6ES7214-1BD23-0XB8使用方式

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变电站自动化系统在实现控制、监视和保护功能的同时，为了实现不同厂家的设备达到信息共享，使变电站自动化系统成为开放系统，还应具有互操作性。为此，电工（IEC）了变电站内通信网络和系统标准体系-IEC 61850。文章在分析IEC 61850标准的信息分层、面向对象的数据对象统一建模、数据自描述和抽象通信服务映射等概念的基础上，提出了一种符合IEC 61850标准的变电站内通信系统的框架模型。同时，遵循面向对象建模和抽象服务映射的思想，对变电站内智能电子设备（IED）统一硬件平台设计和软件系统的实现方法以及应该注意的相关问题进行了详细讨论，为变电站自动化系统的互操作性、可扩展性和高性要求的实现提供了依据。
    关键词：变电站自动化系统；通信系统；IEC 61850通信标准；互操作性；面向对象建模；智能电子设备

 引言
    变电站自动化系统的功能除控制、监视和保护3大功能外，还包括变电站自动化系统的维护功能，即系统组态、通信管理和软件管理等功能[1]。
    采用变电站自动化系统可以把原本分隔的控制、保护、监视、通信和测量等装置以合适的形式进行集成，由少量多功能智能电子设备（Inbbbligent Electronic Device，IED）组成自动化系统，通过站内的通信网络实现信息共享，可使信号电缆大为减少，系统结构简化。这样既提高了系统的经济性，又改善了性。因此，变电站集成和自动化已成为电力降低安装、维护和运行成本的有效途径。
    在变电站自动化系统集成过程中面临的大障碍是不同厂家的IED，甚至同一厂家不同型号的IED所采用的通信协议和用户界面的不相同，因而难以实现无缝集成和互操作。因为需要额外的硬件（如规约转换器）和软件来实现IED互联，还要对用户进行培训，这在很大程度上削弱了变电站实现自动化的优点和意义。因此变电站自动化系统在实现功能之外，还应具备互操作性、可扩展性和高性等性能。这在以往系统分析和设计过程中通常是被忽视的。
    互操作性，即同一厂家或不同厂家的多个IED要具有交换信息并使用这些信息进行协同操作的能力。设备的互操作性可以大限度地保护用户原来的软硬件投资，实现不同厂家产品集成。
    可扩展性，这就要求系统在设计时，软件系统和硬件系统都尽可能采用模块化设计方法，方便未来的系统扩展，同时要求通信接口标准化，系统具有开放性。
    高性，系统应具有冗余结构，特别是作为系统数据通道的通信系统和人机界面的监控主站应具有互相立的冗余配置。在故障情况下，冗余的通信系统和监控主站应该可以在系统不停止工作的情况下进行热切换，以保证系统执行相应的保护和自动控制任务。
    IEC在充分考虑上述变电站自动化系统的功能和要求，特别是互操作性要求的基础上，了变电站内通信网络与系统的通信标准体系¾¾IEC 61850标准。它采用分层分布式体系、面向对象的建模技术，使得数据对象的自描述成为可能，为不同厂商的IED实现互操作和系统无缝集成提供了途径。
2  IEC 61850 标准简介
2.1  IEC 61850标准的主要内容
    在20世纪90年代初，欧洲和美国同时开展了这方面的研究工作，并了相应标准[2,3]。为了避免两个标准冲突，在IEEE和IEC的共同协调下，IEC决定以UCA 2.0 数据模型务为基础，将UCA的研究结果纳入IEC标准，建立世界范围的统一标准¾¾IEC 61850，并于1999年3月提出了草案版本。IEC 61850标准草案主要包括的系列文档如图1所示。

