導語：如何才能寫好一篇電子合同的實施，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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關鍵詞：電子商務，電子合同，合同法

20世紀90年代以來，互聯網作為一種新技術的革新與運用，從根本上改變了傳統的產業結構和交易模式，電子商務出現了前所未有的增長勢頭。毫無疑問，電子商務的繁榮也給作為商法基礎的合同法帶來了嚴峻的考驗。我國新《合同法》針對電子商務有數個專門的條文作出了規定，這是一個極富遠見的舉措，它對中國電子商務的發展將起到深遠的影響。但是我們必須認識到，《合同法》沒有、也不可能解決電子合同中的所有法律問題。

對于我國當前的情況，有人主張應積極地進行立法，特別是在電子商務領域的立法。但也有少數異質的聲音認為，只有在電子商務得以實踐的發展過程中去審慎調整和修訂有關法律規范，保持并促進電子商務在成長中不斷完善的規定與標準，才能開創電子商務的繁榮。筆者認為后一種觀點是可取的，鑒于現階段我國對電子商務法律問題的研究還不夠深入，所以制定一部統一《電子商務法》的時機還不成熟。在現有基礎上，我們可以對現行法律體系中涉及電子商務的相關法律法規要作必要的修改和補充，以使其能更好地保障和促進電子商務的發展。為此，筆者將就完善我國《合同法》提出幾點自己的建議。

（一）完善我國《合同法》的目的

1. 為我國電子商務的發展創造一個良好的法律環境。隨著電子數據交換、電子郵件等方式在電子交易中的廣泛運用，以非書面的數據電文形式來傳遞具有法律意義的信息可能會因數據電文本身的法律效力不確定而受到影響。完善《合同法》的目的，就是要為電子交易各方提供一套網絡環境下進行交易的規則，以消除此類法律障礙，創造一個良好的法律環境。

2. 彌補現有法律規定的缺陷與不足。大多數現行法律都要求使用“書面的”、“經簽字的”或“原始的”文件才具有法律效力，這就在一定程度上限制了現代通信手段的使用。加之已頒布的有關電子信息方面的法規并未涉及電子商務的全部，也使人們無法準確把握以非傳統的書面形式提供信息的法律效力。而對《合同法》的完善則有助于彌補這些法律缺陷。

3. 鼓勵人們適用電子合同進行電子交易。對《合同法》的完善可以為電子商務的應用創造便利的條件，通過平等地對待基于書面文件的用戶和基于數據電文等非書面文件的用戶，亦能創造安全的法律環境，以使交易各方高效地開展電子商務活動。

（二）完善我國《合同法》應遵循的原則

1. 媒體中立原則。法律對于不管是采取何種媒介訂立的合同都應采取一視同仁的態度，即不應該因合同采取的媒介不同而厚此薄彼。根據這一原則，采用電子合同不應僅因其形式而否定其法律效力，當然亦不應因此而享受法律上的某種優惠。

2. 技術中立原則。法律對電子合同所采用的技術手段亦應一視同仁，不應把某一特定技術作為法律規定的基礎，而歧視其它形式的技術。

3. 電子交易的平等待遇原則。根據這一原則，電子簽名和電子文件應當與傳統簽名和書面文件具有同等的法律效力。當然，如果需要把認證作為核查文件真實性的一部分，則認證證書要求應當是確保真實性和整體性的最低要求。

4. 保障消費者合法權益原則。根據這一原則，消費者可以明確某一交易應如何操作以及所適用的消費者權益保護法。同樣，還需要制定出具有預見性的保護消費者的法律規范，以明確解決爭議以及實施合同的方式等。

（三）關于完善我國《合同法》的幾點具體建議

1. 完善合同訂立的程序。電子合同的特殊性之一即表現為電子合同的要約和承諾的發出與接收幾乎是同時的，在電子人訂立的合同中甚至存在要約的發出和對方的承諾幾乎是同時的情況。因此，電子合同中的信息傳輸如同當面或電話中的信息傳遞一樣，不會存在傳統合同訂立過程中因時間間隔而導致外界情況變化，從而可能產生風險的問題。為此，我國《合同法》應明確規定：電子合同的要約和承諾不可撤回；在由電子人訂立的合同中，要約既不能撤回，也不能撤銷。

2. 完善合同的法律效力。首先，我國《合同法》應對電子合同中所特有的由電子人訂立合同的效力問題做出明確的規定，即明確規定：電子人的行為是有效的，借助電子人訂立的合同在當事人之間具有法律效力，即使當事人對電子人的運行或者運行結果不知道或者未審查。同時，我國《合同法》還應對電子錯誤情況下的合同效力作出規定：在封閉式網絡如EDI交易環境下，當事人對電子錯誤有協議的，依協議；沒有協議的，應視其為無效。在開放式網上交易環境下，若商家的計算機存在錯誤，合同仍然有效，但在顯失公平的情況下，合同無效；若顧客的計算機存在錯誤，則合同無效。

3. 完善格式合同及有關條款。電子格式合同的特殊性決定了我國《合同法》應對格式合同及有關條款作出相應的補充和完善。我國《合同法》可以借鑒美國《統一計算機信息交易法》的內容，明確規定：電子格式合同的提供者應通過一定的方式提醒用戶對可能引起爭議或需要用戶特別注意的條款引起足夠的重視，否則這種合同是可變更或可撤銷的合同，用戶無暇或不愿意閱讀這些條款，而直接點擊下一步，最后點擊確認或同意，則視為對格式合同的明示同意。

4. 完善可變更、可撤銷合同。由于病毒、黑客是威脅計算機信息安全的因素，電子合同在受到病毒、黑客的攻擊后，其內容則可能發生變化，當事人的權利義務也可能因此發生變化。為避免由于病毒、黑客的攻擊可能給合同當事人帶來顯失公平的后果，我國《合同法》應明確規定：電子合同受到病毒、黑客攻擊是合同可變更、可撤銷情形中的一種。

5. 完善合同有效所需的簽名、蓋章等問題。鑒于電子合同很難滿足法律對書面簽名或蓋章的要求，我國《合同法》應對電子簽名等能夠起到與書面簽名、蓋章同等功能的方法加以認可，即支持電子簽名和其它身份認證方法的可接受性。同時，對電子簽名應當符合的條件、認證機構對其過錯承擔責任的方式及范圍等問題，可以借鑒新加坡《電子交易法》及有關國家的立法經驗予以明確。

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【關鍵詞】變電站自動化系統;功能;智能電網;調度自動化系統

變電站綜合自動化系統即變電站自動化系統，它是實現電力系統自動化的必要前提。近幾年，我國對建設智能電網項目進行了大力推動，一次設備在線狀態檢測、智能化開關與光電式互感器等技術逐漸發展成熟，另外還開發應用了自動控制與信息通信技術，變電站實行數字化的采集、傳輸與處理信息，逐漸推動了變電站自動化技術的進步，變電站自動化系統因變電站的智能化而豐富了自身的應用功能。

1.變電站自動化系統

1.1 變電站自動化系統概述與基本功能

作為綜合性電力自動化系統，變電站自動化系統集中了網絡通信、計算機與數據采集技術，利用變電站二次設備的功能對組合進行優化與歸并，協調、自動控制。測量并實時監控變電站運行的情況。二次系統中的自動控制、計算機、遠動、通信、計量與測量都屬于其技術范疇，而變電站運行、繼電保護與自動化等屬于其專業范疇。變電站自動化系統以運行管理智能化、操作監視屏幕化、通信網絡化、結構微機化、系統功能綜合化為基本特征。

采集數據與控制站內設備的狀態是變電站自動化系統的主要目的，其功能包括遠動與數據通信、自動控制裝置、微機保護子系統、監控子系統是其基本功能。首先相關開關的位置與互感器得到電網數據，接著命令設備進行操作。接著檢測到故障時保護裝置將跳閘命令發送給所在斷路器。自動控制裝置在變電站自動化系統中則能夠完成電壓無功自動控制、低周低壓減載、系統繼電保護等操作，提高供電的安全性可靠性與電能質量。遠動與數據通信功能可以實現上級調度與自動化系統之間的通信和系統內部之間的通信。

1.2 變電站自動化系統的發展

遠方終端單元（RUT）是變電站自動化系統在早期的基礎，基礎設備包括自動裝置、繼電保護和變送器等。將RUT在二次接線與常規繼電保護的基礎上設置，可同上級控制中心共同形成系統，采集數據、監視控制運行情況，使遠程管理與監控得以實現。當通信技術與微處理芯片技術進步后，傳統的分立保護裝置由微機保護所取代，RTU與二次控制屏也由微型計算機所取代，實現了變電站的綜合自動化。

2.變電站自動化系統的不同結構

2.1 集中式系統結構

集中式結構的變電站自動化系統一般使用的計算機都有許多I/O接口，對變電設備的模擬量與開關量信息進行集中采集，集中分析與處理數據，并進行自動控制、繼電保護與信息報送等。運行集中式系統的平臺應是具有強大功能的計算機，監測、保護、控制、輸入和輸出信息由前置計算機完成，顯示、處理、打印和遠方上傳數據由后臺計算機完成。該系統沒有靈活的組態，如果變電站的規模或主接線不同時都要另行設計軟、硬件。

