电子合同数字化

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电子合同数字化范文第1篇

关键词:核电;数字化;仪控

一.数字化仪控发展现状

常规电厂的全数字化仪控技术早在八十年代已经得到了很广泛的应用，而核电站由于核安全保守政策的考虑和对数字化技术的疑虑，全数字化仪控技术一直未得到全面应用，但在某些非核安全相关的领域，还是采用了成熟的分布式控制系统，例如对汽机的控制保护、蒸汽发生器水位的控制等，甚至部分系统，在一个系统内使用了两种不同的实现方式，如我国300MW的秦山核电站的通风控制，其非安全级部分全面采用DCS平台，安全级部分用继电器逻辑搭建。随着江苏田湾核电站数字化仪控系统成功投入使用，全数字化仪控技术才开始受到真正关注，在此后的新建扩建项目中，除秦山二期扩建项目继续保留原仪控系统外，其它电站都准备使用数字化仪控系统，如岭澳二期、红沿河都使用了法玛通的TXP＋TXS系统，作为西屋AP1000依托项目的浙江三门核电和山东海阳核电，也将采用了COMMON Q＋OVATION的全数字化仪控系统。

二.数字化仪控的主要特点

基于对国外成熟的数字化仪控系统的研究，可以总结出这些特点，通过了解其性能和特点，有助于在核电站数字化仪控系统选择方案中对目前众多的数字化控制系统更好地进行比较和选择。

（一）多样性

所谓多样性就是用两种或两种以上的完全不同的方法实现同样的一个功能，包括功能多样性、硬件多样性和软件多样性。配置多样性的目的是解决共模故障问题。共模故障即若干装置或部件的功能可能由于出现单一特定事件或原因而失效，在有些资料中也称为共因故障。

多样性只对安全级系统有要求，而对非安全级没有要求。对于传感器的多样性，只对模拟量有要求，对数字量没有要求。(关于安全级说明：根据国标GB/T 15474，可以将核电厂仪控系统分为安全级（1E级）、安全相关级（SR级）、非安全相关级（NS级），后面两个也可统称为非安全级。安全级用于实现反应堆保护系统，包括停堆保护和专设安全设施驱动)。

多样性的配置贯穿到安全系统的各个层次中。第一个层次是系统级的配置，核电站配置了一个非安全级的系统，作为反应堆保护系统的多样性。在秦山核电机组，设置ATWS缓解系统，用于缓解由于反应堆保护系统共模故障引起的未能紧急停堆的预期瞬态，当导致失去核电站二次侧热阱（热导出）的事件，同时又不停堆，则启动ATWS缓解系统，启动辅助给水泵和汽机脱扣。在我国刚引进的第三代核电机组（美国西屋的AP1000），设置了一套DAS系统（Diverse Actuation System），比起ATWS系统，功能更加强大，驱动对象也不仅仅限于二回路设备，还包括了堆芯补水箱、主泵等一回路设备。无论是ATWS缓解系统还是AP1000的DAS系统，都是核电厂保护系统作为系统级的多样性配置，而且它们是孤立系统，与保护系统之间没有任何硬件设备的连接。第二个层次是保护系统内部的功能多样性配置，在保护系统内部，设置了两个功能多样性子组，称之为功能多样性A组和功能多样性B组，这两个子组实现同样的停堆和专设安全设施驱动的功能，但使用了不同的传感器，采用不同的保护参数，采用两套独立的机柜，两个机柜内安装不同的组态软件，采用不同的时序和计算方法，从而实现了保护系统内部的多样性。例如同样对压力的保护，在A组若使用压力参数的触发，在B组则使用温度参数的触发(根据温度和压力的关系)，从而形成不同的触发机制，下图是法马通为田湾核电厂反应堆保护系统设计的一个体系结构图，明显体现了功能多样性的特点。

在核电站全数字化仪控中，表现出来的一个新特点是软件共模故障的影响。针对这个问题，核电厂的数字化仪控根据工艺系统安全分级（安全级和非安全级），用两个不同的软件平台来实现，例如田湾核电厂和岭澳核电站，使用了法马通公司的TXP+TXS的配置组合，前者用于非安全级，后者用于安全级。AP1000仪控系统使用Ovation＋common Q的组合，Invensys采用IA＋Triconex的组合，都是体现了这个思想，这两个平台，采用不同的设备，不同的规范要求，从而消除软件共模故障的影响。但是，由于非安全级软件平台不具有抗震要求，在地震情况下，只有安全级平台可用，不满足多样性要求。此时，必要的基于硬件设备的后备盘可提供给操纵员使用，从而形成了这样一个纵深防御的机制：正常情况下，由数字化仪控系统的两个不同的软件平成对整个电厂的监控和操作；在地震或其它导致非安全级平台故障时，由安全级软件平成对电厂重要系统的监控和操作；在系统的两个平台都发生故障时，由以硬接线为基础的后备盘完成对电厂安全系统的监控和操作；在整个主控室不可居留时，由副控室对其监控和操作。每道屏障互相独立，不会因为一个屏障的失效，其故障传播到更高级别的屏障，而导致该级别失效。两个软件平台互相独立，软件平台之间采用单向传输（安全级向非安全级传输）的网关相联，非安全级平台的故障不会传播到安全级平台；软件平台和后备盘互相独立，后备盘由硬接线直接连到传感器和执行机构，软件故障不影响后备盘的操作；主控室和副控室互相独立，主控室因火灾等原因导致不可居留时，可切换到副控室操作。