    就概念而言，IEC 61850标准草案主要围绕以下4个方面展开：   
    （1）功能建模  从变电站自动化通信系统的通信性能（PICOM）要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型（Part 5）。
    （2）数据建模  采用面向对象的方法，定义了基于客户机/服务器结构的数据模型（Part 7-3/4）。
    （3）通信协议  定义了数据访问机制（通信服务）和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS（IEC 61850-8-1）。在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络（IEC 61850-9-1）或映射成基于IEEE 802.3标准的过程总线（IEC 61850-9-2）（Part 7-2，Part 8/9）。
    （4）变电站自动化系统工程和一致性测试 定义了基于XML（Extensible Make up Lange）的结构化语言（Part 6），描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操作性，Part 10描述了IEC 61850标准一致性测试。
2.2  IEC 61850标准的主要特点
2.2.1  信息分层
    变电站通信网络和系统协议IEC 61850标准草案提出了变电站内信息分层的概念，无论从逻辑概念上还是从物理概念上，都将变电站的通信体系分为3个层次，即变电站层、间隔层和过程层，并且定义了层和层之间的通信接口，如图2所示。

2.2.2   面向对象的数据对象统一建模
    IEC 61850标准采用面向对象的建模技术，定义了基于客户机/服务器结构数据模型。每个IED包含一个或多个服务器，每个服务器本身又包含一个或多个逻辑设备。逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。从通信而言，IED同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接口（ACSI）务器通信可访问数据对象，如图3所示。

2.2.3  数据自描述
    与IEC 60870-5系列标准采用面向点的数据描述方法不同，IEC 61850标准对于信息均采用面向对象的自描述。
    采用“面向点”的数据描述方法，在信息传输时数据收发双方事先对数据库进行约定，并一一对应，这样才能正确反应现场设备的状态。协议一旦确立以后，如果要增加或某些信息就对协议进行修改，这是一项耗费资金和时间的工作。随着技术发展、电力市场的建立和变电站自动化水平的提高，变电站内需要传输的新信息不断增加，这种数据描述方法已不大适应，因而使新功能的应用受到限制。
    面向对象的数据自描述在数据源就对数据本身进行自我描述，传输到接收方的数据都带有自我说明，不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作。由于数据本身带有说明，所以传输时可以不受预先定义限制，简化了对数据的管理和维护工作。为此，IEC 61850标准提供了一整套面向对象的数据自描述方法。
    （1）IEC 61850 对象名称  标准定义了采用设备名、逻辑节点名、实例编号和数据类名建立对象名的命名规则。
    （2）IEC 61850通信服务  标准采用面向对象的方法，定义了对象之间的通信服务，比如，和设定对象值的通信服务，对象表的通信服务，获得数据对象值列表的服务等。
2.2.4  抽象通信服务接口（ACSI）
    IEC 61850标准总结了变电站内信息传输所必需的通信服务，设计了立于所采用网络和应用层协议的抽象通信服务接口（Abstract Communi-cation Service Interface，ACSI）。在IEC 61850-7-2中，建立了标准兼容服务器所提供的通信服务的模型，包括服务器模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据模型和数据集模型。客户通过 ACSI，由通信服务映射（Specific Communi-cation Service Map，SCSM）映射到所采用的具体协议栈，如制造报文规范（Manufacturing Message Specification，MMS）等。IEC 61850标准使用ACSI和SCSM技术，解决了标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾，即当网络技术发展时只要改动SCSM，而不需要修改 ACSI。
3 基于IEC 61850标准的变电站内通信系统框架模型
    作为变电站自动化通信网络和系统的标准，IEC 61850主要强调面向对象的建模和对基于客户机/服务器结构的应用数据交换的定义。一典型变电站自动化系统的通信系统框架模型如图4所示。

