电网系统论文范文
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第1篇
在建设心电网络之前，心电图机是采用热敏纸记录心电图，门诊、病房心电图检查依靠人工模式。随着医院患者越来越多，心电图室患者等候时间很长；心电图数据无法进行数字化保存，更不能全院共享；心电图检查设备大部分是单机工作形式，心电图资料大量流失的问题一直阻碍着心电图室的发展。面对心电图检查不能实现网络共享、不能获取患者申请信息，不能连接电子病历（EMR），不能使用电子签章、不能实现电子扣费和网络查询等问题，心电电生理检查的数字化、网络化已经是势在必行[3]。
1.1心电网络建设情况
心电网络系统的建设，其本质就是一套完善的心电检查的整体解决方案，包括心电检查开单、患者就诊、数据存储、数据读取和展示等功能模块，我院网络系统心电检查流程。首先从HIS获取患者申请信息，连接进入PACS、EMR，然后使用电子签章、电子记费、网络查询等共享患者信息，实现院内所有临床科室的床旁心电图采集传输，建立心脏病患者资料库，为心电图检查建立全新的集中式工作模式。在门急诊建立诊断中心，安装门诊预约登记系统、电子叫号系统、医生报告诊断系统、主任审核系统、夜间值班诊断系统，心电图机采集设备联网，统计检索管理系统。心电图检查包括预约登记、电子叫号、记费、检查、报告、集中存储、临床共享、统计检索等全流程的信息化管理平台。病房配备手持移动式心电图机，建立床旁心电图采集模式；同时通过WEB浏览系统或HIS医生工作站进行全院临床信息共享。信息化建设方面，需要安装心电图数据服务器、存储服务器，与HIS、EMR、门诊一卡通等系统进行集成对接[4]。
1.2建设效果
1.2.1简化患者检查和报告流程我院现有心电网络自2010年开始建设至今，已经顺利突破了心电信息的网络化、集成化、数据集中存储等难点。现在，医生只需要在医生站开具相应医嘱之后，患者即可凭借手腕上的腕带至心电中心进行心电检测。检测完毕后，检测结果经相关心电医生分析后，分析与检测结果一并上传至心电网络，医生只需在自己的医生站即可查看检测结果及心电医生的检测分析。通过系统建设，在各个科室现有常用软件上（如EMR系统）添加心电信息管理平台的相应接口，使门诊、病区等整体区域心电图检查流程化，专家在线诊断，提高诊断精确度与标准。检查后的结果由专业的医生集中处理，通过WEB方式将报告在全院医生工作站上，实现心电图信息图像全院并共享。临床医生可以获得专业的图文诊断报告，可以看到心电图原始数据以及保存的心电图资料。临床医生可以在区域内任意电脑上浏览电子心电图报告，随时打印，方便会诊[5]。
1.2.2心电网络数据库建设心电网络的建设，解决了心电图数据集中存储的问题。通过建立区域的心电图数据库，为将来患者再次就医提供历史资料，也为医院各种心脏病统计学提供数据基础。其优点主要表现在以下几个方面：①积累临床资料，资源共享，广泛讨论；②从个案的心电图资料中发现共性的特征，总结经验，有助于这类疾病的早期诊断和正确合理治疗；③随时观察、对比，改善预后，提高诊疗质量；④为青年医师、基层医生提供临床心电图信息资料，指导临床研究方向，促进学科诊疗水平的提高。
2发展方向
2.1检查部分对于心电检查部分来说，其发展的趋势是逐渐向临床靠近，目标是通过移动心电检查设备的使用以及对科室医生的培训，让患者在床边就能及时完成心电图的检测，同时将检查数据实时传送到诊断中心，通过网络将结果展现在医生的电脑上。我院对无法移动或行动不便的患者，由科室专人负责使用手提式移动心电检测设备对其进行心电检测。但检测结果无法上传至心电检测中心。下一步建设的目标就是选用带有无线网络连接功能的心电检测一体化设备，通过现有的医护无线网络，实时上传检测结果，避免后期数据与系统分离，也减轻医生的工作强度，提高工作效率[6]。
2.2诊断部分建立统一的心电检查诊断中心。当各个检查点完成检查后，由系统自动将数据传至心电诊断中心，采用国际通用的诊断用语库编写报告，提供丰富的报告诊断库，避免过多的键盘输入，快速的报告输入，支持心电图原始报告多次对比功能。建立报告网络系统，将临床送达的心电图进行诊断报告网络，缩短医生获得诊断报告时间。诊断医生可以将接收到的心电图进行自动报告录入、给出标准报告，经WEB系统给临床医生，临床医生可以在医生工作站或护士工作站上获得心电图诊断报告。并支持心电图、测量分析参数、心电图特征描述、心电图诊断等报告输出[7]。
3存在的问题
心电网络的建设给患者、医生带来便捷和高效的就医过程，但同时也不可避免地存在一些无法回避的问题，如网络传输不稳定、临床医生技能不熟练等问题。所以，随着心电网络的逐步建立和完善，为了保证其日常的正常运转，需要投入大量的维护工作，如：系统与硬件供应商的售后服务；信息中心的网络保障和应急方案；临床科室正确使用设备，严格按照规范进行操作，尽量减少和避免无效心电图的产生；心电图室在保证日常工作正常开展的同时，还需要对以上工作进行协调、支持与帮助。
4总结
第2篇
1.1系统网路总体设计方案ZigBee网络主要由协调器节点、路由节点与终端节点组成。北斗通信与Zigbee网络图像监测系统组网框架如图2所示。结合该系统的具体使用环境场合，可以多种形式组网，协调器节点将作为网络系统的要节点，完成对网络的建立与管理、环境数据收集管理及连接北斗终端发送数据。其它路由、支路节点与终端节点负责环境数据采集并发送数据至协调器节点[5]。该系统内的协调器节点还有一个重要任务，就是在系统网络中其它节点第一次与协调器节点通信时，如果出现该通信节点不在其路由列表中,此时协调器节点依据不同路径情况，将选择最佳匹配的网络路由路径。整个网络中由路由与终端节点所采集的图像信息最终汇总到协调器节点，通过与其相连接的北斗终端模块发送给北斗卫星通信系统，在通过地面接收站接收，在监控中心就可以清晰的看到相关图像信息。该系统具有直观、便捷、信息实时性强等优点，从而将被在监控、海洋生产、运输、电信和勘探等领域广泛使用。
1.2北斗通信模块选择系统采用北斗通信模块与GPS双系统模块SUN-BGR，它是一种自动测报通用型模块，采用USB接口方式，与其它器件连接方便，能够在恶劣的环境指标下工作，完成单系统定位和双系统混合定位。可根据用户要求进行灵活的改进，在32通道内通信。该北斗双模系统，兼顾了GSP定位系统，可以广泛应用于公路、铁路、船舶等交通工具的调度组网，完成监控和短报文发送工作。对不利于派人驻守和勘测的地方有着独有的特点，也可与多种传感器相连实现水文、气象、地质、森林防火等各类大型管线行业的数据传输和实时监控。具有定位、通信、导航、数据接口、遥闭和单双向停机等功能，在对黑龙江林场监控中得到应用，性能得到很好证明。模块主要技术参数如表1所示。
1.3ZigBee路由及终端节点设计远程图像监控终端系统实现采集视频图像数据、压缩编码视频图像数据、传送压缩视频图像数据至控制中心等功能。整个硬件系统可分为嵌入式主控模块、ZIGBEE模块、显示模块、图像采集模块、供电模块及FLASH模块六大部分。本系统的硬件结构框图如图3所示。嵌入式主控模块采用S3C2440处理器，主频可达400MHz，主要是面向终端设备及高性价比、低功耗的应用，负责对ZigBee模块数据的处理和控制。在主控模块上运行嵌入式Linux系统，而嵌入式Linux操作系统的主要作用是管理程序模块进程并调度进程等。ZigBee模块主要用于接收图像信息，并以特定的格式发送给ZigBee协调器模块。图像采集模块完成视频的采集和压缩功能，由USB摄像头和视频采集压缩卡两部分构成。视频采集压缩卡采取模拟图像输入，JPEG压缩图像格式输出。图像的采集和压缩都由硬件实现，这样监控终端自身就可以不需要配大容量的缓存，从而降低了成本，减少了ARM处理器的工作负担。视频采集压缩卡还支持图像侦测功能，在图像侦测状态下，压缩卡连续捕捉图像。图像侦测灵敏度以及异物面积大小均可由ARM处理终端设定。有快速的图像捕捉速度和较强的数字图像处理能力。配以改进的图像侦测算法，取得了较好的图像侦测效果。显示模块采用3.5寸TFT带触摸屏的LCD，作为整个系统的控制面板。FLASH模块将存储一些尚未传输的图像信息。供电模块主要为系统正常工作提供电源。整个北斗视频图像采集终端依照客户端/服务端模式设计，实时将集的图像信息传送到监控中心。系统工作时，先由主控模块启动视频图像采集和压缩过程，启动USB摄像头对现场图像进行实时采集，将采集的图像数据经由视频采集压缩卡处理后存储为JPEG格式，根据使用环境的不同，由主控模块或用户指令控制图像的压缩率,北斗发起与远方监控中心的视频图像数据的传送连接，监控中心以服务器模式运行，经监控中心确认后，北斗模块将视频图像压缩数据包将开始无线传输到监控中心，监控中心根据监控需要完成视频图像压缩数据包的接收和图像显示等操作。
2系统软件设计