与火电、水电等常规电厂比较，多样性是核电厂的特殊要求。

（二）冗余性

所谓冗余性，是指并行的重复配置设备，包括软件或硬件，以保证设备出现故障时，能继续保持系统运行，冗余性配置的主要目的是解决单一故障，提高系统的可利用率。所谓单一故障（单一故障），另外，冗余性配置使得不停运系统时，可进行在线的维修和试验工作，冗余性主要体现在以下几个方面：

操作员站和工程师站的冗余。在一个DCS系统中，往往配置有多台操作员站，在正常使用时，被划分为多个分区，如机操区、堆操区、电操区，各操作员站的功能是相同的，但由于各区域的操作员所关注的信息不同，调用的参数画面也不同。当某个区域的操作员站因故障而退出使用，其他区域的操作员站可替代。必要时，工程师站也可当作操作员站使用，工程师站除具有操作员站所有的功能外，还具有特殊的一些功能，如控制逻辑的组态、下载和上传等。在大多数的DCS系统中，工程师和操作员站除安装位置不同，其是完全相同，只是在登录时，使用不同的用户名，而导致权限不同。

网络的冗余。在DCS系统中，往往有一个实时数据网，所有的过程数据，都在该网中进行传播，上位机和控制机柜之间通过实时数据网进行通讯。实时数据网的配置是冗余热备，当一个网络故障，另外一个网络自动投入使用。

服务器的冗余。在DCS系统，一般配置有若干服务器，如诊断服务器，数据库服务器等，并非所有的服务器需要冗余配置，但对可利用率有影响，或有其它特殊要求，才需要冗余配置。数据库服务器需要冗余配置，以防止服务器损毁，数据丢失。

处理器模件的冗余。处理器模件承担着控制逻辑的计算功能，它将从输入模件传输过来的数据，经过计算后，通过输出模件，驱动现场设备。处理器模件的瘫痪，将导致整个系统瘫痪或退出自动运行转手动，因此处理器模件必须冗余配置，处理器模件之间配有一对冗余的连接线，实现处理器模件之间快速的、点对点的连接。在双冗余配置中，处于运行的处理器模件，称为主模件，热备用的称为从模件，从模件与主模件一样，参与过程数据的计算，但不进行输出，并且从模件检测主模件的运行状态，当检测到主模件出现严重问题时，会在10ms之内无扰切换到从模件。

通道冗余。一个过程参数从现场传感器输入到I/O模件，进行A/D的运算，称为一个通道。通道的冗余，在常见使用中，有二取一、二取二、三取二、三取一、四取二五种。选用哪种配置，是出于对有效性和安全性的综合考虑，或者说，是对误动和拒动的综合考虑，误动率和拒动率这两个指标有一定的矛盾性，降低误动率则将导致拒动率升高，例如对于开关量的二取一触发逻辑，误动率高于二取二逻辑，拒动率低于二取二逻辑。在控制系统中，侧重于考虑低误动率，在保护系统，侧重于考虑低拒动率。还有一些更复杂的应用，比如在三取二后再进行二取一，在四取二后再进行二取一等，在核电站反应堆保护系统中，过程参数量送到四个通道，在每个通道里进行四取二表决（软件表决），表决结果产生单通道停堆信号，该信号送到两个不同类型的停堆继电器，八个停堆断路器分成四组，再次进行四取二表决（硬件表决），这种冗余配置充分体现了核电站保守设计的策略，当需要维修和试验时，可旁通一个通道，变成三取二。

电源的冗余。在控制系统中，电源的冗余也是必要的，一般配置有双交流电源输入的电源模块，当其中一个电源丧失，电源模块自动切换到另一个输入，不影响对机柜的供电。

（三）独立性

保证独立性要求的方式是隔离，隔离可阻止故障的传播，包括实体隔离、功能隔离、电气隔离等。实体隔离使用障碍物或距离，防止设备的故障从一个区域传播到另一个区域。使用功能隔离，降低出现复杂瞬态的概率。使用电气隔离，防止故障通过供电线路或信号线路传播，光电耦合设备是常用的电气隔离的方式。

