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变电站网络安全监测范文1
关键词：数字化变电站设计建设技术 安全层面升级改造
0引言
当前，数字化技术已成为科学发展的前沿技术，变电站数字化对进一步提升变电站综合自动化水平将起到极大促进作用。数字化变电站是一个不断发展的概念，目前它是由电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信规范基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。
随着2006年1月8日，我国的第一座完整意义上的数字化变电站―一云南省曲靖市翠峰110kV数字化变电站通过鉴定验收。该变电站的落成填补了我国在数字化变电站建设中的多项空白，也为国内电力系统的数字化建设迈出了重要的一步。国内部分省市已经开始进行试点建设，积累经验，为大规模推广奠定基础。可以预见，数字化变电站是大势所趋，是未来变电站模式的发展方向。
1数字化变电站基本概念
作为现代化变电站，数字化变电站指的是变电站内一次电气设备和二次电子装置均实现数字化通信，并具有全站统一的数据模型和数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间信息共享和互操作。
数字化变电站的优点有：数据共享、信息全面、安装、运行、维护、升级方便、底层数据格式相同、设备成本低、便于提供先进的应用功能，主要特征有：数字化的TV/TA、二次设备、开关设备、无缝通信协议(IEC61850)、实时数据传输(G00SE)等。
在数字化变电站中，自动化系统的结构在物理上可分为2个部分，即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为3个层次，根据IEC关于变电站的结构规范，将变电站分为3个层次，即变电站层、间隔层以及过程层。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。
在数字化变电站中，其主要的核心技术体现在电子式互感器以及IEC61850标准的应用上。电子式互感器的应用是数字化变电站发展的核心与基础。与传统的电磁式电流互感器相比，电子式互感器无绝缘油，不会有安全隐患;无铁芯，无铁磁共振、磁滞效应及没有磁饱和现象;测量带宽和精度高;体积小、重量轻、运行时无噪音，高电压等级时性价比好;二次系统无电流，不存在TA开路的问题;数字化通信，可以通过网络实时监测互感器工作状态。这些优点为传统的变电站带来了巨大的革命性影响。
IEC61850标准比起以往的电力系统规约，无论在标准制定思想和结构定义上都有了很大的进步。比如标准规范一致性，IEC61850标准在MMS的基础之上建立了一套适用于电力系统的通用通信接口ACSI，符合IEC61850标准的各个厂家产品可以非常方便的实现互操作。 在IEC61850标准中，它的每个数据都是自带名字和数据类型，为了防止传统规约中使用点号和数据包类型号带来的混淆;规约调试的工作量减少，因此，IEC61850特别强调一致性测试，理想情况下各个不同厂家装置及后台系统可以无缝组网。
2 数字化变电站建设设计常见问题
2.1 技术层面问题
(1)电子式互感器带来的相关问题
根据IEC标准，从测量原理分类，电子式电流互感器包含了光学电流互感器、空芯电流互感器(又称为Rogowski线圈)及低功率型电流互感器3种。由于在光学电流互感器的温度稳定性研究方面遇到的困难，现阶段实用化的高压电子式电流互感器主要是以空芯线圈为传感单元，低压侧的半导体激光器通过供能光纤给高压侧的调制电路供电，将高压侧的含有被测电流信息的电压信号转换成数字信号驱动发光二极管，通过信号传输光纤以光脉冲的形式传输至低压侧。在电子式互感器应用方面，需要关注以下问题:互感器的安装位置，合并单元的配置方案，各个二次设备如何共享数字信号，差动保护(变压器、母线、线路等)采样数据的同步，数字化过程层设备的测量精度，多个过程层接口的保护测控设备的应用等如何解决。
(2)支持IEC61850标准中存在的问题
国外实现IEC61805的变电站层和间隔层部分规约已经实现，功能也已相当完整。由于制定IEC61850时，具体的保护功能和类型是按照欧美的标准及习惯制定的，国内使用的保护功能和方法与其有一定的差异，完整实现站层和间隔层部分规约包括GOOSE时，由于存在网络冲突，可能会造成GOOSE报文的延迟;而且目前国内高压保护全部是双重化配置，当双套保护同时动作的时候，会同时发送紧急事件报文，此时可能会发生冲突。因此国内急需建立一个完整全面的IEC61850数字式设备测试环境，从科研试点的角度出发，数字化变电站中有必要配置专用的网络分析仪。网络分析仪主要用于详细记录网络上的报文信息，实现检索、排序、分类等基本数据统计功能和针对IEC61850标准的高级报文分析功能。目前，国外有一些分析MMS报文和GOOSE报文的软件，但价格昂贵而且长期运行稳定性差。