软件的设计分为两部分，包括ZigBee引导程序软件设计和终端处理程序软件设计。ZigBee引导程序软件设计实质是整个终端程序的一个子模块，完成对ZigBee的初始参数设置。包括关闭看门狗计时器，初始化串口配置，关闭中断，初始化系统时钟；打开网络状态指示LED灯,并使系统运行于管理模式下；配置与串口相连的引脚为输出状态，同时，初始化I/O口。对于ZigBee控制采用AT通用命令完成，如果使用AT+CPOWD=1能够关闭ZigBee模块。这个命令可以使模式从网络中退出并允许进入安全状态，在断电之前保存数据。ZigBee初始化流程如图4所示。终端处理程序主要解决控制图像采集压缩卡采集JPEG图像，通过LCD触摸屏发出的控制命令。采用AT命令控制ZigBee模块接入北斗无线网络，并将图像上传至北斗网络。本部分采取C++和C编写，采用动态图像的传输方式，也就是说，一旦连接成功后，LCD控制端发送命令给终端采集JPEG图像或设置终端的状态、图像的压缩比例、图像幅度大小等动作。终端处理程序流程图如图5所示在图中的图像处理中，从采集到识别采用Y、U和V三个分量算法进行，其中获取到处理采用原语进行，主要算法如下：UTL_stsStart(stsDispTime);//开启显示时间计时inBuf[0]=pMsgBuf->bufY;//获取Y分量nBuf[1]=pMsgBuf->bufU;//获取U分量inBuf[2]=pMsgBuf->bufV;//获取V分量outBuf[0]=disFrameBuf->frame.iFrm.y1;//存储处理后火焰图像Y分量outBuf[1]=disFrameBuf->frame.iFrm.cb1;//存储处理后火焰图像U分量outBuf[2]=disFrameBuf->frame.iFrm.cr1;//存储处理后火焰图像V分量yuv420to422(inBuf,outBuf,720,480);//将YUV4:2:0的格式转换YUV4:2:2UTL_stsStop(stsDispTime);//显示时间计时结束通过上述设计方案，结合图像识别压缩算法，与硬件系统调试，实现了卫星多点远程监控图像的传输和显示。
3实验结果
系统运行时的实验数据如下。图6是当嵌入式远程监控终端工作时，linux系统的启动信息。当系统工作后，图7是系统服务器终端显示的图像监控终端采集的实时图像，图像的分辨率为320*200的彩色图像。
4结束语
第3篇
1.1信息网络安全的基本特征
（1）相对性。安全系统是相对的，换而言之便是没有绝对的安全系统；同时，操作系统和网络管理之间存在相对性，安全性基于系统的不同部件之间能够发生转移。（2）相关性。这里指的是配置的相关性。日常管理过程中，不一样的配置会产生全新的问题，一般的安全测评只能证明特定环境和特定配置的安全性，例如新设备的应用等。（3）时效性。主要体现为新的漏洞及攻击方式逐渐呈现，比如：NT4.0便从SP1逐渐发展至SP6；现在安全的系统在未来其安全性将会面临考验。（4）复杂性。对于信息安全来说，属于一项较为系统的工程，需融合技术手段及非技术手段，并且与安全管理、培训及教育密不可分，大致上分析便知其复杂性较高。（5）不确定性。指的是攻击的不确定性。如攻击时间的不确定性、攻击手段及目标的不确定性等。
1.2信息网络安全的实现要点
（1）需要对网络系统的硬软件及数据进行有效保护，对于系统遭到破坏、更改或泄露等情况需实现有效规避。（2）对于外部非法入侵行为需采取有效防止措施，同时加强内部人员的管理及教育，使内部人员的安全意识得到有效提高。（3）信息安全管理者需重视信息网络安全现状所存在的问题，例如行为管理的脆弱性，又如网络配置及技术的不完善性等。在认识到问题的基础上，制定有效的改善策略，进一步提高电力系统信息网络的安全性。
2电力系统信息网络安全架构策略探究
2.1防火墙技术
电力系统当中，为了防止病毒入侵，便需要防火墙技术的介入。目前具备的防火墙指的是设置在不同网络或网络安全域间的一系列部件的组合，它属于不同网络或者网络安全域间信息的唯一出入口，可以企业的安全政策为依据，进一步对出入网络的信息流实现有效控制，同时自身还具备比较强的攻击能力。另外，它还是提供信息安全服务的重要基础，也能够使信息网络更具安全性。近年来，防火墙技术已经广泛应用于局域网和Internet之间的隔离。
2.2NAT技术
应用NAT技术，能够让一个机构里的全部用户以有限的合法IP地址为途径，进一步对Internet进行访问，这样便使Internet上的合法IP地址得到了有效节省。另外，以地址转换为手段，还能够使内网上主机的真实IP地址实现隐藏，进而使网络的安全性得到有效提高。
2.3防病毒技术
利用防病毒产品，能够防止恶意程序的入侵，并起到抵御病毒的作用，进一步使网络当中的服务器及PC机获得了有效防护。防病毒产品具备功能强大的管理工具，能够对文件进行自动更新，让管理及服务作业更具合理性。另外，还可以使企业的防病毒安全机制更具完善性，具有优化系统性能及解决病毒攻击等优势，为电力系统信息网络的安全性提供了重要保障。
2.4网络加密技术
网络加密技术是指对原有的数据或明文文件通过某种特定算法进行有效处理，使其成为一段不可读的代码，然后只允许输入相应的密钥后才可显示出原来的内容，通过此途径为数据的安全性提供保障，同时使数据更具完整性及保密性。
2.5指纹认证技术
对于电力系统来说，其信息网络安全的身份认证显得极为重要。在现有的硬件防火墙的条件下，可以进一步应用最新的身份认证技术，即为指纹认证技术。基于电力信息网络管理过程中，把具有合法特质的用户指纹存入指纹数据库当中。使用指纹技术，便可以使认证的可靠性增强。主要原理是，把用户的密钥与用户指纹特征统一存储在密钥分配的KDC当中，用户在应用密钥时通过自动指纹识别确认身份后从KDC中获取。
2.6数据加密技术
防火墙及防病毒系统技术能够对电力系统起到保护作用，同时通过数据加密技术也能够对电力系统起到保护作用。数据加密技术是一种对网络传输数据的访问权进行限制的技术，在加密设备与密钥加密过程中会产生密文，把密文向原始明文还原的过程为解密，是基于加密处理的反向处理，但是对于解密者来说，需使用同样类型的加密设备及密钥，才能够进一步对密文进行有效解密。
3电力系统信息网络安全构架
通过防火墙、病毒网管及认证服务器，使非授权用户入侵网络的情况得到有效防止，进一步使网络系统的可用性得到有效体现。充分应用CA中心，能够对用户起到权限控制作用，并且在结合内容审计机制的基础上，能够对网络资源与信息实现有效控制。通过防毒管理中心，并利用漏洞扫描器，使系统内部安全得到有效保证，进一步保证了信息的完整性。通过VPN与加密系统，保证了信息不会泄露给没有获得授权的实体，进而使信息更具保密性。另外，利用入侵检测及日志服务器，能够为网络安全问题提供检测方面的有效依据，使信息实现可审查的特征，进一步充分保证了信息的可靠性及安全性。
4结束语
第4篇
促使电力系统的潮流分布实现优化，就是通过采用调整与分析等措施，找出一种能够满足所有节点约束和电力系统安全约束的环境下，能够确保将系统的电网能量损耗与发电成本都降低的潮流分布方式。按照电力系统的配电网络的分布情况来看，若电力负荷和网络结构有相同的条件，那么，相应的网络潮流分布会随着大点节点的分配功率发生变化，电网的安全运行也会存在差异。在这种情况下，要实现电网的安全运行，就要对电网的电流以及潮流情况进行系统的分析和调整，使它们符合实际电网运行的标准，从根本上满足线损降低的根本需求。举例来说，可以通过保证电力负荷能在经济状态下运行、合理改变母线运行方式、合理调整电容器台数、有效提高用户功率因数等方式，促进电网安全运行得到实现。
2调整变压器的安全运行状态
在电力系统中，变压器是最为常用的电气设备之一，但是变压器在具体的运行中出现的了比较大的损耗情况，因此，降低变压器的能量耗损情况，优化变化器安全运行的方式对电网的安全运行有着重大意义。然而就目前的变压器运行状态来看，由于受到各种因素的影响，我国电网中变压器的运行还没有严格的管理和规定，而是任其自然运行，导致其运行有时会超出安全运行的范围和标准，因此有必要通过相关的技术措施，确保变压器在运行过程中消耗能源的情况得到降低。控制变压器开关操作的频率由于变压器在启动和关闭的瞬间会使电压出现较大的改变，增加了能源的损耗。因此，操作人员应该根据电网运行的主要规律，让负载运行的操作保持较长的维持时间，另外还可以按照电网安全运行的要求控制开关操作的频率，减少开关的使用次数，尽量在少数有需要的情况下切换开关，这样有利于减少能量的消耗，进而达到变压器安全运行的根本目的。确定变压器安全运行方式在工作进行的过程中，不少电网系统的工作人员对变压器的运行操作存在一定的误解：变压器的使用台数是越少越好，只要确保变压器能承受住网络负载，变压器的台数多，它的负载量就越大，所以大多数工作人员都是用一台变压器保持运行；同样的，电压器运行选择时，更侧重于选用容量小的变压器。这样的作法，他们认为可以减少能量的损耗或容量损失，其实这样的运行方式，会在一定程度上增加变压器的运行负担，进而造成更大的能源损失，使变压器的安全运行受到影响。所以，在确定变压器的运行方式时，应该全面分析计算变压器的参数、运行特性和负载情况，确保变压器找到合适的运行方式，实现最优化的运行效果。全方位考虑各种相关因素要想保障变压器的安全运行，就应该依据电力企业的运行要求，对变压器运行的重点进行选择。如果系统对功率因数的提高比较重视，那么重点就是调整变压器的有功功率；如果电力系统设定的要求是在节能省电等方面，那么重点就是调整变压器的无功功率；如果电力系统无特殊要求，那么要综合考虑调整变压器的有功功率和无功功率。
3选择合理的电网运行方式
