数字化关键技术

前言：想要写出一篇令人眼前一亮的文章吗？我们特意为您整理了5篇数字化关键技术范文，相信会为您的写作带来帮助，发现更多的写作思路和灵感。

数字化关键技术范文第1篇

关键词：测控；同期；合并单元；IEC61850；重采样

随着科学技术的发展和进步，数字化测控装置技术越来越完善，在我国部分变电站当中开始投入使用。数字化测控装置的采集信息以MPC8247（微处理器）为平台，主要负责接收以太网网络上的信息数据；而数字化测控装置的主要控制模件则以TMS320F2812型DSP为硬件平台，利用其对于数据进行数据的整理和计算工作。通过对于合闸等关键技术的研究，并依据拉格朗日插值公式衍生出的数字采集计算方法，进而对数字化测控装置关键技术的信息数据进行采集和计算处理工作，为了能够使数字化测控技术在今后的变电站的应用顺畅，下面对数字化测控装置技术进行分析研究。

1 变电站计算机监控系统

变电站计算机监控系统主要针对变电站内的一、二次设备的具体运行情况进行监控，一次设备是指变电站中的发电机、变压器、电动机、开关（断路器）、隔离开关等，而二次设备主要针对一次设备及其电路进行测量工作，主要其操作和保护而装设的辅助设备，例如各种测量仪表、控制开关、继电器等叫做二次设备，而连接二次设备的电路，就叫做二次回路。针对一、二次设备的相关系统对于内部的数字化信息，进行统一的收集并建立模型，通过计算机软件进行处理，在由数字信息网络平台分享，从而达到能够完成系统内部统一操作的目的，由此使内部网络信息安全、准确、可信，有利于今后变电站的实际运行和操作。并且现代化的变电站控制系统，应满足IEC61850标准在由电子信息网络对于一、二设备的自动化运行和使用进行统一的规划和管理工作，数字化测控系统主要连接变电站系统当中负责监控主站、工程师站等，以及控制电力系统当中一次设备的操作，在实际的应用过程中主要负责满足一下几项功能：

（1）通过以太网上的信息资源进行采集处理工作，接下来经由网络传输至远动工作站。

（2）经由远动工作站通过GOOSE网络系统将具体的遥控操作指令发送至具体的操作单元进而实现智能化操作。

（3）数字化测控装置应用到变电站监控系统当中的主要作用，是针对接受装置的遥信操作以及本装置的遥信操作，经由信息网络传送给具体工作站以及远动装置，从而完成具体的实际操作。

2 测控单元的硬件组成

数字化测控单元由电源模件、CPU模件、传统IO模件、数字化IO模件和机箱组成。其结构。传统IO模件可以是遥信采集模件、模拟量采集模件、直流量采集模件。数字化IO模件集数字化交流量测量、直流量测量和遥控开出功能于一身。它采用MPC8247作为以太网通信处理器，以TMS320F2812型DSP作为模拟量计算和控制功能处理器，MPC8247与TMS320F2812采用双口RAM通信方式，与其他模件间采用统一的内部CAN网通信规约，使得数字化IO模件能够与其他模件混合使用。各种IO模件的个数可以通过组态软件灵活配置，满足了用户的不同需求。

3 交流量采集方案设计

数字化IO模件的模拟量采集与传统的模拟量采集模件相比，不同的是数据来源，传统的模拟量采集模件将交流量信号经过降压、滤波后进入AD转换芯片，由DSP控制AD转换芯片对模拟量进行采样。EVT和ECT以恒定的采样速率进行等间隔采样并将采集的数据通过高速串口传送给合并单元（MU），合并单元再将一组时标一致的电压和电流数据通过以太网传给测控单元中数字化IO模件的通信处理器MPC8247，MPC8247立即将数据存放在内部通信区中供DSP采集。需要重采样数据满足4点要求。

第一要实时，这就要求DSP需要不停地监视通信区是否有新数据进入，只要有符合插值条件的数据，立即进行插值操作。

第二要连续，重采样和计算要"同时"进行。由于采用FFT算法，当重采样数据满足FFT计算数量时，一边要计算模拟量，同时重采样操作不能停止。

第三要准确，首先，既然存在插值点的计算，就会存在计算误差，特别是使用定点的DSP型号时，要考虑如何提高计算精度。其次，还需考虑某一组数据为无效数据时该如何插值。当线路电压或母线电压出现太多无效数据，无法完成插值时，要置无效标志，闭锁同期操作。

第四要进行频率跟踪，动态地调整重采样的采样周期T′s。频率计算要和重采样程序放在同一个中断服务程序中，这样能保证在一个周期中所采集的数据是等间隔的。

4 同期功能的实现

随着数字化变电站电压等级的不断上升，在变电站设计中数字化测控装置的同期功能必不可少。同期功能涉及到图中的每一个设备：同期合闸命令由工程师工作站发出，测控单元接收到同期合闸命令后应答工作站表明已收到同期命令，同时采集MU发送过来的数据实时计算出母线与线路两侧的电压、频率、相角等相关数据，判断合闸条件是否满足，若条件满足，则立即发送GOOSE报文给智能操作箱，由操作箱最终完成合闸任务，并将合闸结果通过GOOSE报文发给其他设备，告知同期合闸操作结果。

