时间：2024-03-23 08:17:14
序论：速发表网结合其深厚的文秘经验，特别为您筛选了11篇变电站网络安全监测范文。如果您需要更多原创资料，欢迎随时与我们的客服老师联系，希望您能从中汲取灵感和知识！
中图分类号 TM63 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2012）112-0196-01
智能化变电站是以规范化信息平台、一次设备参量标准化和数字化为基础，采用先进的智能、控制、通信、信息、传感器等多种技术来实现变电站与站外系统协同互动、自动运行控制、实时全景监测等功能，从而达到可再生能源“即插即退”、支撑电网安全运行、减少人工干预、优化资产利用率、提高变电可靠性等目标的变电站。智能化变电站具有分析决策在线化、保护控制协同化、运行控制自动化、系统高度集成化、信息交换标准化、一次设备智能化等诸多技术特征，其内涵协同、互动、兼容、自主、经济、可靠。在电力系统实现可靠、安全供电的同时，对于智能化变电站的网络技术也相应提出了新的要求。
1 智能化变电站系统对网络的要求
智能化变电站系统在逻辑结构方面一般可以将其划分为过程层、间隔层和变电站层三个层次。智能化变电站系统的结构分层是采用一间隔层一过程层，这样就使得需要在变电站内进行数据的传输。在不同的运行方式下，各种数据流有不同的优先级和传输响应速度的要求。
1.1 功能要求
计算机网络在智能化变电站中主要完成其他系统与系统内部各部分之间的数据信息进行实时切换。变电站智能化系统的关键技术就在于数据通信网络，变电站综合自动化通信的关键节点之一就是在于构建一个可靠、即时、高效、稳定的计算机网络通信体系。网络技术能够有效地连接上变电站内各个智能电子设备，所以，各种智能电子设备的接口都极为需要网络接口的支持。同时，在智能化变电站中数据信息量倍增和无人值守的趋势日益加大，对于网络在数据信息（如故障、录波、电量、操作、事件等）的存储和传输方面的要求也日益提高，必须充分满足承载的速度和空间。为了充分保证无人值守变电站电压运行的质量，网络技术必须有效地完成电压自动对时和自动调节等功能，另外，还应该具备自我恢复、远程控制、自诊等功能。
1.2 性能要求
智能化变电站对于网络技术的要求，主要体现在实时性、开放性和可靠性三方面。
1.2.1 实时性
传输过程所特有的即时特点一般都是由数据测控、信号保护、远程命令等功能决定。变电站在正常运行过程中数据流较小；但是一旦出现了故障，那么就需要快速的传输速度，以便进行大量的数据即时传输。而大量的数据即时传输又需要多个处理器在网络上进行协调互动，只有这样，才可以形成控制命、保护算法、
采集信息，因此，我们必须保障各个处理器的命令输出和同步采样都尽量地保持在一个高速状态，这是目前我们亟待解决的问题。解决问题的关键就在于让通信协议和网络通信提速都符合规定的要求，也就是满足网络环境。
在过去，我们往往都会采用现场总线的设计方法来进行，但是这种方法只能满足普通变电站的运行要求，而完全无法满足智能化变电站系统对于速度的要求。而高速接口芯片、OSI七层协议的固化、标准化的数字控制技术发展等技术的迅猛发展给智能化变电站系统提出了有效的解决方案。
1.2.2 可靠性
电力网络的关键节点就是变电站，只有变电站安全、稳定、可靠地运行，才能够保证供电的可持续性。因此，变电站网络最重要的要求就是要保证它的可靠性能。多媒体信息技术（图像、数字等）广泛应用于智能化变电站系统中，智能化变电站系统对于网络通信的可靠性的要求更高、依赖性更强。
1.2.3 开放性
电力调度智能化的一个重要的子系统就是变电站智能化系统。为了满足系统集成的要求，变电站智能化系统应该使用国际标准的通信协议，满足国际接口标准的要求，适应电力调度智能化的总体设计，且满足智能变电站内智能电子设备的扩展要求和接口要求。
2 加强智能化变电站系统网络安全管理的方法对策
正是由于网络具有互联性、自由性、开放性等诸多特点，但也很容易受到黑客、病毒等攻击。而网络技术只有实现了良好的安全管理，才可以将其应有的作用全部发挥出来，如果不能实现安全管理，那么必然会给智能化变电站系统造成严重的危害。
2.1 防病毒软件