2.2 分布式系統結構

分布式的電站自動化系統是一種自動化系統，需通過網絡由分散的若干二次裝置構成，不同裝置在工作是能相互協調還可以獨立進行，以通信協調為前提自動監視與控制變電站。以變電站的控制對象與層次為依據有過程層、間隔層與站控層之分。該結構在維護與擴展系統時更加方便，其他模塊的正常運行不會受到局部故障的影響。以安裝間隔層設備的位置其形式可分為分散與集中式相結合、分散式和集中式。在變電站中目前分散與集中式相結合的形式的安裝單位是一次主設。

3.電網調度自動化系統和變電站自動化系統

3.1 電網調度系統自動化簡介

變電站與發電廠之上的自動控制系統就是電網調度自動化系統，其管理和控制的對象就是電力系統的發輸電，作為計算機控制系統，它的功能包括網絡分析、控制和計劃發電、采集和監視數據等。調度人員在運行正常的電網中利用調度自動化系統對電網參數進行控制與監視，使其與規定相符合，使電能質量與電力系統的運行正常得到保證。在安全監控電網的前提下，電網的經濟調度能夠利用調動自動化的途徑達到，實現多發電與供電、節約能源、降低損耗的目標。當有故障發生于電網中時，應分析電網運行的安全性，針對性地提出對策處理事故并加以監控，避免發生事故，使事故造成的不良影響和損傷得以減少或避免。

3.2 電網調度自動化系統和變電站自動化系統

變電站自動化系統是一個綜合性的自動化系統，以變電站中的二次設備為基礎，能夠保護、自動控制、監視與實時測量電網與變電站設備的運行情況，將信號及時發送給電網調度中心。而電網調度自動化是管理電網的系統，對電網整體的運行狀態進行監控。從狹義的角度來看，調度自動化系統需要對變電站自動化系統進行監控;從廣義的角度來看，組成調度自動化系統的一個部分就是變電站自動化系統。利用電力調度數據網或專用通道調度自動化系統可和廠站自動化系統通信，一般以雙以太網結構作為其前置數據采集網與主網絡，以IEC61968與IEC61970系列標準為通信規約。變電站自動化系統使用以太網為基礎的IEC61850系列標準作為間隔層與站層的通信總線，以擴展的IEC61850或IEC60870TASE.2系列標準用于變電站自動化系統和調度自動化系統間的通信。

4.智能電網中變電站自動化系統的應用

自我國提出推動智能電網的理念以來，已經逐漸將其歸為一項發展戰略。智能變電站是組成智能電網的核心部分，其采用的智能設備具有環保、低碳、可靠、集成、先進的特點，基本要求包括信息共享標準化、通信網絡化和全站信息數字化，這也是智能變電站基本的發展目標。在智能變電站中，一些基本功能如采集、計量和控制數據等都能自動完成，且對于應用功能高級，如協同互動、在線分析決策、智能調節與電網實時自動監控等的變電站也是支持的。智能變電站的通信系統和網絡和IEC61850系列標準中的規定相符合，也能使基礎數據的一致性和完整性要求得到滿足，實現其基本目標。變電站自動化系統開發互聯、將模型和標準相統一的網絡通信規范就是IEC61850系列標準，實現配電自動化和變電站、變電站和調度中心之間的無縫對接，使智能化變電站可以逐漸取代常規變電站。

5.結語

總而言之，使電力系統自動化水平提高與現代化的電網運行管理得以實現的必要前提就是變電站的自動化技術。在不斷增加特高電網布點與不斷推進的大背景下，電網的運行方式與結構也逐漸復雜化，自動化系統也因此得到廣泛普及和應用，變電站自動化技術的發展也得到了很大程度的推動。

參考文獻

[1]徐立子.再論變電站自動化系統的分析和實施[J].電網技術，2011，25（9）：12-15.

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就比如說兩個男生，他們兩個人的聲線差不多，我就不太容易分清到底是誰的聲音， 而他一下子就能夠聽出來，并且分辨出來。

我想這也是一種本事吧。

就好像我有的時候也是比較臉盲的，一張陌生的臉不看三遍以上我是記不住的，除非是非常有辨識度的臉。

我們也曾經子開過很多玩笑，可是到最后還是覺得這一切都不是什么事。

我們也曾經想過在重溫一遍小時候看過的那些電視劇，不管是否流行，不管是否真實，那些畢竟都是隱藏在小時候的難以忘記的印象啊。

如果用現在的審美和看電視的眼光來看的話，想必那些必定都是非常落伍的了，也沒有多少人喜歡看那樣的東西。

就好像當時的神話，歡天喜地七仙女這部電視劇一樣。

如果拍出來現在來看的話，肯定很多網友都會連續不斷地吐槽。

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2、干黏土礦物的顆粒細小，常在膠體尺寸范圍內，呈晶體或非晶體，大多數是片狀，少數為管狀、棒狀。干沙土的形成特點是成土作用較弱，經常為風蝕和沙壓作用所中斷，難以形成完整的土壤剖面。

沙子和黏土的鑒別1、把干沙子和干黏土放上一點水，黏土能成團，有粘性，而沙子沒有粘性。

2、用硬東西砸一下。干黏土能成面狀。

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關鍵詞：變電站，綜合自動化，功能，智能單元

1． 引言

近年來，隨著電網運行水平的提高，各級調度中心要求更多的信息，以便及時掌握電網及變電站的運行情況，提高變電站的可控性，進而要求更多地采用遠方集中控制，操作，反事故措施等，即采用無人值班的管理模式，以提高勞動生產率，減少人為誤操作的可能，提高運行的可靠性。另一方面，當代計算機技術，通訊技術等先進技術手段的應用，已改變了傳統二次設備的模式，為簡化系統，信息共享，減少電纜，減少占地面積，降低造價等方面已改變了變電站運行的面貌。基于上述原因，變電站自動化由“熱門話題”已轉向了實用化階段，電力行業各有關部門把變電站自動化做為一項新技術革新手段應用于電力系統運行中來，各大專業廠家亦把變電站自動化系統的開發做為重點開發項目，不斷地完善和改進相應地推出各具特色的變電站綜合自動化系統，以滿足電力系統中的要求。

國外從80年代初開始進行研究開發，到目前為止，各大電力設備公司都陸續地推出系列化的產品。如ABB，SIEMENS，HARRIS等公司，90年代以來，世界各國新建變電站大部分采用了全數字化的二次設備；相應地采用了變電站自動化技術；我國開展變電站綜合自動化的研究及開發相比世界發達國家較晚，但隨著數字化保護設備的成熟及廣泛應用，調度自動化系統的成熟應用，變電站自動化系統已被電力系統用戶接受使用，但在電力部門使用過程中大致有兩方面的原則：一是中低壓變電站采用自動化系統，以便更好地實施無人值班，達到減人增效的目的；二是對高壓變電站（220kV及以上）的建設和設計來說，是要求用先進的控制方式，解決各專業在技術上分散、自成系統，重復投資，甚至影響運行可靠性。并且在實際的工程中尚存在以下主要問題：

(1)功能重復，表現在計量，遠動和當地監測系統所用的變送器各自設置，加大了CT，PT負載，投資增加，并且還造成數據測量的不一致性；遠動裝置和微機監測系統一個受制于調度所，一個是服務于當地監測，沒有做到資源共享，增加了投資且使現場造成復雜性，影響系統的可靠性；

(2) 缺乏系統化設計 而是以一種”拼湊”功能的方式構成系統，致使 整個系統的性能指標不高，部分功能及系統指標無法實現。

（3）對變電站綜合自動化系統的工程設計缺乏規范性的要求，尤其是系統的各部分接口的通信規約，如涉及到不同廠家的產品，則問題更多，從而導致各系統的聯調時間長，對將來的維護及運行都帶來了極大的不便，進而影響了變電站自動化系統的投入率。

2． 變電站綜合自動化系統應能實現的功能

2．1 微機保護：是對站內所有的電氣設備進行保護，包括線路保護，變壓器保護，母線保護，電容器保護及備自投，低頻減載等安全自動裝置。各類保護應具有下列功能：

1）．故障記錄

2）．存儲多套定值

3）．顯示和當地修改定值

4）．與監控系統通信。根據監控系統命令發送故障信息，動作序列。當前整定值及自診斷信號。接收監控系統選擇或修改定值，校對時鐘等命令。通信應采用標準規約。

2．2　數據采集

包括狀態數據，模擬數據和脈沖數據

1）．狀態量采集

狀態量包括：斷路器狀態，隔離開關狀態，變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號等。目前這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統，也可通過通信方式獲得。

