电子合同数字化范文

导语：如何才能写好一篇电子合同数字化，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

我的书架上有很多书，其中就有字典和童话书。以前，他们俩“井水不犯河水”，相安无事。可最近，它们之间起了矛盾。字典瞧不起童话书，有事没事的常常奚落它。

有一天，字典对一本中国童话书说：“你真是个没用的东西，只会讲一些全是废话的童话，不像我，什么字都会！”童话书谦虚地说：“我确实不像你认识那么多的字，可我讲的童话不一定都是废话。”字典大鼻子一哼，说：“就算不是废话，你也没有我娇艳。”童话书看了看，还真是的，自己穿了一件朱红色的外衣，而字典却穿着一身嫩黄色的花纹衣服。不过，童话书的衣服倒显得很有学问，字典的衣服虽然挺美，但配上它那张骄傲的嘴脸，却有些令人讨厌。童话书对字典说：“你的衣服是挺美，可你却太骄傲，心灵不美。再说，我讲的童话个个都蕴含着大道理，为孩子们健康成长提供了精神食粮，你知道这些道理吗？”字典顿时被问得哑口无言。就在这时，《格林童话》、《安徒生童话》、《‘小木屋’系列童话》一起走了出来，齐声对字典说：“我们虽然是童话，但我们都是世界名著，你虽然深厚，但你只是为我们所有的工具书，有什么可狂的？”此时，字典已羞愧的无地自容，那种狂妄的劲头登时烟消云散。

“寸有所长，尺有所短。”每个人都有自己的长处和短处，人与人之间，应取别人之长补自己之短。嘲笑别人本身就是浅薄，最终会被人们所唾弃。

金州新区实验小学三年二班　于越

篇2

（苏州热工研究院有限公司，广东 深圳 518026）

【摘要】相比于传统的模拟技术，数字化技术在核电站仪控系统安全稳定地运行中具有很大的优越性。本文描述了数字化仪控系统的主要特点，分析了EPR与AP1000数字化仪控系统的不同，介绍了当前二代核电机组进行数字化仪控改造的内容和组织管理，给核电厂仪控从业人员提供了参考。

关键词 核电站；数字化仪控；改造

0前言

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。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[1]，在此后的新建扩建项目中，包括台山核电站、三门核电站等均使用数字化仪控系统。

1数字化仪控系统的主要特点

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[2]。

1．1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。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。保护系统之间是孤立系统，互相没有任何硬件设备的连接。保护系统内部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。

1．2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，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：

（1）操作员站和工程师站的冗余。一套仪控系统配置有多台操作员站，工程师站除自有的特殊功能外，兼具操作员站的所有功能。

（2）网络的冗余。当一个网络故障，另外一个网络自动投入使用。

（3）服务器的冗余。防止服务器损毁，数据丢失。

1．3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。

2EPR与AP1000数字仪控系统对比

EPR是引进法国的一种四环路1750MW级三代压水堆核电站，AP1000是引进美国的一种两环路1000MW级三代压水堆核电站，两者作为国内主流的核电机组，其数字仪控系统的对比对未来国内核电的发展具有深远意义。

2.1仪控系统功能层次对比

2．1．1EPR 仪控系统功能层次分为4层，包括：

（1）现场接口层，包括传感器、变送器、开关和执行器等。

（2）系统自动化层，包括数据获取、过程自动化、监视和执行的功能。

（3）机组监督控制层，包括与人机界面和过程控制接口相关的数据处理功能。

（4）厂级管理层，用于实现更高级的信息管理功能。

2．1．2AP1000 仪控系统功能层次同样分为4层：

（1）过程接口层：仪控系统的最底层，直接与现场的传感器以及执行机构相连。

（2）控制与数据处理层：主要有两个功能，一是接受过程接口层的数据，进行处理后上传至主控室，二是接受主控室操纵员的命令或自动控制系统的命令经过程接口层下达到核电厂的各种执行机构。

（3）数据通讯层：执行仪控系统中各子系统之间的数据通讯。

（4）操纵员控制与监督层：包括核电厂主控室、应急控制室、技术支持中心等重要控制与监督中心。

AP1000把数据通讯功能单独划分为1层，用于实现数据传输网络，而EPR采用的是TXS+TXP平台，采用三层数据传输网络。

2.2安全分级对比

EPR 依照“欧洲用户对轻水堆核电厂的要求文件（EUR）”的规定进行安全分级。电厂的安全功能按其重要性被分为F1A、F1B、F2、NC级，如下：

（1）F1A：在发生事故的情况下，使核电厂达到“受控状态”所需要的所有安全系统。

（2）F1B：在实现“受控状态”以外，达到“安全停堆状态”所需要的安全功能以及事故之后为维持安全停堆所需要的安全系统。

（3）F2：达到并维持“最终状态”所需的安全系统。

（4）NC：为非安全功能。

AP1000分为安全级与非安全级：

（1）安全级：执行安全功能以及事故工况后参与公众保护功能的仪表和控制系统。

（2）非安全级：安全级之外的其他数字仪控系统。

AP1000所采用的分级方法对仪控系统的设计而言比较简单，每个系统只对应了一种安全分级；而EPR 由于分级较多，导致了仪控结构中的一些系统可能包含了几种安全级别功能。在EPR 中的一些划分为安全级的功能，在AP1000 中被降级成了非安全级功能，由此降低了系统的整体造价。

3核电站仪控系统数字化改造

大亚湾、岭澳、秦山等在役核电站的主要仪控系统采用的是常规仪表系统, 其特点是模拟量系统采用以小规模集成电路运算放大器为基础的元件来控制, 逻辑量仪表采用继电器等硬逻辑电路来控制。此类系统所需的元器件数量大, 运行操作管理和维护工作任务繁重;控制系统的性能落后, 随着仪控设备的老化和淘汰、备件减少和故障率的升高, 安全性和经济性明显降低, 因此, 核电站仪控系统进行数字化改造是十分必要的[3]。

3.1改造工作的主要内容

核安全是核电厂的首要目标，在核电厂设计、建造、安装、调试、运行维护和改造整个生命周期内，对核电厂系统、设备有着更高、更严格的核安全限制和要求。为了保证核安全以及改造顺利进行，核电厂仪控数字化改造至少应开展以下几个方面的研究工作：

（1）改造的可行性分析和研究，包含行业改造经验研究、改造必要性分析、技术可行性分析、风险分析、预期效益分析。

（2）收集和分析用户需求。

（3）核电厂系统功能研究。

（4）数字化仪控方案研究。

（5）设备选型和采购策略研究。

（6）改造工作的质量保证体系研究。

（7）改造工作的进度计划研究。

3.2改造工作的组织管理

核电厂仪控数字化改造工作涉及多部门协作，相互之间的接口关系错综复杂，因此工作界限清晰、责任分工明确是改（下转第340页）（上接第334页）造工作首先必须面对和解决的问题，这将直接决定改造工作能否顺利进行。对核电厂仪控数字化改造工作的组织管理，可以考虑将整个改造工作根据工作主体和工作内容进行阶段划分，确定不同阶段的主体责任方，其他参与部门服务于主体责任方。

4结语

随着三代核电技术成为国内核电发展的主流以及核电厂数字化程度的加深，数字化仪控系统取代基于模拟技术仪控系统已成为必然选择。本文描述了数字化仪控系统的主要特点，对比了EPR与AP1000数字化仪控系统，介绍了当前二代核电机组进行数字化仪控改造的内容和组织管理，给核电厂仪控从业人员提供了参考。

参考文献

［1］王家胜，洪振旻，．核电厂数字化仪控系统改造中的几种控制系统综合应用分析[J]．核科学与工程，2005，25（3）.

