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农电科技 && 技术论文（免费，陆续更新，1贴1篇，希望大家多关照！）
变压器的运行维护和事故处理1、压器运行中出现的不正常现象 (1)变压器运行中如漏油、油位过高或过低，温度异常，音响不正常及冷却系统不正常等，应设法尽快消除。 (2)当变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应按规定降低变压器的负荷。 (3)变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。 (4)当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。 (5)变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。 2、压器运行中的检查 (1)检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。 (2)检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。 (3)变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。如声音有所改变，应细心检查，并迅速汇报值班调度员并请检修单位处理。 (4)应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。工作、备用电源及油泵应符合运行要求等等。 (5)天气有变化时，应重点进行特殊检查。大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象；大雾天，各部有无火花放电现象等等。 3、压器的事故处理 为了正确的处理事故，应掌握下列情况：①系统运行方式，负荷状态，负荷种类；②变压器上层油温，温升与电压情况；③事故发生时天气情况；④变压器周围有无检修及其它工作；⑤运行人员有无操作；⑥系统有无操作；⑦何种保护动作，事故现象情况等。 变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下： 3.1绕组故障 主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点： ①在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。 由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。 3.2套管故障 这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有： (1)密封不良，绝缘受潮劣比； (2)呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。 3.3分接开关故障 常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有： (1)连接螺丝松动； (2)带负荷调整装置不良和调整不当； (3)分接头绝缘板绝缘不良； (4)接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足； (5)油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。 3.4铁芯故障 铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。 运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。 3.5瓦斯保护故障 瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法： (1)轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。 (2)瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形；最后检查气体的可燃性。 变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障(穿越性故障)或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投入送电。如差动保护动作，应对该保护范围内的设备进行全部检查。 此外，变压器着火也是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。变压器着火的主要原因是：套管的破损和闪落，油在油枕的压力下流出并在顶盖上燃烧；变压器内部故障使外壳或散热器破裂，使燃烧着的变压器油溢出。发生这类事故时，变压器保护应动作使断路器断开。若因故断路器未断开，应用手动来立即断开断路器，拉开可能通向变压器电源的隔离开关，停止冷却设备，进行灭火。变压器灭火时，最好用泡沫式灭火器，必要时可用砂子灭火。
电脑绘制线路图简法在电力部门的日常工作中，用电管理、计量检查，表计安装、低压配电盘的装配、二次接线分析、计量分析等，所用的都是较简单的线路图，而且多数是随用随画，要求不高，所以，非专业人员没必要花太多的钱和时间去购买和学习专业设计软件。这里向读者介绍一种无需高配置电脑、不需专业设计软件、普通人只需1小时就能熟练掌握的电脑绘制线路图方法--Windows画图绘制法(说明：任何安装Windows3.X以上操作平台的电脑均可，为了照顾低配置电脑的读者，以Windows3.2为例，Windows9X大同小异)。 1　建立原理图元件库 启动电脑后进入画笔窗口，首先建立一个原理图元件库文件SchLib.bmp。方法：用窗口左侧工具栏的各种工具如椭圆四边形笔(毛刷)斜线橡皮擦文字abc及窗口下边的颜色盒等，画变压器、电能表、电流表、电压表、功率表、电流互感器、电压互感器、插座、开关、熔断器、避雷器、信号灯、接触器线圈、发电机、电动机、电感线圈、电阻、电容器、电池组、二极管、三极管、接地符号等常用元件基本符号。 图形符号的画法：变压器：选取椭圆，一手按住Shift键，一手操作鼠标画正圆形，两个交叉的正圆形就是双绕组变压器，三个交叉的正圆形就是三绕组变压器。电感线圈：画五个相切的圆，再选?橡皮擦，擦去五个半圆即可。电压互感器(变压器)：画两个背靠的电感线圈。电流互感器：画两个相切的圆，再擦去两个半圆，再选取笔(毛刷)，一手按Shift键，一手操作鼠标画一根直线穿过两个相切的弧。指示灯：画正圆后，在圆里画两条交叉的斜线。电流表、电压表、功率表、电动机、发电机：画正圆后，单击字符abc，选择文本，用TimesNewRoman字体在圆里填上A、V、W、M、G。熔断器：选取四边形，画长方形后，再画一节线段穿过长方形。电阻、接触器线圈：按熔断器的形式画，再擦去四边形里的线段。避雷器：画成电阻形式，在长方形里画一个横向箭头。三极管、二极管、电容器、电池组、开关、接地符号等，选择画斜线和画直线的方法，配合橡皮擦，即可画好。如果画得不理想，可单击查看，选择放大项，放大后修改。 元件符号画好后，统一移到窗口左侧排列好，各元件之间要留有适当的距离，以便绘制线路图时剪帖复制。 单击文件，选择另存为项，在文件名框里键入SchLib，单击确定或回车，以SchLib.bmp命名的原理图元件库就建好并存盘了。为了防止意外，最好把库文件备份，拷贝到软盘更好，这样可以复制到多台电脑上，免去重复画基本图形符号之烦。 2　绘制线路图 启动电脑打开画笔窗口后，单击文件，选择打开项，打开原理图元件库文件SchLib.bmp，根据绘图需要，把图形符号复制到窗口中间。方法：单击工具栏的剪切图标，选择相应的图形符号，一手按住Ctrl键，一手拖动鼠标，把图形符号复制到预定的位置，根据电气法则摆好各元件符号位置，如果方向不对，可单击拾取项，选择水平翻转或垂直翻转或倾斜即可。 电气连结：选取笔(毛刷)，一手按Shift键，一手操作鼠标，就可画出水平线或垂直线，把各元件符号连结起来，如果某些线不是水平，也不是垂直，可选取斜，就可画出任意角度的线段。选择较粗的画笔，在交叉连结点处点一下即可。 选取字符abc，单击文本，用TimesNewRoman字体标注代号，中文标注可通过按Ctrl+空格键转换，选择宋体标注。端子号码等用数字键。 线路图已经绘制好了，别忘了用橡皮擦把窗口左侧的基本图形符号擦掉。最后一步：单击文件项，在下拉菜单中选择另存为项，把文件名框里的原名SchLib.bmp去掉，键入该图纸名，回车OK。(原理图元件库文件SchLib.bmp依然在你的电脑里) 如果你用的是彩色打印机，绘制线路图时，电流回路、电压回路、信号回路可用不同的颜色绘制，不同电位的线路用不同的颜色区分开来，A、B、C三相用相应的黄、绿、红三色绘制，中性线可用黑色绘制。彩色线路图更能把原理交待清楚，提高工作效率和减少失误。