现在计算机病毒越来越高级，越来越复杂，严重威胁到计算机网络的安全，一旦发现网络系统感染了病毒，就应该采用防病毒软件进行实时防范，扫描出病毒所在位置，对计算机系统的感染程度进行彻底地检查，将病毒彻底、完全地清除掉，从而保障计算机网络的安全性。如360安全卫士基于人工智能算法，独具“自学习、自进化”优势，秒杀新生木马病毒，助力360杀毒获得AV-C国际评测查杀率第一，实时捕捉病毒威胁，预防效果更出色。全新架构进一步减少对系统资源的占用，性能提升30%以上，电脑轻快不卡机。智能引擎调度技术升级，可选同时开启小红伞和BitDefender两大知名反病毒引擎，双剑合璧查杀监控更凌厉。同时，隔离沙箱为用户提供百毒不侵的安全体验，运行风险程序不感染真实系统，新增“断网模式”保护隐私不侧漏。
2.2 加强外联网络安全防护
目前外联的方式可以通过蓝牙系统、红外线系统、无线网卡、PCMCIA、有线网卡、USB端口等一系列措施进行互联，应该在终端就对非法网络行为进行阻断，这是最为安全、最为有效的防护措施。因此，应该屏蔽不明端口，对计算机信息网络系统通过终端安全管理系统来固定设置，一旦发现有那些非法的客户端企图连接网络，那么应该将非法的客户端进行网络屏蔽或者阻断。笔者建议建立一套身份认证系统（基于PKI体系），进而实现访问控制、数据加密。同时，将CA认证系统和认证网关部署在重要服务器区附近，并且使得二者实现联动，促使实现传输通道的加密功能和用户的安全访问控制。
2.3 从制度出发，加强智能化变电站系统网络安全管理
一是成立了智能化变电站系统网络安全管理领导小组，落实了网络安全管理员，明确了领导小组和管理员的职责，构建智能化变电站系统安全管理体系。
二是在网络改造升级过程中，严格按要求实行管理网段与业务网段分离，杜绝业务用机上因特网。
三是局域网计算机上安装防病毒软件，建立了防病毒体系，同步升级，定期扫描。
四是全面淘汰一些配置较差的电脑，全部使用总行下发的性能好的计算机，确保不能因为计算机硬件的故障而出现重大事故。
五是全面安装防火设备，在机房，安装了防火报警器，购置了灭火器材，消除一切可能引发火灾等不安全隐患。
六是加强智能化变电站系统计算机应用管理，按照“全行统一管理，分部门保管使用”的办法，指定计算机负责人，并按权限设置了开机密码与网络密码。
七是严格执行“双重备份、异地保存”的数据备份制度，确保数据安全。
3 结束语
总之，在这个网络技术快速发展的时代，保证智能化变电站系统网络完全稳定的运行是一项任重而道远的任务。
1.智能变电站的内涵
智能变电站是通过变电站建设过程中，安装和使用先进的变电设备，并通过信息技术和网络技术的使用，使变电站的运行具有自动化、智能化的特点。智能变电站可以有效提高变电站和电力网络运行中的稳定性，提高运行问题的解决能力。智能变电站在运行过程中，通过先进的网络技术和信息技术的使用，可以使变电站在变电站本身或者电网出现问题时，自动对相关问题进行修复和解决，或者提前向电力管理监测单位发出预警信息，从而减少电力运行过程中的故障给电力企业和用电客户带来的不便和损失，增强电力管理部门的问题处理能力。此外，在智能变电站的建设过程中，通过高科技的使用，还能大大提高变电站信息采集、检测等工作的精确性。
2.智能变电站关键技术分析
2.1硬件的集成技术
在以往的变电站建设过程中，变电站的信息采集和信息处理都是通过中央处理器与芯片或设备的配合来完成的，相关数据的计算和分析都集中在中央处理器中，这就造成变电站的相关数据的采集和计算都要中央处理器来完成，中央处理器的工作性能直接决定了所有变电站工作的质量。这样很容易造成中央处理器在处理信息数据时，无法做到及时有效。随着技术的发展进步，智能变电站的硬件设计越来越模型化、自动化和模块化，这就使得变电站在进行硬件设计时，可以针对不同板块的技术要求，进行模块化的设计，从而分散信息数据处理过程中过于集中、低效的问题，使信息的处理和计算更加实时性，从而保障变电站信息处理和传输的及时有效。
2.2软件的构件技术
在变电站的建设过程中，变电站软件的构件设计，是保障电网信息传输和测量、控制的实时、迅速的有效手段。在设计过程中，针对变电站的发展需要和电力网络的运行规划，在变电站和电力管理部门之间进行智能变电站软件构件的安装设计，可以使变电站的电网信息和管理部门之间形成远程信息传输，实现变电管理部门对电网运行中的问题进行远程的维护和管理，并根据智能变电站的智能修复和处理技术，对相关问题进行自我处理和修复，实现变电站系统和设备系统模型的自动重构等功能。
2.3信息的管理存储技术