［2］李臻.AP1000和EPR仪控系统简介与对比[J].电力科学与工程，2009，25：41-44.

篇3

关键词：变电站；自动化；数据通讯质量；光纤自愈环形以太网

中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 04-0000-01

一、变电站自动化系统数据通讯的概述

变电站自动化系统是由不同的子系统构成的，主要目的是为了解决通信管理机和不同子系统之间的数据通讯和互相操作的问题。为了实现变电站自动化系统的工作需要，数据通讯问题始终贯穿于计算机的各项技术问题之间，因此如何有效地提升数据通讯质量是目前变电站自动化系统的关键问题之一。变电站具有高可靠性、高抗干扰性、高扩展性、工作灵活等特点，因此对通讯质量的优化要求也就随之更高，这不但关系到每一所变电站的优劣，也和整个电网的安全稳定息息相关。数据通讯网络作为变电站自动化系统中的重要组成部分，是变电站自动化系统中传输数据的主要通道，因此该网络的性能对自动化系统的整体性能有直接的影响。根据变电站自动化系统的特点和工作环境的要求，数据通讯应该具备实时响应能力快、可靠性高、电磁兼容性能优良、结构分层等要求。

二、变电站自动化系统数据通讯网络的现状

从变电站自动化系统中的通信特点和相关要求来看，数据通讯在自动化系统中所占的比例越来越大，因此数据通讯的质量也随之更加重要。目前随着电网规模的不断扩大，电网的结构也更加错综复杂。变电站的信息量也成倍增长，因此对于数据通讯各方面的质量要求也越来越多。

目前数据通讯的传输方式主要由三种，分别是串行数据通信技术、现场总线技术和以太网技术。串行数据通信技术存在通信接口协议少、通信速率地、实时性差、大数据包传输率低下、站点功能不易扩展等等诸多问题，而且由于只能设置一部主机，因此一旦主机故障，就可能导致整个通讯系统瘫痪。现场总线技术虽然存在相互操作性良好、数据共享性高、通信速率高、实时性好、组网灵活等特点，但是由于网络性能因为通信节点数量增多而下降、通信速率因为总线带宽的限制下降和互联性因为接口协议不具备统一标准而下降等问题，同样制约数据通讯质量的提升。以太网采用总线型拓扑结构，具有更高的可靠性和传输速率，而且可以在网内任意增加节点而不影响通讯质量，实时性强。以太网技术因为成本低、应用环境成熟、网络竞争机制完善、标准协议开发等特点，因此是提升自动化系统通讯质量的最佳选择。

三、通过传输介质提升变电站自动化系统数据通讯质量

传输介质主要是指从发送设备到接收设备之间信号传递所经过的媒介，是网络中双方的物理通路，也是在数据通讯中实际传送信息的载体。因此传输介质因具备较高的传输效率、连通性、抗干扰性和性价比。传输介质的好坏将直接影响变电站自动化系统中数据通讯质量的好坏，因此在进行传输介质的选择时，要格外慎重。针对变电站自动化系统中数据通讯的特点，通过不断的实践发现，光纤介质具有相对较高的通信速率和数据传输质量，因此现下绝大部分变电站自动化系统的数据通讯的传输介质都是采用光纤，这也是有效提高自动化系统中数据通讯质量的有力手段之一。

四、通过光纤自愈环形以太网结构提升数据通信质量

光纤自愈环形以太网结构因其在数据传输中体现出了较高的实时性、可靠性、高效性、长距离传输信息的高质量以及网络布线简介等优点，使得变电站自动化系统中的数据通讯网络具有较高的容错率和速度，并且符合了远距离传输的特点，并且在出现问题时能够在短时间内修复，为提升数据通讯质量作出巨大的贡献，也为今后变电站自动化系统数据通讯的发展指明了道路。

（一）光纤通讯。变电站一般需要进行长距离的数据通讯，而鉴于变电站所处的位置经常会有强电磁、射频、地电位差等多种因素的干扰，这些因素对通讯质量都会产生不利影响。而通过光纤通信则可以有效降低这些因素带来的干扰。光纤通信不但具有优良的电磁兼容性，也有较强的抗干扰能力，即使在高强度的电磁环境下运作，光纤传输的信息也不会受到明显的影响。因此，光纤数据通讯在变电站自动化系统的数据通讯总具有较高的优越性，是提升通讯质量的有效手段。

（二）容错网络。变电站的自动化系统一旦出现通信中断，如果无法在规定的时间内修复，就会造成严重的后果。在容错网络中，如果主要通信网络出现问题，备份的通信网络可以立刻发挥作用，隔离故障区域，不影响整体的运行。光纤自愈环型以太网以其典型的环网结构具备了高可靠性的通信模式，具有较高的容错功能，从而越来越多的被应用于变电站的自动化系统数据通讯中。

（三）光纤自愈环型以太网自愈功能的实现。光纤自愈环型以太网的自愈功能的原理是将所有的信息分布在信号流走向相反的两个环网上进行数据通讯，如图1。当主网环正常工作时，备网环处于待机备用状态，一旦主网环出现问题，与故障点最近的两个环网节点会通过改变数据的流向在主网环和备网环上自动环回，从而确保数据通信的流畅，这种自愈功能可以极大地提高数据通讯的质量。

（四）光纤自愈环型以太网的特点。光纤自愈环型以太网以其高可靠性、高网络监视能力、优良的灵活性和扩展性、安装工作方便等特点，在推动数据通讯质量的提高中有着显著的优势。通过光纤自愈环型以太网，可以有效地降低数据通讯维护的时间和精力，即便出现数据通讯问题，也可以在很短的时间内修复，从而确保数据通讯的质量。

五、结束语

数据通讯是变电站自动化系统的核心，对变电站的运行有着直接的影响，如果数据通讯的质量得不到保障，变电站的可靠性、抗干扰性等等性能也必然会受到影响，最终影响整个电网的安全。

参考文献：

[1]李凯.如何提升变电站综合自动化系统中数据通信质量[J].青海电力，2007（S1）：11-14+25.