保護動作信號則采用串行口（RS-232或RS485）或計算機局域網通過通信方式獲得。

2）．模擬量采集

常規變電站采集的典型模擬量包括：各段母線電壓，線路電壓，電流和功率值。饋線電流，電壓和功率值，頻率，相位等。此外還有變壓器油溫，變電站室溫等非電量的采集。

模擬量采集精度應能滿足SCADA系統的需要。

3）．脈沖量

脈沖量主要是脈沖電度表的輸出脈沖，也采用光電隔離方式與系統連接，內部用計數器統計脈沖個數，實現電能測量。

2．3　事件記錄和故障錄波測距

事件記錄應包含保護動作序列記錄，開關跳合記錄。其SOE分辨率一般在1~10ms之間，以滿足不同電壓等級對SOE的要求。

變電站故障錄波可根據需要采用兩種方式實現，一是集中式配置專用故障錄波器，并能與監控系統通信。另一種是分散型，即由微機保護裝置兼作記錄及測距計算，再將數字化的波型及測距結果送監控系統由監控系統存儲和分析。

2．4　控制和操作閉鎖

操作人員可通過CRT屏幕對斷路器，隔離開關，變壓器分接頭，電容器組投切進行遠方操作。為了防止系統故障時無法操作被控設備，在系統設計時應保留人工直接跳合閘手段。操作閉鎖應具有以下內容：

1）．電腦五防及閉鎖系統

2）．根據實時狀態信息，自動實現斷路器，刀閘的操作閉鎖功能。

3）．操作出口應具有同時操作閉鎖功能

4）．操作出口應具有跳合閉鎖功能

2．5　同期檢測和同期合閘

該功能可以分為手動和自動兩種方式實現。可選擇獨立的同期設備實現，也可以由微機保護軟件模塊實現。

2．6　電壓和無功的就地控制

無功和電壓控制一般采用調整變壓器分接頭，投切電容器組，電抗器組，同步調相機等方式實現。操作方式可手動可自動，人工操作可就地控制或遠方控制。

無功控制可由專門的無功控制設備實現，也可由監控系統根據保護裝置測量的電壓，無功和變壓器抽頭信號通過專用軟件實現。

2．7　數據處理和記錄

歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容，它包括上一級調度中心，變電管理和保護專業要求的數據，主要有：

1）．斷路器動作次數

2）．斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數

3）．輸電線路的有功、無功，變壓器的有功、無功、母線電壓定時記錄

的最大，最小值及其時間。

4）．獨立負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間

5）．控制操作及修改整定值的記錄

根據需要，該功能可在變電站當地全部實現，也可在遠動操作中心或調度中心實現。

2．8 人機聯系

2．9　系統的自診斷功能：系統內各插件應具有自診斷功能，自診斷信息也象被采集的數據一樣周期性地送往后臺機和遠方調度中心或操作控制中心。

2．10與遠方控制中心的通信

本功能在常規遠動‘四遙’的基礎上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等，其信息量遠大于傳統的遠動系統。

根據現場的要求，系統應具有通信通道的備用及切換功能，保證通信的可靠性，同時應具備同多個調度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM應相互獨立。保護和故障錄波信息可采用獨立的通信與調度中心連接，通信規約應適應調度中心的要求，符合國標及IEC標準。

變電站綜合自動化系統應具有同調度中心對時，統一時鐘的功能，還應具有當地運行維護功能。

2．11 防火、保安系統。從設計原則而言，無人值班變電站應具有防火、保安措施。

轉貼于 3．變電站綜合自動化的結構及模式

3．1 目前從國內、外變電站綜合自動化的開展情況而言，大致存在以下幾種結構：

1）．分布式系統結構

按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。這里所談的‘分布’是按變電站資源物理上的分布（未強調地理分布），強調的是從計算機的角度來研究分布問題的。這是一種較為理想的結構，要做到完全分布式結構，在可擴展性、通用性及開放性方面都具有較強的優勢，然而在實際的工程應用及技術實現上就會遇到許多目前難以解決的問題，如在分散安裝布置時，惡劣運行環境、抗電磁干擾、信息傳輸途徑及可靠性保證上存在的問題等等，就目前技術而言還不夠十分成熟，一味地追求完全分布式結構，忽略工程實用性是不必要的。

2）．集中式系統結構

系統的硬件裝置、數據處理均集中配置，采用由前置機和后臺機構成的集控式結構，由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。目前國內許多的廠家尚屬于這種結構方式，這種結構有以下不足：前置管理機任務繁重、引線多，是一個信息‘瓶頸’，降低了整個系統的可靠性，即在前置機故障情況下，將失去當地及遠方的所有信息及功能，另外仍不能從工程設計角度上節約開支，仍需鋪設電纜，并且擴展一些自動化需求的功能較難。在此值得一提的是這種結構形成的原由，變電站二次產品早期開發過程是按保護、測量、控制和通信部分分類、獨立開發，沒有從整個系統設計的指導思想下進行，隨著技術的進步及電力系統自動化的要求，在進行變電站自動化工程的設計時，大多采用的是按功能‘拼湊’的方式開展，從而導致系統的性能指標下降以及出現許多無法解決的工程問題。

3）．分層分布式結構

按變電站的控制層次和對象設置全站控制級（站級）和就地單元控制級（段級）的二層式分布控制系統結構。

站級系統大致包括站控系統（SCS）、站監視系統（SMS）、站工程師工作臺（EWS）及同調度中心的通信系統（RTU）：

站控系統（SCS）：應具有快速的信息響應能力及相應的信息處理分析功能，完成站內的運行管理及控制（包括就地及遠方控制管理兩種方式），例如事件記錄、開關控制及SCADA的數據收集功能。

站監視系統（SMS）：應對站內所有運行設備進行監測，為站控系統提供運行狀態及異常信息，即提供全面的運行信息功能，如擾動記錄、站內設備運行狀態、二次設備投入/退出狀態及設備的額定參數等。

站工程師工作臺（EWS）：可對站內設備進行狀態檢查、參數整定、調試檢驗等功能，也可以用便攜機進行就地及遠端的維護工作。

上面是按大致功能基本分塊，硬件可根據功能及信息特征在一臺站控計算機中實現，也可以兩臺雙備用，也可以按功能分別布置，但應能夠共享數據信息，具有多任務時實處理功能。

段級在橫向按站內一次設備（變壓器或線路等）面向對象的分布式配置，在功能分配上，本著盡量下放的原則，即凡是可以在本間隔就地完成的功能決不依賴通訊網，特殊功能例外，如分散式錄波及小電流接地選線等功能的實現。

這種結構相比集中式處理的系統具有以下明顯的優點：

（1）可靠性提高，任一部分設備故障只影響局部，即將‘危險’分散，當站級系統或網絡故障，只影響到監控部分，而最重要的保護、控制功能在段級仍可繼續運行；段級的任一智能單元損壞不應導致全站的通信中斷，比如長期霸占全站的通信網絡。

（2） 可擴展性和開放性較高，利于工程的設計及應用。

（3） 站內二次設備所需的電纜大大減少，節約投資也簡化了調試維護。

3．2 基本的模式

1）．基本配置：

（1） 集中處理集中布置：將集控式屏、臺都集中布置在主控制室。

（2） 分布處理集中布置：將分布式單功能設備集中組屏仍集中布置在主控制室。

（3） 分布處理分散布置：將分布式單功能設備布置在一次設備的機柜內或采用就地就近組屏分散設置的方式。

2）．基本模式：

（1） 對于新建變電站的自動化系統的設計方式：

A．對于容量較大、設備進出線回路數較多、供電地位重要且投資較好的變電站，可采用分層分布式結構的雙機備用系統，輔之相應的保護、測量、控制及監測功能，并完成遠方RTU的功能。

B．對于容量較小，主接線簡單，供電連續性要求不高的變電站，宜取消常規的配置及前置機，采用單機系統，完成保護、測量、控制等功能的管理，并完成遠方RTU的功能。

（2） 對于擴建及改造現有的按常規二次系統設計的自動化系統設計方式：

A．改造項目可采用新配置的具有三遙（或四遙）功能的RTU，完成對老站保護動作信息、設備運行狀態及部分功能的測量，并對原有的常規二次設備進行必要的改造或RTU增加數據采集板，使之能與增設的自動化設備構成整體。

B．當擴建項目的范圍較大，用戶對自動化的要求較高，投資又允許時，通常采用自動化系統方案。

4． 幾個問題的認識及探討

4．1　變電站自動化的基本概念

變電站自動化是指應用自動控制技術、信息處理和傳輸技術，通過計算機硬軟件系統或自動裝置代替人工進行各種運行作業，提高變電站運行、管理水平的一種自動化系統。變電站自動化的范疇包括綜合自動化技術；變電站綜合自動化是指將二次設備（包括控制、保護、測量、信號、自動裝置和遠動裝置）利用微機技術經過功能的重新組合和優化設計，對變電站執行自動監視、測量、控制和協調的一種綜合性的自動化系統，它是自動化和計算機、通信技術在變電站領域的綜合應用。其具有以下特征：

