随着我们国家的国民经济的迅速发展，人类对于电力的需求慢慢的变大，与此同时对于电能质量与供电可靠性的要求也在不断的增加，配电自动化也就成为配电网发展的必然趋势。为了全方位的保证配电终端设备具有较高的自动化，那么就必须要积极的做好相关工作，在智能电网建设或者改造过程中对配电终端设备进行有关检查，促进配电终端设备的自动化发展。

  配电终端设备可大致分为三类，即：配电变电站的微机远动终端装置，简称为RTU，馈线远方终端，简称为FTU，以及配电变压器远方终端，简称为TTU。馈线自动化终端是自动化系统和一次设备联结的接口，它大多数都用在配电系统变压器、断路器、分段器以及环网柜等别的设备的监视和控制，与馈线主站进行通信，并积极提供配电系统运行控制及管理所需的数据，执行的是主站对配电设备的控制调节指令，以此来实现馈线自动化的各项功能。TTU主要是连接于配电线路上的柱上配电变压器，或者用于箱式变压器的远方终端控制，并且由于配电变压器是面向用户的，这就必须要具备谐波检测功能，在配电变压器有可以调分接头和可投切电容器组时，那么TUU的遥控功能应该要满足电压功能调控的要求[1]。

  从实质上来说馈线自动化终端不但是自动化系统和一次设备连接的接口，同时它也是远方终端和继电保护之间的一种自动化终端，它包含了五个构成部分，第一个是人机接口电路，这种接口电路主要是起配置维护的作用，可以有明显效果地的显示功率、电流等相关的测量数据。第二个是中心监控单元，这是整个配电终端设备的核心所在，中心监控单元拥有较多的功能，其基本功能包含了故障检验测试、模拟量输入以及远程通信等等。第三个是通信终端，也可以将其称为通信适配器，这种终端主要是用以太网接口进行连接的接口，也可通过RS232串行接口进行连接，以此来达到通信介质和监控单元的有效连接。第四个是操作控制回路，它主要是用在馈线自动化终端（FTU），是一种人工操作开关的。最后一个是电源回路，这主要是为了提供直流电源，并且它可提升不一样的种类直流电源于配电终端的电路中，通常用电压互感器在提供电压测量取样信号的同时为FTU供电，并且FTU电源应配备蓄电池，用来在线路停电时为自身提供不间断的供电。

  第一，故障检验测试技术在电力配网自动化中的应用。在具体的技术应用过程中难免会发生一些故障，其中短路故障的危害对于电力配网造成的故障是最大的，而发生较多的故障则是单相接地故障，因此针对故障检测需要从这两方面做。针对于短路故障检测技术来说，主要是在远控的馈线自动化系统中检测故障，需要检测各个配电终端通过检测结果来做多元化的分析，然后由主站对各个配电终端的故障做多元化的分析比较，找出发生故障的确切位置并采取一定的措施做维修。而针对于单相接地故障，可以先维持约两个小时左右的正常供电，在这一过程中采取比较有效的措施排除一些故障，由于单相接地故障中小电流接地系统发生单相接地时故障电流比较小，并且接地电弧能够自行熄灭来消除故障，因此针对于此需要采取对电路检测优化的形式来降低单相接地故障的出现，避免造成不必要的故障威胁[2]。

  第二，配电环网快速故障隔离技术应用于电力配网自动化中。馈线自动化是配网自动化系统中的核心功能，那么它的故障处理速度和可靠性将会直接影响到配网自动化的实施效率，因此必须要采取比较有效措施，比如：通过配电主站或者子站与FTU之间的集中故障进行逻辑处理，以实现集中智能模式，或者是在没有通信条件下，利用具有保护功能的重合器，以及分段器的时序配合来实现重合器模式。这两种模式都能够迅速的处理所有非故障区供电中断情况。

  第三，配电自动化终端通信技术的应用。目前配电话终端通信具有多点、分散等其他特点，为了可以对通信通道的结构可以进行优化，能采用一个配电子站来转发数据，这个配电子站需要发生本站的数据，还需要对附近区域内的配电终端数据来进行，以此来完成数据多个终端转发的工作。通信主干通道是由主站通道和配电子站通道连接构成的，可以有明显效果地的发挥电力配网自动化的发展。