信息的储存是进行电网管理的重要依据，信息的准确采集和传输的安全性是当前电网运行过程中，容易出现问题和需要进行提高的重要环节。智能变电站在信息采集和传输过程中，在遇到意外情况和干扰因素的情况下，可以根据其自我修复和自我处理功能，对相关问题进行自我解决，从而保障信息采集和传输工作的安全性，使电力管理部门获得的电力数据和信息更加科学、准确。
3.智能变电站的构建方式
3.1体系架构
智能变电站在体系建构上，为了保障变电站的各项功能的充分发挥和各部分之间的有效配合，其构建更加完善、紧凑，更有利于变电站发展过程的高效率建设。智能变电站在设计过程中，由于要考虑到各个硬件设计之间的独立性和配合性，在实际建设过程中，虽然各模块之间更加紧凑，但是却互相具有更高的独立性。而为了保障信息采集传输的安全有效，在软件构建和硬件的设计上，又保障了各个模块之间的紧密联系和密切配合，从而使智能变电站既实现了各个硬件模块之间的独立高效运行，又使得智能化的结构整体形成密切的配合关系，从而实现了设计的完善和紧凑，提高了运行的安全和灵活高效。
3.2保护控制策略
继电保护是电网发展过程中提高电网保护措施和事故防范措施的重要手段，以往变电站的继电保护由于缺乏智能化、自动化的技术手段，往往采取定期检测的保护措施，这种保护方式无法监测到电网发展过程中的动态变化信息，对可能出现的问题无法进行跟踪检测。智能变电站的建设，可以通过网络和信息技术的设定，对电网运行过程进行实时监控，对电网运行过程中的运行状态进行自动判断，并根据评价结果采取自动调整的保护措施，从而使继电保护动作更加实时快捷，并实现了对动态电网信息的实时检测。
3.3信息安全策略
信息安全是电网发展中的重要问题，也是智能变电站建设的主要方向之一。智能变电站在建设过程中，由于广泛使用了网络技术和计算机技术，其信息传输过程也受到了这些技术带来的风险威胁。智能变电站在信息网络建设过程中可以充分提高变电站的智能水平，升级智能设备的的性能和防护能力，实现对变电站网络通信质量的实时监控和维护，并对网络内传输的信息进行保护，防止来自网内外的恶意攻击和窃取。除此之外，网络防火墙技术、加密技术、权限管理和存取控制技术等计算机网络安全技术的发展也为电力系统信息安全防护策略带来了新的发展思路。
中图分类号：TM711；TM63 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0071-02
1 远动通道在线诊断系统结构图及工作原理
运动通道在线诊断系统结构图及工作原理，如图1所示。
为远程对某个变电站的远动通道进行全面远程监测，主要采取对远动通道进行实时在线监听为主的方式。对串行通道采用并联监听，串口信号为单向，只是接收、测量电压频率和计算误码率等；网络通道则采用不影响现有网络结构与网络通讯的网络监听技术方案，数据包也为单向传输。
根据各类通道监听的数据进行综合分析，检测远动通道运行状态，识别出是远动通道故障、主站故障还是远动设备故障；并将相关数据及运行状态以定时短信的经济方式汇总到供电局的服务器上，作为准实时数据和历史数据保存；可由用户用指定的帐号进行访问。
同时故障告警短信也可直接发到运行维护人员手机，或由运行维护人员短信查询；系统只响应或发送短信给预先设定的认证手机号。
2 分站装置安全分析
2.1 模拟和数字通道监测安全性
远动通道在线监测装置在模拟和数字通道上进行并联监听，只是接收、测量电压频率和计算误码率等，不发送，不影响系统运行。系统工作原理，如图2所示。
2.2 分站网络通道监测安全性分析
网络通道监测装置不向网络发送任何数据包，不影响系统运行。网络通道监测装置从变电站的智能网管交换机上的镜像端口取得指定端口的网络数据包，并从网络数据包分析源IP和目的IP，确定主站的通讯服务器和变电站的通讯管理机对应的IP是否在线，并从数据包中的104帧类型分析通讯管理机是否正常工作，并计算数据包流量等。
2.3 向主站转发通道状态信息的安全性（外部接口）
本系统与在供电局的管理信息大区的主站系统通讯方式的是文本方式的短信，不是网络连接，不存在网络安全问题。
远动通道在线监测装置向预先设定的主站手机号转发短信，短信内容采取TEA分组加密算法进行加密。
TEA算法由剑桥大学计算机实验室的David Wheeler和Roger Needham于1994年发明[3]。它是一种分组密码算法，其明文密文块为64比特，密钥长度为128比特。TEA算法利用不断增加的Delta（黄金分割率）值作为变化，使得每轮的加密是不同，该加密算法的迭代次数可以改变，建议的迭代次数为32轮。