1）．功能綜合化：是按變電站自動化系統的運行要求，將二次系統的功能綜合考慮，在整個的系統設計方案指導下，進行優化組合設計，以達到協調一致的繼電保護及監控系統。‘綜合’（INTEGRATED）并非指將變電站所要求的功能以‘拼湊’的方式組合，而是指在滿足基本要求的基礎上，達到整個系統性能指標的最優化。表現在：

（1） 簡化變電站二次設備的硬件配置，盡量避免重復設計。如遠動裝置和微機監測系統功能的重復設置，沒有達到信息共享。

（2） 簡化變電站各二次設備之間的互聯線，節省控制電纜，減少PT、CT的負載。力爭克服以前計量、遠動和當地監測系統所用的變送器各自設置，不僅增加投資而且還造成數據測量的不一致性。

（3） 保護模塊相對獨立，網絡及監測系統的故障不應影響保護功能的正常工作；對于110kV及以上電壓等級變電站，由于其重要程度，應考慮保護、測量系統分開設置；而對于110kV以下低壓變電站，就目前的技術應用水平及工程應用角度而言，可以考慮將保護與測控功能合為一體的智能單元，這樣不但利于運行管理及工程組合，而且降低投資成本。

（4） 減少安裝施工和維護的工作量，減少總占地面積，降低總造價或運行費用。

（5） 提高運行的可靠性和經濟性，保證電能質量。

（6） 有利于全系統的安全、穩定控制。

2）．系統構成的數字化及模塊化：保護、控制、測量裝置的數字化（即采用微機實現，并具有數字化通信能力），利于把各功能模塊通過通信網絡連接起來，便于接口功能模塊的擴充及信息的共享。另外方便模塊的組態，適應工程的集中式、分布分散式和分布式結構集中式組屏等方式。

3）．操作監視屏幕化：當變電站有人值班時，人機聯系在當地監控系統的后臺機（或主機）上進行，當變電站無人值班時，人機聯系功能在遠方的調度中心或操作控制中心的主機或工作站上進行，不管那種方式，操作維護人員面對的都是CRT屏幕，操作的工具都是鍵盤或鼠標。

4）．運行管理智能化：體現在無人值班、人機對話及操作的屏幕化、制表、打印、越限監視和系統信息管理、建立實時數據庫和歷史數據庫、開關操作及防誤操作閉鎖等方面，能夠減輕工作人員的勞動及人無法做到的工作。

4．2 變電站綜合自動化站內通信網絡的建立

變電站內傳送或交換的基本信息有：測量及狀態信息；操作信息；參數信息。根據信息傳送的性能要求，大致可分兩類考慮，一類要求實時響應較高的信息，如事故的檢出、告警、事件順序記錄和用于保護動作的信息，要求傳送速度較高；另一類是對時間響應要求不高的信息，如用于錄波、記錄及故障分析的信息，可允許較長的傳送時間。對于不同的數據亦有不同的安全性要求，站內通信網聯系站內各個智能單元、后臺監控及遠方通信裝置，是整個系統的關鍵，根據實際系統結構及工程實際需要，大致按以下原則考慮：

1）．電力生產的連續性和重要性，通信網的可靠性應放在第一位．一方面應具有較強的抗干擾能力，以滿足溫度、濕度和電磁干擾等環境要求，另一方面應考慮備用措施。

2）．站內通信網應根據通信負荷的特點合理分配，保證不出現‘瓶頸’現象，通訊負荷不過載，對于大型變電站考慮100~256個負載節點，一般中小型變電站考慮不超過60~100個負載節點。通訊距離設計考慮不超過1kM.。

3）．站內通信網應滿足組合靈活、可擴展性好、具有較好的開放性以及調試維修方便的要求。宜采用總線形網絡。

4）．通信媒介的選用原則是盡量采用光纖，考慮到工程的經濟性，仍可采用電纜作為主要的通信媒介，但電纜接口一般設有隔離變壓器，以抑制共模干擾．

5）．站內通信網的協議及規約應盡量符合國家及國際標準．

6）．站內通信網的站級通信網由于處于較佳的運行環境，其信息流較大（分布式集中布置），故可采用高速網；段級通信網根據實際工程需要，并且可能處于運行環境比較惡劣（分布式分散布置），因實際的信息量不是很大，可考慮慢速網（如現場總線或485通信方式）的環境。

4．3 實際工程設計的考慮

為了使實際工程工作可靠，維護方便，擴展靈活，易于用戶操作和管理，在系統不同的層次，需解決不同的問題。

1）．前置智能單元

前置智能單元是系統的基層，執行系統最基本的功能，如保護、測量、控制等。我們希望這些基層模塊盡量不受網絡狀態的影響，特別是繼電保護裝置，要求在無網絡的狀態下能完成保護的基本功能，因此在設計基層裝置時，盡量采用自成一體的辦法。

為了提高基層功能模塊的質量，盡量采用通用化的模塊，因此硬件平臺的模塊化設計，在基層尤為重要。本著這種思想設計出有限品種的模塊，拼裝成不同的功能裝置，這對模塊設計成本的降低、生產的組織等均具有好處。

在實際應用中，為了減少基層模塊軟件對工程的依賴性（即工程有關部分的軟件），一種辦法將與工程有關的軟件改成系統配置文件存于可擦寫的存儲器內，另一種辦法是將與工程有關的（例如通信規約）軟件用一個獨立的模塊來實現。

2）．網絡通信層

為了保證網絡層的完好，應該注意對網絡層的監視，這可以從后臺和前置兩個層次來實現，在硬件條件比較好的地方，可以采取兩個獨立通訊網絡工作，或同時工作，或者互為備用。

3）．后臺監控

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關鍵詞：數字通信技術；數字同步技術；電子式互感器；應用；數字化變電站

中圖分類號：TM45

在數字同步技術中，將數字信號波形向前移，并保持線性群延，這種前移是通過數字移相和相位均衡技術實現的。進行小范圍的相位調整時，要依靠二次插值技術。在數字通信方面，提出了“分布式采樣值控制塊”的思想，來彌補電子式互感器標準互操作性比較弱的不足之處，并定制了分布式采樣值控制塊之間的通信協議。

1 電子式互感器

1.1 電子式互感器的概念。在電子式互感器的結構設計中，要通過采集器來實現模擬電信號的高精度采集任務，并將電信號下傳。電子式互感器的兩大核心是傳感原理新型化和外部接口數字化。光學無源電子式互感器以光學器件作為傳輸介質來實現信號的采集和傳輸；它具有優良的信號傳變性能。另一種非光學有源電子式互感器，也稱羅氏有源電子式互感器，在它的整體結構中，高壓側的電子回路負責采集高精度的電信號，運用羅氏線圈等其他數據采集電路和傳感器，將采集到的信號傳輸到低壓地電位。這種傳感技術相對來講比較成熟，但是供電環境比較復雜。

電子式互感器的基本結構，見圖1。

圖1 電子式互感器的基本結構

1.2 電子式互感器的輸出信號。電子式互感器的輸出信號包括數字信號輸出和模擬信號輸出。其中數字信號輸出中的電流測量值為2D41H，電流保護數值確定在01CFH，電壓保持在2D41H；模擬信號輸出電流互感器為150mV、225mV、4V。

1.3 電子式互感器的特點。電子式互感器滿足了電力系統智能化和數字化的發展要求，測量精度非常高，且它的精度不受載荷變化的影響；有很好的絕緣性，因此，安全性比較高；不存在電流互感器開路或是電壓互感器短路的風險，電子式互感器動態范圍比較大；它不含鐵芯，避免了鐵磁諧振現象的發生；輕便、易攜，有良好的暫態特性。

1.4 電子式互感器的配置原則。110KV及以上電壓條件下，要綜合考慮經濟性和技術先進性，一般選用電子式互感器時，要全面把握其技術性和成本投入，可以選用電子式互感器或常規互感器；若電壓在66KV及以下，用戶外敞開配電裝置保護測控集中布置的情況下，可以采用電子式傳感器或者常規傳感器，若果保護測控下放布置，選用常規傳感器不較好。

2 數字通信技術和同步技術在電子式互感器中的應用

2.1 IED服務器模型。在電子式互感器的數字通信技術中，通過IEC61850-9-2LE標準配置思想搭建了IED服務器，在該服務器模型中，采集到的信號被綁定在兩個采樣值控制塊上，即MSVCB01和MSVCB02，前者負責8路電流和電壓的打包發送任務，后者將4路保護電流數據打包，并發送。兩個采樣值控制塊還需要分析相關的信息狀態。

2.2 分布式采樣值控制塊的可行性。IEC61850-9-2LE標準配置的采樣值控制塊包括采樣值報文傳輸和采樣值控制塊讀寫，前者傳輸的報文直接到達以太網，要求具有很強的實時性；采樣值控制塊讀寫通過特定的通信服務映射，主要負責遠程控制和在線監測，對實時性要求不是很高，但是具有很大的難度和復雜性。采樣值報文傳輸和采樣值控制塊讀寫這兩項服務的性質完全不同，就現階段的單核心系統而言，要想實現兩者同時進行是比較困難的。在實際通信中，MU服務器和客戶端之間的聯系通過MMS來實現連接。