在核电厂的反应堆保护系统中，有四个序列，这四个序列就是独立的，首先在实体上是隔离的，分布在四个不同的房间，即使其中一个房间发生火灾或其它事故导致该序列不可用，也不会影响整个反应堆保护系统发挥作用，同时，各序列之间没有直接的电气连接，序列之间的通讯，通过光纤或其它专用隔离装置。

（四）其它

除了以上这些基本特点外，还有很多方面，体现了核电数字化仪控的特殊性，例如对于新技术的应用，一般要求经过验证。先进性不是核电厂仪控系统设计追逐的主要目标，可靠性才是。一些企业采用新技术，解决现存的问题，来改进旧的设计，这是合理的，但采用过多未经验证的技术，被认为是危险的。很多企业项目中使用了的国际领先或国内领先的技术数目多，或先进程度高，作为项目的亮点来推崇，这与核电厂的保守策略是相违背的。

另外，对于人因工程的考虑，在近来逐渐得到重视，人因被认为是可靠性和可利用性指标的重要贡献；仪控系统的设计也要保证电厂在整个寿命期内，可维修和试验，包括设备的替换和升级，冗余性也是解决在线试验的主要技术手段；设计简单化和标准化，有助于降低故障的概率；在仪控系统的开发、设计、集成过程中，也有V&V的要求，并且要求一个第三方的团队对其独立评审。

三.结束语

目前国内还没有设计数字化仪控系统安全级平台的能力，但正在通过与国外DCS供货商合作的方式，逐步走进这个领域。

由于全数字化仪控系统采用统一的人机界面，为电厂的运行和维护提供了便利，因此也越来越受到电厂工程人员的青睐。同时，对于在建电厂良好的运行环境，消除了对安全的疑虑，全数字化的仪控系统正全面走上中国核电舞台。

参考资料：

电子合同数字化范文第2篇

【关键词】电力系统 综合自动化 控制系统

一、引言

2008年春节来临之时，我国南方遇到了半世纪未遇的特大雨雪冰冻天气，南方电网设施遭受到了毁灭性打击，一时间造成列车停运和较大部地区供电中断，使南方电网遭受了前所未有的重大考验。这次灾害留给我们的教训是深重的。电力系统自动化和现代化发展的水平，一定程度上影响着电力设施的稳定和安全。本文意在电力系统综合自动化发展状况和未来发展趋势作简要阐述。

二、电力系统综合自动化相关方面的解析

电力系统综合自动化是基于科技发展和计算机网络技术的出现而逐步形成的一个概念，是一个综合发电厂、变电站、输配网络和用户的集成概念，其概念研究和实现的主要目的就是如何更好地掌控和监视电力从出厂到供应的全过程，使输配过程更有效和通畅。电力系统综合自动化主要包括电网调度自动化、发电厂自动化(包火力和水力发电厂)、电力系统信息自动 传输、电力系统反事故自动化、供电系统自动化以及电力工业管理系统的自动化。其实质就是如何使电力在生产―传输―用户过程中实行有效自动化控制，从而实现电力供应的迅捷、损耗的最小和安全可靠。

图1三层控制系统模型电力系统综合自动化基本工作流程是，在相对的中心地带的调控中心装置现代化的计算机，以此向四周辐射网络系统，围绕这一中心的发电厂、变电站之间则设置信息服务和反馈的远方监视控制装置，并时时进行监控，从而形成了一个立体化的网络覆盖面，形成全面的畅通的信息传达和指令传输。中心计算机负责总体调控，而相关的监控设备则主要负责诸如设备操作和事故内容的记录、编制各种报表的记录处理、系统异常事故的自动恢复操作和常规操作的自动化等。在此基础上，形成以控制部件为中心，通过计算机和计算机的结合，以及终端硬件装置与控制计算机的结合，运用各种软件实现控制范围的扩大和自动化程度的深化。电力系统综合自动化采用的是分层控制的操作的方式，即在调度所、控制所和发电厂、变电站的各组织分层间，按所管辖功能范围分担和综合协调控制功能，以达到系统合理经济可靠运行目的的控制系统。当前，分层控制依据电力系统的大小一般分为二层和三层控制。具体情况如下图1和图2。