    （1）物理层/数据链路层
    选择以太网作为通信系统的物理层和数据链路层的主要原因是以太网在技术和市场上已处于主流地位。另外，随着快速以太网、G-比特以太网技术逐步成熟，对变电站自动化应用而言，网络带宽已不再是制约因素，由冲撞引起的传输延时随机性问题已淡化。
    曾有一种观点，认为因以太网具有载波侦听多路访问（CSMA/CD）的本质，其对“实时”信息传输造成延迟的随机性无法预测，因而不能满足实时系统的需要。因为两个或多个以太网节点同时访问共享的传输介质局域网（LAN）时会造成数据冲突，此时所有冲突的节点会按退避算法（backoff algorithm）随机延迟一定的时间，然后试图重新访问介质，以获得介质的访问权。这样就无法确切地估计冲突节点所需的随机等待时间，因而有可能造成 “实时”信息传输无效。
    为了定性地说明这一问题，美国电力研究院（EPRI）对此进行了研究，在特定的“恶劣”情形下对比了以太网和12M令牌传递Profibus网的性能。研究结果表明，通过交换式HUB连接的10M以太网能够满足变电站自动化系统网络通信“实时”性的要求，并且以太网快于12M令牌传递 Profibus网络[4]。
    （2）网络层/传输层
    选择事实标准的TCP/IP协议作为站内IED的高层接口，实现站内IED的Intranet/Internet化，使得站内IED的数据收发都能以 TCP/IP方式进行。这样，监控主站或远方调度采用TCP/IP协议就可以通过广域网（WAN）甚至Internet获得变电站内的数据。同时，采用标准的数据访问方式可以保证站内IED具有良好的互操作性。
    （3）应用层
    选择制造报文规范（MMS）[5]作为应用层协议与变电站控制系统通信。所有IED中基于IEC 61850建立的对象务模型都被映射成MMS中通用的对象务，如数据对象的读、写、定义和创建以及文件操作等。MMS对面向对象数据定义的支持，使该数据自描述成为可能，改变了传统的面向点的数据描述方法。因数据本身带有说明，故传输可不受预先定义的限制，简化了数据管理和维护工作。
    以太网通信标准和MMS结合，加之IEC 61850的应用描述，是将变电站自动化系统变成开放系统的一可能实现的途径[6]。
4  IED统一硬件平台设计
    考虑IED本身的功能，以及可扩展性和性的要求，IED硬件设计采用可组态的模块化设计方法，按功能划分各个模块，主要包括模拟量输入输出模块，开关量输入输出模块，人机接口模块（MMI），通信模块（COM）和主控模块（CPU），如图5所示。

    模块和模块之间的数据通信通过内部高速总线实现。由于各模块都具有一定的智能化处理能力，可以对信号的输入输出进行一定的预处理，减轻主控模块的负担，使其专注于数据处理、故障判断和任务调度。同时，采用这种模块化的设计方法，使得IED具有可扩展性，可以根据客户的需要添加相应模块，为IED的高提供了可能。而且这种模块化的设计方法可以随技术的发展而换相应模块，大限度地保护了用户已有的投资，实现产品的升级换代。
    在该平台上直接与IEC 61850标准相关的模块主要是负责信息处理和网络通信的模块，即通信模块。此通信模块设计时处理好CPU处理速度、RAM的容量和ROM的容量等。
    在实际设计过程中，将主控模块和通信模块合二为一，选用Motorola公司集成了以太网控制器的32位芯片MPC 860。通信模块中层和LLC层功能由MPC 860中的以太网控制器实现，而10/100M自适应以太网收发器芯片LXT 970则实现与通信介质接口和驱动等功能。在通信模块中实现庞大的TCP/IP协议栈和MMS，需要较大的存贮空间，因此，程序存储器和数据存储器分别采用大容量的Flash 29F040和SRAM KM416S1020B以适应应用的需要。主控模块和通信模块的硬件结构如图6所示。