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在介绍几种数字化仪控系统的特点和差异的基础上，结合仪控系统的发展方向以及核电站发展特点，为核电站数字化仪控系统的改造提出了一些建议。

【关键词】数字化仪表 核电站 现场总线

1 前言

控制和仪表等系统是核电站不可或缺的一部分，它们在核电站机组安全、可靠运行发挥着十分关键的作用。我国早期核电站的控制系统多是模拟量组合单元仪表，这种仪表主要使用集成放大电路作为系统的控制电路，系统的逻辑控制主要使用继电器形成的开关电路，所以这种系统采用许多元器件，结构比较复杂，系统的运行负担较重，不利于维护和管理，使用手动控制安全性低，而且当系统元器件老化时会出现各种各样的故障，安全性和经济性大大降低。目前的核电站电机组大部分在超寿命工作，它们基本都已经老化，性能和安全性不能得到有效保证。

随着计算机技术的迅速发展，核电站的数字化进程越来越快，当前使用的数字化系统已经逐渐发展到集散控制系统（DCS），而且出现了全数字化仪控系统，将现场总线控制系统（FCS）和可编程控制器（PLC）增加到DCS中，使得核电站系统得到更加精准的控制。

2 DCS、FCS和PLC的特点和差异分析

2.1 DCS、FCS和PLC的特点

DCS系统主要使用模拟量回路，它可以尽量分散控制不当所产生的危害，从而尽可能降低危险，它是一种能将4C（Communication、Computer、Control、CRT）技术完全融合的大型系统，系统主要有各种仪表仪器以及连接它们的计算机所组成，形成树状拓扑结构。

FCS系统是上世纪八十年代才发展起来的一种系统，它不在使用传统的：点对点“传世方式，形成了集分散、多向、多节点、多变量等特点的数字化智能系统。现场总线主要的任务是通过各智能仪器仪表连接各智能设备与系统，所以这种系统主要由各现场仪表、现场总线以及总系统中的控制器和监视器等组成。

PLC是融合了计算机、电气、自动化等多种控制技术的微处理器，它的结构很简单，易学易上手，编程简单，应用性强，抗干扰能力强并且具有较高的可靠性所以它广泛应用于各种工业场所。它具有多种逻辑控制功能，而且支持可扩展编程，方便系统的二次开发。

2.2 DCS、FCS和PLC的差异分析

从现有的系统技术来看，FCS兼有PLC和DCS两者的技术特点，而且它具有更加优秀的性能。而且随着技术的不断发展，PLC和DCS的性能也不断得到扩展，它们应用的范围也越来越广发，甚至产生相互交叉。然而，它们三者之间仍然还有很大的差异。下面分析下FCS和DCS的差异。

使用DCS时，更多的是想要了解它的具体工作性能，如满足的用户量或设备量、校验数据完整性的方法、数据公路是否具有普遍适用性等等。而且DCS会采用复杂的通讯协议和检错技术，来保证整个系统具有更高的安全性。然而，DCS具有较强的控制功能并且在整个系统中发挥着重要作用，这在很大程度上取决于数据高速公路的性能，所以DCS系统需要在前期建设好，后期很难对系统进行扩容。想比较而言，FCS的功能基本分布于各现场智能设备，信息的处理也是在现场中完成，所以，系统控制器在功能和重要性上远不如DCS系统，也就是说FCS系统可以再使用的过程中根据需要对系统进行扩容。

另外，DCS一般不兼容，而FCS兼容性较好；DCS需要进行D/A或A/D转换才能进行信息处理，而FCS不需要这种转换，不仅提高了控制精度还能节省时间。

3 常规电站数字化方案的时间与核电站改造借鉴

3.1 DCS+FCS+PLC以及现场总线设备

电站一般会有成千的监控设备，所以系统建设、运行以及维修等工作十分艰巨，以前这些工作只能在系统出现故障后才开始排查维修，这样会影响系统的效率和可靠性。当使用DCS+FCS+PLC和现场总线设备的系统时，不仅会降低系统的成本，还能得到大量现场监控信息，方便系统对各设备进行检测、校核和维护，可以大幅减少维修人员的工作量。这种系统中的现场总线实际上是DCS功能的扩展，使系统不再呈现封闭状态，从而可以由现场的设备来完成监控，减轻了上位计算机的工作量，使得它只需要对系统做出必要的优化和先进控制。

2001年这种系统就开始在英国BNFL核电公司着手建造，它们使用了30各回路的FF（现场总线+现场设备），以证明这种系统是安全可靠的。目前，它们已经取得了初步成功，并逐渐增加回路设备，以便对系统的功能进行进一步扩展。

3.2 辅助PLC和现场设备控制系统

电站中的辅助系统一般都有巨量的信息，I/O信息可能会有3000-5000点，并且它们一般在距离较远的现场，CRT画面较多，如果直接将这些I/O点接入到DCS中，不仅会增加经济成本，还不利于DCS安全运行。所以一般使用另外设置辅助系统来进行系统改造，使各子系统拥有独立的网络，并且分别使用控制器进行监控，对于一些重要的信号，直接送往主控室。改造后的电站系统有以下特点：1.上位计算机能够与各子系统的PLC进行信息交流，使得各子系统的信息能与控制上位计算机共享，并且各系统之间也能进行信息共享；2.各子系统原来的上位机仍然保留，以便应急时使用，提高系统的安全性。

4 结语

随着计算机和自动化技术的不断发展，数字化核电站已经成为核电站开发技术人员不断追求的目标。核电站在不断降低经济成本、提高管理效率的同时，不断提高安全性，使用自动化来主动维护电站体系。在目前应用的核电数字化仪控系统的基础上，不断使用新的控制技术和自动化技术进行适合自身特点的改造，使核电站不断适应新的挑战。

参考文献

[1]崔坚.西门子工业网络通信指南[M].北京：机械工业出版社，2004.

[2]陈小枫，董景辰，曹迎东.过程控制现场总线―工程、运行与维护[M].北京：清华大学出版社，2003.

[3]寥常初.PLC基础及应用[M].北京：机械工业出版社，2003.