针对数字化测控装置中，主要是站控层在通信过程中的实际操作掌控的是CPU模件，并且间隔层设备通信当中有数字化IO模件以及两个以太网接口，一个主要针对MY通信和接受相关信息数据的采样值，另一个负责接收和发送goose网络，主要针对间隔遥信相关的信息采集和控制输出工作。在CPU模件和IO模件之间利用CAN总线进行通信连接，而合闸所需要的同期定值是由组态软件将相关的定值信息传到CPU模件当中，再经由CAN总线传给IO，模件中的DSP（数字信号处理），在由DSP对同期合闸的条件进行判断。

目前数字化测控装置的同期合闸条件相似于传统同期合闸，而传统同期合闸的设计软件可以应用到现阶段的数字测控装置同期合闸当中，数字化测控装置主要针对同期合闸的运行的交流量连续可靠的进行采集工作，并严格遵守IEC61850标准进行软件的设计工作保证同期合闸的顺利运行。

结束语

现阶段随着网络的普及和应用，在IEC61850标准上进行相应的数字化测控装置技术设计，利用数字化测控装置关键技术对于今后发电站的运行和发展非常重要，为了保证数字化测绘装置关键技术能够更多的应用到变电站的实际操作当中，需要相关技术人员的努力和创新，才能够促进数字化测控装置技术不断的完善，从而使社会在数字化信息时代下顺利的发展和进步。

参考文献

数字化关键技术范文第2篇

关键词：数字化变电站 发展趋势 关键技术

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-9416(2012)05-0255-02

电网自动化技术是我国电网的六个重点技术之一，而数字化变电站技术则是电网自动化技术领域的一个重要课题。因此，建立无人值守的数字化变电站成为提高我国电网运行效率的重要手段。目前，我们新建变电站基本采用分层、分布式变电站微机监控系统，并逐步对原有变电站实行改造。随着计算机技术、网络技术和通信技术的发展，使得在变电站自动化系统中的信息采集、传输、处理等工作可以实现数字化。所以，数字化变电站技术的应用必将对电力系统的科技进步带来巨大的变革。

1、现状及发展趋势

1.1 变电站控制系统的应用现状及发展趋势

近年来，随着电网规模的扩大及电网运行要求的提高，对变电站控制系统提出了越来越高的要求，为了及时掌握电网的运行情况，保证电网安全、可靠地运行，要求变电站控制系统能够准确、及时地反映一次系统的状态，同时要求变电站具有较高的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制，操作，反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。另一方面，计算机技术，网络技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，系统简化，信息共享，减少电缆，减少变电站占地面积，降低造价等方面已改变了变电站的面貌，变电站自动化已转向了实用化阶段并取得了显著的成效。

1.2 电流和电压互感器的应用现状及发展趋势

电流和电压互感器是为电力系统进行电能计量和继电保护及测控装置提供电流、电压信号的重要设备，其精度及可靠性与电力系统的安全、可靠和经济运行密切相关，是电力系统电流电压测量的基本设备。

传统的电流和电压互感器是电磁感应式的，具有类似变压器的结构。随着电力工业的发展，电力系统传输的电力容量不断增加，电网运行电压等级也越来越高，目前，俄罗斯已有1150kV的骨干电网，我国也已将原来220kV的骨干电网提高到了500kV，国家电网公司已将1000kV的输电线路纳入近几年的发展规划。随着电压等级的提高，电磁式互感器暴露出一系列固有的缺点：(1)绝缘结构越来越复杂，产品的造价也越来越高，产品重量大，支撑结构复杂。(2)电磁式电流互感器固有的磁饱和现象，一次电流较大时会使二次输出发生畸变，严重时会影响继电保护设备的运行，造成拒动或误动。(3)电磁式互感器的输出为模拟量，不能与数字化二次设备直接接口，不利于电力系统的数字化进程。

二十世纪后期，人们一直在寻求一种安全、可靠、理论完善、性能优越的新方法来实现高电压大电流的测量。基于光学传感技术的无源光学电流互感器（Optical Current Transformer，简称OCT）和无源光学电压互感器（Optical Voltage Transformer，简称OVT）以及基于空芯线圈的有源光电互感器能有效克服传统电磁式互感器的缺点，近20年来一直受到美国、日本、法国和中国等国学者和工程技术人员的广泛关注和深入研究，先后研制出多种样机并挂网试运行，逐步成为互感器发展的主要方向。

2、关键技术

2.1 电子互感器技术

无源光互感器工作基于光学传感的原理，存在光路结构复杂、温度影响大等影响测量精度以及传感头工艺一致性不易保证等缺点，有源光互感器同样存在温度影响大、测量部件检修困难、加工精度不宜保证等问题。

2.2 同步采样技术

在传统的保护测控装置中,各路模拟量的采样是由同一个模件负责的，在同一时刻锁定采样值，保证了采样的同步及测量误差。而在使用光互感器的情况下，各相电流、电压采样可能由不同的采集单元完成，如何保证各相电流和电压信息的同步,成为合并单元能否正确工作的关键。

2.3 网络技术

变电站的信息交换特点之一是，信息长度较短，信息量较大，在电网发生故障的情况时，有可能发生网络风暴，而间隔层装置普遍采用嵌入式系统，其处理能力不强，这一特点要求变电站控制系统的网络具有很强的抗风暴能力，在发生网络风暴时，各个装置能够正常工作。变电站信息交换的另一个特点是部分信息的实时性要求很高，比如保护装置之间的信息交换，合并单元与间隔层设备之间的信息交换，要求变电站控制系统的网络具有分级交换的能力，保证高级数据的实时性。变电站控制系统的网络就像一个人的神经，所有的命令、信息都必须通过它传送，网络的可靠性、安全性对变电站控制系统来讲及其重要的，变电站控制系统应该在日常运行时对网络的状况进行监视，及时发现问题，解决问题，这就要求网络设备应具有智能功能。

