电网系统论文范文
电网系统论文范文第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
电网系统论文范文第2篇
1.1诊断思路
网络系统故障一般有电源系统引起的故障、节点故障和线路故障［5］；通信线路的故障形式主要有CAN线短路、CAN线断路、CAN高低线短路、CAN线以及线路物理性质引起的通讯信号衰减或失真，这些都会引起控制单元无法工作或电控系统错误动作［6］。控制单元的正常工作电压一般在10.5V~14.5V范围内，如果提供的电压低于该值就会造成一些对工作电压要求高的控制单元出现停止工作，从而使整个网络系统无法通信。所以诊断前应先保证电源供电正常，再使用专用诊断仪或解码器对整个电控系统进行故障诊断，若诊断结果为控制单元通讯故障、失去通讯、通讯总线故障时，一定要弄清控制单元之间的通信关系，选取合适的检测点测量信息传输线路波形，最后查明故障原因。
2供电企业试验测量
2.2试验结果与分析
2.2.1CAN线断路波形机理分析
1供电企业计算机网络系统安全保障的必要性
首先，供电企业的计算机网络具有分布十分分散、网络节点多的特点，管理起来较为困难。供电企业需要对整个城市的供电进行管理和控制，那么必然会使用大量的网络节点。由于这些网络节点较为分散，出现问题不易查找出源头进行处理，势必会影响正常的供电工作。其次，供电企业本身担负着用电安全的重要责任。供电企业跟普通企业不同，它担负的责任更重，普通企业的网络安全出现问题，仅对企业自身造成不良影响，很少会对社会或者是大范围的人群造成生活上的影响。而供电企业计算机网络系统一旦出现问题，很可能会对人民的正常生产生活造成损失。最后，当前影响计算机网络系统安全的因素太多，严重影响其稳定性。计算机网络系统安全问题不容小觑，各种主观和客观的因素共同制约着其安全稳定地运行，所以我们想要确保其安全和稳定，就必须站在宏观的角度去看问题，全盘考虑，找出对策。
2影响供电企业计算机网络系统安全的因素
影响供电企业计算机网络系统安全的因素较多，主、客观的因素都有，其中可以分为两类，一类是供电企业自身的问题造成的安全隐患，一类是外部的因素对其供电企业计算机网络系统的安全保障研究曹凡国网湖北省十堰供电公司湖北十堰442000安全性的影响。供电企业自身的问题完全是可以通过管理手段杜绝的。这些因素大致上分为下面几种：第一，计算机本身的硬件故障和软件问题。计算机网络系统是由很多硬件组成的，其输入输出、存储、电源、主板等原件较为复杂，任何一个原件出现问题，都会对整个计算机网络系统产生影响，一旦出现信息的错误接收或者发出，又或者存储的数据丢失，都会造成难以想象的损失。另外，只有计算机硬件无法实现其具体功能，整个计算机网络的运行是依托于各种软件，这些软件本身可能是有缺陷或者漏洞的，又或者软件开发者故意留有“后门”，都将直接影响系统安全。第二，员工个人操作时常会因为不按规范进行而出现安全隐患。计算机即便再便捷、迅速，它也需要人的操控。人总是会因为疏忽大意或者是不重视操作规范而造成问题，特别是当前供电企业某些工作人员具备供电常识，但计算机操作能力较差，当今电力企业的发展又要求必须要使用计算机，这些工作人员在操作时候很可能会造成网络设备的损坏或者留下安全隐患。特别地，员工操作计算机最易出现安全隐患的阶段就是数据的传输阶段，在数据传输时没有做好安全保障常会造成重要数据的泄漏或者被窃取，严重时候还可能被破坏。第三，管理不善导致的安全问题出现。管理方面主要体现在机房的门禁制度不健全，无法阻止不相干人员进出机房，这样任何人都会对计算机系统造成威胁。
而影响计算机网络系统安全的外部因素大致上分为两类，首先是不可抗力的作用。这里的不可抗力主要是指自然灾害。因为计算机需要线路去传输，而计算机线路最怕遇到暴雨、火灾、雷电或者其他自然灾害导致的线路中断。一旦线路被外力中断，其系统安全就无从保证。其次是病毒和木马的感染，这项因素严格来说是由工作人员操作不当和黑客刻意操作两方面的原因构成的。无论是哪种情况，都会使网络安全无从谈起，而会出现这种情况，无非是自身管理的漏洞等原因，都需要企业从自身入手进行解决。