  我国的电力自动化设备做工作时，难免会发生意外情况，而这些意外情况与时钟同步记录是有着十分紧密的联系的，一旦时间记录发生错误的话，就会对相关工作人员的判断能力造成影响，还会导致更严重的事故发生。因此，要想避免这一些事故的话，就需要充分的利用好NTP，也就是通常所说的网络时间协议，它可以帮助电力自动化设备实现时钟同步的工作，帮助相关的电力公司进行更好地工作。

  NTP就是网络时间协议的缩写，只要相关的设备上有NTP服务器以及标准时钟，那么该设备就可以通过网络时间协议进行时间对准的工作。NTP能够对标准时间进行及时获取，既可以从因特网上找到时间来源，同样也能够从天文台、卫星等地方获得相关的时间来源，这样也就保证了获得的时间源是准确可靠的。一般而言，NTP的服务器结构选用的多为客户/服务器，相关的客户在进行对时工作时，所利用的就是NTP，然后在通过特定的通信渠道，将服务器与相关的设备做连接，这样就能够对误差来控制，保证时钟的准确性。

  （1）在相关的时间网络协议当中，一般都是把参考时钟作为协议的最高层，然后将时间服务分为一、二、三层，同时相关的参考时钟还能够直接进行具体的分层服务。当进行分层服务时，客户端能够将自身所处的时间以及请求编写到接收时间之中，根据所受到的数据包再次进行传输时间的计算。这类过程一般都需要重复进行几次，因为这样才能确保统计数据的准确性，才可以有效的进行更准确的对时工作。不仅如此，进行NTP对时工作的时候，还可以通过广播、点对点的方式，虽然也需要几分钟的时间，但是也能够对数据的准确性进行保证。如果时间误差较大时，那么就需要对相关的设备做调整，要能确保路由器的数量不会过多，只有这样才可以保证好NTP对时工作能够安全高效的进行下去。

  （2）NTP所使用的UDP/IP能够保证其获得快速的响应与连接，NTP所需要的资源量很小，哪怕只有一个服务器，就可以对成百上千的客户进行服务了;NTP需要的网络带宽量很小，其数据包长度为90字节。虽然NTP所使用的UDP会造成网络堵塞，影响到时钟的同步工作，但是相关的客户端还是能够使用以前的历史数据来进行调节，只要能够对网络中的路由器进行数量上的控制，那么就能够保证在较短的时间内完成对时的工作。

  （3）NTP能够通过时间服务器、无线时钟以及局域网等来实现自身的同步工作。选用时间服务器，就是利用好网络当中的时间服务器，通过其来实现系统时间的更新;选用无线时钟，就是将某个无线时钟与相关的服务器系统进行连接，然后通过卫星进行信号的确定，以此来实现时间的校对;而局域网的同步就是以时间源对时间进行同步。这些对时方法都能够保证电力自动化设备进行正常的时钟同步工作，使其能够更好地促进电力设备的使用。

  （2）目前我国所选用的对时方法多为主站向远动设备的对时方法，然而这种方式的分辨率以及精准度都很低，时间误差较大，通常都会保持在100ms以上。如果所使用的对时方法为站内时钟对站内设备的话，尽管在时间准确度方面能够达到要求，但是却需要将标准时钟以及相关设备之间的距离进行控制，要使其保持在较短的距离之内，并且还要能够保证接口与电缆是单独的。因此，面对这类情况，就需要选择网络时间协议，不仅运用范围较广，分辨率以及精准度也很高，而且还能够在局域网、广域网中进行使用，能够广泛应用于自动化设备当中，保证其能够获得更好的条件与环境。

  要想确保NTP在电子自动化设备中得到安全有效的运用，就需要保证相关的服务器以及客户端的设备能够匹配，需要在客户端内配置带有时钟同步功能的服务器，像Windows、Linux等都能够支持NTP的相关功能，这样就能够保证相关的电子设备实现时钟同步的工作，保证其获得健康的发展环境。如果相关的系统平台不能够对时钟同步进行支持工作的话，那么就需要对应的厂家将NTP的功能在客户端上进行实现。