2.4 软件平台技术

软件平台是数字化变电站控制系统的重要支撑。数字化变电站需要实现变电站二次子系统的数字化和一体化，继电保护、测量控制、故障录波、安全自动装置、电能质量监测、一次设备在线安全监测等专业监控功能将在一个统一的软件平台上实现，因而支撑软件平台的研究开发十分重要。为满足100KV到500KV变电站的多层次的需要，该平台需支持Unix/Linux/Windows跨平台应用，满足电力系统信息安全要求，支持IEC61850标准和各功能的自由分配，满足变电站安全操作、经济运行等管理需求。

2.5 装置内部数据交换技术

在数字化变电站中，采样数据通过合并单元的网络送给保护测控装置，由于保护测控装置的嵌入式系统的处理能力有限，一般将装置的数据接收模件与数据处理模件分开，数据接收模件采用带以太网协议的实时多任务系统，数据处理模件普遍采用DSP方式，这两个模件之间的数据交换速率在10Mbps以上。合并单元汇集多个采集单元的数据，内部模件的数据交换更加频繁，特别是考虑到母线和变压器的合并单元，内部数据交换可能达到100Mbps，如何实现如此高速的数据交换是本项目的关键技术之一。

3、技术方案

通过对变电站控制系统和电压电流互感器技术现状的分析，现有的变电站系统虽然在近几年取得了很大的发展和进步，但是仍然存在着许多有待改进、提高的地方，随着技术的发展和人们对变电站控制系统认识的提高，以光互感器应用和IEC61850标准为框架的数字化变电站控制系统正受到人们越来越多地关注，成为变电站控制系统发展的新焦点。220kV变电站一次接线考虑，主变压器按本期一台，最终2台设计，电压等级采用220/110/35kV考虑。

对于主变压器间隔以及220KV线路间隔、110KV线路间隔全部实施数字化方案，即从过程层、间隔层到变电站层全数字化。考虑到35kV间隔设备安装在开关柜内，35kV侧本身保护测控一体化装置已下放，节省电缆的需求不大，且对低电压等级而言，光互感器的优势不明显，甚至增加设备配置的复杂性，例如使用了光互感器后各间隔电压数据的获得、同一个间隔保护装置与电度表数据的采集等，将使成本大幅上升，所以35KV侧不配置光互感器，采用保护测控一体化装置的方案。

4、结语

在变电站系统实现数字化改造后，在变电站维护、调试时间、土地使用、系统的可用性、设备安全等五个方面都将得到提高，使得设备能够少校验，甚至免校验，减少维护工作量，缩减变电站的土地建筑使用面积，减少变电站系统调试时间，降低设备的绝缘要求，对系统能够快速维护，提高了互感器的安全。数字化变电站可以在总体上提高变电站的劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性，促进了变电站信息的共享，提升电网的技术和管理水平，提高电力工业的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]高翔.数字化变电站应用技术.中国电力出版社,2008.

[2]高翔,张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术,2006,30(23):67 72.

[3]IEC61850系列标准.

[4]李九虎,郑玉平,古世东 等.电子式互感器在数字化变电站的应用[J].电力系统自动化,2007,31(7):94 98.

数字化关键技术范文第3篇

关键词：220千伏；数字化变电站；一次设计；二次设计

1引言

随着我国电网建设进程的加快，南方电网公司越来越注重自身的安全性与可靠度。随着变电站综自理论和实践的不断发展，微机保护已经在南方电网内得到了广泛应用，在很大程度上提升了电网自动化控制水平。然而值得注意的是，因为变电站自动化正在不断拓展其应用范围，一些基于常规数字化技术的变电站存在一些亟待解决的技术问题。由于变电站使用了多个供货商的设备和技术，很容易导致通信协议难以完全兼容，在协议转换，有时会使系统通讯发生错误，难以有效地支持系统集成，且不同设备之间尚未支持良好的互操作，为日常的运营带来不便，甚至留下安全隐患。而在网络信息技术突飞猛进发展的背景之下，我国微机保护在原理和技术上已相当成熟，来自不同设备商的产品可以实现互操作，变电站逐步向分布式模式进化，为数字化变电站的构建打下了技术基础。本文结合南方电网的某220千伏数字化变电站的关键技术进行阐述，具有比较好的理论价值和实践意义。

2 数字化变电站一次设计

数字化变电站技术的发展是以 IEC61850 标准为基础的，本文以南方电网某220千伏数字化变电站为例，阐述其一次设计的关键技术。

2.1设计原则

某220千伏变电站的设计，在总体上遵循的主要原则为：以智能化、高效化作为主要的设计理念，在数字变电站的系统构成方面基于“三层两网”的构架，包括过程层、间隔层、站控层，以及不同层次之间的网络，用来传输GOOSE信号以及SV信号、MMS信号等。此外应为数字化变电站增设在线监测信息系统和状态检修信息系统，从而对站内主要设备，包括主变、220千伏GIS、10千伏高压设备等进行实时状态监控。变电站第一期工程设置4段母线，从而构成单母线4分段环形接线；主变中性点采用小电阻接地装置。在设备配置方面，主变压器使用油浸自冷有载调压变压器，采用GIS装置，以及三相一体干式设备。在主接线方面，220千伏采用双母线单分段模式，10千伏采取单母线8分段方式，最终构成环形接线，支持自投自复与互为备用模式。