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关键词：电力自动化；监控系统；综合管理；自动化安全；告警

中图分类号：TS73 文献标识码：B

随着计算业的广泛应用，电力自动化这几年也相应迅速发展起来，为了响应国网公司“三集五大”的改革大潮，“大运行”体系的形成，自动化机房汇聚的电力行业的业务不断增加，针对设备种类多、网络结构复杂的特点，为了提高电力自动化综合管理水平，提高电力自动化安全及可靠性，缩短故障处理时间，提高工作效率，进而更好的为电网及其他各部门提供服务，加强自动化设备和环境的综合监控管理势在必行。

1 运行概况

铜陵市的供电公司在实现电力自动化的发展过程中经过了多个发展阶段，形成了较为完善的系统，其先进的机械设备等逐渐增多，而且电力自动化的网络也日趋完善。因此，业务量也在不断提升。具体来说，自动化系统主要存在着以下几种类型：

采集类：一次SCADA数据采集前置器和二次电量数据采集前置器

交换类：采用调度交换设备及中兴行政交换设备。

安全防护设备：一、二区网络安全，纵向加密装置和网络防火墙，一二区向三区传输数据、网络隔离装置UPS

电源类：逆变电源，电源分配屏，蓄电池及相关设备的输入输出电源等。

其他类型：电力机房的动环系统、门禁系统、一体化计算平台、负荷预测系统、行波测距系统和主站五防系统。

2电力自动化设备综合监控系统构想

2.1监控内容。主站系统主要包括自动化SCADA、电能量、OMS系统，机房动环系统、门禁系统、一体化计算平台、负荷预测系统、主站五防系统，小OMS和录音系统的服务器和网络交换机等设备。

2.2数据采集方式。由于监控的自动化设备数量繁多，且厂家不同所生产的类型和型号也有很大不同，因此要想实现真正的集中监控，首要条件按就是统一数据采集方法。自动化综合系统通过能兼容各类接口来完成与被监控自动化设备的数据交换，并进行数据的处理，有的设备直接通过配置远端传感器等方式采集相关数据；对于不具有监测单元的交流电源、配电设备、蓄电池等，可通过配置电压、电流感应器等方式采集自动化电源运行数据，告警接点接入等方式采集设备的告警信息，机房温湿度采集、水浸告警、烟雾告警、门禁、机房图像监控、蓄电池与UPS电源的监测分别设置遥测采集模块采集电压电流值。实现对自动化设备及其环境的工况采集。

3 自动化综合监控系统的应用

3.1监控措施。所谓的监控策略，顾名思义就是对一些电力设备所收集到的信息进行整理，实现告警信息和机房图纸的有机结合，在界面中出现警示信息，其中包括颜色、声音等等，这一措施主要是为了保证电力监控人员能够及时地对相应的设备以及工作的运行状态进行监控。通过获取告警越限数据，实现对设备进行监视，如调度数据网、数据网交换设备、二次安全防护设备、机房环境设备等。

3.2自动化综合监控系统的功效。当系统发现非正常运行状态时可及时报警通知值班人员，作相应处理，及时恢复设备安全运行状态。该系统可解决自动化机房设备安全的集中管理问题，大大提高电力自动化管理水平，全面把握机房动态，实现综合监控，进行实时动态监控管理的系统，能够将设备如交换设备、安全防护设备等的运行情况进行实时采集监测，通过IP网络上传到综合监控系统，服务器自动保存并处理各种数据，并能够根据通过相应告警呈现手段即时提供相关信息给运维人员。

4 电力自动化综合监控系统管控

4.1数据处理。在系统中可定义各个所采集的自动化电源、环境数据的门限值，当所采集的数据超过门限时，系统将产生告警。从而实现对各类自动化运行设备与环境设备以及电源系统的监控。

4.2人机界面。系统能够自动采集综合信息以网络组织图、机房平面图和设备面板图等多种视图表现网络的拓扑结构，使运维人员能够直观、方便地浏览整个网络上的被管设备的实时运行工况。网络组织图能够以电子地图为背景显示整个传输网范围内全部局站和线路的分布情况；机房平面图显示局站机房内自动化设备位置摆放分布情况。

4.3故障管理及消缺分工：（1）故障管理。包括告警配置管理、告警的监视、告警信息处理等功能。由运维人员自定义告警级别、类别及告警的显示方式等。监视告警信息，并根据用户的定义进行过滤、呈现，对告警进行分析，进行故障定位。多样化的告警定义，并采取多种手段向有关人员告警。可即时分析告警，定位故障，准确地向工作人员呈现故障位置。系统提供告警筛选和过滤功能，从大量的告警信息中筛选出根告警，能够找出系统中需要重点进行保护的业务，以预警的形式告知，提高故障发现效率。（2）消缺分工。通过故障管理功能，判断故障属性从而直接将消缺任务分配并通知到该故障的系统管理消缺人员。减少了层层上报，层层下发的冗余时间，提高故障处理效率。自动化的维护工作变被动为主动。

结语

现如今，我国的电力行业正在蓬勃发展，电力系统的自动化模式也得到了有效地完善，主要表现在其规模上。在进行电力自动化设备的综合检测工作的过程中，做好在线监控才能保证设备的安全性和可靠性。在以后电网运行的过程中，这也是技术人员需要关注的一个重要的方面。进行网络的运行管理需要利用一些通信设备，这样不仅能够降低网络监控的成本，同时还能够对电力设备的故障进行检测，发出声音或者信号灯的警报。不仅能够最大限度地消除电力自动化工作中存在的安全隐患，同时对设备故障检测点的位置进行准确地定位，进而提高电力企业的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]杨洪，金李莎.关于电力自动化发展战略的思考[J].电力系统自动化，2000.

[2]王刚，网络管理系统的综合和其实现探讨[J].广东自动化技术，2002.

篇6

【关键词】电力系统；调度自动化技术；应用；发展

对于电力系统来说，想要保证运行安全、供电可靠，做好安全控制工作，就需要积极应用电力系统的调度自动化技术作为保障手段。电力调度自动化技术能够为电力系统的安全运行提供准确的数据信息，实时监测电力系统运行过程中的各种状况，为调控人员实时掌握电网运行情况提供可靠参考，从而有效保障电网的安全、稳定、经济运行。如果电力系统在正常运行过程中，调控人员不能及时发现其中存在的各项问题，不能及时处置各种隐患，将影响电网的安全运行及用户的可靠供电。电力系统调度自动化技术是顺应时展潮流而逐渐进行推广的现代技术，积极利用了现代科技的良好原理，为电力系统的有效运行提高重要的技术支撑。