配电网络规划配电网络的规划是供电企业的一项重要工作，为了获取最大的经济效益，电网规划既要保证电网安全可靠，又要保证电网经济运行，所以配电网络规划的主要任务是，在可行技术的条件下，为满足负荷发展的需求，制定可行的电网发展方案。 1　负荷预测 网络规划设计最终目的是为满足负荷需求服务的，负荷的发展状况足以影响网络发展的每个环节。网络规划的发展步骤要以负荷发展状况为依据，使用各馈线负荷数据可以掌握负荷发展情况，将过去的负荷进行分析，掌握负荷的发展规律。要对负荷进行分析，确定最高用电负荷时间和负荷率，得出最高用电负荷时间和负荷值，这些数据是预测未来负荷的基本资料。配电网络规划可以使用两种常用的预测方法。外推法就是基于用电区域的历史数据，假设负荷发展率是连续变化的，根据原来的负荷发展率推移以后各时期的发展状况。在一个用电区域里，初期负荷发展比较快，但土地资源逐步使用，用电负荷逐步趋于稳定，负荷发展率从大到小变化，最终负荷达到饱和或稳步发展状态。但对于经济发展迅速的地区，负荷发展率并不是连续变化的，而是呈现跳跃式的增长，用外推法显得有一定的误差。而仿真法与外推法有互补的作用，仿真法是以用电区域每年的用电量为依据的，通过调查每个用电负荷类型和每个类型用户的数量来计算负荷预测值。任何负荷预测方法都不可能完全准确，当掌握更新的负荷发展数据后，就必须对原有的负荷预测值进行修正。 2　确定网络的系统模型 确定网络的系统模型，包括确定网络是采用架空线路还是电缆供电，确定导线截面大小，网络接线方式，负荷转移方案，网络中有关设备的选型，网络在运行期间遇到不适应要求时应如何进行改造，系统保护功能，配网自动化规划等。 (1)在负荷分散或发展缓慢地区应使用架空线供电。在负荷密度比较大、发展迅速或基于城市环境美化建设考虑，应使用电缆供电。 (2)导线截面大小的选择确定了导线的输送容量，要选择足够大的导线保证线路满足网络规划的要求，例如：负荷发展时期，不应经常更换导线截面。在线路故障时，可以将故障线路的负荷转由临近馈线供电，而不会过负荷运行。另外，导线截面的选择要保证线路末端电压降处于合格的范围内。在线路发生短路故障时也能承受故障电流。所以导线截面要比最大负荷电流所需的截面大，但同时截面的选择要符合经济原则，在导线输送容量与工程投资之间作比较。 (3)具有灵活接线方式的规划，可以使供电网络最大地发挥功能。对于架空线网络，最有效的方式，是将馈线与邻近变电所或同一个变电所的不同母线段的出线在线路末端联网，两回馈线也分别装上分段负荷开关和隔离刀闸。在其中一回馈线出现故障时，可通过分段开关将故障段隔离出来，对于电缆网络接线方式可以采用两回馈线组成互为备用网络，或采用三回馈线相互联络组成一个供电区域，其中两回带负荷，一回空载，作为两回负荷线的备用线。馈线之间可以组成大环网，一条馈线的负荷之间也可以组成小环网，形成大环套小环的形式。在负荷密集地区还可以建设开关站，变电所与开关站通过电源线连接，再由开关站向附近负荷供电，其作用是将变电所母线延长至用电负荷附近。 (4)制定负荷转移方案的原则是减少停电范围，尽量减少停电时间。在发现回馈线发生故障时，必须尽快查找到故障点，并将故障点前后的负荷转由邻近馈线供电，以使故障点的负荷隔离出去。 (5)国内外对各种电气设备都制定了详细标准，为设备选型提供了可靠依据。作为配网规划应选用运行效益好，损耗低，可靠性高，免维护的设备。对于开关设备应选用具备配网自动化功能，在设备中先安装配网自动化设备或者为以后发展预留空间。有些新型设备的购置费用虽然高，但运行可靠性高，故障率低，维护费用少，总体经济效益是相当理想的。 (6)配电网络规划在实施过程中随着负荷的发展状况稳定，在馈线负荷超出安全电流或没有足够的备用容量时，应该增加馈线，对用电区域的馈线正常供电范围进行调整。同时，配网规划内容也应作相应修改。 (7)为确保电网正常运行，必须建立健全的保护系统，在系统出现故障时，通过最少的操作次数将故障点隔离，保证非故障点尽早恢复用电。现在常用的系统保护方法有： ①用熔断器或过电流继电器实现过流保护，熔断器在超过熔断电流时自动熔断，迅速切断电流、保护用电设备，熔断器主要用于变压器保护。过电流继电器用于线路保护。 ②接地故障保护用于消除接地故障，对直接接地或通过不可调阻抗接地的系统，可以把电流互感器二次绕组接到接地故障继电器上，或者把过流继电器与接地故障继电器集中使用。对于中性点不接地系统或通过消弧线圈接地的系统，由于接地故障会造成系统电压和电流不对称，继电器可根据基本判据来确定是否控制相应的断路器动作断开。 ③单元保护，用于对系统中一个单元的保护，根据正常运行两侧电压相同的电路，流入的电流和流出的电流是相同的，通过比较两侧电流大小可以判断是否出现故障。但是单元保护要使用通讯线路，在保护线路太长的地方，很难将数据完整地集中起来进行比较。使用距离保护法可以打破这种局限性，在距离保护方案中，根据故障距离与故障阻抗成正比的原理，采用线路的电压和电流来计算故障距离。 ④自动重合闸装置的方法是利用继电器控制断路器去执行不同的跳闸与闭合顺序。线路中有大部分故障是可以自动消除或暂时性的，使用自动重合闸装置可以自动恢复供电。⑤电力系统中，有时出现运行电压远远超过额定电压值的情况，例如：开关操作瞬间或系统受雷击时，都会产生过电压现象。加强各设备绝缘强度和绝缘水平，或在网络中安装过电压保护设备，可以使过电压降低到安全水平，例如使用空气间隙保护或安装避雷器作保护。 (8)配电网络自动化管理系统是利用计算机网络，将自动控制系统和管理信息系统结合起来，建立系统控制和数据采集系统，为全面管理网络安全和经济运行提供依据。配网自动化系统的主要功能可以分成四个组成部分，第一是电网运行监控和管理功能，包括电网运行监视，电网运行的控制，故障诊断分析与恢复供电，运行数据统计及报告。第二是运行计划模拟和优化功能，包括配网运行模拟，倒闸操作计划的编制，各关口电量分配计划和优化。第三是运行分析和维护管理功能，包括对电网故障和供电质量反馈的信息进行分析，确定系统薄弱环节安排维修计划。第四是用户负荷监控和报障功能，包括用户端负荷和电能质量的遥测，用户端计量设备的控制，用户故障报修处理系统。 3　效益评估 配网规划经济效益评估，包括电网投资与增加用电量所产生收益的比较，以及为了使电网供电可靠性，线损率，电压合格率达到一定指标与所需投入费用之间的比较，采用投资与收益的研究可以确定使用那一种供电方式。 加快电力建设为地区经济发展提供了有利条件，但是电网投资与增加的用电量作比较，以此确定这些投资是否值得。所以电网投资要以分地区分时期发展，用电量发展快的地方相应电网投资也大，用电量发展慢的地方，相应电网投资也少一些。 对于用户来说，供电可靠性越高越好，但相应电网的投资也会大大增加。对于大用电量或重要用户，为确保有更高的可靠性，可以加大电网投资，因为减少停电时间可以同时减少用户和供电企业的损失。线损率是用来反映电能在电网输送过程中的损耗程度，公共电网中的损耗是由供电企业来承担的，通过对电网设备的技术改造，可以让供电企业直接得到经济效益。为了使供用电设备和生产系统正常运行，国家对供电电压质量制定了标准，对电压的频率、幅值、波形和三相对称性的波动范围作了规定。稳定的电压质量可以使供用电设备免受损害，让用户能正常生产，相比之下用户得到的好处会更多。
盘山县电网规划的编制辽宁省盘山县和全国各地一样，都在加快进行城乡电网的建设和改造。为了确保工程顺利进行，必须编制一个完整的电网规划。这个规划要与各城、乡、镇、村、屯的发展规划紧密配合，同步实施。现对本县电网改造中遇到的问题提出几点初步的建议。 1　指导思想 (1)编制规划时应密切结合县(市)城乡电网具体情况和城乡发展远景电力建设必须做到先行，为此要有超前意识，要大力加强城乡电网的改造和加速新发展地区的配网建设。 (2)编制规划时，必须立足当前、兼顾长远，逐步做到：比例协调、布局合理、调度灵活、设施先进、安全可靠、电压合格和多供、少损的方针。 (3)大力采用新技术，适当引进部分先进设备和材料，不断提高电网调度和配网的自动化水平，并为变电所的可靠供电创造条件。 (4)对老城区及办电较早的乡、镇和经济技术开发区的配网，应贯彻区别对待和因地制宜的原则。对原有城网改造应分期分批实施，在充分发挥现有配网潜力的基础上进行技术改造，以提高供电能力和可靠性。对新发展的地区则应采取较高的标准，尽量采用技术先进的设备，争取一步到位。规划中应体现远近结合，新建和改造相结合，做到技术上先进、经济上合理。 2　具体要求 (1)县、乡电网的供电区域应包括该城乡的全部地区、而城乡电网规划应以城市电网规划为框架，人口密集、行政、经济、文化、商业、交通集中地区，在编制规划时应根据用电的负荷密度、供电质量和可靠性等不同要求，制订电网接线和供电设施，做到因地制宜，区别对待，突出重点地区。 (2)县(市)城乡电力网一般由110、63、35kV的高压配电网组成，而辽宁省盘锦市盘山县只有220、63、10kV和低压380/220V配电网组成。 (3)县(市)城乡电网规划一般应包括以下主要内容： ①分析城乡电网布局与负荷分布的实际情况提出城乡电网中存在的主要问题； ②进行负荷预测，做好有功、无功电力平衡，并对电源建设提出具体要求； ③做好经济分析，选择最佳方案，提出逐年改造和新建的项目，充分估计各项可能发生的费用支出、列入年度工程计划； ④明确城乡电网规划的年度，一般规划年限分为近期3～5年，中期10年、远期20年。规划制定后在执行过程中对近期规划每年应根据实际变化进行修订，对中、远期规划一般每5年进行修订一次，做滚动修正； ⑤县(市)城乡电网规划由供电部门、城乡规划部门共同编制，纳入当地政府，由上级规划部门和上级政府批准后，统一安排用地及线路走廊等； ⑥负荷预测一般可以采用以下几种常用的方法：1．单耗法；2．弹性系数法；3．外推法；4．综合用电平衡法；5．负荷密度法。并相互校核，力求接近实际。 3　技术原则 (1)总体目标： ①贯彻n-1安全准则，做到任意一台主设备或某条线路停电时，对用户均不停电，供电可靠率要求达到99.9%。 ②高压线路一次建成，20年基本不变；其他供电的选择也要考虑10年左右的发展余地，10kV的系统短路电流应限制在16kA以下。 ③供电半径：63kV小于50km、35kV小于30km、10kV架空线路小于10km、电缆小于8km、380/220V小于0.3～5km。 ④导线规范及设备选型应尽量简化，统一和减少维修工作量、并积极采用新技术和新设备。 (2)高压架空配电线路导线和电缆截面的选择应考虑今后的发展，具体建议如下： ①高压架空线路：主干线采用LGJ-185型；联络线采用LGJ-150型，主要支线采用LGJ-95型。 ②地下电缆线：开闭所主要进线采用铜芯300～400mm2，开闭所引出线采用电缆铝芯240mm2。 ③配电变压器应坚持采用S9系列节能型变压器。户外变压器最大容量为315kVA，超过此容量时，应另建小区配电室(有时亦可与开闭所合一)，必要时亦可采用箱式变电所供电。 ④为了使10kV电源深入负荷中心，应在配电网负荷密度集中地段同步建设开闭所，在配电环网内采用环网负荷开关。 ⑤在配电室应采用两个不同电源的单环网结构，正常时开环运行，异常时能转移负荷。配电变压器采用10/0.4kV，容量一般为两台630kVA、低压侧可以自投，高压侧用环网负荷开关，变压器靠熔丝保护。 ⑥架空配电线路可以同杆并架，如高低线路同杆架设时应为同一电源。在配电网建设中还应严格控制高压配电专用路和空载的联络线路。 ⑦对重要用户需要备用电源和保安电源(只满足特殊重要负荷)时，其两电源应来自不同变电所或不同母线。 ⑧对经济技术开发区、人口稠密的繁华地区、重要地段，主要街道、商业区、及高层建筑密集的地区应尽量采用地下电缆或架空绝缘导线和低压集束线等，以保证安全供电和确保市民人身安全。 ⑨对乡、镇的大、中排灌站大部分都是季节性负荷，负荷较大，因此无功补偿装置应按分层和分段基本平衡的原则来配置，并和电网改造同步进行。 ⑩对这次改造工程中，更好的实行同网同价加强电管力度，更换过细的导线，对低压线路的导线，最小截面定为35mm2，对城区、乡、镇所在地和人口稠密的地段，导线截面不小于50mm2，或更换为绝缘导线。 ⑾在编制规划、电网改造工程的同时，对配电电网自动化保护装置问题，应给予足够重视，并应统筹考虑。
载波通信中高频通道故障的检修载波通信中高频通道故障的几率所占比例不大，但对通信质量的影响却十分显著，因为这一部分的故障现象不明显，它们检修往往被忽略掉，就给通信留下了很多隐患。根据多年来的工作实践经验，我们总结了一些高频通道故障检修的方法，在此与电力系统同行们进行切磋探讨。 维护中当遇载波机收不到对方导频、衰耗急剧增大、频响突然变差的现象时，首先应检查载波机是否存在故障，当排除这个可能性之后，就需要重点检查高频通道。 开始检查以前要看一看电力线路近期有无施工、改道、割接、T接，天气有无落雷等外界条件变化，如有多台载波机并机，应根据一台、多台、全部不通或特性不好的现象判断是哪一段高频通道的问题。 具体的方法是用选频表测量通道中各点电平来判断故障性质和范围。过程是根据通讯网络图，从通道的中间开始，检测通过该点所连接的所有载波机的导频，根据电平数值高低，用排除法把问题存在的范围尽量缩小，然后在小范围内依次检查高频电缆、结合滤波器、耦合电容器和阻波器。 1　怎样检查高频电缆 高频电缆的故障无外乎短路、开路两种，首先在载波机外线测量本端发送的导频电平，断开外接高频电缆，在低阻抗档位测量电平正常，但是接上电缆在高阻抗测量时几乎测不到或很低，可以判断高频电缆或滤波器输入部分有短路点，此时从载波机和滤波器上拆下高频电缆，在一端把屏蔽线和芯线短路，测另一端它们之间的电阻，如果很小则证明电缆短路，如果无穷大，还要看一看芯线是否接地。 如果在低阻抗状态电平正常，而高阻抗状态电平有所升高，可以判断电缆有开路故障，同样用上边的方法检查，正常时芯线和屏蔽线之间电阻很小，如果为无穷大要检查高频电缆中间接头是否断开、接头是否氧化、电缆沟内是否有被老鼠咬断的地方、地表工作是否把地埋线弄断等情况。 2　怎样检查结合滤波器和耦合电容器 检查高频电缆没有问题，应将选频表移到结合滤波器下面，高低阻抗测量本端发送电平，如有电平则测量对端发送导频。如果测不到，则判断包括结合滤波器以后的高频通道有问题。 在结合滤波器线路侧并接选频表。此时要注意安全，必须在有经验的人监护下由2～3人共同完成。先打开滤波器，听听内部有无连续的啪、啪、啪放电声，如有放电声，则证明耦合电容器、结合滤波器的输入没有问题，结合滤波器的排流线圈、变压器次级开路。此时十分危险，千万不能接选频表，如果听不到放电声，也要用验电器测一下输入端是否有强电，在确保安全的前提下，才能把选频表跨接在结合滤波器的线路侧进行测量。 如测不到本端导频，而能测到对端导频，则证明结合滤波器可能损坏，应该再套上一只验证一下，确认其是否损坏，再申请办理各种安全手续后进行更换。 如果本端电平正常而对端电平测不到，故障范围在该点之后。 如果本端、对端的导频都测不到，应该检查输入部分是否短路接地。先将接地刀闸推上，再松开结合滤波器线圈上的螺丝，将输入连线悬空，身体千万不能接触金属部分，再用拉闸杆拉开接地刀闸，此时如果听到放电声，则证明耦合电容器、结合滤波器的输入没有问题，应在结合滤波器输入端子上测本端发送电平，如果正常则说明结合滤波器没有问题，问题在耦合电容器以后。如果输出侧有，但输入侧没有则可以肯定结合滤波器坏了。 如果听不到放电声，应该用验电器检验一下耦合电容器下端，结合滤波器上端子、盒内端子、取下的那根连线上是否有电，来判断耦合电容器的好坏、连线通断、放电器的性能，如果都有电，则证明放电器不起作用，应该及时更换。 听不到放电声，也测不到高压电，一方面是电容器损坏(几率很小)，另一方面是电容器往下连线有接地故障，包括放电器击穿短路接地。可以先用万用表电压最高档快速量一下电压，如测不到电压再测接地电阻，不接地时怀疑电容器有故障。如果接地，就要申请停电检查，此时不要再进行盲目的检查，否则接地点断开非常危险。 3　怎样检查阻波器 线路阻波器故障一般不会造成载波机完全不通，常见的故障一是散架，这种情况在外观上就可以看到。二是调谐元件损坏。 调谐元件(主要是调谐电容)击穿，常用测量结合滤波器输入阻抗的方法判别。如果高频电缆只有数十米，就可在机房里测量高频电缆的输入阻抗来判断。 将电平表置75Ω后与震荡器连接，将震荡器的输出电来调到5dB，再将电平置高阻抗，接入高频电缆，在20～500kHz范围内变化震荡器频率，如果电平变化范围＜2.6dB，则基本证明本侧线路阻波器良好，否则说明有可能击穿。此时就需要更换阻波器或者把调谐元件取掉继续运行。 在检查高频通道的时候，由于高压电有可能串进来，需要注意的地方本文中已经指出，最后再次敬告大家，工作时一定要注意安全。必要时，一定申请停电，办理工作票后方可进行检查、更换。
通信设备故障检修电力系统通信网是国家专用通信网之一，是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电力调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、经济、稳定运行的重要手段。 1　概述 随着现代科技的进步，传统的模拟通信设备正朝着集成化、数字化、智能化的方向发展。伴随着集成化水平的提高，故障的发现也变得越来越困难起来。尽管设备的可靠性指标正在不断提高，但任何设备在长期的工作运行中，由于元器件的自然老化、外界等诸多因素的影响，必然会产生某些故障。这就要求我们设备维修人员除了掌握设备的基本原理、结构、性能和各种测试调整方法外，还必须掌握设备检修的基本要领和方法。 基本要领：看清现象，正确分析；逐步缩小，从简下手。 基本原则：先抢通，后修复；先电源，后其它；先机外，后机内；先通话，后附属。 2　寻找故障的程序 (1)确定故障的性质，分清紧急性与一般性。 (2)判断并找出有故障的主要区域，如机外还是机内，电源系统还是收发信系统等。 (3)逐步将故障压缩到有关部件、电路。 (4)找出失效的元器件及相关因素。 3　确定故障性质区域的基本方法 (1)外观检查： ①对新安装的设备进行检修，首先应检查机架是否有损伤，各部件是否与面板布置图一致，各机盘接插件和线缆是否完整无损，各种紧固件是否松动，元器件是否相碰撞等。 ②对运行中的设备进行检修，通常是在加电甚至不中断电路的情况下进行的。这就要求我们维修人员应胆大心细，尽可能在不中断重要信号传输的条件下，充分运用我们所学的理论知识及积累的丰富经验，利用人体感觉特性，用眼观察，用耳朵听，用嗅觉闻，用手摸有关器件的工作温度等，与常态设备相对比。以此来为分析故障提供基础。 (2)操作实验： ①关键性故障： 这类故障将造成整机通信中断。而它的寻找应从整机电源、外接线等公共线路出发，再逐步压缩到相关的机盘、电路直至有关元器件。 ②一般性故障： 此类的故障不会引起整机完全中断通信，只是局部和附属装置受影响，这种故障应分系统和公共电路等相关电路去考虑。然后，再将故障逐步压缩到相关部件内的元器件上。 ③间断性故障： 间断性故障不应忽视，若属于设备内部的故障，可通过轻敲和摇动相关部件使间断性故障重现。寻找此类故障时，可检查各部件内的接线、印刷板接插件、印刷板线条尤其是金属化孔及其它元器件上的有关插头等。 只有迅速的将设备故障排除，才能确保电力通信的畅通无阻，也只有确保通信的畅通无阻，才能确保电网的经济、安全、稳定运行。