2.2 10千伏配电系统的应用

结合《南方电网公司专项规划》，本文所阐述的数字化变电站使用目前国际领先的层级方案，最终构建220千伏/10千伏/0.4千伏的用户供电方案。其中，10千伏的开关柜引入了满足“五防”模式的铠装式开关柜，为其配置真空断路器。10千伏无功补偿引入的是油浸式电容器，为了能够有效限制涌流，为所有的电容器串接铁芯电抗器。10千伏的中性点接地方式为小电阻模式，选用干式变压器设备进行接地，并联电抗器引入三相一体式，从而节约用地，减少对环境的破坏。

2.3主变的应用

本文所介绍的220KV变电站是2012年正式投运的，当时该站所供电大的区域需要220千伏容量是44MVA，因为彼时此站是该供电区域仅有的220千伏站，并以220/10千伏形成电网，但其他相邻区域的变电站却均为基于10千伏，难以与此变电站实现转供。结合主变压器N-1的安全准则，在过程项目的第一期首先设置投运2×120MVA主变，从而在很大程度保证网络的可靠性。结合电网规划的相关条款，变电站的建设必须能够满足该区域三年内不扩建，因此最终结果预测和评估，此变电站第一期工程争取投运2×120MVA主变，包括两台双绕组三相油浸自冷变压器。

2.4配电装置的设计

对于封闭组合装置，此变电站引入了GIS模式，选取ABB公司的ABB-TS型气体绝缘开关；对于流压互感设备，考虑到有源互感器具备很多的优势，包括节约成本、方便与其他设备集成、性能较好等，最终引入许昌继电器集团的XC-3435型GIS互感设备，结合工程的实际情况，对传感器进行热备份配置，从而在很大程度上增强互感器的性能。结合上述分析，以及GIS装置的构造特点，选用站内110作为供电电源。

3数字化变电站二次设计

3.1网络设计

本文所述的数字化变电站是结合IEC61850规约设置网络的，分为三个层次，其中站控层负责对变电站中的全部重要数据进行汇集、存储，为运营用户提供实时的数据曲线和友好的界面，对位于其他层次的设备进行监控管理；间隔层的功能是对各类数据进行实时的汇总，实现不同层次之间的保护和监控；过程层所负责的功能是：对各类运行电气量等进行实时的探测，并临时存储。由这三个层次而构建的数字化变电站网络结构如图1。

下面对三个层次的组网模式进行阐述。

对于站控层，考虑到这个层次的首要任务是对数据报文进行有效传输，并不要求很高的数据信息实时性，而对数据的可靠性要求较高，因此应该设置冗余备份通道，从而使数据可以具备良好的可靠性，所以在网络的拓扑方面，最终选取的是双星型网络，结合实际情况，环网也是一种能够选择的模式。结合变电站相关设计参考规范，以冗余Ethernet设计站控层，并保证数据的传输高于100兆比特每秒，双星形网络能够保证足够的数据传输可靠性，在数据传输出现故障时进行快速切换；此网络承载的信号为MMS信息以及GOOSE数据。站控层的不同设备彼此通过双发双收模式进行信息传递。对于过程层，可以有几种可比较选择的设计方案：第一种方案是将GOOSE与传送网彼此独立，所得的采样信息基于IEC60044-8通过光纤通道进行传递。这种方案的GOOSE通过光纤Ethernet，结合不同的电压等级彼此独立成网。结合重要程度的不同，为这些信息设置相应的数据传输优先级。第二种方案是将GOOSE与数据网彼此独立，数据网选取光纤Ethernet，结合不同的间隔进行分段。第三种方案是使GOOSE与传送网一体化，采样数据通过光纤Ethernet，按间隔分段。

对以上的三个方案进行比较，第一种方案对光纤网络的要求较高，但不需要很多交换设备，并且将数据和GOOSE彼此独立，不会由于交换机性能而导致数据传输失败。这种模式的不足之处也较为明显，即系统的扩展性不足、难以实现良好的信息共享，不能避免由于光纤出现故障而带来的系统不稳定。由于使用光纤较多，也给施工的过程带来一些难度。而对于第二种和第三种方案，不需要太多的光纤，能够满足系统所需要的高扩展性以及信息的共享。本工程针对第二种方案和第三种方案进行了对比分析。对网络性能进行测试。

在测试过程中，把系统的功能分为共网与分网两种，并引入网络性能分析软件来对比第二种方案和第三种方案发生各类故障的时候的网络性能，和保护动作所需要的时间，最终得到的结论为：在网络所承载的数据多于80%的情况下，网络交换机的处理性能开始缓慢降低，丢帧的情况逐渐增多；而网络交换机的参数配置也能够对网络承载的流量造成影响，最终为变电站确定的网络配置模式为：在线条的站控层，引入双星型的可靠冗余网络，在站控层和过程层之间采取互相独立的配置，过程层和GOOSE彼此独立配置，10千伏过程层采取双网合一设置。网络结构如图2。