(3)其他技术层面的一些问题
除了以上两大核心技术面临的挑战外，其他技术层面如数字化变电站通信网络的拓扑结构，操作箱数字化的配置，时间同步和闭锁功能的实现，智能开关耐压等级及短路电流开断能力的完善，网络环境下传输延时不确定等已经成为数字化变电站建设中关注的焦点问题。
2.2 安全层面问题
先前的SCADA和其他的控制系统都是一个独立系统，由于硬件平台和逻辑结构都与外界不同，因此具有较高的安全性。而开放式变电站综合自动化系统基于开放的、标准的网络技术之上，供应商都能开发基于因特网的应用程序来监测、控制或远方诊断，可能导致计算机控制系统的安全性降低。对于要求高可靠性和安全稳定性的电力系统而言，安全问题尤其突出。因此，可以尝试从两方面着手。
(1)物理安全性方面
一种方法是采用虚拟网技术。VLAN(虚拟网络)技术，即将一个物理的LAN逻辑地划分成不同的广播域(即VLAN)，使每一个VLAN都包含一组有着相同需求的计算机工作站。这样就可以实现电网的运行数据以及各种调度信息存储于不同的节点，降低了人为破坏或者自然灾害的风险。另一种方法是采用多智能体技术。多智能体是分布式人工智能DAI(DistributedArtificiallntelligence)研究的前沿领域，是由多个智能体组成的系统。这种方法的基础与上一措施相同，都是分布式网络。不同的是，多智能体技术赋予每一个受监控点一定的决策及协调能力。这样就比单纯的分布式网络更为灵活，并且安全系数更高，通过策略库，可以应对出现的复杂的情况。
(2)软件安全性方面
对于变电站网络安全体系主要有以下两种方法：一是采用数字签名技术，因为数字签名是基于保密算法的程序式安全措施。它的安全程度取决于算法的复杂和精准程度。数字化变电站可考虑对变电站运行信息(遥控信息、遥调信息、保护装置和其他安全自动装置的整定信息等)应用数字签名。二是采用防火墙技术，因为在互联网上广泛应用的防火墙技术可以在有数据沟通的终端之间，通过TCP/IP协议完成对数据流的安全保护。而且这种措施还可以根据实际情况采用不同的安全等级策略，方便灵活。数字化变电站的信息安全防护是整体的、动态的过程，同时也是多种技术的总和。应当综合考虑变电站的网络安全策略，建立起一套真正适合变电站的网络安全体系。
3 数字化变电站变电运行时的一些问题
基于IEC61850通信协议的数字化变电站引起了一、二次设备的变革，也必将给变电运行及检修工作带来新的挑战。
3.1 智能开关的调试技术
数字化变电站的一项关键技术就是智能开关的使用，因此，智能开关的性能直接关系到数字化变电站的操作智能型。智能开关的调试要考虑两方面因素:一是物理性能，如绝缘性能，机械灵活程度等;二是二次设备配合度，即要满足精密二次设备监视、控制及信息传输速度的需要。
3.2 间隔层的改造
由于数字化变电站中的继电保护是直接以数字量输入和输出的，内部无需A/D转换过程，因此就抛弃了以往的笨重的A/D转换设备，新式校验设备更加轻便小巧易于携带;更重要的是将不再直接检测高强度的模拟量，提高了检测人员和设备的安全系数。其次，由于数字化变电站的继电器可以进行暂态检测，因此数据可以常备常新，随时检测，更准确迅速地反映电能参数的变化和异常，因此与以前的稳态校验在校验方法上大大不同。
3.3 传统变电站与数字化变电站故障分析及排查
传统变电站与数字化变电站有个很大的区别是内部连接方式的不同。传统变电站主要是靠复杂的二次电缆群传递模拟信号，因此误操作的概率较大，而数字化变电站的过程层与间隔层之间、间隔层与变电站层之间都是通过光纤以太网相连接，网络内部通过自我检测的方式进行故障排查，方便快捷且不易出现误操作。数字化变电站在早期检测方面也有了一个突破，即将新型传感器和计算机配合使用，连续自我检测和监视开关设备的一次和二次系统，在缺陷变为故障之前发出预警提示，及早解决，尽可能减小损失。但是，目前尚无一个符合实际的预警标准，如何制定出精确的临界值是其中的难点。通过以上的分析不难看出，数字化变电站的运行工作比传统变电站简单方便，也对变电运行提出了新的挑战。作为运行单位必须及早着手准备，加快人才培养，加快对新设备、新技术的消化和吸收，以便积极应对。
4 传统型变电站升级改造
数字化变电站具有更加灵活，更加方便的调控手段，也具有更高的安全性和稳定性。这种技术将在以后的电力系统中得到普及。但是已建成的大量传统变电站的整体一次性升级必将产生沉重的经济负担，因此，建议通过以下几个措施逐步升级传统型变电站。
4.1 变电站层的改造
