电网系统论文大全11篇

电网系统论文篇（1）

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。

电网系统论文篇（2）

开展能量管理系统(ems)实用化工作，必须有一个良好的scada基础平台做保证。在公司领导和省调的关心支持下，在更新地调自动化系统主站的同时，结合基建、大修、技改、变电所无人值班改造和两网改造等项目，新建了多套厂站端远动设备，对部分老变电所容量小、精度低的rtu进行更换，基本把站端统一为新型交流采样rtu，使各项精度有了大幅度的提高，特别是无功测量精度。同时对各站rtu的供电电源加以改造，保证了交直流双电源供电。在做好各项基础工作之后，建成的电网能量管理系统(ems)率先通过实用化验收。本文总结了ems工程实用化的经验，介绍了实用化过程中一些问题的解决方案。

一、状态估计覆盖率低的问题

本文所指状态估计覆盖率低，并不是指某些变电所没有数据采集装置，而是指本地调管辖范围内的一些220kv供电小区的电源来自无量测的外网。例如，该地调管辖的安平供电小区。该小区的安平220kv变电所的两条220kv进线分别来自外网的东寺220kv变电所和束鹿220kv变电所，与电厂主网没有任何电气连接。在状态估计时由于软件th2100系统只估计最大的可观测岛，国外有些软件可以估计两个以上的可观测岛，但由于两个可观测岛无电气连接，即使能计算，其所得的某些数据，例如相角等结果也多是不准确的，所以安平小区就成为死岛。直接导致状态估计覆盖率低于实用化要求指标，后经与省调多次协商，决定采用三级数据网将该电网所需的全部外网数据传至地调主站端。使状态估计覆盖率达到100％。

二、各220kv变电所主变档位的采集

在ems的实际应用中我们发现，由于220kv变电所是所在供电小区的电压支点，220kv主变档位是否正确直接影响遥测合格率的高低，而遥测合格率是保证高级应用软件正常工作的关键指标。试运行初期，档位仅靠调度员来手工置位，这对于负荷峰谷变化和电压变化较大的电网是力不从心的。所以我们自行研制简易主变档位采集装置分期分批将所辖10台220kv主变中的9台档位全部采集至调度端(另外1台是无载调压)。仅此一项，将ems的遥测合格率平均提高近5个百分点。

三、提高测点冗余度

实现了各110kv主变高压侧量测的采集，由于早期建设的110kv变电所高压侧均未设量测点，一般取中、低压侧p、q值相加代替高压侧量测，实践证明误差较大，特别是q值受主变阻抗角的影响，制约着遥测合格率的提高。我们分别配合主变停电检修的机会从主变高压侧套管ta备用二次线圈处将量测值采集上来，使测点冗余度明显提高。

四、等值负荷、线路电纳

将220kv变电所的35kv侧和110kv变电所的10kv侧的线路按负荷或等值负荷处理，是在保证精度的前提下简化工程量的好办法；线路的电纳参数最好填入，因为它对处理单端开断的支路是有影响的，其参数值可以通过上级调度部门和实测得到。五、scada断面实时映射

我们知道，ems在实践中更侧重于电网的安全性和可靠性等的分析，而不注重数据采集的实时性，也就是说，scada的量测数据不必实时传输至ems。电厂ems以ftp文件传输方式每5min由scada请求一个断面，这样就保证了ems大部分功能的正常需要，又不至于使scada主系统的服务器负荷率过高。但在实际应用过程中，我们又发现，在进行电网解合环等操作过程中，拉合断路器的操作时间间隔很短，映射断面还来不及刷新，因而调度员也就来不及进行潮流分析，为此，我们修改了scada软件，增加了手动截取断面文件的功能。实践证明，该功能实现方法虽然简单，却为潮流计算等功能模块的真正实用化奠定了坚实的基础。

六、隔离开关问题

隔离开关数量远远多于断路器，全部实时采集是不可能的，但若维护不及时则会导致计算母线模型与实际运行方式不同，造成计算结果不收敛或精度差。为此，我们修改了系统软件，增加了离线隔离开关置位功能，并根据实际运行情况，对电网内所有在运行的隔离开关全部进行了置初位。同时，制定严格的运行管理制度，电网每次进行操作和方式改变时，由运方人员及时通知ems维护人员，在scada系统上进行相应的置位。这样，既保证了scada实时信息的可读性，又大大提高了ems的各项相应指标。

七、人员的培训

ems是远动、调度和自动化等多专业融合在一起的一门边缘科学技术，要想真正应用好ems，需要电网、计算机、自动化甚至包括通信等多学科专业，近年来，我们先后组织人员多次到金华地调、南通地调、清华大学、烟台等地学习ems新技术，同时加强人员培训，组织专题讲座，使各相关专业有机地结合在一起，为更好地开展ems实用化工作提供了技术保障。