图2二层控制系统模型中央控制所相当于一个中枢神经，负责总体性的控制。主要是负荷-频率控制，主干系统的电压控制，发电厂、变电站的监视系统，系统安全监视控制，调度记录统计，发电计划系统构成。配有CPU(控制用计算机)、CDT(循环数字遥测)、TC(远方监视控制装置)、SSC(系统稳定控制装置)、VQC(电压-无功率控制装置)。中央控制所得主要功能就是维持整个系统的有效运行和设备的完整性。而中央控制所的下行任务则需要由地方控制所来完成，从而形成一个上下联动的完整系统。地方控制所主要功能是对发电厂、变电所进行有效监控。对地方系统的电压控制、安全监视、水工调度、运行记录、报告和通报发电计划与系统构成计划等等，除发电厂无功功率控制装置不配备外，其他设备功能基本与中央控制所相同，在此不一一赘述。

中央和地方控制所实际上是调度自动化的主要内容，其主要作用就是对电网安全运行进行时时监控、对电网实行有效的经济调度以及对电网运行安全分析和事故处理。这些功能的实现必须有计算机系统和数据信息传输网络为基础的数据采集与监控(SCADA)，配以自动发电控制(AGC)，经济调度控制(EDC)，安全分析(SA)等等软件来实施。

图3配电所数字型保护控制装置电力系统综合自动化对变电站保护和控制也提出了更高的要求，它必须要具有集中控制功能和有先进的继电保护和控制，并能远距离控制、抗电磁干扰；有事件记录；可无人值班；能适应全系统统一控制的需要；满足分期建设的要求。配置的基本原则体现在：分层；数据分快、中、慢速传递；保护系统通信高度优先，但不经常占用；保护具有独立工作能力；功能处理器配置成群；数据采集装置设在开关站内；数据采集装置的数量和地点应具有灵活性；备用方式的选择具有灵活性。配电变电所数字型保护控制装置构成如上图3。

城乡配电网的实现较为复杂。在实现主网、发电厂、变电所自动化的同时，国外先进的电力部门已开始用先进的配电设备装备配电系统，组成配电SCADA系统，通过光纤等通信手段控制监测城乡的配电，例如配电系统的电压电流监测、控制自动重合器、启动分路开关等。电力系统综合自动化实施的一个至关重要的手段是：数据性信息的传输必须有一个可靠的调度通信网，传输电力生产过程中的安全监测数据，生产调度数据、远动数据及行政、财务、供应及计划管理数据等。电力系统综合自动化中的信息传递主要分为从上至下和从下至上两种方式。从上至下的信息传递一般称为下行信息传递，主要是从各级控制所下达到发电厂、变电站的指令和操作信息，从下至上的信息传递一般称为上行信息传递，就是传达判断、处理所需信息。

三、我国电力系统综合自动化的发展方向

我国电力系统综合自动化的发展方向就是全面建立DMS系统，通过DMS系统，一，可以提高电气综合管理水平，适应现代电力系统技术发展的需要；二，使电气设备保护控制得到优化，消除大面积停电故障，提高供电系统的可靠性；三，能够建立快速电气事故处理机制，使故障停电时间减到最短，对生产装置的影响也可以大大降低；管理人员可以随时掌握整个电力系统运行情况以及电流。电压、电量、功率等各种运行参数，实现电力平衡、负荷监控、精确计量和节约用电等多种功能；四，改变了现行的运行操作及变电值班模式，实现了真正意义的无人值守变电站管理方式，达到大幅度减员增效的目的。

四、对电力系统综合自动化的几点思考

电力系统综合自动化是一个集传统技术改造与现代技术进步于一体的技术总体推进过程。虽然，当前电力系统的综合自动化已经进入以计算机技术和监控技术开发为主要标志内的阶段，但对于我国这样一个电力需求大、电网建设复杂而电力系统综合自动化改革开始较晚的国家来说，在追赶先进技术的同时，还必须要注重对传统技术和设备的改进，只有这样才能保证电力系统综合自动化的早日全面实现。

参考文献：

[1]罗毅.电力系统安全监控的理论及方法研究[D].华中科技大学， 2004.

[2]高爱国.工业变电站监控组态软件的设计与开发[D].华北电力大学(河北)，2005.

[3]王英涛.基于WAMS的电力系统动态监测及分析研究[D].中国电力科学研究院， 2006.

[4]徐民. 基于Web的县级电网调度自动化系统设计与研究[D].湖南大学， 2007.

