欲望的点滴精选(九篇)

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第1篇：欲望的点滴范文

[关键词]接地方式；供电可靠性；探讨

一、中性点接地方式与配电网防雷保护

对配电网而言由于网状的电网结构，遭雷击概率大，再加上配电网的绝缘水平低，不但直击雷能造成危害，感应雷也能造成危害。经对大量的配电网运行状况进行调查和研究分析证明配电网中性点接地方式对配电网雷击跳闸率有较大的影响，主要反映在雷击时绝缘子的故障建弧率上。

（一）对地绝缘方式对防雷保护的影响

配电网中性点对地绝缘系统又分为两种情况：

1.电网电容电流较小，小于绝缘子的自然熄弧值11.4A。当线路绝缘子经雷电过电压闪络，因雷电流的波长极短（微秒级），故雷电流过后，工频续流即电网的电容电流小于熄弧临界值，能在电流过零时可靠熄灭，不会形成稳定的持续接地电弧，因而电网的故障建弧率较低。当然在雷电电流较大，过电压较高，把绝缘子击穿时则另当别论。

2.电网电容电流较大（大于11.4A）时，当线路绝缘子在雷击时闪络，在雷电流过后由于工频续流大，能形成持续的接地电弧。接地电弧的持续燃烧对周围空气进行离解，能发展为相同短路和多回线短路。所以配电网中性点对地绝缘系统当电容电流大于11.4A时，由于雷击过电压使电网的故障建弧率高，因而雷害事故较高。

（二）小电阻接地方式对防雷保护的影响

配电网中性点经小电阻接地一般配零序保护，由于中性点经小电阻接地时，接地故障点电流大（可达600~1000A），在雷击绝缘子闪络时一般都会造成线路跳闸，使配电网雷击跳闸率升高。

（三）消弧线圈接地方式对防雷保护的影响

配电网中性点经消弧线圈接地分为经固定消弧线圈接地和经自动消弧线圈接地两种形式。固定消弧线圈由于调谐上的困难现已逐渐淘汰，取而代之的是自动消弧线圈。自动消弧线圈由于能实时检测电网电容电流、调整补偿电流。使补偿后的残流小于10A，所以当线路绝缘子在雷击闪电时，在雷电流过后能把工频续流控制在10A以下，使其不能建立持续燃烧的接地电弧，控制了配电网的雷击建弧率，因而有效地控制了配电网的雷击跳闸率，降低了配电网雷害事故。这已为大量的运行经验所证实。

二、中性点接地方式与配电网内过电压

配电网内过电压一直受到人们的重视。配电网发生频率最高、危害最大的是铁磁谐振过电压和弧光接地过电压，这两种过电压的产生及幅值与配电网中性点接地方式有很大关系。

（一）对地绝缘方式对配电网内过电压的影响

中性点对地绝缘，电网中电磁式电压互感器由于磁饱和可引起中性点位移，由于参数的配合不同可能产生工频谐振，也可能产生分频或高次谐波谐振，过电压的幅值最高可达3UΦ（相电压），可引起绝缘弱点击穿，避雷器若在此期间动作，会因熄不了弧和过电压时间长而发生爆炸。另外，若产生分频谐振，虽然过电压幅值不高（2UΦ）。但由于谐振频率低，互感器的阻抗小，以及铁芯元件的非线性特性，使电压互感器励磁电流大大增加。这时，容易使用电压互感器的高压保险熔断，或使用电压互感器严重过热、冒油、烧损、爆炸，因而造成较大的危害。

（二）小电阻接地对配电网内过电压的影响

配电网中性点经小电阻接地可有效抑制电压互感器磁饱和引起的铁磁谐振过电压和断线谐振过电压，能把弧光接地过电压限制到1.9 UΦ以下。因而配电网经电阻接地尤其是小电阻接地方式，能有效地抑制电网内过电压。

（三）消弧线圈接地方式对配电网内过电压的影响

中性点经消弧线圈接地，在零序回路中消弧线圈的感抗与电压互感器的励磁电抗是串联关系，而消弧线圈的感抗要与电磁式励磁电抗是并联关系，而消弧线圈的感抗要比电磁式电压互感器励磁电抗小得多（相差几个数量级），因而电磁式电压互感器励磁感抗也就被消弧线圈的感抗所制约，电网中因电磁式电压互感器的磁饱和引起三相不平衡，就不会产生铁磁谐振过电压，其消谐效果是任何形式的消谐器所无法比拟的。

三、中性点接地方式与配电网供电可靠性

配电网的供电可靠性与中性点接地方式有很大的关系。当电网电容电流较小时采用中性点对地绝缘方式，简单、经济，大多数瞬时性接地故障都能可靠消失，电网的供电可靠性也较高。中性点经消弧线圈接地，特别是经自动跟踪补偿消弧线圈接地时，大多数瞬时性接地电弧都能可靠熄灭，不会发展成永久性的接地故障。即使发生了贯穿性的击穿也会与接地电流小而使绝缘损坏的程度轻、便于维修，所以对提高供电可靠性是有利的，同时也减少了开关设备的维修工作量。由于故障电流小，对通信线路的影响也较小。

四、结论

1.对电网电容电流小于10A的配电网，宜采用中性点对地绝缘方式，因为这种方式简单、经济，且供电可靠性也较高，采用这种方式时要注意消除铁磁谐振过电压。

2.对电网电容电流大于10A的架空、或架空与电缆混合线路宜采用自动消弧线圈接地方式，因为这种方式能降低电网故障建弧率、消除铁磁谐振过电压，有效抑制弧光接地过电压，大大提高供电可靠性。

3.小电阻接地方式虽然能有效地防止电网铁磁谐振过电压，抑制弧光接地过电压，但因瞬时接地故障时接地故障电流的放大关系对防雷电过电压不利，降低了供电可靠性，加大了开关维护工作量，只有在配电网络备用线路完善、自动装置健全、而又对内过电压由特殊要求的电网才可考虑采用。

参考文献：

第2篇：欲望的点滴范文

关键词：智能调度 主变经济运行 无功优化 可视化

地区电网智能调度系统是调度自动化系统的有力补充，它集电网智能监视预警、电网状态评估、辅助决策、电网经济运行、操作校核和可视化展示功能于一体，主要目的在于帮助调度员监视电网运行状态，对当前运行的电网进行分析，对调度员的操作进行验证，最终减轻调度员的工作压力，提高电网调度的安全性和经济性。

根据有关资料的估算，在发电、输电、变电、配电、用电的各个环节中，全部的电能损耗占发电量的30%左右。电网经济运行就是指电网在供电成本率低或发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。电网经济运行中降损的主要措施有：设计时降低损耗，选用节能型设备；合理安排各种电力设备的运行方式，保证其经济运行；优化网络结构，合理地设计和改善电网的布局、结构；合理选用变压器容量，避免人为地浪费；合理配置电网无功补偿及补偿容量；简化电网的电压等级，降低网络损耗；合理调配变压器的并列与分列运行方式，保证变压器经济运行；要根据电网实际潮流变化及时地调整运行方式。临沂电网智能调度系统主要从主变经济运行、电网运行方式的调整、电压无功优化三方面进行电网经济运行的分析和可视化展示。

4、结语

智能优化调度系统是智能电网建设的重要组成部分，本文对临沂电网经济运行的措施进行分析，并且把经济运行的分析结果在智能优化调度系统可视化平台上展示。通过三维可视化平台的展示，使相关使用人员能够直观、快捷的得到厂站内主变经济运行的组合方式；能够得到降低网损的运行方式调整措施；掌握系统内的无功分布和无功优化措施，从而能够对无功电源的合理配置提供依据。通过对临沂电网经济运行的研究，对降低整个临沂电网的网损起到了积极的作用。

参考文献

[1]陈珩.电力系统稳态分析（第二版）.北京：水利电力出版社，1995.