八、程序质量

电网系统论文篇（3）

摘要：首先综述了当前大电网稳定控制系统的特征和要求，随后讨论了稳定控制装置的起动元件的选取、基于当前技术水平下区域子站和控制中心的构成模式等几个新问题，并就稳定策略的优化前提、提高控制装置和控制策略的开放性、适当增加稳定控制装置的预防能力等方面提出了自己的观点。摘要：大电网稳定控制起动元件优化开放1引言随着三峡工程和全国联网、电力市场和电能交易、电力环保等新形势的出现，对电网平安稳定运行和控制的要求越发显得重要。在我国，许多传统的就地控制模式，如简单的线路故障联锁切机、切负荷由于其技术性能落后、经济性差等缺点已越来越不适应现代大电网的平安性和经济性的要求。近年来许多区域稳定控制装置的研制和投入使用在一定程度上缓解了大电网稳定运行控制的压力，但也只能兼顾电网的一部分，无法从全局上对电网进行协调控制。随着快速稳定分析方法的发展及计算机、通信技术的不断提高，使基于大系统理论和分级递阶和分散控制理论的大电网稳定控制系统的研制开发成为可能。本文结合作者参和探究开发的稳定性实时观测和控制系统的实际，针对大电网稳定控制装置开发中的几个新问题谈了自己的看法。2大电网稳控装置的特征和要求2.1整体特征大电网稳定控制需要大量的网络结构和运行参数，高速可靠的硬件平台和通信通道，快速准确的稳定分析软件以及合适的控制策略。目前，大电网稳定控制装置的开发和实现具有以下特征摘要：1)控制对象仍以功角稳定新问题为主，但带有电压越限等辅助功能；一般都采用集中管理、分区控制的模式，如图1所示，这样既有利于实现协调控制，又可保持各区域子站的相对独立性。根据电力系统稳定控制，尤其是大电网稳定控制中控制速度快、信息量大、跨地域范围广的特征，一般都采用开环猜测控制，且多为离散控制(如切机、切负荷、电气制动、快关等)，如图2所示。图中控制量u=p(m,x0)(1)式中m为扰动信息；x0为基准状态信息；p为控制算子，其内涵反应了猜测及按补偿原理实现控制功能的三种方式，即离线预决策实时匹配；在线预决策实时匹配；在线实时分析决策［1］；3)出于可靠性和经济性的考虑，一般考虑将稳定控制装置和EMS、MIS等接口的可能性，充分利用丰富的数据资源和已建成的通信通道；合理利用已有的常规稳定装置及区域稳定控制装置，避免资源和设备的浪费；4)技术上借鉴微机保护和SCADA中成熟的数据采集、故障辨识和数字滤波等技术；借鉴静态平安分析中较为成熟的状态估计、预想事故、灵敏度分析等技术；预想事故分析部分采用快速稳定分析方法，如改进后的SBS法、各种直接法、人工智能、基于GPS外部观测的猜测方法等，以试图从根本上解决稳定控制快速性要求的前提下，满足准确性和稳定裕量的要求。2.2对区域子站的要求在大电网稳定控制系统中，区域子站起着承上启下的关键功能。在未能很好地解决控制中心和区域子站的实时通信新问题之前，先着重考虑区域子站以使其“保一方平安”是很重要的。从当前技术条件及运行调度人员的要求角度出发，一个自动化程度较高、开放式、功能较齐全的区域稳定控制装置应具备以下功能摘要：1)基于GPS的高精度、快速的数据采集系统和准确无误的稳定办法执行机构摘要：这是实现稳定观测和控制的基础。数据的可靠性是其首要新问题；而在具体的稳定办法执行点，还应该根据当地工况进行适当的校核。2)可扩展性、可维护性好、开放灵活的策略表管理系统，具体体现在以下方面摘要：当本区域内出现线路扩建时，稳定监控系统从硬件到软件应能较轻易地随之扩展；当需要修改策略表时，在修改权限的限制下，可从本地/远方灵活地修改，以使当前的稳定策略最大程度上地符合实际情况；采用可移植性好、代码效率高的编程语言；采用模块化设计或(分布式)组件技术；运行模块和维护模块应既相对分离又相互关联。3)较为合理、完善的稳定启动判据，准确快速地判定故障线路、故障相别、故障类型，有条件的厂站还可根据采集的开关量实现基于关联矩阵的电网拓扑辨识，为基于快速积分法的在线准实时稳定计算提供实时网络拓扑；4)实时的图形化监视界面，带有事件顺序记录、实时/定时打印、实时波形、语音报警等功能，甚至有故障录波系统，以便于事故后分析；5)完备、冗余式的通讯摘要：通过对载波、微波、电话线、Internet、SPDnet等多种通讯方式的支持和实时切换，确保区域子站和控制中心的通讯通道通畅无阻。6)适当条件下可将电压稳定监控、频率稳定监控功能集成进来，并可通过电力企业综合总线(UIB)和EMS中的SCADA/DTS、电力市场系统中的动态平安评估联系等相联系，形成一个更加完整的系统。可见，新的环境和条件下的区域稳定控制系统是一个典型的以数据处理为中心的多任务、多功能，开放灵活的监控系统。不管是采集数据的判定辨识、策略表的管理和实时查找，还是实时生成报表、打印、事件顺序记录，都要求系统具有较强的数据处理、存储等功能。当然，这是在把在线计算的任务交给控制中心的前提下的。3稳定控制装置起动元件的选择对于大电网而言，当可靠性得以保证的前提下快速性就成为关键因素，这集中体现在对稳定控制装置启动元件的选取上。从原理上启动元件的选取既可以采用各相(序)电流、电压或功率突变量元件等模拟量来实现，也可以根据保护的动作信号及断路器出口信号等开关量来实现。前者广泛应用于微机保护中，技术较成熟可靠，速度快，但数据量较大，且有其自身的保护算法、滤波、PT、CT断线等新问题。后者数据量小的多，而且“N－1”准则下的各种情况(如发电机、线路、电缆、变压器的退运)可直接反应为开关量的变位，因此和事故预想分析(支路开断、发电机开断)接口简单；缺点是拒动、误动新问题，且当考虑“N－2”准则时需要考虑多种运行方式，非凡是对于500kV变电站(常采用3/2接线方式)，各种运行方式组合较多，需要采用关联矩阵的方法。