  如果想要在相关的电力自动化设备当中有效地实现NTP的作用的话，只有一台服务器是远远不够的，因此就需要在相关的设备当中设置多台服务器。电力企业要能够在每一个变电站配置一台服务器，并且将GPS设置为相关电子设备的标准时间，同时还要能够保证变电站的计算机设备以及相关的自动化设备可以进行同步计时的工作。如果想要相关的网络时间协议变得更加值得信任的话，那么就需要同时设置多台NTP服务器，在这种情况下，进行同步的服务器就会变为性能最好、精准度最高的那台服务器，更加能够保证系统的安全性。设置多台服务器不仅能够保证时间同步的准确性，保证客户、服务器同时进行使用，而且还能够保证相关的电力设备进行正常的工作，为企业创造出更大的经济利益。

  如果相关的电力自动化设备当中使用了NTP，那么当其在运行过程中发生故障时，就能够选择手动的方式，再次将NTP服务器进行启动，而且还能够在相关的图形界面上进行命令的输入。如果在工作过程中发现参考时钟、实际时钟之间的误差较大的话，就应该将NTP断开，然后对其进行实时的检测工作，将NTP的实际工作情况进行及时了解，只有这样才可能正真的保证信号的完整，才能保证服务器的可靠准确，最终保证电力自动化设备的时钟同步工作能够正常进行下去。

  随着时代的发展，我国的电力企业已经将RTOS系统运用在相关的变电站设备当中了，其能够帮助电力设备做时间的同步响应，甚至异步时间响应也能够得以实现。不仅如此，RTOS系统也能达到网络时间协议的要求，实现时钟同步的工作，因此为了能够实现更好的对时工作，相关的电力自动化设备要能够选择较好的振荡器，只有这样，才能更好地促进NTP的应用，才能更好地进行时钟同步的工作，保证电子企业的正常工作的开展。

  根据NTP的工作原理、工作方式以及优势条件等，能够看出NTP的功能较为强大，因此在相关的电力自动化设备当中，也能够很好地进行时钟同步的工作。正是由于NTP的操作较为简单，资金投入较少，才使得相关的电力设备的结构变得更为简单，才保证了电力自动化设备的正常工作。因此，相关的电力企业要能够对NTP进行充分利用，不断将其的发展潜力进行挖掘，只有这样，才能保证我国电力企业的健康发展，才能最终促进我国经济社会的发展。

  论文摘要：电力通讯涉及的专业资源庞大而复杂，包括线路资源和设备资源，智能资源和非智能资源，物理资源和逻辑资源；另外随着电力通讯系统的迅速发展，传输干线的数目大幅度增加，传输系统容量越来越庞大，导致网络管理、电路调度工作的难度和复杂度增加。鉴于此，文章对电力通讯自动化设备与工作模式进行了探讨。

  1．载波机。电力线载波机概括起来由四部分组成：自动电平调节系统、载供系统、调制系统和振铃系统。载波机类型不同，各自系统的构成原理、实现方式等都有所不同。调制系统：双边带载波机传输的是上下两个边带加载频信号，只要经过一级调制即可将原始信号搬到线路频谱；单边带载波机传输的是单边带抑制载频的信号，一般要经过两级或三级调制将原始低频信号搬往线路频谱。自动电平调节系统：此系统的设置是为补偿各种因素所引起的传输电平的波动。在双边带载波机中，载频分量是常发送的，在接收端，将能够反映通道衰减特性变化的载频分量进行检波、整流，而后去控制高载放大器的增益，即可实现此目的；单边带载波机，设置中频调节系统，发信端的中频载频一方面送往中频调幅器，另一方面经高频调幅器的放大器送往载波通路，对方收信支路用窄带滤波器选出中频，放大后，一方面送中频解调器进行同步解调另一方面作为导频，经整流后，再去控制收信支路的增益或衰减，从而实现自动电平调节。振铃系统：为保证调度通讯的迅速可靠，电力线载波机均设置乐自动交换系统以完成振铃呼叫自动接续的任务。双边带载波机是利用载频分量实现自动呼叫，单边带载波机则设有专门的音频振铃信号。载供系统：其作用是向调制系统提供所需载频频率。在双边带载波机中，发信端根据调制系统的需要，一般设有中频载频和高频载频，而且收信端除设有一个高频载频振荡器外，中频解调器的载频则主要靠对方端送过来的中频载频，以实现载频的“最终同步”。