3供电企业计算机网络系统安全保障措施探析
针对上述的影响因素，我们需要从多个层面共同保障。首先，从管理层面来说，要建立健全完善的管理手段，不仅是在计算机网络安全领域，还要从整体入手，做好整个企业的宏观管理，制定出相关的操作规范和管理规范，设立专门的计算机网络系统管理部门，由专业的技术人员对整个系统进行实时的监测和控制，使其安全有最基础的保障。
其次，应当注意相关工作人员的素质提升。供电企业工作人员往往是电力知识较为稳固，对计算机的使用并不能尽如人意。而仅靠专门的计算机专业人才是远远不够的，需要对工作人员进行必要的计算机培训，培养复合型人才。另外，还要提升工作人员的安全责任意识和对故障的敏感性，在操作计算机时一定注意各种风险和隐患。
再次是从技术层面来说，要进行多个领域技术的研究和应用。一是要做好抵御外部攻击的准备。要进行防火墙以及入侵检测系统的设置。必须在企业网络系统内安装防火墙，并且运用IP伪装等技术，保护内部网络的安全。同时，安装入侵检测系统，与高等级防火墙配合使用，共同抵御外部的网络攻击。另外，还要运用一些成熟的技术来抵御黑客的袭击。例如运用应用技术和PacketFiltering技术。前者是一项较为稳定的监测系统，对于这项技术来说，整个防火墙的线路近乎于透明，可以很清晰地对外界数据进行监控和排查，确保外来数据的安全。而PacketFiltering则是指包过滤技术，它是使用较为广泛的一种技术，主要是为各种基于TCP/IP协议数据报文出进的通道。现代多数情况下使用的是动态过滤，区别于以往的静态过滤，它现对信息进行分析，然后运用防火墙预设的规则进行效验，确保有问题的某个数据包能够及时被发现并阻止；二是做好企业内部计算机网络的日常管理。我们知道，来自计算机网络内部的问题要远大于外部的问题，要想内部不出问题，就需要从内部多个方面入手。技术人员应当定期地进行病毒和木马的查杀并且不定期地进行抽查，将可能出现的问题扼杀在萌芽阶段。要进行必要的身份设置，根据工作人员工作权限和工作内容的不同设置不同的身份口令，建立不同权限的身份账号，设定访问和修改的权限，并且对这些身份资料进行定期的核查。最后是做好各种补救措施。安全隐患的预防措施再完备也无法保证不会出现问题，企业应当做好各种准备，将重要数据进行备份，确保在出现问题时能够及时解决，将损失降低到最低范围内。
4结语
电网系统论文范文第3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
电网系统论文范文第4篇
改进的煤矿供电网络安全监控系统主要由地面集控中心、工业以太环网、监控分站、电气设备智能控制模块等组成。教学矿井的中央变电所、中央水泵房、盘区配电点、采煤工作面等配备有带微处理器的高性能智能开关设备，微处理器通过监控分站和以太环网完成与集控中心的连接，实现集控中心对井下智能电气设备的遥视、遥调、遥控等功能。监控系统中地面井下设一个环网，被控电气设备通过RS485总线与监控分站组成一个监控子系统，监控分站间的通信线路为以太环网，数据交换采用以太网交换机进行。系统中贯穿地面井下的以太环网主干网络传输速率为100Mbps，该环网提供备份链路，当网络中某个交换机出现故障，可以在500ms内切换到备份连接。井下原有的各种底层设备、现场总线、监控子系统等可方便地就近接入主干环网。井上部分包括地面变电所的监控分站及集控中心监控主站，井下部分包括井下监控分站、通讯光缆和设备微机综合保护装置等。所有与监控分站连接设备的运行信息都通过环形网络传输到集控中心监控主站的电脑上显示。工作人员在地面上即可以方便地监视全矿所有智能供电设备的运行信息，又可以对其进行远程控制。监控分站安装在监控主站与智能供配电设备之间，接收被控设备的运行信息并进行初步数据处理，将处理结果通过以太环网上传至地面集控主机，也可以把初步处理后的数据实时输出，其输出设备为被控设备的控制器和报警装置，实现对电气设备的实时控制和保护。该系统中选用KJ254-F型矿用隔爆兼本质安全型传输分站，其适用于井下潮湿和有瓦斯及煤尘爆炸的危险场所，具有PLC功能，可独立运行用来完成对设备的参数设置、监测及控制功能，实现软件化控制、自动检测设备等；也可连接在通信网络中，完成集控中心与井下电气设备的通信连接。