虽然TEA算法比 DES（Data Encryption Standard） 要简单得多，但有很强的抗差分分析能力，加密速度也比DES快得多，而且对64位数据加密的密钥长达128位，安全性好。
由于本系统在所传输的通道状态包括变电站名字、通道正常或中断等，经常会有相同的明文出现，从而出现相同的密文。对此系统在分组通讯码中插入随机码，使相同的明文，得到不同的密文，提高破解难度。系统上述安全性分析，如图3所示。
按照《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令） 第一章
第五条：电力调度数据网应当在专用通道上使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与电力企业其它数据网及外部公共信息网的安全隔离。
第八条：安全区边界应当采取必要的安全防护措施，禁止任何穿越生产控制大区和管理信息大区之间边界的通用网络服务。
本系统与在供电局的管理信息大区的主站系统通讯方式的是文本方式的短信，不是网络连接（不需要进行物理隔离），更不存在通用网络服务，不在《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）的涉及范围内。
3 主站WEB服务器安全分析
主站的WEB访问只能在供电局内网中，用指定的用户帐号采用Https安全访问。HTTPS（全称：Hyper Text Transfer Protocol over Secure Socket Layer），是以安全为目标的HTTP通道，简单讲是HTTP的安全版，提供了身份验证与加密通讯方法。如图4所示。
参考文献：
智能变电站的智能设备具有环保、节能、集成、先进与可靠的特性。可以自动的完成监测、计量、控制、测量与信息采集等诸多功能。同时也可以支持电网的在线决策分析、智能调节、自动控制、互动协同等高级功能。进而实现了一、二次设备的智能化，实现了自动化的运行管理。智能变电站的一次设备的配置与常规变电站相同。但是二次设备的配置与设计，因为网络化的实现与常规变电站有着较大的差异。本文就对二次电气设备智能控制模式进行一定的探讨，期望可以为智能变电站的更好的稳定运行提供一定的理论依据。
1智能变电站二次系统设计的原则
1.1变电站自动化系统，应该具备全站的避免错误操作的闭锁功能。
1.2网络安全的规定，应该严格依据变电站自动化系统的《电力二次系统安全防护规定》进行操作。
1.3向调度端上传的远动信息量与保护应按照现有的相关规定进行。
1.4变电站自动化系统，具备同电力调度数据专网的接口，而且对于硬件与软件的配置要求，应该支持联网的通信规约、网络通信技术的需求。
1.5全站设备的监控情况，完全由变电站自动化系统完成，不应再设置其余的模拟屏以及控制屏。
1.6变电站自动化系统主站，与微机防误系统信息、故障信息管理系统、远动数据传输设备等信息资源具有共享性，同时信息应具有唯一性，不能进行反复采集，从而节约资金投入。
2智能变电站建设现状
典型智能变电站的结构，具体如图1所示。
图1 智能变电站一次与二次系统关系示意图
变电站经由电压与电流互感器向二次设备提供工频与暂态信号。二次系统中二次设备主要包括：继电保护装置；安控装置；网络交换机；计量装置；测量控制装置；合并单元与后台监控系统等。互感器信号的组织与分配由合并单元完成。计量装置、后台监控系统、测量控制装置与继电保护装置，将交换机与合并单元分配、组织的信号完成变电站的测量、控制、计量与保护的作用。
3二次电气设备智能控制
变电站二次系统主要依据IEC 61850 的标准，主要包括站控层、间隔层与过程层的三层的网络接线与电子设备。变电站二次系统组织结构，具体如图2所示。
3.1站控层
站控层设备主要包括保信子站与全站监控平台。在主控室内站控层设备，可以显示全站的告警信息与运行状态，同时经由高速同步光纤网络，实现定时向调度端上传状态信息的功能。同时完成远程动作指令的接收与转发功能。
图2 变电站二次系统组织结构
3.2间隔层