  2．音频架、高频架。在载波通讯中，如果调度所和变电站相距较远，为了保证拨号的准确性和通讯质量，在调度所侧安装音频架，而在变电站侧安装高频架，两架之间用音频电缆连接起来。载波机按音频架、高频架分架安装后，用户线很短，通讯质量明显提高，另外给远动通路信号电平的调整也带来方便。同时，话音通路四线端亦在调度所，便于与交换机接口组成专用业务通讯网。

  1．光端机。光端机是光纤通讯系统中主要设备。它由光发送机和光接收机组成。在系统中的位置介于PCM电端机和光纤传输线路之间。光发送机由输入接口、光线路码型变换和光发送电路组成。光接收机由光接收定时再生、光线路码型变换和输出接口等组成。光端机中还有其他辅助电路，如公务、监控、告警、输入分配、倒换、区间通讯、电源等。在实际应用中，为了提高光端机的可靠性，往往采用热备用方法，使系统在主备状态下工作，正常情况下主用部分工作，当主用部分发生故障时，可自动切换到备用部分工作，目前应用较多的是一主一备方式。光端机各主要组成部分作用如下：输入接口：将PCM综合业务接入系统送来的信号变成二进制数字信号。光线路码型变换：简称码型变换，将输入接口送来的普通二进制信号变换为适于在光纤线路中传送的码型信号。光发送电路：包括光驱动电路、自动光功率控制电路和自动温度控制电路。光驱动电路将码型变换后的信号变换成光信号向对方传输。光接收电路：将通过光纤送来的光脉冲信号变换成电信号，并进行放大，均衡改善脉冲波形，清除码间干扰。定时再生电路：由定时提出和再生两部分组成，从均衡以后的信号流中抽取定时器，再经定时判决，产生出规则波形的线路码信号流。光线路码型反变换：简称码型反变换。将再生出来的线路信号还原成普通二进制信号流。光端机一般采用条架结构，单元框方式。不同速率下工作的光端机，单元框的组成情况也不同。

  2．光中继机。在进行长距离光传输时，由于受发送光功率、接收机灵敏度、光纤线路衰耗等限制，光端机之间的最大传输距离是有限的。例如34Mbit/s光端机的传输距离一般在50～60km的范围，155Mbit/s光端机的传输距离一般在40～55km的范围，若传输距离超过这些范围，则通常须考虑加中继机，相当于光纤传输的接力站，这样可以将传输距离大大延长。由于光中继机的作用可知，光中继机应由光接收机、定时、再生、光发送等电路组成。一般情况下，可以看成是没有输入输出接口及线路码型正反变换的光端机背靠背的相连。因此，光中继机总的来说比光端机简单，为了实现双向传输，在中继站，每个传输方向必须设置中继，对于一个系统的光中继机的两套收、发设备，公务部分是公共的。3．数字通讯设备。一般来说，数字通讯设备包括PCM基群和高次群复接设备。PCM基群设备是将模拟的话音信号通过脉冲编码、调制，变成数字信号，再通过数字复接技术，将多路PCM信号变成一路基群速率为2048Mbit/s信