农网110kV变电所的优化设计1　变电所设备尽量无油化& 近些年来，变电所采用无人值班模式，设备水平的无油化、免维护是变电所设计时必须考虑的问题。为增进农网变电所运行可靠性，农网变电所设计也应坚持这一原则。& 在农网110kV变电所的设计中，110kV配电装置采用户外布置，110kV电气设备为SF6断路器；35kV及10kV配电装置户内布置，35kV采用GBC开关柜，内装真空断路器；10kV采用金属铠装封闭中置式开关柜，内装VSI(或VD4)真空断路器。开关柜与10kV电容器组、接地所内变之间以高压交联聚乙烯电缆连接。控制电缆采用C类阻燃。而主变压器、电容器、110kV电流互感器、户外所内接地变和消弧线圈可以采用常规油设备。& 2　优化接线及布置，减少变电所占地面积& 以前，农网变电所的建设规模110kV均采用内桥接线，所内安装两台三线圈或两线圈变压器。但是，随着负荷的增长，变电所往往需要增加容量，由于没有预留扩建余地，就需要新建变电所。为此，在变电所占地尽可能小的情况下，考虑新建变电所的设计。在负荷中心区的新建变电所采用简化扩大桥接线，即110kV电源进线两回，两个桥断路器，所内安装三台变压器，变压器容量3×50MVA，其中两台三线圈变压器，一台两线圈变压器。35kV采用单母线分段接线，10kV采用单母线三分段接线。如图1所示。由于1#和3#主变压器带35kV负荷，因此，在一台变压器故障时，故障变电所负荷可以通过健全主变压器的35kV和10kV一起均分。如果1#主变压器故障，其35kV负荷倒向3#主变压器供电，10kV负荷由2#主变压器供电。如果2#主变压器故障，其10kV负荷可由1#(或3#)主变压器供电，此时，若1#(或3#)主变压器负荷过重，可将其35kV负荷倒向3#(或1#)主变压器供电。& 而在开发区的新建变电所，由于负荷密度不大，仍采用内桥接线，110kV电源进线两回，所内安装两台三线圈或两线圈变压器，变压器容量2×50MVA。35kV和10kV均采用单母线分段接线。&
《农村电力网规划设计导则》中，农网低压负荷已考虑无功补偿，所内仅补偿变压器的损耗。经与部分郊区县联系，调查得知目前低压已进行了有效无功补偿，35kV～110kV变电所的无功配置可以采用就地补偿的原则。& 110kV配电装置、主变压器、电容器及35kV消弧线圈布置于户外。35kV及10kV配电装置、所内接地变及消弧线圈、主控室均布置于户内。35kV单列布置，10kV采用双列布置，与变压器之间均采用母线桥连接。10kV配电装置下设电缆夹层。& 附属房间设会议室、料具间、警卫室、厨房及厕所。& 3　采用综合自动化，优化变电所设计& 国内变电所自动化发展进程分为三个阶段。第一阶段由集中配屏以装置为核心的方式，向分散下放到开关柜以系统为核心的方式发展；第二阶段由单一功能、相互独立向多功能、一体化过渡；第三阶段由传统的一次、二次设备相对分立向相互融合方式发展。变电所综合自动化就是在第二阶段。& 可见，变电所采用综合自动化是必然的。但是，由于北京供电的特殊性，城市变电所的自动化设计大部分还处于第一阶段。10kV微机保护分散安装在10kV开关柜上，后台监控系统、110kV自投盘、10kV自投盘、主变微机保护、电能表盘、所内盘、直流盘、RTU消防控制及通风控制均置于主控室。设备分别招标，使变压器保护和10kV保护厂家都很少一致。而对于农网变电所，这种特殊性就不存在了。设计中可采用综合自动化，当地设监控系统、110kV自投盘、10kV自投盘、主变保护和10kV保护可采用同一厂家的设备，这样，就简化变电所二次接线，优化了变电所设计。& 4　通信设施并入主控室& 现在变电所均设有单独的30m2左右的通信机房，内装蓄电池、数字配线架、光端设备。对于农网所，可以借鉴外省市已有的经验，取消通信机房，将蓄电池、光配线架、光端设备组成一面光纤通信屏置于主控室内。在某个变电所可试点采用逆变电源方式，即与变电所合用蓄电池。对于无线扩频通信和一点多址微波通信方式，室外需装设微波塔，其它设备安装在主控室内。& 5　简化附属设备，降低不必要的投资& 配电网构成多以架空线路为主，单相接地故障比重很大。中性点不接地和经消弧线圈接地的系统，单相接地故障的接地电流很小，大多数瞬时性单相接地故障的故障电流电弧能自行熄灭，系统能恢复正常运行，即使是金属性单相接地或单相接地电弧不能自熄，由于单相接地故障不影响电压的三相平衡，为了能继续向用户供电，允许带故障运行1～2h，以查找并切除故障线路。因此，农网35kV和10kV系统采用中性点不接地和经消弧线圈接地的运行方式。由于大部分农网变电所的出线电缆短，线路充电电流小，一期工程大部分不装35kV和10kV消弧线圈，考虑负荷发展的余地，只预留安装位置。部分安装10kV消弧线圈的变电所也不考虑自动调谐装置。& 另外，农网110kV变电所采用一套直流系统。不需使用两套直流系统。& 6　小结& 总之，农网变电所通过合理的接线、设备无油化、布置的紧凑以及综合自动化技术，并将通信设施并入主控室，简化所内附属设备，从而达到减少变电所占地面积，优化变电所设计，降低投资的目的。
衡水新一代电网调度自动化系统1　前言
衡水电网调度自动化系统(SCADA)于1994年在河北南部电网第一家通过实用化验收，近年来，随着两网改造的不断深化，衡水电网也发生了日新月异的变化，新建和增容了多座变电所，原有的自动化系统受容量和功能的限制，已不能满足衡水电网规划发展的要求，同时，我局与清华大学共同研制开发的高级应用软件EMS系统也投入运行，更对SCADA系统提出了更高的数据要求，鉴于此，我们确立了对SCADA系统进行升级扩容的方案，并在充分调研的基础上，选择了深圳斯凯达公司作为合作伙伴，共同开发新一代的衡水电网调度自动化系统--PGC/NT系统。& 2 系统结构& 2.1 系统平台& PGC/NT系统选用基于RISC技术的小型机和高档微机组成硬件平台，使整体性能价格比达到了最优。系统采用分布式结构，网络操作系统采用WINDOWS NT、数据库采用商用SQL SERVER、网络通信遵循TCP/IP协议，使系统的可扩性和兼容性更强。&
2.2 系统网络结构& 该系统采用双100M快速交换以太网结构，各计算机节点分别按星型方式与双网相连。根据衡水地区调度自动化系统的实际需要，考虑到了系统相对独立的原则及网络数据流量和对外隔离等因素，本系统在SCADA主网架的基础上，按功能划分出RTU通讯处理子网、网络分析子网、通讯服务子网等三个相对独立的网段。& 2.2 1SCADA主网络& SCADA主网采用双100M快速交换以太网连接系统内所有运行设备。主网/子网的合理布局使得系统各功能模块之间的数据流传送得到最大程度的优化，从而保证了整个系统能够以最优的性能运行。& 2.2.2 RTU通讯处理子网& 终端服务器与RTU通讯服务器组成一个独立网段，以交换机作星型连接。RTU通讯服务器对终端服务器传来的数据作预处理之后再通过RTU通讯服务器与主干网的连接传送至SCADA服务器，极大地减少了主干网的网络开销。& 2.2.3 网络分析子网& 网络分析服务器组成一个独立网段，以交换机作星型连接。由网络分析服务器负责与SCADA主系统的数据和服务交互，结果存放在网络分析服务器上，EMS工作站只与网络分析服务器相连。既保证了SCADA系统与EMS系统互不干扰，又保证了主干网不至于因为传送EMS工作站所需的数据服务请求而影响SCADA系统的性能。& 2.2.4 通讯服务子网& 通讯服务器与拨号服务器、10BaseT路由器组成一个独立网段，以交换机作星型连接。由通讯服务器负责与SCADA主系统的数据和服务交互，结果存放在通讯服务器上。中调、县调、基地站和局MIS和远程拨号等服务请求只与通讯服务器相连。保证了SCADA系统与通讯服务系统互不因为传送上述服务所需的数据请求而影响各自系统的性能。& 3 系统功能& 3.1 系统支持功能& 实时/电网设备数据库管理子系统；历史库管理子系统；图形维护管理子系统；事件管理子系统；报表生成与编辑管理子系统；内部网络通讯管理子系统；安全管理子系统；系统监测与维护子系统；打印管理子系统。& 3.2系统应用功能& 前置机数据采集及规约处理；智能切换通道；支持同/异步和数/模信号输入；四遥处理；电度量处理；强大的统计功能；电网事件、报警及事故处理；继电保护定值；SOE、PDR及事故重演；双机备用及自动/手动切换处理；系统时钟同步(GPS)；模拟盘通信；MIS网络连接及WEB发布；历史数据库管理；实时数据库管理；图表/报表编辑、显示；打印管理；远程服务。& 4 系统特点& WINDOWS NT环境下满足并超出部颁标准的SCADA系统功能全集；& 便捷、友好、功能强大的用户维护/操作界面；& 完整的商用分布式关系型数据库SQL SERVER支持；& 开放的系统数据共享；& 完备的应用程序接口；& 与IE浏览器的无缝连接；& 直接浏览通过三级数据网传送的变电所数据和图象；& 前置系统采用标准的终端服务器，扩充性好，可以实现通道之间的软件切换，提高了可靠性；& 系统硬件采用双机、双网、双电源、接入双通道等冗余设计。& 最主要的特点是：& 以符合Microsoft COM标准的组件方式构造而成全部采用WINDOWS COM标准编程，支持Active X和OLE技术。可根据用户需求不断更换老的功能，不断开发新的功能，并可以非常灵活地集成微软WORD、EXCEL和任何第三方的基于COM标准的组件库(如Direct X和TAPI 3.0)。& 功能强大的基于GIS (Geography Information System 地理信息系统)平台下的图形界面，调度自动化系统多项应用集成在INFO MAP电力GIS(COM标准)平台之上，除具备通用的GIS功能外，专业化的图形功能可提供SCADA系统的所有图形显示需要并自然支持图形显示的最新发展如Open GL等标准。& 将GIS作为SCADA系统的图形支撑平台，充分发挥GIS系统在图形方面的强大功能，利用其与数据库系统的无缝连接等专业特点，可以为调度自动化系统中必需的和可能的图形功能需求提供最好的解决方案。& 5 结束语 系统投运以来，各项功能稳定，受到了调度、方式及自动化人员的一致好评。我们有信心认为随着实际应用的深入，它必将对衡水电网的安全、稳定的经济运行发挥更大的作用。