间隔层装置主要包括，计量装置；测控装置；保护装置以及其它的监控、安稳装置等。间隔层设备负责站控层之间的信息传输，并且主要是通过站控层光纤交换机进行实现。传输内容包含，二次设备的状态信息；互感器状态信息；远端控制命令以及一次开关信息等。同时，间隔层的装置经过与过程层的信息交换，实现控制、测量逻辑与自我保护的功能。二次系统的核心设备，即测控与保护的设备都包含在间隔层中，因此该层是变电站现场二次系统检查的关键部位。
3.3过程层
过程层主要包括智能操作箱与合并单元等设备。过程层主要负责二次对一次的操作命令、传输一次采集信息与开关状态信息等。采集的信息主要是依据IEC 61850 9-2 协议，进而传输到间隔层，同时依据GOOSE 协议交互变位命令与开关状态。实现方式主要包括两种情况。其一为“直采直跳”功能。主要是通过开关信息、采集信息与间隔层有关设备进行一对一的连接进行实现。其二为“网采网跳”功能。主要是通过开关信息、采集信息经由光纤交换机通过以组网的形式实现。
4结语
在实际建设中智能变电站的二次系统，具有信息交互网络化、信息组织分配关系复杂与逻辑功能关联众多的特点。未来变电站的发展方向主要是向功能集成化、设备信息数字化、检修状态化与结构紧凑化的目标发展。智能变电站的发展，将使变电站建设、运行、检修、与维护功能变得更加高效、经济。因此，对于变电站中的二次电气设备仍然需要我们不断进行优化与创新，力求确保变电站的稳定、安全、高速运行。
参考文献
[1]李斌.智能变电站技术及其应用研究[D].北京：华北电力大学，2011.
[2]周和.智能变电站的设计及其应用[D].北京：华北电力大学， 2011.
[3]陈安伟.IEC 61850 在智能变电站中的工程应用[M].中国电力出版社，2012.
[4]严艺明.国内智能变电站发展现状[J].电气开关，2011（6）：16-18.
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）12-0221-02
当前，我国电网建设在全国范围内展开，无论从规模还是技术性能上都在不断扩大，为对电网的运行情况进行实时的监控和掌握，从而确保电网运行安全以及供电的稳定可靠，需要对变电站进行进行统一的改革，引进数字化自动技术，不仅能够准确的监测电网数据，也可以更好地加强电网可控性。数字自动化技术的引进，代表着变电站二次系统在测量、控制、保护、通信专业方面的相互整合，首先不仅要保证信息融合的安全性，其次也要保证该系统功能的实用性。整合后的变电站二次系统可以更好地将各项应用的功能体现出来；进行变电站的系统整合，必须树立发展和全局观念，统一规划，及时调整。首先变电站的建模技术和通信技术集成能够有效整合信息，实现信息的统一，为变电站自动化系统统一语义空间的构造奠定良好的基础；而抽象通信服务接口则能够使变电站功能独立出来，不再局限于具体的底层通信协议；信息的自我描述对于统一现在与未来的发展则发挥了良好作用。
1 数字化变电站的特点与优势
1.1 数字化变电站的特点
（1）二次设备选择网络化
二次设备间都是通过通信网络模拟器连接，和开关量、控制命令进行控制，采用了模块化设计和标准化设计，进一步取消了控制电缆的存在。
（2）一次设备选用智能化
数字输出的智能开关、电子式互感器是一次设备连接所选用的控制元件，一次设备与二次设备间对采样值和控制命令等信息的操作选用光纤传输数字编码信息的方式。
（3）运行管理系统自动化
当数字自动化技术引入变电站后，系统就能够对电站进行自主检测，程序化控制等，一旦变电站出现运行故障，自动化数字系统就能够对故障进行及时的分析，提供相关报告，将故障原因分析出来，从而为变电站正常运行的恢复提供便利条件。
1.2 数字化变电站的优势
（1）有利于变电站扩展规模和增加新功能
通信网络是承担变电站设备间信息交换的载体，在变电站进行规模扩展，新功能的增添时，只要将新设备增加到通信网络上即可，不必对原有设备进行大规模改造或者更换，有效降低了变电站建设成本。
（2）信息平台的统一、共享得以实现
数字化变电站严格依照IEC61850标准进行所有信息的接入，使之统一与通信网络相连，实现了变电站的测量、远动、保护和计量等系统通信网络平台的统一，以此统一进行信息、命令的收发，降低了重复建设所造成的资源浪费。
（3）测量精度得到了提高
由于电子式互感器的采用，数字化变电站能够有效避免传输过程中的附加误差，将保护、测量和计量系统的精确度大大提升。
（4）复杂的控制电缆被取代，二次接线减少