  入设备。交换设备是沟通输入设备与发送设备的接续装置。它可以经济地使用发信设备，提高发信设备的利用率。发送设备的任务是将各种信息的电信号经过处理（如调制、滤波、放大等）使之满足信道传输的要求，并经济有效地利用信道。载波通讯中，载波机的发信部分就是一种发送设备。信道是信息传输的媒介，概括地讲分有线信道和无线信道。信号在传输过程中，还会受到来自系统内部噪声和外界各种无用信号的干扰各种形式的噪声集中在一起用一个噪声源表示。接收设备和输出设备的作用与发送设备和输入设备作用相反，它们是接收线路传输的信息，并把它恢复为原始信息形式，完成通讯。在电力工业中，现已形成以网局及省局为中心的专用通讯网，并且已开通包括全国各大城市的跨省长途通讯干线网络。在现行的通讯网中光纤通讯已占主导地位。随着电力工业的发展，大电站、大机组、超高压输电线路不断增加，电网规模越来越大；通讯技术发展突飞猛进，装备水平不断提高，更新周期明显缩短。数字微波、卫星通讯、移动通讯、对流层散射通讯、特高频通讯、扩展频谱通讯、数字程控交换机以及数据网等新兴通讯技术在电力系统中会得以逐渐推广与应用。

  处于运行状态的电力设备由于其提供、产生和传递的能量会影响整个电力系统持续、健康和稳定的运行。随着技术的发展，对于电力干扰的处理，各国更多的采取电磁兼容技术来进行处理和规避。必须高度重视电磁兼容技术的研究和应用，最大限度的对自动化设备产生的电磁干扰进行解决，以便维护我国电力系统健康和稳定的运作。

  首先，自动化设备里内置了大量的数字电路与模拟电路，使用了包括微分电路、模/数转换器、集成电路、二极管在内的相关元件，不仅容易受到干扰的影响，而且其本身也有可能以干扰源的角色来对系统中的其他设备进行干扰。其次，电磁干扰会通过空间电磁波感应、传导通路和电源等途径来入侵微机系统，由于系统通常都是处于大电流低电压的运行状态，受此因素的影响，输出、输入和电源会产生出大电流的回路，从而形成明显的电磁干扰，影响系统的正常运行。再次，因为微机系统基于的是二进制原则，所以系统的主要组成要素是众多的数字电路，从而导致数字电路会由于脉冲干扰而处于不稳定的状态。最后，电源方面的干扰因素。系统作用干扰以及电源波动干扰是影响系统正常运行的关键因素之一。

  对电磁干扰进行有效的防止和抑制必须借助滤波技术的应用，该技术主要是通过滤波器把信号里相应波段的频率进行滤除来达到减少电磁干扰的目的。详细而言，滤波器不但能够阻止无用信号的通过，而且还可以滤除这部分的信号。通过滤波器来降低电磁干扰问题的影响，必须高度关注和重视的问题包括：设计者必须全面、充分的掌握干扰源的分布、干扰信号的幅值和频谱等信息，要求设计者必须对相关数据进行科学、实际的检测，只有这样，才能选择到最为合适的滤波器，提高设计的针对性和目的性，从而达到理想的效果。

  当前，电磁兼容领域会大量的通过隔离电磁干扰线路来实现避免电磁干扰影响的目的。处于运行状态的电路会制造出磁场，同理，干扰线路所产生的相应的干扰电磁场会严重影响电路的正常运行，产生诸多的负面效应，如电力的大量浪费、电能传输的严重阻碍等，不利于电力系统持续、健康和稳定的运行。所以，必须合理、有效的隔离相应的干扰线路及其形成的干扰电磁场。由于电力系统中大量的自动化设备在运行状态下会形成相应的干扰脉冲，影响网内其他设备的健康运行。出于对该因素的考虑，必须通过专业的元件来充分、有效的隔离这些强脉冲、高频率和大功率的设备，以便其他设备能够始终处于正常的运行状态，降低或规避干扰设备对于正常设备的影响和负面阻碍，提高电力系统自动化设备的健康度。