由以上的分析可看出摘要：在稳定控制这种对可靠性和快速性要求甚高的场合下，将模拟量启动元件和开关量启动元件相互结合，以一方为主，相互校验和补充也许更可取。比如若以模拟量启动元件为主，可以用适量的开关量信息(如保护出口信号)辨别故障区间等；而以开关量启动元件为主，则可以利用适量的模拟量(如零序分量)区分两相短路和两相短路接地。另外，一种基于PEF理论，以不平衡功率积分作为稳定控制启动判据［11］也值得注重。4稳定控制装置的实现模式4.1区域子站的实现中的几个新问题当前的区域子站的实现有几种方式摘要：嵌入式系统、工业PC系统以及工业局域网系统，三者间的比较见表1。但无论选择哪种方式，协调好系统各部分之间的工作和数据交换，提高整体性能是最重要的。4.2控制中心的实现模式控制中心要完成预想事故的快速筛选以及快速暂态稳定分析，而且还要协调管理各区域子站，任务繁重。因此，其构成模式是否合理直接关系到整个稳定控制系统的效率。控制中心的实现以往多采用“小型机UNIX平台”模式，目前则多采用“工作站局域网网络操作系统”的模式。后者可将多项任务按组态软件的形式加以组合并在不同的工作站间实现分工，开放式的结构便于扩展和利用新技术。当控制中心和EMS接口后，其数据的获取可完全由EMS提供，而控制中心和各区域子站的通信只限于发收稳定策略及协调控制信息，通讯量大大减小。另外，为减少局域网上信息交换量，文献［6］提出可采用分层局域网和共享内存技术，不把所有信息集中在一个局域网上交换。5对当前稳定控制装置的一些建议5.1稳定控制办法的优化前提目前在我国，稳定控制办法以切机、快关、切负荷、电气制动等为主。考虑到充分利用原有稳定控制执行设备(经济性)的基础上，如何优化稳定控制策略(包括控制方式、控制量大小、控制时间长短等)是个值得探究的新问题。这个新问题从本质上多属于非线性整数规划新问题，其数学描述如式(2)所示。式中Ni为各控制办法量，Ci为控制系数，它反映了控制时间、控制权重等，η为控制办法下的控制裕度，它等于实际控制效果减去严格按稳定分析软件得到的稳定控制效果。优化的本质在保证稳定控制装置的有效性的基础上满足经济性的目标，主要是要从大量的办法组合中快速搜索出最优策略。文献［8］提出了一种快速搜索算法。而在具体应用优化算法时，应根据实际情况，遵守一些原则，如摘要：优先考虑电气制动和直流调制；在切机或快关时，应结合机组的接线、运行方式和进相等非凡新问题；从机组的疲惫损耗的积累效应的角度，应用排队论或概率方法，尽量使机组由于切机而造成的疲惫损耗最小化，尤其对于汽轮机组。在基于以上前提的基础上，将快速稳定分析软件得出的稳定策略(或离线稳定策略)配合以适当的快速优化算法，方可得到切实可行的最优的稳定控制办法。5.2控制装置和策略的开放性目前的稳定控制装置中普遍使用的仍是“离线预决策，实时匹配”的控制方案，并且这也是最实用的一种方案；但是它的主要新问题是存在着或轻或重的失配情况。为了减少失配的缺陷，作者认为在区域子站应采用开放式的策略表，利用控制中心的在线计算，准实时/实时地生成最新运行状况的控制策略，对各区域子站进行刷新；也可在区域子站中加入智能控制，如对运行方式和策略表之间的自学习或模糊控制能力。总之，应形成本地/远方多种途径的策略略表的修正，使之具有开放性。这种开放性带来的好处不仅仅是减小了失配情况，并且增加了灵活性、可靠性，延长了稳定控制装置可使用的寿命。一个功能较为完善的稳定监控系统应该以实时数据处理为中心，充分考虑策略表中数据间的联系。比如采用数据库的方式就可以保持数据库各表之间的天然联系，具有“对象关联”的特征，有利于实现数据图形一体化，如图3所示。图中稳定策略表具有很强的开放性，它可以通过数据库接口被各种基于不同控制策略的、和网络分布无关的在线实时、准实时/离线稳定计算模块加以刷新，并可接收、存储动态平安评估模块的评估结果，为调度运行人员提供系统实时的平安状况。5.3适当增强稳定控制装置的预防能力目前的稳定控制装置基本上都是基于1967年DyLiacco提出的确定性平安稳定分析构想中的紧急控制思想，只考虑系统发生了(预想)事故后不稳定怎么办，而对系统未发生故障时的运行状况不管不问，哪怕是系统已经处于不平安状态(但未发生事故)。而在实际中的大多数时候系统都是处于无故障运行状况下，因此在不过重的增加运算和数据通讯负担的前提下，在区域子站中加入一些平安分析的功能(也可以考虑和当地的EMS接口)又何乐而不为呢，况且这样可以使区域子站的运行人员对本站在大多数情况下的平安性进一步了解，并在适当时候做出一定调整使系统尽量保持在一个高稳定度运行状况下。同时这对于今后的电力市场下的能量交易也是有益的。在目前的技术水平下，作者认为动态平安域法［12］可望胜任此任，且“域”的思想也有利于实现大电网综合稳定性(横向上功角、电压、频率、负荷稳定性和纵向上预防、紧急、恢复控制)的联合、协调控制，有利于实现电力系统灾变防治。6结语随着电力系统规模的扩大以及平安稳定新问题的日益突出，仅靠单纯的就地控制或区域稳定控制已不能满足大电网稳定控制的要求，因此，针对大电网微机稳定控制系统的探究也越来越受到重视。作为现代电网不可缺少的三大支柱之一的稳定控制系统，不仅要探究其非线性动态大系统的稳定性理论和优化运行控制理论，而且还应在实用化的道路上解决好如何提高其可靠性，协调好“几性”［7］的关系，如何优化其稳定策略，如何象“四统一”的保护产品一样形成标准化、规则化、统一化的稳定装置，如何对大电网稳定控制装置进行试验仿真等诸多新问题。