若变电站内与控制中心都支持IEC61850标准，可以抛弃101、104直接采用IEC61850与IEC61970完成升级;否则需进行规约转换，即在变电站层实现IEC61850与101、104的网关。具体工程则应根据各个变电站的实际情况而定。
4.2 间隔层的改造
(1)针对不同厂家进行设备升级。
(2)根据新的布局情况转换网关的通信服务。
(3)完成原始数据到新逻辑保护接点的映射。如图1所示
。图1 间隔层升级
变电站网络安全监测范文2
中图分类号:TN911-34文献标识码:A
文章编号:1004-373X(2010)21-0093-03
Research on Technology and Application of IEC 61850
HUANG Wen-hua1, LI Yong2
(1. School of Telecommunications and Information Engineering, Xi’an University of Posts & Telecommunications, Xi’an 710121, China;
2. Xi’an Beareu, Shannxi Electrical Power Corp., Xi’an 710032, China)
Abstract: IEC 61850 is the seamless communication standard of substation automation system (SAS) in next generation. The technical characteristics of IEC 61850 are summarized in this paper for the purpose of the equipment development in the application of IEC 61850. It is pointed out that IEC 61850 is the intension of the integration of heterogeneous information. The substation configuration (including the structure of configuration file and the flow path of configuration) and the application of XML technology in IEC 61850 are analyzed. The ideal communication model is obtained. The security questions to the substation communication network are discussed. The research provides a foundation for the design of SAS which is coincident with IEC 61850.Keywords: IEC 61850; integration of heterogeneous information; XML; security of power network
收稿日期:2010-05-24
0 引 言
IEC 61850是国际电工委员会负责电力系统控制及其通信的相关标准的第57技术委员会(IEC TC57)制定的关于变电站自动化系统结构和数据通信的一个国际标准,目的是使变电站内不同厂家的智能电子设备(IED)之间通过一种标准协议实现互操作和信息共享,实现“一个世界、一种技术、一个标准”[1]。
在制定IEC 61850标准的过程中,美、德、荷兰等国都建有示范工程,而应用IEC 61850的数字化变电站技术是我国十一五重点研究课题,目的在标准制定和产品研发方面追赶国际先进水平。IEC 61850标准的正在我国电力系统普及发展,而符合IEC 61850标准的设备的开发,需要对标准的深刻理解与掌握,本文对IEC 61850的相关技术进行研究与讨论。
1 IEC 61850的内涵分析
1.1 IEC61850 技术特点分析
IEC 61850规约体系完善,相对于基于报文结构的传统规约,应用面向对象技术的IEC 61850有明显的技术特点和优势[2]。
(1) 系统分层技术:IEC 61850明确了变电站自动化系统的三层结构:变电站层、间隔层和过程层以及各层之间的接口意义。将由一次设备组成的过程层纳入统一结构中,这是基于一次设备如传感器、执行器的智能化和网络化发展。
(2) 面向对象的建模技术:为了实现互操作性,IEC 61850标准采用面向对象技术,建立统一的设备和系统模型,采用基于XML的SCL[3]变电站设备通信配置语言来全面的描述设备和系统,提出设备必须具有自描述功能。自描述、自诊断和即插即用的特性,极大方便了系统的集成,降低了变电站自动化系统的工程费用。