ADSS光缆架设工程工作体会目前用于通讯和电力自动化的光缆架设工程已在全国相继展开，由于各地的地理条件不尽相同，施工方法和措施也各不相同。蓬莱市电业公司架设光缆近300km，没有发生任何安全和质量问题，在ADSS光缆架设过程中，我们总结了以下几点经验仅供参考。 (1)准备工作充分，我们查阅了大量的资料，学习设计说明，制订了ADSS光缆工程的三大措施。为了保证光缆工程施工安全，优质高效。我们抽调各外线班的精干力量，组成了一个由有10年以上线路工作经验的工作负责人7名，登杆技工6人，外雇民工26人的施工队伍，组织他们集中脱产进行了为期4天的学习，学习了《山东电力ADSS光缆架设施工技术规范培训材料》学习了《安规》等，并且进行了考试。考试合格并经烟台市局批准后方可上岗。民工也是我们光缆工程安全、顺利、高效完成任务的一个不可缺少的组成部分，我们公司也专门组织他们进行了2天的专题培训，讲解了架设光缆严格的质量要求，讲解了安全注意事项，努力做到人人都清楚明白光缆工程的质量要求，尤其是带电架设光缆的安全距离要求。配足施工机具和作业器具是保证光缆保质保量完成任务的基础，特别使我们感到受益菲浅的是我们的通讯系统，我们购买了16部对讲机和1部移动式中继插转台，不管是山区，还是平原，都能保证通讯畅通无阻，为光缆工程的顺利完成奠定了基础。 (2)近年来，架线工作最大的困难就是群众工作，在光缆架设过程中，蓬莱市80%以上是跨越苹果园、梨园、葡萄园、樱桃园、麦田，跨越水渠、公路、低压线路、通讯线路、10kV～110kV高压线路，深沟险壑，本身的困难重重，周边的群众又给增添好多难题，针对这种情况我们采取了如下行之有效的措施：第一：由各乡镇供电所所长牵头组织沿线村支部书记开会，说明光缆工程的重要性和必要性，说明我们包赔损失的方法和尺度，让村书记广播通知到村民，在我们施工过程中不阻拦，多支持，多帮助。第二：我们公司专职青苗赔偿员跟班作业，并请供电所派一名村电工配合解决现场突发事件。第三：我们采取只要您们满意，一切事情由我们做的做法，遇到果园我们多搭设跨越架；遇到浇水的麦田、西瓜地我们距离5m搭设一个微型跨越架(用6分钢管1.5m高度，上方呈V字型，具体形状丫)，让老百姓真心理解我们为了减少他们损失的良苦用心，让他们真心体会到我们确实理解他们耕耘、播种的辛苦。第四、发挥众人拾柴火焰高的作用，让施工队的每个队员都基本上了解青苗赔偿的条件和原则，形成一个青苗工作人人都能出一点力的新局面。第五，坚决杜绝外雇民工对老百姓乱说乱讲的现象，以免给青苗工作增添新问题，这一项工作一定要管的紧，罚的狠，一经发现，决不姑息，决不手软。 (3)狠抓安全和质量关，质量是基础，安全是保证，二者缺一不可。为了确保工程质量，①我们公司领导和分管主任跟班作业，光缆工作小组组长和施工队队长正确、合理的选择牵、张场地。根据不同的地形，按照光缆施工的技术要求合理调整张力机的张力。②按照省局的要求，配足工器具，我们把张力机和滑轮有尖角、锐边、毛刺的部位组织人员用粗、细砂纸进行了严格的打磨，直到手感圆润光滑为止。③提前制订详细的作业施工图，制订周密的作业计划，把工作任务明确到每个人，有条不紊，各负其责。哪个部位发生质量问题，直接追究本人和小组长的责任，并且与奖金挂钩，让他们每个人都感到身上有担子，有压力；安全生产是企业的一个永恒的主题。安全生产直接影响到企业的效益；江总书记曾指出：防范胜于救灾，隐患险于明火，责任重于泰山。这充分说明了安全生产对各行各业的重要性，也说明了安全生产可防再防。 (4)针对光缆工程带电作业和空作业的施工特点我们主要抓了以下几点：①加大安全管理力度，公司委派专职现场安全员，我们在坚决执行在带电线路上作业使用第二种工作票的基础上，还制订了220kV线路带电架设光缆现场安全措施票，共分三方面内容，一是注意虎口部位；二是进行风险分析；三是现场安全措施；工作班成员对工作票所列安全措施和现场安全措施票内的虎口部位及安全措施明确后方可签名，工作负责人在落实完成每一项安全措施后方可宣布开工。另外还制订了绝缘传递、牵引绳索绝缘测试情况一览表，为了保证带电架设光缆工程的施工安全，除了对绝缘绳索每天进行烘烤外，每天绝缘传递，牵引绳索开盘前必须进行绝缘测试(用5000V兆欧表，绝缘绳测试长度为0.5m)，作好数据记录并指定专人负责。②安全学习常抓不懈，我们天天召开班前会，三天一次集中学习1小时，学习《安规》、学习事故案例，并针对施工中出现的问题有针对性的进行分析总结，使施工人员能够充分认识到安全的重要性，增强他们的责任感，克服粗心大意，松懈麻痹的思想作风。③齐抓共管，警钟长鸣，仔细分工，层层把关。光缆工程开工前，我们公司光缆领导小组、工作小组的成员在一起把施工方案，施工措施，安全注意事项，事故预想等首先提出来，并分解到施工队的每个小组，施工队队长通过工作小票利用班前会向施工人员讲解安全注意事项，工作任务，并把每个人的施工地段，安全措施详细地写在每张工作小票上，使每个人都能够责任清楚，任务明确。严字当头，一视同仁，进入施工现场必须戴安全帽，停电、验电，挂接地线落实到每次工作中，根据局规局纪，我们又根据此次工程的特殊性，加大了处罚力度，如果发现不戴安全帽，班组长以上50元/人次，一般工人罚款30元/人次，对外雇民工我们也对他们进行强化安全教育，讲安全注意事项和事故案例，发现有不戴安全帽者一次罚款20元，并加罚施工队工作负责人20元/人次。
电动机缺相运行故障与保护分析三相异步电动机两相运行，是引起电动机损坏的常见原因。为什么电动机安装了熔断器保护、磁力启动器附加的热继电器保护、断路器过流保护，都不能很好地对电动机两相运行起有效保护作用呢？ 首先，根据电机学原理，其如接至两相电源，其定子绕组不可能产生旋转磁场，旋转力矩为零，电动机只震动而不转动。电动机在进入两相电源起动时，实际上处于短路状态，其短路电流为三相启动时启动电流的0.866倍，而一般异步电动机启动电流为额定电流的4～7倍，故电动机在进入两相电源起动时，相当于两相短路时的电流为额定电流的3.464～6.062倍，所以上述电流，即比启动电流小，比电动机额定电流大得多。电动机两相启动时，电动机不运转，运行人员会立即发现，而且熔断器也会熔断，因为熔断器的熔断电流一般按下面两种原则选定：对于启动次数少及启动时间较短的电动机，按IH=IZ/2.5选定；对于反复起动及加速慢的电动机，按IH=IZ/(1.6～2)选定。上述两式中，IH是熔断器的额定电流；IZ为电动机三相启动电流。对于运转中的电动机，突然断掉一相电源后，在机械惯性作用下，在某些特定条件下尚可滞速旋转。由于电动机过电流倍数与电动机实际负荷和电动机本身最大力矩倍数K有关。当最大力矩倍数大于2时，电动机将维持两相运行，但转速大大降低，K愈大电动机两相运行时的过负荷倍数愈大。当最大力矩倍数K等于2时，电动机带额定负荷并发生两相运行情况下，电动机的过电流大约为额定电流的3.5倍，此时电动机如果按规定选用的熔断器作保护，熔断器可以熔断，并起保护作用。但是，当电动机只带50%的额定负荷时，两相运行电流大致与额定电流相等。而当电动机负荷在50%额定负荷以上，又在额定负荷以下两相运行时，熔断器就不能可靠地起到保护作用了。正常电动机的启动电流为电动机额定电流的4～7倍。由此可以看出熔断器不可能可靠的保护电动机两相运行。第三种情况是电动机最大力矩倍数K小于2时，电动机将减速停车，直至熔断熔丝。除了熔断器保护，在三相低压电动机保护中，还采用热继电器，作电动机过负荷保护。其动作电流一般选用1.1倍额定电流，考虑备用裕度，以防止电动机的电压变动及环境温度变化而误切电动机，一般是按1.2～1.3倍额定电流选择热元件，依靠热力保护热惯性产生的延时，躲开起动电流。所以由热元件构成的过负荷保护，也不可能可靠保护电动机两相运行。同样对于断路器过流保护，一般按躲开电动机启动电流整定，显而易见，按这样整定值也不能正确的保护电动机两相运行。 关于电动机两相运行的保护问题，近年来各地提出很多方案，基本上可以归纳为两大类：一类是安装电动机一相熔断的信号指示，另一类是利用晶体管构成的负序保护。采用这些方法，也有一定效果，但仍不够完善，因此推广应用还不普遍。为此可以采用双组熔断器，构成比较简单而又可靠的电动机两相保护。方法是用6个熔断器，每两个并联构成三相熔断器保护，每相中的两个熔断器，一个按电动机1.2～1.3倍额定电流整定，另一个按前述熔断器额定电流公式选定。电动机起动时合上后三个熔断器，使电动机正常启动，启动结束后，再合上前三个熔断器，再拉开后一个熔断器，使电动机正常运行。 最后应当指出，大量实践证明，要防止电动机两相运行，只有加强监视，总结经验，注意发现缺相运行的异常现象，及时切除两相运行的电动机，确保电动机的安全可靠运行。
电动机常见故障及原因(1)故障现象：电动机不能起动，而且没有任何声音。原因：①保险丝熔断。②起动器掉闸。③电源没有电。 (2)故障现象：电动机不能起动，有嗡嗡的响声。原因：①电源线一相断线，或保险丝有一相熔断，或电动机有一相绕组断线。②定子与转子之间的空气间隙不正常，使定子与转子相碰。③轴承损坏。④被带动机械卡住。 (3)故障现象：电动机起动时保险丝熔断。原因：①定子线圈一相反接。②定子线圈短路或接地。③轴承损坏。④传动皮带太紧。⑤被带动机械卡住。⑥起动时误操作。 (4)故障现象：电动机起动后转速较低。原因：①电源电压过低。②将三角形接线的电动机接成星形。③定子线圈短路。④转子的短路环、笼条断裂或开焊。⑤电动机过负荷。 (5)故障现象：电动机温度过高，但电流没有超过额定值。原因：①环境温度过高。②电动机通风道堵塞。③电动机油泥、灰尘太多影响散热。 (6)故障现象：电动机在运行中有爆炸声。原因：①线圈暂时接地。②线圈暂时短路。
