电网系统论文样例十一篇

时间：2023-03-17 18:11:03

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电网系统论文

篇1

（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。

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酒店的网络应用情况非常复杂，使用的人员流动性大，对酒店网络建设提出了比较高的需求，需要解决因病毒攻击而引发的客户投诉的问题。这其中经常碰到的会引起所有用户不能正常上网的是ARP欺骗。近段时间，国内网吧、企业、酒店等行业大都出现过由于ARP欺骗引起的断线(全断或部分断线)的现象，由于该欺骗变种太多，传播速度太快，国内外的反病毒厂商都没有很好的办法来解决ARP欺骗问题。

一、什么是ARP欺骗

从影响网络连接通畅的方式来看，ARP欺骗分为二种：一种是对路由器ARP表的欺骗；另一种是对内网PC的网关欺骗：

第一种ARP欺骗的原理是——截获网关数据。它通知路由器一系列错误的内网MAC地址，并按照一定的频率不断进行，使真实的地址信息无法通过更新保存在路由器中，结果路由器的所有数据只能发送给错误的MAC地址，造成正常PC无法收到信息。

第二种ARP欺骗的原理是——伪造网关。它的原理是建立假网关，让被它欺骗的PC向假网关发数据，而不是通过正常的路由器途径上网。在PC看来，就是上不了网了，“网络掉线了”。

二、ARP欺骗的危害

ARP欺骗可以造成内部网络的混乱，让某些被欺骗的计算机无法正常访问内外网，让网关无法和客户端正常通信。实际上他的危害还不仅仅如此，一般来说IP地址的冲突我们可以通过多种方法和手段来避免，而ARP协议工作在更低层，隐蔽性更高。系统并不会判断ARP缓存的正确与否，无法像IP地址冲突那样给出提示。而且很多黑客工具例如网络剪刀手等，可以随时发送ARP欺骗数据包和ARP恢复数据包，这样就可以实现在一台普通计算机上通过发送ARP数据包的方法来控制网络中任何一台计算机的上网与否，甚至还可以直接对网关进行攻击，让所有连接网络的计算机都无法正常上网。这点在以前是不可能的，因为普通计算机没有管理权限来控制网关，而现在却成为可能，所以说ARP欺骗的危害是巨大的，而且非常难对付，非法用户和恶意用户可以随时发送ARP欺骗和恢复数据包，这样就增加了网络管理员查找真凶的难度。三、解决ARP攻击的方法

绝大多数路由器厂商建议用户在内网主机和路由器之间建立双向的ARP绑定来解决这个问题，这也是目前看来最行之有效的解决方案

但是在酒店却很难使用这个方案，随着住店客人的不断更换，酒店客房里的主机是不断变化的，这就意味着遭遇ARP欺骗时，不可能在路由器上通过绑定内网主机ARP信息的传统方法解决此问题。同时，也很难让住店的客人操作对路由器的ARP绑定。

针对使用HiPER路由器的酒店用户特提出以下解决方案：

1.解决路由器被ARP欺骗的问题

绝大多数酒店采用DHCP技术给上网用户动态分配IP地址，HiPER新一代ReOS版本VSTAR根据这个特点，对路由器DHCP动态分配IP地址的用户自动进行ARP绑定，待该IP地址租约到期未续租时将其自动解除绑定的功能。这样当路由器收到内网虚假的ARP信息的时候就会主动拒绝。

2.解决内网主机被ARP欺骗的问题

方法1：通过路由器按照一定频率发送申明自己的广播包，告知内网每台主机正确的网关ARP信息。

方法2：一旦ARP欺骗发包的频率高于网关的发送频率，方法1的防御方法就会失效。这时候我们就可以配合内网安全交换机端口隔离功能来解决这个问题，在内网的交换安全交换机上配置每个端口为独立的VLAN（可以采用802.1QVLAN或者PortVLAN技术）。这样，内网即使有主机发起ARP欺骗，也不会影响到内网的其他主机的正常上网。

3.过渡方法

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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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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。

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2风电并网逆变系统介绍

由于风能的不确定性，风力发电机发出的电能的电压、频率也是时刻变化的。为了不对电网造成污染，风电并入电网必须满足并网条件，以电网电压同步信号作为系统输出电流的跟踪信号，使输出电流快速跟踪电网电压。为了满足此并网要求，风力发电机发出的电能需要经过交流-直流-交流的变换并入电网，并网逆变系统通常包括整流、逆变、滤波、输电等环节。

