【关键词】提高配电网可靠性
【中图分类号】TM72
【文献标识码】A
【文章编号】1672-5158（2012）12-0310-02
前言：
西华县电业局成立于1973年2月，属国有中二型企业，下设19个职能部室，20个供电所，13个变电站，1个多经公司。境内有13座变电站，其中110千伏变电站2座，主变3台，总容量111.5兆伏安；35千伏变电站11座，主变18台，总容量91.15兆伏安；35千伏输电线路15条，总长141.303千米；10千伏线路74条，总长1229.602千米；配电变电压器2026台，总容量180.927兆伏安。
供电可靠性管理是一种全电力行业的全面安全和全面质量管理，它反应了一个供电企业的电网状况、供电水平和管理水平的高低，直接决定着企业的经济效益，因此西华县电业局始终把供电可靠性管理工作作为整个管理工作的重中之重，特别是今年是我局建设省级一流供电企业的考核年，我们不断加大可靠性管理力度，建立健全供电可靠性管理体系，成立供电可靠性管理领导小组、供电可靠性管理网络。每月定期召开指标分析会议，组织、指导、总结、分析可靠性管理工作。制订供电可靠性管理工作计划，保证供电可靠性管理年初有计划、季度有分析、有措施、年终有总结。同时制订《供电可靠性管理规定》，明确各部门在可靠性管理工作中的标准和职责，充分发挥各单位管理人员工作的积极性，保证供电可靠性目标的实现。
一、西华电网特点及存在的问题
西华县现有乡（镇）19个，35千伏变电站有11座，一座35千伏变电站带有多个乡（镇），如：庞集站供有西华营、聂堆、东夏、田口四个乡镇；王金庄站供有大王庄、李大庄两个乡镇；清河驿站供有清河驿、皮营、东夏、田口四个乡镇。导致10千伏供电半径长、线损高、电压质量差等问题出现。近期西华县工业电力大中用户猛增，随着县委、政府一系列招商引资优惠政策的出台，投资环境得到了有效的改善，再加上大广、商周、永登三条高速公路穿境而过，形成东有大广、西有京珠、北有永登、南有商周的交通网络，西华县的地理优势逐渐凸显。富士康集团、大用集团一些大宗型企业已落户西华，南关板厂二期逐步投产，面粉厂、纺纱厂在西华星罗棋布。2012-2014年间将是西华经济高速发展期，电力需求更加旺盛。
调度运行中心作为完成供电可靠性目标重要执行部门，面对西华电网结构发展缓慢，网架结构薄弱，部分导线线径小、分段不合理。而且电源点少，分布不均匀，单挑线路供电半径长、负荷重，线路故障造成停电用户多、面积大，严重影响供电可靠性。因此对计划停电实行精细化管理和科学安排运行方式为我们完成供电可靠性目标主要手段。
一）转变观念，遵循确保安全前提下能不停电作业的项目不安排停电
近几年，由于农网改造，计划停电次数较多，时间较长，加强计划停电管理对供电可靠性的提高是很有必要的。
1）各单位凡涉及供电可靠率指标的各种停电工作，由生产技术部于每月22日将各检修单位申报的下月检修计划向调度运行中心报送，调度运行中心运方人员根据年度计划、当月系统用电情况、供电单位上报的资料进行综合分析和平衡，于每月24日编制出下月调度检修计划，在局月度生产例会上讨论，生产技术部报请局主管生产局长批准后下达执行。
2）安排年度检修和月度检修计划时，尽量做到开关与线路检修同步，一次设备检修与二次设备检修同步，变电站电源进线开关与该站其它的检修、消缺、清扫工作同步，避免重复停电现象发生。从而有效提高了供电可靠性，实现计划停电管理的规范化、标准化、制度化。
3）编制月度检修计划要统筹兼顾，在保证安全的前提下今最大努力提高供电可靠性，我们采取“一小、一少、一短”停电原则。
a）“一小”即停电范围小：如线路检修，根据检修地点选择配合停电的线路开关（对单电源辐射式的农网线路，按照负荷分布情况，在主干线路上装设23台开关，在大支线首端安装线路开关，将线路分为若干段），可缩小停电范围。如出线开关保护整定调试工作，过去为了工作方便，停一段母线扩大了停电范围。如今为了提高供电可靠性，制定计划时采取分路停电，这样就缩小了停电范围。同时也减少了停电时间。
b）“一少”即停电次数少：对于任务单一、可以推迟停电的工作要缓停以便于其他部门协同工作，做到“一线停电多处干活、一家申请多处工作”，优化停电施工方案，最大限度地减少重复性停电、缩短计划停电时间，提高供电可靠性。
c）“一短”，即停电时间短：统筹安排设备计划停运，几个施工任务能配合的单个不予停电审批原则，对计划停电时间实行精细化管理和严格控制，编制计划时要严把时间关，对时间较长的工作要向检修单位询问清楚，在保证安全前提下，尽量缩短停电时间。
加强停电计划的合理性、周密性。各基层单位在安排生产计划时，坚持计划停电“先算后停”；另外，在停电计划申请批准后，能够转移负荷的应预先制订安全、可靠地转供电调度预案，以减少停电造成的缺供电量。同时，对重复性、临时检修、超时检修等各项指标进行考核，使可靠性考核力度大大提高。
4）严格控制非计划停电和临时停电，认真执行《临时停电管理制度》，原则上不允许临时停电，如遇非停不可任务，申请单位必须经过主管部门生产技术部调运运行中心主管局长层层审批方可进行，且无论何种原因，都将根据考核奖惩办法对申请单位给予处罚，维护了《停电检修计划》的严肃性，有力遏制了随意进行非计划和临时停电的势头。
二）加强基础工作的管理，2010年初，我们对西华电网的线路、变压器等主要设备、10kV线路的柱上开关和刀闸进行详细的核实和统计，以西电文件下发了《关于重新命名西华电网输配电线路名称和10kV线路开关和刀闸名称的通知》，对西华电网的输配电线路、10kV线路柱上开关重新进行了命名，出台了10kV线路柱上开关操作及管理办法，有效地遏制了私拉线路开关的行为。