[2]胡景生.变压器经济运行.北京：中国电力出版社，1999.

第3篇：欲望的点滴范文

【关键词】电网;变电站;运行监控;可靠性

1.前言

随着电网技术的不断发展，变电站的运行监控模式由过去的有人值守逐步转变为集中监控，监控员负责受控站设备的监视工作，主要包括事故、异常、越限、变位信息，监控员应全面掌握各受控站的运行方式、设备状态、异常信号、电压水平、故障处理等情况，定期对受控站进行巡回检查，及时发现异常和缺陷。异常发生时，监控员应对异常信号、时间等重要相关信息做出初步分析，通知运维人员现场检查处理。当监控系统发生异常，造成受控站部分或全部设备无法监控时，应通知自动化人员处理，并将设备监控职责移交给相应现场运维人员，同时将情况汇报上级调度。在此期间监控员应对该受控站加强监视。本文通过对监控运行的几点研究，希望对提高地区电网监控运行可靠性有所益处。

2.实现调控一体化

成立调控中心实现调度监控合署办公的初衷就是通过调度与监控的融合最终实现理念最为先进的调控一体化，即指由调度人员司职监控或由监控人员司职监控范围内的设备调度来实现监控与调度的一体化。调控一体化的实现将最大程度地实现人力资源的合理优化配置，极大程度地保证了调度、监控、操作的和谐统一，缩短了调度命令的传达转化时间和过程，减少了事故、异常情况处理时间，有利于电网的安全运行。

当前监控值班人员除了掌握传统变电运行值班人员的工作技能之外，还应具备如下能力：（1）必须掌握电网设备的状态，包括一次设备、二次设备、仪器仪表读数、二次保护动作情况等。当前监控班可以监视到一次设备中开关和刀闸的遥测、遥信数据。调度人员下达调度命令前常常需要及时确认一次设备状态，尤其事故处理时，监控人员需通过监控画面及操作记录进行判断，确保信息的及时可靠。（2）具有快速汇报事故、协助电网调度处理电网事故的能力。一旦发生电网事故后，监控人员要能够及时从大量监控信息报文中对事故情况做初步判断并将重点信号筛选汇报，保证调度员接受到的信息对于判断事故全面而有效。同时还需协助调度员进行简单操作对事故进行初步控制。（3）具有核查调度操作票的能力。各级调度操作预指令的下发，需先通过监控人员核对，再转达给操作人员。在预指令下发的工作流程中，监控值班员是调度和操作人员之间沟通的纽带，起到解读、释疑、协调的作用，因此监控值班员应该具备读懂调度操作票、理解操作目的、确认操作可行的能力。（4）具有通过现有监控设备，判断缺陷程度，指挥现场人员检查设备的能力。监控人员在发现异常信号时，需先通知运维人员到现场进行核实，查明故障原因。此时作为监控人员应能够正确指挥运维人员检查对应设备，对可能存在的异常逐项排除，最后对存在的缺陷进行定性，并按流程进行上报。（5）具有调整全区无功电压的能力。监控员负责监控范围内全部变电站的母线电压和功率因数的监视，能够通过调节主变分接头及投切电容器进行无功电压调整，实现规定电压曲线，确保各监视点的电压保持在合格范围以内。

3.管理模式的转变

当前大运行模式最终目标是实现调控一体化。它主要指的是通过对原有的变电监控以及变电运行管理进行全面的分离，并将相应的监控业务以及调度业务进行一定程度上的结合，由此来进行对于电网调度以及电网监控的一体化管理的实现。目前状况下，调控一体化的管理模式较为先进，且具有较大的优势。它能够使电网故障处理的效率以及日常的操作效率得到较大程度上的提高。（1）组织结构上，在调控一体化运行管理模式中，调控与变电站两级建制，结构扁平。而在集控站管理模式中，调度与集控站各为独立建制，形成调度、集控站、变电站三级结构较为复杂。（2）业务流程上，在调控一体运行管理模式中，变电站监视与电网调度于一体，可及时、全面、准确掌握变电站信息，若对信息产生疑问，可随时回溯，为快速判断、处理提供条件;操作指令由调控直接下达给变电站，环节少、效率高;事故处理时，由调控进行隔离故障、转出负荷的操作，提高应急处置效率。而集控站管理模式由于调度与监控分离，存在诸多问题，如变电站信息需经变电站监控员汇报调度员，延缓了调度员处理事故的速度，调度可掌握的信息量较少，产生疑问时需向监控问询，增加了事故处理的反应时间。（3）值班制度上，调控一体的人员集约化管理不仅使工作量合理安排，还解决了变电运行人员长期以来超时工作的问题。由最初常规站的两班倒，到集控站的三班倒，再到集控中心四值三运转，最后达到调控一体化的五值三运转，极大减少了夜间值班次数。以人为本的管理理念得到了有效贯彻。（4）业务专业化，调控一体化管理模式下，调控中心电网监控、变电站综合监控业务走上专业化道路，变电运行人员有更多精力专注于巡视和操作，专业化管理提高了电网运行队伍的整体水平。每个运维班都有多个正常巡视组、计划操作组及应急处置组，分工更加细致，有效应对高峰时段的多项工作及大型检修，并大大提高电网事故应急处理能力。

4.监控与调度的配合

（1）当电网发生事故时，监控员首先应将变电站设备的双重编号向值班调度员进行报告，然后值班调度员令监控员通知运维人员到现场进行检查，运维人员到达现场经过对设备检查后，应将事故发生的时间、设备名称、继电保护及自动装置的动作情况、线路测距、故障相等向调度员及监控员报告清楚，如果是线路跳闸（包括重合闸重合良好或重合未出）应该迅速通知输电运检工区人员进行事故查线，然后值班调度员根据现场的事故情况做出进一步的处理。（2）当变电站的主变或线路发生跳闸时，如果造成另一台主变严重过负荷，调度员可以根据拉路序位，对监控员直接下达拉路命令，已消除主变过负荷，也可以采取拉有自投的110KV线路。（3）当变电站主变及主变刀闸发生过热时，调度员应根据现场测温的温度情况来决定是主变及主变刀闸坚持运行还是减负荷或者是将主变停电，首先通知县调值班员将主变所带的负倒出，如果是过热严重不能坚持运行，应直接向监控人员下达直接拉路命令，然后再将主变停电。（4）如果是线路刀闸过热严重或者是放弧严重，值班调度员应立即命令监控人员在允许的情况下采用并列倒方式的方法将线路负荷倒出，然后再将线路停电。（5）当220KV变电站主变跳闸，110KV系统失去中性点后，调度员及时向监控员下达合上运行主变的220KV或110KV中性点的命令。