3.2过程层流量设计

结合数字化变电站的数据传输实际情况，站控层拥有很高的数据传输量，但其传输过程对实时性并没有极高的要求。而变电站的过程层由于涉及到很多实时采样数据，所以数据量大且对实时性有着很高要求，同时要求数据具备良好的可靠性。在SV信息和GOOSE信息均以基于网络的模式进行传输的情况下，必须对网络的实时流量进行良好的配置管理，才能保证信息传输的可靠，因此在信息传输中引入了报文过滤模式，目的是降低网络交换设备的实时流量以及数据传输和处理的负载。对于SV网络，数据的实时性必须得到保障，而信息瞬时流量较高、信息的流向是固定的，因此加入引入合理的流量控制方案，便能够使网络流量得到隔离，从而降低网络交换设备的负载，使网络的实时性与可靠性都得到提升；而相比之下GOOSE信息的数据流量不大、但是信息的流向不易控制，而且随着装置的改变会发生变化，如果对其进行一定程度的信息隔离，便能够使其传输范围得到控制，让所有的数据端口仅需接收与本端口相关的信息，减轻了无关数据的判别，从而增强安全与可靠指标。本项目最终设计为通过组播的模式完成信息传输，对于数据发送者，只需要发送一个信息帧，接着的其他信息帧仅仅在需要的时候才会进行分发，这样能够保证所有的网段仅保留一个必要的数据流，从而在很大程度上降低系统的负荷，使所需的网络带宽得到压缩。

3.3母线快速保护

本项目以基于GOOSE的网络来进行间隔开关保护数据的传输，以基于GOOSE标准的保护动作信息替换传统的馈线动作母线保护，从而大幅度简化母线保护模式，也减少了所需的电缆量，在馈线扩容时完全不受影响，为以后的升级打下了良好的基础。

3.4在线监测系统的设计

该数字化变电站以基于IEC61850的模式实现在线监测系统。主要的在线监测项目阐述如下。对于变压器设备的实时监测，采用NS800I设备来抽取需要的数据信息然后对其进行汇总，主要的监测项目有：（1）变压器油色谱监测，采集信息后首先在本次存储，数据在过程层经过初步分析之后，传输至变电站控制中心，可在管理人员的工作站界面显示。（2）变压器套管监测：对泄漏电流监测，抽取电压信号，得出套管泄漏电流的实际值，计算电容量及介损。采用NS821I智能数据监测节点，对所有的信息进行处理和上传。（3）变压器铁心接地电流，通过穿心CT进行监测，数据被传输到监测智能柜的NS821I单元。（4）智能组件监测：以PSSC601对数据进行采样和处理。（5）GIS监测，通过NS860I对监测信息进行处理和传输，具体项目有断路器在线监测、SF6气体特性在线监测等。（6）避雷器在线监测，监测参数为避雷器的阻性泄漏电流，数据被传输至监测单元。

3.5站域控制模式的设计

为了实现良好的站域控制，就必须引入信息化体系，从而实现数据的共享，最终发挥信息的最大化效用。结合当前技术的发展，对采样信息来说存在着两种主流模式，一是以IEC60044协议实现数据的点对点传输，二是采用网络交换设备进行数据信息的传输。如果采取点对点传输，则IEC60044规约会为需要传输的数据信息加入必要的前缀标签，不需要数据处理单元进行参与，而且能够维持较为稳定的延时；IEC61850-9协议的信息传输是基于Ethernet的，所以光纤单元在信息成功接收之后，会触发数字处理单元中断服务，获取信息帧的标记，但这同时也会造成中断程序的频繁调用，为系统带来新的不确定因素。如果以交换设备进行信息传输、则能够保证系统的共享性。本变电站最终经过对比，选择北斗和GPS双钟备用模式，采用面向对象的方法对整个变电站进行建模。

4结束语

随着信息技术和发展与应用的逐步深入，数字化变电站渐渐成为变电站设计用户建设的新趋势，其最大的优势是能够实现数据传输网络化、能够使来自不同厂商的设备基于完全一致的协议、可以进行良好的是互操作、可以在线实时对设备状态进行监测，大大降低了系统扩展成本和工作量。因此是当前的变电站发展大方向之一，值得我们在实践中继续探索。

参考文献

[1] 徐天奇.基于IEC61850的数字化变电站信息系统构建及可靠性研究[D].武汉：华中科技大学，2009.

[2] 杨晓静，奚后玮，吴在军.变电站自动化系统的数字化趋势.江苏电机工程，2006，25（3）：48-50.

[3] 辛耀中，王永福，任雁铭.中国IEC61850研发及互操作试验情况综述.电力系统自动化，2007，31（12）：88-91.

[4] 范金华，万炳才.华东电网智能变电站的试点研究分析[J].华东电力，2010，38（7）：955-958.

[5] 李孟超，王允平，李献伟等.智能变电站及技术特点分析[J].电力系统保护与控制，2010，38（18）：59-62.

数字化关键技术范文第4篇

随着我国进入互联网时代，我国各个行业都开始逐渐的应用互联网技术。我国的医院信息也逐渐步入互联网+时代。然而医院目前所采用的形式就是通过“一卡通”的形式来就诊，但是在实际应用的过程中，还存在一些漏洞和缺陷。但如果把“一卡通”的就诊模式转换成“卡卡通”的形式，这样就更加方便去医院就诊。本文通过对“卡卡通”的就诊模式提出的理念和具体设计方案，从而使医院信息真正的步入到互联网+时代。