  受传统观念的影响，大部分人对线路接地的认识还停留在确保用电安全的水平之上。实际上，除此之外，线路接地技术在电磁兼容领域也得到了充分和大量的应用。通过线路接地技术的科学应用，能有效的把干扰信号源利用接地线路传递到地下，从而有效规避或者降低干扰信号源所产生的负面影响，确保自动化设备持续、健康和稳定的运行。第一，传输电能的环节中，电能会由于设备和线路的干扰，而面临大电阻的情况，进而受到电磁场的影响，一旦出现强磁场，就会对电能的利用效率以及传输效率造成严重的影响，特别是处于短路情况下时，对自动化设备的正常运作所造成的影响就更加明显。因此，必须科学地利用接地技术，来提高整个电路的完整度和健康度，降低系统整体电阻数值，进而实现降低磁场影响的目的，最终达到增强电能利用率及传输率的目的。同r，通过接地技术还能够对接地电压进行有效的控制，有效的将其控制在合理的水平之内。具体来说，是对接地导线上的电力进行有效的控制，来实现将干扰电流向地下传输的目的，进而降低对正常运行状态下自动化设备的干扰和负面影响，最终实现增强电能利用效率的目的。

  随着电力资源在社会经济发展中地位和作用的提升，电网安全已经成为电力企业和社会关注的一个热点问题，尤其是在我国，电网长期处在高负荷运行的状态，一旦触电安全事故势必会对供电及国民经济发展产生重要影响。而最近几年，北美电网连续发生的几次大规模的停电事故更是对我国电网安全运行敲响了警钟。在这种情况下，一些学者开始探讨电力自动化系统智能保护测控设备的研发，将电网的保护、测量、控制和通讯功能融为一体，提高电网运行安全保障能力。

  电力自动化系统智能保护测控设备是一种将保护、测量、控制和通讯功能为一体的智能安全控制设备，具体功能包括以下几个方面：（1）保护功能，通过继电保护保护电力设备的安全运行，当电网设备出现故障和不正常现象的时候，系统能够迅速的做出判断发出跳闸命令经事故切除并发出警报，避免停电范围的扩大和电气设备的损坏。（2）测量功能，利用末端测量设备对电力节点进行实时测量，一旦空中中心发出测量指令，设备能够迅速的将电量数据上传到控制中心，为电力资源调配提供合理的、准确的依据。（3）通讯功能，该功能是智能保护测控这杯与整个电力自动化系统之间的桥梁，通讯功能必须符合国际电力自动化标准，主要作用是将电量测量数据、保护信息等传送给控制中线）控制功能是在上述功能的基础上，利用遥测、遥信、遥控、遥调等技术，对电网当中的设备来控制和管理。这四个功能是电力自动化系统智能保护测控设备应该具备的基本功能。

  电力自动化系统智能保护测控设备在设计上必须配置灵活，并满足功能拓展和系统升级的需要，在结构设计上最好采用模块化结构设计。笔者认为一个完整的电力自动化系统智能保护测控设备应该包括以下几个模块：主控模块、开入开出模块、电量转换模块、人际对话模块和通讯模块等等。每块模块都是一个独立的插件，通过母版与电气联系，将各个模块的功能整合起来，形成一个完整的电力自动化系统。

  主控模块是电力自动化系统智能保护测控设备的核心部分，主要由ADC（模拟数字转换器）、保护和测量CPU和EEPROM等组成，主控模块主要负责对电量转换模块送来的电流进行AD采样，得到电流的原始数据，并利用数据处理功能对数据进行处理，得到设备功率、能量和频率等参数，并将其保存在寄存器当中。CPU对原始数据进行处理，在与参考值进行比较分析，并判断设备的云翔状况，达到设置动作值以后发出保护命令。主控模块除了应该具备数据处理和命令等功能之外，还要具备一定的通讯和人机对话功能，当接收到通讯模块发出的信息以后，CPU对其进行处理和分析，将对应的数据传输到通讯模块实现设备的通讯功能。

  电量转换模块主要报包括电流互感器、电器互感器、滤波电路等等，这些设备的主要作用是采集流经电能的电流和电压，并将其转化为模拟量传送到主控模块，并转为可以处理的数据，在主控模块当中完成对这些数据的数据处理！测量计算或保护运算等。电量转换模块是对于安全控制具有重要意义，其测量的准确性直接决定着该系统的可靠性，因此必须保证数据采集的准确性。

