制功能實現對過程層通信系統業務特性要求基礎上，設計了基于EPON通信技術的智能變電站繼電保護及控制技術仿真平臺，以一個典型的、完整的智能變壓器差動保護功能的實現為研究及評測對象，結合實驗現象，圍繞幾個關鍵技術指標進行分析。
1 業務分析
1.1 通信業務特點
EPON技術以光纖作為信息傳輸網絡的載體，鏈路層采用以太網協議，和智能變電站現有的以太網應用一致，非常適合智能變電站環境的通信系統應用。
智能變電站自動化系統的繼電保護及控制設備基本屬于“分散數據采集，集中功能處理”的工作方式，即通過智能變電站過程層網絡分散采集合并器送來的SV采樣值數據，進行繼電保護功能運算后，通過智能終端設備進行跳閘操作。光纖介質傳輸抗干擾性好，非常適合于智能變電站信息傳輸，若采用EPON技術進行過程層網絡組網，則整個通信傳輸系統在不考慮冗余情況下，只需要1臺OLT及分光器、若干ONU即可實現終端設備和監控系統的通信。如果能夠滿足智能變電站實時性和可靠性傳輸要求，在成本上具有明顯優勢，EPON技術在智能變電站自動化系統過程層通信組網的應用可行性研究具有一定的現實意義[4]。
1.2 關鍵通信指標
1.2.1 網絡流量
通常智能變電站中的站控層網絡所傳遞的監控數據信息較少，100M以太網完全能很好地滿足網絡流量的要求；而實時性要求更高的GOOSE報文和采樣值報文所產生的網絡流量較大，因此在實際的智能變電站網絡設計中，常常是需要預估站內的網絡流量GOOSE報文和采樣值報文的數據流量來設計它們的組網模式和網絡劃分。
1.2.2 網絡帶寬
網絡帶寬是指在一個固定的時間內（通常是1秒），網絡能通過的最大位數據。就好像公路的寬度一樣，越寬就越能通過更多的汽車一樣，網絡帶寬的越寬則網絡能通過的數據信息越多。因此，帶寬是衡量網絡的數據傳遞通過能力的技術指標，它的單位是bit/s（比特/秒）。目前通常所使用的以太網是100Mbit/s。
1.2.3 網絡時延
網絡延時是指數據信息從發送計算機發出到接收計算機收到的傳遞過程所費的時間。在以太網中影響網絡延時的主要因素是路由的跳數（因為每次交換機的路由轉發都需要處理時間，因此路由跳數越多，網絡延時越多）和網絡流量（網絡流量越大，交換機和路由器排隊的時間也就越長，網絡延時也就越大）。
1.2.4 采樣值離散度
一個智能變電站過程層合并器發送采樣值的一個關鍵指標，反映了采樣值發送的均勻性，正常工作的合并器需要有基本恒定的采樣值發送間隔，80點采樣的合并器一般要求250us的發送間隔。
1.2.5 GOOSE傳輸時延
GOOSE是智能變電站特有的一種快速信息傳輸機制，尤其是通過GOOSE進行聯閉鎖及保護跳閘的重要操作需要有較高的傳輸性能要求。
2 基于EPON的繼電保護控制裝置設計
目前智能變電站一般采用基于過程層工業以太網的網絡通信技術，各單元保護控制設備提供電以太網口和光以太網口，戶外安裝的設備基本都要求采用光以太網口方式。
智能變電站若采用基于EPON的通信網絡技術，工業以太網交換機將被替代為EPON設備，如ONU，OLT，分光器等設備，各單元保護控制設備也相應地需要提供EPON通信接口。