5  IED软件系统设计
5.1  IED功能模块的实现
    实现IEC 61850的、难点在于软件设计。它主要涉及两个方面的内容：在变电站层的监控主站系统上实现与IEC 61850相关的功能；在间隔层IED上实现保护、控制，尤其是在间隔层的IED的通信模块中实现TCP/IP、MMS、XML等技术。本文主要讨论 IED中软件系统的实现。
    IED软件设计也是按功能划分进行模块化设计的，使得软件具有可裁剪性，也便于功能扩充。按功能划分主要可分为：数字信号处理元件、数据处理元件、继电保护元件、可编程的数字量输入输出元件、事件捕获元件、人机接口元件和通信元件。
    不同于以往一般的微机保护监控装置，IEC 61850标准中为了实现互操作性和可扩展性，采用了面向对象的建模技术，定义了数据模型和设备模型以及描述数据对象的方法及一套面向对象的服务。所以， IED软件设计除了要实现测量、保护和控制功能外，还应充分考虑并遵循这些要求。按照IEC 61850-5定义的逻辑节点模型，采用面向对象分层描述方法描述电流速断保护逻辑节点，如图7所示。

5.2  IED通信模块的实现
    IED应具有强大的网络通信功能，以实现符合IEC 61850标准的通信系统框架，因而通信模块的实现显得尤为重要。在间隔层的IED中实现上节所述功能，同时在通信模块中实现TCP/IP、MMS、 XML等技术，特别是在IED中的单片机或DSP上实现这些技术，是有相当难度的。尤其是TCP/IP协议的处理任务繁杂，并且还要求有很高的实时性。
    嵌入式实时操作系统（RTOS）的出现，为此类的实现提供了便捷方法。因此，IED软件设计采用了Windriver公司的嵌入式实时操作系统（RTOS）VxWorks，利用RTOS提供的多机制以及任务之间的通信和互斥等机制来进行任务的管理和调度。同时，VxWorks还提供了与 BSD 4.4版本基本兼容而实时性方面有很大提高的TCP/IP协议栈。
    所以，IED软件设计是由嵌入式RTOS及其上的TCP/IP软件模块以及应用程序模块构成，如图8所示。
    上述变电站内通信网络模型中物理层和数据链路层功能由以太网收发器和集成在CPU中的以太网控制器实现。网络层TCP/IP协议的实现则须调用Vxworks中的TCP/IP协议栈。

6  结束语
    文章在分析了IEC 61850标准的信息分层、面向对象的数据对象统一建模、数据自描述和抽象通信服务映射等概念的基础上，提出了变电站自动化通信系统框架模型，同时遵循 IEC 61850标准，对IED硬件系统和软件系统具体实现方法及应该注意的相关问题进行了讨论，为变电站自动化系统互操作性、可扩展性和高性的实现提供了可行依据。
    但由于受到目前技术条件的限制，本文对IED硬件平台中通信模块10M/100M的自适应、双网冗余设计及其切换策略，以及倍受关注的变电站中过程层自动化实现的软、硬件方案等均未涉及，这也是今后需要进一步研究的。

GB763、GB50150和电力行标DL/T596对断路器导电回路电阻的测量均作了规定：应采用直流压降法测量，电流不小于100A。过去因受测量仪器和现场条件的限制，一般都使用双桥法进行测量，由于双桥测量回路通过的电流很小，难以接触部位的氧化膜，造成较大的测量误差。石家庄供电局曾对一台DW3-110型多油断路器进行过两种试验方法的对比性试验(见表1)，双桥法测出的电阻值是偏大的，相对误差高达1倍以上。过去用双桥法测量遇到阻值标时，往往使用多次电动合闸的方法来降低阻值，这是不科学的，也是有损断路器的。目前，使用压降法回路电阻测量仪表测量回路电阻的越来越多。但仍有一些单位还在沿用双桥法，这对指导设备检修是很不利的。目前生产测量仪的厂家很多，一些产品特别是早期产品的质量不理想，选用时应慎重。

表1　DW3-110型多油断路器导电回路电阻测量值(μΩ)