计算机管理信息系统的应用1 网络系统 随着网络经济的发展，公司在对网络设备和系统选择时，应充分考虑其先进性和可靠性，以保护投资的有效期，同时，也要优先考虑网络的主流产品所具有的优良性能和良好的升级和扩充能力。 1.1 网络系统设计原则 在网络设计过程中，采用实用性、扩充性、经济性等设计原则进行总体设计。 1.2 网络系统的设计方案 结合公司的实际情况及其网络功能的需求，网络系统选型时，采用NT网络系统；局域网络服务器采用Acer Alots9100B,Acer Altos 600专用服务器为办公自动化服务器，网卡统一采用10/100Mbps自适应网卡；远程网络系统担负着远程通讯工作，其重要性不言而喻，因此设备必须具有良好的性能，远程工作站通过高比特率数字环路设备访问公司MIS。 2 系统软件配置 公司系统采用了Client／Server+powser／Server方式的分布式系统软件以保证网络的开放性和互连性。 2.1 系统 Server上运行数据库系统，保存系统数据以达到数据共享，Client上运行通用的、友好的、图形化的用户界面，客户通过界面上的菜单按键钮等发出指令，由Client端转换为标准的数据库取存指令发送到Server执行数据库操作，并将执行结果或出错信息返回给Client方，Server方由WindowsNT4.0操作系统支持，数据库选用SYBASE 11.5；Chient方选用Windows95/98支持，开发工具选用PowerBilder65。 2.2 软件 MIS系统设计采用Client/Server结构，模块化设计，充分考虑到信息共享、数据的安全性、数据的完整性、系统的可维护性及灵活方便的窗口操作综合查询采用B/S结构，方便信息查询，充分利用网上资源，并减少系统的维护量。 3 子系统 3.1 用电管理 用电管理系统主要针对客户中心、供电所的工作内容设计的，是供电企业应用软件中的重要组成部分。 (1) 公司电费核算是通过对电量电费台帐管理、核算制票(发行)、统计、严格守法、档案等内容来进行管理的。 (2) 供电企业受理用户的用电申请，是根据电网的供电能力进行审批和办理各种手续，对用户用电工程进行检查和验收，直至最后装表接电的整个过程。 (3) 电力部门计量管理业务主要包括：电能表、互感器的入库领检、检定、走字、装配、报废等；定期给出资产管理、运行管理、技术档案，五率统计与分析，综合误差管理；辅助计量设备的装、拆、移、换、校等工作传票处理。 3.2 配电管理系统 针对线路工区、修试所等生产部门的工作内容来设计配电管理系统。 (1) 配电设备管理是配电系统中最重要的一个子系统，为系统提供各类设备台帐数据，配电设备台帐管理主要是对配电网10kV及以下的馈线上的所有线路、杆塔、设备及用户进行集中查询和维护；对设备进行调拨与报废管理和对配电资产进行统计管理。 (2) 配电网巡视缺陷检修： 巡视计划自动生成、周期查询周期维护记录分类录入、超期末巡视设备查询、按月季年统计设备、线路的巡视率等；同时巡视、检修、试验时发现的缺陷分类录入；缺陷传递、缺陷分类汇总、缺陷消除情况分类汇总；大小修计划自动生成、检修周期查询维护、检修工时及材料定额、检修工作票传递及验收、检修数据汇总，并具有对线路和设备的运行状态进行分析，做到状态检修；既减少了检修费用，又保证了配电网的供电可靠性。 (3) 可靠性管理及配电评级管理在配电管理中起着辅助的作用。 3.3 生产管理系统 (1) 对设备管理某些环节的信息进行存储、加工、反馈、检查和查询，形成一个有力的管理系统。 (2) 输变电地理信息系统具有矢量地图的输入编辑、放大、漫游、标注、图层控制、测量等功能，具有输电网络图、输电网系统图、变电所一次接线图、单线图等图形处理功能，并将矢量地图对象和具体的输变电设备联系起来，可以灵活方便地定位输变电设备的实际地位置，并在地图上查询和维护输变电设备的属性，方便地进行空间数据统计分析。 (3) 输变电巡视检修主要是针对巡视、缺陷、检修来管理的。 (4) 在输变电评级管理时要使设备处于良好的运行状态是核心任务，正确评定设备的现状，评定设备的级别，从一类率、完好率等指标反映设备运行的完好程度这是重要内容，输变电设备评级管理子系统主要包括变电设备评级和输电线路评级。 (5) 试验管理在电力生产企业中占有重要的地位，无论是在设备生产试运行前还是在设备大修后，都需要对设备进行各种试验，通过对配电网设备的运行试验记录进行维护和分析，从而掌握设备的运行状况，对运行不良的设备进行及时的检修和撤换。 (6) 电压无功管理这个系统主要针对调度工作同时对供电所人员和农电工进行管理。 4 安全管理措施 4.1 安全保密 用户登录入网必须进行身份鉴别，按级别和授权，操作使用数据库信息。 4.2 计算机系统的安全 计算机场地环境与局域网的安全符合国标。 4.3 责任与监督 建立健全管理制度，制定操作规程和工作守则；严格遵守操作规程，爱护设备，磁介质保护完好；禁止使用游戏盘，对外来软盘进行严格检查后才允许使用，防止计算机病毒的侵入。 4.4 数据存储与备份 各子系统中的基础数据随时存储在当前运行系统中而基本档案数据都进行双备份，而加工处理结果作定期备份，备份磁带存放在单独房间，加工处理结果至少在当前系统中保持1年，采用数据库转储并建立日志，以便完整地恢复数据库。 4.5 建立网络安全措施 为确保网络安全运行，采用双机容错技术，同时在网络系统中保留有一定数量的冗余组件，以确保在发生个别故障的事件下能继续其操作，选择合理的RAID级别；安装回叫(callback)调制调解器，以避免从远程位置进行未授权的登录企图，为所有的用户提供病毒防护，每天扫描服务器和工作站，使用所选择的操作系统中可以利用的所有审计跟踪和登录特性，审计跟踪记录系统上每个用户，限制主机上登录帐户的数目，寻找不活动的帐户，将其除去，充分利用成熟的防火墙技术，以控制对敏感系统的访问，保护易受攻击的Intranet服务，使网络管理集中化及安全化。
MIS系统与SCADA系统的连接方式探讨摘要 本文探讨了MIS系统与SCADA系统即调度自动化系统的不同的接口方式，及每个接口方式点的优缺点。 关键词 MIS系统 SCADA系统 连接方式
电力企业的MIS系统是集用电营业管理、生产技术管理、财务管理、人事劳资管理、档案管理等多项管理功能于一体的局域网络系统，它是电力企业实现信息资源共享、无纸化办公的基础。而调度自动化SCADA系统是集变电所端设备RTU与调度主站端设备于一体的数据采集处理系统，这个系统主要是为监视电网的运行、指挥变电所的倒闸操作及事故处理、保障电网的安全服务的。可见，MIS系统与调度自动化SCADA系统的服务对象、网络安全、及软硬件结构都不大相同，但为了实现资源共享、减少投资，MIS系统又应该能够调用调度自动化网的实时数据，这就涉及到MIS系统(简称MIS网)与SCADA系统(简称远动网)的接口问题，下面就两个系统的两种接口方案作一研究以与同行共同商榷。 1 采用网关机的接口方式& (1) 网络结构：由于MIS网与远动网的应用对象和使用范围不同，为了保证运动网既能向MIS网传送数据又不受MIS网的干扰，不应该将两个网直接相连，而是通过网关机将两个网有效地隔离。网关机需安装两块网卡，一块与远动网相连，一块与MIS网相连，远动网只按一定的规约给MIS网送实时及历史数据，由MIS网自己进行处理。 (2) 数据处理方式： 如上述网络结构方式，需要在网关机上安装接口转发程序，将通过第一块网卡接收到的远动网的实时数据根据统一的通信协议进行打包，再通过第二块网卡向MIS网进行发送，同时在MIS网服务器上还要安装数据接收程序，将网关机送过来的数据包进行接收并处理，并把处理后的数据存入数据库。如MIS网工作站想查看远动实时或历史数据，还要在工作站上安装并运行显示实时数据的画面程序，只有通过上述一系列的环节，方能实现MIS网工作站调用远动网的数据。& (3) 接口方式的特点： 此种接口是不同局域网之间常用的连接方式，其特点是既能实现资源共享，又能保证两网互不干扰，确保网络安全。但此种接口方式的投资也比较大，硬件投资只需1～2台微机，关键是软件投资是非常大的，其中包括网关机接口转发程序、服务器接收处理程序、存取远动数据的数据库程序、各工作站调用远动数据时显示数据的画面程序，需大量投资，是一般县级供电企业难以承受的。 2 不采用网关机的接口方式& (1) 网络结构： 如图将MIS网与远动网直接相连成为一个网，IP地址统一分配统一管理，减少了中间环节，提高了运行速度。
(2) 数据处理方式： 此种网络结构无需网关机及接口程序， 在服务器上也无需安装远动数据的接收处理程序及数据库程序，如某MIS网工作站允许调用远动数据，就给该工作站安装经过特殊处理的远动工作站程序，该MIS工作站就成为了一台非正式的远动工作站，它可直接调用远动后台机数据库数据，为什么说它是非正式远动工作站呢?因为给它安装的是经过处理的远动工作站程序，它只能看电网画面及画面上的实时数据，不能查看远动后台数据库也不能进行遥控及运行其他远动工作站程序。 (3) 接口方式的特点： 此种网络连接方式不需其他软硬件，只需将两网直接相连，已无接口可言，实际上已经是一个网了(这种连网方式只适合机器较少的局域网与局域网之间的连接)，只不过是在不同的机器上运行不同的程序，实现不同的功能罢了，这就涉及到网络安全的问题，特别是远动网的安全问题，所以必须采取相应的措施才能保证远动网的安全运行。首先，只能给与调度工作有关的少数MIS网工作站安装处理后远动工作站程序，其次必须统一分配IP地址，而且两网由一个部门统一进行管理，防止互相干扰，对于计算机病毒必须时刻注意控制。
局域网为什么要使用HUB 早期的网络施工，布线困难，一旦设备安装完毕，就难以更改。如今随着技术的改进，新的网络设备应运而生，如中继器、集线器(HUB)、网桥、路由器，都使得设备联网变得非常容易。尤其自1991年，利用双绞线作为传输媒体的10BASE-T标准建立以后，集线器(HUB)的地位就开始变得重要了，就如同电话交换机一样，它扮演着沟通网络和管理网络的双重角色。 (1) 网络集线器(HUB)作为10BASE-T网络的主要设备，它的主要功能是： ①提供多个双绞线或其它传输媒体的连接端口，每个连接端口可通过传输媒体连接一个网络结点，其信号传输机制为点到点模式。 HUB与计算机网卡的连接 ②当某一连接端口接收到网络信号时，HUB将信号整形后发往其它所有连接端口。 ③自动检测碰撞的产生。当碰撞发生时，立即散发阻塞信号以通知其它工作站。 ④当某一连接端口的传输线或工作站发生故障时，HUB能自动将该端口隔离，从而不会影响全网的正常工作。 (2) 目前，厂商所提供的集线器，根据功能来分，有下列三种： ①哑集线器： 哑集线器(dump HUB)仅仅具有中继器对信号整形复制的功能，不具备信息收集和管理的能力，一般用于小型局域网。 ②智能集线器： 智能集线器(intelligent controllable HUB)除了有中继器的功能外，还能收集网络上一些非常基层的信息，如字节、帧和错误信息等，同时智能集线器也可以当作哑集线器来使用。 ③管理集线器： 管理集线器(intelligent SNMP HUB)是具有所谓网络代理的集线器，通常与智能集线器放在一起使用，它能提供网络管理功能。早期的管理集线器和智能集线器是分别制造的，功能单一。现在，大部分的管理集线器都具有智能集线器的功能。