支持EPON通信接口的智能變電站保護控制設備研制最成熟快捷的方式就是在原有的以太網通信板上加入一塊“以太網--EPON”的轉換接口板。這塊“以太網--EPON”轉換接口板主要角色類似ONU設備，相當于ONU的內置設計。為進一步提升通信傳輸效率，可考慮“內部總線直連”方式，即業務功能CPU通過FIFO或者其它高速總線，如PCIE直接將業務數據轉換為EPON通信接口形式的傳輸數據，不必通過以太網的中間轉換過程。
圖1所示為繼電保護裝置內嵌式EPON通信插件的實物圖。
3 基于EPON的繼電保護仿真平臺
3.1 平臺構成
為方便地進行基于EPON通信技術的智能變電站繼電保護控制系統業務性能測試和評估，本文設計了專用的仿真平臺，該仿真平臺的組成如圖2所示。
3.2 實驗方法
在現有技術條件下，通過將已有的數字化設備掛接ONU的方式模擬EPON設備接入（理想情況為如圖1所示的智能化設備內嵌式支持通信EPON接口）。
仿真平臺技術方案如圖3所示。
依據不同的保護動作條件，MU-H/M/L合并器模擬主變三側采樣值，通過ONU、分光器接入OLT，WBH主變差動保護在滿足動作條件下發GOOSE跳令給DBU，記錄及分析整個數據傳輸過程，觀察保護正確動作情況、SV離散度、GOOSE時延等。
本仿真平臺技術方案采用虛擬點對點方式，不考慮時鐘同步問題，采樣值的同步計算可通過在WBH主變差動保護的NPI運算單元以時延補償來實現。
仿真平臺相關設備如表1所示。
3.3 實驗結果及分析
（1）經過EPON網絡的虛擬點對點方式，無法實現智能變電站過程層基本的保護控制功能。因為在EPON通信系統中，從標準MU（80點采樣）發出的采樣值未接入EPON系統前具有較好的發送均勻性，離散度很低。經過ONU接入EPON系統后，由于EPON系統OLT和ONU之間采用時分復用方式進行通信，OLT和ONU之間每次輪詢時隙的最小時間間隔為約500us，經咨詢EPON研發專家得知這是由PON芯片所控制，無法通過上層配置等來解決，這樣就出現在80點采樣（250us發送間隔）的時候，ONU和OLT進行上傳信息時，可能出現“壓包”現象，即若干采樣值數據包不能隨到隨轉發，壓在ONU中，導致采樣值數據包到達OLT時呈現出較差的均勻度，變壓器保護因采樣值通道離散度過大，閉鎖保護。
（2）當采用網絡方式時，通過MU間的時鐘同步和打時間標簽，采樣值的離散度在變壓器保護的網絡方式采樣值延遲到達時間整定范圍內（80點采樣時，一般為16點（16*250us=4ms）的允許延遲時間），變壓器保護能夠正確動作。
（3）對于GOOSE傳輸時間的實驗采用圖4所示的實驗系統。
通過變壓器保護（NPI807）的兩個網口同一時刻分別發送兩個GOOSE包，采集6和采集8間的傳輸時延代表了變電站間隔內保護控制GOOSE信息的傳輸時間，采集6和采集7代表了變電站間隔間（跨間隔）保護控制GOOSE信息的傳輸時間。
4 結語
基于EPON通信技術的變電站過程層實時數據傳輸在GOOSE傳輸時延、SV離散度方面現階段不能滿足繼電保護控制業務的需要；經過EPON網絡的虛擬點對點方式，無法實現智能變電站過程層基本的保護控制功能；當采用網絡方式時，通過MU間的時鐘同步和打時間標簽，可以實現繼電保護及控制功能。
參考文獻
[1]IEEE 802.3ah Ethernet in the First Mile Task Force[EB/OL].[2010-11-05].http：///3/efm/.
[2]孫曉霞.xPON 及工業以太網技術在配網領域的應用研究.碩士論文.