经过计算和分析，合理、适当的调整电网运行时产生的电压，可以促进能源的消耗和内部功率损耗在一定程度得到降低，达到电网内部能源的最优化。由于电力网络的能量损耗状况与用户用电产生的负荷有着一定的联系，据观察可知，如果用户负荷的曲线处在较为平整状态，那么电网的损耗就会降低，能源消耗现象会有所好转。因此，应该将曲线高的地方来填补低的位置，有效控制电网的损耗的情况。此外，制定合理的检修设备的计划，由于电网的功率和能量的损耗要比实际运行时大得多，所以工作人员在对电力系统进行维修时，尽可能的通过带电检修或者检修时间减少等方式，从根本上将因为检修设备导致电网损耗的情况减少。
4结束语
第5篇
以前的通信方式单大多都是采用人工录入的方式编写完成的，存在操作烦琐、效率低下、容易发生错误的情况，同时，也对编写人员的业务能力提出了很高的要求。国网力推的TMS系统虽然提供了强大的通信管理功能，但是，由于不同用户的使用习惯和具体情况不同，所以，目前建立国网公司内部统一的方式单管理系统是不太可能的。现阶段，电力通信网业务主要包含光缆网络纤芯架构的呈现、继电保护业务、数据网业务、电话等多种业务，通过编制方式单，可以了解整个电力通信网络拓扑情况、业务组建形式。建立方式单模板，实现自动生成方式单系统，这样既可以快速生成通信方式单、完成网络拓扑结构重构、实现调度通信业务的梳理，又可以大幅度提高工作效率，节省工作量，查询业务时还能做到有据可查。因此，建立成熟、稳定、规范、系统化的方式单电子管理系统对今后工作的开展具有重要意义。方式单管理系统主要包括日常运行方式单管理和年度运行方式管理两大部分。日常方式单管理系统包括方式单的申请、填报、审批、会签、下发、执行、归档；年度运行管理方式系统包括年度方式的资料收集、方式编制、方式审核、方式审批、方式上报、方式下发。年度运行方式管理是以日常运行方式为基础的，这就需要有一个强大的综合管理支撑平台。此平台涵盖方式单填报、审核等管理系统所要求的各个环节，其中，方式单的填报是中心环节，它贯穿于整个系统中。具体的方式单管理系统组成如图1所示。在方式单管理系统的基础上，可以整合整个电力通信系统的资源，优化网络结构，建立一体化资源平台，这对整个系统今后的规划设计具有重要的现实意义。
2检修工作单管理系统
在电力通信系统中，检修工作涉及范围很广——在输电线路改造、改接等工作中，需要加固、移动、更换或中断通信光缆，中断相关业务的办理；在电网基建、技改、检修时，可能会影响通信电路的相关工作；凡影响到电力通信机构所辖、许可范围的通信设备（设施）、通信电路的工作；无法提前申请的重大缺陷处理的临时检修工作；由于特殊情况（市政工作等）引起的通信光缆、设备临时检修工作等，这些都需要提前填写检修工作票。填写检修工作票时，必须要严格按照电网通信检修工作票的格式填报，要根据不同工作内容的检修工作选择正确的检修单填报。要详细填报检修工作的类型、范围、申请单位、申请人、现场联系人、申请工作时间、申请完工时间、检修设备、检修工作内容、影响业务范围和安全措施等内容，以便于在检修工作开始后实时监控管理现场，规避风险。在提请检修工作单后，要层层审核、审批，之后才能下达相关通知，所以，检修工作单的上报要及早、准确，信息要真实、可靠。在此过程中要注意的是，凡属于省级及以上通信机构所辖、许可设备的检修都需要在国网T-MIS系统的通信检修工作票栏目中按照相关要求填写具体信息，不具备条件的部门或单位需要通过打印、手写等方式提出申请，并传真至省级通调核批。如果检修工作未能在规定时间开工，要在第一时间内申请延期；如果涉及到上级业务时，要及早上报审批。在检修工作结束后，现场施工人员要及时汇报现场的工作情况，在相关专业人员确认业务恢复正常后方可将此工作单结票归档。一般情况下，通信检修工作流程如图2所示。统一的检修票管理系统是整个电力通信网业务运行维护中的重要组成部分，它能够实现电力通信检修工作的规范化运作和管理，能真正做到检修工作有据可依、有单可查，从而确保电网的安全、稳定运行。
3其余台账管理系统
在电力通信系统中，还有一项重要的业务，即春、秋检工作。一年一度的春、秋检工作是保证电网安全运行的必要环节，而春、秋检的目的在于做好设备的清扫、检查、消缺工作，测试评估光缆、设备的运行状态。根据监测结果，可以及早发现其中存在的问题，采取适当的检修措施排除故障，防止过犹不及的情况发生，确保生产安全。在春、秋检工作结束后，要将检测数据存档备份，尤其是光缆测试情况。在统计、分析了光缆纤芯的工作状况后，能及时发现光缆运行过程中的薄弱环节，同时，资源紧张的情况也一目了然。这为今后运行检修工作的开展提供了必要、可靠的参考依据。通信系统中的光缆路由图、设备网络拓扑图也是资源管理系统中不可或缺的组成部分。绘制准确、完整、标准的系统图册，是进行网络建设规划的必要依据，对网络的可持续性、有序性发展具有重要意义。而前面所提到的运行方式管理系统的建立又成为了绘制各项图形的基础性资料，利用方式系统中的纤芯方式可以绘制光缆路由图，利用方式系统中的业务开通情况可以绘制不同业务的网络拓扑图。通过对光缆路由图、设备网络拓扑图的逐年绘制对比，可以很清楚地反映出通信系统的网络建设、业务类型和业务组成情况，为今后网络的优化、资源结构的调整提供参考依据。由于通信系统资源管理平台中包含的内容多而复杂，涉及范围广，所以，这里只介绍系统中几种常见的资源体系，不足之处请指正。
4结束语
第6篇
微网系统将风力发电机所发电力，经风机逆变器转变为交流，提供给微网控制器进行离并网控制。太阳能发电通过光伏控制器转为交流上网，储能系统充放电管理由控制及数据采集系统统一控制和管理。除了风、光等多种新能源，还可以通过柴油发电机以及其它小型发电机结合储能系统统一给负荷供电。
2站用电微网系统关键技术
站用微电网是由光伏发电、风力发电以及储能装置和监控、保护装置汇集而成的变电站供电的小型发配电系统，它能够不依赖大电网而正常运行，实现区域内部供需平衡。当站用电正常供电时，首先消纳微网系统电能，实现系统电能消耗的减少和节约，当变电站电网系统出现故障，站用微电网可以为变电站提供必要的电源，从而保证控制系统正常运行，降低变电站故障恢复时间。
2.1站用电微网系统组成
1）风力发电系统,通过风力发电机将机械能转换为电能，再通过控制器对蓄电池充电，经过逆变器对负载供电；
2）光伏发电系统,利用太阳能电池板将光能转换为电能，然后对蓄电池充电，通过逆变器将直流电转换为交流电对负载进行供电；
3）储能系统，使微网既可以并网运行，也可以独立孤网运行，并保证功率稳定输出。储能电池组在系统中同时起到能量调节和平衡负载两大作用。它将风力发电系统和光伏发电系统输出的电能转化为化学能储存起来，以备供电不足时使用；
4）逆变系统，由几台逆变器组成，把蓄电池中的直流电变成标准的220V交流电，保证交流电负载设备的正常使用。同时还具有自动稳压功能，可改善风光互补发电系统的供电质量；5）监控系统，系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态。智能能量控制管理部分是保证电源系统正常运行的重要核心设备。
2.2站用电微网系统功能系统主要实现以下功能
1）微网系统包含光伏发电、小型风力发电机和储能设备。通过微网控制系统监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态；
2）微网系统独立运行时，储能设备作为独立运行时的主电源；当光伏发电系统和风力发电系统全部退出运行时，主电源的功率大于微网内所有负荷的功率时，微网系统会根据实际情况对所供负载进行容量调节和超限保护；
3）对于主从控制的微网，如果分布式电源的出力大于负载，会出现多余功率到送给主电源情况（如果不允许倒送），因此在微网独立运行时，可根据实际情况调节分布式电源出力的控制策略；
4）通过微网监测平台，全方位实时展示分布式电源运行状态、风、光信息及微网运行过程，为分布式电源及微网技术的推广应用，起到示范作用。
2.3引入微网系统条件
将微网系统引入站用电系统时，主要考虑其发电单元可利用的自然资源情况。参考风电场和太阳能光伏电站的设计条件以及相关规程规范，站用电系统中引入微网时，该变电站应满足以下条件：
（1）变电站所在地区10m高度处，年平均风速在5.6m/s以上；
（2）变电站所在地区太阳能总辐射的年总量在1050~1400kWh/（m2a）以上；
（3）变电站所在地区太阳能资源稳定程度指标在4以下。
3站用电微网系统设计
3.1功能定位
1）作为站用电系统电源的补充，减小站用电系统从电力系统的受电比例；
2）作为变电站启动电源，取代常规变电站站外电源。在变电站完全停电时，利用微网系统发出的电能启动站用电系统，完成主变压器和站用变压器的充电，再利用站内电源完成整个变电站的启动。在整个启动过程中，尽可能利用微网系统。本文考虑经济性因素，推荐变电站微网系统应以取代站外电源作为启动电源为目标，在现阶段技术条件下，采用站外电源和微网系统共用的过渡方式。
3.2接线方案
站用电系统结构如图1所示，储能设备、光伏发电和风力发电以图2的形式并列接入交流低压母线。微网与外部电网有一个统一的联络开关。控制策略采用主从控制设计，即在并网运行时，主电网作为主电源；在孤网运行时，蓄电池储能设备作为主电源。图1站考虑到微网系统的可靠性要求相对较低，而站用直流系统的可靠性要求较高，因此推荐为微网系统单独设置蓄电池，而不将站用直流系统的蓄电池与微网系统蓄电池合用；考虑到站用电负荷的特性，具有一定的分散性，且常规负荷均为交流负荷，因此推荐微网系统采用交流并网模式。
3.3设备选型及布置方案