1电力系统调度自动化技术的内涵

电力系统在不断发展中已经逐渐成为了包含控制技术、计算机技术、电力电子技术和通信技术众多内容的综合系统。因而电力系统在运行过程中，需要多项技术、多个子系统的协同合作。对电力系统进行调度工作能够保证电力运行系统能够有效运转，同时还能够为电力调控人员开展工作提供准确的数据支持。电力系统调度自动化技术应用现代科技水平较高，是较为先进的自动化设备，不仅能够提升一次主设备的运行状态，还能够有效提高调控人员的工作效率。电力生产是电力企业的主要工作，保障电力运行的安全是电力企业的首要工作。想要保证电力运行的安全性，就需要针对电力生产、供电、运行中的每一个生产环节都做好实时监测工作，保证每个环节都是安全有效的。电力资源是及时消费的产品，做好生产和消费之间的平衡工作，能够有效提高电力资源的利用率。而在实际的供电用电工作中，往往存在着很多扰动因素，影响到电力生产和消费之间的平衡状态。而维持动态平衡工作，可以通过自动化的设备进行[1]。

2电力系统调度自动化技术的应用情况

2.1电力系统调度自动化技术的具体应用特点

电力系统积极应用电力系统调度自动化技术，使其为电力网运行提供指导作用，主要是因为该项技术自身的独特优势。电力系统调度自动化技术采用了多种优良的现代科技，具有多种优势特点。电力系统调度自动化技术能够实时采集电网运行过程中各种电子元件、系统数据，同时并对这些数据进行有效的分析、处理，为电力调控人员操作电力运行系统提供一些参考。科学的决策需要有精确的数据信息作为基础，而电力系统调度自动化技术能够起到这一良好效果。电力系统需要通过综合协调各个生产系统的工作，才能够有效实现安全、经济地运行效果，电力系统调度自动化技术是进行协调工作的重要设备，为实现电力系统的科学合理性提供良好的技术条件[2]。

2.2电力系统调度自动化技术的实际应用情况

第一，国内应用情况。随着我国现代科技水平的不断提高，我国在应用电力系统调度自动化技术方面范围越来越广，程度也逐渐加深，真正发挥了电力系统调度自动化技术的优势作用和实际价值。RISC工作站和POSIX操作系统接口是主要的应用方面，同时这两方面也是国际上公认的标准技术。虽然我国在应用电力系统调度自动化技术方面已经取得了显著成果，但是相较于国际的通用水平来说，仍然是存在着一定差距的。不断加强电力系统调度自动化技术的应用水平，才能够使其为保证电力运行系统提供有效保障发挥作用。OPEN-2000能量管理系统、CC-2000电力系统调度动化系统以及SD-6000能量管理系统等是我国在使用电力系统调度自动化技术时主要采用的调度管理系统[3]。第二，国外电力系统调度自动化技术的应用情况。国外对于电力系统调度自动化技术的应用较早，因而对于该项技术的研究也已经取得了较好的成果。国外对于电力系统调度自动化技术的应用系统相对较为完善，同时在不断应用的过程中，还具有了较高的自动化水平，使得电力运行系统中的工作效率更高。UNIX操作系统是国际上公认的主要评判标准,对于电网运行的安全具有重要意义。该项操作系统中还包含有西门子CEA系统、SPECRT-MIJ系统、VLAMET系统以及SPIDER系统等。国外对于电力系统调度自动化技术的应用情况可以为我国提供重要的参考[4]。

3电力系统调度自动化技术的发展前景

社会经济不断增长，现代科学技术也在不断发展和进步当中，为电力系统调度自动化技术的不断完善和发展提供了重要的前提准备条件。电力系统调度自动化技术在今后的发展建设中，将会得到更高程度的重视，应用范围也会更广。从电力系统调度自动化技术的自身特点来看，分布式和模块化是电力调度运行系统的基本思想，因而该项技术在今后的发展中，也将会更加朝着这方面的道路发展。电力系统调度自动化技术的应用，主要目的是掌握到全面的电网运行信息，为电力运行系统的安全提供数据参考，这是一项面向使用对象而进行发展的技术。电力系统调度自动化技术在不断地发展完善中，也需要针对用户对象，不断提高技术的使用效果，加大应用范围。综合自动化是现代工业发展的重要模式，电力企业因其繁杂的工作，更需要有综合自动化的运行系统开展各项工作。电力系统调度自动化技术想要适应电力系统的发展趋势，就需要不断提高综合自动化的水平。经济社会的发展、科学技术的不断进步，对于电力需求逐渐上升，同时对于电力使用情况的要求也不断提升。电力调度自动化能够为人们生产生活提供诸多便利。电力调度自动化能够有效提高电网运行的效率，对于电力系统的稳步发展具有重要意义。将电力系统调度自动化技术有效应用到电网运行中的各个环节当中，能够为促进电力运行的良好发展提供积极影响。

4总结

电力资源对于人们的生产生活起着至关重要的影响作用，想要保证电力资源能够更好地服务于人们的生产生活，电力企业需要不断提高自身的供电能力。电力企业在进行生产、供电工作时，需要面对众多的工作环节，如何使这些工作事项能够合理有序进行，是电力企业一直在探索和思考的问题。随着经济发展、科技进步，电力系统调度自动化技术应运而生，成为了电力运行系统中的重要技术手段。电力系统调度自动化技术在国内外都应用广泛，为电力运行提供了重要的保障作用。将电力系统调度自动化技术积极应用到电力系统中，能够提高电网运行的安全性和稳定性。随着社会经济的不断发展，电力系统调度自动化技术必将会有较为良好的发展前景。

作者:孙斌 单位:国网安徽省池州供电公司

参考文献

[1]王昕.电力系统调度自动化技术的应用与发展探析[J].通讯世界,2014(1):58-59.

[2]宋轶,王玮,王月.电力系统调度自动化技术的发展与应用研究[J].电子世界,2013(10):50-51

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电力系统自动化技术专业培养目标

本专业培养德、智、体、美全面发展，具有良好职业道德和人文素养，掌握电工、电子、电机、电力系统基本知识，具备发电厂、变电站电气设备安装调试、检修、维护和用电检测与管理能力，从事发电厂、变电站安装调试、运行维护、检修、用电检测与管理等工作的高素质技术技能人才。

电力系统自动化技术专业就业前景

本专业毕业生主要在电力系统领域的各类企事业单位;电力公司和供电局的调度管理部门以及技术中心从事自动化运行管理工作;大中型发电厂和变电站从事远动自动化控制技术及微机通信技术管理工作和值班运行及电气试验技术工作;在供电局从事线路维护、电气设备安装、调试和管理;企事业单位从事配电系统的技术管理与维护工作。

从毕业生的分配单位和工作岗位来看电力系统自动化专业的就业前景还是不错的。电力系统自动化技术专业既是新兴学科，又被广泛应用，发展前景有三大利好因素，就业和创业前景都相当可观。由于国外这方面的技术比较先进，最好能出国深造。

电力系统自动化技术专业培养能力

1.具备对新知识、新技能的学习能力和创新创业能力;

2.具备电气设备安装、监测与维护能力;

3.具备正确使用电工电子仪表和常用测试仪器的应用能力;

4.具备变电站仿真技术的运用能力;

5.具备自动控制的调试与维护能力;

6.具备电力生产安全意识及触电紧急救护能力;

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关键词：数字化变电站；继电保护系统；信息流；可靠性；

Abstract: This paper is based on the analysis of system components of digital substation relay protection based on the protection system, information analysis of the topological structure of all kinds of information flow loop is possible. The path connectivity using two terminal network set algorithm for reliability calculation of the information flow, and series parallel model will be redundant configuration in the system of relay protection, consideration, and eventually establish a reliability evaluation model and method of the digital protection system of the general. Finally introduces the model and method of reliability evaluation software, and uses the actual protection scheme to validate the model and methods of reliability evaluation.