3电力电子技术在风电并网逆变系统中的应用

3.1在发电机组及其整流环节的应用

早期的交-直-交并网逆变系统采用晶闸管相控整流器，这种系统需要增加无功补偿电路，电力电子技术的发展使得PWM整流逐步取代了相控整流，PWM整流器逐步成熟，改善了发电机的功率因数。当前的风电机组已经成为结合了先进的空气动力学、机械制造、电子技术、微机控制技术的高科技产品，因此风力发电系统中不可或缺的重要组成部分就是高科技的电力电子技术。风力发电的有效功率与风速之间是三次方正比的关系，对机组进行变速运行，可使风力发电获得最大有效功率，电力电子技术在发电机组的应用，改善了发电环节中发电机的运行特性。此外，对转子励磁电流的频率进行调整，可确保输出频率恒定，风力发电机的变速恒频励磁技术的核心在于变频电源。随着电力电子技术的发展所研制出的开关磁阻发电机应用于风电并网逆变系统中，不再需要增速装置，而是直接驱动。提高了可靠性，降低了维护量及其费用，减少了组件，集成度也变得越来越高。

3.2在并网逆变系统控制环节的应用

电力电子技术中的大功率开关管、功率器件等的使用促进了并网逆变系统中DSP周围硬件电路的进一步发展，实现了功率器件驱动电路对IGBT导通和关断；采用基于DSP的控制系统，实现了信号检测、锁相跟踪、PI调节、SPWM形成等各功能模块的软硬件实现，不但满足了控制电路的要求，还能够完成并网安全控制和故障保护等实时性、快速性要求很高的控制功能，提高了控制电路的可靠性。特别是一些新技术的开发，让风电并网逆变系统体积变得越来越小，自动控制能力越来越完善。

3.3在风电输送及节能方面的应用

我国风能资源丰富，但能源分配不均衡，解决办法通常是建立电力外送大通道。由于长距离高压输电的线路造价低、电能损耗小等特点，通常采用高压输电，电力电子技术在高压输电方面的的应用不仅降低了设备的资金投入，而且解决了系统稳定性差的问题。此外，电力电子技术在输电系统的主要应用是柔流输电技术，这项技术实现了对输送功率的快速控制，增强了电网的稳定性，降低了电力传输的成本，在很大程度上改善了系统的输电能力。

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2建设智能电网建设中的关键技术

2.1网络拓扑技术

作为未来智能电网建设的基础，灵活、坚强的电网结构是建筑智能电网的关键。由于我国能源分布和能源需求分布失衡。因此，不管是考虑当前，还是考虑未来要满足经济发展对电力的需求，都需要走大规模、远距离的输电道路。通过特高压输电，能有效提升输送容量及降低损耗，对节约投资、保护环境等方面具有重要的意义。但如何优化特高压线路及对各级电网的规划、特高压电网和各级电网之间的衔接及一次、二次系统之间协调发展等问题需要进一步解决。

2.2通信系统集成技术

智能电网必须具备可靠的监视及系统分析能力，也就是具备对故障早期征兆的识别、预判能力及对存在扰动发出信号的能力。智能电网也必须要进行不断的整合与集成，以为电网规划、建设及运行等方面提供实时、有效的信息服务。因此，在智能电网建设中，要全面运用电缆、光纤、无线通信及电力线载波等宽带通信网。通过进行系统集成技术，是保证电网的正常、安全运行的关键。

2.3高级计量体系及需求侧管理

智能电网需要全方位掌握用户的实际用电规律，以进行有效的规划，保证需求与供应之间的平衡。由于智能电表与其相连的通信系统可组成一个先进的计量系统，能实现对用户的远程监测、用户侧管理及分时电价管理，其需求侧管理目标如图1。随着科技技术的不断发展，智能电表除了原有的电流计量功能，还可作为互联网路由器使用，使电力部门能以智能电表的终端用户作为前提，从而实现通信及宽带等整合。

2.4智能调度技术

智能调度是指对当前调度控制中心功能的有效扩展，该技术也是智能电网未来的发展方向。智能调度的目的是建立一个基于广域同步信息的网络保护系统及一体化技术，以起到协调电力系统保护控制、稳定控制、紧急控制、解列控制及恢复控制等综合防御体系。智能调度的重点就在于实现实时的决策指挥，其目的是为了预防电网出现大面积的故障，避免出现大面积停电现象。智能调度所涉及的关键技术主要包括以下几点：（1）系统快速仿真与模拟技术；（2）智能预警技术；（3）调度决策可视化技术；（4）智能数据挖掘技术；（5）预防控制技术；（6）优化调度技术。而且，应急指挥系统与配电自动化等技术也是智能调度技术中的重要组成部分。

2.5电力电子设备

电力电子技术能在智能电网中的发电、输电、配电及用电等环节中发挥作用。目前，电力系统所采用的电子装置都为全控型大功率电力电子器件、高性能的大功率变流器拓扑及DSP全数字控制技术等。通过应用先进的电力电子技术，大大推进我国电力系统智能电网的全面建设。