1）风力发电机根据运行特征和控制方式可分为变速恒频风力发电系统和恒速恒频风力发电系统，根据风轮轴的位置可以分为垂直轴风力发电机和水平轴风力发电机。现风力发电机多采用变速恒频系统，而采用垂直轴还是水平轴则需要结合自然条件和功能需求确定。布置风电机组时，在盛行风向上要求机组间隔为5~9倍风轮直径，在垂直于盛行风向上要求机组间相隔3~5倍风轮直径。风电机组具体布置时应根据风向玫瑰图和风能玫瑰图确定风电场主导风向，对平坦、开阔场址，可按照以上原则，单排或多排布置风电机组。在多排布置时应呈梅花型排列，以尽量减少风电机组之间尾流影响。
2）太阳能光伏电池单晶硅、多晶硅太阳电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。太阳能光伏电池一般均安装在户外，电池板必须采用能经受雨、风、砂尘和温度变化甚至冰雹袭击等的框架、支撑板和密封树脂等进行完好保护。光伏方阵有3种安装形式：
1）安装在柱上；
2）安装在地面；
3）安装在屋顶上。采用哪一种安装形式取决于诸多因素，包括方阵尺寸、可利用空间、采光条件、防止破坏和盗窃、风负载、视觉效果及安装难度等。
3）储能装置
目前，国内变电站或配网运行的储能系统大多采用铅酸蓄电池，其维护量较小，价格低廉，但使用寿命和对环境的影响是其较大缺点。
4站用电微网系统应用实例
依托辽宁利州500kV变电站，对站用电微网系统的应用开展研究。根据站用电负荷需求以及站址位置的自然资源条件，提出了微网系统的配置方案。
4.1站用电负荷分析
根据本站的建设规模以及对站用辅助设施的用电量计算分析，本站在远景规模下的最大用电负荷为633.6kVA。变电站启动负荷主要考虑2台500kV断路器和2台66kV断路器伴热带负荷。经计算，变电站启动所需功率为20kW，容量为10kWh。
4.2风机配置
根据本站站址位置风资源实测结果，并考虑以下因素：
1）站址内设备众多，高空线缆密布，东西侧为进出线方向；
2）作为站自用电风机，不宜距离用电地点过远；
3）站址区域地形影响；
4）风机安全距离取两倍塔高，防止意外情况发生时造成周围建筑、设施二次损害；
5）办公楼楼顶的光伏设施不能被遮挡，因此风电机组的高度受到限制，不宜超过40m。本站考虑选用1台50kW风力发电机。
4.3太阳能光伏电池板配置
通过对站址太阳能资源评估成果计算，本区域固定倾角形式的光伏板在倾角为38.4度左右时，接受的太阳能辐射量最大，同时考虑与楼宇的协调性和光伏板间距等，最终决定光伏板倾角为30度。为保证全年真太阳时9时至15时内前后光伏板组件互不遮挡，结合光伏板的尺寸和布置形式，根据冬至日上午9时的太阳高度角和方位角进行计算，得到各光伏板间的南北行距为2m，该间隔同时可以供维护人员过往使用，板与板东西间隔预留5cm。综合上述布置要求，共布置98块190Wp光伏板，计18.62kW。经估算，系统25年运行期年平均发电量为24.64MWh，多年平均等效利用小时数为1323h。
4.4储能装置配置
考虑储能装置的经济性及变电站内可利用的占地面积，采用蓄电池作为储能装置，容量按满足变电站启动要求考虑。蓄电池放电功率按20kW、放电时间按0.5h考虑，经计算，考虑一定裕度，蓄电池容量取200Ah。
4.5微网系统的控制与保护
1）监控系统：系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态；
2）控制系统：保证站用电系统优先使用分布式发电装置发出的电能，并满足蓄电池智能充放电要求；
3）保护系统：配置有硬件故障保护和软件保护，保护功能配置完善，保护范围交叉重叠，没有死区，能确保在各种故障情况下的系统安全。
5经济技术分析
根据辽宁利州500kV变电站微网系统的配置方案，同时对原站外电源引接方案进行优化，对站用电微网系统引入进行经济技术比较。
5.1站外备用电源经济技术比较
前期设计方案中，站用备用电源采用66kV接网方案，站内外总投资约525万元。该方案可靠性较高，投资也较高。将站外备用电源优化为从变电站附近的10kV线路“T”接，站内设10kV箱式变电站1座。该方案站内外投资共约为256万元，比66kV站外电源方案节省投资约269万元。此方案可靠性比66kV站外电源方案略低，但能够满足本站对备用电源可靠性要求。
5.2站用电微网系统投资分析
依托工程微网系统发电装置总投资约为253.2万元，总计站用电系统投资509.2万元，比前期可研方案略低，但由于增加了新型能源发电方式，可靠性水平比可研方案明显增加。新型能源年发电量约为139.6MWh，每年节约资金139.6MW×0.6元/kwh=83760元，在变电站全寿命周期内，具备可回收性。新型能源产生的发电效益，不但明显减少了站用电系统电量消耗，也为降低网耗做出贡献。
6结论
第7篇
在将继电保护自动化技术应用到电力系统中之后，能够降低电压，同时增强电流，但会导致各项运行参数出现与实际参数不相符现象。继电保护自动化系统拥有自动切断电力系统线路的功能，以维护电力系统的正常运作。供电系统采用的监控技术是卫星定位，该技术的运用，有助于及时发现系统运行过程中存在的问题，同时借助电路的远程操控方式，分析产生故障的原因，并采取措施加以维护。继电保护装置具有很多特点，如操作简单、维护方便、参数自动分析对比等，能够给予供电系统有效的保护。在现代网络技术不断发展的同时，继电保护装置也处于不断更新还换代中。通过对网络技术的应用，继电保护装置的实用性不断增强，促使人力资源使用效率得以提高。
2电网系统中对继电保护自动化技术的具体运用分析
2.1继电保护自动化技术对线路的接地保护
对于电力系统自动化保护装置，从线路接地的不同设置上来说，有两种不同的方式。第一种是要保证电路出现问题时，第一时间将电源切断，从而保障电路整体的安全性，这种是在大电流情况下实施的保护措施，因此被称为大电流型接地保护电路。而另一种则是要保证在电路出现小问题时，及时发出预警信号，使相关人员能够尽快维修，这种电路主要针对小电流经过情况下实施的保护措施，也被成为小电流型接地保护电路。当电力系统电路粗线出现问题时，采取一定的措施，可以在短时间内，促使电路恢复正常运转。以下三种为比较常见的情形：（1）零序电压。在正常的电路系统中不存在零序电压情况，电力系统的三个电压属于对称关系，且每一个系统都相互独立。但当电路出现问题时，零序电压会在电路中出现，保护装置将在这种情况下，则会对系统发出预警信号，并自动完成电压降低工作，使得维修人员能够及时根据电压情况确定故障来源。（2）零序电流。电路出现问题时，零序电压的产生，会引发零序电流的升高。此时，保护装置会自动断开电源，最大限度的保护整个电路。（3）零序功率。零序电流的升高范围，随着故障的出现而保持相对稳定性，此时的零序功率会自动改变方向，这样就能够确保装置，有效预测整个电路的故障，并给予相应的保护。
2.2继电保护自动化技术对变压器的保护
变电器在电力系统中扮演着重要角色，其能够改善电力系统的运行状态，达到稳定运行的目的，同时强化电力系统的运行安全性，防止电力事故的发生。
2.3技术是影响变压器的关键性因素
（1）变压器接地保护。电压器的种类有两种，分别为接地和不接地。对于第一种可以通过零序电流对其进行保护。而第二种则通过零序电压进行保护。（2）变压器瓦斯保护。变压器在应用的过程中存在一定的危险性，尤其是绝缘材料、油料等易被分解的物质，在具体应用过程中一旦受到电弧影响，就会产生危害人体健康的气体。所以需要建立预警系统一旦油箱受到危害，产生毒气，就应立即断电，同时发出预警信号。（3）变压器短路保护。短路是变压器常见问题之一，在实际工作过程中，一旦出现短路现象，就会造成变压器工作停滞，进而影响整个电力系统。因此变压器应提前做好应对工作，采用电流继电器保护变压器不受短路的影响。在对变压器进行阻抗保护时，主要依靠阻抗元件的作用，在运转到达限制时间后，变压器就可以自动断电，避免发生短路现象。
3继电保护自动化技术对发电机的保护
第8篇
1.1数据统计分析工作流程及总体业务。
由西北网调制定纵向数据采集模板，下发至甘肃省调，省调将模板导入到自身一体化统计分析模块后，按照模板要求上报数据至网调，与此同时网调通过数据采集器，采集自身基础数据。经过校验的纵向、横向数据，通过加工形成全网统一的指标体系报表和可视化界面，最后审核以供查询网调用户调阅，也可由国调用户分布式查询调阅。
1.2数据采集
1）横向数据采集
通过配置可定时或手动将横向系统中的业务信息（D5000系统等）绑定传递到本模块数据库中。数据接入支持规范格式的E格式报文文件，数据库直连及手工填报。未来考虑增加多数据源定义功能，以支持在系统无法获取某一数据源的指标时，可自动切换到预定义的另一个数据源获取数据。数据接入后，可自动触发校验机制，校验出现问题时通过消息服务通知相关责任人。通过校验后，对于需要进行计算的指标数据，可自动触发预定义的计算公式进行计算处理。
2）数据上报、审核
通过配置系统，下级单位可定时通过本模块数据上报组件将业务信息进行上报。采集方式支持规范E格式文件，同时提供手工填报功能，以适应本模块无法部署的地区。上报的数据如在截至日期（可配置）以前，仍可随时上报，新的文件可覆盖旧的文件。数据接入后，可自动触发校验机制，校验出现问题时通过消息服务通知相关责任人。如在通知的情况下仍未上报数据，则触发上报考核。通过校验后，对于需要进行计算的指标数据，可自动触发预定义的计算公式进行计算处理。经过校验和计算的数据进入待审核区，由本中心上报管理专责进行内容的审核，未经过审核的数据可退回重新上报，多次（次数可配置）因内容问题被退回的数据，由上报管理专责进行考核打分。审核无误后，上报指标进入本中心数据库。