三）加强线路巡视，进行配网设备评级管理，能尽早发现设备故障并进行消除，减少停电事故的发生，是提高供电可靠性的另一条途径，也是配电运行部门日常进行的重要工作。为此我们编制了西华县电业局设备评级管理办法，对10kV线路及10kV配电设备、配电变压器、台架进行评级。评级周期为一季度一次，每季度初对上季度进行设备评级工作，先由运行单位进行自评，向后向生产技术部、安全监察部、农电管理中心、市场营销部、供电所、配网中心联合评定，对于农村低压电力设施（配电室、低压线路、下户线、表箱），评级周期为每年一次，一般安排在夏季事故高发期进行，由运行单位自评后，再向配网中心、农电管理中心上报，并由安全监察部、配网中心、农电管理中心、市场营销部、供电所联合评定。
四）不断提高电网装备水平，积极采用免维护或少维护设备
我局在近几年的电网改造中，逐步将变电站35KV油断路器更换为SF6或真空断路器，10KV断路器全部更换为真空断路器，并在新增的10KV线路分段开关中普遍采用真空开关，减少了维护次数。同时根据避雷器试验周期短的特点，将变电站10KV出线避雷器全部更换为可投切式避雷器，更改了以前避雷器试验必须对线路进行停电的历史。
二、提高对供电可靠性重要性的认识。做好统计分析工作。
在日常管理中，我们重点突出“严、细、实”，严格管理、细化责任。为减少停电时间，严格规定了临时停电审批手续，加大考核，严格落实“零点工程管理办法”。在严格执行“操作五制的同时加快倒闸操作速度，对停电检修工作时间进行控制，也是减少实际停电时间的有效手段。为此，调度、变电值班人员提前准备，严格按照计划时间操作，采取有效措施尽量缩短线路停电操作与许可工作中的间隔时间。工作结束后，工作负责人迅速向调度部门汇报工作终结，调度员在接到工作终结汇报后，尽快安排恢复送电。目前已实施的：线路工作应在工作负责人在现场验电接地后方能许可工作，送电前半小时提前通知操作人员到达操作现场，以便减少为外停电时间等措施经实践证明效果明显。
专人分析当月的可靠性完成情况，既分析供电可靠性指标、计划检修、协调停电、故障停电和重复性停电晴况，又分析故障原因，故障设备以及电网调度、运行操作、检修工作中存在的问题，汇总后交由生产技术部统一协调处理。
三、加强基础资料的积累和完善
为编制运行方式、检修计划和制定相关生产管理措施提供详实、准确的决策依据，同时也为西华电网可靠性评估提供计算依据。
四、重视各部门之间的配合
可靠性管理不是单独一两个部门的工作，要广泛参与到配电管理、新增用户送电方案审批、停电计划会签与审核、计划外停电的批准、城农网改造设计等各项工作中去。
五、开好电网安全分析会及时汇总并把好的建议上报主管领导
例：1、针对树线矛盾突出的地方，更换绝缘导线；2、在变电站装设小电流接地选线装置，在线路上安装故障指示器，缩短故障查询时间；3、积极进行职工业务技术素质培训，提供职工事故处理的水平；4、为城区重要10kV线路的符合调整提供变更方案等。5、依靠科技进步逐步实现输、配、变设备的状态监测和状态检修。
六、积极配合市公司、局生产技术部对西华电网结构进行优化改造。提供运行灵活性。
1）2011年12月，西华110千伏田口变电站投运后，解决了西华东工业园区聚集地的加速建设和大项目的陆续进驻，特别大用集团、景兴制衣、凯鸿鞋业、富士康等项目的相继人驻后现有供需矛盾，大大缓解了该区域在迎峰度冬期间的供电压力，提高了供电可靠性。
2）35KV庞集、叶埠口变电站扩容改造工程于今年9月底完工，该工程对庞2#扩容改造，庞2#变由3150KVA扩容为10000KVA，叶埠口变电站新增一台容量为6300KVA主变，由原来的单台主变改造为两台主变，由原来3150KVA扩容为9450KVA，进一步提高了西华电网东北区域和西南区域电压质量和供电可靠性。
3）度夏前及时修复城网柱上开关、刀闸，工作期间为了保证供电的可靠性，前期进行负荷转移，确保改造期间对用户的可靠供电。
【关键词】电力系统；配网自动化；技术
引言
随着电力事业的迅速发展，用户对供电质量和供电可靠性的要求越来越高。配电网络作为电力市场的末端环节，面临的压力尤为突出。近年来，我国配电网络进入新一轮的改造，这给配网自动化带来前所未有的发展机遇。配网自动化就是利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理的现代化。随着国民经济的高速发展和改革开放的深入，电力用户对电能质量和供电可靠性的要求越来越高，电压波动和短时的停电都会造成巨大的损失。因此，需要结合电网改造在配电网中实现配电自动化，以提高配电网的管理水平，为广大电力用户不间断地提供优质电能。
配网自动化的基本原理是将环网结构开环运行的配电网线路通过分段开关把供电线路分割成各个供电区域。当某区域发生故障时，及时将分割该区域的开关跳开，隔离故障区域，随后将因线路发生故障而失电的非故障区域迅速恢复供电，从而避免了因线路出现故障而导致整条线路连续失电，大大减少了停电范围，提高了供电可靠性。
一、电力系统配网自动化的技术分析
（一）配网自动化的技术原则
1)可靠性原则
实施配网自动化的首要目标是提高配电网的供电可靠性，因此配电网络必须具有可靠的电源点(双电源进线，备自投、变电所自动化)、具有可靠的配电网网架(规划、布局、线路)、具有可靠的设备(一次智能化开关，二次户外FTU、TTU)、具有可靠的通信系统(通信介质、设备)、具有可靠的主站系统(计算机硬件、软件、网络)。