2.6分布式能源接入技术

分布式能源可划分为分布式发电与分布式储能，在一些发达国家得到全面的运用。其中，分布式发电技术还涉及到以下技术：（1）微型燃气轮机技术；（2）太阳能光伏发电技术；（3）燃料电池技术；（4）风力发电技术；（5）海洋能发电技术；（6）生物质能发电技术；（7）地热发电技术等。而分布式储能装置则涵盖蓄电池、飞轮及超导储能等。随着现代电网中的风电接入量越来越多，风力发电厂对电场的动态模型及计算速度的要求越来越高。而且，风能、太阳能等分布式能源均具有一定的波动性与间歇性，容易影响到电力系统的可靠供电。

3智能电网的建设策略

3.1全面发展储能技术

对于智能电网建设而言，全面发展储能技术能有效促进其发展。在传统电力系统中，其模式是一种从生产到传输再到使用的单一模式，在一定程度上限制了其发展。在智能电网建设中，通过应用储能技术，以增设一个电能的“存储”环节。通过应用该存储技术，能有效提高电网的使用性能，而且还对可再生资源与分布式发电的全面应用具有一定的优势，既可以起到技术支撑的作用，还可以增加电网的技术应用选择。同时，在可再生能源发电系统中，其对储能装置的要求比较高，必须具备以下条件：（1）响应速度要快；（2）能量密度比较大，即可以以较小的体积提供比较大的能量；（3）功率密度较大，即可以为系统功率出现突变时提供的补偿功率；（4）耐温性能较好，可以很好地适应一些高温、低温等复杂环境；（5）储能效率比较高；（6）储能量比较大，即可以满足峰谷的调节及有效适应可再生能源在短期性与昼夜变化的相应要求。

3.2全面发展分布式智能电网

分布式智能电网是指靠近电力用户构建的一种小型发电机组、微型电网及储能系统，且能实现和外部电网的有效互联。而且这部分小型发电机组可以是各不相同的，能有效运用太阳能、水能及风能等可再生资源。在接入分布式电源后，原有的配电网结构还可保持不变，在一定程度上减小了输、配电网运行及升级时所需要的投资成本。另外，通过接入分布式电源，还能有效改善电网的供电质量及运行可靠性等。因此，通过全面发展分布式智能电网，不仅能有效提高可再生资源的利用效率，还能有效提高电网在运行过程中的安全、稳定及可靠性。

4坚强智能电网建设的发展趋势

目前，我国还处于工业化发展阶段，对电力装机设备的需求量还非常之大，且由于我国资源的分布与消耗呈现逆向形式。因此，在我国坚强智能电网（如图3所示）的建设中，其发展的目标如下：（1）优化我国的资源配置，有效解决能源资源分布与消耗呈现逆向的问题；（2）实现节能减排的目的，促进可再生资源的可持续发展；（3）促进电力行业的发展，提升电力企业的市场竞争力；（4）有效满足用户的需求，提升服务质量；（5）促进经济与资源的可持续发展。目前，国家电网公司已经明确，将加快对特高压骨干网架的全面建设，在促进各级电网共同发展的前提下，同时就发电、输电、用电及调度等环节进行智能化的建设，并分阶段进行坚强智能电网的建设，预计在2020年，在我国将建成统一的坚强智能电网。

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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。

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江苏省电力公司在2001年实施了电力信息网改造工程，县供电公司已和变电所实现了联网。根据江苏省电力公司电力营销管理信息系统的推广和应用要求，江苏省电力公司选择了十个县供电公司，作为实施城乡营销一体化营销信息系统工作的试点。如东县供电公司是试点中最大的一个县供电公司，共有19个变电所，42个乡供电所。省电力公司要求我公司的乡供电所采用统一的电力营销管理信息系统，同时各乡供电所配备行政电话进行业务和工作上的联系。下面就该系统网络方案的设计建设作个简述，以供参考。

1网络方案的背景和需求

在先期的电力信息网建设中，如东县供电公司采用的是SDH组网方式，在变电所采用SDH设备组成主干155M的环网，在公司本部和信息中心千兆主干网相连，接入江苏电力广域网。营销信息系统是江苏省电力公司县级电力信息网的组成部分。本方案将综合考虑这些已有的网络拓扑，充分利用电力信息网络提供信道和光纤。考虑到农村供电所和如东县供电公司的数据和语音通信，农村供电所的数据通信必须采用以太网技术，至少提供15个以上10/10MbpsRJ-45交换接口；语音通信每个供电所必须提供4门分机电话。在县供电公司农网工程中各乡供电所网络接入的基础上，构建一个可行、可靠、稳定、平安的综合信息平台，以便准确、快捷地进行数据和语音的业务应用。