5.总结

本文通过调控一体化，监控管理模式和监控与调度配合等方面的初步研究与讨论，对提高地区电网监控运行可靠性的一些方面进行了分析。

参考文献

第4篇：欲望的点滴范文

关键词：地网参数；FORTRAN；ORIGIN；地面电位

引言

变电站、换流站是整个电力系统的心脏，其安全、稳定、高效运行与国民经济和人民生活息息相关[1]。地网是变电站（换流站）安全稳定可靠运行的守护神，它直接关系到变电站巡检人员的人身安全。地网的接地参数（地面电位分布、电位梯度分布等）的计算对地网设计、电站绝缘验证、变电站的连续运行和巡检人员人身安全具有十分关键的意义。

文章根据实验室基于恒定电流场理论、表面电荷法编制的可用于计算任意复杂变电站、换流站地网参数的FORTRAN程序[2～4]，对某220kV变电站实际工程进行计算，得出了地面参数，并导入ORIGIN程序得出接地网电位和梯度分布的三维图，可以更加直观的评估地网设计的合理性与安全性，对地网的设计、建设、改造、维护具有重要的工程实用价值。

1 交流变电站地网参数计算

1.1 接地电阻的计算

220kV某变电站地网结构如图1。图中圆圈以及×分别代表3.5m、2.5m垂直接地体，其他代表水平接地体。地网埋深0.8m，变电站右上角帽檐式均压带埋深由内及外依次为0.8m、1.6m、2.4m，土壤电阻率450？赘？鄢m，恒定电流为10kA。将地网导体半径、导体长度等数据导入已编制的程序进行计算，计算结果如表1。

实验室试验受到仪器精确度、仪器布置准确度等一系列不确定性因素影响，与实际值有细小误差。由表1可知，实验室比例模型测量和程序计算之间的误差在0.9%左右，计算结果与试验结果的高度吻合可以验证程序计算接地电阻的可行性与正确性。

1.2 地面电位计算

运用已经编制的程序计算该220kV交流变电站地面电位情况。计算结果如图2、3、4。X、Y、Z轴分别表示地网横坐标、纵坐标、相应坐标点电位。计算步长选择0.25米，计算步长越小计算结果精度越高，但是步长过小会使得程序死循环，引起死循环的本质原因是过小的计算步长会引起恒定电流场相关数学方程无解。图2中不同的颜色代表不同的电位，单位是伏特。由图可知，电位分布与地网分布相似，呈现出矩形网格状，网格中心点电位比网格线上电位低，这是屏蔽效应的结果；变电站右上角大门处，地面电位变化比较平缓，且图3显示此处电位较低，图4显示此处电位梯度不大，这是设置了帽檐式均压带的结果。

从图3可以看出除右上角外地面电位总体变化均匀；X=200，Y=350处，地面电位最大，最大值为16000V，是因为此处垂直接地体布置较多，地网结构较复杂的原因，另外也可以说明地网并不是接地体越多，梯度电压越低。

从图4可以看出整个变电站的地面电位梯度变化总体均匀、较低，但是在地网四周有突出毛刺（表示电位梯度较高），是因为此处位于变电站地网的边界，地网与非地网结构连接处引起的电位升使得此处电位梯度较大。

2 结束语

（1）对比实验室试验计算电阻和程序计算接地电阻验证了程序的合理性和正确性；（2）文章程序可以计算规则矩形地网、不规则地网、圆形地网（如帽檐式均压带），实用性较强；（3）图1中变电站计算得到的接地电取降低电阻的措施，可以考虑和相邻地网并联或者增加地网面积等措施；为防止转移电位引起的危害，对可能将接地网的高电位引向站外或将低电位引向站内设施，进一步采取隔离措施；（4）地网分界点处电位梯度较高，可以借鉴圆形均压带降压的措施进行地网改进，也可以在分界点铺设电阻率较高的砾石、碎石等介质。

参考文献

[1]周浩.特高压交直流输电技术[M].杭州：浙江大学出版社，2014.

[2]王士鑫，任小花，缪志农.220kV变电站接地网的安全性分析[J].电测与仪表，2014，51（4）：96-101.

[3]罗晓雪，周文乐，邱宏烈.变电站接地网地面电位分布计算[J].现代电力，2010，27（5）：30-34.

第5篇：欲望的点滴范文

关键词：低压电网；存在问题；无功补偿

1 关于低压电网无功补偿含义及其相关模块的分析

1.1 通过对低压电网无功补偿方式的分析可以得知，当下低压电网面临着严峻的调整。为了适应当下低压电网的工作需要，为了更好满足当下工作的需要，进行供电变压器及其输送线路损耗的控制是必要的，从而进行供电效率的提升，保证低压电网供电环境的优化，实现电网中无功补偿合理补偿方法及其装置的选择，保证电网的损耗程度的最大化控制，实现电网综合质量的提升，实现电压比东及其谐波的有效控制，进而保证电压稳定性的提升。

通过对无功补偿定义的深层次探讨，得知通过对无功补偿设备的积极应用，可以进行无功功率的控制，保证系统的整体功率因数的优化，保证能耗的控制，实现电压整体电压质量的提升，这需要进行一系列的无功补偿配置原则的应用，保证总体平衡模块及其局部平衡模块的有效开展，保证局部平衡体系的健全。这也需要进行电力部门补偿环节及其用户补偿环节的结合，进行配电网络，用户消耗无功率的控制，实现配电网的无功功率消耗的控制。为了保证网络模块中的无功功率的有效工作，进行就地补偿模块的应用是必要的。

1.2 在就地工作模块中，为了提升无功功率的输送效率，进行就地补偿是必要的模块，这需要电力部门及其用户展开补偿的合作，进行集中补偿模块及其分散补偿模块的有效结合，进行分散模式的应用。所谓的集中补偿就是进行变电所补偿电容器的装设。所谓的集中补偿，就是进行主变压器的无功损耗的应用，进行变电所输电线路的无功电力的优化，保证供电网络的无功损耗模块的有效开展，保证配电网络无功损耗模块的循序渐进。这需要进行变电所的配电线路负荷端输送模块的应用，进行线损的积极控制，进行无功功率的优化。在中低配电网应用中，进行分散补偿模块的应用是必要的，进行降损及其调压模块的应用，保证降损模块的积极工作。

2 关于低压电网中的无功补偿原理及其应用模式的分析

2.1 为了满足现阶段低压电网的工作需要，进行无补偿原理的分析是必要的，从而进行应用模式的开拓，这对于电压的稳定性提升非常必要的，从而保证其电压质量的提高，保证电力传输过程中的功率损耗模块及其电能损耗模块的优化，保证供配电设备的供电能力的提升。这需要引起相关工矿企业的重视，进行内部供配电系统的应用，保证无功补偿装置的应用，进行无功补偿效益的提升，切实提升低压电网的电压质量，保证配电设备的利用率的提升。这对于企业的整体节能效率的提升都是非常必要的。企业的功率因数直接关系到企业的电价，企业若想降低电力费用，不但要在电力设备的节能保养上下功夫，还要提高企业用电的功率因数，而无功补偿正是企业提高功率因数，实现节能低碳的有效手段之一。