1.3数据监控。
数据监控包括服务节点监控、横向采集监控和纵向交换监控，通过监控页面，可以实时的了解系统运行情况是否正常，并可以对采集任务、采集时间进行扩展设置。
1）服务节点监控
分中心层面可监控下属省调的服务接入情况，省调层面可监控分中心的服务接入情况。通过该页面可以直观的提醒用户网省间服务互联是否正常。
2）横向采集监控
提供横向数据采集任务运行情况的监控页面，并提供横向数据采集任务的启动和停止功能。
3）纵向交换监控
提供基础信息指标文件纵向交换完成情况的监控页面，可以针对不同省调进行阻止上报时限设置，并在当前时间=时限的情况下自动解除阻止上报的设置，恢复正常。
1.4数据校验。
数据校验提供灵活的配置方式，支持方便的修改与扩充，提供专家知识库和检验因素、决策阀值和平衡公式的定义功能，对校验规则进行综合管理；按照配置校验规则对结果进行校验，提供计算时调用。
1.5报表生成。
报表生成因支持灵活多样的配置，和良好的展示效果，包括如下功能：多数据源定义，同一张报表的数据来源可分散在多个物理数据库中，而不必将所有数据集中在同一个数据库中，即报表系统可同时提取多个数据库中的数据生成报表。通过报表设计器，可定义出各种表格报表、交叉表、图形报表、图表报表、自由格式报表，从而快速实现调度早汇报、专业月报等专题报表。支持电子印章、签名的显示，可根据需要加盖在指定的报表或流程中。所有报表支持HTML、Excel、PDF、Word的输出。具备报表的生成、审批、上报的流程化管理功能；报表需关联相关的责任人。
1.6智能化指标分析。
由系统计算获得的最终指标，可按照指定的规则分类，并依据分类设置所在分类的权重占比，根据这些权重可计算当前该分类的得分。例如增加一个电网健康指标的分类，将频率、电压、负荷等指标添加至该分类中，设置相应的权重分，选择一个分析时间段，即可获得某一时间段的电网健康指标综合评分和分析。除了常规的叠加计算以外，指标分析可调用统计计算中设定的公式进行自定义计算分析。
二、系统建设成效
1）一体化统计分析工作的目标是紧密围绕“大运行”体系发展目标，建立和完善统计工作机制和保障措施，自上而下统筹推进信息统计和基础数据维护工作，实现统计工作从条块分割向协同运行转变，从粗放管理向精益管理转变，从口径各异向统一规范转变，促进电网调度的量化考核和核心业务的闭环管理，推动电网管理水平、安全效益和经济效益的持续提高。
2）消除目前国、网、省三级调度机构信息上报形式与模式不统一的问题。
3）加强对数据上报单位的信息校核，将校核工作放置在源头，减少由于信息误漏所造成的反复上报，进而提高工作效率。每个调度机构数据加工模式需要统一，国、网、省三级定义一批统一的表（格式、结果、计算）全面统一。
4）每个调度机构数据加工模式需要统一，国、网、省三级定义一批统一的表（格式、结果、计算）全面统一。
5）一体化停电计划管理适用于甘肃省级及以上智能电网调度技术支持系统调度管理应用（OMS2.0）中一体化停电计划管理模块中的数据交换，具体包括：年度停电计划上报、年度停电计划下发、年度停电计划状态通知、月度停电计划上报、月度停电计划下发、月度停电计划状态通知、日前停电检修计划上报、日前停电检修计划批准下发和日前停电检修计划上级调度通知等。
三、结束语
第9篇
配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。
二。配电网馈线保护的技术现状
电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。
随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：
2.1传统的电流保护
过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。
电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。
2.2重合器方式的馈线保护
实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。同样，分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。
目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。
2.3基于馈线自动化的馈线保护
配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。
三。馈线保护的发展趋势
目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：
1）电流保护切除故障；
2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；
3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。
这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。
四。馈线系统保护基本原理
4.1基本原理
馈线系统保护实现的前提条件如下：
1）快速通信；
2）控制对象是断路器；
3）终端是保护装置，而非TTU.
在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：
参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。
当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：
Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；
Step2：保护计算故障区段信息；
Step3：相邻保护之间通信；
Step4：UR2、UR3动作切除故障；
Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；
Step6：UR2重合于故障，再跳开；
Step7：UR3在T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；
Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；
Step9：UR3在T时间内测得电压恢复，UR3重合；
Step10：故障隔离，恢复供电结束。
4.2故障区段信息
定义故障区段信息如下：
逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，
逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。
当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。
为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。
4.3系统保护动作速度及其后备保护
为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。
在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。
4.4馈线系统保护的应用前景
馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：
（1）快速处理故障，不需多次重合；
（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；
（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；
（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
四。系统保护展望
继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。
电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作如果由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护间的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网，伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。
第10篇
配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。
二。配电网馈线保护的技术现状
电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。