由于计算机通信技术的采用，数字化变电站的一次与二次，二次与二次设备之间的多种通道信息传输可以依靠同一通道进行；大大将通信线的数量减少，而这也就使得设备数量减少了，从而使得二次接线量大为减少，复杂的控制电缆被通信网络所取代。
（5）信号传输可靠性得到了提升
计算机通信技术使得数字化变电站有效实现了信号的可靠传输，在传输信息同时进行通信自检信息和信息效验码的传输，从而有效防止信息误传，保证通信系统完好运行，有利于对电流互感断线和电压互感器的判断；由于光纤连接在一次和二次设备间运用，数字化变电站彻底解决了抗干扰问题，同时杜绝了二次回路两点接地情况的发生。
2 数字化变电站应用缺陷
（1）技术问题
数字化变电站自动化的实现并不是一个简单的问题，这是一个系统工程，需要解决诸多技术难题；比如要电子式互感器的应用所带了的一系列问题如何解决这一技术问题。由于应用了电子式互感器，低电压登记必须采用合并器，而这增加了成本；而且高电压等级的电子互感器存在变化较大的情况，难以确保正常运行要求，还有如何进行互感器安装位置的确定、差动保护采样数据同步的实现、合并单元的配置方案制定、二次设备的数字信号共享问题、数字化过程层设备的测量精度等这些问题都需要妥善的解决。此外，在数字变电站开发过程中也存在不少技术问题，比如专业协作、电力系统的协调操作问题，电磁干扰与兼容控制以及材料器件的质量控制与完善改进等。
（2）可靠性问题
这主要表现为：第一，过程层数字化的实现造成合并器增加，而合并器数据的频繁交换，会导致系统可靠性大大降低；第二，数字化信息传输带来便利同时，也会出现误码、保护动作延时增加等情况；第三，受到电子式互感器自身结构及其工作方式影响，会难以现场试验互感器的角差和比差，甚至无法开展极性试验，接线的准确性只能在设备投入运行后方可进行检验。
（3）保护问题
当数字化变电站处于运行状态时，进行保护校验难度较大，难以开展部分间隔保护校验工作，这是因为要完成试验需要依赖于电流量和电压量，而其需要经过合并器才能够进入保护校验装置，但是当前的常规继电保护校验装置不同于合并器，无法提供电流量和电压量，因此要实现保护校验变得十分困难。另外，由于当前产品类型较少，难以满足现场需求，承担通信功能的一次和二次设备虽然都按照IEC61850进行了建模并通信，但是这些设备之间的通信和数字化接口存在潜在的问题，有可能会对变电站的保护造成影响，使变电站难以稳定可靠运行。同时对于变电站网络系统的安全性，IEC61850通信协议并没有做出相关规定，而且该协议具有较强的开放性，标准要求的具有一定弹性，这也会给变电站保护带来隐患。
3 数字化变电技术有待完善的问题
3.1 设备运行经验
对用于数字化变电站的设备，110KV及以下电压等级的设备仅仅有3-5a的运行年限，其性能会逐渐趋于稳定；而对220KV及以上电压等级的设备则欠缺较为丰富的运行经验，不少以单问隔挂网进行运行。
3.2 交换机性能
出于 GOOSE网方式实现这一目标，数字化变电站大量采用交换机，并且发挥着重要的作用，因此需要对其进行管理、技术层面的严格要求。
3.3 设备可选择范围
目前，生产电子式互感器的厂家少，互感器型号较少，现场运行要求得不到充分满足。例如，内蒙古泰尔特220KV数字化变电站需要使用较大的线路互感器，但是没有合适的产品型号，只能用软件修正方法予以变比调整。
3.4 设备的冗余配置
前文提到220KV及以上电压等级数字化变电站进行保护校验的难度较大，保护复杂，如果没有合适的保护装置，可以在过程层配置常规的系统保护装置，起到系统保护的作用。
4 结语
本文对于数字化变电站的问题及完善措施的研究，能够有效改善变电站维护工作，妥善安排调试时间，提高土地使用效率，保证系统的稳定可靠性以及设备的安全，从而减少或免除设备校验工作，大大减少系统调试、维护所需要花费的时间，减少建设成本，提升互感器的安全性能，保证整个数字化变电站系统的安全运行。数字化变电站的建设和投入运行，对于劳动生产率的提高，人为操作失误的减少，信息共享的实现以及电网技术、管理水平的提高都有着积极作用，能够使得电力运行得到更可靠的保障，实现经济与社会效益的更大化。智能变电站自动化系统是未来数字化变电站技术的发展方向，这必须充分采用光电式互感器、智能变压器等数字化一次、二次设备，实现信息共享，建设统一的系统平台，推进变电站通信的网络化、智能化和自由化。
参考文献