电子合同数字化范文第3篇

关键词：核电厂、电仪系统、数字化改造

中图分类号：TL48 文献标识码：A 文章编号：

一、数字化仪控发展现状

常规电厂的全数字化仪控技术早在八十年代已经得到了很广泛的应用，而核电站由于核安全保守政策的考虑和对数字化技术的疑虑，全数字化仪控技术一直未得到全面应用，但在某些非核安全相关的领域，还是采用了成熟的分布式控制系统，例如对汽机的控制保护、蒸汽发生器水位的控制等，甚至部分系统，在一个系统内使用了两种不同的实现方式，如我国300MW的秦山核电站的通风控制，其非安全级部分全面采用DCS平台，安全级部分用继电器逻辑搭建。随着江苏田湾核电站数字化仪控系统成功投入使用，全数字化仪控技术才开始受到真正关注，在此后的新建扩建项目中，除秦山二期扩建项目继续保留原仪控系统外，其它电站都准备使用数字化仪控系统，如岭澳二期、红沿河都使用了法玛通的TXP＋TXS系统，作为西屋AP1000依托项目的浙江三门核电和山东海阳核电，也将采用了COMMONQ＋OVATION的全数字化仪控系统。

二、核电厂仪控数字化改造发展趋势

目前,我国核电行业仪控数字化系统还处于起步阶段,但随着全球信息化和数字化技术的迅猛发展,核电仪表控制系统的数字化是当前核电技术发展的必然趋势。日木福岛发生核事故之后,客观上对核电安全的要求提高,这也给仪控设备行业带来了新的发展机遇,确保核电厂核能发电的安全可靠性成为核电厂仪控制数字化改造的驱动力。作为仪控数字化系统在国内首次应用的江苏田湾核电站,其出色的运行业绩为核电站仪控领域的发展提供了良好实践。仪控数字化系统降低了人为误操作引起的非计划停堆停机的概率,井从软件和硬件上确保了电站安全系统的}高可靠性;仪控数字化系统自田湾核电站投人临时运行至今一直稳定运行,从米发生由于系统软件或硬件原因造成的非计划停堆;与传统的模拟仪控系统相比,数字化仪控系统大大提高了核电厂运行的效率、安全性和可靠性。田湾核电站的投运,标志着国内核电市场全数字化仪控时代已到来,目前在建的核电站均采用了全数字化的仪控技术。

三、核电厂电气系统

一般核电厂电气系统示意图如图1所示。

图1一般核电厂电气系统示意图

输配电系统的设计与机组容量、电网系统环境等密切相关,各核电厂设计会有较大差异。将核电厂电气系统纳人DCS监控具有非常重要的意义。其主要特点有:

1、可减少使用控制开关、仪表、光字牌等,降低了事故发生的机率,同时减少控制器占用的面积。

2、DCS监控系统是采用标准化模块集成,降低了设备的维护与维修费用和工作量,井且操作简单,图形化显不更直观。

3、DCS系统具有自检功能,大大的加强了核电仪控的安全性,采用数字化运行规程能够降低人为操作失误带来的安全隐患,并且具有连锁保护功能,可以通过计算机对其控制。

4、数字化操作可以实现信息的实时显不、交换与共享。DCS控制的电气装置能够与核电仪控设备有机的结合在一起,完成远程操控。

5、智能化的设备终端减少了电缆的铺设数量,降低了核电厂仪控数字化改造费用。

四、核电厂仪控数字化系统方案

核电仪控系统是核电站“神经中枢”,体现了工业控制领域的前沿技术,可分为模拟、模拟加数字、全数字三种类型,经历了三代的发展过程。火电厂仪控数字化系统主要形式包括分散控制系统DCS;可编程控制器PLC;现场,急线控制系统FCS。其中,分散控制系统DCS是火电厂采用模拟量控制发电机、发电炉、发电等的主要系统;可编程控制器PLC是火电厂采用开关量控制用水、用煤、用灰等的辅助系统;现场总线控制系统FCS是火电厂仪控全数字化发电控制系统。分散控制系统DCS与可编程控制器PLC经过多年的研究和完善技术已经非常成熟,可以将这两个系统应用在核电厂仪控数字化系统中,将核岛、常规岛和部分核电厂BOP系统采用分散控制系统DCS以模拟量控制发电机、发电炉、发电等的主要系统;部分核电厂BOP系统的开关量控制可以采用可编程控制器PLC系统。另外直接采用现场总线控制系统FCS打造多变量与节点、串行和数字通信系统取代原有的单变量与节点、井行和模拟系统,现场总线控制系统FCS能够实现核电厂数字化智能控制,其中包括的装置有智能仪表、开关、执行器等。

五、核电厂仪控数字化改造研究

1、面对核电厂仪控系统设备的老化问题进行改造

核电厂仪控系统设备老化问题改造无论是采用分散控制系统DCS与可编程控制器PLC结合还是采用现场,急线控制系统FCS与可编程控制器PLC结合都可以解决设备老化问题,但是经过改造后的核电厂仪控数字化系统的耐用度和耐久性是两者比较的关键。其中采用,急线控制系统FCS与可编程控制器PLC结合更具有较高的优势,主要表现在总线控制系统FCS使用控制器数量较少,主要采用现场智能设备,解决了分散控制系统DCS大量控制器老化的问题;总线控制系统FCS的设备与系统之间的相互信息传递可以实现不同厂家、不同元器件的相互沟通,从而能够解决设备元器件停产或者更新带来的兼容性问题;总线控制系统FCS具有自我诊断的能力,从而能够降低设备故障的发生。