關鍵詞：110kV智能變電站；技術方案；配置
中圖分類號： TM411 文獻標識碼： A
1引言
智能變電站是智能電網的重要基礎和支撐。設備智能化、通信網絡化、模型和通信協議統一化以及運行管理自動化是智能變電站的基本特征。本文研究的技術方案是以國家電網公司的《智能變電站技術導則》、《智能變電站繼電保護技術規范》、《IEC 61850工程應用模型》等標準為設計依據。根據智能電網功能需求、結合通用設計和“兩型一化”標準化建設成果，以信息交互數字化、通信平臺網絡化和信息共享標準化為基礎，嚴格遵循安全可靠、技術先進、資源節約、造價低廉的原則，實現信息化、自動化、互動化的智能變電站綜合自動化系統。本文以某110KV變電站實際工程為模型研究智能變電站的系統配置方案，該變電站總體工程概況如下：
主變：兩卷變，本期2臺。
電氣主接線：110kV戶內GIS布置，內橋接線；10kV單母分段接線，開關柜安裝。
110kV進線3回，PT間隔2個，分段間隔1個。
10kV出線20回，電容器組4臺，所用變2臺。
2整體技術方案
站控層與間隔層保護測控等設備采用通信協議；間隔層與過程層合并單元通訊規約采用 通信協議；間隔層與過程層智能終端采用GOOSE通信協議。站控層設備、 線路、內橋及主變間隔保護和過程層設備采用 對時， 間隔層常規保護設備采用 碼對時。
過程層與站控層的獨立組網：站控層主要采用雙星型100MB電以太網，各小室間交換機通過光纖進行級聯；過程層采用單星型光以太網來傳輸 信息。
信息的傳輸模式：保護裝置的跳合閘 信號采用光纖點對點方式直接接入就地智能終端；測控裝置的開出信息、邏輯互鎖信息、斷路器機構位置和告警信息以及保護間的閉鎖，啟動失靈通過GOOSE網絡進行傳輸。
采樣值信息傳輸模式：保護、計量等設備與合并單元均采用點對點的光纖直接連接模式。變壓器的非電量保護采用電纜直接跳閘。
變電站層按照IEC 61850通信規范進行系統建模和信息傳輸，采用100M電以太網，變電站內各個小室之間的站控層交換機通過光纖進行連接，采用雙星型結構級聯。繼電保護信息子站系統與監控系統共網傳輸，不再獨立配置傳輸網絡。
3間隔層設備配置方案
本小節主要闡述保護、測控、計量設備的配置方案，智能變電站使保護測控裝置的信息采集和輸出產生了質的變化，為了保證智能變電站繼電保護裝置滿足可靠性、選擇性、速動性、靈敏性的要求，以及參照《智能變電站繼電保護應用基本技術原則及具體實施方案》的最新要求。
（1）主變間隔
1）2臺主變各配置1套主變差動、后備保護測控一體化裝置實現差動及后備保護功能；主變高低壓2側配置數字化電度表。
2）主變保護、測控裝置具備2個 以太網通訊接口與站控層系統通訊。
3）主變保護至少具備5個過程層光纖接口。
4）保護跳閘采用光纖點對點直跳方式，裝置通過光纖分別接入 側和側智能設備終端，裝置提供一個 網口接入過程層網絡交換機，本體智能終端通過網絡與保護裝置通信。
5）主變保護裝置通過光纖采用點對點方式接入主變各側合并單元進行采樣，并遵循標準。
6）數字化電度表至少提供1個光纖接口用于點對點方式接入主變各側合并單元9-2采樣值。
（2）110kV線路
1）每條110線路配置1臺線路測控裝置，配置1臺數字化電度表。
2）測控裝置具備2個MMS以太網通訊接口與站控層系統通訊。
3）測控裝置采樣通信遵循IEC 61850-9-2標準。
4） 數字化電度表至少提供1個光纖接口，采用點對點方式接入合并單元9-2采樣值。
（3）10kV保護
10kV線路、電容器配置常規保護測控裝置，裝置集成保護、測控、開入開出、常規模擬量接入功能，裝置采用IEC61850規約通過站控層網絡與站控層設備通信。間隔配置接入常規模擬量的電度表，保護裝置組屏安裝于開關柜。
（4）備自投保護
1）采用網絡分布式方式實現站內備自投功能。不設置獨立備自投裝置，其功能分布于橋保護裝置及相應進線間隔的裝置中。