(3) 抽象服务通信接口技术:IEC 61850为实现无缝的通信网络,提出抽象通信服务接口(ACSI)[4],接口技术独立于具体的网络应用层协议,与采用何种网络无关,可充分适应TCP/IP以及现场总线等各类通信体系,而且客户只需改动特定通信服务映射 (SCSM),即可完成网络转换,从而适应了电力系统网络复杂多样的特点。
1.2 IEC 61850标准的本质内涵
作为下一代变电站的无缝通信标准,IEC 61850充分借鉴了变电站通信、计算机、工业控制等领域的长期经验[5]。在IEC 61850鲜明技术特点的背后,是IEC 61850与以往变电站通信标准的实质性差别,而理解IEC 61850的本质是应用IEC 61850的基础。
IEC 61850是变电站自动化通信标准,通信标准的本质目标是实现双方快速准确的理解相互传达与接收到的逻辑信息命令,并正确执行命令。由于各设备生产商生产的智能电子设备,可能采用不同的芯片、不同的硬件架构、不同的嵌入式系统,它们组成了一个复杂的异构环境系统,所以变电站中设备之间的通信是一个复杂的分布式信息交互问题。变电站设备要实现互操作实际就是解决如何在异构环境下实现数据交换的问题。IEC 61850标准制定的思路与以往IEC 60870等标准在解决信息表达与传输问题方面相比上存在着根本的区别,主要是借鉴了近些年来计算机解决异构环境领域的常用的ASN.1,XML等技术来解决变电站中的信息交互问题,因此IEC 61850标准的本质可以理解为是解决变电站中异构环境下数据交换问题的一个实现方案。
IEC 61850标准充分综合了ASN.1与XML两种技术的各自优势,利用ASN.1的二进制编码信息传输效率优势,用它作为主要的实时信息交互通信方式,利用XML直观与带自描述特性在XML 1.0版本的基础上推出了变电站配置语言SCL,用于描述变电站系统的结构与智能电子设备的能力及定义通信参数等。如图1所示。W2G组织提出了要将MMS映射到XML,采用XML技术来代替MMS协议中的ASN.1编码,所以ASN.1与XML两者正在不断的相互借鉴发展。
2 IEC 61850中XML配置的运用
2.1 基于XML的变电站配置
变电站配置描述语言(Substation Configuration Description Language,SCL)是IEC 61850规定的基于XML 1.0,利用其自描述特性主要用于智能电子装置能力描述和变电站系统与网络通信拓扑结构描述的语言[6]。IEC 61850-6部分规范了SCL语言规范了装置所含有的逻辑节点、数据集、报告控制块、站内连接方式、IP地址等通信配置等[7]。由于XML技术已经受到众多软件集成商如微软、IBM,SUN等的支持,开发人员可以方便的处理XML文档,对XML的处理独立于操作系统平台、编程语言等等[8]。因此采用SCL语言描述以后使得变电站系统集成变得更为简单,各厂商一致采用IEC 61850-6与IEC 61850-7对变电站的抽象模型框架提供的IED就可以通过各自的IED配置工具和系统配置工具通过对XML文档的解析、读取数据,进行配置信息的交互。各厂商对配置文件实现解析与处理过程可能不同,但采用了相同的变电站描述结构和相同的参数,最终就能相互理解,这是IEC 61850互操作性体现之一。
图1 IEC 61850标准中的异构信息集成技术
图2为一个变电站系统配置的最基本描述情况,SCL至少有以下几个元素,Header,Substation,Communication,IED,DataTypeTemplates。Header元素定义了SCL配置文件的修改历史记录版本号、修改的时间、修改的原因、何人最终修改等。
图2 系统配置文件的基本结构图
2.2 变电站配置的流程与技术
配置的主要流程如图3所示,配置的过程主要分为四步,首先是厂家提供的IED配置器工具将产生IED设备的ICD能力描述文件,然后传递到系统的子站端,根据系统的集成规范SSD以及系统端的配置器,生成系统端的描述文件SCD,再将SCD发送回IED的配置器,最终获得IED的配置文件CID。配置文件主要包含如何进行通信,在系统所处的位置的描述,相关的链接通信节点,以及报告节点、数据集设置等相关约定,同时ACSI到MMS映射的实现、MMS通信服务过程中需要借助CID配置文件,解析出其中相应的数据信息作为参数,比如GOOSE报文的接收端MAC地址。
图3 配置流程图
