网上有关“电力GIS的发展动向”话题很是火热，小编也是针对电力GIS的发展动向寻找了一些与之相关的一些信息进行分析，如果能碰巧解决你现在面临的问题，希望能够帮助到您。
GIS是由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线、连接件和出线终端等组成的组合电器的简称，这些设备或部件全部封闭在金属接地的外壳中，在其内部充有一定压力的SF6绝缘气体，故也称SF6全封闭组合电器。与常规变电站(AIS)相比，GIS具有如下优点：
1.1 结构紧凑。220kVGIS占地面积仅为AIS的10%，500kVGIS占地面积仅为AIS的5%，这一点在地皮昂贵的城镇和密集的负荷中心和山区水电站尤为重要。
1.2 不受污染及雨、盐雾等大气环境因素的影响，因此，GIS持别适合于工业污染和气候恶劣以及高海拔地区。
1.3 安装方便。GIS一般是以整体或若干单元组成，可大大缩短现场安装工期。
GIS设备自60年代实用化以来，到目前为止，世界上已有2 000台GIS在运行。实践证明，GIS运行安全可靠、配置灵活、环境适应能力强、检修周期长、安装方便。GIS不仅在高压、超高压领域被广泛应用，而且在特高压领域变电站也被使用，在我国，63～500kV电力系统中，GIS的应用已相当广泛。
GIS制造技术仍在不断进步和发展，30多年来，各GIS生产厂家围绕着提高经济性和可靠性这2个主要目标，在元件结构、组合形式、制造工艺以及使用和维护方面进行了大量研究、开发。随着大容量单压式SF6断路器的研制成功和氧化锌避雷器的应用，GIS的技术性能与参数已超过常规开关设备，并且使结构大大简化，可靠性大大提高，为GIS进一步小型化创造了十分有利的条件。
2。GIS整体性能的提高有赖于各组件性能的提高
GIS是各高压电器的集合，通常采用积木式结构，断路器、隔离开关、接地开关、互感器等元件均可随意组合。其整体性能的提高还有赖于各组件性能的提高。分述如下：
2.1 断路器 断路器是GIS中最重要的设备之一，由于SF6气体具有优良的绝缘性能和灭弧性能，因而SF6气体绝缘断路器具有尺寸小、重量轻、开断容量大、维护工作量小等优点。目前SF6断路器最高工作电压已达765kV，开断电流已达80kA，额定电流已达12kA。SF6断路器应用在高压、超高压领域的同时，也在向中压10～35kV级发展，除了采用压气式灭弧室外，还出现了采用旋弧式和自能吹弧式灭弧室的新型SF6断路器。SF6和真空灭弧技术的确立和发展，新型材料及多种触头形式(自动触头、多点触头等)的出现，使开关的开通和通流能力大大提高。灭弧结构中利用了电弧能量或开断电流产生的磁场，不仅降低了开关的机械应力，而且减小了灭弧结构的径向尺寸，成为当前的发展方向。灭弧方式的改进意味着操作能量的减少，机械性能的改善，外型尺寸更为紧凑，维护工作随之减少，工作更加安全可靠。断路器断口正在减少，300kV以下为单断口、500kV以下为双断口的现状有望在近几年内得到突破。在未来的几年里，特高压断路器有可能只有1个断口，从而只需很小的驱动能力。传统的瓷绝缘材料正被复合绝缘材料所取代，使得断路器重量更轻，结构更加简化。
2.2 隔离开关和接地开关 隔离开关主要用于电路无电流投入和切除，动触头一般由电力操作机构驱动的绝缘旋杆传动。为了适应不同的电气主接线和GIS结构布置的需要，隔离开关具有多种结构形式，从而保证了GIS整体设计时的灵活性。隔离开关未来的发展趋势是：随着断路器结构的进一步缩小，重量的进一步减轻，隔离开关和断路器有可能集成在一起。
2.3 电流互感器(CT) 长期以来，GIS一直采用电磁式电流互感器取得测量和保护信号，这种CT是按机电式继电器的要求设计的，需要较大的输入功率，功率损耗大，体大笨重；且受铁芯磁饱和影响，大大降低了互感器的测量精度，使用中不得不将测量信号和保护信号分开；高压电流互感器内部充油，如果密封不好，极易漏油，故障时容易发生爆炸等。
近年来出现的光电电流传感器(MOCT)无此缺点，且频率响应范围宽、精度高、不受电磁干扰等。MOCT是应用法拉第元件构成的电流传感器，它所检测的信号是被测电路的磁场而不是电流，来自光纤的自然光经过法拉第元件时会产生与交变磁场强度成正比的旋转光，经过光电二极管(O/E)变成电信号，经放大后输出。
2.4 电压互感器(PT)
GIS中的PT分为电容分压式和电磁式2种，因电磁式高电压PT在制造上有困难，300kV以上的PT一般采用电容式，300kV及以下的PT一般才采用电磁式。无论哪种形式，和CT一样，也都存在易饱和、易渗油、易爆炸、精度低、体大笨重等缺陷。