随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：
2.1传统的电流保护
过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。
电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。
2.2重合器方式的馈线保护
实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。同样，分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。
目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。
2.3基于馈线自动化的馈线保护
配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。
三。馈线保护的发展趋势
目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：
1）电流保护切除故障；
2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；
3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。
这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。
四。馈线系统保护基本原理
4.1基本原理
馈线系统保护实现的前提条件如下：
1）快速通信；
2）控制对象是断路器；
3）终端是保护装置，而非TTU.
在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：
参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。
当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：
Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；
Step2：保护计算故障区段信息；
Step3：相邻保护之间通信；
Step4：UR2、UR3动作切除故障；
Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；
Step6：UR2重合于故障，再跳开；
Step7：UR3在T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；
Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；
Step9：UR3在T时间内测得电压恢复，UR3重合；
Step10：故障隔离，恢复供电结束。
4.2故障区段信息
定义故障区段信息如下：
逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，
逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。
当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。
为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。
4.3系统保护动作速度及其后备保护
为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。
在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。
4.4馈线系统保护的应用前景
馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：
（1）快速处理故障，不需多次重合；
（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；
（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；
（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
四。系统保护展望
继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。
电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作如果由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护间的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网，伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。
第11篇
1抄表及电能表动态数据上传功能：采用电能表485接口输入转换器，并入广电电视数字网络，并由电视数字网线送传到数字电视机站至广电机房至供电机房，提供抄表数据及其它数据，实现远程抄表功能。2催费及电量、电费信息功能：抄表后可与营销系统联络将客户电量、电费及催费信息由供电机房发送到广电机房，再由广电机房通过数字电视邮件发送到该用户的终端电视机上。①电视系统应设置每一用户开电视后应先强制查看其电视邮件后方可观看电视节目，以确保客户观看电视时能够确保观看电费催费信息邮件。②系统功能应能利用数字电视打开邮件的记录并反馈到供电机房的相关邮件查看信息。以确证催费信息送达。③催费信息内容应包含客户当上月电量、电费及滞纳金收取和欠费停电、缴费送电的相关规定告知内容。3停、送电远程控制功能：如果客户催费信息送达收看后可以设定一定的规定时限仍拒不交纳电费并符合强制停电时，应通过供电机房后台自动/人工发送停电指令，借助广电数字网络传输，由电能表执行停电操作。当客户补交电费后亦由供电机房自动/人工发送送电指令，由电能表执行送电操作。最终实现远程拉合闸功能。4示意图功能要求：可根据生产及管理需求自行设计，但最基本的应符合如下要求：①电能表：①集抄电能表：电量计量、信息数据上传隔离的RS485通讯接口、远程拉合闸功能；②单户电能表：电量计量、信息数据上传隔离的RS485通讯接口并在接口前置单表转换及中继功能、远程拉合闸功能以实现单户电能表远程抄表、控制；②转换器：实现数字电视网线集中抄表、实现数字机站到485的信息转换功能。节点数在30及以上相互自动实现中继功能。③宽带设定应与数字网线相同。④设计远程抄表及控制系统应与数字网系统兼容并能实现信息互通互换。
优势分析
1借用数字网分布广，尤其是广电、联通、电信三网资源共享联并网后基本实现全面履盖。同时将节约大量建网资金。2随着终端电视产品功能电脑化，对信息上行、下行提供了系统功能开发基础。3.广电数字网防雷技术难度和费用显著降低。4相对而言研发费用较低。5实现设想功能后抄表、催费及停、送电人力成本大幅度下降。
存在问题及市场风险
第12篇
配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。
二。配电网馈线保护的技术现状
电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。
随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：
2.1传统的电流保护
过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。
电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。
2.2重合器方式的馈线保护
实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。同样，分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。
目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。
2.3基于馈线自动化的馈线保护
配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。
三。馈线保护的发展趋势
目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：
1）电流保护切除故障；
2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；
3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。
这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。
四。馈线系统保护基本原理
4.1基本原理
馈线系统保护实现的前提条件如下：
1）快速通信；
2）控制对象是断路器；
3）终端是保护装置，而非TTU.