2）進線自投：2條進線判斷本進線的有壓無壓、有流無流信息，將判斷結果以GOOSE信息傳送給橋保護裝置，由橋保護進行綜合邏輯判斷，并發出GOOSE執行命令到線路間隔的智能終端實現斷路器跳合。
3）10kV分段自投：主變低壓側保護裝置判斷本進線的有壓無壓、有流無流信息，將判斷結果以GOOSE信息傳送給分段保護裝置，由分段裝置進行綜合邏輯判斷后實現自投。
4過程層設備配置方案
本節主要闡述過程層智能終端、合并單元的配置方案和布置方式，為了保證數據傳輸的可靠性、實時性的原則，本方案遵循下面的幾項原則：1）合并單元采樣值采取點對點的方式輸出和 通信協議；2）主變壓器智能終端通過點對點的方式接收間隔保護裝置的跳閘命令，以此來實現跳閘功能；與此同時，還提供光纖網絡接口接入過程層網絡，可以為間隔層設備提供機構的準確位置及預警信息，并接收測控裝置的控制命令。3）安裝方式，合并單元采用就地安裝。
（1）110kV配置方案
1）110kV線路、內橋間隔的電子式互感器為單采集線圈，因此配置1套合并單元完成數據采集。
2）110kV主變側斷路器為三相操作結構，跳閘線圈為單套。每個間隔斷路器配置1套三相操作機構的智能終端，每套智能終端同時具備網絡和點對點傳輸GOOSE信息的光纖接口。
（2）10kV分段間隔配置方案
考慮到主變保護動作需跳10kV分段開關的情況，10kV分段間隔需配置分段智能終端，并配置一臺采集器，將10kV分段間隔常規互感器輸出的模擬量就地轉化為數字量輸出，分段智能終端通過主變GOOSE間隔交換機接入主變保護裝置。
（3）主變本體配置方案
主變的本體采用電纜直跳各側斷路器的方式跳閘。主變壓器配置有具有非電量保護功能的本體智能終端，同時還可以采集主變檔位、溫度和遙調控制。本體智能終端單配置提供1個 接入主變保護。
（4）過程層 網絡交換機配置方案
1）110kV 線路及內橋間隔配置1臺16口過程層交換機；
2）2臺主變各配置一臺8光口的過程層 網絡交換機；
3）站控層交換機和過程層交換機均需支持1588對時。
主變間隔交換機接線如下圖所示：
站控層設備、110KV線路、內橋以及主變間隔層保護和過程層設備采用IEC61588對時；10KV間隔常規保護設備采用IRIG-B碼對時。
5結束語
IEC61850是智能變電站的技術標準，本文討論的110KV智能變電站技術完全遵循該標準。本文主要包括主站系統配置方案、間隔層設備配置方案、過程層設備配置方案以及對時系統方案。本文的研究可為變電站智能化改造以智能變電站的運行維護提供理論基礎。
參考文獻
[1] 高翔. 數字化變電站應用技術[M]. 北京：中國電力出版社，2008
【論文摘要】 繼電保護裝置是一種自動裝置，在電力系統中主要負責電力系統的安全可靠運行，這是它的主要職責也是任務，它可以隨時掌握電力系統的運行狀態，同時及時發現問題，從而通過選擇合適的斷路器切斷問題部分。本文結合工作經驗，對電力系統繼電保護管理中常見問題進行分析，提出個人建議及有效措施，確保電網安全穩定運行進行論述。
引言
當系統出現意外情況時，繼電保護裝置會自動發射信號通知工作人員，有關工作人員就能及時處理故障，解決問題，恢復系統的安全運行，同時，這種裝置還可以和其他設備相協調配合，自動消除短暫的故障。因此，加強繼電保護管理是供電系統安全運行的可靠保障。
一、繼電保護管理的重要性及任務
1、重要性。繼電保護工作作為電網工作中的一個重要組成部分，其工作責任大、技術性強、任務繁重。繼電保護工作人員每天面對諸如電網結構、保護配置、設備投退、運行方式變化及故障情況等各種信息，對它們進行正確的分析、處理和統計，工作十分繁重，并且上下級局之間、局與各廠站之間存在著許多重復性數據錄入及維護工作。為了減輕繼電保護工作人員的工作強度，提高勞動生產率，開發繼電保護信息管理系統已成為電網發展的一個必然要求。