【关键词】医院数字化 互联网+ 关键技术

随着我国医院逐渐向数字信息化方向发展，我国多地医院已开始实行“一卡通”的形式就诊。持卡人只需要在医院办理一张就诊卡，就可以直接到各个科室的进行就诊。医生在诊断以后开具的诊断书、电子处方等等，患者可以直接去相对应的检查科室进行检查、药房取药等等。随着患者人数持续上升，但在具体的实际情况中，存在一部分就诊的患者没有带卡片，所以就直接在去重新办一张，时间一长，也就很难分清楚那个是就诊卡可以用，那个不能用，其在就诊的时候，还有不少患者直接把就诊卡都弄掉了等等一系列问题。怎样才能更好的解决这个问题呢？

1 “卡卡通”就诊提出的理念与设计方案

为了解决以前的“一卡通”在应用的过程中所出现的问题，本文针对此问题提出了一个唯一可以识别身份的“卡卡通”模式。基于大数据时代背景下，HIS系统与许多系统已经实现了“卡卡通”的一些相关信息建设，如：银行、医保等等。其主要是患者直接在医院的HIS系统下进行实名制注册，在医院就诊的时候，只需要提供自己的身份证号码进行验证，就可以直接进行就诊。

1.1 “卡卡通”的设计

“卡卡通”的设计方案主要是由以前的一卡通模式演变而来，是通过第三方系统平台来验证患者身份识别的卡片，这张卡可以直接在后面的系统自动搜索患者的身份证号码，将其传送到HIS系统，从HIS系统中搜到的患者唯一的验证身份信息内容，将其与卡进行关联，如果成功的进行关联以后，就可以直接凭着这张卡进行就诊。基本步骤如下：第一步：建立基础平台，由于HIS系统与银行、医保等多方面的系统进行相互关联。第二步：患者在进行就诊的时候，可以利用这个就诊卡在医院直接去分诊室进行就诊。在就诊前需要将这张卡唯一的索引号进行关联，如果关联成功以后，可以直接去就诊。第三步，先要判断卡的类型，看是第三方的卡还是医院里面的就诊卡，如果是医院里面的就诊卡，在HIS系统就会显示无效的信息。但如果是第三系统的卡，在输入密码以后，就会出现唯一的索引号，然后在将唯一的索引号与卡进行关联。

其具体的操作流程如下：

（1）进入医院以后到医院的自助设备上插入第三方的卡。

（2）插卡以后将会进入HIS系统进行查询患者的详细信息，如果已关联成功，将会出现唯一的索引号。

（3）如果没有关联成功，就要先判断卡片是医院的就诊卡还是第三方系统上的卡，然后在进行查询，如果提示无效信息，就需要查询是否在HIS系统中进行实名制注册。

（4）如果已经注册过，可以把患者的证件号码与索引号相互关联，然后在进行操作。

（5）如果没注册，需要用患者的有效证件号码进行注册，然后查询唯一的索引后，最后在进行关联以后，挂号、预约等等。

1.2 流程优化对比

在以前的一卡通就诊过程中，如果患者是第一次去医院就诊，需要携带自己的有效证件方可办理就诊卡，办完就诊卡以后去医院看病的时候，需要随身携带就诊卡。但转换到卡卡通这种模式以后，患者只需要通过自己的证件号码在医院的第三方平台进行注册，然后再去就诊。在就诊的时候，只要通过有效的证件号码可以识别患者的身份信息，就可以进行就诊，也不需要每次就诊的时候都要带就诊卡，以前的一卡通就是通过卡号进行识别患者的身份信息，而卡卡通是通过患者的有效证件号码识别身份信息。

2 实施效果及应用体会

2.1 在医院自助设备上的医用

医院的就诊卡升级为卡卡通以后，例如：如果不是第一次来医院就诊所使用的银行卡挂号，就诊患者可以直接在医院大厅进行自助挂号等。只需要将银行卡插入到自助挂号机里面，输入银行卡密码，然后选择自己就诊的科室、医生等所有信息，然后再次输入密码进行缴费，最后取出挂号单和自己的银行卡，这种方法比较简单、方便。

2.2 应用体会

医院的系统升级以后，由于于银行系统相互连接，所要求的安全性能也比较高，所以在传输信息的时候采用的是TCP这种方式进行传输。医院的自主设备可以兼容各种类型的卡，这对患者来说也比较方便，插卡的地方只有一个，但在读卡的时候可以读出各种各样的卡。这款自主设备具有各种各样的功能，是最适合应用卡卡通实施就诊流程。

3 结束语

综上所述，通过先前的一卡通就诊模式与卡卡通设计方案进行对比分析，从而可以真正的实现在就诊的时候只需要对患者的身份进行识别的卡片，就可以在医院就诊。其就诊时间比原来的一卡通模式还有效的减少了就诊时间，同时，这也是医院数字化减少向互联网+转变的关键性技术。

参考文献

[1]李东林，庞秋奔，黄伟贞，等.医院数字化向互联网+时代转变的关键技术[J].电脑编程技巧与维护，2015，（22）：76-77，94.

[2]于京杰，刘方斌，马锡坤等.数字化医院信息系统的安全问题[J].中国医疗设备，2013，28（6）：88-90.

[3]樊光辉，肖飞.数字化医院建设中存在的问题及构建模式[J].中国医院管理，2013，33（10）：57-58.