监控分站到智能设备终端保护装置之间的传输介质选用矿用阻燃通信电缆，信号传输方式为异步时分制RS485传输，最大距离可为1km，信号传输速率为1200bps。整体网络初步设计为由信息站、服务器、工控机、大屏幕液晶显示器和安全设备等组成，实现对井下被控设备的实时运行数据读取和监控。同时，大屏显示系统可实时显示被测变电所及采煤工作面的环境，由大屏幕控制器对显示视频进行控制。工程师站和操作员站可用于对井下各监控子系统进行监测和控制，功能相同，实际使用时可互为后备，保证监控的可靠性。控制网使用硬件防火墙共同构成调度室网络与外部网络的隔离连接，以保证调度指挥中心网络的相对独立性，保证网络安全运行。工作站可以实时显示和查看接收井下设备的数据、画面、表格和管理信息等，可在集控中心对井下智能设备进行遥测和遥控等操作。
2煤矿供电网络安全监控系统软件设计
2.1监控主站系统软件
地面集控中心服务器操作系统选用Windowssever2012简体中文版，主要安装实时监控和历史数据存储等软件，完成矿井供电网络中被控设备实时运行参数的存储、运算等。监控中心主机上安装MCGS监控组态软件和MaTLaB软件。MCGS根据教学矿井的供电系统图和井下电气设备具体安装工作情况做出电网监控系统人机交互界面，在屏幕中可以显示整个矿井电气设备运行信息的监控界面，也可以切换到每个监控子系统，各子系统有分画面，即能全面了解整个教学矿井供电系统中各智能供配电设备的实时运行情况，也能详细查看单个设备的历史运行信息及数据变化趋势，实现各子系统间的信息共享。同时完成现场数据采集与处理，报警和安全机制、动画显示等功能。MaTLaB软件用来计算井下供电网络中各被控设备的电气参数，进行继电保护的整定计算和优化，将整定结果传送至组态软件的数据处理模块。组态软件接收到MaTLaB的数据处理结果以后，并将之与整定的被控设备的运行状态数据进行比较，实时分析设备的工作状态，最后在监控软件界面上进行正常显示或报警。设备运行信息存储软件选用SQLSERVER2012标准版，利用SQL语言可以操作数据库，具有对设备运行信息数据库表的新增、删除、更新、查询等功能。系统软件中历史数据库的制定和数据存储是面向煤矿电气设备的运行参数及环境信息，如电压、电流、温度、工作状态等。传感器测得的设备的运行状态及环境参数通过RS485通信传输给监控分站，分站通过网络接口把测得的信息传输给环形网络到井上集控中心的监控主站，进行数据处理、存储、显示和网络等，监控分站也可以接收地面发送的控制信息对电气设备进行控制，从而实现系统的整体监控功能。
2.2系统软件主要功能
（1）信息的综合功能
集控中心将各子系统的数据信息进行综合处理，将分析后的数据信息在人机交互界面上进行显示，对井下设备进行远距离观察和控制，在服务器中存储以便调用和查询，接入到网络中进行数据共享等。系统中软件要求矿井的供电监控网络化功能满足教学矿井供电信息自动化需求，具有良好的扩展性。
（2）环境监测
在井下安装温度、烟雾、湿度等传感器来监测井下环境信息并故障报警，另外井下还安装有摄像头对工作环境进行视频监视。当接收数据异常超越报警整定值时，系统触发启动智能报警功能进行声光报警。
（3）电源监测
系统对被控电气设备的电网电压、电流、功率等信息实时采集并显示，把测得的数据与预先整定值进行比较，如果有故障系统将启动智能报警功能。
（4）图形画面监控
组态软件的监控界面上直观地显示井下的供配电关系并实时监控智能电气设备的运行信息和数据，当故障发生时，画面相应的位置颜色或状态显示改变，同时产生报警信息。
（5）网络浏览功能
系统可将接收的井下各智能供配电设备的实时运行参数信息接入到矿井网络中，供矿上其他部门工作人员通过网络进行查询和监控。
（6）数据系统分级管理
软件系统为不同工作人员设定不同的访问权限，实现井下供配电设备的安全监测信息、设备运行信息及其他安全信息的分类显示等。
3结论
电网系统论文范文第5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。