电网系统论文篇（4）

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。

电网系统论文篇（5）

然而，以往远动的信息传输大多是伴随着某个特定的自动化功能应用而开展的，缺乏全局一体化考虑。各厂商往往使用互不兼容的专有应用层协议；甚至对于一个特定的厂商，也存在许多互不兼容的应用层协议。

为了进一步提高电网的安全、经济、优质的运行，实现电网调度从经验型到分析型的转变，对电网实时信息在数据量、实时性、一致性、准确性等诸多方面提出了更高要求。从国际标准的发展动向、电力调度实时信息应用现状、以及电力调度数据网建设情况等方面综合来看，设计合理的实时数据计算机网络传输系统，满足新老应用系统实时数据传输的需求就成了必须研究的问题。

二、研究思路

本研究在多协议电力实时数据传输系统中采用了全局一体化的设计方法，形成一套系统、开放、可伸缩、易扩展、易维护、安全可靠、标准化的解决案。该系统是用于支持在计算机网络通道实现调度自动化实时信息传输的系统。由目前点对点的数据传输方式，逐步过渡到以电力调度数据网络的传输方式，优化远动传输网络方式，合理利用通道带宽，进一步提高了数据信息传输速率。通过该系统，利用调度网络能实现大范围内的不同协议和不同端系统之间的实时数据交换，满足各种调度自动化系统对实时数据交换的要求。

1.设计准则

全局一体化。提出了构建调度自动化网络传输系统一体化实现的方法，建立了电力调度系统实时传送的解决方案。文章同时指出，除技术因素外，管理制度和人员素质也是影响实时数据传送一体化的重要因素。

2.设计目标

首先是对事务定时限制的满足，其基本原则是：宁要部分正确而及时的信息，也不要绝对正确但过时的信息。系统性能指标是满足定时限制的事务的比率，它要求必须确保硬实时事务的截止期，必要时宁肯牺牲数据的准确性与一致性。软实时事务满足截止期的比率相对较高，但要100％满足截止期很难或几乎不可能。因此，本研究的亮点是除了上述一般DBMS的功能外，一个RTDB还具有以下功能特性：保持数据库状态的最新性，即尽可能保持数据库的状态为不断变化的现实世界当前最真实状态的映像；保持数据值的时间一致性，即确保事务读取的数据是时间一致的；事务处理的识时性，即确保事务的及时处理，使其定时限制尤其是执行的截止期得以满足。

3.采用方案

电网系统论文篇（6）

电子政务网上审批系统是通过网络政府行政许可与审批信息并提供许可、审批、服务的网上协同办公系统，审批过程通常涉及大量机密数据的通信，由于网络的开放性和复杂性，各种类型的网络欺诈和入侵攻击等网络犯罪行为对电子政务系统的安全构成了严重威胁。因此，构建高可信度和高安全性的电子政务审批系统成为目前政府部门和软件行业亟待解决的重要问题。

一、网上行政审批系统介绍

（一）系统的构成

网上行政申报审批系统是一个基于网络运行的，面向社会公众和企业用户，以在线申报为主要申请渠道、以政府行政审批服务为核心的信息处理系统。审批业务办理主要由外网（公众平台）受理服务子系统和内网（政府办公网）审批办理子系统协同完成。

1．外网受理服务子系统。面向公众、企业提供审批事项相关信息的、用户审批事项的申报、申报表格下载及审批办理反馈查询等服务功能，与内网审批办理系统进行数据交换，根据实际情况作出受理、补件及退件等操作。

2．内网审批办理子系统。该子系统是各厅局政府办事人员的办公门户，提供集中式审批工作、查询统计、在线咨询等服务功能，相当于网上虚拟政府处理平台，是外网受理服务子系统运行的内部支撑。

（二）系统的主要特点

1．开放性。全面支持XML、SOAP、WebService、UDDI等当前受到普遍支持的开放标准，保证系统能与其他平台的应用系统、数据库等相互交换数据并进行应用级的互操作性和互连性。

2．易用性。系统易于使用和推广，整个系统采用B/S结构，所有的数据及应用统一在服务器端维护，用户端只要支持浏览器就可完成全部操作。

3．可维护性、可管理性。由于审批系统使用面广，系统稳定性要求高，因此系统平台还必须具有良好的可管理和易维护的特点。系统具备较强的系统管理手段，能够合理地被配置、调整、监视及控制，保证系统的良好运作。

二、系统安全的内容要求及目标

网上行政申报审批通常涉及大量政府职能信息，因此对信息的安全性要求非常严格，如信息的有效性、机密性、完整性和修改的不可否认性等。安全系统是构成整个审批系统的所有组件、环境及人员（管理者和用户）的物理安全、网络安全、系统安全、数据安全、信息内容安全、信息基础设施安全的总和，是一个多元素、多层次的复杂系统，包括系统的可控性、服务可用性及可审查性等，其最终目标是控制该信息系统的总风险最小化。

三、行政审批安全支撑系统建设方案

安全性是关系系统生命力的决定性要素，也是保证应用系统实用性的基础。充分考虑政府系统的安全级别和应用安全性的特殊需要，提出一个由物理安全、网络安全、系统安全、应用安全和安全管理等五个层面构成的科学的安全保障体系。

（一）物理安全保障

保证计算机信息系统各种设备的物理安全是整个计算机信息系统安全的前提。行政审批系统物理安全主要从环境安全、设备安全、媒体安全及设备冗余等方面考虑，包括区域保护和灾难排除、主要设备的防盗、防线路截获、电源保护及双机容错等。

（二）网络安全是安全体系建设的重点内容

行政审批整个网络系统由内网、政务专网和外网组成，内网与政务网连接，外网与互联网连接。可综合采用虚拟网、防火墙、安全隔离网闸等安全技术策略，力求从多层次、多角度来保证网络系统的安全。

1．实行物理隔离及VLAN（虚拟局域网）策略。针对内网和外网建设两套没有直接物理连接的信息网络，实现物理隔离。该方案能最大意义地防止来自Internet等外部网络的攻击。在内网系统中采用VLAN“网中网”工作模式，按照业务特性和部门划分虚拟子网，通过减小广播域、设置访问控制从而增强网络的安全性；建立内网DMZ（隔离）区，将所有提供对政务专网服务的服务器系统放入统一的DMZ区，省政务网上用户只能访问DMZ区的服务资源。