在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：
参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。
当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：
Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；
Step2：保护计算故障区段信息；
Step3：相邻保护之间通信；
Step4：UR2、UR3动作切除故障；
Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；
Step6：UR2重合于故障，再跳开；
Step7：UR3在T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；
Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；
Step9：UR3在T时间内测得电压恢复，UR3重合；
Step10：故障隔离，恢复供电结束。
4.2故障区段信息
定义故障区段信息如下：
逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，
逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。
当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。
为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。
4.3系统保护动作速度及其后备保护
为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。
在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。
4.4馈线系统保护的应用前景
馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：
（1）快速处理故障，不需多次重合；
（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；
（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；
（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
四。系统保护展望
继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。
电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作如果由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护间的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网，伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。
第13篇
1.1使用达标的设备安全指标
针对于机房电源的使用，双机冗余在服务器领域使用，双通道或者是比双通道更高的一个标准作为数据信息搜集的安全指标，UNIX服务器在大型集控站和地调上使用，机柜使用的标准达到机柜的参数标准，所以机房电源需要的是大功率延时电源，方可确保电力使用的安全性。而定期检测UPS电源的使用情况，以免使用时间较久出现漏液的问题。
1.2确保传输介质安全所要达到的指标
由于受到电力企业和集控站的电磁干扰的原因，网线需要屏蔽电磁干扰，尽量选择RJ45头和双绞线来解决。制作RJ45头需要做到以下几点：第一按照顺序排列整齐，插入RJ45插头，使用压线钳弄紧。第二双绞线不能够露在外面，如果露出的部分已经超过了12MM的话，就会降低网线通讯质量标准，导致近端串扰和回拨损耗的问题。
1.3视频监视设备
在没有人看守的情况下，处于110kv或者是110kv以下的变电站运行如何才能够保证其安全？时刻监控环境和操作环境，该设备是安全稳定的，目前绝大多是使用视频监视设备。
2网络安全实现与防范的标准
确保网络结构的安全是通过关键网络结构、网络系统和路由的优化组成的，它也是确保网络安全的一个重要方面。网络结构通过体系结构分层来运行，达到安全管理实效的目的，便于业务的拓展以及进行有效的控制。
2.1网络拓朴的标准配置
地级以上调度网、冗余链路大规模的集控站通常使用的都是双网结构模式，在数据采集通道上则是需要达到标准，采用的备用链路要达到2到3条，这个就是网络拓扑所需要达标的一个标准配置。
2.2网络分段的有效方法
确保网络安全的有效的方法就是进行网络分段，同时也是对网络广播风暴的一种控制的有效措施。网络分段的通常表现手法是进行逻辑分段和物理分段两种。为了达到隔离敏感网络资源和非法用户的目的，有效控制可能遇到的非常监听。从目前的情况来看，以交换机为中心、路由器为边界所形成的网络环境格局是电力调度自动化局域网的主要运行手段，为了能够突出三层交换功能和中心交换机的访问功能两个作用，同时为了能够达到对局域网有效控制的方法，可以采用综合应用物流分段和逻辑分段的方法来实现。
2.3交换机、路由器的网络设备安全的安全防护方法
不法分子对路由器和交换机进行攻击，则会导致网络的严重瘫痪，因为路由器和交交换机有效的解决办法也就是说，加强IOS漏洞的安全性，对管理终端口命令进行严密的保密措施是解决黑客攻击路由器和交换机的有效方法。
2.4运行网络主机安全和物理安全所需要达标的标准
单靠防火墙来确保整个网络安全的话是不够的，需要结合其他方法才能够确保整个网络系统的安全。加强对物理安全措施和网络主机的操作系统安全是提高网络系统安全的方法。对于电脑防护安全的重要程度来看的话，文件系统安排在第一位，接下来是应用服务安全、系统服务安全、操作系统的内核安全以及主机系统的物理安全。从安全防范措施来看，针对于主机的安全检查和漏洞的修补，加上系统进行安全备份则是作为辅助检查来保护系统的安全性。有效控制突破防火墙和发起的内部攻击是确保网络系统安全的第二个措施。最后的防护网络系统的方法是进行系统备份，这个也是在黑客攻击网络系统之后进行的系统修复。对系统进行安全检测，入侵查看和应急处理所采用的一整套的安全检查和各项应对措施，则是在防火墙和主机安全措施使用之后所采取的方法。黑客攻击的方法是这样展开的，突破防火墙和网络主机的限制，从网络链路层识别网络状态信息，然后进行输入，然后进行入侵检测子系统。判定是否有入侵检测系统，可以看是否有相关入侵事件的发生，一旦有这样的情况，采取应急措施，警示对方。系统安全审计还可以对信息来源加以修正，能够有效预防攻击者所发出的攻击行为，妥善处理其后果，有效提高系统安全性。2.5网络防火技术的安全蔽智能网关是目前安全指数最高的防火墙技术，它的隐秘性则是体现在公共系统之后，能够避免入侵者的直接攻击。隐蔽智能网关有连个作用，第一禁止不法分子对专用网络在没有授权访问的基础下进行访问，也能够对访问互联网的人进行有效的日志备忘。它的安全级别之高，也是确保网络系统安全的一种非常有效的方法，同时也能够阻止不法分子的破坏和入侵。
3结语
第14篇
针对我国电力资源，多数集中在中东部地域,智能电网的运用实现脱离工业发展轨道，在通信分配上缺乏平衡，智能电网实际运用中，在其传送网络信息之时，由于当前智能电网缺乏统一标准及配置规则，导致无法确定定位网络通信中的信息路径，则可能会导致数据的包丢失。在智能电网之中，智能电网系统设备覆盖范围广泛，信息和通信体系类型不同，不能确保协调运作。对此，实现电网智能化，提供客户的大范围信息服务,有效解决电网信息通信关键问题。
二、优化当前智能电网信息和通信技术
1完善信息管理技术
在智能电网中，其智能电网信息技术管理之中，主要是包括针对电网信息的采集、分析，以及针对电网信息的显示、管理，可以有效确保信息采集的高准确性。在管理中，可以通过分析智能电网信息客观系统,提升智能电网管理者的分析决策，从而有效提升信息管理水平。同时，对于智能电网信息的显示方面，也应该要具有个性化的服务,以便能够及时满足对于各种不同用户的多样化需求，确保管理安全性。
2确保智能电网的安全运行