2)分散性原则
由于配电网的地域分布性特点，建立配网自动化系统希望功能分散、危险分散，采用具有智能的一次设备(如重合器)，故障可就地解决。对于县级规模的配电网，复杂性并不高，提高可靠性供电，通常双电源即能满足实际要求。为进一步提高整体系统的安全可靠性，主站软件功能分散，以SCADA为主体的实时监控功能独立运行，以GIS(地理信息系统)为主体的在线管理功能独立运行，电网分析计算功能独立运行，各功能间内核(数据库、微内核调度等)一体化设计，保证信息的可靠、高效、优质共享。
（二）配电自动化的合理规划
配网自动化的基本原理是将环网结构开环运行的配电网线路通过分段开关把供电线路分割成各个供电区域。当某区域发生故障时，及时将分割该区域的开关跳开，隔离故障区域，随后将因线路发生故障而失电的非故障区域迅速恢复供电，从而避免了因线路出现故障而导致整条线路连续失电，大大减少了停电范围，提高了供电可靠性。
（三）配电设备的选择
要做到利用计算机网络和通信技术，实现对配网正常运行的控制、检测和故障时的快速处理(故障检测、故障定位、隔离和非故障区的恢复供电)以及配网的生产管理、设备管理的自动化，正确的设备选型是关键。在配电自动化系统中，配电设备应包括一次设备――配电开关，二次设备――馈线远方终端(FTU)、配变终端单元(TTU)等，以及为一、二次设备提供操作电源和工作电源的电源设备。
实施配电自动化，必须以重合器、分段器、负荷开关等具有机电一体化特性的自动配电开关设备为基础，在架空线路上作为分段和隔离故障用的开关应该具有免维护、操作可靠、体积小和安装方便的特点，并且能适应户外严酷的环境条件。馈线远方终端(FTU)用于采集开关的运行数据、控制开关的分合，为了达到“四遥”功能，必须具有通信功能。配变终端单元(TTU)用于采集配电变压器低压侧的运行数据，控制低压电容器投切用于无功补偿，通信的实时性要求低于FTU。需要特别注意的是，配电设备都在户外布置，其工况条件恶劣，必须达到特定的运行环境要求，否则实施配电自动化不但无法提高供电可靠性，还会降低供电可靠性。
（四）通信系统建设
通信系统是电力系统与配电网终端设备联接的纽带，电力系统与终端设备间的信息交互都是通过通信系统完成，因此必须有稳定可靠的通信系统，才能实现配电自动化的功能。通信方式有：光纤通信、电力线载波、有线电缆、无线扩频、借助公众通信网等多种。配网自动化的通信具有终端设备多，单台设备的数据量小，实时性要求不同的特点，因此应因地制宜，根据当地环境和经济条件确定合理的通信系统，同时要考虑调度自动化通信系统的建设。
（五）配网主站建设
配网主站是整个配网自动化系统的监控管理中心，其功能包括SCADA实时监控、GIS(地理信息系统)在线管理、电网经济运行分析等，主站框架要突破传统的单一调度自动化系统C／S模式，以P―P―C／S―B／S一体化架构，充分体现分布式网络的管控一体的综合集成系统特点，计算机网络与软件平台技术充分体现功能与开放，并提供与异构系统跨平台接口，与调度、负控、MIS、CIS等自动化子系统实现无缝集成。
二、开关设备的选型
开关设备作为配网自动化的关键设备，为实现控制中心和各分段开关进行数据通信，要求控制开关、断路器不仅具备远方的遥控操作和数据信息通讯等基本功能，同时还要具备独立、完善的操作电源系统。为获取负荷电流、过载电流及短路电流量，达到遥信、遥测、遥脉等功能，要求开关内置CT和PT等电气设备，作为判断过负荷、各种故障电流的电气元件。目前，具备上述功能的断路器的代表型号为ZW8-12型户外真空断路器。
三、控制中心与各开关(断路器)之间的数据通信网络
配网自动化对通信系统的可靠性和通信速率要求很高，也是配网自动化建设的主要瓶颈。目前我国部分地区完成的配网口自动化的通信方式大都采用载波通信、无线通信和光纤通信等几种形式。从相关的配网自动化建设和运行的经验来看，这几种形式中，无线通信和载波通信受到很多因素的制约，不是十分稳定，但投资较少，适合小区域的城镇配网自动化。
四配网自动化实用化模式
根据故障处理的具体形式，配网自动化可以分为分布智能模式和集中智能模式两种。
（一）分布智能模式
分布智能模式是指现场的开关(断路器)具备自动故障判断隔离及网络重构的能力，不需要通信与主站系统参与。主要有电压时间型(根据变电站保护重合闸到再次出现故障电流的时间确定故障区域)和电流计数型(根据开断故障电流重合器动作次数确定故障区域)两种。其主要设备是FTU结合断路器或负荷开关构成的具有重合功能的分段开关。
此类方法的显著优点是成本低，不需要主站参与。但受原理的局限，不可避免地具有以下缺点：(1)故障处理及供电恢复速度慢，对系统及用户冲击大：(2)需改变变电站速断保护定值及重合闸次数：(3)同一线路上、下级重合器动作缺乏选择性。
此外，网络重构后需改变重合器的整定参数，多电源多分支的复杂网络，其参数配合困难。并且故障点后面的分段开关的重合闭锁要依靠检测故障时的异常电压来作为闭锁条件，而故障情况不同，异常电压特征也变化较大，因此闭锁条件较复杂。
综上所述，这种方法仅适合于网架结构比较简单，主要是双电源供电的“手拉手”线路，以及不具备通信手段或通信条件不完善、可靠性较低的场合。
（二）集中智能模式