2．设置物理隔离网闸，保护内网数据安全。内外网审批数据的直接交换极易导致攻击代码的入侵和重要信息的泄露。在内外网之间设置安全隔离网闸，实现外网到内网单向数据传输，即数据从外网进入内网相应的数据库服务器；而内网数据进入外网，只能将其有效信息通过导出方式生成相应文件刻录到光盘，将光盘中的数据导入外网相应的数据库中。

3．建立防火墙与入侵检测系统。在内网和政务网之间采用具有VPN功能的防火墙实现逻辑隔离，严格控制信息访问的内容和流向，实现包过滤、内外网地址绑定等功能，防止非授权用户经过政务网非法访问内网；在外网和互联网之间选用具有相应入侵检测和安全审计功能的防火墙设备，有效防止黑客的袭击。同时，在内网中心建立起完善的入侵检测系统作为防火墙的合理补充，可实现从网络安全立体纵深、多层次防御的角度出发，对防范网络恶意攻击及误操作提供主动的实时保护。

4．建设良好的网络防毒系统。网上行政审批系统是三网互联的开放网络结构，网路结构复杂。计算机病毒的防范应采用技术手段和管理手段相结合的办法进行综合防范，为内外网服务器设置主域和次域并安装网络版反病毒软件，形成分层立体的反病毒系统，主要包括桌面防毒、服务器防毒、群件防毒及网关防毒等，形成一套严密的多级跨平台防病毒安全域。

5．构建网络管理系统。网络安全管理和监测是审批系统安全设施和安全机制有效发挥作用的重要保证。根据系统采用的网络产品、网络规模，选择优秀的网络管理平台及软件。

网管软件应实时展示网络及其设备的工作情况，能提供策略机制管理、过滤机制管理。当发生安全事件时，报警信息自动报送到平台，提醒安全管理员。安全事件的响应按安全策略实施，当出现安全策略之外的事件时，管理员通过管理平台做出响应

（三）系统安全解决方案

1．操作系统安全及服务协议安全策略。审批系统中应用服务器、群件服务器、数据库服务器等各类计算机应选用安全等级高的操作系统及中间件系统软件，对操作系统安全漏洞作出及时、正确的处理，防止不法分子利用系统软件的漏洞、后门取得对系统的非法操作权限。此外，各类服务器应关闭不经常使用的协议及端口，关闭FTP、TELNET、RLOGIN等服务。充分利用操作系统和应用系统的日志功能，对用户所访问的信息做记录，为事后审查提供依据。

2．安全审核。日志审计服务是辅助网络安全管理人员全面掌握网络安全状况，并衡量防火墙性能和作用的重要手段，可将网管服务器同时作为日志服务器，在日志服务器上安装syslog服务，负责采集防火墙以及入侵检测的日志。

（四）应用及数据安全策略

1．基于电子认证环境，建立应用系统的安全访问控制管理体系。在内外网建设为应用系统服务器提供安全认证服务的安全服务系统；在内网设置PKI应用服务器及电子印章系统，支持客户端和服务端之间基于CA数字证书的双向认证功能，构造一个以电子身份识别验证为基础的公共安全体系，实现客户的统一身份认证、统一授权、统一审计。

数字证书为电子政务安全提供了以下基本安全服务:用户身份认证、通信加密、权限控制、数字签名及电子印章等安全功能，有效防止虚假伪造的审批服务平台对用户的欺骗，保证数据信息的完整性以及操作的不可抵赖性。

2．数据安全。数据级安全主要从数据传输和数据存储两个方面进行考虑：

（1）数据传输安全。涉及数据传输加密技术、数据完整性鉴别技术及防抵赖技术，在网络层采用IPSec技术或在传输子层采用SSL技术构建VPN网络，可实现信息传输的保密性、完整性和不可否认性，防止数据被窃听、篡改和破坏。

（2）数据存储安全。提供内网多级数据库的安全保护机制，支持数据加密存储和传输及冗余控制，保证数据库所管理的数据的物理及逻辑完整性；应用终端的数据存储安全方案可采用基于口令或密码算法的身份验证、多级权限管理、数据和程序代码加密存储、严格的审计跟踪等措施。

（3）备份和恢复体系。建立数据备份和恢复体系，制订完善的数据备份、恢复计划，在系统出现故障时可以快速地恢复。通过设置备份策略，实现数据的自动定时备份，以保证数据的安全性。

（五）制定严格的安全管理制度

据统计，大部分的网络安全问题来自于内部的威胁，系统中最重要的安全保密因素是操作人员，完善的安全管理措施在本系统中有不可忽视的作用，因此，要用行政手段结合法律法规，在政策和制度上保证系统安全。

四、小结

网上行政审批系统有复杂的网络结构和审批工作流程，网络用户群广，安全保障是电子审批工作顺利进行的前提。随着网络病毒的日益猖獗、各种网络攻击技术的不断更新，把握电子政务系统安全的影响因素和要求，建立一个全面、科学、实用的安全保障体系将是一项任重而道远的工作。

参考文献

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[3]王晋东，张明清，韩继红．信息系统安全技术策略研究[J]．计算机应用研究，2001，（5）．