电网系统论文范文第6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。
电网系统论文范文第7篇
关键词：海尔集团，网上直销，电子商务系统
海尔是国内大型企业中第一家进入电子商务的公司，率先推出电子商务开放式交易平台，包括网站、BtoB 和CtoC系统。通过构建BtoC，为用户提供个性化定制服务，充分满足客户的个性化需求，使海尔电子商务网站成为海尔与用户保持零距离的平台。海尔电子商务在经历了多年来由定性模式向创新模式的艰难探索中找到了适合自己的发展之路，而且已经迈向跨国电子商务大市场。
2．海尔电子商务的运营战略
随着海尔的快速发展，海尔的电子商务战略的成功实施帮助海尔扩大了国际影响力。
2.1提升物流能力
为了优化资源配置，提升供应链的整体优势，海尔物流应用了世界最先进的SAPR/3系统和SAPLES物流执行系统是其物流信息系统不断完善的保障。
2.2改进网络营销方式
海尔通过网上商城（www.eHaier.com）来开展网络营销，主要特点有以下几方面：
（1）采用先进的搜索引擎工具进行产品搜索。海尔的产品种类、数目比较庞大，在开展网络营销时，其站点能够根据产品性能和价格对产品进行分类，以提供给客户方便的产品搜索功能。
（2）采用会员制进行产品销售。在会员制销售模式中，会员在其站点选购产品后，系统会自动验证用户的会员类别和所在城市，根据会员的基本信息，海尔俱乐部和海尔销售分公司所在城市就会辨别该会员所享受服务及其他优惠待遇电子商务论文电子商务论文，大大方便了用户对产品的采购过程，也减少了用户对信息的依赖性。
（3）采用先进的支付模式毕业论文格式。海尔的网上购物主要采取在线支付、货到付款、银行电汇三种支付模式。有了开展电子商务战略数据的完整性和安全性的保障，海尔的网上支付就得到了用户的信赖。
2.3先进的信息管理机制
包括先进的信息研发机构和信息系统的综合构架机制。海尔的企业信息平台，包括海尔的全球网站、子公司网站、产品搜索等功能，企业内部信息系统、企业物流信息系统、GPS系统等，这些都确保了海尔在企业跨国运作及物流等方面的顺利运作，满足了客户的根本性需求。
2.4 海尔电子商务的运营管理
海尔的电子商务管理方法是实现其电子商务活动有效管理的重要工具与手段，从资源管理角度认识和运用了ERP管理系统，从电子商务活动整体角度认识和运用了供应链管理系统，从电子商务活动整体角度认识和运用了客户关系管理系统方法，并在此基础上海尔整体评价了自己电子商务活动的成效。
3．海尔电子商务竞争优势
3.1 海尔电子商务取得的成效
海尔电子商务自试运行以来发展良好，系统运行正常。海尔开展电子商务建设的突出效果体现在以下几个方面：
（1）遏制价格战，卖出有价值的产品过去各产品事业部各自为战，现在应用电子商务平台，实现了资源共享、统一营销运作平台，直接降低了交易费用。此外还遏制了价格战所带来的损失，保证了产品的附加值。
（2）缩短市场响应时间，提高了客户满意度，企业内外部终端都能及时的进行信息互动，并根据预算要求自动生成所要的数据，而终端也可从网上分享信息，并能得到订单的指令，以便对市场做出最快的反应。
（3）零部件价格降低，质量上升，用电子商务平台集中采购，发挥集体采购优势，降价幅度逐年增加。
（4）吸引供应商建厂并参与设计，获取有价值的订单。目前很多国际化的供应商在海尔周边设厂，以快速满足市场的要求，如爱默生、三洋等。
3.2 海尔电子商务赢得竞争优势的因素
按照海尔自己的说法，他们是以“一名两网”为基础，与用户保持零距离，快速满足用户的个性化需求，一名即知名品牌；“两网”是指海尔配送网络和支付网络，然后利用网络放大海尔的优势，减低成本和培植新的经济增长点。
4．海尔电子商务对我国电子商务的启示
虽然我国电子商务发展起步较晚，但是我国的电子商务有自己的特点与优势电子商务论文电子商务论文，海尔电子商务的成功使人们看到我国电子商务的发展空间很大，海尔电子商务的成功对我们研究如何推动我们电子商务的发展具有重要的指导意义。
4.1开展电子商务要找到适合自己的模式