2、核电厂仪控数字化系统性能研究

分散控制系统DCS和总线控制系统FCS都可以对核电厂性能进行提高,其中分散控制系统DCS经过多年的经验积累,技术已经非常完善,井为很多核电厂所采用。总线控制系统FCS是采用数字化智能系统,相比模拟信号精准度和可靠性更高。

3、核电厂仪控数字化系统功能研究

分散控制系统DCS和总线控制系统FCS都具有庞大的核电设备控制功能,但是总线控制系统FCS相对是从现场获得信息,能够更及时丫更全面、更真实。

4、核电厂仪控数字化系统可靠性研究

核电厂核能发电的可靠性是核电使用的关键环节,在可靠性方面总线控制系统FCS相比分散控制系统DCS具有无法比拟的优势,其中包括:

（1）总线控制系统FCS的控制环节相比分散控制系统DCS少,所以降低了故障发生的环节。总线控制系统FCS减少了分散控制系统DCS的大部分输人/输出单元和控制站,井且实现全数字化控制减少了数据传输的环节。

（2）具有自我检测和诊断能力,对设备故障具有超前检测、诊断和维护,保证了系统故障的降低。

（3）总线控制系统FCS的设备与系统之间的相互信息传递可以实现不同厂家、不同元器件的相互沟通,从而能够解决设备元器件停产或者更新带来的兼容性问题。

5、核电厂仪控数字化系统运行管理研究

核电厂仪控数字化系统储存着完整的核电运行数据,井具有实时性。通过核电厂仪控数字化系统能够提高核电厂的运行管理水平,对尤其是对核电运行数据库的分析,其中包括安全性分析、可靠性分析、供电能力经济效益等。

6、核电厂仪控数字化改造经济性研究

核电厂仪控数字化改造对于核电的供应造成一定的影响,从改造方案上分析,总线控制系统FCS相比分散控制系统DCS更具有经济性。因为,总线控制系统FCS变送器使用数量较少,采用的多功能现场智能设备直接完成对核电厂设备和一起的数字化控制。

结束语

通过对数字化仪控系统改造的阐述可以看出，核电站厂数字化仪控系统的科技改造，使数字化仪控系统运行很好地满足了核电站机组生产过程监测和控制、保护的要求，优化了数字化仪控系统功能及其维修过程，保证了机组的安全、经济、稳定运行，为探索数字化仪控系统的维护和优化创新提供了良好的借鉴。

参考文献

[1]戴鹏.核电厂仪控数字化改造研究[J].核科学与工程,2011.

电子合同数字化范文第4篇

关键词：变电站；综合自动化；

中图分类号： TM63 文献标识码： A 文章编号：

1、引言

变电站自动化技术已经有了较长时间的发展，对于实现无人值班、提升供电质量、促进电网建设的现代化发挥了重要的作用。基于此，本文关于变电站综合自动化技术的探讨有着重要的意义。

2、基本原理

在常规的变电站系统中，综合自动化系统是其二次系统的一个非常重要突破。在常规的二次系统中，主要包括继电保护、就地监控、远动装置以及故障录波等，一般主要的功能有继电保护、测量、远动以及录波等。这些功能使得在常规的变电站中存在着各种线缆错乱复杂的现象，不仅给系统的可靠性以及安全性带来了很大的影响，还会使其所占用的面积比较大，难以具备较好电能质量的控制能力，而且维护的工作量比较大，亟需对其进行改变。

伴随着计算机技术的发展，在变电站中微机技术得到了很大的应用。各种装置也被应用到了实际的工作中，比如微机保护、微机远动、微机监控、微机故障录波等装置。虽然在功能上，这些微机有着一定的差异，不过它们却有着大致相同的硬件配置。而综合自动化系统主要是通过采集相关数据量，然后配合输入以及输出电流，以计算管理综合自动化的思路对当前微机化的二次部分进行优化，使其能够更好地对软件及硬件资源进行共享。

具体来说，在变电站中，综合自动化主要是对二次设备进行功能的组合以及优化。这里的二次设备主要有测量仪表、继电保护、信号系统、远动装置以及自动装置等，然后结合当前的现代电子技术、计算机技术、信号处理技术以及通信技术等，来实现对主要设备以及输、配电线路的自动化监控、控制、测量以及保护等目的，最终实现综合性自动化功能。