通过对无功补偿模块的应用，更有利于进行电力系统能耗的控制，这需要进行计算公式的应用，进行无功补偿模块的应用，实现电力系统能耗作用情况的分析，保证线损的控制，提升功率的应用率。从而进行有功损耗及其无功损耗模块的分析。这需要按照我国的供用电规定，进行相关工作模块的优化。高压供电用户，其功率因数不应低于0.9，其他电力用户的功率因数不应低于0.85，功率因数低于0.7时，不予供电。若达不到以上要求，应装设必要的无功补偿装置，否则要加收电费。因此，低压电网中的无功无论是对低压电网还是对于用电企业和供电企业都具有十分重要的意义。

2.2 为了满足当下配电网工作的需要，进行用电设备的感性负荷模块的控制是必要的，这需要进行感性无功功率电流相位的控制，保证电压相位的工作状况的满足。在该模块中需要明确到容性无功功率进行感性无功功率的补偿是必要的，以满足当下工作的需要。以减少电网无功负荷，由于超前电流与滞后电流的互补作用，也就是电容性负荷的无功功率补偿了电感性负荷的无功功率。当电网容量一定时，使无功功率减少，从而达到了提高功率因数的目的。

2.3 为了提升电磁感应的无功功率的补偿效率，进行随机补偿模块的应用是必要的，这需要进行电动机的无功补偿方案的应用。一般来说，随机补偿的应用会随着电动机的开关变化而产生变化，进行补偿或者消费。为了保证无功功率的补偿，进行补偿调整的应用是必要的，从而提升其灵活性、简便性，保证随器补偿模块的有效开展。随机补偿主要是将低压容量通过低压保险接在配电变压器上，用来对配电变压器空载无功功率的补偿。此种补偿方法能够有效地平衡配电变压器的空载无功功率，从而提高变压器的利用率，有效降低电网的无功损耗，因此，随器补偿具有较高的经济性价比，是目前最常采用也最有效的无功补偿。

为了更好的进行无距离低压电网线路的工作，进行中间同步补偿方法的应用是必要的，这也需要进行静止补偿模式的配合。保证静止补偿装置及其同步调相机模块的正常开展，实现现阶段无功补偿方案的更新，这种方法适合在线路输电方案中应用。此种方法在线路输电过程中，能够稳定电压，同时对多条输电线路进行降耗补损，并具有较强的调节性能。终端分散补偿。用户终端分散补偿能够在低压电网终端进行有效的补偿，提高用户电器设备的安全性，还能提高电压利用率。

在低压电网无功补偿模块中，进行网损微增率补偿法的应用是重中之重，这需要进行低压集中补偿法、无功经济当量补偿法及其相关方法的应用，保证低压电网的无功补偿环节的正常开展，进一步的提升电压的稳定性，保证其整体利用率的提升。这需要进行静态补偿装置体系的健全，进行其内部装置模块的优化。静态补偿装置一般为机械式接触器投切电容器组，适用于负载变化较小的场合。动态补偿装置。动态补偿以晶闸管作为执行元件，通过跟踪监测负荷的无功电流或无功功率，对多级电容器组进行分组投切，适用于负载变化大，情况复杂的低压电网。

2.4 在低压电网无功补偿装置设置中，要明确到无功补偿实施的必要性，从而提升低压电网无功补偿的效益，进一步的提升高无功功率因数的效益，进行耗损情况的控制，保证稳定电压的优化，这就需要进行电网运作中无功补偿装置的优化，针对不同的应用情况，进行多种补偿装置的配合，比如在随机补偿模块中，进行就地无功补偿装置的应用。实现最方便的无功自动补偿。而对于需要在多条线路节点上实现自动投切要求，并减少变压器无功负载时，就要应用集中无功补偿装置。目前在农网中应用的还有静止无功发生器，这些无功装置的应用，大大提高了低压电网的性能。

第6篇：欲望的点滴范文

关键词：配电网；建设改造

中图分类号：U224.3+1文献标识码： A 文章编号：

一、城镇中低压配电网建设与改造的目标

城镇中低压配电网建设与改造应以优化电网结构、提高系统的供电能力和供电质量、节能降损为目标。

1.1供电可靠性。同时满足电网供电安全准则及用户用电的两个要求，配电网络结构必须满足“N-1”安全准则。

1.2电能质量。正常用户的供电电压质量应满足：l0kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的7 % ； 220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%与—10%之间。

1.3供电区分类及配电目标值。配电网的建设和改造应按照中期负荷密度和负荷重要程度划分供电区类别，电网改造应按照各供电区域的不同指标有针对性安排，不同供电分区域配电规划目标值应体现差异性，以提高投资经济性。

二、城镇中低压配电网结构及要求

2.1城镇中压配电网应根据变电站布点、负荷密度和城镇规划小区或功能区划分，分成若干相对独立的分区配电网，有明确供电范围，不交叉重叠。根据分区负荷顶测和负荷转供能力的需要，确定中压线路容量和网架结构。每个分区至少应有2个以上电源供电，重要的应有2个变电站供电。分区的划分要随着新的变电站的投入和负荷密度的增长而进行调整。

2.2城镇中压配电网应在建设和改造的基础上增加配电网的供电能力，适应负荷增长的需要和改善配电网的供电质量。

2.3城镇中压配电网络应有较强的适应性和供电能力，主干线截面应按长远规划一次选定；不能满足负荷发展需要时，可增加新的中压供电馈线或建设新的变电站，并为新的变电站划分新的供电分区；建的开关站、配电站的规模应按远期规划要求设计，土建工程一次建成，电气设备分步建设。

2.4中压配电网应有一定的容量裕度及设置必要的联络点，相邻变电站或同一变电站不同母线的相邻线路之间应装设联络开关，以利于负荷转移。配电网改造后，应能实现线路非检修(故障)段的负荷转移，进而实现任一中压馈线柜因故停运时转移全部负荷的目标，并争取实现当变电站的一段母线因故停运时能转移全部负荷的目标。

2.5配电网的建设在设备选型等方面应考虑配电自动化的需要，在中压配电网建设的同时，应考虑进行通讯通道的建设，合理利用电缆隧道、电缆沟、电缆排管及架空线路的路由资源。

2.6主干线的正常运行行方式最大负荷电流控制在以下数值，当超过时应考虑采取增加线路来分割负荷。单环网接线的馈线:最大安全运行电流的50% ;辐射型接线的馈线:最大安全运行电流的70%。

2.7馈线分段原则:每条主干线均应装设分段开关进行分段，按供电范围和负荷分布宜分为:3~4段，每段配变容量控制在2000kVA以卜或配变户数5~6个左右，A,B供电区线路0. 5~1km左右装设分段开关，C供电区线路2km左右装设分段开关。电缆线路主干的连接采用开闭所或环网站作为节点，严禁采用将分支箱串接在主干线上。