2.3 分布式采樣值控制塊之間的通信協議的定制。分布式采樣值控制塊之間的通信協議包括FPGA和ARM通信協議，客戶端要實現對SMV包發送的控制，就需要通過改變ARM中的對象的屬性，通過建立通信聯系，可以達到控制SMV包發送的目的。

ARM系統通過S-requests向FPGA系統發出請求，FPGA系統接受請求信息，然后經過調整和修改，把S-requests原語反饋給ARM系統。其中，ARM系統同時扮演著客戶端和服務器的雙重角色是分布式采樣值控制塊的核心部分。伴隨著數字通信技術和數字同步技術的發展，電子式互感器中的各項信息數據的傳輸過程會得到進一步的完善，客戶端與服務端之間的溝通和反饋質量也會不斷得以提升。

3 結語

數字通信技術和數字同步技術在電子式互感器中的應用，使電子互感器的優勢凸現出來，改良了常規互感器在絕緣、精度、諧振、飽和等方面的問題，也滿足了電力系統智能化和數字化的發展要求。電子式互感器測量精度非常高，有很好的絕緣性，安全性比較高；不存在電流互感器開路或是電壓互感器短路的風險，電子式互感器動態范圍比較大；它不含鐵芯，避免了鐵磁諧振現象的發生；輕便、易攜，有良好的暫態特性。在配置電子式互感器時，要綜合考慮其技術的科學性、先進性以及經濟性。對電子式互感器的研究要進一步深入，不斷提高其穩定性和可靠性，將羅氏線圈型電子互感器的高壓側改裝到低壓側，這是需要重點完善的技術，這樣可以有效減短停電的檢修時間。要進一步推廣電子式互感器與斷路器、變電器的集成組合應用，更好地實現客戶端與服務端的連接。伴隨著數字通信技術和數字同步技術的不斷成熟和發展，電子式互感器廠家的產品質量也會逐步得到提升。

參考文獻：

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[5]羅彥，段雄英，鄒積巖等.高性能電子式互感器的數字同步技術和數字通信研究[C].//中國電機工程學會電力系統自動化專業委員會三屆一次會議暨2011年學術交流會論文集.2011：1-7.

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關鍵詞：數字化儀控系統；實驗室；設備管理及運維；建設與應用

中圖分類號：TL82 文獻標識碼：A 文章編號：1006-8937（2015）26-0069-03

1 概 述

目前國內新建大型核電機組無一例外均采用數字化儀控系統，其被稱為核電站的“神經中樞”，核電站絕大部分的控制、監視、保護功能均通過其實現。但是由于數字化儀控系統在國內核電機組應用時間較晚，數字化儀控系統維修技能及設備管理水平還有待進一步提高。

對于核電站的維護人員而言，如何更好地摸清數字化儀控系統的“脾性”，掌握系統架構與原理，解決工程建設與機組運行期間的技術難題，成為一個不可避免的問題。為滿足核電站對數字化儀控系統運維水平及檢修質量的高要求，需要一套故障分析診斷，改造驗證，功能開發，備件檢測，技能培訓的試驗平臺，為此寧德核電結合生產實際需求，于2010年開始進行數字化儀控系統實驗室的建設。

2 實驗室組成

2.1 總體介紹

寧德核電數字化儀控實驗室由安全級DCS（1E-DCS）最小系統、非安全級DCS（NC-DCS）最小系統、汽輪發電機控制（P320）最小系統、PLC最小系統等子系統組成，各子系統之間通過網關、通訊站或硬接線相連，形成一套與生產現場功能基本一致的完整數字化儀控系統平臺。寧德核電數字化儀控系統實驗室網絡拓撲圖，如圖1所示。

2.2 非安全級DCS最小系統

2.2.1 系統構成

非安全級DCS最小系統采用和利時MACS VI 平臺，控制站采用實時多任務嵌入式操作系統，操作員站和服務器分別采用WINDOWS XP 和WINDOWS Server 2003 操作系統。

2.2.2 網絡構成及配置

非安全級DCS最小系統網絡結構從功能上可分為三個功能層次：管理網（MNET）、系統網（SNET）和控制網（CNET），三層網絡都為冗余配置。非安全級DCS最小系統由3臺操作員，1臺工程師站，2臺服務器，2臺現場控制站，2臺網關和2臺通訊站組成。

2.2.3 各站點功能

①節點10、11為現場控制站：屬于整個網絡結構的LEVEL1層，接收現場設備及操縱員發送的數據，通過配置在控制站中的組態邏輯對數據進行處理。

②節點80、81服務器：接收控制站的數據，并對數據進行報警處理、生成日志、存儲，同時能通過人機界面把操作人員的命令發送到LEVEL1層。

③節點90、91、92操作員站：操作員對電站進行控制、監視、維護等操作的人機交互設備，是操作員、工程師監視和控制現場設備的平臺，DCS人機接口主要部分。

④節點60、61網關：用于與安全級DCS系統相互通訊，采用單項傳輸，其中60號網關數據為NC傳輸到1E，61號網關數據為1E傳遞到NC。

⑤節點65、70通訊站：與PLC/P320通訊接口。

⑥節點85工程師站：離線組態，現場工程修改。

2.3 安全級DCS最小系統

2.3.1 系統構成

安全級DCS最小系統主要由三菱電機供貨，在硬件體系方面，由于維修活動涵蓋安全級DCS 系統所有設備，因而最小系統的設計需要充分考慮盡量包含Level 1層系統和Level 2層系統主體設備、兼顧不同實驗室及網絡。

基于此，對最小系統結構進行了如下設計選型： Lever 1層系統有：主從冗余控制站、并行冗余控制站、GWPa 網關站、GWPb 網關站；

Lever 2層系統有：監視操作站、事故后監視站。這樣使得最小系統具備較完整的層級架構。

2.3.2 各站點功能

①Station 1主備冗余站：該站實現主備冗余CPU控制站功能，I/O部分主要包括1個I/O從站（I/O機籠）及1個I/O隔離站，I/O從站中布置數字量與模擬量I/O卡件，I/O隔離站實現部分信號與I/O從站間的隔離。體現安全級DCS主備冗余CPU控制站典型邏輯，運算周期為100 ms。

②Station 2 并行冗余站：該站實現并行冗余CPU控制站功能，I/O部分主要包括2個I/O從站（I/O機籠），包括一個普通I/O機籠、一個PIF機籠。體現安全級DCS并行冗余CPU控制站的典型邏輯，運算周期為100 ms。

③Station 3監視及操作站：該站用于對過程信號進行監視、對設備的控制操作和狀態顯示，同時該站配備一臺VDU顯示器。組態部分下裝類似于SFOC的設備操作、監視軟件。

④Station 4事故后監視站：該站實現事故后過程信號監視功能，同時該站配備一臺VDU顯示器。組態部分下裝類似PAMS軟件，實現對其他各站的網絡數據的監視功能。

⑤Station 5 GWPa網關站：安全級DCS網關站GWPa與非安全級DCS 60號網關對應，實現從NC-DCS向1E-DCS發送數據的通訊功能，其中包含與 Station 3 （監視及操作站）間的畫面調用功能。

⑥Station 6 GWPb網關站：安全級DCS網關站GWPb與非安全級DCS 61號網關對應，實現從1E-DCS向NC-DCS發送數據的通訊功能，根據Station1、Station2中實現的典型邏輯，確定該站的通信點。

⑦Station 7維護工作站：維護站采用一套工控機，配備必要的MELTAC與MR1 500維護軟件及一些輔助硬件，實現對安全級DCS最小系統的日常維護、培訓及演示功能。

2.4 汽輪發電機控制最小系統

2.4.1 系統構成及配置

寧德核電汽輪發電機控制最小系統使用法國ALSTOM的P320TGC-SV2+系統。由CCL和STG控制器實現GRE汽機調節功能，由STP控制器實現GSE汽機保護的功能。最小系統配置有2臺通訊控制器，2臺汽機調節控制器，3臺汽機保護控制器，1臺現場I/O控制站，一臺工程師站，一臺操作站。

2.4.2 各站點功能

①CCL（通信控制器）：主要實現各控制器之間、控制器與P320人機接口、控制器與DCS之間的通信。汽機調節系統的開環控制邏輯也放在這個控制器中。

②FCL（現場I/O控制器）：主要用于應力計算和控制器故障檢測。

③STG（汽機調節控制器）：實現汽機調節功能，保證汽機在各種工況下安全穩定運行。汽機調節系統的閉環控制邏輯放在這個控制器中。

④STP（汽機保護控制器）：實現汽機保護功能，保證汽機在異常情況下安全緊急停機。

⑤HMI（人機接口設備）：主要有工程師站，操作員站，用于工程維護，參數監視等功能。

2.5 PLC最小系統

寧德核電PLC最小系統，配置有AB PLC和西門子PCL兩種PLC控制系統，這兩種PLC為核電站現場常用PLC類型，其網絡結構及主要設備與常規電廠類似。該系統配置了精簡的網絡、各種卡件以及必須的測試回路，可以對各種PLC卡件進行測試、通電保養維護；對現場的控制邏輯進行驗證；對現場的疑難故障進行模擬復現，便于精確地對故障進行定位處理；對PLC的高級應用（如模糊算法等）結合現場的控制案例進行驗證、研究，