2网络方案的设计和建设

网络整体方案采用以太网交换机组网，各供电所从最近的变电所通过光纤接入电力信息网，变电所到供电所之间，由变电所提供一个E1口。利用该端口通过光纤实现和供电所联网，每个供电所都对应有一条通向如东县供电公司的E1电路。从而在县公司和基层供电所之间实现数据传输及IP电话和传统PBX电话业务的互相通信。技术上，数据交换选择以太网交换机综合接入方案，网络协议采用TCP/IP技术。为了便于管理，统一选择Cisco网络设备，营销主交换采用Cisco3550，各乡镇供电所则选用Cisco2950交换机；语音接入采用VoIP技术，统一使用Cisco7910IP电话。

整个网络分为两大部分摘要：

第一部分为各供电所到电力信息网的接入部分。主要利用环网上各变电所同相邻营业所之间的光纤，将供电所内的局域网同SDH设备的连接，包括各PC终端和电话。

每个供电所的PC终端和IP电话直接接入到Cisco2950交换机上，利用SDH上的E1端口，用一个E1到以太网桥将E1转成以太网，利用以太网的单模光电转换器将以太网的通道延伸到供电所，提供供电所的以太网端口接入。

第二部分为县供电公司中心网络的建设，主要是用电营销数据中心的建设，以及城乡供电所电话通讯网络和电力系统内部电话网的连接，公司数据网络中心提供对数据库服务器和其它应用服务器的连接。在SDH组网方式下，只需要增加相应数量的E1到以太网的网桥就可以了，而由于SDH设备直接提供RJ-45接口，则不需要增加网桥就可以直接连接到Cisco3550上。

对于IP电话，由于以太网交换机和基础通讯网(SDH，ATM，DWDM)构成了网络IP电话的智能基础架构，只要是能够进行TCP/IP的网络，我们就可以建立网络IP电话系统，且IP电话网络的结构可以是任意的，电话网络的各个单元(桌面电话，Callmanager等)可以在网络任何位置进行部署。

(1)营销系统内的IP电话通讯摘要:

根据分配到的号码段，我们可以为每一门桌面IP电话从该号码端中分配不同的号码，同样我们也可以给一门电话分配多个电话号码，不同电话之间的呼叫建立通过Callmanager来寻址实现，而呼叫一旦建立后，语音数据流就不必再经过Callmanager。

(2)IP电话和公司内线电话通讯摘要:

在县供电公司端，配置一台服务器用来作为IP电话的CallManager(交换机)，配置一台Cisco2650路由器用作IP电话和传统的PBX电话程控系统互连。2650上配置有1个E1接口的卡，这样PBX通过E1接到2650路由器上，同时进行一些软件上的设置，在PBX交换机上添加一块E1的接口板。

3设计建设和应用的几点思索

3.1数据和语音网络的集成

(1)解决了公司本部同城乡营业所之间的通讯通道新问题，使得所有的城乡营业所都获得保证的带宽(2Mbps)，并且营业所获得了同公司数据中心相连接的以太网通讯端口，建立了一个完整的从营业所到如东县供电公司直接的数据网络平台。在以上的数据网络平台上建立语音网络，即以网络IP电话的方式来实现在数据网络上实现完整的语音网络，实现数据、语音网络的统一。

(2)数据、语音综合传输带来的明显优势是成本下降摘要:①统一到计算机网络技术上的多媒体应用无论设备费用或线路费用都相对便宜。②不需对现有布线系统作任何修改。对供电所的布线可采用一套系统。③不必在每个分支机构均配备PBX。④桌面IP电话终端的增加非常方便，只需将电话直接插入以太网交换机就可以，在Callmanager上不需要任何的设置该电话就可以获得电话号码，并开始工作。

(3)统一的网管平台，可以利用现有的网络管理平台，集成数据语音网络的管理。智能的网络可以最大限度的发挥网络设备的能力，现在网络交换机均具有智能处理业务能力,能够对不同的IP业务采用不同的优先处理方法，采用基于IP的数据语音网络解决方案，可以充分的利用网络交换机的这方面能力。

3.2虚拟网技术和IP地址的分配

公司有多种应用系统，所以网络系统的设计应能在全网范围内实现虚拟网的划分，每个供电所分配16个IP地址，单独网关组成一个虚网。由于每个工作站和每部IP电话均需要一个IP地址，对于IP地址的分配，我们使用DHCP动态分配IP地址，这样能很好地保证网络语音系统正常运行及应用系统的平安性、数据可靠性。

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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

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