S11卷铁芯变压器的开发制造和应用1　S11卷铁芯变压器的由来 (1)概述： 降低变压器的损耗，提高供配电系统效率，是目前世界各国关注的问题。在整个供电系统中，配电变压器所占比重最大，尤其在农村电网中几乎都是配电变压器，改进其性能，降低损耗指标，对电力系统节能，提高系统可靠性具有重要的意义。由于卷铁芯变压器有其独特的结构优势，它与传统的叠片式铁芯变压器相比，具有重量轻，体积小，空载损耗小，噪音低，机械和电气性能优越，因此，在今后电网建设与改造中，卷铁芯变压器将逐步被推广使用。 80年代末美国、德国、日本相继开发了卷铁芯变压器，最早是使用在电子变压器上，作为复印机、计算机、卡拉OK、游戏机等高档电子产品和医疗产品上，而后逐渐移置到电力变压器上。卷铁芯由硅钢片不间断连续卷制而成，在片形上没有接缝，可降低噪音。开始仅有单相铁芯，以后由单相卷铁芯技术推广到三相卷铁芯制造上来。只要在两个闭路矩形铁芯外面，再用电工钢带绕一个矩形铁芯即可以制成平面布置型的三相三柱式铁芯。它由两个相同的内框和外框组成。三相卷铁芯变压器与单相相比，其损耗和一个噪音的降低都是不足的，但与叠片式的铁芯变压器相比有许多优点。 单相卷铁芯变压器只有一个框，铁芯经退火后，其工艺系数仅为1.05。三相卷铁芯变压器一般采用三相三柱内铁芯形式，铁芯经退火后，其工艺系数可达到1.15～1.2。 卷铁芯变压器的制造过程主要由硅钢片的纵剪、铁芯卷制、铁芯真空退火、线圈绕制、器身绝缘装配、产品总装配等工序组成。 (2)国内S11卷铁芯变压器的状况： 90年代中期我国自行开发了卷铁芯工装设备及制造技术，90年代后期我国一些生产厂家也分别从日本、瑞典等国家引进卷铁芯的工装设备和技术。 卷铁芯变压器的铁芯是由厚度小于或等于0.3mm冷轧的硅钢片,纵剪成不同宽度的条料，连续不断卷制（中间没有接头）成长方形的框架，又由于硅钢片的宽度形状不同，绕制成型后其断面是不一样的。这样卷铁芯又可分为两种：阶梯型和R型。 阶梯型卷铁芯变压器和R型卷铁芯变压器，它们都具备卷铁芯变压器的优点。但它们之间又有不同，如硅钢片的利用上，梯形的要比R型的高，磁阻方面梯形的要比R型的大一些，体积上R型的要比梯形的略小，至于其他方面都不好一概而论，都有待进一步去改进工装设备，改进生产工艺，改进设计思路，而逐渐显示出各自的优势来。 目前我国生产S11卷铁芯变压器的厂家不过十几家，大部分是生产阶梯型的厂家，R型的生产厂家不过有几家。卷铁芯变压器的产品除了供给国内用户外，有的厂家产品已销往国外。 卷铁芯变压器的生产，目前我国主要集中在10kV电压等级，最大容量800kVA已通过鉴定，1250kVA、1600kVA已经试制成功。 目前电力部门采购的卷铁芯变压器以315kVA及以下的容量居多。 (3)我国卷铁芯变压器同国外产品空载损耗指标比较： 比日本三菱公司变压器：空载损耗降低21.8% 比日本大阪变压器：空载损耗降低10.3% 比日本东芝变压器：空载损耗降低39% 比意大利变压器：空载损耗降低39.6% 比挪威变压器：空载损耗降低36.5% 比比利时变压器：空载损耗降低21.2% 比德国变压器：空载损耗降低11.6% 由上可知，我国目前生产的S11卷铁芯配电变压器在空载损耗方面在国际上具有领先地位。 2　S11卷铁芯变压器结构特点及工艺 (1)卷铁芯变压器结构特点及工艺： 三相卷铁芯变压器的铁芯结构是由两个长方形其断面为内凸的铁芯和包围在两个铁芯外的其断面为外凸的铁芯组成。为了避免硅钢片在卷制时过渡损伤，铁芯窗口四角应为圆角（一般圆角半径大于4mm）。 卷铁芯变压器将冷轧硅钢片（厚度≤0.3mm）纵剪成不同宽度的条料，在铁芯卷绕机上进行卷制。 阶梯型卷铁芯操作工艺：将所需不同片宽卷料钢带张紧在放料架上，拉下末级片穿过张力装置待用。在卷绕机轴上固定好模具，保证模具断面跳动再允许的公差范围内。取第一级片固定在模具上，适当调整张力，慢速转动两周后放下机头上的压辊，便可自动绕制。卷完第一级后，剪断第一级片，抽出第二级片与第一级对中，用第一级末两周压住第二级片头进行绕制。如此重复上述操作，直至完成单框内铁芯。在绕制三相外铁芯时，先将两个已卷好的内铁芯组合固定，同时测量尺寸符合要求后，再将其固定在卷制机上卷制外铁芯。 铁芯卷制成型后，为了防止在退火时高温变形，用整型机整形并用专用工装将铁芯夹持好，放进退火炉（最好采用真空充氮退火炉）按照设定的程序利用计算机控制温度曲线，自动达到降低空载损耗的目的。退火最高温度为860℃。退火过程中要在适当温度下充进氮气，以防铁芯氧化。卷铁芯经良好的退火处理后，能彻底消除内应力，磁路各处均无高磁阻存在，故空载电流可大幅度下降，工艺系数仅为1.05左右。 (2)线圈结构特点及工艺： 卷铁芯变压器高低压线圈是在铁芯柱上直接绕制的。因此，只能采用层式或螺旋式线圈。该线圈一般不做浸漆处理，所以层间绝缘全部采用菱格点胶纸，高低压间主油道采用半油道帘式撑条结构，以保证油道间隙均匀。 线圈绕制过程，首先把卷制合格的铁芯固定在专用的绕线机上，并在铁芯上绕一层紧缩带。然后将两半齿轮安装在铁芯柱上，齿轮铜套与铁芯的定位要固定好，靠手柄调整两个主动齿轮与绕线齿轮，使其为最佳啮合，并保证两端齿轮间距符合绕组轴向尺寸要求。 在立式绕线机上绕制三相卷铁芯变压器，一般先从最上面铁芯A柱(项)开始。首先裹上内纸筒，然后用白布带将纸筒收紧固定在两端绕线齿轮的凸台上，绕线机应转动灵活。低压扁铜线的绕制按设计要求，包好出头绝缘（注意线圈绕向），将线圈首头固定在齿轮上。开始绕制时，采用普通线圈&8&字绑扎法将起始扎端绝缘绑扎好，并沿圆周均匀加放4～5根轴向拉紧收缩带。绕制时收缩带与线匝交替上下位置，边绕边拉紧，使线匝紧实平整。绕制末端最后一匝时，确定好出头位置点动倒车，同起头方法包扎出头绝缘，并将端绝缘与末匝仍用&8&字绑扎法绑好（低压线圈首头、末头预留长度都是压在预留的端绝缘处）。低压线圈绕完后，应测量线圈外径，看是否符合要求。然后，按图纸要求放置高低之间油道绝缘，继续绕制高压线圈。高压线圈绕制方法与叠片式线圈绕制方法基本相同，这里不再介绍。A柱(相)线圈绕好后，上移铁芯，依次绕制B、C相线圈。整台线圈绕好后，用专用吊具把器身平放到装配平台上，抽出首头和末头，放进端部绝缘并压紧。借助吊具将铁芯起立，装配铁轭绝缘，上好铁芯夹件，压紧线圈轴向（注意铁芯不要压得太紧，否则会增加铁芯损耗）。卷铁芯变压器的器身装配后成为一个牢固的整体，能耐受较强的短路电流引起的电动机械力。此外，为了防止线圈受潮，绕制好线圈后应及时进行器身装配。从绕制线圈到总装配整个操作过程，对退火后的铁芯要轻拿轻放，并配有必要的工装吊具等，以保证铁芯不受较大的振动，尽量避免装配过程中铁芯损耗增加。 (3)卷铁芯变压器工艺性能： 应用特殊夹件进行器身装配，以保证优于叠片式铁芯的抗短路能力。卷铁芯在生产线上进行卷制，不需横剪设备，消除了由人工叠片、叠装、拆插上铁轭造成的质量波动。线圈不用套装工序，器身装配只需线圈轴相紧固，不需要对铁芯装配紧固，工序大为简化。就卷铁芯变压器生产工序而言，它比生产同样的叠铁芯变压器可减少5～6道工序，因此生产效率较高，质量较稳定可靠，很少受人为因素影响。 3　S11卷铁芯变压器的技术特点 S11型变压器卷铁芯打破了传统的叠片式铁芯结构。卷铁芯变压器是一种低噪音环保型、高效节能的配电变压器，与传统叠片式变压器相比较，有 以下七个显著特点： ①硅钢片连续卷制，铁芯无接缝，大大减少了磁阻，空载电流减少了60%～80%，提高了功率因数，降低了电网线损，改善了电网的供电品质。 ②连续卷绕充分利用了硅钢片的取向性，空载损耗降低20%～35%。 ③卷铁芯经退火工艺后，其导磁性能可恢复到机加工前的原有水平。 ④卷铁芯结构成自然紧固状态，无需夹件紧固，避免了因铁芯加紧力所带来的铁芯性能恶化，损耗增加。 ⑤卷铁芯自身是一个无接缝的整体，且结构紧凑，在运行时的噪音水平降低到30～45dB，保护了环境。因此，很适合于建筑物内和生活区安装使用。 ⑥卷铁芯节约加工材料，硅钢片无横剪工序，边角废料少，材料利用率比S9型叠铁芯变压器高，在同容量下，铁芯重量大约下降10%左右，节约了原材料，性能价格比有较大提高。 ⑦卷铁芯生产加工机械化程度高，生产效率比叠片铁芯生产率提高约2倍。 卷铁芯变压器的缺点：一是铁芯退火工艺要求较高；二是铁芯卷绕和线圈绕制需要专用设备；三是铁芯和绕组维修较困难。 目前国内采购的卷铁芯变压器主要是315kVA及以下容量。 2000年，国家电力公司农电工作部、成套设备部、电力机械局联合召开了S11卷铁芯变压器应用研讨会，明确各地可根据实际情况推广使用。