[4]颜海．论电子政务信息系统安全保障体系[J]．图书馆学、信息科学、资料工作，2002，（8）．

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1.引言 目前，集中发电、远距离输电和大电网互联的电力系统是电能生产、输送和分配的主要方式，正在为全世界90%以上的电力负荷供电。这种容量越来越大的电网虽有其优点，但它也存在一些弊端［1］，主要有：a)不能灵活跟踪负荷的变化，以中国北京为例，在夏季空调负荷的激增会导致电力供应不足，但是这种不足持续时间很短，并且受气候影响十分严重，使得负荷曲线波动很大。而为这种短时的峰荷建造发电和输电设施是得不偿失的，因为其利用率极低。随着负荷峰谷差的不断增大，电网的负荷率正逐年下降，发电输电设施的利用率都有下降的趋势。b)电力系统越庞大，事故发生的概率越高，大型互联电力系统中，局部事故极易扩散，导致大面积的停电。一旦发生电网崩溃和意外灾害(例如地震、暴风雪、人为破坏、战争)，所造成的破坏和影响将十分严重。8·14美加大停电就是一个很典型的例证。 为了适应现状，补充并完善大规模集中发电输电的不足，直接安置在用户近旁的分布式发电装置(Distributed Generation，简称DG)在近些年越来越受到人们的重视。分布式发电具有小型化，对建设场所要求不高，不占用输电走廊，施工周期短，能够迅速应付短期激增的电力需求，提高供电可靠性等等一些优点。 分布式发电中有大量机组采用新型能源如太阳能、风能等，是解决能源枯竭的重要手段之一；而采用清洁燃料为能源的热电冷联产系统构筑了一个高效综合能源利用系统，降低了温室气体和污染物的排放。DG机组与现有电力系统并网运行可以有效保证其经济运行，并且大大提高供电可靠性。分布式发电属于新兴科技，设备一次性投入较大，热电冷联产系统一般使用天然气作为能源，燃气成本较高。因此只有其产生的电能以及冷、热能量被充分利用，并且保证每年一定运行时间的才能显现出良好的经济性。但是如果系统独立运行，由于电力负荷的波动，很难保证发电机能够连续满负荷独立运行。当DG机组并网之后，机组多余的电量可以向外输送，不足部分由电网补充，可以使发电机始终运行在一个比较经济的工况下。同时并网后由于有大的电力系统作为支撑，用户的用电质量可以得到很大改善。当电力系统出现异常故障的时候，DG机组也可以作为备用电源为重要负荷提供用电保障。 目前包括美国、日本在内的发达国家正在积极开展分布式发电项目，并将其作为新增负荷的主要提供者。而我国发展相对缓慢，一些政策法规尚不健全，尤其是并网技术标准上还是空白，使得投资商不愿新建不能并网的电站。本文参考了美国加州、德州、纽约州以及澳大利亚和中国台湾省的DG并网条例，综合论述了DG并网的技术要求，并提出中国应该尽快制定出自己的分布式电源并网技术标准。 2．DG机组并网基本技术要求 2．1并网定义 所谓并网运行就是指分布式发电装置在正常的开机状态下，与常规配电网络在主回路上存在电气连接，DG机组和配电网的连接点一般称为“公共连接点”(简称PCC)。电气连接包括电缆直接连接、经过变压器、经过逆变器等方式。 2．2并网方式 DG机组并网运行的按照功率交换方式分类可分为普通并网和并网不上网两种。前者DG机组可以向电网输送多余功率，而后者严格禁止DG机组的功率外送，即PCC处功率流向只能是从电网流向DG用户。 2．3并网电压 一般DG机组都是在35kV电压等级以下的配电系统并网，根据并网DG机组容量不同，要选择不同的并网电压。设DG机组容量为S，电压为U，电流为I，则三者满足S=3UI，I=S3U，可见在机组容量一定的情况下，为了减小电流，要相应提高机组电压。因此选择适当的并网电压是为了将在PCC点的注入电流控制在合适的范围之内。各个国家和地区根据自身电网特点都对DG机组并网电压都有所规定。中国现有的一些DG项目的情况如表1所示，通过这些项目的试点运行我们可以积累运行经验，根据各个地方的电网特点制定出适合本地网络的DG机组并网电压，使机组运行在一个安全合理的电压水平上。 2．4接入容量 当DG机组接入电力系统之后，会引起系统内潮流发生变化。为了使这种变化处于一定可控的范围内，要对DG机组的容量进行限制。由于DG机组的启动和停机具有随机性，不受电力系统调度部门的控制，所以如果机组单台容量过大，那么他的启动

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论文摘要：桌面管理系统能够对电力企业的桌面计算机进行精细化管理，及时了解计算机的状况，实现补丁和软件分发、软硬件资产管理等功能，提高IT的整体控制能力，加强IT服务可靠性和连续性。 论文关键词：电力；信息网络；安全 随着电力企业计算机数量的日益增长，内部IT系统建设已经具备了相当的规模，网络、服务器、客户机和运行在上面的业务系统，已经形成了各类业务运行的基础支撑环境，业务依赖于IT系统，IT系统为业务服务。而作为这个环境当中数量最多的客户机，反而由于数量众多以及差异化，是企业信息化过程中最不容易管理以及最容易产生问题的环节。 1系统设计与实现 1.1设计原则：考虑企业信息网络未来的系统扩充，一次设计整个系统结构，未来可以按照应用和业务的后续开展进行分步骤、分阶段建设。 （1）高度扩展：桌面管理系统设计要考虑系统今后扩容的需求，无论是采用单点管理中心还是分布式管理中心，或纵向扩展，如增加CPU、内存，磁盘数量可以增加单台服务器的处理能力；或横向扩展，如增加服务器的数量，多台服务器分担系统角色等。 安全性：桌面管理系统设计既要考虑服务器端的安全，也要考虑查询终端的安全；同时，由于查询终端放置在公共场合，并且无人值守，还需要特别考虑查询终端物理安全。 1.2部署与管理模式：目前，在进行大规模部署的客户中，基本可采用的模式有多服务器分区式管理、单一服务器集中式管理、单一服务器分区式管理3种。我们采用“单一服务器分区式管理”的模式，每个地市各部署一台辅助控制台，在总中心部署一台核心服务器，部署结构如图1所示。该种方式可以在实现企业网络中统一的安全定义，并且该种方式的实现特点是管理层次比较清晰，管理规模比较大，适用于网络分布式非常明显，管理机构和部门比较复杂，企业规模比较大的环境。 2系统建设运行情况 系统建设利用原有网络环境，对于计算机安装部署客户端。利用该客户端，可以形成IT资产收集、软件分发、补丁管理、远程支持、操作系统部署、配置文件迁移等工作，大大提高了对于问题的响应时间，同时降低了人力以及物力成本。 2.1服务器及客户端部署：核心服务器部署在本部，由VMwareEsx提供的虚拟机作为系统平台的支持，采用SQL2005作为数据库的支持。客户端采用手动安装的方式进行。 2.2运行情况：试运行期间，该系统服务器运行正常，能够正常进行数据的收集、处理。桌面管理系统的辅助控制台可以与LANDesk核心服务器连接，并且与核心服务器的数据通讯正常，可以保证各单位对于LANDesk的使用需求，分级结构明确，适用于企业实际网络以及管理情况。安装客户端的计算机上传数据正常，可以被桌面管理系统正确管理。 3系统实现的功能 3.1计算机IT资产管理：桌面管理系统可以自动收集计算机内所有的软件、硬件信息，并且可以根据条件生成相应的报告。 3.2软件分发管理：桌面管理系统可以分发msi、exe、bat等多种格式文件，支持可控的软件分发方式（推、策略、支持策略的推以及多播），并且拥有动态带宽调节的功能，以保证公司网络环境不受到任何影响。 3.3远程技术支持：桌面管理系统可以支持除了远程桌面以外，更多的技术，例如远程文件传输、远程对话、可调节的网络速率传输、可控的权限管理等技术。同时还可以灵活调整远程控制的性能，并且有完善的日志记录功能。 4结语 （1）桌面管理系统在电力企业内的成功部署，不仅对于企业内部分散的计算机管理形式形成了一个有效的统一的监管手段，同时也提高了企业整体IT网络安全。 桌面管理系统的实施，有效解决了电力企业信息内网终端计算机的安全管理，解决了信息运维人员对IT资产的综合管理问题，使得资产管理及报表统计从原来的手工模式变为现在的集中自动信息收集模式。