2.8 10kV线路分支线超过lkm或后端负荷超过1500kVA的应在分支线装设断路器或负荷开关，其它分支线可装设刀闸或跌落开关。

2.9中压配电网知路电流一般应限定在16kA及以卜，最大不应超过20kA,其具体限定值应与使用设备的制造水平相适应。

2.10无功电力应分层分区、就地平衡。无功补偿应根据就地平衡和便于调性电压的原则进行配置，可采用分散和集中补偿相结合的方式，无功补偿装置应能实现自动投切。补偿原则为:低功率因数的配电站(室)、箱式变压器和杆上变压器应在低压侧集中安装可自动投切的电容补偿，变压器低压侧按照配变容量的20%~30%安装;供电线路长、功率因数低的郊区10kV线路应安装柱上高压电容补偿，线路按照配变总容量的7%~10%安装或经计算确定;有条件的应在低压配电线路安装低压线路集中补偿装置;配电变压器无功补偿控制装置应以电压为约束条件，根据无功功率(或无功电流)进行分组自动投切，无投切振荡，无补偿区，防止在低谷负荷时向系统倒送无功。

2.11中性点接地方式。由10kV架空线路构成的系统，当单相接地故障电容电流不超过10A时，应采用不接地方式；当超过上述数值且要求在接地故障条件下继续运行时，应采用消弧线圈接地方式。由10kV电缆线路构成的系统，当单相接地故障电容电流不超过30A时，应采用不接地方式；当超过上述数值且要求在接地故障条件下继续运行时，应采用消弧线圈接地方式或小电阻接地系统。

2.12为了缩知配电线路发生故障后寻找故障区段的时间，在尚未实现自动化的线路(含电缆线路)宜装设故障指示器。

2.13防雷和接地。低压供电系统宜采用TN-C接地型式，也可采用TT接地型式。低压线路主干线的末端和各分支线的末端，零线应重复接地。低压接户线在入户支架处，零线也应重复接地。10kV及以下的配电系统中主要采用金属氧化物避雷器作为防雷措施，多雷区应增加防雷措施。低压架空配电线路，宜在变压器安装一组低压避雷器。10kV柱上开关设备应装设金属氧化物避雷器，常开联络开关的两侧均应装设避雷器。10kV由架空引接电缆的终端杆，应装设金属氧化物避雷器作为保护。变压器外壳、低压侧中性点、避雷器(有装设时)的接地端必须连在一起，通过接地引下线接地，接地电阻符合要求。架空绝缘导线应有防止雷击断线的措施，做好装设避雷器的常规防雷措施，采用防弧金具和放电嵌位柱式复合绝缘子等先进适用性技术。

三、配电网自动化、保护及通信

3.1继电保护。10kV配电网的继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，10kV重要开闭所应采用微机型保护装置，并符合继电保护装置反措要求，应采用速断或延时速断、过电流保护，可选用重合闸装置。保护信息的传输宜采用光纤通道。继电保护装置应配置足够容量的不间断电源或直流系统。

3.2备用电源自动投入装置。备用电源自动投入装置应具有保护动作闭锁的功能，在工作电源或设备断开后才能投入，并保证只动作一次。10kV备自投装置应采取微机型装置，并设可靠闭锁功能，满足各种运行方式下的备自投动作逻辑。一级负荷电力客户，宜在变压器低压侧的分段开关处，装设自动投入装置。

3.3电能信息采集与监控管理。装见容量在50kVA及以上专变用户应安装电力负荷管理终端。公用配电变压器低压侧应安装配变监测终端。有条件的低压用户可安装集中抄表设备。

3.4自动化通信。配电网的通信系统的建设以满足配网自动化系统信息传送为前提，并结合配网自动化系统的发展规划，预留资源保证新的通信需求。通信系统建设应充分利用现有的通信信道，通信方式可采取光纤、公用移动通信网等方式，应根据各系统数据传输可靠性、实时性要求择优选用。系统日常运行应对通道状况进行监视，重要的通信通路应为双通道，并可手动或自动切换。通信系统的电源输入互为备用，电池智能化管理。

四、结语

配电网是城镇现代化建设中重要的基础设施。建设与改造发展城镇配电网是开拓城镇电力市场，发展城镇经济和提高人民生活水平对用电需求的必由之路。长期以来，“重发电、轻供电”不科学的观念使得配电网建设改造未能得到应有的重视。特别是一些中小城镇，中低压配电网根本没有进行统一的规划而进行盲目地发展建设，私拉乱接形成了零乱的网络。设备技术性能落后，线路老化，事故频发，供电可靠性差，电能质量低，严重影响人民生活水平的提高和国民经济 建设的发展。由于过往在电力建设上投入的资金匮乏，所以我们把电力发展的重点放在了电源点即发电厂的建设上。而在电网建设上，又将建设及改造的重点放在了技术含量高、对供电能力和安全稳定运行起关键作用的输电网及变电站的建设上，几乎忽略了结构简单、运行要求低、对整个电网的影响范围小的10kV及以下配电网的建设。

参考文献：

第7篇：欲望的点滴范文

1 农村低压配电网现存问题

1.1 电能损耗严重

当前农村低压配电网中，电能损耗的情况较为严重，且十分普遍。引发这一问题的原因众多，例如线路过长、导线结缘等级低、变压器利用率过低、导线截面过小等。一些农村地区低压配电网中运用的主干线长度甚至超过了51千米，还有一些农村地区运用的导线泄露电流较大，甚至存在线路老化情况，导致线路阻抗大大增加，电能损耗极大。同时，低压电网功率因素过低、内线漏电、三相负荷不平衡以及人为的偷电、窃电也会引发电能的大量损耗。

1.2 用电安全性不足

农村低压配电网的建设就是为了保障农村居民用电的安全、稳定，但是当前我国部分农村地区，仍然存在用电安全性不足的情况。很多农村地区的低压配电网都是在六、七十年代建设的虽然经过近年来的农村配电网改造升级工作有所提升，但是随着经济的快速发展和人民生活水平的提高，使用至现今已经出现了严重的老化问题，且部分低压导线线径逐渐不能满足用户的快速发展的负荷需求较细，早期建设时不够规范导致电杆高度较低，线路在设置上也存在与广播线、树枝等过近的情况。再加上一些人员安全用电意识较差，用电私拉乱接，导致安全隐患严重，人员伤亡、火灾等事故出现频繁。

2 农村低压配电网规划方法

2.1 科学选择线路走径

线路走径的选择是农村低压配电网规划的首要任务，主要要求工作人员能够综合各方面因素，选择符合方针政策规定以及本地区实际情况的线路起止点。在线路走径的选择中，工作人员应严格遵循国家下达的规章制度、政策方针，同时，对施工的便利性、运行的安全性以及当地经济水平等因素记性综合考虑。线路的选择应尽量避开森林、公园等地区。如若必须要穿过这些地区，则应从最窄处通过，并尽可能的避免对树木的砍伐[1]。同时，线路也应尽可能的避开矿区、化工厂等位置，避免线路受到化学物质、灰尘等的污染。当前很多农村都处于山区，甚至会建立在半山腰、峡谷等位置，因而，线路走径的选择上，也应充分充分考虑到这一情况，预想到泥石流、地基塌陷、山体滑坡等自然灾害对线路的影响。若是需要进行线路的地下埋设，工作人员则还需要考虑到地下水、地下管道、鼠害等方面的问题。同时，在当前农村经济飞速发展的背景下，应尽量避免存在过多的线路迂回、线路过长等情况，以便日后维护，减轻农村居民维护负担提高农村配电网用户的用电质量。