[1]梅生伟，王莹莹，陈来军.从复杂网络视角评述智能电网信息安全研究现状及若干展望[J].高电压技术，2011（03）.
[2]赵峰，邓大鹏，史雅宁，林初善.基于光纤弯曲的光信号窃取方法研究[J].光纤与电缆及其应用技术，2010（05）.
中图分类号：TM411+.4文献标识码：A文章编号：
引言：
目前,综合自动化技术已经在我国得到广泛的应用,但是,综合自动化技术的运用还存在一些技术上的局限性。另外,随着电力系统的结构越来越复杂,电压等级越来越高,对系统运行管理也提出了更高的要求。随着数字式互感器技术和智能一次电气设备技术的日臻成熟并开始实用化,以及计算机高速网络在电力系统实时网络中的开发应用,数字化技术开始在我国逐步得到应用。数字化变电技术代表着自动化技术的发展方向。IEC61850标准为数字化技术奠定了技术标准。数字化一次设备以及数字化通信技术的发展及实用化,也使得按IEC61850建设数字化成为可能。
1.数字化变电站的技术特征
各类数据从源头实现数字化,真正实现信息集成、网络通信、数据共享。在电流、电压的采集环节采用数字化电气测量系统,如光电/电子式互感器,实现了电气量数据采集的数字化应用,并为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变,为实现信息集成化应用提供了基础。打破常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等几乎都是功能单一、相互独立的装置的模式,改变了硬件重复配置、信息不共享、投资成本大的局面。数字化变电站使得原来分散的二次系统装置,具备了进行信息集成和功能合理优化、整合的基础。
2.数字化变电站的概念和构成
目前，业界对数字化变电站的定义如下:数字化变电站是以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现继电保护、数据管理等功能，满足安全稳定、建设经济等现代化建设要求的变电站。
数字化变电站是变电站自动化发展过程中的一个阶段，数字化将贯穿变电站自动化的始终，数字化变电站具有一次设备智能化、二次设备网络化、运行管理系统自动化、符合IEC61850标准的通信网络和系统等技术特征，在信息共享、功能扩展、电磁兼容、提高测量精度和信息传输可靠性等方面具有独特的优势。
数字化变电站主要由以下技术和设备组成:
2.1 IEC61850标准。IEC61850是国际电工委员会TC57工作组制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，它采用自顶向下的方式对变电站自动化系统进行系统分层、功能定义和对象建模，规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言，包括面向对象的标准、通信网络性能要求、接口和映射、系统和项目管理、一致性测试等方面内容，使不同智能电气设备间的信息共享和互操作成为可能。
IEC61850标准按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和保护三大功能提出了变电站内功能分层的概念:无论从逻辑关系上还是从物理结构上都将变电站的功能分为3层，即变电站层、间隔层和过程层。
2.2非常规互感器。电子式电流电压互感器具有绝缘简单、体积小、重量轻、安全、线性度好、输出信号可直接与数字化二次设备接口等优点互感器由低功率铁芯线圈、空芯线圈、电容分压器和传感模块等部分组成，互感器的输出为数字光信号。
2.3智能断路器。智能断路器指具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有开关设备的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面。它将智能化传感器技术、微处理技术、数字通信技术应用于监视控制回路的完好性和开关的气体压力、温度、密度、断口行程、压力泵起动时间累计等。
3.数字化变电站的关键技术
就目前技术发展现状而言,数字化变电站是建立于IEC61 850通信规范基础上, 由电子式互感器(ECT、EVT)、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备按变电站层、间隔层、过程层分层构建而成,能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。它的关键技术主要包括以下几个方面。