电网系统论文篇（9）

2智能电网技术的价值

通过上述可知，因智能电网具有安全性、高效性、环保性等优点，逐渐被越来越多的国家认可。为人们的生活服务，为构建和谐社会出力，这正是智能电网技术应用于电网调度系统的价值所在。

2.1改善电力系统

智能电网应用于电力系统，这样做不仅使电力系统适应了市场资源配置的需要，也实现了电力技术的重大创新和进步，明显提高了电力系统的安全性和可靠性，有效地整合了电力资源，并在一定程度上使传统的电网技术、设备、管理体系得到了发展，推动了电网的科学和可持续发展。此外，智能电网系统还具有强大的自愈功能，在元件产生故障时可自我恢复。

2.2改变生活方式

21世纪，绿色低碳的生活方式是人们普遍追求的价值理念，而智能电网的加入无疑给人们的生活带来了更多的便利，它为推动城市向智能化、一体化发展，提高人们生活品质提供了新的思路。智能电网系统可有效实现对用电系统的远程监控和实时动态控制，并可以进行自动抄表和对账服务，使居民足不出户就能享受到便捷的生活。2.3促进社会建设智能电网技术应用于电力调度系统，表面上是电力企业内部的技术革新，实质上却是对国家构建资源节约型社会目标的有力契合，因为它不仅能逐步扩大电网功能，还能促进资源的合理配置，保障电力系统的安全、稳定。智能电网系统贯穿于能源生产、环境保护和经济建设的方方面面。因此，智能电网应用于和谐社会建设的目标一定会实现。

2.4绿色能源开发

智能电网以其先进的控制和运输技术，满足了清洁能源大规模、大批量输送的需求。因此，智能电网在完善清洁能源技术发展标准的同时，有力地提高了清洁能源的容纳和接受能力。此外，应在特高压输电和柔性输电技术规定的范围内建立基地网架结构和送端电源结构。智能电网的投入使用实现了对清洁能源合理调度的目标，并使能源运行的经济性得到了大幅提高。

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二、增强电力系统网络安全的策略

（一）物理安全

计算机网络的物理安全指的是对计算机硬件设备、计算机系统、网络服务器、打印机等硬件的安全防护，同时还包括了对通信链路等各种连接设备进行保护，避免被人为的破坏和各种自然灾害带来的损失。在物理安全中海需要为各种硬件设备提供一个良好的电磁兼容工作环境。计算机系统在工作时，系统的显示屏、机壳缝隙、键盘、连接电缆和接口等处会发生信息的电磁泄漏，而电磁泄漏也会泄漏机密。所以在物理安全策略中如何抑制与防止电磁泄漏是一个十分重要的问题。目前主要的措施有：第一种是对计算机设备内部产生和运行串行数据信息的部件、线路和区域采取电磁辐射发射抑制措施和传导发射滤波措施，并视需要在此基础上对整机采取整体电磁屏蔽措施，减小全部或部分频段信号的传导和辐射发射，对电源线和信号传输线则采取接口滤波和线路屏蔽等技术措施，最大限度的达到抑制电磁信息泄漏源发射的目的；第二种是使用电磁屏蔽技术，将计算机设备或系统放置在全封闭的电磁屏蔽室内；第三是使用噪声干扰法，即在信道上增加噪声，从而降低窃收系统的信噪比，使其难以将泄漏信息还原。

（二）进行访问控制

网络安全的目的是将企业信息资源分层次和等级进行保护，而访问控制的主要任务就是保证网络资源不被非法使用和非常访问。访问控制是进行网络安全防范和与保护网络的主要手段。它是对网络安全进行保护的核心策略。访问控制手段有多种，其中主要的有以下的几种手段。第一种是入网控制。它是第一层的网络访问控制，其重要性不言而喻。入网访问控制是对用户可以登录的时间和允许他们可以登入的工作站进行控制。第二种是网络权限控制，其主要目的是防止各种可能出现的网络非法操作，它的做法是根据用户组与用户的身份赋予相应的权限，并对用户与用户组可以访问哪些资源和进行什么操作进行规定限制。第三种是目录级安全控制。该种控制指的是对用户在目录一级的文件和子目录的权限进行控制，例如用户的读权限、写权限等。第四种是属性安全控制。属性安全控制指的是网络管理员根据需求为给各种文件和目录所指定相应的安全访问属性。第五种是服务器安全控制。该种控制指的是为服务器设置口令、登录时间限制、非法访问者检测等，以防止非法用户对信息的修改和破坏等。最后的是防火墙控制。防火墙控制，在内部网与外部网的节点上安装防火墙对一些危险的数据信息进行过滤已形成一个较为安全的网络环境。