SN9农用节能变压器开发与应用SN9系列农用变压器是由吉林省电力科学研究院与吉林省电力有限公司农电部等单位联合开发研制的节能型变压器产品。该产品适合低负载率地区使用，其最大特点是：在与S9型变压器制造成本基本相同的条件下，用于负载率小于50%的地区，可减少运行损耗。经计算当负载率为20%时，SN9-50/10的变压器比S9-50/10变压器总运行损耗降低15.3%左右。目前吉林省农村电网建设与改造工程中已广泛采用。 在电网整个线损中配电变压器的损耗占较大比例，降低配电变压器的损耗是降低电网线损的有效途径。经调查大多数农村电网中的变压器长期处于轻载或空载状态,在负载率较低的农村电网中使用S9型变压器不能充分发挥其应有的节能效果。因此，针对农村电网负载率低的特点，开发出与S9型变压器成本相当的、适合农村电网低负载率场合使用的系列变压器，应用到城市电网和农村电网建设与改造中，达到了投资一定，运行成本降低较大的效果。本系列农用变压器的开发具有以下创新： (1)充分考虑农村电网负载率： 为了掌握农村负载率的情况，我们对部分地区进行了调查，结果表明：吉林省乡镇企业较发达的地区，年负载率最大也不会超过15%，一般年负载率在6%～9%；吉林省农业地区，年负载率最大不会超过6%，一般年负载率在3%左右。考虑到发展的因素，吉林省农村电网的负载率在相当长的一段时期内不会超过20%。长春市扬家线的负载率在18%左右。因此，农用变压器技术条件的编制、系列设计、技术经济分析等，均采用20%的年负载率进行计算的。为吉林省农村电网负载的发展留有足够的空间。 (2)农用变压器的损耗参数的设置： 通过进行农村电网负载率的调查，结合变压器性能参数的优化设计，以与S9型变压器制造成本持平做为约束条件，以保证损耗比值、最低运行损耗为目标函数。确定了SN9系列变压器的技术条件。其中空载损耗较S9型变压器降低了约20%～25%，负载损耗较S9增加了约10%，使损耗比（负载损耗/空载损耗）提高到7左右。其它性能参数保持了S9型变压器的性能参数。本技术条件的采用使SN9变压器在50%以下负载率的条件下较S9型变压器都是节能的，且负载率越低节能效果越明显。 (3)先进的设计技术： SN9系列农用变压器，除了在性能参数上具有上述特点，在产品设计上也采用了新的结构技术和设计方法。利用CAD进行优化电磁计算，在规定的性能参数要求内达到经济指标最优；充分发挥了系列设计的优势，考虑了标准零部件的采用和互用，提高了原材料的利用率；在结构设计中重点考虑了农用变压器的使用环境，提高了农用变压器的过载能力、抗过电压能力；提出了重点工序的工艺要求，既保证了农用变压器生产工艺技术与S9型变压器的接轨，又保证了生产工艺技术的先进性。 (4)全密封技术： 在开发普通型SN9系列变压器的基础上，开发了SN9-M型产品。与普通型变压器相比，全密封变压器的可靠性、使用寿命、运行维护等方面占有明显优势。SN9-M在内部结构上采用了简单有效的器身防松、固定方式，采用新型结构的波纹油箱。另外在密封胶件防紫外线、油箱膨缩特性等采取了特殊的结构，保证了全密封变压器膨缩器的膨缩量能满足变压器油在-40℃～+85℃之间温度内体积的变化。目前许多全密封变压器忽略了膨缩特性的校核、没有控制注油温度，使全密封变压器的实际膨缩量超过了油箱膨缩器的弹性变形范围，导致了油箱的开焊、膨胀器的永久变形。在进行全密封变压器设计时，不但要使油箱的散热面满足温升要求，更重要的是还要使油箱的膨缩量能满足所用油在125℃温差范围内体积的变化量。通过对全密封变压器油箱的膨缩特性进行试验研究，建立校核膨缩量的计算公式，使设计、结构、工艺成为有机的整体。SN9-M全密封农用变压器就是在进行了上述试验研究的基础上开发的。 目前吉林省农村电网已有11000余台SN9农用变压器已在44个县（市、区）的农村电网中使用。最长的已运行两年半以上，迄今为止没有一台烧损。目前投运的约40万kVA的SN9变压器，经计算已节电约200万kW．h。 虽然SN9农用变压器是根据吉林省农村负载率情况而开发的，SN9-M是根据北方环境温度而进行设计的，但也适用于其它类似地区。
调度自动化系统中厂站与调度端数据接口的调试方法1 概述 随着城网与农网改造步伐的加快，新上了一大批综合自动化变电所，往往要求在短时间内解决厂站数据向调度端发送，调度端向厂站端下发校时和遥控(或遥调)命令，这一调试过程涉及到厂站端设备、通道、调度端设备三个环节，往往要花许多时间或许多次反反复复试验才能解决问题，或许得不到满意的结果，我根据多年来的经验，总结了一套解决厂站、通道、调度端配合调试的方法，能快速、准确地判断故障所在，解决这一棘手的问题。 2 原因分析 (1)厂站和调度端的数据都是以报文的形式经通讯通道进行传输的，这一过程要经过厂站通道调度端几个环节，其中任一环节出问题，都将会中断厂站与调度端的连接，中断厂站与调度端的数据传输。 (2)厂站与调度端的通讯协议(规约)是否一致，是否按安全的标准写出的规约，这一项也是数据能否被对方接收的关键问题之一。 3 解决厂站、调度端数据接口的方法 (1)波形、指示灯的粗略判断，也是最初判断。按图纸把厂站、通道、调度端的信号线联接好，把电源打开，看厂站、调度端的收、发指示灯是否已亮，表示收、发信号线已经接对，再看调度端是否已经可以收到厂站端的遥测、遥信等数据，若能，说明一切顺利，通道挺好；但一般是不会这样顺利的，往往要分别判断故障点，判断是厂站、通道还是调度端的故障，再分别解决，具体的方法是：①判断厂站端：用示波器(表)在厂站端测量厂站所发的波形是否正常，正常波形一般为正弦波(模拟信号通道)或方波(数字信号通道)，无杂波或少杂波。②判断调度端是否正常：用示波器(表)在调度端测所发的波形，在不发对时和遥控命令时，波形为一稳定的正弦波(模拟信号)或无波形(数字信号)，在发对时或遥控命令时，波形为一调频的正弦波(模拟信号)或一变化的方波(数字信号)。③判断通道是否正常：在厂站端将调度端的发信号短接到收(也即自发自收)，在调度端测试收的波形是否与发的波形发生了变化，若变化大，说明通道有问题，否则正常。一般来说，经过以上三个环节的波形检查，厂站向调度端上传遥测、遥信信息是没多大问题的，但调度端向厂站下发对时、遥控(调)命令时，往往会出现问题，不能对时，遥控(调)不能返校，这种情况就要转向下一步报文判断。 (2)报文判断。有了第一步的工作，要解决不能从调度端实现遥控(调)、对时问题，仅从波形判断又不行了，又要从报文能否正确收、发着手分析，具体方法如下：①判断厂站端设备：在厂站端将所发的报文短接返回到收，看报文能否自发自收，能，说明厂站设备没问题，否则应加以解决；②判断调度端设备：在调度端将端子上的发信号短接到收信号，即自发自收，看自发报文能否收到，能，说明设备(包括服务器、前置机、网络等)没问题，否则，应加以排除故障；③判断通道是否正常：可以在调度端或厂站端将对侧的报文通过通道返回接收，我们就以在厂站端将调度端的发信号在厂站与通道间短接到收信号，在调度端看能否将自发的报文收回，若能，说明通道正常，否则，应加以排除故障；当然不管是①或是②步判断，厂站端、调度端的通讯协议(规约)、波特率等设置首先一定要一致。到此为止，只要以上三个环节都没问题，在能收到厂站端的遥测、遥信的前提下，遥控、对时也就没多大的问题，具体试试能否实现遥控(调)、对时也就行了，一般到此就结束了。 4 效果 按照上述方法调试厂站、调度端的数据接口，能在较短的时间内找出问题所在，很快地把厂站的遥测、遥信等信息向调度端传送，调度端能把遥控(调)、对时命令下发到厂站端，解决了综自变电所建设时间紧、任务重的问题，用以前一个所的调试时间现在就能调试多个所，也使以前未能解决或无从下手的问题得以顺利解决，提高了工作效率和质量，为保证电网调度自动化的安全、稳定、经济运行提供了保证。
阜南县电力通信网的建设规划及运行管理根据目前调度管理体制，阜南县管辖范围内的变电所15座，但通讯方式单一，无线电台已经报废，6座变电所以电力载波方式提供通信需要，其余变电所只有一条市话通信。由于农电网分支较多、T节点多设备安装不完全，以及输电线路的运行方式常常变化等因素，使载波信号衰耗大，并且不稳定，电路质量达不到要求。线路出现故障时可能造成通信中断，严重影响调度生产。依靠市话既不经济也不及时，因此必须在一次系统快速发展的同时，加快同步建设县级通信网。 根据我县电力通讯网规划目标，在今后10年期间，将完成数字通信网架的建设，形成县级主干通信网架，组成电力专用程控交换网及通讯调度中心，尽快建成一个先进的、使用灵活的数据通信网，有计划地实现综合业务数字网的长期目标。 ①建设县级电力系统数字通信网，为电力系统的生产、调度、管理、防汛提供多种电话信道，并为继电保护、远动自动化和计算机系统提供多种非电话数据信道。 ②县级作为地调的下属机构，在地调实现光纤网的前提下，县调作为地调的一个内部用户，在电力传输网内统一等位编号。 ③十五期间将对近距离的几个变电所实现光纤通讯，其余全部实现扩频+帧中继方案，最终将全部实现光纤通讯。 建设中具体实施步骤： (1)扩频+帧中继： 无线通信适宜于小区域通信系统建设，见效快、建设周期短等优点，帧中继技术在通信领域的应用，是扩频技术在电力通信网中有着更好地使用方面的优点。比如：深话音压缩技术、全动态信道分配、强大的网关功能等优点，是我们的首选方式。 在县调设置一台400线调度行政合一的交换机，与帧中继设备采用E1数据中继连接，与电力载波采用二线环路中继方式连接；与电力系统专网采用E1数据中继连接，在电力专网内统一等位编号；与电信局采用二线环路中继方式连接，在调度功能上对同一个调度对象的不同通信方式采用通键、同号、迂回方式。 (2)电力载波通信： 由于电力载波投资少、见效快、经济，仍是目前采用的一种主要通信方式。但随着光纤、微波等通信技术的发展，电力调度自动化及一些非通话业务，对电路的传输质量、网络的语汇功能提出了更高的要求，由于电力载波受到频率、容量等的各种局限，该方式不能用来组建通信网络，十五期间将全部改造成数字载波。 (3)光纤通讯： 通信技术和制造技术的高速发展，理想的通信方式将成为现实，光纤通信方式以飞速发展的趋势进入市场。而其中架空地线复合光缆OPGW，自承式光缆ADSS和缠绕式光缆GWWOP这三种方式在电力系统很有发展潜力，