应用无线局域网技术，提供身份验证,将无线局域网技术和智能化的电网通信交融,确保电网通信安全，避免电网用户遭受安全问题。智能电网中，在其通信方，应构建专业的网络安全防护队伍，使工作人员可以积极的监督管理网络通信安全；并且，针对智能电网通信中，构建智能化的网络防控体系，可以提早扫除智能电网的安全侵略，确保当前国家智能电网的运行安全。
3完善电网的标准体系
能够在智能电网中，利用无线技术，确立统一标准体系，传输电网信息。规划智能电网,首先，应该它根据智能电网信息的模块功能以及特点，细分国家电网的信息操作以及电网构成特征，将所得信息数据均用于智能电网的通信模块中，有效发挥电网智能化中的信息技术优势。
4优化电网智能通信模块
第15篇
1影响10kV配网系统可靠性的因素
1.110kV配网设备与线路出现故障的频率；设备的自动化程度的高低；配电线路中，传输的容量和裕度；继电保护与自动装置动作的正确与否都会影响到其可靠性；此外，由于生产配电系统设备的厂家较多，设备的工艺和技术标准得不到统一，设备管理部门在管理上就缺乏了相应的控制机制。
1.2外部环境的影响：环境、地理、自然现象以及防护措施是否等，都会对可靠性造成影响。自然现象主要表现在雷电与大风影响。经过长期的实践证明：雷电影响主要是在绝缘子、开关损坏等方面，大风影响主要是在吹到树枝等导致线路短路。
1.3配电网的自动化系统还未能完善地处理倒负荷的操作方案，系统依然处于一种占时制定的状况，从而增加了动负荷装置的操作时间，特别是对处于故障状态的影响更大；目前的网络、设备主要还是依靠人工管理，虽然已引入GIS、MIS等相关信息的管理反映设备的实际情况，但智能化水平还有待提高。
1.4在贯彻实施配电网规划建设中，其规划水平仍待改进，虽然随着逐年的进步，在配网适应性方面做出了一定成绩，但是在技术的指标上仍存在偏低的情况。在以往的执行控制中，要求过于粗放，在10kV配网得长期规划中得不到保证，导致规划的变更过于频繁，也不能得到较好的实施。
2提高供电系统可靠性的措施
2.1从近几年佛山地区的配网结构优化的提高过程来看，在联络率和可转供率上，10kV配网线路存在的问题较为突出。在早些年，变电站新建不少出线，但是却没有形成互相联络，导致10kV配网的结构出现严重的问题，随着线路负荷加重，可转供率也在逐年下降。从2009年底的具体情况调查中，各供电所逐一分析了整体负荷的水平、区域性供电、环网率和可转供率，按照省公司配网规划导则，分析出需要优化、调整的线路并对现场进行详细的勘察以及按典型结线进行系统的规划。结合用户专用线路的接入和10kV配网业扩项目的实施，根据实际情况，对配网规划优化方案做出调整。
2.2可靠性作为供电系统中考核供电服务质量的主要指标，真实的反映出了国民经济发展对电能的实际需求程度，也成为了国家经济发达程度的衡量标准之一。可靠性体现出了对用户供电的能力高低，供电的可靠性不仅仅影响到了供电企业的效益优劣，也代表着其服务水平的高低。从实践中证明，佛山地区2010年的供电可靠性相比2009年有了较大的提高，其10kV配网的优化结构也得到了较大的提升，所以供电可靠性的高低，也是衡量供电企业管理水平的标准。
2.3加强10kV配网检修的计划管理是提高其可靠性的有效措施，加强配网的计划检修管理，推行综合型与长期型的检修计划。在配网的检修工作中，可靠性的管理都是与生产技术应用管理紧密的结合在一起的。在安排每一项的检修中，需要各级单位密切的配合，综合利用停电机会，避免停电次数过多。对架空导线改造时，应当尽量采用架空绝缘导线、电缆，从而减少大风雷雨等引起故障的发生率。在设备运行过程中，引入状态检测技术，及时发现和排除故障；杜绝误操作，提高运行人员的技能水平，避免人为事故。在运用10kV配网自动化手段处理配网故障时，能否通过转供电隔离故障、故障修复速度，直接影响到了可靠性的高低。目前在10kV配网综合处理中，采取了一系列检测、定位、故障区隔离等有效措施。
2.3.110kV电网故障自动隔离系统进的介绍
一是10kV电网故障自动隔离系统的前提是强调其组成结构的简洁以及应用的高可靠性，并按照分层、分布的原则进行设计。二是在10kV电网的中性点的接地方式中，按照具体方式的不同可以分成小电阻直接接地和不直接接地两种系统，而其中的不直接接地系统又分成不接地系统与经消弧线圈的接地系统。三是从电网企业角度出发，10kV电网的由责任分界点分为10kV主网和用户两个组成部分。现在有效的手段是将主网与用户的分支线路分成若干层，在责任的分界点安装带保护功能的断路器，用户设备故障时可以自动分闸隔离开故障段。
下面介绍10kV配网中性点小电阻接地构成以及特点
2.3.1.1接地系统的构成
中性点小电阻接地方式是由接地变与小电阻两方面构成的。由于主变10kV为三角接线方式，则需要提供系统中性点。在接地变压器选择容量上，应和中性点电阻想匹配。其接线方式如图：
2.3.1.2接地方式中的特点
2.3.1.2.1提高了供电可靠性
在系统设备的一定条件之下，电缆配电网的单相的接地故障主要其自身绝缘缺陷造成的，而且接地的残流相对较大。特别是接地点在电缆中时，其接地电弧多为封闭性的，电弧不容易自行熄灭，所以在单相接地中的配电网故障也多为永久性的。
2.3.1.2.2具有良好的接地选线功能
10kV配网中性点小电阻接地系统中，流过接地点的电流启动时，可以对线路实现零序保护，能够准确的清除线路故障，最大限度的缩减了排查故障的时间，减少其接地所造成的触点以及短路等问题的发生。
2.3.1.2.3缺点
无论是否是永久性，都作用于跳闸的，增加了其跳闸次数，从而影响了正常的用户供电使用。而架空线路已经使用重合闸进行了改善，但是电缆的单相接地多为永久性的情况，此时应当尽快的切除、阻止故障扩大，最快的恢复供电使用。
2.3.1.3使用的范围
10kV配网中性点小电阻接地系统中的电缆化与架空绝缘线占有的比例相对较高，一般在60%以上，而系统的总电容电流则在10A之上。在使用中，要求限制其系统过电压具有良好的水平，能够迅速、准确的查出故障发生的线路，避免其故障发展成为相间故障的情况出现。10kV配网中单相永久性的故障占比例很高，远远大于瞬间性的接地故障。
3提高10kV配网可靠性运行水平
3.1采用先进设备，提高设备故障处理效率
要提高设备运行的可靠性，需要引进先进的配网设备，对配电网进行实时监控。在发生故障时，使用先进的设备和技术能及时的排除设备故障：
3.1.1严格执行行配网运行制度与相关规范程序，以保证线路设备的正常运行；在处理故障中积累经验，对查出各种故障缺陷和隐患，建立台账做到滚动治理。
3.1.2根据季节性气候变化可能造成的危害，制定出具有针对性的巡视计划，对容易引发线路故障的片区采取缩短巡视时间、加大巡视力度等方法来预防。
3.1.3加大电力设施保护的宣传力度，对容易受到外力破坏的线路设备和杆塔等挂上警示标志牌。
3.1.4如果线路跳闸重合成功而未检查出发生原因的，有可能是瞬时性故障，也有可能是用户的设备造成的。要加大线路检查力度，尽量查出故障点，并加强该线路用户的检查，督促用户定期对设备进行预试，将安全隐患降至最低。
3.1.5引入红外线热成像技术，对接头出发热做到及时发现、有效控制、尽早处理。
3.1.6采用具有性能良好的线夹、带自动跌落功能的避雷器等，以提高架空线的运行可靠性，从设备功能来提高配网供电的可靠性。
3.2改进配网负荷不平衡的措施
3.2.1对配变进行定期的负荷电流测量，如出现严重的不平衡的情况，应及时对线路的负荷比例作出适当调整，尽量保证三相负荷平衡。
3.2.2将配变得网络布点进行合理性的提高，将低压供电的三相四线制线路尽量的伸延，缩短单相线路长度，从分户引线做到平衡其负荷容量。
3.2.3对不平衡的运行方式，应当采取技术性的方法进行消除。将断相保护器装在配变的出口或者用户端；及时处理用电中出现的问题。
3.3采取综合技术解决污闪
3.3.1出现的污闪故障问题
由于现代经济的飞速发展，原有的10kV配电网已经满足不了供电的需要。主要是由于原有的10kV配电网络是架空线为主的，多数采用的接线形式是树枝状放射式；由于用户需要及时用电，但是网架规划还没有得到完善，导致一些临时性的接线存在；另外由于建筑、公路施工等对线路安全的影响，以及周边环境因素，都容易造成设备污染，而设备出现污染时，其绝缘强度也会降低，从而引发故障。
在10kV配网的运行中，设备的绝缘在工作电压的长期承受下，当绝缘件的表面出现一定含碱量的污垢后，遇到潮湿的情况就容易产生闪络；污垢也会大幅度的降低绝缘的冲击性能，在经历雷电的冲击和内部电压经过时，也容易产生闪络。
3.3.2解决问题的有效措施