（三）对数据进行加密

数据加密的目的是为了隐蔽和保护具有一定密级的信息。对于网络上的数据加密方法常用的有以下三种，分别是链路加密、端点加密和节点加密。链路加密是传输数据仅在物理层前的数据链路层进行加密，它必须要求节点本身是安全的，否则其加密也相当于没有加密；端到端加密允许数据在从源点到终点的传输过程中始终以密文形式存在，与链路加密和节点加密相比更可靠，更容易设计、实现和维护，它的目的是对源端用户到目的端用户的数据提供保护；节点加密的目的是对源节点到目的节点之间的传输链路提供保护。而各个电力企业应该根据其自身的需求去选择合适的加密算法。

（四）制定完善的管理制度

电网系统论文篇（11）

开展能量管理系统(ems)实用化工作，必须有一个良好的scada基础平台做保证。在公司领导和省调的关心支持下，在更新地调自动化系统主站的同时，结合基建、大修、技改、变电所无人值班改造和两网改造等项目，新建了多套厂站端远动设备，对部分老变电所容量小、精度低的rtu进行更换，基本把站端统一为新型交流采样rtu，使各项精度有了大幅度的提高，非凡是无功测量精度。同时对各站rtu的供电电源加以改造，保证了交直流双电源供电。在做好各项基础工作之后，建成的衡水电网能量管理系统(ems)于2003年1月15日在河北省南网率先通过省公司组织的实用化验收。本文总结了ems工程实用化的经验，介绍了实用化过程中一些新问题的解决方案。

1状态估计覆盖率低的新问题

本文所指状态估计覆盖率低，并不是指某些变电所没有数据采集装置，而是指本地调管辖范围内的一些220kv供电小区的电源来自无量测的外网。例如，衡水地调管辖的安平供电小区。该小区的安平220kv变电所的两条220kv进线分别来自外网的东寺220kv变电所和束鹿220kv变电所，和衡水主网没有任何电气连接。在状态估计时由于软件th2100系统只估计最大的可观测岛，国外有些软件可以估计两个以上的可观测岛，但由于两个可观测岛无电气连接，即使能计算，其所得的某些数据，例如相角等结果也多是不准确的，所以安平小区就成为死岛。直接导致状态估计覆盖率低于实用化要求指标，后经和省调多次协商，决定采用三级数据网将衡水电网所需的全部外网数据传至地调主站端。使状态估计覆盖率达到100％。

2各220kv变电所主变档位的采集

在ems的实际应用中我们发现，由于220kv变电所是所在供电小区的电压支点，220kv主变档位是否正确直接影响遥测合格率的高低，而遥测合格率是保证高级应用软件正常工作的关键指标。试运行初期，档位仅靠调度员来手工置位，这对于负荷峰谷变化和电压变化较大的电网是力不从心的。所以我们自行研制简易主变档位采集装置分期分批将所辖10台220kv主变中的9台档位全部采集至调度端(另外1台是无载调压)。仅此一项，将ems的遥测合格率平均提高近5个百分点。档位变送器原理如图1所示。

图1档位变送器原理图

3提高测点冗余度

实现了各110kv主变高压侧量测的采集，由于早期建设的110kv变电所高压侧均未设量测点，一般取中、低压侧p、q值相加代替高压侧量测，实践证实误差较大，非凡是q值受主变阻抗角的影响，制约着遥测合格率的提高。我们分别配合主变停电检修的机会从主变高压侧套管ta备用二次线圈处将量测值采集上来，使测点冗余度明显提高。

4等值负荷、线路电纳

将220kv变电所的35kv侧和110kv变电所的10kv侧的线路按负荷或等值负荷处理，是在保证精度的前提下简化工程量的好办法；线路的电纳参数最好填入，因为它对处理单端开断的支路是有影响的，其参数值可以通过上级调度部门和实测得到。

5scada断面实时映射

我们知道，ems在实践中更侧重于电网的平安性和可靠性等的分析，而不注重数据采集的实时性，也就是说，scada的量测数据不必实时传输至ems。衡水ems以ftp文件传输方式每5min由scada请求一个断面，这样就保证了ems大部分功能的正常需要，又不至于使scada主系统的服务器负荷率过高。但在实际应用过程中，我们又发现，在进行电网解合环等操作过程中，拉合断路器的操作时间间隔很短，映射断面还来不及刷新，因而调度员也就来不及进行潮流分析，为此，我们修改了scada软件，增加了手动截取断面文件的功能。实践证实，该功能实现方法虽然简单，却为潮流计算等功能模块的真正实用化奠定了坚实的基础。

6隔离开关新问题

隔离开关数量远远多于断路器，全部实时采集是不可能的，但若维护不及时则会导致计算母线模型和实际运行方式不同，造成计算结果不收敛或精度差。为此，我们修改了系统软件，增加了离线隔离开关置位功能，并根据实际运行情况，对电网内所有在运行的隔离开关全部进行了置初位。同时，制定严格的运行管理制度，电网每次进行操作和方式改变时，由运方人员及时通知ems维护人员，在scada系统上进行相应的置位。这样，既保证了scada实时信息的可读性，又大大提高了ems的各项相应指标。

7人员的培训

ems是远动、调度和自动化等多专业融合在一起的一门边缘科学技术，要想真正应用好ems，需要电网、计算机、自动化甚至包括通信等多学科专业，近年来，我们先后组织人员多次到金华地调、南通地调、清华大学、烟台等地学习ems新技术，同时加强人员培训，组织专题讲座，使各相关专业有机地结合在一起，为更好地开展ems实用化工作提供了技术保障。

8程序质量