EOVT是近年来新出现的有望取代传统PT的光电传感器，EOVT是根据泡克尔斯(Pockels)效应的原理工作的，整个装置由3个部分构成：承受被测电压的光学晶体、光学元件(包括发光二极管)、光电二极管和光纤、电子组件(模拟与数字处理单元和数模转换器)。EOVT的晶体装在充有SF6气体的金属筒中。由于泡克尔斯元件(晶体)光的双折射率随电场强度而变化，因此可以根据光电二极管的输出电压来确定施加于晶体上的电场强度亦即电压的大小。美国纽约电力局早在1996年就将这种EOVT安装在一个345kV变电站中试运行。
此外，也有将电压、电流传感器做在一起，构成电流/电压传感器并已用于AIS产品中。
2.5 监测与自诊断
因GIS的全部元件都密封在一个金属壳中，为防止内部故障的发生，随时掌握设备的运行工况，发现设备的故障隐患，有效的检测手段是必不可少的，目前所采用的检测手段主要有：
2.5.1X射线照相：采用X射线可以从外部探测GIS状态，如触头烧损、螺丝松动等。
2.5.2 光学检测法：利用安装在GIS内部的光学传感器来检测GIS内部故障电弧。
2.5.3 红外定位技术：红外热敏成像装置可用于GIS内部电弧故障定位和故障点定位。该装置主要包括红外热敏镜头、磁带录象机和触发电子元件等。
2.5.4 电磁技术：GIS内处于悬浮电位元件、固体绝缘中的气泡、自由导电杂质和局部电场畸变等均会引起局部放电，在隔离开关操作和GIS相对地闪络时还会产生陡波头暂态过电压，根据这些电磁现象可以进行局部放电的检测和定位。
2.5.5 化学检测法：GIS内部闪络会导致SF6气体分解。在现场常用化学测试管来检测SF6生成物的成分，用以判断GIS内部是否存在放电。
近年来，随着传感器技术的飞速发展，新型传感器的不断推出，GIS使用了更多的传感器作为其内部状态监测，而用微计算机技术来处理获得的信息。日本东芝公司研制的智能GIS监测系统的构成，它主要包括了下列性能的检测：
(1)绝缘性能监视诊断：应用了电晕传感器、压力传感器、气体传感器、温度传感器、漏电流传感器。
(2)导电性能的检测：应用了温度传感器、光纤温度计。
(3)机械方面的检测：应用了开、闭传感器。
在线检测技术和自我诊断技术的引入将打破传统的高压电器大小修计划模式，可以根据诊断结果安排更合理、更科学的检修计划，可将事故消灭在萌芽状态，从而缩短GIS的检修时间，提高设备的利用率和可靠性。
变电站智能终端是什么
由上海聚仁电力提供解决方案，该系统是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850标准和通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。在此基础上实现变电站运行操作自动化、变电站信息共享化、变电站分区统一管理、利用计算机仿真技术实现智能化电网调度和控制的基础单元。
智能变电站自动化系统优势
采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
智能变电站自动化系统主要功能特点
系统包含多专业的综合性技术，它以微机为基础来实现对变电站传统的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造，实现对电网运行管理的变革。变电站从一次设备、二次设备、继电保护、自动装置、载波通讯等与现代的计算机硬、软件系统和微波通信以及GIS组合电器等相结合，使变电站走向综合自动化和小型化。变电站综合自动化系统的基本功能主要体现在以下六个方面：
■监控子系统功能：数据采集、事件顺序记录、故障测距和录波、控制功能、安全监视和人机联系功能。
■微机保护子系统功能：通讯与测控方面的故障应不影响保护正常工作。微机保护还要求保护的CPU及电源均保持独立。
■自动控制子系统功能：备用电源自动投入装置、故障录波装置等与微机保护子系统应具备各自的独立性。
■远动和通信功能：变电站与各间隔之间的通信功能；综合自动化系统与上级调度之间的通信功能，即监控系统与调度之间通信，故障录波与测距的远方传输功能。
■变电站系统综合功能：通过信息共享实现变电站VQC（电压无功控制）功能、小电流接地选线功能、自动减载功能、主变压器经济运行控制功能。
■在线自诊断功能：具有自诊断到各设备的插件级和通信网络的功能。
系统结构
在变电站自动化领域中,智能化电气的发展,特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现,变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中,保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元,如A/D变换、光隔离器件、控制回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之,智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分;而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化,完整地安装在开关柜上,实现了变电站机电一体化设计。