为正确判断测量结果在GB50150和DL/T596中都作了明确规定，见表2。

表2　各类断路器导电回路电阻值的规定

目前，争议较大的是油断路器的导电回路电阻值，在预防性试验中，如何自行规定控制标准。制造厂曾向使用单位过以下估算公式：

IHRH=I1R1

式中IH、RH--额定工作电流和制造厂规定的导电回路电阻值

I1、R1--实际工作电流和导电回路电阻

如果运行中的负荷电流是固定的或波动性很小的话，制造厂提供的估算公式还是可以用的。但实际上负荷电流的波动性是很大的，是难以选定一个适合的实际工作电流(I1)值的。另外，在变电所的设计中，一般都要考虑负荷增长的因素，选用的断路器额定电流值(IH)总是偏大的。而在投入运行初期的实际工作电流又往往是偏小的，造成估算出的导电回路电阻偏高，达到额定电阻值的3倍甚至4倍，这就可能了设备接触部位存在的缺陷。因此不采用这种估算方法。

从现场了解，目前多数单位是根据运行，检修经验和多年实测的导电回路电阻值的统计，进行分析后自行确定出控制标准的。例如有的单位规定实测的导电回路电阻值，应不大于制造厂规定值的2倍，也有的单位规定不大于制造厂规定值的1.5倍，至今尚无一个统一的规定。

如果把数据的采集范围能扩大到电网一级，出一个网内统一的近乎合理的控制标准来。这对断路器的运行和检修都会有利的。对出控制标准的断路器，用红外热像仪再行监测，就加科学和可信了。

一．引言

随着互联网技术和应用系统的不断发展，电子商务逐步建立起一些常用的象B2B、B2C之类的系统模型，从目前国内的电子商务现状来看，影响电子商务发展一个关键性因素是使用普及率，尤其是针对大众的B2C商务模型。这使得B2C的模式在短时间之内推广仍然存在较大的困难。

电子商务领域对此问题探讨了一些新的思路，提出了采用建设公众网络服务系统，作为实现电子商务重要手段的想法。该系统使用特制的计算机终端，通过互联网连接网络资源和系统管理平台，完成面向公众的、以“交易”为特征和主要目的电子化综合服务功能。这些终端可以安置在大楼、街道、小区、学校、商店、机场等公共场所，以简单方便的操作为人们提供查询、商品定购、道路导游、公用事业缴费等一系列集成服务功能。

二．系统概述

社区电子化服务（e-Service）应用系统主要是在居民居住集中的住宅小区设立电子服务智能终端，通过互联网技术和电子商务等技术的应用，使居民能够通过智能终端足不出区就能享受到在线定购、缴纳公共事业费、信息查询等便利服务。

我们可以将整个系统可分为三大部分：基站（Base-Station）、终端（Terminal）和网络（Network）。

基站是分布在全市各小区终端的控制，它需以城域网为依托与各终端实现互联。基站的主要功能是对整个运营系统进行维护、管理和监控，对资源的管理和提供与外部服务提供商的连接；终端是提供给居民使用的服务应用接入装置，它不但要具备服务所需的各种硬件配置如：触摸屏、打印机、条码机、投币机、IC读卡机等的设备，还要具有界面简单，操作方便，智能化等特点；网络是基站和终端间的连接设施，可借助现有的网络基础设施来提供连接，也可采用专线的方式。

社区电子化服务应用系统主要包括社区电子商务系统、电子缴费系统、电子化查询系统、电子化系统、物业管理系统和远程医疗系统等。其中社区电子商务系统、电子缴费系统、电子化查询系统是社区电子化服务的基本要素，当然这些建立在综合性社区信息平台的基础之上，而且还需要相应的服务提供商提供支持。

社区电子化服务应用系统能够使社区内的系统注册用户通过服务终端方便地缴纳各种公共事业费用，如：水费、电费、煤气费、电、有线电视费、物业管理费等，还能使用户通过服务终端进行网上购物，查询多种信息，包括：天气、股票、交通等等。系统还提供各种定票服务，如：、、球票、门票、电影票等。另外通过此系统还可以进行社会调查、广告宣传（通过终端打印机可以将广告宣传单直接在终端打印，让居民领取）。