集中智能模式是指现场的开关(断路器)将检测的故障信息上传给主站，由主站根据配电网的实时拓扑结构，按照一定的算法进行故障定位，下达命令给相关FTU、开关(断路器)跳闸隔离故障。此后主站通过计算，考虑网损、过负荷等情况确定最佳恢复方案，控制开关(断路器)完成负荷转供，这种模式的特点是适用于任意结构的配电网，并且可以处理一些特殊情况(如多重故障)。
由于主站的故障处理算法是在酉己电网的实时拓扑结构基础上完成的，因此，即使是多电源复杂的网络同样适用，并且时间上几乎相同。
这种模式能适用于架空线路、电缆线路(包括环网柜方式、开闭所方式)。它具有以下特点：(1)作为电网调度自动化的一个子系统，能满足电网调度自动化的总体设计要求，其配置、功能包括设备的布置都能满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的要求。(2)能够将开关(断路器)的开关量和电流、电压等实时数据上传到调度主站或控制中心，并且能够对其进行遥控操作，具有很好的上行和下行通信功能。(3)与继电保护的整定、重合闸、备自投等配合，系统本身具有自动判断故障点和自动切除故障点的功能，能够将故障范围缩小到最小程度。(4)系统的正常运行方式和故障时的运行方式能够实现自动最优化，调度灵活，也可以根据调度员或者操作员的指令(检修状态下的运行方式)选择预定的运行方式。(5)能与配变计量监测终端及电压无功补偿装置相兼容，实现配网的VQC电压无功自动控制功能。故集中智能模式是配网自动化较先进、高级的模式。
关健词：配电网电力系统可靠性
中图分类号：TM64文献标识码：A文章编号：1674-098X（2012）12（c）-00-01
配电系统一般来说在电力系统中处于最末端，直接与用户联系，主要包含配电站、馈电线路、断路器、隔离开关等设备，因此配电系统的可靠性评估不仅关系到配网规划的优劣对比而且关系到电力系统的供电能力和电能质量。随着大量分布式发电技术使用和特殊用户的接入系统，新型的供电方式加入到电力系统日益广泛。各种类型的分布式电源和非线性大量接入配电网，使得配电系统结构发生了巨大的改变，对配电系统的运行产生了重大影响。应用模糊故障树数学方法建立由大量不确定因素组成的结构层次清晰明了的配电系网具有直观表达的优势，通过计算配电系统可靠性指标，从而对配电系统进行整体综合评价。
1配电系统可靠性指标
1.1系统平均停电频率指标
每个由配电系统供电的使用用户在单位时间内的平均停电次数，以用户的停电次数与系统所供电的总用户数之比来表示，即：
1.2系统平均供电可用率指标
1年内使用用户不停电的时间总数与使用用户需求供电的时间总数之比，即：
时间。
1.3系统平均停电持续时间指标
每个由配电系统供电的使用用户在1年内的平均停电持续时间为：
1.4用户平均停电持续时间指标
1年内被停电使用用户的平均停电持续时间为：
1.5总电量不足
配电系统在1年中因停电而造成的使用用户总电量损失为：
2影响配电网可靠性因素
2.1内部因素
（1）线路：线路因素包含线路非全相运行、倒杆、瓷瓶闪络、线路接地、单相或多相、短路。
（2）配变：配电变压器主要故障主要有铁芯局部短路或烧毁，变压器绝缘损坏；配变套管对地击穿或放电；变压器分接开关触头放电或灼伤；变压器线圈间短路、对地击穿放电、断线。
（3）断路器、分段开关：开断关合类故障、操作机械性能差、绝缘性能差。
（4）电网组成：网架结构满足不了安全标准，不能可靠、快速地切除故障，保持系统稳定；当突然失去任一元件（线路或变压器）时，电力负荷转移、转供的能力差；线路间互联能力差。电源供电能力：电源不能满足负荷要求，负荷过大时需要切负荷。
2.2外部因素
（1）气候因素：系统发生故障的概率在恶略气候下要比有利气候下高，气候因素中对配电网供电可靠性影响是大风、雨雪天气，但最主要的是雷害事故。
（2）检修因素：作业停顿时间与复杂程度，这些都与技术有关。检修计划是否合理；检修人员技术能力；检修人员与调度人员、运方人员配合是否默契。
3配电系统评估建模步骤
本文应用模糊故障树建树步骤如图1所示。
模糊综合评价包含六个基本要素：（1）评价因素论域R.R代表模糊综合评价体系中各评价分子指标所组成的要素集合；（2）评价等级域U。U代表综合评价体系中所选评语所构成的集合，实质功能起到是对被评价物体变化区间的划分原则；（3）模糊关系矩阵X。X是对单个因素评价的结果，即单个因素的模糊向量集，模糊综合评价体系所综合的各对象组合就是矩阵X；（4）评价指标权向量S。S代表综合评价体系内各个评价的子指标在被评价物体所占的重要程度，它在物体综合评价中用来对矩阵因素X作加权处理；（5）合成算子。合成算子合成X和S所使用的综合计算方法；（6）评价结果量B，它是对每个被评价对象综合状况分等级的程度描述。
4配电系统可靠性算例分析
以台州某10kV配电系统为实际算例，检验算法的有效性。台州某10kV配电网主线路有工业负荷6个、商业负荷1个、居民负荷11个；支路1有工业负荷3个商业负荷2个、居民负荷5；支路2有工业负荷3个、商业负荷2个。
5结语
本文从综合分析配电网可靠性基本概念的角度切入，在对配电系统可靠性指标和选用配电系统可靠性评估的方法综合分析的基础上，比较后采用模糊故障树法建立系统可靠性评估元件数学模型。然后在研究组成配电系统设备内部故障及外部故障所服从的数学概率分布基础上，最后计算出配电网可靠性的实际指标，根据所得到的指标对配电系统可靠性进行
分析。
参考文献
[1]陈亮.中低压配电网的自动化系统[J].中国现代教育装备，2008（6）.