通过采用XML的配置可以实现装置的功能自动组合,装置内的程序可以通过直接修改配置文件而动态的改变装置所具有的功能,比如修改逻辑节点或者数据集等,从而实现装置侧的程序通用,对于厂家而言,可以实现一个通用的通信程序,然后根据具体特定装置功能需求,设计配置不同的XML文件即可实现不同装置的通信。最理想的IEC 61850通信程序(见图4)的明显优势在于:程序一次编译完成,可以只需要简单的修改配置文件就可以应用到各个装置设备中,综合自动化后台通过读取装置配置文件就可以自动创建数据库实现装置接入与生成。
图4 理想的IEC 61850通信程序
3 IEC 61850应用安全问题
IEC 61850的应用依赖于一个安全的网络环境。因此,当前电力系统在解决了信息异构集成问题后,突出面临的一个问题就是如何构造一个安全的网络通信系统,WG15已经开始专注于电力数据和通信安全领域,来保证电网的安全运行[9]。
电力系统安全防护重点在实时控制系统[10],IEC 61850标准在变电站分层中提出了过程层,并在这一层也采用以太网通信完全替代原来传统的硬接线方式。由于在过程层中诸如跳闸的GOOSE报文要求在4 ms内到达通信接收的另一端,与以太网在变电站层和间隔层相比需要保障更高的安全可靠性,因此,如何保障变电站内过程层网络的安全性问题比以往显得更为突出和重要。从应用安全的角度出发,基于IEC 61850的变电站通信系统应具备以下防御措施:
(1) 采用VPN技术解决端到端的数据安全问题。主要采用隧道技术、加解密技术、密钥管理技术、使用者与设备身份认证技术等四项技术来保证安全。通过安全策略和安全规则的制定,把网络划分成不同的安全区域,控制VPN通道内不同的安全区域之间的访问,可以进一步减少了内部窃听的风险和不安全因素,使网络的安全性得到进一步的提升。
(2) 采用SSL/TLS加密技术,对变电站通信系统中面向连接通信机制的服务器连接进行授权验证,在对象建模中对不同用户加入访问权限限制,并报告试图进行未授权下的访问操作。
(3) 采用SNMP(简单网络管理协议)来管理变电站通信网络,定期建立数据备份与实施冗余机制。
(4) 建立入侵监测防御措施,建立控制中心安全策略应对措施,基于IEC 61850的变电站通信系统控制中心应采取多层安全机制保证,当受到攻击时可以降低使用情况而不至于系统瘫痪。
除了以上从技术的角度应对电网安全问题外,还应注意人员的管理与安全意识、工程施工等与电网安全运行密切相关的因素。
4 结 语
IEC 61850标准作为未来国际变电站的统一标准,已经在逐步走向成熟。本文为了IEC 61850具体应用中IED设备开发的目的,对IEC 61850的技术特点进行了总结,首次提出IEC 61850标准是对异构信息进行集成的实质内涵,应用XML技术具体对IEC 61850中变电站的配置进行了研究和设计,包括系统配置文件的结构、配置的流程,得到了理想的IEC 61850通信程序模型;针对应用IEC 61850标准电力网络通信的安全问题提出了建议和策略。研究为开发符合IEC 61850标准的变电站通信系统提供了依据。在中高压综合自动化系统中,IEC 61850的性能与优势能得到更多的体现。IEC 61850标准可以有效地解决变电站内设备的互操作问题,作为一致公推的变电站标准必将给变电站自动化系统带来深远的影响。
参考文献
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[2]李光辉.基于IEC 61850的变电站装置建模[J].电力系统通信,2009(4):27-29.
[3]IEC. IEC 61850-6 Communication network and systems in substations [S]. USA: IEC, 2008.
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变电站网络安全监测范文3
【关键词】 智能变电站 数据通信 网络结构 设计
引言
随着我国社会和经济水平的不断提高，在供电质量方面的要求也越来越高。在资源大量消耗的现状下，如何通过可再生资源，更好的为社会提供稳定、安全、可靠的电力，是目前我国电力行业的核心目标。随着我国的电力行业的不断发展，同时也面临着大量的机遇和挑战。大容量的发电厂往往和负荷中心的距离较远，需要进行远距离的高压输送，提高了出现故障的几率，从而导致大规模停电的产生。全球发生的多例大规模停电事件也让人们开始关注电力系统的稳定性。在现代科学技术的发展下，通信技术、计算机技术等逐渐也开始应用在电力系统中，提出了智能电网理念，可以有效保证电力输送的稳定性和安全性，更好的为社会服务。
一、智能变电站结构
1.1智能变电站和智能电网
智能变电站和智能电网之间有着密不可分的联系，可以说智能电网中包括了智能变电站。智能变电站的设计是建立在智能电网的基础之上的，智能变电站的存在保证了智能电网的数字化、智能化、互动化等多项特点，是实现智能电网的重要保证，主要体现在以下几个方面：