开展电子商务没有一个标准的模式，在美国，Dell公司可以越过经销商直接销售，但在我国，这种模式并不能被大规模推广，因为现阶段经销商对生产企业开展电子商务的作用十分重要。同样，海尔根据自己的情况走的是一条先把公司内部信息化，再把信息技术的应用由内向外延伸的道路，而对资金、技术实力比较薄弱的中小企业，则不妨先利用互联网进行网络营销、在线采购，然后再内部信息化。
4.2树立电子商务供应商库存管理的理念
目前,我国大部分企业缺乏对客户需求的系统整理,缺乏“顾客为本”的网络交易原则。因此,必须帮助这些企业树立起供应商库存管理的理念,国家政府应积极组织各种研讨活动,企业应积极开展各种宣传培训活动,让企业职工真正了解电子商务和供应链库存管理的思想。
4.3电子商务技术能提高传统企业的竞争力
海尔充分利用当代最新的技术——互联网，将其应用到自己的公司的运营上，充分利用搜集到的信息，不断拓展业务范围，从而使海尔走向了电子商务这条路，并不断创新，最终提升了企业的竞争力。对其他企业也是这样，要对当前的信息技术有一个清醒的认识和准确的判断，并掌握必要的方法。
4.4要从战略的高度看电子商务
电子商务是一个事关企业发展的战略问题，电子商务提升企业竞争力的关键在于改变了企业业务活动中的信息流程，把直线型的链状信息改为了网络型的信息流，但是，互联网只是从技术层面上提供了这种改变的可能性毕业论文格式。如果企业的管理体制、决策程序、业务流程不进行相应的调整，即使企业建立了网站，其业务信息流也不会发生根本性的转变。电子商务意味着企业业务活动的网络化，因此，企业开展电子商务，管理体制、决策程序、业务流程就必须进行相应的调整。
4.5制定适合电子商务的运作方案
海尔成功的背后离不开其强大的物流配送体系，能利用电子商务的特点，设计合理的物流方案，建立地区、全国乃至全球的快速、准确、低成本与优质服务相配套的物流运输配送网络，包括计算机管理中心、运输配送和库存设施等等。公司运用电子商务后，公司的运作必然要发生变化，要根据实际情况制定出一个合理的方案来支持电子商务的应用，会对企业的运作产生重要的影响。
4.6建设电子商务的信用体系
在电子商务全球化的发展趋势中，电子商务作为一种商业活动电子商务论文电子商务论文，信用同样是其存在和发展的基础。一方面，电子商务需要信用体系，而信用体系已经最先在电子商务领域取得广泛的应用并体现其价值。
4.7加强电子商务宣传和人才培养
利用各种手段大力宣传电子商务对推动我国经济和社会发展的重要作用，开展计算机、网络知识和技能的教育和普及工作，逐步创造电子商务普及应用的社会环境，使更多的企业和消费者选择应用电子商务。电子商务需要大量的具有多元化特点的计算机人才和网络经济人才，随着国外IT企业的大量进入，人才的外流和流失更容易，作为电子商务企业要重视人力资源管理，将人才视为企业之本，做到用待遇吸引人，用感情凝聚人，用事业激励人。
5．结论
海尔电子商务的成功依赖于其强大的物流配送体系、信息管理机制、营销网络，这些前提是海尔走向成功的重要保证，然后通过电子商务提供个性化服务，提升了其客户服务能力。海尔个性化电子商务满足了人们多样的需求，提升了产品的市场竞争力，为海尔走向国际化奠定了坚实的基础，也为我国传统企业的电子商务化提供了参考价值。海尔网站与海尔电子商务的不同点等问题，本文均未涉及，还需要进一步进行研究。
参考文献
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[6]王译．如何建设电子商务的信用体系[J]．网络与信息，2009，(07):22．
[7]祁志民，刘涌．浅谈我国电子商务的发展现状与趋势[J]．学术交流，2009，(7)：136-138．
电网系统论文范文第8篇