3 實驗室功能及應用創新實例

數字化儀控系統實驗室建設的主要目的是服務于生產，通過在實驗室開展各項工作，使得生產現場的儀控系統及設備性能更加穩定可靠，設備運維及管理水平上升到較高水準。根據以上目的，對實驗室進行了五大功能定位，分別為：

①改造方案及平臺升級驗證。

②故障模擬及診斷。

③備件檢測及卡件在線校驗。

④功能開發。

⑤相關技術人員技能及防人因失效培訓。以下分別對各項功能的應用情況進行介紹。

3.1 改造方案及平臺升級驗證

由于與參考電站的DCS系統采用不同的控制平臺，且工藝系統有較多改進項，導致在機組調試期間及機組啟動后，仍有大量設計變更需要在DCS中實施，DCS系統需要定期進行現場改造。由于核電站的特殊性，即使在完全卸料模式下也要求部分系統連續運行，沒有DCS全停窗口，因此核電站的DCS現場改造與常規電站相比風險更高。

寧德核電利用實驗室對DCS現場改造工作進行優化，創新性地采用了在實驗室進行離線修改，并在實驗室進行改造驗證后，再下裝到現場DCS系統的方法，并對數百條改造項目進行逐項分析，細分了清空下裝與增量下裝的項目，最終完整地提出了DCS改造的最優策略，充分發揮了DCS最小系統的全面仿真現場環境的優勢，將同類型機組DCS改造下裝的關鍵路徑平均時間由72 h，大幅度縮短為4 h以內。同時，實驗室還通過改造驗證的功能，提前發現問題，避免了改造中可能存在的相關風險，共發現了110項改造文件問題，這些問題得以在下裝到現場DCS前發現并解決。由于實驗室發揮的這些超前、辨識、優化的作用，對機組提前發電投入商運起到了積極的正向促進作用。

3.2 故障模擬及診斷

數字化儀控系統實驗室的故障模擬及診斷功能主要包括兩部分：

①對數字化儀控系統自身設備的故障模擬及診斷，如DCS卡件異常后，可將故障卡件更換后安裝到實驗室最小系統進行故障復現，并利用其它檢測工具對卡件進行檢測，進一步判斷故障原因；

②利用實驗室，對工藝系統設備的故障現象進行模擬及診斷，如現場溫度元件出現閃發溫度突變的情況，則可將溫度元件拆除后安裝到實驗室，與DCS系統相連，對溫度元件進行各種故障模擬，如斷線或電阻突變等，利用實驗室可以觀察到各種故障在DCS上的現象，進行故障的分析及診斷。

新建核電機組調試啟動及生產運行階段，經常會出現各種疑難故障，通過該實驗室可順利完成相關故障定位及處理。目前已完成了保護信號優選卡輸出異常模擬及診斷；汽輪機旁路系統閥門波動模擬；GRH溫度波動模擬及診斷等問題的診斷與處理工作。

3.3 備件檢測及卡件在線校驗

由于數字化儀控系統的設備大都為智能電子產品，無法通過外觀檢查進行備件是否損壞的判斷。電子產品的浴盆效應，使得備件更換后短期內再次出現故障概率較高。為提高維修質量，寧德核電在進行數字化儀控系統備件更換前，都要在數字化儀控系統實驗室進行診斷，校驗，拷機，經拷機合格后才更換到現場使用。

通過制定相關的備件管理制度，定期對庫房中的備件在實驗室進行檢測及校驗，如DCS控制器，輸入輸出板件，保險，繼電器等設備，檢測及校驗內容包括上電測試、通道輸入/輸出測試及校驗、冗余切換測試，拷機測試等，確認備件的可用性。還可利用該檢測及校驗功能，在機組大小修期間定期對部分在裝的DCS設備進行相應的詳細檢測，確認在裝設備滿足要求。

3.4 功能開發

功能開發是實驗室的一項重要創新應用，由于該實驗室的軟硬件配置與生產現場一致，只是規模較小，因此完全可以利用實驗室對各項功能進行重新優化或開發。

截止目前，功能開發主要開展了三大方面的工作：

一是利用實驗室對工藝系統的控制邏輯、系統畫面等進行優化，目前已經完成寧德核電DCS人機界面優化項目，針對DCS畫面、報警、部分控制邏輯等進行了優化，這些優化項目先在實驗室進行設計、實施、驗證，驗證合格后再在生產現場實施。

二是對儀控系統自身的軟硬件功能進行優化，如開發的優選控制卡自動校驗裝置，繼電器檢測回路等，可以使得儀控系統的功能更加完善。

三是針對生產現場對象模型，開發了若干運行仿真系統，如化學與水處理控制回路的運行仿真系統，自動調節系統仿真控制回路，汽輪機沖轉并網模擬控制系統等，充分利用實驗室的開發優勢，設計了一系列與生產現場緊密結合的仿真系統。

3.5 相關技術人員技能及防人因失效培訓

在培訓領域，可以作為維修人員的模擬機，已經實現將現場多類閥門、儀表等設備在實驗室中與DCS互聯，維修人員可以利用該實驗室完全仿真現場設備故障工況、可以模擬主要系統運行工況。已經開發出諸如主控模塊在線更換課程，熱電阻溫度傳感器通道試驗與故障判斷課程，重要調節閥控制回路的連接與優化，重要輔機控制邏輯的組態等技能培訓課程。

另外，針對特別儀控人員易出現人為失誤的工作特點，開發相應的防人因失效培訓課程，在硬件故障處理、邏輯組態、信號強制等工作流程中針對性的進行防人因培訓。

4 結 語

國內外無論二代還是三代核電技術，數字化儀控系統的全面應用已是必然趨勢，如何提高數字化儀控系統的設備可靠性，提高設備管理及運維水平，使得其更好地輔助核電站安全穩定運行是相關從業人員面臨的一項重要課題。

寧德核電數字化儀控系統實驗室的有效應用是核電站數字化儀控領域提高設備管理及運維水平的一次創新性嘗試，其建設方案，功能設置，應用成果不僅可以作為目前國內核電站的應用范本，同時也為三代核電技術在相關領域提供了參考。

參考文獻：

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關鍵詞：變電綜合自動化系統；閃電電涌侵入；防護措施

變電站中的電氣設備一般分為一次、二次設備，二次設備主要是對一次設備進行監測、控制、保護的一種電氣設備，主要有測量儀表、繼電保護等。二次設備所形成的連接回路一般稱之為二次回路，主要包含控制回路、測量回路、調節回路、繼電保護回路等。在變電站的運行中，綜合自動化系統通過現代技術對二次設備的相關功能進行組合優化，對設備進行監視測量后，從而實現變電保護的正常、穩定運行。

1 變電站的綜合自動化系統

目前，在我國的電力系統運行中已經廣泛地應用綜合自動化管理系統，它以其獨特優點得到了大眾的認同。綜合自動化系統為實現電力無人值守、電網自動運行等奠定了堅實的基礎，同時還為提供更安全、可靠的高質量電能創造了一定條件。在我國實現自動化管理后，我國的變電站內部的電力裝置全部發生了變化，以微機系統和大規模集成電力線路共同取代了之前的傳統控制屏幕、電力中央信號系統以及落后的繼電保護裝置。

在變電站內部的二次自動化中，整個系統的中樞是中央處理機，中央處理機能夠利用串行口以及前端采集、信息處理模塊等實現通訊，同時將采集到的相關信息利用調制解調器本身的編碼，以通訊網絡作為傳播的載體將信息發送至遠端的電力調度工作室中。這樣本地的另外一些電力工作站也能夠通過局域網這個媒介訪問中央處理機，利用并行口與打印機相連，將數據打印出來，真正實現遠程化、自動化管理。變電站的綜合自動化管理系統在我國發展較為迅速，可以說是我國電力改革中的里程碑式事件。

2 閃電電涌侵入的相關內容

閃電電涌侵入主要指的是由于雷電的作用，對架空線路以及電纜線路、金屬管道等造成傷害。雷電波一般指的就是閃電電涌，它能夠沿著管線侵入到房屋內，從而危害到人身安全以及電力設備。微機系統中的集成型電路，在運行時的電壓僅有數伏，信號的電力僅有微安，而且就電磁式的保護裝置來講，它具備的耐熱容量更小，對浪涌的承受力更低。當雷擊出現，會使變電站內部的微機系統發生嚴重的損壞，因此，目前我國的變電所在綜合自動化系統管理的基礎上對自動化設備進行防雷工作，已經是我國電力系統穩定運行中的重要課題之一。