第一，支撑智能电网。智能变电站有着统一的标准和信息模型，可以保证智能电子设备的互动性，为智能电网的信息化奠定基础。智能变电站要建立在数字化的前提下，有着性能优良、抗干扰能力强的特点，并具备自我检测和诊断的能力。通过以太网交换技术，能够确保智能电网的精确度，使数据能准确、快速的传输，为智能电网提供数据基础。通过稳定智能变电站中的电子设备完成动态数据、稳态数据和暂态数据的采集与处理工作，提高智能电网的数据处理能力。第二，加强全网联接。变电站是智能电网能量传递的重要枢纽，因此智能变电站的存在能保证电网中各个节点的有效连接。当智能电网中发生事故时，可以进行有效的控制，并提高电网的事故预防能力，保证电网的稳定性[1]。第三，高电压等级的智能变电站能够满足智能电网中对高压输电网架的要求。根据我国的实际情况，智能电网中的主要输电网架都是高压线路，必须要通过高电压等级的智能变电站进行调节，能够解决高电压线路中大容量点电能传输所存在的问题，保证我国高压输电网架的稳定，促进我国电力建设的完善。第四，通过中低压智能变电站，可以同时支持风能发电、太阳能发电等清洁分布式电源的接入，为智能电网提供了中间歇性电源“即插即用”的功能。第五，为智能电网的实时监督提供了保障。在智能变电站中，通过大量先进电子设备的应用，可以获取到电网中的运行数据，对设备的维护检修提供基础，提高了系统的实用性。
1.2智能变电站与数字变电站
数字变电站是确保智能变电站实现的基础，相比之下，数字变电站更注重过程，而智能变电站更注重结果。和数字变电站有所区别，智能变电站强调的是物理集成和逻辑集成。强调了智能设备在智能变电站中的应用，不仅可以负责传统设备的测量、控制以及监测等各项功能，还可以进行相应的计量和保护等。智能设备是由一次设备和智能组件之间的组合，有着测量数字化、控制网络化、状态可视化等特征。而逻辑集成指的是智能变电站注重逻辑集成，通过对系统的虚拟装置，可以根据实际情况，选择对智能变电站的区域性或总体性的协调，支持在线决策、协同互动等多种应用。智能变电站和数字变电站的区别可以分为两个方面：
第一，出发点不同。数字化变电站的目的是满足变电站的自身需求，通过建立统一的信息通信平台，在变电站内部实现一次、二次设备的通信，注重的是变电站内部的设备和相互之间的联系。而智能变电站是建立在整体电网的要求上，建立全网统一的信息通信平台，更加注重电网中各个智能变电站之间的联系，以及变电站和控制中心之间的通信，提高电网中的通信水平。另一方面，智能电网中还可以支持风能发电、太阳能发电等多种清洁分布式电源，满足“即插即用”的要求。
第二，设备集成化程度不同。数字变电站具备一定的设备集成和功能优化，在以太网技术的基础上，将一次、二次设备之间相融合，符合了智能电子装置的标准。和数字变电站相比，智能变电站的设备集成化程度更高，智能设备体现的更加全面，促进了一次、二次设备的一体化进程[2]。
二、智能变电站数据通信网络性能要求
通信网络是变电站自动化系统内部和其他系统之间进行交流的重要途径，数据通信网络是否稳定、高效、实时是判断系统信息化、自动化的重要标准。在智能变电站中，数据通信网络是各种设备与系统之间的信息传输纽带，要满足相应的国际标准和规范，建立统一的通信接口。随着变电站自动化技术的不断发展，需要进行传输的数据越来越多，对数据通信网络的要求也在不断提高。数据通信网络必须能够应对目前大量的电量数据、操作数据以及故障数据等。另一方面，目前对数据通信网络的实时性和稳定性要求非常高，因此在对数据通信网络进行设计时，要考虑到网络的冗余性能和无扰恢复能力。从总体来说，对智能变电站通信要求的性能要求可以分为以下四方面：
第一，分层结构。智能变电站的分层结构是由分层架构决定的，数据通信网络的分层是确保智能变电站分层架构的前提，根据对智能变电站的不同需求，要选择相对应的网络通信技术和结构。
第二。实时性。在智能变电站中，需要对大量的实时运行信息和操作控制信息进行处理，这些信息往往都具备一定的实时性，所以在建立数据通信平台时要注重数据传输的实时性。
第三，可靠性。电力系统有着连续运行的特点，这就意味着智能变电站的数据通信系统也要一直处在运行状态，一旦数据通信系统出现运行故障，会对智能变电站的整体运行产生影响，造成巨大的经济损失，甚至伤及人们的人身安全。因此，数据通信系统的可靠性是在设计时要考虑的重要因素。
第四，电磁兼容性。变电站在日常的运营中会受到多方面因素的影响，例如电源、雷击、跳闸等，使得通信系统常常要在强磁干扰的环境下工作，因此对网络的电磁兼容性有着一定的要求，要避免强磁干扰而产生的通信障碍。
三、智能变电站数据通信结构体系
3.1智能变电站结构设计