2、主要任務。電力系統繼電保護管理系統的主要任務是對繼電保護所涉及的數據、圖形、表格、文件等進行輸入、查詢、修改、刪除、瀏覽。由于管理對象層次多、結構復雜、涉及幾乎所有一、二次設備參數、運行狀態、統計分析、圖檔管理甚至人事信息等事務管理，各層保護專業分工較細，這使得數據庫、表種類很多，利用管理系統可大大提高工作效率和數據使用的準確性。
在電力系統中，存在如保護裝置軟件設計不完善、二次回路設計不合理、參數配合不好、元器件質量差、設備老化、二次標識不正確、未執行反措等諸多原因，導致運行的繼電保護設備存有或出現故障，輕則影響設備運行，重則危及電網的安全穩定，為此，必須高度重視繼電保護故障排除，認真、持久地開展好繼電保護信息管理工作。
二、繼電保護管理中的不足
縱觀目前電力系統各發、供電單位的繼電保護管理情況，會發現各單位繼電保護管理中存在的問題形式多樣、記錄內容不盡相同、記錄格式各異、填寫也很不規范; 另外，幾乎所有單位對管理漏洞的發現和處理往往只是做記錄，存在的故障消除后也沒有再進行更深層次分析和研究。更嚴重的是個別單位甚至對故障不做任何記錄，出現管理上的不足后往往只是安排人員解決后就算完事。由于各單位對管理程度不同程度的重視，最終造成運行維護效果也很不相同: 有的單位出現故障，可能一次就根除，設備及電網安全基礎牢固; 而有的單位出現同樣的故障，可能多次處理還不能完全消除，費時費力又耗材，而且嚴重影響設備及電網的安全穩定運行; 甚至有些故障出現時，因為專業班組人員緊張，不能立即消除，再加上對故障又不做相應記錄，從而導致小故障因擱淺而變成大損失。針對此種現象，為了減少重復消缺工作，不斷增強繼電保護人員處理故障的能力和積累經驗，提高繼電保護動作指標，確保電力設備健康運行以及電網安全穩定運行。切實將故障排除管理工作做好，并通過科學管理來指導安全運行維護工作。必須對故障及漏洞要實行微機化管理，借助微機強大的功能，對出現的故障存貯統計、匯總、分類，并進行認真研究、分析，尋找設備運行規律，更好地讓故障管理應用、服務于運行維護與安全生產。 轉貼于 三、排除故障的措施
1、對繼電保護故障按獨立的裝置類型進行統計。對目前系統運行的各種線路保護裝置、變壓器保護裝置、母差保護裝置、電抗器保護裝置、電容器保護裝置、重合閘裝置或繼電器、備用電源自投切裝置、開關操作箱、電壓切換箱，以及其他保護或安全自動裝置等，將其故障按照裝置類型在微機中進行統計，而不采用羅列記錄或按站統計等方式。
2、對繼電保護故障分類。除了按故障對設備或電網運行的影響程度分為一般、嚴重、危急3 類外，還可按照故障產生的直接原因，將故障分為設計不合理( 包括二次回路與裝置原理) 、反措未執行、元器件質量不良( 包括產品本身質量就差與產品運行久后老化) 、工作人員失誤( 包括錯誤接線、設置錯誤或調試不當、標識錯誤、驗收不到位) 4 個方面。對故障這樣統計后，一方面可以根據故障危害程度，分輕重緩急安排消缺;另一方面，便于對故障進行責任歸類及針對性整改，從根本上解決故障再次發生的可能性，也確保了排除故障處理的效果。
3、明確繼電保護缺陷登錄的渠道或制度。為了逐步掌握設備運行規律，并不斷提高繼電保護人員的運行維護水平，就必須對繼電保護設備出現的各種故障進行及時、全面的統計，除了繼電保護人員自己發現的故障應及時統計外，還必須及時統計變電站運行值班人員發現的故障，而要做到后者，往往較困難。為此，必須對運行部門(人員) 明確繼電保護故障上報渠道、制度，通過制度的規定，明確故障匯報渠道、故障處理的分界、延誤故障處理造成后果的責任歸屬等，確保做到每一次故障都能及時統計，為通過缺陷管理尋找設備運行規律奠定堅實的基礎。
四、繼電保護故障管理的對策
1、跟蹤繼電保護設備運行情況，及時、合理安排消缺。通過故障管理，可以隨時掌握設備運行情況，做到心中有數: 哪些設備無故障，可以讓人放心，哪些設備還存在故障，故障是否影響設備安全運行，并對存在故障的設備，按照故障性質，分輕重緩急，立刻安排解決或逐步納入月度生產檢修計劃進行設備消缺或結合繼電保護定期檢驗、交接性校驗、狀態檢修進行設備消缺，以確保設備盡可能地健康穩定運行。