2.2 合理选择网络

在网络选择方面，工作人员应将配电变压器安装在网络负荷的中心位置[2]。保证供电半径在200米范围内（或根据当地负荷密度合理选择供电半径）。在线路出线上，需要根据当地实际情况进行规划，一般情况下，可以从配电变压器出线口引出两条及以上的三相四线制回路，实现对不同片区用户的专线供电，并注意避免线路迂回情况。同时，对于季节性用电负荷较大的村子，可以选择设置并联或可调容变压器，并在非大用电负荷季节撤回较大容量变压器，从而达到降低电能损耗的目的，也避免一些农村地区配电变压器长期负荷运行的情况。

2.3 明确杆位

杆位测定中，工作人员首先需要明确线路起点与重点杆的位置，并根据本地区地形情况，设置相应的转角杆、跨越杆。随后，将每个转角杆与其相邻的转角杆进行连接，在10kV情况下，档距为60～80米，在0.4kV情况下，档距为40～60米。若是低压配电网规划地区为平坦地区，则档距均匀分布，若是十分不平坦，且存在众多障碍，则可以适当的调整杆位和杆高。为了避免影响人们的正常生活，杆位的设置应尽可能的避免在人群密集区或是人们的活动区域。10kV配电线路的档距设置上，城镇应不超过50米，非居民区应不超过80米，一些特殊地段也不应超出100米。而0.4kV配电线路的档距规划上，一般会在35米左右，最大也不会超出50米。

2.4 选择适宜的配电变压器

配电变压器在农村低压电网中是一个核心的存在，十分重要，若是选择的变压器容量过大，则会带来大量的铜损、铁损，造成严重的电量损耗，虽近年来的非晶合金等新型号配电变压器损耗较低，但若一味选择大容量配电变压器反而为电网投资带来不必要的浪费，若选择的变压器容量过小，则又会因长期负荷运行而造成变压器损坏。因而，在配电变压器的选择上，必须根据当地实际情况。工作人员应对当地农村平时用电负荷、最大负荷等数据进行调查，并充分考虑环境温度变化等对变压器的影响，从而选择最适宜的配电变压器。

2.5 导线的科学选择

低压配电网对导线的要求较高。在选择导线的过程中，工作人员应保证所选导线具备良好的抗压性能、抗腐蚀性、导电性等，且具有经济实惠、质量好等特征。导线截面应能够满足电压损失条件，以避免电压损失超出允许范围。由于线路存在阻抗，因而，在负荷电流在经过线路时，会存在低压损耗。在当前导线截面选择中，通常会通过S=P×L/C×DU这一公式进行截面计算。其中，P为线路输送的有功功率，L为线路长度，C为电压损失系数，DU为电压损失值。或者也可以运用s=pl/R P=UI×cosφ进行计算，从而选择合适的导线截面。导线的排列方式主要包括三角形排列、水平排列、垂直排列三种，并且三角形排列还能细分成正三角形、斜三角形两种排列方式。而垂直排列通常仅运用在情况十分特殊的工程中，且在实际操作时，需要将相线架设在中性线上方。

2.6 金具及绝缘子选择

金具主要是拉线、安装绝缘子等运用的铁件总称，具有固定、保护导线等的作用。在金具的选择上，应尽可能的保证其能够承受导线拉力、支持换位干上的换位等。而在绝缘子的选择上，应使用性能与国家标准、工程实际要求相符的绝缘子。例如10kV配电线路直线杆，应选择针式绝缘子或是瓷横担。耐张杆应使用悬式绝缘子与蝶式绝缘子组成的绝缘子串[3]。

第8篇：欲望的点滴范文

关键词： 地域通信网； 抗毁性； 跳面节点法； 可靠性

中图分类号： TN927?34 文献标识码： A 文章编号： 1004?373X（2013）13?0013?03

Evaluation of regional communication network in invulnerability

based on improved jump?range?node method

WANG Liang， WANG Xin?zeng， WANG Ying?hong

（Unit 63893 of PLA， Luoyang 471003， China）

Abstract： To improve the efficiency of regional communication network （RCN） in warfare training， it is necessary to evaluate the invulnerability of RCN and the importance of nodes and links. A new evaluation method of RCN in invulnerability based on improved jump?range?node method is proposed in this paper. The result shows that the improved method is better than the original one. At last， the application of evaluation method for invulnerability of warfare training on RCN is analyzed at the end.

Keywords： regional communication network； invulnerability； jump?range?node； reliability

0 引 言

抗毁性是一种衡量通信网络拓扑结构抗毁能力的指标[1?3]，是指具备网络拓扑结构信息后采取有针对性的破坏策略时，网络变成两个或两个以上不相连子网的难易程度。它反映了网络节点或链路不能正常工作时网络性能的变化情况，属于图论中的连通性研究。它仅与网络的拓扑结构和组成网络的节点链路等部件的可靠性有关，而与网络的具体通信体制和路由算法没有关系。

作为在战争环境下使用的一种特殊通信网络[4]，地域通信网是敌人重点打击的目标，节点和链路等网络部件更易受到敌方的破坏而失效，从而造成网络的不连通。而网络连通是信息传输的基础，如果网络丧失了连通性，则无论采用何种通信协议、路由选择算法和维护策略，都无法完成信息交换功能。因此研究以网络连通性为目的的抗毁性对地域通信网是十分重要的。

关于抗毁性评价方法，国内外不少文献都有研究，如跳面节点法[5]、最短路径数法[6]、生成树数目法[7]、基于拓扑路径不相交度量[8]、基于节点抗毁性度量值均方差的评估模型[9]等，这些模型各有其评价侧重点，也各有其局限性。本文详细研究了跳面节点法，然后针对跳面节点法的不足提出了一些改进措施，并对抗毁性评价方法在地域通信网对抗训练中的应用进行了分析。

1 跳面节点法的原理及不足分析

首先引入跳面节点的概念。设[G（N，E）]为节点数为[N]、链路数为[E]的通信网络，两个节点之间的链路数称为跳数，称与某一节点[i]具有相同跳数的所有节点为节点[i]具有该跳数的跳面。

跳面节点法认为网络的可靠性[RG]为网络任一节点到其所有跳面可靠性的平均值，即：

[RG=1Ni=1Nri，ri=j=1Mrij]

式中：[ri]为节点[i]到其所有跳面间的可靠性；[M]为距离节点[i]最远跳面的跳数，称为节点[i]的跳距；[rij]为节点[i]到第[j]跳面间的可靠性。跳面节点法认为跳面之间以串行连接，节点[i]到第[j]跳面间的可靠性[rij]有如下联积关系：

[ri1=ri1ri2=ri1?r12ri3=ri2?r23 ?ri（m+1）=rim?rm（m+1）]

式中：[rm（m+1）]为第[m]跳面到第[（m+1）]跳面的归一化可靠性，为此引入跳面间链路数归一化因子[μm]。设第[m]跳面上的节点数目为[nm]，第[（m+1）]跳面上的节点数目为[nm+1]，两跳面的连接链路数为[lm]，则第[（m+1）]跳面上节点数目与节点[i]其余[（N-1）]个节点的比例为[nm+1（N-1）]，两跳面的链路数[lm]与两跳面间最大可连链路数[nmnm+1]的比例为[lmnmnm+1]，则[μm]为：