关键词：全电子微机联锁；远程监测；集中控制
中图分类号：G434；U284-4
至2013年，莱钢铁路已经由建厂初期的一个编组站发展到了围绕铁水物流运输，大宗货物到达和外发的7个独立车站，每个车站都有一套独立的微机联锁控制系统和相应的铁路运输操控人员以及设备检修维护人员。莱钢特钢站的建设投入，由于其地理位置特殊，设备少、作业量和作业方式比较单一，为节约人力资源我们研究应用了“铁路信号远程控制技术的研究与应用”项目，以解决微机联锁、微机监测设备远程控制及生产维护等各方面的问题，从而降低铁路运输生产成本。
1新技术开发应用条件
1.1莱钢铁路运输控制系统现状
莱钢铁路运输控制系统经过近20年的发展，已经完成了由继电联锁系统向计算机联锁系统的全面升级改造。计算机系统的投入使用，也使铁路运输控制系统具备了各种联网条件，可以使微机联锁系统、微机监测系统等具备了远程控制的硬件基础。
1.2全电子微机联锁系统在特钢站投入使用
全电子化的微机联锁系统是一种新型的车站信号控制系统，其最大特点是：实现了车站联锁设备“执行层”的完全电子化、智能化、网络化。全电子化的执行机能与各种具有分布式网络功能的联锁机结合，构成全电子化微机联锁系统，具备了远程控制的接入条件。
1.3稳定可靠的通信网络
无论是联锁系统还是监测系统都需要具备可靠的网络连接；为此，我们对系统的局域网进行研究，并对双链路双环网自动切换网络规划设计，解决了网络连接稳定可靠的问题；同时对电力供电和系统防雷进行研究，为系统的可靠运行又增加了一层防护。
2系统的研究与应用
2.1全电子微机联锁系统
针对继电器式微机联锁系统存在接口柜配线多，易发生混线、混电故障，且故障时原因复杂，故障排除时间长等原因，提出用电子化执行电路替代继电器组合的新型全电子联锁系统。全电子执行单元采用全电子电路，由具有不同功能的各种电子模块组成，电子模块按照转辙机，信号机，轨道电路等不同类型的控制与采集对象按完全独立的单元模块结构研究设计，每个模块相对独立，电子模块本身具有命令执行、表示采集、动作监测、故障保护等功能。
2.1.1系统结构
（1）道岔模块。道岔模块采用特殊的直流控制方法，从根本上保证道岔不会出现误动作，从而能保障关键器件在道岔动作期间无损坏；模块在采集室外道岔表示电路中设置第三级防雷措施，从而提高模块本身的稳定性；对道岔所需电源结构进行简化，对其配线结构进行简化；对模块关键器件实行闭环控制，实现智能判别电路，从而有效防止室外转辙机中二极管短接、反接，并能监测室外电缆短路、断路故障；保证道岔正常动作次数大于10万次。
对道岔模块还设计监测系统的数据监测功能，根据模块设置的位置编码进行监测寻址，从而给监测系统提供相应的监测数据。道岔监测编码示意图如下：
图1道岔监测编码示意图
道岔监测编码采用8421编码方式，接口柜中从左到右，依次从1开始编码，每层最多从1到11。
（2）信号模块。信号模块包含七显示进站模块、五显示进站模块、四显示两方向出站模块、四显示单方向出站模块、三显示出站模块以及两显示调车模块等。信号模块在判断到室外信号故障时，可以先于联锁机进行信号降级显示，缩短故障设备运行时间，符合“故障―安全”原则；模块对输出电路进行闭环控制，保证在电路出故障的时候能够及时有效的切断电路，使其故障―安全；模块在信号采集电路中有一定的防雷保护措施，提高模块的安全性和可靠性。
（3）轨道模块。轨道模块集成了高灵敏轨道电路的设计思想，极大提高了轨道电路的分路灵敏度，减少了轨道电路分路不良情况的发生。模块中的双CPU采用多种不同的算法进行运算、相互校验，并将计算结果通过硬件级别逻辑“与”关系输出，对输出结果进行闭环控制，保证输出结果一致，提高了模块的安全性和可靠性；模块在信号采集电路中设置第三级防雷措施，增强抗雷电冲击能力，提高了模块本身的稳定性；一个轨道模块可以管理两个受控对象（轨道区段），体积比较小、设备紧凑、节省空间。
模块的输入工作电压为DC24V，轨道变压器输入AC220V50Hz，调整状态：轨道电路受电端电压≥9.2V；分路状态：轨道电路受电端电压≤6.5V。
轨道监测采用十位旋转编码开关，拨码时只旋转箭头即可。每个轨道模块中的两路轨道依次连续编码，每层编码从1到22。第一路轨道编码值计算：SW2的值*10+SW1的值；第一路轨道编码值计算：SW4的值*10+SW3的值。
（4）零散模块。零散模块应用于64D半自动闭塞、道口、照查场间联系等联系电路；在信号采集电路中设置第三级防雷措施，提高了模块本身的稳定性；防护电路对输出级进行闭环控制，在模块自身发生故障时，对外部设备进行保护，提高模块的安全性和可靠性；采集电路可根据室外送电情况设置采集电流方向；模块中两路信号通过双断模式送往室外，提高其安全性及可靠性。
2.1.2安全性、可靠性