三．系统结构

C/S结构和B/S结构是现今两种主流的分布式处理系统结构。虽然B/S结构代表了分布式处理系统结构的发展趋势，但针对特定的系统C/S结构仍有其无法替代的优越性。

社区电子化服务应用系统是面向特定应用的系统，它具有终端分散，用户相对集中，性要求较高等特点。从系统本身的管理要求上考虑和综合“实用性、性、性、开放性、性、可扩充性”等技术原则，在城域网内采用C/S结构为主的社区电子化服务应用系统是可行的，而且网络速度的瓶颈在网络技术高度发展的今天很快就能够解决。对于部分功能或从终端再往下延伸的部分可采用B/S结构，这样就形成以C/S结构为主，B/S结构为辅的一种混合体系结构。

系统结构框图（见图一）：

（图一）

运营对外提供标准的服务接口，以便服务提供商能方便的将服务接入。还需与银行和认证有相应连接，以支持缴费服务；与物流有连接以支持在线购物；还应与信息服务商建立连接以提供查询服务。运营与终端之间可以经由各种网络设施进行连接，以满足不同的社区环境。终端提供用户接口，可与用户交互并协调各硬件的工作，为扩展系统功能和结构，终端可支持Web 服务，使一些有条件的用户可以在家登录社区终端享受社区电子化服务，另外系统还要考虑到扩展后对移动接入的支持。

运营记录并维护全部的用户身份和交易信息；提供终端，并提交终端用户的支付动作，响应终端机的清算请求；完成网络资源信息的整合，将新数据务模块发放到终端机；对终端进行实时监控和管理。

终端机以用户操作界面显示可用的服务模块，提供多种服务功能；连接银行POS系统，可以进行以方式支付的交易；具备消费记录的提交和清算功能，存储并提供交易凭，本地数据与状态的维护和管理，提供在无连接方式下的有效运行，并配合运营完成数据新和终端监控管理。

四．支撑软件

整个社区电子化服务应用系统需要一套有效的应用软件来支撑其运行，由于bbbbbbs操作系统比较普及，而且界面友好，所以在bbbbbbs系统平台上进行开发比较切合实际。支撑软件从功能上划分至少应包括四个模块：基站管理模块、应用服务模块、本地资源管理模块、通信模块。

基站管理模块主要是为系统的运营商提供管理界面接口，使运营商对整个系统能够有良好的控制。基站管理模块要能够对所有的用户和交易数据进行有效的管理、统计和备份；能够管理在该系统上运行的各种服务并可向终端远程推送各种数据和文件；基站管理模块还要能对终端（包括终端上的硬件设施状态和程序运行情况）实施远程监控。

应用服务模块要能够实现服务的整个流程，对服务商要提供服务程序接口，对终端要提供方便美观的用户界面和终端硬件接口，应具有通用性，能适应多种应用服务的需求。应用服务程序中非常重要的三点是数据的及时新、与基站和其他终端的数据同步和对操作并发性的控制，这对定票服务至关重要。

本地资源管理模块主要负责对终端的管理，运行在终端，协调、管理和监控终端程序的运行以及终端各硬件设备的工作；接收从基站传输过来的文件并其存放路径；新、添加或应用服务在终端的用户接口。

通信模块主要负责终端与基站之间的通信，分为接收和发送两个子块。终端的交易数据经过加密后经由通信模块传输到基站进行处理。基站对终端的管理和监控和基站的反馈数据都需通信模块发送。由于所有的数据可能在公网上传输，为了通信，除了加密外还可自己定制一套基于TCP/IP的发送和接收的协议规则。

软件模块如图所示：

（图二）

各程序模块之间应设计标准的接口，以便能根据实际需要对各功能模块进行新和升级。

系统支撑软件的主体部分是基站管理软件，此软件的功能的强弱，结构的完善与否将影响到整个系统性能。下面详细分析基站管理软件的设计：

（图三）

从实际应用看，管理软件需对用户、服务、数据、终端进行集中管理，由通信模块辅助实现。用户管理能够完成系统对所有注册用户的管理，包括用户的注册、修改、删除以及对用户使用本系统情况的统计；服务管理能够对系统的服务功能任意增加和删除，提供各种应用服务接口并能向终端传送应用服务所的文件；数据管理能够与终端进行数据交换，提供按用户、按应用、按终端、按时间对交易数据进行统计的功能并能够打印报表；终端管理提供终端信息查询并负责终端的监控，包括硬件运行状态和软件运行情况，还应提供相应的报警功能。