Keywords: digital substation; protection system; information flow; reliability;

中图分类号：TM713文献标识码：A文章编号：

1 数字化变电站继电保护系统的组成

信息的数字化和通信的网络化是数字化变电站的特点，因此继电保护系统不同于传统变电站由互感器、保护单元和断路器通过点对点方式连接的简单结构，会有更多的元件加入其中。合并单元用于汇集和合并多个互感器的采样数据并以一定的格式编制成数据帧上传给交换机。智能终端作为断路器等一次设备侧的数字化智能组件，在保护系统中主要用于接收保护单元发来的跳合闸和闭锁信息去控制断路器的动作，以及负责采集断路器的开关位置等信息并上传给保护单元。交换机组成的网络取代了传统的二次电缆，成为合并单元与二次设备之间信息传递的平台，有利于各设备之间信息的共享。由于继电保护对各种事件发生的时间序列有严格的准确性要求，各设备在输出信息时需要附加精准的时标信息，这就需要全站的同步时钟源进行统一对时。

2 数字继电保护系统的信息流与拓扑结构

同步对时信息、以SV 报文形式传输的采样信息、以GOOSE 报文形式传输的断路器控制及状态信息是数字化继电保护系统中的三类重要信息。

2.1 同步对时信息

同步对时信息回路的起点是同步时钟源，其主要用来接收GPS 或北斗系统的时钟信号，然后以固定的时间间隔向合并单元、保护单元和智能终端等设备发送对时信息。现有的变电站对时方式主要有脉冲对时、编码对时和网络对时三种，其中在过程层最常用的是编码对时中的IRIG-B 码对时和网络对时中的PTP（IEEE 1588）对时。当对时方式不同时，其拓扑结构也会有所变化。脉冲对时和编码对时需要专用的对时网络，由

同步时钟源直接通过传输介质与需要对时的设备相连，一般为星型结构或分级星型结构，图1 所示为星型结构。

图1 脉冲对时和编码对时的对时回路结构图

络对时的方式如图2 所示。它需要借助支持网络对时的交换机以及由其组成的以太网，可以单独组网也可以与SV、GOOSE 等报文共用一个通信网，当采用后者时可以有效的减少交换机和光纤的使用。网络对时的拓扑一般为树状路径，对时信息由同步时钟源出发经过交换机组成的网络到达需要对时的设备，冗余度较高。

图2 网络对时的对时回路结构图

2.2 SV 报文信息

SV 报文信息回路起始于互感器，经由合并单元和交换机网络后，最终到达保护单元，如图3 所示，其中交换机网络用虚线表示，是由于采样值传输可采用不同的规约，有些规约只支持点对点传输，不需要交换机网络。目前常用的采样值传输规约有IEC 60044-7/8、IEC 61850-9-1 和IEC 61850-9-2。

图3 SV 报文信息回路结构图

IEC 60044-7/8 采用FT3 帧格式，不支持以太网组网，只能通过串行口实现点对点传输，传输介质一般为光纤或是电缆，由于是非以太网传输方式，其数据传送的延时是恒定不变的，因而采用此规约的合并单元不需要外部对时，同时也省去了交换机的环节，结构较为简单，然而点对点的传输方式将使传输介质的使用量增加，对可靠性产生影响。

IEC 61850-9-1 是为兼容IEC 60044-7/8 而制定的规约，数据内容与后者相同均为固定格式，通讯方式为逻辑点对点的单向广播方式，所以通常也可以不使用交换机，由合并单元通过专用的线路与保护单元相连。然而由于是以太网的传输方式，其CSMA/CD 的介质访问控制方法将造成传输延时的不确定，所以要求合并单元对发出的信息附以精确的时标信息，这就要求外部的对时网络对合并单元的时钟进行对时。

IEC 61850-9-2 报文所传送的数据是可以灵活配置组合的，采用以太网络方式，可以使用点对点方式，也可以采用交换机组网，从而减少接口和传输光纤的数量，与9-1 相同，由于以太网传输延时的不固定，所以需要同步对时。

2.3 GOOSE 报文信息

GOOSE 报文采用者/订阅者的方式，实现装置间一点对多点数据的快速传递。在继电保护系统中，GOOSE 报文一般作为跳合闸信号、开关位置信息和闭锁信号等信息的载体，在保护单元和智能终端之间传输，并最终达到控制断路器的目的，

如图4 所示。

图4 GOOSE 报文信息回路结构图

与SV 报文相同，GOOSE 可以采用点对点的方式连接，也可以采用组网的方式。前者不需要交换机，但在每个保护单元和智能终端之间都要用专用的光纤连接，后者更符合IEC 61850 的标准和信息共享的原则，但在网络流量过大时会对跳合闸的实时性产生影响，因此一般赋予GOOSE 报文较高的优先级，从而保证其可靠传输。

3 数字化继电保护系统的可靠性分析

如果将传输介质看作节点间的线段，而其他元件看作节点，数字化继电保护系统可以看作一个连通网络系统，各类信息回路的可靠性可以运用最小路集法计算二端网络连通率。

1）对时回路的可靠性计算。对于需要对时的合并单元、保护单元和智能终端等元件，只有对时回路保持连通，这些元件才有可能正确工作，因此可以将对时回路的可靠性加入设备本身的可靠性，形成修正后的元件可靠性，如式（1）~式（3）所示。

(1)

(2)

(3)

式中：、、分别表示修正后的合并单元、保护单元和智能终端的可靠度； 、 和 分别表示同步时钟源分别到合并单元、保护单元和智能终端的第i 条最小路径；n 表示最小路径的数量。

对于图1 所示星型结构的对时回路，L 只包括1 条从同步时钟源经传输介质到对时元件路径，以合并单元为例此时的修正元件可靠度为

(4)

式中，、 和分别表示同步时钟源、传输介质和合并单元的可靠度。对于网络对时，由于有交换机网络的加入，对时回路拓扑结构将变得复杂，最小路径数量n 也相应增多，但其可靠性计算处理方法同式（1）~式（3）。