各电子模块设计均按照避错、容错原则设计，采用二取二逻辑结构，所有功能电路包括处理器均为双冗余配置。关键器件选用了具备欧标安全认证的安全性器件。除此之外，通过使用可信测量技术、不经过处理器运算的硬件级快速反馈保护技术以及动态驱动技术进一步保证了模块的安全性和可靠性。
2.2微机联锁远程控制技术研究
在大H型钢站中新增特钢站远程集中控制设备，新增操作机2台（用切换装置进行操作机主备转换）、大屏显示器一台等其他设备。特钢站与大H型钢站通过专用的光纤传输方式进行远程集中控制。
远程控制是建立在以光纤为通讯介质的双以太网的基础上。两条网络完全电气隔离，采用光纤交换机进行网口与光口的转换，两条网络即使一条出现故障，也不会影响系统的正常运行。系统软件采用双网络并发通讯软件包，从而实现了从软件到硬件的热备冗余，保证操作机与联锁机之间的通讯稳定和可靠。同时还设计采用了环形网络结构，环形双网络分别一路经新铁区站送至大H型钢信号楼，另一路经西外环电缆径路通往大H型钢信号楼，通过对两站的交换机参数设计实现在一路网络故障后能自动切换至另一路双网线路。
3应用效果
系统投入使用以来运行稳定、可靠、既节省了劳动力资源，又提高了作业效率，为莱钢以后的铁路运输运营模式改革提供了技术支持。
参考文献：
[1]吴有明.通航信号远程控制及视频监控技术的研究[J].西部交通科技，2013（15）：73-77.
引言
为保障光纤通信网络畅通，减小阻断损失，必须对网络进行切实有效的维护。与传统手工维护方式不同，光缆保护系统是一种智能化的光缆维护解决方案，它同时具备了故障监测、预警告警、自动切换保护、应急调度等控制保护功能，可在不影响正常通信的情况下对光缆状况进行实时监测，在发生光缆故障时能立即将通讯链路自动切换到备用光缆上，保证通讯链路的持续畅通。
光缆保护系统必须常年不间断运行，对突发光缆故障要以毫秒级速度进行通信信道切换保护。因此，光缆保护系统的首要设计目标就是使系统做到反应快速、稳定可靠。光缆保护系统的软件运行于保护设备中，负责实现光缆监测和自动保护功能，针对系统运行的环境特点和功能要求，软件必须围绕着保证系统运行的快速性和可靠性进行设计。
1快速性和可靠性的软件设计
1.1软件设计的硬件基础
硬件是软件运行的载体与基础，与软件设计紧密相关。光缆保护系统在硬件电路上采用最优化的soc设计方案，在一定程度上减小了软件代码长度，降低了软件设计的复杂程度，相对提高了软件的可靠性。
图1为soc设计方案的硬件电路原理框图，硬件电路主要由电源供电电路、光电变换和对数放大电路、单片智能转换器soc、cpld译码及控制电路、控制及指示电路等组成。其中，软件驻存于单片智能转换器soc内，负责数据采集和处理及对电路进行控制；光电变换和对数放大电路负责将输入光信号转换为电压信号供adc采集；cpld译码和控制电路负责地址译码及光开关驱动控制；控制及指示电路负责人机接口及运行状态指示。
图1硬件电路原理框图
单片智能转换器soc是硬件系统的核心，除mcu内核外，内部还集成了众多功能电路。soc片上集成了62k字节非易失性闪速/电擦除rom，256字节的片内ram及2k字节的扩展片外ram，4k字节非易失闪速/电擦除数据存储器，如此容量的存储器能满足大多数场合的应用。soc片上集成了一个采样率高达420khz的高性能的8通道12位自校准adc，可胜任大多数的数据采集工作。soc片上还集成了双路16位pwm输出、wdg看门狗定时器、tic定时间隔计数器、3个定时器/计数器、串行端口(spi、i2c、uart)，非常方便功能扩展。另外，soc片上还集成了锁相环（pll）电路和可编程时钟分频器，使用外部32.768khz晶体，由片上锁相环可产生高到16.78mhz的时钟频率，通过分频器进行分频，可为用户系统提供合适的工作时钟。如此高集成度的单片智能转换器soc本身可看作是一个高性能的数据采集系统，使得硬件电路上无需额外设计诸如数据采集、程序存储、数据存储、定时器、看门狗复位等电路，极大降低了电路设计的复杂度，同时也相应减轻了软件设计的难度，提高了软件的可靠性。
1.2软件设计
光缆保护系统的核心任务就是实时监测通信光缆传输功率的变化和快速可靠地自动进行光开关切换。由于保护速度要求为50ms，光开关切换需要占用10～20ms，数据采集和处理的速度则应控制在30ms以内。为此，要求软件设计做到数据采集和处理的快速性和光开关切换的可靠性。
光缆保护系统在软件设计上将数据采集速度的目标设定为1ms，以实现光缆的实时监测。为做到这一点，首先通过软件配置soc使其工作频率达到16.78mhz，以高达0.06us的指令执行速度来保证软件运行的快速性；其次，使soc片内集成的adc以高达420khz（即单次转换时间最大为2.38us）的采样率进行数据采集。由于adc转换速率较高，soc必须在2.38us的极短时间内将数据读出并存储于数据区，以便后续处理，否则下一个采样数据有可能丢失。若采用常规的中断方式读取大量的转换数据，则跳入中断服务子程序会耗时较多，无形中延长了数据采集和处理的时间。为快速稳定的获取数据，最后，在软件上将adc设置为dma工作模式，使其可以在无需软件指令干预的情况下，自动进行连续转换并将捕获的采样值直接置入外部数据空间，这样即可以节省时间，又能保证数据的可靠性。