整个管理软件可按上图划分成各个功能模块进行设计。

五.结束语

在社区电子化服务应用系统的建设过程中，还有诸多问题要解决好，如：标准化支持、性及可恢复性、可扩展性和负载均衡、处理大量并发事务、信息管理、互操作性、多媒体支持。另外非常重要的一点就是建立合理的机制，解决好身份认证和电子凭证的管理以及数据的传输。社区电子化服务系统还可以与社区电子化管理系统相结合，实现社区的信息化。社区电子化服务应用系统的建立必将城市信息化的发展推向一个新的高潮

    (1) 对于新安装开关一年应进行一次大修。

    (2)  正常运行的开关每二至三年进行一次大修。

    (3)  小修周期每年一次。

    (4)  开断正常负荷200次应进行临时性检修。

2  检修前的准备工作

    (1)  准备工器具、材料配件等。

    (2)  学习检修工艺、落实任务、施工进度。

    (3)  开关本体检查、测定必要数据。

3  开关的基本构造及灭弧原理

    (1)  导电回路：上帽  上出线 静触头 动触头 滚动触头 导电条 下出线板。

    (2)  灭弧装置及灭弧原理。

    1构造：静触头、逆止阀、小绝缘筒、隔弧片、绝缘筒。

    2灭弧原理：在开关分闸过程中，动静触头脱离接触的瞬间，触头间便产生了电弧。由于弧触指背向出线板，且与横吹弧道相对应，在电磁力作用下，弧引向弧触指燃烧。在电弧高温作用下，油被分解成气体，灭弧室压力增大，逆止阀钢球向上关闭，灭弧室压力再增。随着动触头向下运行，依次打开各横吹口，高压油气流对电弧产生了强烈的吹弧作用。同时，由于动触头运动的空间，油必然，产生了机构油吹交应。SN10型灭弧室同时具备了横吹、纵吹、机械油吹的特点。

    (3) 绝缘结构。

1合闸时，带电部位的对地绝缘包括支持绝缘子及绝缘拉杆。

2相间绝缘利用空气作为绝缘介质。

    3间绝缘靠绝缘油及环氧树脂玻璃钢筒。

    (4) 操动机构及其传动。

    1CD10操动机构的作用是使开关能进行分合闸操作并能保持在合闸位置。

    2该机构配装SN10型开关，可以进行电动合闸、电动或手动分闸、还可以自动重合闸。

    (5) 分合闸缓冲器、油标及油气分离器。

    1分闸限位器的作用：一方面起到了分闸缓冲作用；另一方面，限位器限定分相拐臂的定位，通过绝缘拉杆限定外摇臂的位置。由于外摇臂径内拐臂，联臂与动触杆相连，即限定了开关在分闸位置时动触杆穿过定位板保持在定位板端面之上，避免了在分合闸时，损伤开关基座及内部定位板。