摘要:随着计算机技术的发展和信息化水平不断提高，电力GIS作为一种先进的业务管理系统的应用范围将会在供电企业乃至电力系统的各个生产环节得到广泛的推广和应用，并逐步实现将准确、及时的生产信息同企业管理信息系统进行科学对接，从而使企业管理信息系统更为科学、准确地为企业管理服务，从而推动和提高企业整体的科学管理决策水平，逐步实现“信息化带动工业化，工业化促进信息化”的发展目标。 关键词:电力GIS 平台 业务流程重组 以信息化带动工业化，是关系我国现代化建设全局，实现社会生产力跨越式发展的战略举措。对于供电企业来说，拥有巨量的资产、设备、人员和用户，内部业务种类多，部门协作要求高，信息量大且交换频繁，企业运行的高效能倚赖于信息的全面、准确、及时和一致。因此，必须加快供电企业信息化的建设进程，实现电网运行和管理的自动化、现代化。电网地理信息系统能够对整个电力系统的设备在可视化环境下进行管理，做到科学规划、规范设计，提高电网运行的安全性，提高经济效益，实现对供电企业生产的全面管理。 一、电力GIS概述 地理信息系统(Geographic Information System， GIS)是一种决策支持系统，拥有信息系统的各种特点。它与其他信息系统的主要区别，在于其存储的信息是经过地理编码的。地理位置及与该位置有关的地物特征属性信息成为信息检索的重要部分。GIS可看作一种技术、一种工具。当这种技术或工具被用于具体领域、服务于具体对象时，便采用了更为确切的名字，如电力地理信息系统、城市地理信息系统等。这些应用系统可看成是GIS技术的具体应用加人了各自专门的技术或特殊的方法。本文着重探讨电力地理信息系统，即电力GIS。先讨论引人电力GIS的必要性、目的及建设目标。 (一)必要性 供电生产活动的产品“电能”的连续、动态特性，决定了各部门间传递各种生产信息不允许出现任何差错。各生产部门之间必须建立起严密、快捷的信息沟通、共享机制，将各个部门自身涉及的供电生产数据、资料及时传达到所有需要这些数据来开展工作的部门与岗位。由于传统管理方式存在着生产信息的全面性、统一性、共享性、利用性、及时性、正确性差等问题，因而需要建立一个理盖供电企业生产业务环节、贯穿整个生产流程的电网GIS，也可称为电网生产信刁百综合管理系统，具备在地理图形信息辅助下的智能化电网图形管理以及电网图形信息藕合的设施管理功能，对供电企业不同生产部门的不同工作人员，提供处理信息的协同作业工具。 (二)目的 电力地理信息系统开发的主要目的是提高电网的现代化管理水平，为提高供电可靠率服务，为用电、输电、变电、配电、规划、设计、调度通讯等各部门服务，增强供电企业在市场中的竞争能力。通过电网地理信息系统的管理，使整个供电企业生产管理的各个环节均处于可控状态。 (三)建设目标 1.通过引人空间信息技术，一体化管理供电生产管理所需要描述的设备属性信息、设备空间位置信息及电网拓扑关系信息，从技术手段上解决传统的分块系统、区域局限带来的数据源多、数据统一性与共享性差的问题。 2.通过与调度自动化SCADA系统、雷电定位系统、电能量计费系统、MIS系统的无缝衔接，并且融人电网规划、污区分布、用电营销等专业化信息管理，实现静态信息和动态专业信息的集成，完成电力生产信息的集约化管理。 3.为电力有关部门提供有力的高级辅助决策工具。提高电网可靠性、电力行业管理水平和工作效率，以及提高在事故情况下的快速反应能力和树立企业形象，为电力企业带来巨大的经济效益和社会效益。 总之，电网地理信息系统能为供电部门的电网规划、负荷预测、报装方案、运行方式等多项电网
电网系统论文范文第9篇
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
电网系统论文范文第10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
电网系统论文范文第11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
电网系统论文范文第12篇
在电力企业中通常会将生产控制系统与信息管理系统分隔开来，通过这种方法来避免外来因素对生产系统造成严重损害。在生产控制系统中其风险多来自于生产设备与系统的故障，还有可能存在内部人员的破坏的风险。管理网络中的常见风险则有系统合法或者非法用户造成的危害、组建系统的过程中带来的威胁、来自于物理环境的威胁。这些威胁中常见的有系统与软件存在漏洞、合法用户的不正确操作、设备故障、数据误用、数据丢失、行为抵赖、内部或者外部人员的攻击、物理破坏（各种自然灾害或者其他不可抗力带来的危害）、各种木马和病毒等。这些风险造成的后果通常是数据丢失或数据错误，从而大大的降低了数据的可用性。网络中的链接中断、被入侵、感染病毒、假冒他人言沦等风险都会大大降低数据的完整性与保密性。正是由于这许多风险，所以必须加强网络安全的建设。