数字化关键技术范文第5篇

论文 摘要：简要回顾了数字化供电系统的理论，从数据集成与应用集戍两个方面介绍了数字化供电系统建设中的关键技术，并结合系统建设实践重点介绍了公共信息模型(cim)、服务构建技术与专业图形控件技术等内容，为进一步完善数字化供电系统技术理论体系做出了有益的尝试。

论文关键词：数字化供电系统；公共信息模型；面向服务架构；数据集成；应用集成

0  前言

作为一种广为接受的技术体系，“数字化供电系统”的内涵包括：数字化电网、信息化管理和 企业 应用集成。从本质上说，“数字化供电系统”是企业适应内外部变化，提升管理能力、提高服务水平、增强核心竞争力的一种技术手段。它不是一个刚性的系统，而是有生命力的系统工程。随着it技术的 发展 ，数据传输技术、数据转换技术、接口整合技术、商业流程支持技术在电力企业信息化建设中得到了深入的应用，“数字化供电系统”的技术实现体系正在逐步完善中。

本文以“数字化供电系统”技术实现中数据集成与应用集成技术为主线，结合重要客户供电风险预控管理的业务需求，介绍了实践过程中的公共信息模型、数据整合与数据访问、基于soa架构的应用集成、服务构建技术、专业图形构建技术等内容。

1建设背景

重要客户供电风险预控管理需要将分散在不同系统中的表征电网风险因素的数据，集成起来进行分析，这些数据包括scada／ems中的电网实时数据，生产系统中的设备技术规范数据、缺陷数据、维护检修数据，营销系统中的客户数据等，这些数据是企业层面的全局数据，通过企业数据中心，将这些数据按照统一的标准进行描述与标识，形成数字电网的核心内容，未来可以给更多的业务系统应用。

重要供电客户风险预控管理的业务应用功能，如供电风险评估、方案优化等功能都需要以数字电网为基础，以电网拓扑分析 计算 为手段来实现，还需要图形化的形式来展示数据和分析结果。而拓扑计算与自动成图等业务逻辑存在于电网gis系统中，采用开放的、集成的技术体系架构对这些业务逻辑进行封装与部署，为各类有需求的应用服务，从而逐步建立完善企业应用集成的技术体系。

2数据集成

数据集成的首要指导原则是：尽管数据可能在不同的地方、以不同的语义、格式存储，访问方法各异，但是，对于数据使用者而言，数据好像驻留在一个单一的数据源里一样。因此，数据集成技术实质上将信息需求者屏蔽于所有这些复杂性之外，使用者的应用程序可以通过诸如sql或xml的标准语言，或标准 网络 服务来对数据进行使用。

对于数字化供电系统而言，首先，需要将来自不同层面、不同系统的、具有不同结构的数据整合在一起，并实现数据统一表达、统一管理、统一访问途径，最终实现各业务管理间有序的信息交换与共享，保障各管理条线的业务协同。将这些来源不同、结构不同、标准不同的数据按照统一的格式和标准进行规范，要求企业构建一个统一的企业级公共数据模型，从而将原本分散在不同应用中的信息按照该模型组织为一个整体。

其次，数字化供电系统采用集中统一存贮的数据整合模式来实现数据集成。这种模式可以有效地保证对共享数据的访问效率，从而有效地保证基于共享数据的业务应用的执行效率和实现方便性，并使得共享信息易于管理。对于整合后的信息，对外提供多种数据访问服务手段，使整合后的信息资源能方便地提供给各类业务系统使用。

2．1公共信息模型

公共信息模型用于在企业级规范信息分类、各类信息的属性、各类信息间的关系以及约束规则。其范围包括电网结构及运行工况、业务活动相关信息、企业架构等基础管理信息等方面完整的定义和描述，实现统一的数据元素标准和信息编码体系。通过公共信息模型可以有效地实现企业级数据表示的一致性和唯一性，并在公共信息模型的基础上构建统一的访问信息途径，实现跨业务域的信息共享和交互，并易于在此基础之上实现企业级信息的分析和挖掘。

公共信息模型涉及对象多且关系复杂，信息共享和支持未来应用的目标，也对公共信息模型质量和前瞻性提出了很高的要求。本文的公共信息模型设计基于iec cim模型进行剪裁和扩展。ieccim模型是iec61970、iec61968系列标准的一个重要组成部分，cim是使用uml类图描述的信息模型，其内容包括电力系统资源及电力企业的主要业务活动对象，该模型提供了一个电力系统管理对象的信息结构视图。

基于cim模型设计公共信息模型可以重用现有的设计，以提高效率；利用成熟的设计，以避免设计中可能出现的疏漏，保证设计质量；利用标准化的设计，可以使系统更加开放，使系统和众多遵循cim标准的其它系统可以更好地交互。公共信息模型的设计是一件复杂的系统工作，通过确定待分析的对象、归纳现实对象、抽象设计类、建立类层次结构等过程，最终形成统一的公共信息模型(见图1)。

目前北京市电力公司已完成了变电、输电、配电、自动化、保护、it、通信等共130多种设备和客户资料等营销系统对象的建模工作。建立起兼容已有的国际标准和北京电力的业务实际情况，经过多次测试和迭代，从较高层次上抽取出共性的数据和模型(见图2)。

2．2数据整合与数据访问

共享数据库etl服务负责从各数据源获取数据。数据转换服务将获取的数据按照公共信息模型设计规范把数据转换清洗，然后装载到共享数据库。同时，还提供rdf支持手段实现大批量一次性的数据装载和交换。通过多样化的数据集成手段实现数据的集成性、完整性、一致性、安全性等目标。