3 電涌保護器

電涌保護器主要是一種電器的保護設備，目的在于限制瞬態電壓與分泄電涌電流，它的組成至少會有一種非線性元件。

電涌保護器依照元件的性質進行分類可以分成電壓開關型保護器、電壓限制及組合型保護器。電壓開關型保護器在無電涌產生時是高阻抗，如果電壓電涌發生突變則變為低阻抗，相關的組件會選擇放電間隙、閘流管以及三端雙間可控的硅元件等。電壓限制型的電涌保護器在無電涌發生時表現的是高阻抗狀態，但是隨著電涌電流以及電涌電壓逐漸上升，相應的阻抗就會隨之變小，一般情況下組件采用的是壓敏電阻與抑制二極管元件。

除此之外，組合型保護器主要是由二者的主要元件共同組合而成的（電壓開關型保護器、電壓限制型保護器），主要的特性是隨電壓特性而走，主要表現的是電壓開關型或者是電壓限制型，或者是兩者都有。

4 閃電電涌侵入的主要防護措施

（一）變電站中變壓器本身的低壓側設置保護器

一般情況下，變壓器是變電站中最為重要的設備之一，為了防止閃電電涌的侵入，需要在變電站內部的變壓器低壓側部位安裝符合其等級的保護器。此類電涌保護器屬于第一防護，在400v的進線柜母線側進行安裝，從而有效地將侵入到變電站內部的雷電電流泄掉，起到安全保護作用。

（二）在變電站內部的總配電柜設置保護器

為了更為有效地防止雷電電涌侵入，需要在變電站內部的總交流配電柜處安裝上標準等級的保護器，通常都是在380v的線路上安裝。此類電涌保護器是第二級的防護，能夠有效地阻止雷擊過電壓通過交流配電線進入到變電站的中控室內，是一種二次設備。

（三）在變電站的電子信息交流電源處安裝保護器

除了上述提及的兩種方式之外，還可以在變電站內部的電子信息交流電源處，依照標準安樁電涌保護器，通常是在交流電源的進線端，如UPS處進行安裝。此類電涌保護器屬于變電站內的三級防護，能夠有效地阻止雷電過電壓通過交流線侵入到變電站內的電子信息設備上，防止設備的損壞。

（四）在變電站的直流電源處安裝保護器

因為自動化檢測系統的電源控制以及采集機構的特殊性，必須要將站內的交流電完全轉化成為直流電，由此可見，直流電的安全與穩定才是控制機構安全運行的關鍵所在。因此，在直流電源側或者是各個控制裝置、采集機構前，選擇相應等級的保護器進行安裝，目的就是防止直流電源受到傷害。此類電涌保護器屬于第四級的防護，通過此類防護措施能夠從根源部位解決雷擊對站內直流系統的侵害，最終保證變電站綜合自動化系統的穩定運行。

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關鍵詞：變電 自動化系統 管理

1、前言

隨著信息技術的不斷發展，電子計算機技術在各個領域都有廣泛的應用。變電站綜合自動化系統隨著計算機網絡技術的發展已經逐步取代傳統的變電站二次系統，變電站綜合自動化系統與傳統的變電站二次系統相比有很多優點，首先，功能更強、更全，其次，測量更精確，操作更簡便，運行也穩定和可靠，管理智能化。同傳統變電站二次系統不同的是：各個保護、測控單元既保持相對獨立，又通過計算機通信的形式，相互交換信息.實現數據共享.協調配合工作，減少了電纜和沒備配置，增加了新的功能，提高了變電站整體運行控制的安全性和可靠性。

2、變電站自動化控制系統的管理

智能變電站，采用最先進的技術將成為變電所主變壓器設備，包括輔助設備和設備。在自動化系統，其中最深遠的影響，是用網絡來取代第二電纜。新一代網絡的應用將成為第二和連接電纜設計工作到通信結構、配置文件下載工作，監控系統的調試和運行管理的大變革。

2.1 系統設備管理

應用微處理器和最新的光電技術設計信號回路和被控制的操作驅動回路，使其結構簡化，取消傳統的導線連接方式，改用數字程控器及數字公共信號網絡代替。在變電站二次回路中使用可編程序來替換常規繼電器，使用光纖和光電數字替換傳統的控制電纜和模擬信號。電子變壓器通常從傳感器模塊和合并單位兩個組成部分，感應模塊安裝在高壓面，負責傳來的信號進行同步合并的感覺處理模塊，然后分配給其他設備，在信號傳入到控制系統中時，翻譯成數字信號、合并單元安裝在二次側的。由于變壓器生產商改變速度和力量并不好，因為二次設備行業，在將來的一段時間，將配置的傳統方法將智能信號進行儲存。通過智能終端獲取設備狀態、斷路器、隔離開關、設備壽命周期長，通過光纖網絡傳輸到其他設備，得到保護和監控指揮一個儀器的操作。

2.2 系統監控管理

使用微機監測系統來實現監測、評估和報警等功能，采集的報警信號經過監測微機數據處理，再將數據信號經過光纖傳輸到控制中心的監控計算機，控制和保護信號也經過微機數據處理后通過光纖傳輸到主控室電腦監控，防止監控機器損壞或偷竊造成重大損失，系統監控軟件和數據需要實行實時備份管理。監控系統是一個實時運行的控制系統，如果系統受到攻擊其后果很嚴重，為此必須有獨立的綜合自動化網絡，并在監控網與其它網絡聯接處，裝加硬件防火墻。各變電站自動化系統相互獨立，不受其他變電所設備的影響。

2.3 系統安全管理

綜合自動化系統信息處理功能強大，自動化程度高，所以安全就顯得尤為重要。變電站信息傳輸都是通過網絡傳輸實現的，如在傳輸過程中收到惡意攻擊，變電站監控中心處理不當的話，有可能對自動化系統帶來極壞的影響，甚至可能導致整個系統癱瘓。做好預防措施，在主站端定期作好數據庫備份，同時作好防止主站系統崩潰時備用系統的運行管理工作。所以在先進設備和通訊網絡，建成投產的同時必須同步加強系統安全管理，尤其是網絡安全管理。在使用綜合自動化系統的變電站之間，適當控制通信網絡規模，控制通信模式，實行網絡點對點通信，在局域網絡加上單向隔離裝置，裝置在任何隋況下，都要隔離措施通過軟件實現，如閉鎖軟件控制網絡安全。安全監督管理軟件操作系統和軟件監控實施保護，為監測機與特殊的力量，以工業控制系統的雷電防護。

2.4 系統運行管理

變電站運行管理主要有兩個方面，電力生產運行數據管理和運行操作管理。運行數據管理有數據分析、分流交換等，特別是運行故障信息分析自動化處理，即時為運行故障提供故障數據分析報告，指出故障原因，提出故障處理意見。及時為系統運行狀態提供數據支持，用變電站運行“狀態檢修”替代原來的變電站設備“定期檢修”。使得變電站運行更加安全可靠。運行操作管理需要提高操作人員的手動操作技能，減少操作人員的工作壓力，提高系統和各種設備的工作效率，嚴禁隨意接入系統，防止數據遭到破壞。形成操作規范，操作過程實行流程化，操作人員實行制度化管理。采取有效的措施防止突然監控機器正常運轉情況下發生故障，嚴格執行操作機器管理規范，防止監測機受到感染，使用專用移動存儲介質，嚴禁使用外來移動存儲設備。加強部門管理，定期檢查與不定期抽查相結合，發現問題及時處理。

2.5 系統網絡化管理

電站自動化系統實行自動化管理的關鍵是利用計算機技術，特別是利用網絡技術進行數據傳輸與采集。網絡系統是數字化變電站自動化系統的命脈，它的可靠性與信息傳輸的快速性決定了系統的可用性。變電站內常規的二次設備，如繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量控制裝置、遠動裝置、故障波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置以及正在發展中的在線狀態檢測裝置等全部基于標準化、模塊化的微處理機設計制造，設備之間的連接全部采用高速的網絡通信，二次設備不再出現常規功能裝置重復的I/0現場接口，通過網絡真正實現數據共享、資源其享，常規的功能裝置在這里變成了邏輯的功能模塊。變電站自動化系統可利用網絡實現多個CPU協同采樣、MD轉換，運算、輸出控制命令，形成整個流程更加快速和簡捷，如何控制好采樣的同步和保護命令的快速輸出是一個復雜問題，其最基本的條件是網絡的適應性，要害技術是網絡通信速度的提高和合適的通信協議的制定。假如采用通常的現場總線技術可能不能勝任數字化變電站自動化的技術要求。數字化變電站自動化系統的兩級網絡全部采用100MHz以太網技術是可行的。

3、結語

變電綜合自動化系統在變電站中越來越廣泛的使用，傳統的繁瑣和復雜的控制與保護系統必將逐漸被淘汰。變電綜合自動化系統的自動化程度也逐漸提高，隨著智能化開關、光電式互感器等一些新型設備的出現，變電站自動化技術又將進入一個新的發展階段。智能化、數字化是變電綜合自動化系統今后發展的方向。