根据我国电网公司对智能电网出台的相关规定，在建立智能变电站时，要包括过程层、间隔层和站控层。在过程中包括变压器、断路器、隔离开关等一次设备；在间隔层中包括继电保护装置、系统测控装置等二次设备以及一些控制器和传感器通信系统；站控层中包括各种自动化监视控制系统，对通信系统中的实时情况进行监督，对智能变电站中的设备进行全方位的监视、控制以及信息交互，保证变电站数据采集、监视控制、电能量采集等多项工作的正常进行。
和数字化变电站相比，智能化变电站的设备集成化程度更高，更好的实现了智能设备的作用，将一次、二次设备一体化，提高了变电站的工作效率。除了过程层中的测量和控制功能不变之外，智能化变电站通过集成将间隔层中的保护、控制与监视融合到过程层中。这样一来，这些智能设备除了能够进行测量和控制之外，还具备保护、监视的功能；另一方面，智能设备通过标准化接口接入电网的高速网络后，能够更好的实现智能设备和变电站之间的信息交流。在此基础上，可以对智能变电站中的数据通信网络进行结构设计[3]。
3.2智能变电站总线设计
在传统的数字变电站中，总线设计分为站级总线和过程总线两种方式。站级总线指的是变电站层和变电站层之间的通信方式，通过站级总线，各个变电站之间能够进行数据通信，并可以和上级运行中心以及调度控制中心相联，传输相应的数据信息。
过程总线指的是在过程层和间隔层之间的通信。通过过程总线，这两者之间可以进行数据通信，具有一定的稳定性和实时性。如非常规互感器采样值的传输、保护装置控制命令的传输等。根据站级总线和过程总线的特点，数字变电站中有两种组网模式：独立过程总线模式、站级总线与过程总线结合模式。独立过程总线模式中，间隔层的智能电子设备要通过两套以太网接口，分别接入站级总线和过程总线。在这种模式下间隔层和过程层的数据难以进行共享；站级总线与过程总线组合模式下，变电站中的一切智能设备同时接入同一个物理网络。无论是变电站层之间的装置还是智能电子装置之间，都能实现共性和交互，但是由于网站中存在大量的数据信息，因此很容易引发网络资源竞争问题。
和数字变电站相比，智能变电站中只有站级总线一种总线模式。在智能变电站中，逐渐开始淡化过程总线的概念，间隔层和过程层之间的数据信息传输通过变电站中的智能设备进行。设备以及系统之间的数据通信通过以太网技术实现，保证了数据通信传输的稳定性和可靠性。
3.3安全结构设计
智能变电站中的数据通信是建立在以太网技术上的，有效降低了变电站的成本。但是在智能变电站中，面临着各种网络安全威胁。其中既有变电站内部的威胁，也有来自变电站外部的威胁，其中主要包括非法使用、截获信息、篡改数据信息、恶意程序、权限管理不当等。智能变电站是以TCP/ IP协议为基础的以太网技术建设的，通过加密技术、数字签名技术、容错技术等多种方式对安全结构进行完善[4]。
四、结语
随和我国社会经济的不断发展，对电力系统的要求越来越高，智能变电站开始兴起，智能变电站中数据通信网络系统有着重要的作用，负责变电站中各类数据的传输。在智能变电站中逐渐将智能设备一体化，提高了智能变电站的工作效率，促进了我国电力行业的发展。
参 考 文 献
[1]毕艳冰. 面向智能电网的通信中间件的关键技术研究[D].山东大学，2013.
[2]姜文婷. 数字化变电站通信网络研究[D].华南理工大学，2014.
变电站网络安全监测范文4
【关键词】 智能电网 配用电 通信网络
我国电力产业在最近几年的发展速度很快，配用电网是我国电网的重要组成部分，而且它是实现电能分配的重要途径。不过配用电通信网还存在一定的问题，问题主要表现为配用电通信系统缺乏整体规划、通信网兼容性较差、通信资源浪费严重等。随着社会经济和科技的发展，智能电网已慢慢成为提高供电质量的重要手段。智能电网配用电业务具有特定的分布以及多种网络建设模式，加强智能电网配用电通信网络的研究是促进电力系统发展的关键。
一、智能配电业务分析
智能配电业务是电力系统中的重要组成部分。智能配用电业务具有很多特点，首先，智能配电网业务种类多、节点多、覆盖面广且分散、运行环境较差；其次，智能配电网非常容易受到城建和扩容的影响；第三，智能配电网通信距离远，信息总量大但单点容量小；第四，智能配电网运行维护工作量大、管理问题多以及建设复杂。要实现智能配电网业务就意味着大量业务的传输，但传统的通信模式已经不能满足此业务实现的条件，因此必须采用网络的概念融合更多的业务，这样才能更好地保证业务的服务质量。另外，智能配电业务涉及了很多内容，其中包含了新型充电站业务、分布式能源业务、传统自动化业务、电网状态分析业务等[1]。
二、配用电业务网模型
2.1高级配电自动化系统