智能化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类,即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为三个层次,根据IEC61850通信协议定义,这三个层次分别称为"过程层"、"间隔层"、"站控层"。所谓“过程层”就是由数字化变电站技术引进的合并单元和智能终端组成。
如何提升电力系统故障监测的自动化和智能化水平
问题一：智能变电站中的智能终端装置有什么作用 终端设备有很多种，总得来说就是通过弱电控制强电，二次侧控制一次侧，确保人员安全，当然二次侧还有计量、保护等功能。
问题二：什么是国家电网智能终端、合并单元、光纤配线架？ 网上找来的。
1、智能电表是智能电网的智能终端，它已经不是传统意义上的电能表，智能电表除了具备传统电能表基本用电量的计量功能以外，为了适应智能电网和新能源的使用它还具有双向多种费率计量功能、用户端控制功能、多种数据传输模式的双向数据通信功能，防窃电功能等智能化的功能，智能电表代表着未来节能型智能电网最终用户智能化终端的发展方向。我国要推广智能电网，仅仅更换智能电表一项，就要更换5亿块电表，每块电表按照1000元计算，这个市场就达到5000亿元。
2、合并单元：Merging Unit，简称MU。对一次互感器传输过来的电气量进行合并和同步处理，并将处理后的数字信号按照特定格式转发给间隔级设备使用的装置。合并单元是电子式电流、电压互感器的接口装置。
3、光纤配线架Optical Distribution Frame（ODF）用于光纤通信系统中局端主干光缆的成端和分配，可方便地实现光纤线路的连接、分配和调度。随着网络集成程度越来越高，出现了集ODF、DDF、电源分配单元于一体的光数混合配线架，适用于光纤到小区、光纤到大楼、远端模块局及无线基站的中小型配线系统。
问题三：智能变电站智能终端验收包含哪些项目 你好，错误，降低因操作不当而造成的机械故障，同时能逐渐掌握一些变电站设备的养护和维修方面的技能，进行简单的设备维修工作。另外，也要培养维修人员具有完成抢修任务和应急修理的能力，做“一专多能”的人才，通过对设备操作和维修人员的管理，以达到良好的变电站设备管理效果。在工程施工过程中，必须克服“重生产轻维修”的错误观念，坚持预防性维修在机械维修工作中的主导地位，以降低施工过程中变电站设备的故障率，减少维修费用，提高作业可靠性和劳动生产率，给维修工作带来主动性，为施工生产带来良好的经济效率。但由于诊断人员的技术素质和实践经验有限，往往因判断不准确，而造成对机械部件或总成件的错误拆卸，有可能造成对某些零部件的过早更换，从而造成不必要的经济损失。
问题四：电力公司招标时的智能终端、配电终端、智能变电所二次设备包括什么产品？ 10分 电力公司很少单独采购这些东西，大部分是成套设备。电能采集装置，电能量，你可以从这里边找找
问题五：变电站的智能终端开入量采集，用强电方式采集，强电方式是指什么？ 就是线路上经过电压电流互感器接过来的，大概几百伏，或者几安陪的电
问题六：智能变电站保护双重化的要求是什么？ 220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，双重化配置的继电保护应遵循以下要求： (1)每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行。 (2)两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的合并单元。 (3)双重化配置的合并单元应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应。 (4)双重化配置保护使用的GOOSE (SV)网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。 (5)两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。 (6)双重化的线路纵联保护应配置两套独壶的通信设备（含复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源。 (7)双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应。 (8)双重化配置的保护应使用主、后一体化的保护装置。
问题七：智能终端单体如何测试？ 智能终端是数字化变电站一次开关设备的智能操作终端。它支持实时GOOSE 通信，通过与保护和测控等装置相配合能够实现对断路器、刀闸的分合操作，同时能够就地采集断路器、刀闸等一次设备的开关量信号。在现场调试和故障检修时，需要使用专业的数字变电站光数字分析仪验证智能终端GOOSE 收发是否正常，动作行为是否正常，测控保护装置与智能终端之间的跳闸回路是否正常。