各个业务应用系统是共享数据库的消费者。访问共享数据库中数据的方式主要有3种。一是通过在 企业 服务总线部署的基于cis标准接口的数据访问服务实现，适用于数据交换类型的数据业务访问；二是通过在企业服务总线部署的业务域数据服务进行访问，适用于专业性较高、数据关系复杂、数据处理逻辑实现难度较高的数据访问，例如对电网拓扑数据的访问服务；三是通过数据连接器访问共享数据库，适用于在共享数据库上建立新的应用系统。 

3应用集成技术

应用集成技术的核心是通过各种软硬件技术将已有的和新建的业务系统集成起来，共同完成企业的各种业务活动，并能够灵活快速地适应企业的 发展 和市场的变化。对于重要客户供电风险预控管理而言，需要将电网gis系统、400主动服务系统、短消息系统内私有的业务功能按照标准的规约进行封装与部署，形成企业层面可复用、可管理、可信任的资源。如电网gis系统提供的自动成图服务、拓扑 计算 服务等。数字化供电系统应用集成技术应用主要包括：基于soa的应用集成架构、服务构建技术及专业图形控件技术。

3．1基于soa的应用集成架构

数字化供电系统采用soa架构的松耦合方式，构造出为企业层面服务资源平台，使原来各个业务系统私有的应用功能成为可由其他业务信息系统自由调用的服务。在保证服务可以独立运行的同时又可与其它应用系统进行协同作业，实现了系统的应用集成和功能重用，促进了多个业务信息系统的应用水平提升。服务使用了开放、中立的标准来定义接口规范(包括格式和传输协议)，与其所使用的硬件平台、操作系统和编程语言无关，所有服务调用方及服务提供方之间均可用统一和标准的方式进行通信，能够很好地解决传统模式下异构系统间接口困难的问题。通过基于soa架构的服务，数字化供电系统在体系结构上的优势表现为：

(1)在企业层面拥有一个功能完备的可复用、可信任、可管理的服务集合；

(2)不需要大量数据维护与管理工作；

(3)提高了跨业务域的应用系统共享全局信息的能力；

(4)可以方便地整合不同类型的电网数据用于自身的分析与决策。

3．2服务构建技术

由于数字化供电系统采用soa这种服务架构体系，需要对服务根据自身业务“按需(onde—mand)”分析、拆迁、改造为不同粗细等级的服务，如粗颗粒度服务、细颗粒度服务、基础、高级。细颗粒度服务，既可被粗颗粒度服务调用，也可被高级调用；基础，既可被高级调用，也可被粗粒度服务调用；同时基础和细颗粒度服务之间也可相互调用。粗粒度服务及服务组合，简化相关应用的调用过程，调用效率大大提高。服务设计时，服务之间复用性与复杂性关系也做了有效平衡。

数字化供电系统根据自身业务的需求，需要在公共信息模型的基础上开展“按需(onde．mand)”构建方面的研究。其基本内容是以“按需模式”来抽取完备电网结构模型的信息子集，构造出不同的专业电网模型，如专题图电网数据模型、主配网一体化双向拓扑分析等，以满足不同专业的功能业务应用需求。根据具体的应用需要，通过专业需求规则进行电网结构模型数据的自动抽取，从而生成特定电网结构模型提供给特定应用系统应用。这样不仅可以大大提高专业信息系统的开发效率，保证了特定应用系统数据的准确性，同时也保证了不同应用系统的电网模型信息共享。

3．3专业图形控件技术

应用控件是指基于微软公司activex技术的可重用的软件组件。可用这些组件增加网页、桌面应用程序和软件开发工具的交互性以及更多的功能，例如图形显示效果或弹出式选单等。应用控件可用不同程序设计语言编写，包括java、c++和visualbasic等。应用控件一旦被开发出来，设计和开发人员就可以把它当作预装配组件，用于开发客户程序。以此种方式使用activex应用控件，使用者无需知道这些控件是如何开发的，在很多情况下，甚至不需要自己编程，就可以完成网页或应用程序的设计。

重要客户供电风险预控管理对电网资源的展现形式给出了明确的方案：对系统中涉及的各种信息(包括：电网图形、电网拓扑、设备开关状态、实时负荷等方面的信息)通过图形方式统一展现，对重要客户供电风险分析结果的展现形式同样以图形展示为主(包括：全数字电网设备逻辑接线、电源点到客户的供电系统图、线路地理图等)。

为满足图形化展示的要求，需要开发一系列专业图形应用控件来满足要求，把电网地理信息系统的部分功能适当抽象，以控件的形式供开发者或最终用户使用，将会带来许多传统地理信息系统开发工具无法比拟的优点。应用控件小巧灵活。各应用控件都集中地实现与自己最紧密相关的系统功能，该控件提供空间数据管理能力，并且能以灵活的方式与数据库系统连接。在保证功能的前提下，系统表现得小巧灵活，能够满足用户各种应用需求。

强大的地理信息系统功能。这些应用控件采用直接调用形式，无论是管理大数据的能力还是处理速度方面均不比“电网地理信息系统”内部应用逊色。小小的应用控件完全能提供地理图形、电网图形、专题分析等空间处理能力和丰富的空间查询与统计能力。

与其他应用系统精密结合。由于这些应用控件可以直接嵌入其他电网信息化应三用系统开发工具中，对于广大开发人员来讲，就可以自由选用他们熟悉的开发工具，并与那些应用系统紧密结合。而且，其他系统的开发人员可以像管理数据库表一样熟练地管理电网图形等空间数据并调用其查询统计及分析结果，无须对开发人员进行特殊的培训，而且开发的系统能够满足实际应用的需求。