  人机对话是自动化设备当中不可缺少的一部分，一般来说人机对话模块主要包括液晶显示、键盘及LED指示灯三部分电路，当然随着技术的进步全屏控制已经成为可能。在运用的过程中主要是通过键盘将操作人员的命令输入电脑当中，主控模块根据输入的信息返回液晶控制和及数据信息，液晶显示器上显示的主要是当时的 电量信息、警报信息和保护动作信息等等，当然也包括各种菜单选项，包括保护配置、保护定值、历史记录等等，指示模块发出的指示电源、保护动作或告警状态编委信息在LED指示灯中显示出来，或者采用语言提示的方式，提醒操作人员注意。

  该模块主要可以分为两部分，也就是开关量输入和开关量输出。开关量输入部门主要是实现设备的“遥信”控制功能，主要是通过采集现场的状态量，如开关的分合、储能开关的储能状态等信息，并将收集到的状态量传递给主控模块。开关量输出部分主要是为了实现设备的“遥控”控制功能，将主控模块发出保护命令，传递到终端控制器控制跳合闸回路，控制线 通讯模块

  在电力自动化系统智能保护测控设备设计的过程中，所使用的测控保护设备的硬件平台必须具有通用性的原则，在通用的平台之中不同的原理的保护可以由完全相同的硬件系统实现，要想改进和完善设备的功能和特性只需要改变保护软件即可。同时，这样能够便捷的对设备做升级和改进，提高设备的使用年限，减少使用成本。

  在设备设计当中CPU的性能对是整个设计的核心部分，随着电网自动化的快速发展，单一CPU已经不能满足电网自动化的需要。在电力自动化系统智能保护测控设备设计的过程中，为了与电力自动化设备协调起来，在硬件结构上可以采用多CPU模式。比如说现在应用较为广泛的ABB公司的智能型控制单元，这种结构就是采用了四核设计模式，四个CPU分别负责控制、计算、传感器接入和通信，大大降低了CPU的负担，提高了系统工作效率。当然，在设计的过程中必须解决各个CPU之间的系统稳定运行的问题，只有这样不同CPU之间的数据才能简单快速的传递。

  电力系统厂站端自动化是联系继电保护、通信、调度主站、变电运行、变电一次检修、装表接电等专业的重要枢纽，是保障电力系统安全稳定运行的重要的条件。如何快速有效地排除设备缺陷，是每个电力系统厂站端自动化工作者必须面临的问题。下面以几个具体实例来说明如何解决变电站常见的远传、遥测、电能量采集、GPS时钟等几类自动化常见故障。

  某110kV变电站改造工程调试过程中，在总控单元下装了新的远传表后，在测控装置屏逐一点通硬接点遥信与调度主站核对正确。之后根据现场需要，又在调度信息转发表中增加了两个新遥信点，下装总控并通知调度主站增加点号。核对新信号时发现调度主站无法收到新遥信点的变位，而后台可以正常反映新增点号的变位。该站总控单元采用的是国电南自的PSX600，用总控编辑与监视软件PsxView_V3查看四遥数据中的遥信信息，对应点号变位正确，主站端并未封锁该点或取反，直接从主站前置机仍然看不到变位。再试点之前核对过的新增点号，主站也不再能监视到变位，而未经改写的遥信点均能正常反映。新点的变位在厂站端总控监视软件可以正确反映而在主站端时通时断，首先考虑通道可能存在问题；而原有点一直工作正常，新增点也并不是集中在远传表末端，说明通道质量问题的可能性很极小。这一现象与通道切换情况较为相符：在新远传表下装过的通道值班时，新增点变位可以在调度正确反映；在未下装新远传表下装过的通道值班时，新增点变位无法上送调度。询问调度主站后得知该站不同于其他110kV站点，为双通道，模拟通道并未退出使用，第二次下装参数后正是101通道值班时间。将101通道对应的2#远传区也下装了最新远传表后，主站端可以正确反映新增点的变位。