问题八：变电站综合自动化系统的名词解释 变电站综合自动化系统是指：通过执行规定功能来实现某一给定目标的一些相互关联单元的组合。“变电站自动化系统”，国际电工委员会解释为在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化系统。在国内，我们所说的变电站自动化系统，包含传统的自动化监控系统、继电保护、自动装置等设备，是集保护、测量、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。 依据大电网会议WG34.03工作组的分析 ，变电站自动化系统较为严格的定义为：变电站自动化系统是采用了变电站自动化技术的变电站控制和保护系统，它包括7个功能组：远动功能,自动控制功能，测量表计功能,继电保护功能，与继电保护相关功能，接口功能和系统功能。 随着技术的进步，变电站自动化技术和变电站自动化系统的内涵还在不断的丰富之中，在不久的将来,类似调度自动化系统中的信息节点，平等支持调度系统、计费系统、专家终端、用户中心数据访问请求等功能要求也会被加入到变电站自动化技术和系统的定义中，变电站自动化定义只是在特定历史阶段，为了适应技术交流和设计、制造的需要而形成的一种理解。 变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息、数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。功能的综合是其区别于常规变电站的最大特点,它以计算机技术为基础, 以数据通讯为手段,以信息共享为目标. 1）功能实现综合化。变电站综合自动化技术是在微机技术、数据通信技术、自动化技术基础上发展起来。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备，2）系统构成模块化。保护、控制、测量装置的数字化（采用微机实现，并具有数字化通信能力）利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外，模块化的构成，方便变电站实现综合自动化系统模块的组态，以适应工程的集中式、分部分散式和分布式结构集中式组屏等方式。3）结构分布、分层、分散化。综合自动化系统是一个分布式系统，其中微机保护、数据采集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计的，每个子系统可能有多个CPU分别完成不同的功能，由庞大的CPU群构成了一个完整的、高度协调的有机综合系统。4）操作监视屏幕化。变电站实现综合自动化后，不论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内，就是在主控站内，就是在主控站或调度室内，面对彩色屏幕显示器，对变电站的设备和输电线路进行全方位的监视和操作。5）通信局域网络化、光缆化。计算机局域网络技术和光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。6）运行管理智能化。智能化不仅表现在常规自动化功能上，还表现在能够在线自诊断，并将诊断结果送往远方主控端7)测量显示数字化。采用微机监控系统，常规指针式仪表被CRT显示器代替。人工抄写记录由打印机代替。综合自动化实现的两个原则：一是中低压变电站采用自动化系统，以便更好地实施无人值班，达到减人增效的目的；二是对高压变电站（220kV及以上）的建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分散、自成系统，重复投资，甚......>>
问题九：输电时为什么要进行升压、降压？ 因为这里涉及到一个损耗的问题：输电线路上的损耗正比于电流的平方，正比于线路的电阻(Q=I2Rt)。用户用电的地方距离发电厂越远，损耗就越大。要减少损耗，可以从三个因子入手：1.减小输电电流；2.减小输电线路电阻；3.减少输电时间。在实际的使用中，减少输电时间相当于经常断电，这个是大家不愿意看到的。减少线路电阻，在长距离的输电过程中，电阻随着距离的增长会越来越大，只能尽可能的减少。剩下比较有效的方式就是减少输电电流了，为了保证总输电功率的不变，根据P=UI，我们可以通过提高输电电压来减小电流。因此，高压输电成了一个比较经济的选择，在到达用电地区后，降低电压，恢复到正常220V的供电电压。
问题十：什么是电力系统调度 电力调度系统是指近年来，随着科技的不断发展，电力调度系统，作为一种重要的现代化监测、控制、管理手段。
1 电力调度系统所需实现的功能