2、超前預防，安全生產。通過故障管理，對掌握的故障數據，在其未釀成事故之前，就要及時分析，制定對策。對能立刻消除的故障，立刻組織安排人員消缺; 對不能立刻消除的故障，進行再次分析，制定補救措施，并認真做好事故預想。
3、及時、準確地對繼電保護設備進行定級統計。要真正做到把每臺繼電保護設備定級到位，就必須做到時刻全面地掌握每臺繼電保護設備存在的問題，并對其進行合理化管理，進而對設備定級實現動態的科學化管理。
一、繼電保護定值整定工作（10kv及以下）
96年9月至97年擔負分公司10kv配電線路（含電容器）、10kv用戶站繼電保護定值整定工作，由于分公司原來沒有整定人員，但自從開展工作以來建立了繼電保護整定檔案資料，如系統阻抗表、分線路阻抗圖、系統站定值單匯總（分線路）用戶站定值單匯總（分線路），并將定值單用微機打印以規范管理，還包括各重新整定定值的計算依據和計算過程，形成較為完善的定值整定計算的管理資料。近兩年時間內完成新建貫莊35kv變電站出線定值整定工作和審核工作。未出現誤整定現象，且通過對系統短路容量的計算為配電線路開關等設備的選擇提供了依據。97年底由于機構設置變化，指導初級技術人員開展定值整定工作并順利完成工作交接。
二、線損專業管理工作
96年至98年9月，作為分公司線損專責人主要開展了以下工作：完成了線損統計計算的微機化工作，應用線損計算統計程序輸入表碼，自動生成線損報表，并對母線平衡加以分析，主持完成理論線損計算工作，利用理論線損計算程序，準備線損參數圖，編制線損拓補網絡節點，輸入微機，完成35kv、10kv線路理論線損計算工作，為線損分析、降損技術措施的采用提供了理論依據，編制“九五”降損規劃，96-98各年度降損實施計劃，月度、季度、年度的線損分析，積極采取技術措施降低線損，完成貫莊、大畢莊等35kv站10kv電容器投入工作，完成迂回線路、過負荷、供電半徑大、小導線等線路的切改、改造工作，98年關于無功降損節電的論文獲市電力企協論文三等獎，榮獲市電力公司線損管理工作第二名。參與華北電力集團在天津市電力公司試點，733#線路降損示范工程的改造工作并撰寫論文。
三、電網規劃的編制工作
98年3月至98年11月，作為專業負責人，參與編制《東麗區1998-2000年電網發展規劃及2010年遠景設想》工作，該規劃涉及如下內容：電網規劃編制原則、東麗區概況、東麗區經濟發展論述、電網現狀、電網存在問題、依據經濟發展狀況負荷預測、35kv及以上電網發展規劃、10kv配網規劃、投資估算、預期社會經濟效益、2010年遠景設想等幾大部分。為電網的建設與改造提供了依據，較好地指導了電網的建設與改造工作，并將規劃利用微機制成演示片加以演示，獲得了市電力公司專業部室的好評。
四、電網建設與改造工作
96年3月至現在參加了軍糧城、馴海路35kv變電站主變增容工作，軍糧城、馴海路、小馬場更換10kv真空開關工作，參加了貫莊35kv變電站（96年底送電）、東麗湖35kv變電站（98年12月送電）、小馬場35kv變電站（99年11月送電），易地新建工作，新建大畢莊35kv變電站（99年12月送電、2000年4月帶負荷）、先鋒路35kv變電站（2000年8月送電）。目前作為專業負責開展么六橋110kv變電站全過程建設工作，參加了廠化線等5條35kv線路大修改造工作，主持了農網10kv線路改造工程，在工作中逐步熟悉設備和工作程序，完成工程項目的立項、編制變電站建設及輸電線路改造的可行性報告，參與變電站委托設計，參加設計審核工作，參加工程質量驗收及資料整理工作，制定工程網絡計劃圖，工程流程圖，所有建設改造工程均質量合格，提高了供電能力，滿足經濟運行的需要，降低線損，提高供電可靠性和電能質量，滿足了經濟發展對電力的要求，取得了較好的經濟和社會效益。
五、專業運行管理