  可知引起功率读数偏小的原因可能为：缺某相电流/电压，或测控装置中功率计算方式应选“两表法”而误选了“三表法”，也不排除遥测系数录入错误。赴现场查看后台机发现这两条线路显示电流平衡、线kV，说明电流、电压遥测系数可靠，337、338的测控装置为南瑞继保的RCS9705,有功、无功系数应为×电压系数×电流系数，后台数据库中录入正确，根据有功、无功读数调度主站与后台一致，说明主站数据库系数正确。随后检查两台测控装置有无缺相，发现输入电流端子处仅有两相，说明此处有功功率的计算采用两表法，再查看RCS9705菜单发现在功率测量选项中选择了“三表法”，改选“二表法”后，调度主站与后台均显示负荷平衡。这一问题之前没有暴露可能和337、338两条线路负荷一直较小，不平衡现象不显著有关。

  某110kV变电站扩建工程竣工验收过程中，主站电能量采集系统无法采集108、260电表数据。该变电站电量终端服务器采用ERTU-2000C型远方电能量数据终端,有3条485总线块电表。这两块电表所在的第2条总线块电表通信正常，初步怀疑为这两块电表故障。用测试软件EMTEST在电表485端口和ERTU总线根部均能正确读取这两块电表数据，再从ERTU的以太网口和维护口读取这两块电表数据均失败。推断问题可能在ERTU内部。ERTU的工作原理是：先将电表地址、所在总线、电表规约存入ERTU，并为每块电表分配一个“表号”，ERTU每15分钟按地址从电表采集数据，将得到的数据按表号上传主站。全站共52块电表，108、260两表的表号为51、52，位于最末。试将两表的表号与原先在49，50的电表调换，则108、260两表可以顺利采集，而表号改为51、52的电表无法采集，证实为ERTU内部缺陷。将表号51、52改为53、54以及更大的数，位于该表号的电表仍然无法采集；将108、260两表改回表号51、52，而表号49、50空置，则108、260两表可以采集，而表号53、54上的电表无法采集。说明表号51、52不是ERTU的采集盲区，而是ERTU的数据处理能力只达到50块电表。该站不具备负荷曲线块，因此不能将ERTU更换为采集容量更大但不具备数据存储功能的其他型号电量终端服务器，否则如果出现通信中断，将无法追补老式电表数据。本着经济高效的原则，暂不采集10条未投运的10kV备用出线两表补入前方表号。以后全部线路投运时可以考虑增购一台带存储功能的电量终端服务器用于更换。

  某500kV变电站值班员反映500kV GPS时钟频繁发出故障告警信号。现场检查发现“主钟”工作灯不亮，“备钟”工作灯间歇亮，两灯均不亮时，“故障”灯亮，同时向监控系统发故障告警信号。初步推断天线kV GPS时钟接收板故障。该站500kV、220kV各有一GPS时钟，二者的主钟接收天线互为对方的备钟接收天线kV GPS时钟装置做如下实验：拆除时钟主钟天线kV GPS备钟工作正常；恢复主钟天线的电缆，拆除备钟天线kV GPS主钟工作正常。说明500kV GPS装置主钟、备钟天线均完好，应为接收板件故障。更换接收板后，上述故障消失，但该时钟装置频繁发生接近整分钟时归零的现象，即在某分59秒后时间跳变为2008年6月1日0时0分0秒。因故障时间极为规律，初步怀疑为CPU板内部程序问题。更换CPU板后，归零现象任旧存在，考虑存在以下可能：时钟在整分钟需进位时进程较多，因新板件耗电较多造成工作电压不够，进位进程不能启动，自动恢复到出厂设置。CPU正常工作电压应不低于5V，现场测得仅为4.7V，拆除几个备用对时模块后，将CPU工作电压升至5.1V，此时不再出现归零，说明确实因电压偏低引起故障。恢复备用对时模块，更换新电源板，使CPU工作电压稳定提高，观察一段时间后，500kV GPS时钟工作正常。这一连环故障的处理说明，虽然模块化的设计为故障查找带来了方便，但是排故不能“头痛医头，脚痛医脚”，分析故障仍然要有全局思想。