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
在进行网络安全管理的过程中，除了拥有良好的技术方法和措施，还必须拥有一个完善的管理制度。如果没有一个晚上的管理制度，再好的措施在执行时都会出现不同程度的问题，而对于网络安全来说是容不得一点失误的，任何失误都有可能为网络安全带来不确定的影响。所以还必须做到如下几点：对安全管理等级和完全管理范围进行明确的划分；制定出完善的网络操作使用规程和人员出入机房管理制度；最后是制定出网络系统的维护制度和应急措施等。
电网系统论文范文第13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
电网系统论文范文第14篇
1.1做好各个环节的的设计
要建设一套高质量的配网系统，首先要做的就是对系统的设计，万事开头难，设计环节也可以说是电力配网工程较难的环节，一旦出现设计不合理或设计疏忽的问题，都会对后期配网工程系统的运营和维护造成一定的影响，因此，在保证配网工程系统设计合理性的同时，还要做好各个环节的设计工作。首先，要掌握220kv配网系统的组成，再根据地区、气候等因素来对电力配网工程系统进行合理的设计，尤其是设计图纸画制，必须严格按照规范要求进行，这也是220kv配网工程系统设计过程中应该注意的。其次，在220kv配网工程系统设计过程中，必须做好风险预测和分析，尤其是对配网系统所在区域的地质地貌、人文条件、自然气候等因素的分析，有效的规避风险因素，提高配网工程系统设计的有效性。再次，要加强系统设计过程中的监督工作，在一定的时期下要对原有的监督机制进行完善，进而提高220kv配电网后期运行的效率。
1.2在设计方案中对施工要求进行明确的规定
在设计方案中需要对施工的准备阶段、施工阶段、竣工验收阶段等三方面进行明确的规定，每个环节都必须严格按照配网工程系统设计方案进行，当然，在必要的时候可以更改设计方案，但要尽量控制设计方案的变动，避免方案变动对系统施工以及运行造成影响。首先，要考虑的是220kv电力配网工程系统施工的准备阶段，根据设计方案提供的机械设备、人员、材料、安全防护设施等方面的要求，做好前期的准备工作，为后期配网工程顺利施工打下夯实的基础。另外，要派专门的监督人员，确保准备阶段中的各项材料、设备、器械等质量都满足设计方案中的要求。其次，在施工阶段，纵有质量再好的材料和设备，如果施工阶段出现问题的话，也会对工程质量造成极大的影响，影响到配网系统的后期运行效率。因此，必须加强配网工程施工阶段的安全管理，要求施工过程按照设计方案的要求实施。监督管理人员与方案设计人员进行有效的沟通，了解配网工程系统的设计要点，再对每个施工环节进行监督，确保每项环节都能满足方案设计的质量要求，并对每个施工环节的实际情况以及测试情况进行记录，以便于对系统的优化调整，这样才能进一步确保电力配网工程系统设计的施工质量，对配网系统后期的运行效率也非常有利。再次，要做好220kv电力配网工程系统竣工阶段的工作，工程竣工检验合格之后就会投入到试运营阶段，如果检验工作出现问题的话，势必会造成配网系统的运行问题，会涉及到工程的维护费用，甚至会出现返工的现象，不仅延误了配网系统投入运营的时间，还浪费了大量的人力、物力和财力，因此，在配网系统工程竣工检验期间，必须保证检验的质量，避免系统投入运营再引发故障。为了提高配网系统工程的检验质量，可以采取分段检验的方式，将各个系统分段区接入到总配网系统中测试，这样可以确保每个区段的检验都能够按照设计方案中的要求进行检验，一方面能够对配网系统进行全面的检验，另一方面可以通过分段试运营的测试方式更好的对系统进行调整，从而节省大量的人力、物力和财力。
2总结
电网系统论文范文第15篇