參加制定專業管理制度，包括內容是：供電設備檢修管理制度；技改、大修工程管理辦法；固定資產管理辦法實施細則；供電設備缺陷管理制度；運行分析制度；外委工程管理規定；生產例會制度；線路和變電站檢修檢查制度；技術進步管理及獎勵辦法；科技進步及合理化建議管理制度；計算機管理辦法、計算機系統操作規程。技術監督管理與考核實施細則；主持制定供電營業所配電管理基本制度匯編。參加制定生產管理標準，內容是：電壓和無功管理標準；線損管理標準；經濟活動分析管理標準；設備全過程管理標準；主持制定專業管理責任制：線路運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器專業工作管理網及各級人員責任制；防污閃工作管理責任制；防雷工作管理責任制；電纜運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器反措實施細則。主持制定工程建設項目法人（經理）負責制實施細則及管理辦法；城鄉電網改造工程招投標管理辦法（試行）；城鄉電網改造工程質量管理暫行辦法等。
積極開展季節性工作，安排布置年度的重要節日保電工作、重大政治活動保電安排、防汛渡夏工作，各季節反污工作安排。
這些工作的開展，有力地促進了電網安全穩定運行。
六、科技管理工作
96年至今，在工作中盡可能采用計算機應用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是應用固定資產統計應用程序，完成全局固定資產輸機工作，完成固定資產的新增、變更、報廢、計提折舊等項工作。二是應用天津市
技改統計程序完成技術改造（含重措、一般技措項目）的統計分析工作。三是作為專業負責完成分公司地理信息系統的開發應用工作，組織完成配電線路參數、運行數據的錄入工作，形成線路數據庫，并用autocad繪制分公司地理圖，在地理圖上標注線路的實際走向，所有線路參數信息都能夠在地理圖上的線路上查詢的出，該項成果獲天津市電力公司科技進步三等獎。五是完成配電線路加裝自動重合器（112#線路）試點工作，形成故障的自動判斷障離，提高了供電可靠性，為配電線路自動化進行了有益嘗試。四是2000年9月主持完成分公司web網頁瀏覽工作，制定分公司“十五”科技規劃及年度科技計劃，制定科技管理辦法，發揮了青年科技人員應發揮的作用。
一、繼電保護定值整定工作（10kV及以下）
96年9月至97年擔負分公司10kV配電線路（含電容器）、10kV用戶站繼電保護定值整定工作，由于分公司原來沒有整定人員，但自從開展工作以來建立了繼電保護整定檔案資料，如系統阻抗表、分線路阻抗圖、系統站定值單匯總（分線路）用戶站定值單匯總（分線路），并將定值單用微機打印以規范管理，還包括各重新整定定值的計算依據和計算過程，形成較為完善的定值整定計算的管理資料。近兩年時間內完成新建貫莊35kV變電站出線定值整定工作和審核工作。未出現誤整定現象，且通過對系統短路容量的計算為配電線路開關等設備的選擇提供了依據。97年底由于機構設置變化，指導初級技術人員開展定值整定工作并順利完成工作交接。
二、線損專業管理工作
96年至98年9月，作為分公司線損專責人主要開展了以下工作：完成了線損統計計算的微機化工作，應用線損計算統計程序輸入表碼，自動生成線損報表，并對母線平衡加以分析，主持完成理論線損計算工作，利用理論線損計算程序，準備線損參數圖，編制線損拓補網絡節點，輸入微機，完成35kV、10kV線路理論線損計算工作，為線損分析、降損技術措施的采用提供了理論依據，編制“九五”降損規劃，96-98各年度降損實施計劃，月度、季度、年度的線損分析，積極采取技術措施降低線損，完成貫莊、大畢莊等35kV站10kV電容器投入工作，完成迂回線路、過負荷、供電半徑大、小導線等線路的切改、改造工作，98年關于無功降損節電的論文獲市電力企協論文三等獎，榮獲市電力公司線損管理工作第二名。參與華北電力集團在天津市電力公司試點，733#線路降損示范工程的改造工作并撰寫論文。
三、電網規劃的編制工作