在这一综合自动化系统中，其最主要的部分是微型计算机以及规模非常大的集成电路，能够代替常规工作中的各种测量及监视仪表，控制屏、远动屏以及中央信号系统，使得继电保护装置不再存在以往不可以和外界通信的问题。另外，由于这一系统能够实现更全信息以及数据的采集，具备比较强的逻辑判断能力、高速计算能力，可以对控制站中各种设备的运行状况进行很好的监视及控制作用。所以，整体而言，变电站综合自动化系统具备结构微机化、功能综合化、运行管理智能化，操作监视屏幕化等特征。

客观来说，正是这一系统的出现使得变电站智能化、小型化的目标成为现实，而且也极大地扩大了其控制的范围，提升了变电站的稳定性、可靠性以及经济性，为无人值班提供了很好的支持。

3、基本功能

变电站综合自动化系统的主要功能有采集电气量以及对电气设备状态进行监视、调节和控制。通过这一技术，我们可以保证变电站的安全运行。另外，当出现问题的时候，继电保护以及故障录波等不仅能够很快的对电气量进行采集、监视以及控制，还可以以最快的速度对故障进行排除，实现故障后的恢复操作。

3.1继电保护

在变电站综合自动化系统中，微机继电保护主要可以分为输电线路的保护、母线保护、电力变压器保护、电容器保护、自动重合闸、小电流接地系统的自动选线等。由于在这个系统中，我们也要对继电保护的独立性以及安全性进行确保，因此，我们要依据被保护电力单元之间的间隔对继电保护进行独立的设置，使其能够直接的由先关电压互感器以及电流互感器输入电气量，进而由触点输出对相应断路器的跳闸回路进行直接的控制。

在保护装置之中，还存在着通信接口的设置，主要用于接入到通信网中，当出现保护动作之后，保护装置将会向微机设备提交相应的报告，不过这并不意味着继电保护会对通信网有很大的依赖。

3.2监视控制的功能

在变电站综合自动化系统中，对于传统的监控装置不可以和外界通信的问题有着很大的改善。它可以取代以往的测量系统，比如录波器、变送器以及指针仪表等；也可以取代以往的操作结构，比如模拟盘、操作盘、手动同期及手动无功补偿等设备；当然，也可以取代以往的告警装置以及报警装置。比如光子牌、中央信号系统等；最后，还可以代替以往的机械式以及电磁式防误闭锁设置。

总体来说，这方面主要的功能有：对数据进行实时的采集和处理，这些数据包括开关量、模拟量、数字量以及脉冲量等；对运行状态进行监视；实现测距以及故障录波等功能，对事故的顺序进行记录；实对闭锁功能进行控制和安全的操作；进行数据的处理以及记录。

3.3自动控制装置

在综合自动化系统中，一个非常重要，也是非常关键的功能是可以实现自动控制，它可以有效地提升电能的质量。当前，在一些较为典型的综合自动化系统中，都会有自动控制装备的配置，比如电压、无功综合控制装置、备用电源自投控制装置、低频率减负荷控制装置以及小电流接地选线装置等。

3.4远动和数据通信的功能

一般来说，其通信的功能主要可以分为上级调度通信以及内部现场级通信这两部分。其中，现场级通信主要用来解决当前系统中各子系统和上位机之间信息和数据交换的问题，其通信的范围主要为内部。对于集中组屏系统而言，实际的工作范围在主控制室的内部；对于分散式安装的系统来说，其范围则包括子系统的安装地和主控制室，也就是说通信的距离变长了。

一般来说，综合自动化系统会有RTU的所有功能，也就是表示其不仅能够把采集所得的各种开关量、模拟量信息以及事件顺序记录能传输到调度中心，还可以对来自调度中心的各种操作、修改以及控制指令进行接收。

4、硬件结构

（1）集中式

这种结构形式不仅可以对变电站中的开关量、模拟量进行实时的采集，并具有实时监控、打印、制表以及事件顺序的记录等功能。其优点在于集中、占地面积小、性价比高，因此，针对小规模的变电站，这种结构形式比较有利。

但是，其缺点也很明显：首先，由于引线比较多，前置管理机的任务较为繁重，使得系统整体的可靠性比较低，如果前置机出现问题，将失去所有的功能。其次，由于其软件比较复杂，因此在调试的过程中难度比较大。第三，由于其组态不灵活，因此我们往往要另行设计其软硬件，存在着较大的工作量。