在光缆保护系统中，当adc被设置为dma工作模式时，对片外数据存储器的设置如图2所示。
图2dma工作模式下的片外数据存储器设置
其相对应的adc初始配置代码如下：
voidinitadc(void)
{
unsignedintxdata*p;//指向片外存储器的16位整型数指针
//ch2
p=0x0000;//片外数据存储地址赋值
*p=0x2000;//adc转换通道设置
//ch2
p=0x0002;*p=0x5000;
//tempsensor
p=0x0004;*p=0x8000;
//ch3
p=0x0006;*p=0x3000;
//noconversion
p=0x0008;*p=0x3000;//无效转换
//stopcommand
转贴于
p=0x000a;//片外数据存储地址赋值
*p=0xf000;//转换结束指令设置
......
}
图2中，从外部数据存储器地址0x000000h开始，根据数据采集量的多少安排一定大小的连续地址空间用于存放数据。每连续的2个字节存储一个数据，其中低位地址的高4位须预先写入转换指令（如通道号、停止指令），写入的通道号由adc自动取出，控制adc自动切换到相应的通道进行数据采集，采集到的数据由adc自动写入对应地址的剩余12位。
光缆保护系统在软件上采用dma模式进行数据采集，即实现了采集数据量大，又实现了采集速度快的要求，也既保证了功率监测的实时性，又保证了监测数据的可靠性。
光缆保护系统在软件设计上要求做到可靠切换光开关，也就是既要防止光开关在系统非正常状态下错误切换，又要保证使在系统正常状态下能可靠地切换。为此，经过多次试验后，光缆保护系统确定了以光开关路由保持设计和固定脉宽的脉冲发生器设计为核心的光开关可靠切换方案。
为了使系统在意外掉电/上电时仍能保持通讯链路的畅通，光缆保护系统设计采用了带锁存功能的以脉冲方式驱动的光开关，并且只有软件发出正确的密码”控制信号，硬件才产生使光开关切换的驱动信号，这样当意外情况发生时，系统就不会因收到错误的指令而错误切换光路由，光开关始终处于正确状态，路由将得到保持。与光开关路由保持设计相关的软件流程图如图3所示，该设计确保了光开关不会发生错误切换，因而增加了系统运行的可靠性。
图4光开关切换（下转第60页）
（上接第47页）为使光开关可靠切换，就必须对其赋予合适的脉冲驱动信号。光开关切换时一般都需要一定宽度（10～20ms）的驱动脉冲，该脉冲若过窄则不能保证切换成功，若过宽则易烧毁光开关。若通过软件延时的方法，在soc相应管脚上直接模拟一个脉冲信号来驱动光开关，其控制非常不可靠，这是由于其它中断信号容易干扰延时，使光开关切换不正常，而且软件延时也会无端耗时，影响数据处理的速度。考虑到光开关必须不受干扰的可靠切换，光缆保护系统在软件上设计了独立控制方案，其软件流程图如图4所示，在cpld内部设计了一个固定宽度的脉冲发生器，当soc根据光开关的当前状态确定对特定地址发出切换的密码”指令信号时，cpld接收到信号，立即激活内部脉冲发生器，通过内部计数器计数进行精确定时，在光开关驱动管脚产生固定宽度为15ms的脉冲信号用于切换光开关，由于脉冲宽度固定，光开关切换不受任何干扰，故切换非常成功。
1配网通信系统的要求
配网自动化系统就是利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理的系统。通信系统是配网自动化系统中的重要系统。配网自动化系统要通过可靠的通信手段，将控制中心(主站)的控制命令下发到各执行机构或远方终端，同时将远方监控单元(RTU、DTU、TTU、FTU等)所采集的各种信息上传至控制中心(主站)。通信系统的好坏很大程度上决定了配网自动化系统的优劣。为满足配网自动化的要求，通信系统必须满足以下要求:
(1)通信的可靠性。(2)通信的实时性。(3)通信的双向性。还要考虑通信系统的建设费用、系统的可扩充性、使用和维护的方便性。
随着GPRS无线通信技术的发展，为配网自动化的通信系统提供了新的解决方案。
2GPRS系统概述及特点
GPRS是通用分组无线业务(GeneralPacketRadioService)的简称，是在现有GSM系统上发展出来的一种高效、低成本的移动数据通信业务。GPRS系统具有以下特点:
(1)永远在线。(2)高速传输。(3)组网简单、迅速、灵活。(4)按流量计费。
3GPRS无线通讯系统的组成
GPRS无线通讯系统由远程终端、数据传输网络、监测中心三部分组成。
(1)远程终端:
远程终端位于配电网联络、分段开关等设备位置，通过RS-232/422/485接口直接连接到开关上，实现对开关参数的采集、存储、预处理，经过TCP/IP协议封装加密后，通过内嵌式GPRS模块将数据发送到GPRS网络最近的BSS移动基站，通过GPRS网络传送至监控中心，实现设备和监控中心系统的实时在线连接。同时，远程终端还可将监测中心发送的遥控指令传给开关控制模块，对开关进行控制操作。
(2)数据传输网络:
远程终端采集的数据经处理打包后转换成在公网数据传送的格式，通过GPRS无线数据网络进行传输。GPRS网络通过SGSN(ServingGPRSSupportNodeGPRS服务支持节点)、GGSN(GateGPRSSupportNodeGPRS网关支持节点)设备与GPRS运营商路由器连接。GPRS运营商路由器与监控中心通过DDN数字数据网专线连接。
(3)监测中心
监控中心服务器申请配置固定IP地址，采用GPRS运营商提供的DDN专线，与GPRS网络相连。数据传输到监控中心后对接收的数据进行还原处理。
4GPRS可以满足配网自动化的要求
根据配网自动化对通信系统的要求，下面从通信的可靠性、实时性、双向性讨论GPRS无线通信方式是否能满足配网自动化的要求。
(1)通信的可靠性。
目前，GPRS无线通信方式已在电力系统中大量应用，如配电变压器综合测试系统、负控系统。大量的实践表明，GPRS无线通信方式的可靠性完全能满足可靠性的要求。
(2)通信的实时性和双向性
GPRS网络接入速度快，支持中、高速率数据传输，可提供9.05—171.2kbit/s的数据传输速率(每用户)，能在0.5—1秒之内恢复数据的重新传输。
二、配网中TMR的应用
电网电能量目前基本采用人工读表、现场读表及部分远方拨号等传统方式采集，然后人工汇总、统计、分析、计算，效率低，不便存储、分析、应用，用电、计划、生产等部门所需的各种电量数据不完整、不及时，给各级领导和部门的分析和决策造成困惑。
建成电网电能量计量计费系统(TMR)后，可实现如下转变:
1、统一电网电能量的采集，保证全网电能量数据同源一致，避免重复投资和交叉管理。
2、电能量全过程自动采集、处理、存储、输出，减轻了用电、计量、计划、调度、负控等部门的劳动强度，为各级领导、部门提供及时、准确的服务(网上监测、查询)。
3、用电异常监测:可实时监测电能表的运行状况，通过综合分析处理，可实现用电异常告警(防窃电)。
4、可完成电量数据的分析:可按不同费率不同时段完成各类电能量的计量计费。
三、胜利油田滨南TMR系统两种方案的比较
滨南电力于2000年实行专业化管理，出口线路现归滨南采油厂维护管理。滨南配网计费系统(以下简称TMR)最早建立于2002年。当时为了采集线路出口电量，采用电能采集器采集变电所所有线路的电表电量，电台传输方式。分别在变电所安装东营万达厂家电表和东方电能采集器，电流取自线路所装断路器，一部分电表由于断路器的PT损坏造成电表读数不正确;电压取自变电所出口所装的一个三相五柱PT，另一部分电表由于变电所线路所属不同的母线，电压电流相序问题而导致电表没有读数。
1、方案的提出
为了进一步完善TMR系统，实时监控变电所出口电量，对配网TMR系统做如下方案:
方案一:在各条线路出口安装高压计量。高压计量由组合PT，电能表，通讯模块三部分组成。
主要原理:由通讯模块采集电能表数据向配网TMR系统发送数据。
估计发生费用:线路条数(65)*高压计量单价(1.5万元)=97.5万元
安装示意图如下
主要原理:由电能表计量每条线路开关的PT、CT，再由电能采集器采集电能表数据向配网TMR系统进行转发。
估计发生费用:变电所数(12)*采集器单价(4万元)+电能表(0.4万元)*线路总数(65)=74万元
三相五柱PT8台*单价(0.6万元)=4.8万元
总计78.8万元
安装示意图如下:
2、两个方案的比较
(1)调试工作:使用的电能采集器的电表需要与线路出口开关的PT以及CT有直接联系。并且关系到变电所相序问题以及CT精度问题，所以方案二的调试工作难度大。
(2)故障处理:方案一由于每条线路安装高压计量，不可避免的造成事故率的上升(组合PT的烧坏等)，但是由于高压计量组成简单，能够比方案二更快的对故障进行处理，且其它的非故障线路的电表数据传输不受影响。
(3)数据准确性:方案二中由于线路出口开关老化，不能保证计量CT的准确性。并且，由于电表是由采集器统一采集，大大增加了数据的误码率。该方案最大的问题在于一旦出现问题一个变电所的所有线路的电能都无法采集。
(4)可靠性比较:方案二由于涉及采集器通讯、电能表接线以及线路开关接线等多方面技术，降低了正常运行的可靠性。而安装高压计量，比较直观简单，一条线路出现问题，其它非故障线路不受影响，运行可靠性大大增加。
(5)费用比较:根据上面所计算费用情况，安装高压计量的费用与安装采集器的费用相对要多。
四、结论及建议
通过以上分析认为，线路出口安装高压计量是简单可行的，数据传输和数据准确率也得到保证，所以建议在各线路出口安装高压计量。
参考文献