98年3月至98年11月，作為專業負責人，參與編制《東麗區1998-2000年電網發展規劃及2010年遠景設想》工作，該規劃涉及如下內容：電網規劃編制原則、東麗區概況、東麗區經濟發展論述、電網現狀、電網存在問題、依據經濟發展狀況負荷預測、35kV及以上電網發展規劃、10kV配網規劃、投資估算、預期社會經濟效益、2010年遠景設想等幾大部分。為電網的建設與改造提供了依據，較好地指導了電網的建設與改造工作，并將規劃利用微機制成演示片加以演示，獲得了市電力公司專業部室的好評。
四、電網建設與改造工作
96年3月至現在參加了軍糧城、馴海路35kV變電站主變增容工作，軍糧城、馴海路、小馬場更換10kV真空開關工作，參加了貫莊35kV變電站（96年底送電）、東麗湖35kV變電站（98年12月送電）、小馬場35kV變電站（99年11月送電），易地新建工作，新建大畢莊35kV變電站（99年12月送電、2000年4月帶負荷）、先鋒路35kV變電站（2000年8月送電）。目前作為專業負責開展么六橋110kV變電站全過程建設工作，參加了廠化線等5條35kV線路大修改造工作，主持了農網10kV線路改造工程，在工作中逐步熟悉設備和工作程序，完成工程項目的立項、編制變電站建設及輸電線路改造的可行性報告，參與變電站委托設計，參加設計審核工作，參加工程質量驗收及資料整理工作，制定工程網絡計劃圖，工程流程圖，所有建設改造工程均質量合格，提高了供電能力，滿足經濟運行的需要，降低線損，提高供電可靠性和電能質量，滿足了經濟發展對電力的要求，取得了較好的經濟和社會效益。
五、專業運行管理
參加制定專業管理制度，包括內容是：供電設備檢修管理制度；技改、大修工程管理辦法；固定資產管理辦法實施細則；供電設備缺陷管理制度；運行分析制度；外委工程管理規定；生產例會制度；線路和變電站檢修檢查制度；技術進步管理及獎勵辦法；科技進步及合理化建議管理制度；計算機管理辦法、計算機系統操作規程。技術監督管理與考核實施細則；主持制定供電營業所配電管理基本制度匯編。參加制定生產管理標準，內容是：電壓和無功管理標準；線損管理標準；經濟活動分析管理標準；設備全過程管理標準；主持制定專業管理責任制：線路運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器專業工作管理網及各級人員責任制；防污閃工作管理責任制；防雷工作管理責任制；電纜運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器反措實施細則。主持制定工程建設項目法人（經理）負責制實施細則及管理辦法；城鄉電網改造工程招投標管理辦法（試行）；城鄉電網改造工程質量管理暫行辦法等。
積極開展季節性工作，安排布置年度的重要節日保電工作、重大政治活動保電安排、防汛渡夏工作，各季節反污工作安排。
這些工作的開展，有力地促進了電網安全穩定運行。
六、科技管理工作
96年至今，在工作中盡可能采用計算機應用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是應用固定資產統計應用程序，完成全局固定資產輸機工作，完成固定資產的新增、變更、報廢、計提折舊等項工作。二是應用天津市技改統計程序完成技術改造（含重措、一般技措項目）的統計分析工作。三是作為專業負責完成分公司地理信息系統的開發應用工作，組織完成配電線路參數、運行數據的錄入工作，形成線路數據庫，并用AUTOCAD繪制分公司地理圖，在地理圖上標注線路的實際走向，所有線路參數信息都能夠在地理圖上的線路上查詢的出，該項成果獲天津市電力公司科技進步三等獎。五是完成配電線路加裝自動重合器（112#線路）試點工作，形成故障的自動判斷障離，提高了供電可靠性，為配電線路自動化進行了有益嘗試。四是2000年9月主持完成分公司WEB網頁瀏覽工作，制定分公司“十五”科技規劃及年度科技計劃，制定科技管理辦法，發揮了青年科技人員應發揮的作用。