（2）分层(级)分布式系统集中组屏结构

这种形式中存在着模块化的结构，具有较高的可靠性，而且由于软件较为简单，因此，调试比较方便，便于灵活组态。另外，由于这种结构具有和控制中心进行通信的功能，因此，我们不需要单独给调度采集信息。当然，独立性比较强也是其一大优势，其各种输入以及输出的回路都是独立的，因此整体收到的干扰较少，工作的稳定度比较高。

（3）分布分散式和集中结合

这种结构是将每一个电网元件作为对象，比如一条出线、一组电容器、变压器等，实现保护、测量、控制一体组屏。它能够对变电站二次部分的配置进行有效地简化，进而减低控制室的占地面积。另外，这种结构施工的过程中比较简单，运行的过程中可靠性较高，检修起来也较为方便。

（4）全分散式

这种结构和集中组屏有着较大的区别，它能够将保护以及SCADA集成功能模块以分散的方式安装到各开关柜中，然后利用局域网络卡以及光纤技术对这些模块进行连接，进而实现全分散式启动化系统。

5、结语

关于变电站综合自动化系统技术的研究有着重要意义。当前，随着各种新的技术日益成熟，必然会给变电站自动化技术带来较大的影响。因此，我们要加强自身的学习和实践，只有对其进行不断地探索，才能更好的将这一技术转化为生产力。

参考文献

[1] 林国栋,陆志.浅谈变电站综合自动化系统[J]. 中小企业管理与科技(下旬刊). 2009(11)

[2] 刘国荣.一种变电站自动化系统的构想[J]. 广东输电与变电技术. 2011 (05)

电子合同数字化范文第5篇

与会专家分析了同方的整体实力，认为清华同方的成长性很好，今年液晶电视的零售量保持在100％以上增长。同方沈阳数字电视产业园投产后，产能已经达到国内主流厂商水平并将有所赶超；渠道建设上更是顺利实现了“千店销售”卖场铺设，覆盖了全国。如今，同方不仅形成了从“技术、渠道、内容”多点同时出击的全线产业链态势，而且其国际，国内双迈进的步调已初见成效。

同方消费电子事业部总经理王良海表示，作为自主创新的民族领军企业，同方数字电视始终以全球化的战略眼光看待产业的发展。目前。同方在澳大利亚、欧洲、美洲、东南亚及港澳市场上都有良好的表现。明年1月，同方数字电视将参与美国a强大展，并将以同方十年的IT领先应用技术与传统电视生产技术相结合，随着颠覆传统电视概念的新品亮相，届时，电视的应用将被全新解析。

参与国家数字电视地面传输标准制定的清华同方，承担了从模拟转数字的重任，无论是在产能还是销售方面都加大了投入力度，形成了数字电视产业链的全面突破。业内分析人士称，同方连获大奖和不断中标国内外大单，证明了市场对同方进入消费电子产业的认可，有传统IT产业背景的同方有望成长为未来3C融合时代的领航者。

IPS硬屏液晶电视领跑元旦市场　小　文

元旦期间，来自全国各大卖场的销售数据显示，各彩电品牌的液晶电视的畅销。迎来了08彩电市场开门红。其中装备了IPS硬屏技术的液晶电视在市场上掀起了一股“硬屏风”，凭借其优异画质表现和优人一等的性能，销售呈现出强劲势头，领跑元旦市场。

据了解，目前世界上有能力切割40英寸以上大尺寸液晶面板的厂商不超过5家，包括专业的LG-飞利浦合资的IPS硬屏，夏普屏，三星屏以及友达、奇美等台湾液晶屏等，后四种一般通称为VA软屏。

IPS硬屏液晶电视何以得到消费者的青睐?这要从软硬屏的根本区别说起。据专家介绍，传统的VA软屏液晶分子采用垂直配向结构，受到挤压容易变形；IPS硬屏采用平面转换技术，分子转换稳定，画质表现优于VA软屏。

商场销售人员向记者介绍，区分硬屏软屏的方法很简单，只需用手指轻轻一碰，VA软屏就会出现模糊及水纹扩散现象。而采用IPS硬屏技术的液晶面板则没有影响，可以减少来自外界的压力干扰，有效地保护屏幕。

据了解，IPS硬屏除了能抗压外，其画质处理比VA软屏有了进一步的提升。因为硬屏的液晶分子排列方式不同于软屏，不仅提高了显示屏的透光性能和散热性能，同时还保证了画质显示的稳定性。

在液晶电视分辨率，亮度、对比度等均已达到国家高清标准的今天，可视角度的高低成为了影响面板显示效果好坏的关键因素。随着技术的发展，IPS面板和VA面板目前已采用广视角技术，IPS硬屏的可视角达到178度，VA软屏也达到170度，大幅提高了可视角度。从上也可以看出，IPS硬屏的可视角比VA软屏要大，从侧面看电视画面不变色。