在电力调控中安装工业电视监控系统，其目的是为了在保证电力调度和电力供应的时间段中，提高对于突发事件的应急情况的解决速度，进一步来确保电力供应的安全运行水平。
1.1 设备的监视
主要包括主变压器、断路器、电压互感器、电流互感器、高压室开关、主控室的电源盘及控制盘盘面等。通过在监视对象处安装摄像机、感应探头等装置，实现对一二次设备及其运行情况的监视，如：主变压器、开关是否有外部损伤，主变压器油位及控制盘上的表头、灯光信号是否正常等。
1.2 防火防盗
变电站撤人后，万一变电站发生火警，往往因为不能及时发现而延误了事故的处理，造成事故进一步扩大。此外，变电站有盗贼闯入时，也缺乏有效的防御手段。为此，可在高压室和主控室等地点装设一批烟感或温感探头，并在围墙四周安装对射式红外线探头。当探头感测到烟雾、高温或有人闯入时，就会向后台发出告警信息，同时连动切换摄像机画面，并记录下当时现场的情况。
1.3 灯光及智能化设备的控制
为使工业电视监控系统在晚上仍能发挥作用，变电站的灯光应具有定时开关或远方控制的功能；而一些智能化的设备，如探头、门禁等也可做到远方控制。
2全系统结构：
在各变电所，安装摄像头，视频服务器，控制解码器，以及摄像头云台。
再在主控室里安装其它设备，并在网络终端PC机中安装对应的管理系统让，各变电所，和电力供应处以地图的方式进行显示出来并且。
在屏幕上会产生整个电力系统的管理范围，如图所示，当出现异常情况的时候系统就会自动的在大屏幕上显示出出事地点，并做出提示。这时的管理人员可以进行人员的调配，以及对应的检修。
综合自动化系统就是将变电站的二次设备（包括仪表，信号系统，继电保护，自动装置和远动装置）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术，现代电子技术和通信设备及信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输配电线路的自动监视，测量，自动控制和微机保护以及与调度通信等综合性的自动化功能。
综合自动化实现的原则
一是中低压变电站采用自动化系统，以便更好地实施无人值班，达到减人增效的目的；二是对高压变电站（220kV及以上）的建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分散、自成系统，重复，甚至影响运行可靠性。
电力监控系统以计算机、通讯设备、测控单元为基本工具，为变配电系统的实时数据采集、开关状态检测及远程控制提供了基础，它可以和检测、控制设备构成任意复杂的监控系统，在变配电监控中发挥了核心作用，可以帮助消除孤岛、降低运作成本，提高生产效率，加快变配电过程中异常的反应速度。
变电站综合
变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息、数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。功能的综合是其区别于常规变电站的最大特点,它以计算机技术为基础, 以数据通讯为手段,以信息共享为目标.基本特征
1）功能实现综合化。变电站综合自动化技术是在微机技术、数据通信技术、自动化技术基础上发展起来。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备，
2）系统构成模块化。保护、控制、测量装置的数字化（采用微机实现，并具有数字化通信能力）利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外，模块化的构成，方便变电站实现综合自动化系统模块的组态，以适应工程的集中式、分部分散式和分布式结构集中式组屏等方式。
3）结构分布、分层、分散化。综合自动化系统是一个分布式系统，其中微机保护、数据采集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计的，每个子系统可能有多个CPU分别完成不同的功能，由庞大的CPU群构成了一个完整的、高度协调的有机综合系统。
4）操作监视屏幕化。变电站实现综合自动化后，不论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内，就是在主控站内，就是在主控站或调度室内，面对彩色屏幕显示器，对变电站的设备和输电线路进行全方位的监视和操作。
5）通信局域网络化、光缆化。计算机局域网络技术和光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。
6）运行管理智能化。智能化不仅表现在常规自动化功能上，还表现在能够在线自诊断，并将诊断结果送往远方主控端
7)测量显示数字化。采用微机监控系统，常规指针式仪表被CRT显示器代替。人工抄写记录由打印机代替。
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