配电自动化系统是配电网业务的重要组成，它可以完成现场配电终端与主站之间的业务数据交互工作。在此之前，配电网通信主要依靠专线通信，而通信协议主要采用串行通信协议，这种情况下的线路资源利用率比较低。目前，变电站网络正向着更高级的通信协议发展，并且已经基本实现站层级的网络标准。新时期实现自动化业务比较有效的方式是建立基于以太网技术的高级配电自动化业务系统。经过大量的实践证明，网络设备在30%负载的情况下才具有最好的实时性和可靠性。在配电自动化系统发展中，推广应用的通信协议需要满足一定要求，即通信协议要能满足自动化业务的实时性、通道带宽、通信节点数量、新型配电业务，只有这样才能最终实现调度自动化和基于以太网配电自动化的综合管理[2]。
2.2用电负荷管理系统
目前，我国电力用户的电量信息采集已经向着自动化、全覆盖以及全预付费的方向发展。当前电量信息采集主要采用了通用无线分组业务网络，这是一种对带有GPRS 模块的集中器汇集局部区域的用电信息进行间接采集的手段，用电信息是经电信专网接入电力公司主站。但这种手段存在一定的弊端，即被采用的GPRS设备在线率较低，因此不能实现实时电价和用户的需求，而且这种网络费用比较高。
其实解决用电负荷管理业务可以通过建立以太通信专网来实现，以太通信专网可以连接用电信息管理主站与各个电力用户终端；而本地通信则可通过总线、载波、无线传感器网络来实现[2]。
2.3用能服务网络
用能服务网络是为了满足用户用电需求定制、多样化服务以及多种用能策略而产生的一种服务网络。这个网络服务设计到的业务有语音、视频、数据业务，这种服务网络对带宽的要求很高，需要制定一种特殊的网络方式来满足服务网络发展的需求。用能服务网络发挥作用过程中通常会利用到公共互联网和电力通信网，具体来说就是用户将需求通过公共互联网传输到电力服务网站，最终用户定制的服务由电力通信网传输至用户的表计和用户终端。
2.4环境辅助监测网络
视频或环境辅助监测系统在配电网中发挥着至关重要的作用，比如说它通常被应用在无人值守变电站的监视中或者被应用在重要开关设备的监视中，又或者被应用在现场维修安全监视和事故抢修现场分析中。最关键的是电力公司监控中心科员对所有视频信息进行统一处理。总之，环节辅助监测系统在电网服务中占有一席之地。
三、配用电通信网关键要素
配用电通信网能够支撑多种业务的关键在于它本身涉及的一些重要技术，比如说无源光网络等多种通信技术、融合的数据网络技术、综合网管技术、通信协议结构以及网络安全技术等。这些关键技术在配用电通信网中各自发挥着不同的作用。具体说来，我国配电网的发展经历了很多阶段，而且每个阶段所应用的主要技术都不一样，然而配电通信网的构建必须综合使用这些技术；为了满足配用电多业务网络发展就必然要采用数据融合技术，但数据融合技术必须要满足安全性要求和可靠性要求；通信网络发展特点是将通信结构和多种通信技术应用到同一个网络中，这样不仅扩大了网络的规模，而且增加了网络的复杂性，这最终给网络的运行和维护增加了很多困难。为了解决这一问题就需要建立统一的网络管理系统，通过这种统一的网络系统来实现网络的集中管理。统一网络管理系统的优势在于它可以结合地理信息系统对通信网络的故障进行准确的定位，这样就可以提高运行维护人员工作效率；当前我国配用电方面的通信规约类型非常多，但是并没有一个完整的解决体系。在这些通信规约中有些是用于点对点连接的专线或数字传输通道，这些规约只有三个层次，即物理层、链路层和应用层；还有一些规约是用于数据通信网络中，这类规约在物理层、链路层和应用层的基础上又增加了网络层和传输层；配电通信网融合了多种通信技术而形成了一个开放的网络，这个网络拥有大量的终端设备的接入，但与此同时网络安全及数据的保密性就成为了值得关注的问题。然而，在配电通信网络中采用了一些安全技术，比如在应用层、网络层、物理层应用认证加密过滤技术，同时应用安全测试评估技术、安全存储技术、主动实施防护技术、网络安全事件监控技术、恶意代码防范与应急响应技术来保障配电通信网的安全[3]。
四、典型配用电通信技术混合组网示例
在配用电通信技术使用过程中，由于考虑到充分发挥各种通信技术的优点，从而克服某些技术的缺点，所以建立起以光纤网络为骨干，无线技术、载波为补充的网络结构。这种结构能够更好地满足很多业务的需求，如用电信息采集。环境监测、临时应急通信以及用能服务和配调自动化等。这种混合组网结构主要分为三个层和一个综合网管系统，三个层分别为骨干传输层、远程接入网络、本地接入网络，每个层发挥各自不同的功能，它们在配用电通信技术混合组网中发挥了重要的作用。不过在这个混合组网中网管系统的作用更为重要，这个网管系统的任务是管理以太网、无线专网、通信设备、网络设置管理以及其它网络管理[3]。
五、结语
总之，配用电通信网的建设意义重大，而且它涉及众多因素，所以要全面地、综合地规划才能做出最合理的建设方案。如何建设出最为科学的通信网是重中之重。本研究对配用电通信网的相关内容作出的阐述为配用电通信网的建设提出了一定的建议。
参 考 文 献
[1] 黄盛.智能配电网通信业务需求分析及技术方案[J].电力系统通信. 2010（06）：12-14