2）SV 回路和GOOSE 回路的可靠性计算。这两个回路的区别是待计算的二端网络起始节点与终端节点不同，具体计算表达式如式（5）~式（6）。

(5)

(6)

式中：和分别表示SV 和GOOSE 回路的可靠性； 和分别表示互感器到保护单元和保护单元到断路器的第i 条最小路径。

式（5）为一套保护对应一个互感器的情况，当一套保护对应n 个互感器时，如果这些互感器不是冗余配置，则每条互感器的SV 回路都应保持畅通，其之间应为串联关系，即

（7）

式中，表示第i 个互感器对应的SV 回路的可靠性。

如果是冗余配置，则只要一条SV 回路保持畅通，保护就能正常工作，此时应为并联关系，即

（8）

同样，式（6）为一套保护对应一个断路器的情况，一般断路器很少会进行冗余配置，当一套保护控制n 台断路器时，其之间的GOOSE 回路应为串联关系，即

（9）

式中，表示第 i 个断路器对应的GOOSE 回路的可靠性。

需注意的是，上述路集计算中，合并单元、保护单元和智能终端的可靠度要用式（1）~式（3）对时回路修正后的可靠度所代替。

3）系统整体可靠性计算。由于一套保护需要SV 回路和GOOSE 回路同时正常工作，因此对于继电保护系统的可靠性来说两者之间为串联关系，由式（8）、式（9）得

(10)

式中，表示整个保护系统的可靠性。当保护单元冗余配置时，应分别计算每套保护对应的SV 回路和GOOSE 回路的可靠性，最终各套保护之间并联就是整个保护系统的可靠性，即

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摘 要 当前数字化技术已经成为了节约人力资源、提升生产效率及质量的重要手段，我国核电厂也引入了数字化控制系统，人力成本大大降低，而工作人员原本的操作任务，也逐渐转变为认知任务。而这一情况下，也出现了新的人因失误问题，影响人因失误以及人员操作可靠性的因素众多。本文就核电厂数字化控制系统中人因失误与可靠性进行了研究分析。

关键词 核电厂 数字化控制系统 人因失误 可靠性

据相关调查表明，当前我国核工业中，有70%的安全事故发生原因是由于人员失误，由此可见人因失误控制的重要性。尤其是当前核电厂引入了数字化控制系统，其人机交互的功能强大，核电厂必须重新考虑新的人因问题避免人因失误，增强人员操作可靠性，降低安全事故发生的可能性，避免造成不必要的损失。

一、核电厂数字化控制系统中人因失误类型

核电厂数字化控制系统中人因失误可以划分为四种类型。第一种为监视认知失误。监视这一动作包括知识驱动的主动性监视行为，也就是操作人员为了达成某一目标，而有意识的进行监视，同时也包括数据驱动的被动监视，就是因系统发出的声音、灯光等信号，而引起操作人员的注意。但是在一些情况下，操作人员需要同时监视大量的信息，而其注意力及记忆力有限，若是不能进行合理分配，则会出现误读、冗余、缺失等情况，从而产生信息搜索失误（如图1）。

图1 数字化主控室监控信息显示画面

第二种为状态评估认知失误。操作人员在核电厂发生异常情况时，会根据当前获取信息，结合自身以往经验，而对事故及电厂状况进行分析。而在这一过程中，操作人员需要对当前状态元素进行明确、理解，并预测其未来状态。而根据Endsley的状态评估模型，心智模型（Mentai model）、记忆、期望等都有可能造成操作人员的情景意识丧失，导致人因失误。

第三种为响应计划认知失误。在应急情况下，为了达成目标，操作人员会通过多种响应方案的评估、选择以达成目标。核电厂通常具备相应的规程标准对操作人员进行指导，但是由于实际情况不可能与规程标准完全相符，也导致操作人员在选择响应方案时存在人因失误情况。例如计算错误、只完成部分目标等。

第四种为响应执行失误。也就是在失误发生前，操作人员便出现了失误行为，通常这种失误行为包括因操作人员疏忽而产生的失误、没有执行等。

二、引发核电厂数字化控制系统中人因失误的因素

（一）系统技术因素

随着数字化技术的不断发展，数字化控制系统自动化水平、复杂性都有所提升。而系统自动化水平的提升，不仅仅节省了人力，同时也影响了人的行为，而这种影响，通常是设计者非预期的。例如使操作人员产生自满心理、技能水平弱化等。导致操作人员无法准确的获取相应信息，从而产生错误的认知及行为，也就是处于“控制回路之外”，从而出现人因失误。而系统的复杂性发展，也对操作人员的技术水平、认知能力等提出了更高的要求，且系统中涉及了缓解事故的“时间窗口”，其可用时间在系统进行了提前设定，无法由操作人员控制，若是剩余时间较少，则会引发人员心理紧张，出现人因失误。另外，若是数字化控制系统存在自动化不可靠情况，则会增加操作人员的心智负荷，使其对系统自动化丧失信任，无法完全发挥系统作用。例如若是系统经常出现虚假报警情况，操作人员便会对其丧失信任，并在其再次发出警报时，不予重视。

（二）交互界面因素

核电厂数字化控制系统的人机交互界面，也是人因失误的重要引发因素。在信息显示方面，显示画面类型众多，若是出现紧急情况，且操作人员对画面结构不熟悉，则会使其在切换画面获取信息的过程中耗费大量的时间。且一些系统中存在重要信息凸显度不足、信息表述不标准等情况，导致操作人员信息区分、认读困难，再加上一些信息显示量较大、同一信息显示位置不同等，都给操作人员工作造成了一定困难，加大了人因失误产生概率。

在界面管理方面，由于计算机能够显示的信息有限，因而会产生锁孔效应，且这一效应在紧急情况时更为显著，操作人员对其所处规程位置进行明确，无法同时获取全面的数据。同时，界面管理任务往往会将操作人员的注意力牢牢吸引，使其对主任务认知逐渐消减，且在工作压力较大的情况下，操作人员会选择放弃获取重要信息，以减少界面管理操作。另外，一些导航目标、导航路径、导航条的设计也缺乏科学性，导致操作人员操作存在较大困难，从而造成了人因失误。