參考文獻

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[關鍵詞] 分散式 變電站 綜合自動化 農網

一、引言

分散式變電站綜合自動化系統具有自動化程度高、運行可靠、占地少、投資省、設計、運行、維護簡單等突出優點，因此它近年來一直是農網改造中新建變電站的首選系統。我局自98年“兩改”工作開展以來，新建變電所兩座，全部采用分散式變電站綜合自動化系統。現以FBZ分散式變電站綜合自動化系統為例，介紹一下該系統在農網中的應用。

二、系統特點

FBZ分散式變電站綜合自動化系統以線路為單元，采用分散式設計，輔助以功能單元設計; 35kV以下設備按線路將保護和遠動功能組合設計，減少硬件冗余，提高設備的可靠性; 35kV以上的設備，按功能將遙測、遙信、遙控、遙脈（遙測脈沖電能表脈沖數） 組合設計; 既可分散布置，又可集中組屏。中央管理單元采用雙機熱備用設計，可自動切換值班、備用方式，包括切換各通信口與上級調度、與各種微機保護及其他設備通訊。系統通信采用高抗干擾的工業現場總線，直接和各功能單元節點相連接，并配有485網作為CAN網備用網，通常同時運行，增強網絡的可靠性。

該系統集當地監控、線路測量及線路保護和各種微機保護于一體，實現變電站實時數據采集，電氣設備運行監視防誤閉鎖，控制操作，電壓自動調節，小電流接地選線，遠動通訊，保護設備狀態監視，檢查與修改保護定值等功能。

完全取代傳統的變電站二次系統，省去各種表盤及中央控制屏，實現變電站綜合自動化系統或者無人值守變電站。

三、系統組成

我局35kV進化變電站FBZ綜合自動化系統由FBZ-G301系統管理單元、后臺機監控系統、FBZ-B306A變壓器后備保護測控裝置、FBZ-B301線路保護測控裝置、FBZ-B302電容器保護測控裝置及電能計量屏六部分組成。B301、B302、B306裝置通過CAN總線與系統管理單元G301互連，由它們對線路和變壓器等設備進行監控和管理。后臺機監控系統，采用惠普D9819A#AB2型微型計算機，配置PIIICPU，64M內存，10G硬盤，外接音箱和打印機，系統的軟件環境為: DOS6.2、WINDOWS NT 4.0中文版、Visual C++5.0。后臺機監控系統運行情況，故障時發出語音報警信息，并可定期或不定期打印各種報表。后臺機通過內置網卡與FBZ-G301系統管理單元相連接，接口標準為RS-232C，接線方式采用三線制（RXD、TXD、GND），全雙工工作方式。系統框圖如圖1所示。

1、FBZ-G301系統管理單元

FBZ-G301系統管理單元是主站/當地監控與FBZ各功能單元及其它微機保護裝置之間交換信息的樞紐。液晶顯示屏可顯示所有信息的內容，并能監視各個通道的通訊內容。共有多達8個通訊口可滿足各種接口的信息交換，其中2個主站通道（標準RS232接口/MODEM復用），2個當地通道（標準RS232接口），4個微機保護裝置、直流屏或智能電度表接口通道（標準RS232接口/422接口/485復用）。考慮到常規遠距離通訊，兩個主站通道內含調制解調器進行載波通訊。管理單元具備雙機備用切換功能。網絡通訊采用高抗干擾的CAN網、485網，二網互為備用。G301管理單元由CPU板、通訊接口板及輸入輸出板組成，如圖2所示，CPU板外接面板液晶顯示。

2、FBZ-B306A變壓器后備保護測控單元

特點

FBZ-B306A變壓器后備保護測控單元是一種集保護、測量、監控等功能為一體，性能價格比和可靠性均較為理想的變電站自動化裝置。它采用多CPU結構，信息共享率高，具有較強的運算、處理能力。FBZ-B306A獨立的信號采集處理電路筆操作回路，可取代間隔內全部常規的二次設備，大大減少了硬件冗余，簡化了裝置接線，提高了裝置可靠性。通訊總線采用雙高抗干擾的工業現場總線CAN總線，從而保證了高速、可靠的通訊能力。

監控原理

FBZ-B306A變壓器后備保護測控單元可完成單臺變壓器單側間隔的全部監控功能，如遙測、遙信、遙控、遙脈等。

（1）遙測

FBZ-B306A遙測算法適用于三表法接線。電壓和電流信號在周期T內間隔采樣，采樣值由CPU進行分析、計算，得到各相電壓（U）、電流（I）、有功功率（P）、無功功率（Q）、頻率（F）、功率因數（cosΦ）、有功電度（Wp）、無功電度（Wq）等。

（2） 遙信和遙脈

遙信和遙脈均為開關量信號的形式輸入，經過光耦合隔離和濾波到CPU，大大提高了裝置的安全性和抗干擾性。CPU采集到開關量后檢測全部信道是否發生變位并加以記錄。對發生變位信道進行帶時限的監視，以有效濾除各類干擾信號，如繼電器觸點抖動、強電磁干擾等，經確認的開關量變化將按遙信或遙脈性質分別加以處理，濾波時限將根據繼電器型號等現場具體整定。遙信信道的變化情況將通過遙信變位和遙信事件兩種形式記錄和上傳，遙脈將由CPU累計脈沖的個數，上傳脈沖電度。FBZ-B306A裝置共有6路遙信輸入信道，2路遙脈輸入信道。

（3）遙控

FBZ-B306A變壓器后備保護測控單元可直接操作變電站一次設備——斷路器。CPU下達的控制操作經過邏輯電路、控制操作回路得以執行。一次完整的控制操作流程如下: CPU收到下發遙控命令進行相應的合閘或跳閘操作，CPU對操作的過程進行校驗，并將結果上發返校; 若動作正確，下發執行命令，啟動出口回路，出錯則下發撤消命令。返校、執行采用兩級電壓閉鎖，以提高裝置的可靠性。

FBZ-B306A變壓器后備保護測控裝置單元在設計上采取了多種抗干擾措施，邏輯電路和操作回路具有片級自檢能力，當控制中發出錯誤時可迅速檢測出錯環節，通過報文上傳或面板顯示等途徑提示操作者，大大簡化了維護工作，縮短了故障排除時間。裝置還可另外提供手動操作機構，可作為遙控操作的備用裝置。

保護

三相電壓Ua、Ub、Uc，三相（兩相）電流Ipa、Ipb、Ipc，作為裝置的保護模擬輸入量。作為變壓器的單側后備保護，采用的保護有三段過流保護、過負荷告警、非電量（重瓦斯、輕瓦斯、油溫高等）保護、PT斷線告警。

2、FBZ-B302電容器測控裝置

特點、監控原理

同FBZ-B306A。

保護

三相電壓Ua、Ub、Uc，三相（兩相）電流Ipa、Ipb、Ipc零序電流I0或零序電壓U0作為裝置的保護模擬輸入量。U0用于采用零序電壓保護或不平衡電壓保護的電容器單元的零序電壓或不平衡電壓的采集; I0用于采用零序電流或不平衡電流保護的電容器單元的零序電流或不平衡電流采集。采用本裝置的電容保護有：三段過流保護、過電壓保護、欠電壓保護、零序電壓/不平衡電壓保護、零序電流/不平衡電流保護、PT斷線告警。

3、FBZ-B301線路保護測控裝置

特點、監控原理

同FBZ-B306A

保護

三相電壓Ua、Ub、Uc，三相（兩相）電流Ipa、Ipb、Ipc，線路抽取電壓UTQ，零序電流3I0作為裝置的保護模擬輸入量。UTQ是當重合閘采用檢無壓或檢同期時的線路抽取電壓，當重合閘采用非同期方式時，UTQ可不接; 3U0、3I0用于小電流接地遷線及告警。本裝置提供的保護有: 三段過流保護、三相一次重合閘后加速保護、低頻減載、過負荷保護、小電流接地選線、PT斷線告警。 四、結束語

分散式變電站綜合自動化系統由于在我局首次使用，運行和維護難免缺乏經驗，所以在系統安裝調試階段，我局就選派了大專以上學歷的人員進行跟蹤學習，為系統的如期投運和安全運行打下了基礎。另外，根據分散式變電站綜合自動化系統的“四遙”功能，配合未來電網的調度自動化系統，通過適當的通信規約將實現變電站無人值班，真正達到減人增效，還可逐步建成電力企業的現代化信息網絡，為中低壓電網的科學管理提供信息和決策依據，最終實現中低壓電網的調度自動化、管理科學化和企業現代化。

參 考 資 料

[1]FBZ分散式變電站綜合自動化系統管理單元說明書

[2]FBZ-B306A變壓器后備保護測控裝置說明書

[3]FBZ-B302電容器保護測控裝置說明書

[4]FBZ-B301線路保護測控裝置說明書