[μm=nm+1N-1?lmnm?nm+1=lmnm（N-1）]

所以有：

[rm（m+1）=μmRm（m+1）=lmnm（N-1）Rm（m+1）]

式中：[Rm（m+1）]为第[m]跳面到第[（m+1）]跳面的可靠性。它的计算过程如下。

设第[m]跳面上[nm]个节点中某一节点[s（s=1，2，…，nm）]到第[（m+1）]跳面上的链路数为[ls]，[ls]中的每条链路记为[k（k=1，2，…，ls）]，显然有[s=1nmls=lm]。设[Rs]为节点[s]的可靠性，[Rk]为链路[k]的可靠性，[Rs（m+1）]为节点[s]到第[（m+1）]跳面的可靠性，则有：

[Rs（m+1）=Rs1-k=1ls（1-Rk）Rm（m+1）=1-s=1nm[1-Rs（m+1）]]

这样，只要网络[G（N，E）]给定节点和链路的可靠性以及网络的拓扑结构，即可计算出网络的可靠性[RG]及节点的重要性[ri]。需要说明的是，当已知网络的拓扑结构，并假定网络中各节点、链路完全可靠时，则[RG]就是网络拓扑结构的抗毁性。

可以看出，跳面节点法是一种简便的网络抗毁性评价方法，不仅可以计算网络抗毁性，还可以用来评价节点重要性。但是通过分析发现，它存在一些问题和不足。首先在计算节点可靠性时，它只考虑了跳面间的迂回路由，省略了跳面内的迂回路由，影响了评价的精度；其次它采用先并联后串联计算跳面间可靠性方法不够严谨。具体如下：

（1）跳面节点法在评估节点重要性时，评估精度不够高。这是因为它计算节点重要性时，没有考虑跳面内节点的连接情况。如图1所示，在计算节点1的重要性时，只需用到节点1到跳面1之间的链路数和跳面1到跳面2之间的链路数，与跳面1内部的链路没有关系。也就是说，在图1中，节点2和节点3之间有没有链路相连，对节点1重要性的计算结果没有影响，这是不准确的。

（2）跳面节点法用串联相乘的方式评价可靠性是不严谨的。同样在图1的左图中，跳面节点法认为节点1到节点3的可靠性等于节点1到跳面1的可靠性乘以跳面1到跳面2的可靠性。假设每个节点的可靠性为1，每条链路的可靠性为[p]，则节点1到跳面1的可靠性为[1-（1-p）2]，跳面1到跳面2的可靠性也为[1-（1-p）2]，那么按照跳面节点法串联计算可靠性的方法，则节点1到节点3的可靠性为[[1-（1-p）2]2]，这是不正确的。正确的结果应该是先计算两链路串联的可靠性，再计算并联可靠性，即为[1-（1-p2）2]。

图1 节点1跳面示意图

2 改进的跳面节点法及评价结果

针对第一点不足，可以考虑在归一化因子中增加跳面内链路的影响因子。设第[m]跳面上的链路数目为[sm]，为了体现链路数的相对值，可将链路数与该跳面上所有节点全连通时的链路数进行比较。因为第[m]跳面上所有节点全连通时的链路数为[C2nm]，所以修改归一化因子为：

[μm=lmnm（N-1）?1+smC2nmN-1]

可以看出，该因子是在原因子基础上增加了一个跳面内路由分量，不仅考虑了跳面内链路的影响，而且将已有链路数与节点全连通时的链路数进行了比较，与全连通网络的可靠性最高的观点相一致。

至于跳面节点法计算可靠性的顺序，要根据跳面内是否有迂回路由来具体对待。如果跳面内有迂回路由，可按先并联后串联的方式计算网络的可靠性。如果跳面内没有迂回路由，则按先串联后并联的方式计算网络可靠性，计算方法如下。设某节点到连续没有迂回路由的跳面[m]的跳距为[d]，则：

[Rs（m+1）=Rs1-k=1ls1-i=1dRki]

下面以图2为例，计算三种拓扑结构的节点重要性和网络可靠性。假设节点和链路完全可靠，则[Rm（m+1）]=1。

以改进的跳面节点法为例计算G1（6，10），计算过程如下：

[r1=r6=251+05+251+05?42×51+15+251+05?42×51+15?22×51+15=0.600]

[r2=r3=r4=r5=451+05+451+05?24×5?1+465=0.891] [RG1=15i=15ri=0.794]

图2 三种地域通信网拓扑结构

分别用两种方法对三种拓扑结构图进行计算，结果见表1。

由表1中数据可以看出，在评价节点重要性和网络可靠性时，改进的跳面节点法同原方法保持了结果一致，拓扑1的可靠性要高于拓扑2，拓扑2的可靠性要高于拓扑3。通过节点1的重要性值可以看出，如果用原方法计算，拓扑1和拓扑2中节点1的重要性是一样的。用改进方法计算，节点1的重要性有所提高，体现了跳面内路由的存在。

3 抗毁性评价在地域通信网对抗训练中的应用

地域通信网要素对抗训练是通信部（分）队训练的一个重要组成部分，研究地域通信网的抗毁性评价可以更好地指导和开展地域通信网的攻防对抗训练。对于进攻力量，可以针对网络中的重要节点和链路，有目的地进行干扰力量配置和战术战法运用。对于防御力量，一方面可以进行网络的优化设计，另一方面通过重要节点和链路的防护来提高整个网络的可靠性。另外，还可作为地域通信网构建调整和重组水平的评估指标。

3.1 指导进攻力量进行干扰力量配置和战术战法运用

在地域通信网对抗训练中，进攻力量通过对地域网拓扑结构的分析，找出网络中的重要节点和链路，就可以有针对性地进行干扰力量配置和战术战法运用。如在地域网对抗训练中用到的“围点断链”战术，就是建立在对重要节点和链路的评估上。该战术利用通信对抗装备对敌方地域通信网中起决定作用的节点和链路实施干扰，以降低或破坏敌方地域通信网的整体作战效能。节点是地域通信网的生命线，用多部干扰机在多个频率点上，干扰重要节点的所有通信路由，阻断与其他节点的联系，降低、扰乱或破坏地域通信网局部乃至整体功能，最终瓦解系统结构。

3.2 指导防御力量进行网络优化设计和重要对象防护

作为一种野战条件下的通信保障装备，地域通信网在进行网络规划设计时就应该将抗毁性测度作为一项重要的参考指标。在立足现有装备数量、配置地域的基础上，防御力量应该按照抗毁性测度最大化的方式进行网络设计，并在重要节点和链路上采取备份等措施进行重点防护。如图2（b），（c）两者的装备、地域等条件相同，只有拓扑结构不同。通过计算可知，拓扑2的抗毁性比拓扑3大，所以应该采取拓扑2所示的拓扑结构，并应在节点重要性比较高的节点2，3，4，5进行重要防护。

3.3 作为地域通信网构建调整和重组水平的评估指标

地域通信网构建完毕投入使用后，并不是一成不变的。它需要根据战斗演变进程，进行网络结构的调整和重组。抗毁性评价方法通过对节点重要性、网络可靠性指标的计算来衡量地域网的抗毁能力，可以对使用者快速构建、调整和重组地域网的水平作出合理的评价。

4 结 语

可靠性是一门综合性比较强的边缘学科，涉及到基础学科、技术学科和管理学科中的许多领域，目前还处于不断的发展之中。地域通信网可靠性研究也经历了一个从简单到复杂的发展过程，从最初的设备可靠性发展到网络的可靠性，进而发展到网络的通信完成性。作为一种用于军事目的特殊通信网络，研究基于连通性为目的的抗毁性评价是有意义的。关于抗毁性评价方法，国内外文献也提出了大量的方法[10]，但都是从某一个角度进行分析得出，适用性受到一定限制。

本文以跳面节点法为基础，分析了跳面节点法存在的不足，提出了相应地改进措施，并对抗毁性评价方法在地域通信网对抗训练中的应用情况进行了说明。由于地域通信网可靠性研究还在不断发展之中，未来提出适用性更强、准确度更高地抗毁性评价方法将是继续研究的重点。

参考文献

[1] 魏福林.野战地域通信网拓扑层抗毁性研究[D].郑州：信息工程大学，2006.