电力系统中利用计算机网络技术，有效的扩大了管理的范围，提高了工作效率，但随之而来所带来的安全问题也日益严重。由于病毒技术的快速发展，防火墙的完善，使电力系统网络极易受到攻击，导致企业机密出现泄露。特别是部分电力企业中局域网极易出现堵塞现象，从而导致工作效率降低，再加之操作系统漏洞及上网管理不严，极易给攻击者留下后患，各类远程攻击及病毒入侵时常发生。
2计算机网络在电力系统的应用意义
电力系统计算机网络技术的应用，为企业管理人员带来了较大的便利。企业管理者只需要在本部就可实现对各地项目部财务、工程进度及工程质量等信息的了解，及时获取各地项目部的资料，与其他管理人员通过网络对项目问题进行分析和决策。同时计算机网络技术的应用，对当前电网建设发挥着极为关键的作用，其可以利用计算机网络将各地电网设施进行连接，使其成为一个整体，而且还可以将各地分散的员工有效的连接成为一个整体，为管理带来了较大的便利。这样管理范围进一步缩小，利用计算机网络这个平台，可以有效的将企业与员工有效的联系起来，充分的调动起每一位员的工作积极性，使企业管理者也可以通过这个平台更好的了解员工的基本情况，科学合理的做出更项重要决策。可以说在电力企业发展过程中，计算机网络技术作为其现代化管理的重要手段之一，成为企业发展的重要帮手。
3电力系统信息安全防护应对策略
3.1做好电力系统安全风险的评估在当前电力企业信息化建设过程中，为了更好的发挥出计算机网络技术的优势，则需要做好安全状况评估工作，聘请权威信息安全咨询机构，同时组织企业内部信息人员和专业人员参与，从而对企业信息安全风险进行全面的评估，及时发现企业信息化建设过程中存在的问题，并制定科学合理的策略，建立健全企业信息安全系统，在企业信息化建设过程中尽量应用已成成熟的技术和产品，确保信息安全系统的安全和稳定。
3.2采用信息安全新技术，建立信息安全防护体系电力系统企业信息安全面临的问题很多，应该根据安全需求的轻重缓急，解决相关安全问题，根据信息安全技术的成熟度进行综合分析判断，采取分步实施。技术成熟的，能快速见效的电力安全系统先行实施。
3.3计算机病毒防范目前防病毒软件主要分为单机版和网络版两种。随着网络技术的快速发展，网络病毒的危害越来越大，因此，必须将电力系统内各台计算机加装防病毒软件，并且要及时更新防病毒软件的病毒库版本，建议采用单机版、网络版防病毒软件及其他防护手段相结合的综合病毒防范体系。
3.4优化安全设备配置策略通过信息检测、攻击检测、网络安全性分析和操作系统安全性分析等一系列配置，对黑客进行监控。利用防火墙可以阻断非法的数据包，屏蔽针对网络的非法攻击，阻断黑客入侵。一般情况下，防火墙设置会导致信息传输的明显延时。因此，在需要考虑实时性要求的电力系统，建议采用实时系统专用的防火墙组件，以降低电力系统通用防火墙软件延时带来的影响。
3.5监视网络流量和进行非授权使用检测通过对网络流量采样．来实时地监视网络流量和进行非授权使用检测。同时，可以通过封锁网络访问或终止非法对话来主动响应非法活动。
4电力系统计算机网络的维护
4.1维护工作内容一是保证设备工作条件，包括供电条件和环境条件等；二是对系统故障进行判断和处理，根据故障现象和告警指示，利用网管及各种测试工具进行故障定位，找出故障原因，在最短时间内排除故障；三是通常采用集中维护方式，将维护人员和必要的维护仪表集中在一个主要站；四是经常检查交换机与路由器中的端口状态，尤其需要关注端口差错统计信息，对于出错包特别多的端口，应该检查其是交换机或路由器本身的、链路的原因，还是接入设备的原因；五是链路若是光缆，则主要检查现有衰耗和投运时的衰耗差，链路是网线则用专用仪器进行现场测试，光纤不允许小角度弯折，更不能出现直角；六是网管监控系统和本地维护终端用的计算机是专用设备，禁止挪用，以免病毒侵害。
4.2对维护人员的要求一是对运行中的网络设备在进行变更设置的操作时，必须有两人同时在场方可进行，一人操作，一人监护，并做好如何在操作失败而导致网络设备异常的情况下的处理预案，履行必要手续；二是处理光接口信号时，不得将光发送器的尾纤端面或上面活动连接器的端面对着眼睛，并注意尾纤端面和连接器的清洁；三是熟练掌握所维护的设备的基本操作；四是做好设备的日常巡视工作。
5结束语