三、增强核电厂数字化控制系统人员操作可靠性的措施

（一）增强操作人员可靠性

随着核电厂数字化控制系统技术水平、复杂性的不断提升，技术人员也应不断提升自身可靠性，以避免人因失误。首先，核电厂应为操作人员提供培训教育机会，定期安排操作人员学习相应的技能知识、专业技能，增强实践训练，使其能够熟练操作系统，提升操作准确率。其次，应完善监察机制。检查是组织及个人顺利达成目标的重要保证。其对核电厂及操作人员自身，都能够起到监护作用，因此，核电厂应加强监察力度，通过有效监察，提升操作人员安全意识，规范操作行为，从而避免安全事故的发生。再者，核电厂应加强企业安全文化建设，潜移默化中对操作人员思想观念产生积极影响，使其将安全质量文化、团结协作文化等深刻在脑海之中，并在实际操作中予以良好执行。最后，核电厂应建立完善的沟通机制，促进操作人员彼此之间的交流沟通，相互取长补短，加强监督、反馈，吸取彼此的操作经验，从而增强操作人员的操作可靠性。

（二）增强人机交互可靠性

人机界面是操作人员与系统进行交互的重要接口，通过对人机界面的优化，能够有效提升人机交互的可靠性。因而，要求设计人员在核电厂数字化控制系统的设计时，便提前对操作人员的操作习惯、心理与生理特征等进行调查，按照人因工程开展系统设计。同时，设计过程中，设计人员也应充分了解当前操作人员的认知水平、认知习惯，避免将系统设计得过于复杂，而给人员操作造成困难，尽可能的保证判断智能化、要素集成化。另外，在系统投入使用前，应提前对人机界面进行测试，确保画面显示的信息为任务重点，通过审评避免消除其中可能存在的一系列缺陷。

四、结语

数字化控制系统在核电厂中的运用，已经成为了当前的必然发展趋势。而在当前系统的应用中，还存在众多的人因失误问题，需要通过优化设计、增强人员技术水平等增强人员操作的可靠性，确保数字化控制系统的预期价值得到充分发挥，从而推进核电厂的健康发展。

参考文献：

[1] 程，张力，戴立操，胡鸿.基于模拟机实验的核电厂数字化主控室人因失误辨识[J].原子能科学技术，2014，11（11）.

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一、国防科技工业固定资产投资项目档案数字的必要性

项目档案的积累、管理以及后期的利用是非常重要的项目管理内容，项目档案的数字化工作也就顺理成章地成为保护档案本身、保障项目档案提供利用、提高项目档案利用效率和提升项目档案信息化水平不可或缺的一项工作。

二、国防科技工业固定资产投资项目档案数字化存在问题分析

（一）项目档案数字化缺乏明确的管理要求

近年来，国家对国防科技工业固定资产投资项目档案管理的要求日益规范，出台了众多管理制度，文件中在项目管理过程和验收环节对项目档案管理提出了一些宏观的要求，但在项目档案数字化方面却没有提出明确的管理要求。

2015年12月，国防科工局和国家档案局联合发文《国防科技工业固定资产投资项目档案管理规定》（科工办[2015]931号），原科工办[2007]744号文作废。其中第十七条要求建设g位应接照纸质档案数字化技术规范对项目纸质文件材料进行数字化转换,范围包括但不限于以下内容:项目立项审批文件、地质勘测文件、质量评定（验收）文件、竣工验收文件、竣工图等。但相对要求比较宽泛，只列了大类，没有明确数字化的范围，对项目文件数字化的归档格式、像素大小、载体形式等参数也未进行详细要求。

（二）项目档案涉及单位及形式多样，格式不统一

国防科技工业固定资产投资项目一般会涉及到一个或多个建设单位、设计单位、施工单位、生产厂商、监理单位等不同的单位，而建设单位内部会涉及各部门档案的形式有文件、图样、照片、录像片、光盘等各种形式，档案存在形成单位多，形式多样且格式均未统一。导致项目档案数字化管理的难度较大。

（三）项目档案数字化的制约手段缺失

在项目档案形成、管理和归档过程中，建设单位一般采用签订合同时要求各参建单位提供纸质文件，但对纸质文件的数字化、电子化的要求却提的不多，不全。比如土建工程参加单位鲜有电子文件光盘移交给建设单位归档，设备仪器供应商或非标设备研制单位对于设备的使用说明、研制总结、验收大纲、培训教材、测试记录、源代码等内容电子版文件提供的不全，这说明建设单位缺乏对参建单位提供资料的相应的管理制度或合同制约措施，没有相应的管理要求。

三、推进国防科技工业固定资产投资项目档案数字化的思考

（一）制度要求明确，职责落实到位

首先，从国家层面，制定国防科技工业固定资产投资项目档案数字化相应的标准、规章和技术规范，明确要求项目档案数字化范围，应当归档其数字化版本，并对各类数字化档案的归档格式、像素大小、载体形式等参数进行详细明确。其次，从建设单位层面，应当把对项目档案的要求、措施纳入到相应的管理办法，针对项目制定项目档案工作方案，明确项目档案数字化的具体要求。

（二）经费预算与合同制约相结合，实现项目档案数字化统筹管理

对于本单位自身形成的文件，建设单位应当根据本项目档案工作方案，开展档案数字化工作并归档。对于其他单位形成的文件，建设单位应当在前期的项目建议书、可行性研究报告和初步设计各阶段明确相应的预算需求，并在与勘察单位、设计单位、施工单位、监理单位以及设备供应商及非标设备研制单位的合同中明确在支付合同款前，应审查参建单位的项目文件材料数字化情况以及电子文件光盘移交情况，是否按合同（协议）条款履行职责，对未按合同（协议）要求的建设单位可暂停或不予支付合同款。

（三）根据利用原则，明确项目档案数字化范围

笔者认为项目档案文件的数字化工作应由建设单位负责统一组织协调，制定项目竣工文件数字化的筛选原则和范围，数字化成果的接收标准和方法，各参建单位根据合同的明确要求，各司其职，按照统一的标准要求，完成规定范围内的项目文件的数字化工作。

在目前国家、上级没有明确的管理要求的情况下，笔者认为要进行项目档案数字化处理前的鉴定工作，明确项目档案数字化的范围，此工作要遵循以需求导向，以便于利用查考为目的。

根据项目档案形成的不同阶段和内容，对于由建设单位收集、归档的各A段文件，如项目的立项批复，各类合同，项目“三同时”文件，审计、档案、项目竣工验收文件在整个项目建设过程中直至项目竣工验收时经常会使用到这些文件，这些文件可由建设单位自行数字化或由专业档案数字化公司按合同要求完成数字化工作。

基建文件中应该明确竣工图必须进行数字化。竣工图数字化是档案利用、管理工作的实际需要。所以对竣工图开展数字化，一方面能更有效的保护档案，另一方面也能更好的提供利用服务。

非标设备的电子文件形成于非标设备研制的全过程，是最直接、最原始的记录。为保证及时提供设备安装、调试及生产过程中的维修利用，明确设备仪器，尤其是非标设备的各类文档及设备图纸的电子版文件要严格按照电子文件归档管理要求与纸质文件同时移交。

四、结语