[2] 吴俊，谭跃进.复杂网络抗毁性测度研究[J].系统工程学报，2006，20（2）：128?131.

[3] 张凤林，武洁.地域通信网可靠性测度指标研究进展[J].小型微型计算机系统，2004，25（4）：567?571.

[4] 范冰冰，邓革.军事通信网[M].北京：国防工业出版社，2005.

[5] 郭伟.野战地域通信网可靠性的评价方法[J].电子学报，2000，28（1）：3?6.

[6] 饶育萍.基于最短路径数的网络抗毁评价方法[J].通信学报，2009，30（4）：113?117.

[7] 陈勇，胡爱群，胡啸.通信网中节点重要性的评价方法[J].通信学报，2004，25（8）：129?134.

[8] 包学才.基于拓扑的不相交路径抗毁性评价方法[J].系统工程与电子技术，2012，34（1）：168?174.

第9篇：欲望的点滴范文

关键词：变电站；铜接地；钢接地；技术性；经济性；比较

近年来，我国的电网建设取得了很大的发展，在线路容量方面也发生了很大的变化，线路出现短路的问题可以利用接地电阻来进行解决。变电站在建设过程中，按照相关规程来进行计算，在接地电阻方面出现了阻值越来越小的情况。变电站在发展过程中，对很多的新技术进行了利用，因此，在接地阻值变化的过程中，对变电站的运行安全也带来了很大的影响。对接地网事故进行统计分析发现地网腐蚀是导致问题出现的重要影响因素。为了防止这种事故再次发生对电网的运行稳定性进行影响，可以采取必要的措施进行预防。通常情况下，铜质材料的接地地网在使用过程中要进行不定期的检查，在土壤以及地下水变化的情况下，对铜质材料的接地网会产生很大的影响，但是，使用这种材料在使用性能方面却比钢制材料更好，在投资初期，铜质材料的费用相对较高，在设计寿命周期方面却非常好，因此，在维护费用方面也非常少。

1 技术比较

1.1 性能比较

1.1.1 导电性能

铜和钢在20℃时的电阻率分别是17.24×10-6（Ω・mm）和138×10-6（Ω・mm），因此铜的导电率是钢的8倍。铜接地体在导电性能方面更好，在进行布置时，安全指标也更加好。

1.1.2 热稳定性

铜的熔点为1083℃，短路时最高允许温度为450℃；而钢的熔点为1510℃，短路时最高允许温度为400℃。在接地体截面积相同的情况下，铜材的热稳定性更加好，而且，在热稳定性相同的情况下，钢材的接地体截面积却是铜质材料的3倍。

1.1.3 耐腐性

接地体在使用过程中出现的腐蚀主要体现在化学腐蚀和电化学腐蚀两个方面，其中，在多数情况下，这两种腐蚀是同时存在。铜质材料和钢质材料在使用过程中，铜质材料的腐蚀速度是钢质材料的十分之一到五十分之一，在这种情况下，铜质材料的电气稳定性更加的稳定。

钢材在使用过程中被腐蚀时是逐层进行，在使用钢材时可以在表面进行镀锌操作，这样在抗腐蚀能力方面能够得到提高，但是，对其导电性能却带来了降低的影响，因此，在使用过程中要解决的问题也非常多。避免在接头位置出现高温电弧焊导致的点腐蚀情况，一般情况下，铜质材料使用年限会在十年，在铜腐蚀过程中不出现点腐蚀情况在使用寿命上会出现延长的情况。铜接地网在进行使用的时候，要进行开挖检测工作，工作量非常大，因此，对于GIS变电站而言非常容易导致无法进行的情况。

1.1.4 铜接地体施工方便

在设计方面，主网采用铜绞线，这种材料在使用方面柔性非常好，同时，在弯度方面半径非常小，在弯曲方面效果非常好，穿管过程中非常容易。铜绞线在进行使用时能够实现成卷使用。在搭接位置能够进行放热焊接，在施工工艺方面非常简单，这样对铜接地网的连接质量能够进行保证。

1.2 截面选择

一般变电站中的主接地网采用60×8（截面480mm2）的镀锌扁钢，接地引下线采用80×8（截面640mm2）的镀锌扁钢。一般变电站中的主接地网采用150mm2（裸铜纹线），接地引下线采用200mm2（铜排）。铜接地体的截面显著小于钢接地体。

1.3 接地体连接方式

变电站中接地网金属导体在使用的时候会出现大量连接的情况，在进行连接时，主要保证其连接的可靠性和牢固性，才能保证接地网运行的可靠性。钢接地网在进行连接时仍然在使用传统的电弧焊连接方式，在高温情况下，会对焊接位置的镀锌层带来一定的破坏，同时，也会导致点腐蚀问题的出现，对导体的接地寿命也会带来一定的影响。电弧焊在连接方式上不是分子性连接，因此，在使用中，其导电性会受到很大的影响。钢接地网在连接方式是进行了研究和设计，但是，在经过很多尝试以后，并没有找到更好的方式。钢接地体在截面积方面比较大，因此，在连接方式上进行模具制造相对比较困难，同时，因为其本身防腐性能比较差，导致焊接的质量无法进行保证。

2 经济比较分析

2.1 220kv某变电站建设规模

主变压器：本期建设1×180MVA主变，远景2×180MVA主变；220kv出线：本期2回，远景6回；110kv出线：本期4回，远景10回；35kv出线：本期3回，远景8回。无功配置：本期2×10Mvar并联电容器组，远景4×10Mvar。

2.2 配电装置形式

220kv及110kv配电装置均采用屋外支柱管母中型布置型式。35kv配电装置采用屋内高压开关柜单列布置。变电站占地面积20158m2。

2.3 接地材料统计

接地材料统计见表1和表2。

表1 采用钢接地设计的材料表

表2 采用铜接地设计的材料表

2.4 指标及评价

采用“年费用法”对两种接地方案进行经济评价，经济评价结果见表3。

表3 220kv变电站铜接地与钢接地经济评价

说明：导通试验每年一次，数年平均计算；接地网测试6年一次，每年摊销。建设期贷款利息6.12%。

可见，无论是否计及放热焊接点费用，铜接地方案的年费用均较钢接地方案低。不计及放热焊接点费用时，铜接地方案优越性更加显著。

3 结束语