    2分闸缓冲器在开关基座内，其作用主要是分闸缓冲和分闸定位。

    3合闸缓冲器的作用：一方面作合闸缓冲；另一方面配合分闸弹簧提高分闸速度。

    4油气分离器的要求：逆止阀开启灵活，油道畅通，气道畅通。

    (6) 操作控制回路的要求：

    1操作控制回路应完整、。

    2能自动断开分合闸回路，能自动重合闸，能反映开关位置状态。有防跳装置，能临视控制回路。

    3灯光监视，声音监视正确无误。

4  开关本体的检修

    (1) 开关本体外观检查。

    1本体清洁，无渗漏油，接头无过热放电现象。

    2排气孔方向正确，两边相与中相定向排气孔的夹角为45°。

    3本体外观无脱漆锈蚀现象。

    (2)  灭弧室的装配与检修。

    1灭弧室是开关的“心脏”不得弄坏或污染。其装配应对中，附合灭弧室的尺寸。其装配质量直接影响到灭弧能力，本体的运行，以及分合闸速度。

   2灭弧室的组装要注意灭弧片的顺序、厚薄、喷口的大小、方向、外形特征。

    3横吹弧道与上接线端子夹角如表1所示：

           表1

    (3) 灭弧距的测量。

1灭弧距：从片灭弧片横吹口的上端面至引弧触指的下端面间的距离称为灭弧距。

2SN10A尺寸为63±0.5(灭弧片至绝缘上端面尺寸)时，从而保证了灭弧距为6mm。

     3其它见表2：

表2

    (4) 触头及导电回路的检修。

    1打磨、检修动、静触头，检查弧触指、隔弧栅、弹簧片及静触指端的闭合圆直径，动触杆的光洁度、弯曲度、镀银层、滚动触头及铜钨合金头等。

    2触指损伤面积不大于30%、操作深度不大于1mm、否则应换。触指端闭合圆直径1.85～20mm。(SN10-10Ⅲ)付筒触指闭合圆直径为29～30mm。

    3钨铜合金头损伤不大于2mm，可打磨修正。

    3弹簧片的弯曲度≤0.2mm，有足够的夹紧力。

    (5) 操动机构、传动机构、及其附件的检修。

    按表3所列项目检查调整机构：

表3

5  开关整体组装的初连尺寸见表4

表4

6  开关总程程的测量与调试

    (1) 总行程的测量。

    1断路器在分合闸过程中，动触头运动的轨迹称为总行程。

    2②各开关L见表5

表5

     (2) 行程的测量。

    1在合闸过程中，当开关动静触头接触以后到合闸终止位置，动触头运动的轨迹称为行程L1，此种定义为厂家定义程，是从静触头接触点算起。在使用KG-Ⅱ开关测试议时，若不使用程增量键，测得L1为厂家定义程；否则为电断开程，是从静触头弧环端面算起。

    2程的测量：

    各开关H及、L1值见表6：

表6

     (3) 总程程的作用：

    总程的大小将影响开关的开断能力以及在分闸位置时，触头间是否有足够的绝缘间隙；程的大小将影响触头间的接触电阻，从而引起开关的发热和电能的损耗，以及开关的正常运行。因此总程程是开关调试中较重要的数据，尽量调试准确。

    (4) 总程与程的复调方法：

    1 H值的测量一方面保证了程，另一方面也反映了触头的同期情况。同期即开关在分合闸时，三相触头应能同时打开或闭合。H值的差不大于2mm时，可不测三相分闸不同期。

     2调整分相绝缘拉杆的长度，使H值尽量相等，符合要求。接头伸长H值减少，L1增大；反之接头缩短，H值增大，L1减小。另外也可调整总连杆的长度，连杆缩短，H值减小，连杆增长H值增大。不过这时三相H值同时变化。

7  开关的机构特性测定与电气试验

    (1) 机械特性。

    1刚分刚合速度：开关动静触头刚好分离后(刚好闭合前)0.01s内的平均速度称为刚分(刚合)速度。刚合用HV10表示，刚分用FV10表示。

    2各开关刚分刚合速度如表7

表7

    3调整分闸弹簧的预拉紧程度来整定分合闸时间。分闸时间FT≯0.08s，合闸时间HT≯0.2s(SN10-35HT≯0.25s)。

    4调整机构作分合闸电压试验：

    以80%额定电压合闸65%额定电压分闸3次，以110%额定电压合闸120%额定电压分闸3次，均成功。

<, SPAN lang=EN-US style="mso-hansi-font-family: 宋体">    以30%额定电压分闸不能(SN10-10II  III 型合闸电压为85%额压)。

    (2) 电气试验。

    1绝缘拉杆的绝缘电阻SN10-10型不小于1000MΩ，运行中不小于300MΩ。