系统结构更加紧凑,数字化电气量监测系统具有体积小、重量轻等特点,可以有效地集成在智能开关设备系统中,按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。
系统建模实现标准化,IEC61850确立了电力系统的建模标准,为变电站自动化系统定义了统一的、标准的信息模型和信息交换模型,实现智能设备的互操作,实现变电站信息共享。对一、二次设备进行统一建模,资源采用全局统一命名规则,变电站内及变电站与控制中心之间实现了无缝通信,从而简化系统维护、配置和工程实施IEC61850标准就概念而言,IEC61850标准主要围绕以下3个方面展开:
(1)功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发,定义了变电站自动化系统的功能模型(Part5)。
(2)数据建模。采用面向对象的方法,定义了基于客户机/服务器结构的数据模型(PartT-3/4)。
(3)变电站自动化系统工程和一致性测试。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(Part6),描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。
设备实现广泛在线监测,使得设备状态检修更加科学可行。在数字化变电站中,可以有效地获取电网运行状态数据、各种智能电子装置IED(Intelligent ElectronicDevice)的故障和动作信息及信号回路状态。数字化变电站中将不再存在未被监视的功能单元,在设备状态特征量的采集上没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”,这将大大提高系统的可用性。
4.数字化变电站应用中存在的问题
由于光电/电子式互感器本身的结构特点和工作方式,导致互感器的角差、比差现场试验难以进行,甚至极性试验也无法开展,只能等到设备投运带电后,才能检验接线的准确性。另外,光电/电子式互感器的局放试验、伏安特性试验的试验方法和标准也与常规设备有很大的区别,这都需要设备厂家和运行主管单位专门制定。
数字化变电站保护校验相对复杂,在变电站运行的条件下对部分间隔保护校验的难度很大,目前的常规继电保护校验装置无法提供数字化保护所需的电流量和电压量,因为电流量和电压量必须经过合并器才能进入保护装置,而要完成试验必须自带合并器提供模拟试验中的电流量和电压量,要完成母差保护这类需要大量电流电压量的保护校验便显得尤为困难。
IEC61850通信协议本身并未对变电站网络系统的安全性做任何规定,同时协议本身的开放性和标准性给变电站的网络安全带来重大隐患。要做到二次系统信息的保密性、完整性、可用性和确定性,符合二次系统安全防护的要求,是自动化厂家仍需考虑和完善的技术环节。虽然目前已投运的变电站采取了防火墙、分层分区隔离等手段进行防护,但防护的效果仍有待时间的考验。
5.结束语
数字化变电站技术发展过程中可以实现对常规变电站技术的兼容，这意味着数字化变电站应用技术的发展可以建立在现有变电站自动化技术的基础上实现应用上的平稳发展和逐步突破，使新技术的应用能有机地结合电网的发展，未来在数字化变电站应用技术成熟的基础上将标志着新代数字化电网的实现。
1 数字化变电站的技术特征
当前，从集中式向着分层分布式发展，这是变电站自动化系统的技术发展的总的趋势。厂站自动化技术在结构方面，一方面需要巩固和强化变电站自动化系统的功能，另一方面提高了系统的实时性、可靠性、扩展性和灵活性，进而在一定程度上不断降低投资的数量，同时对设备的维护维修进行简化等。数字化变电站与常规变电站相比有了本质的区别，其系统结构也有了革命性的变化，主要表现为数字化变电站的系统结构对分层分布式变电站结构的特点进行了继承与发展。数字化变电站的系统结构，随着智能开关、电子式互感器以及光纤通讯技术的推广和使用，与常规变电站之间，在一定程度上存在根本性的技术差异。
从源头上，实现了各类数据的数字化，在一定程度上使信息集成、网络通信、数据共享等得以真正实现，并且对系统进行标准化建模。在IEC 61850中，对电力系统的建模标准进行了明确，同时在信息模型和信息交换模型方面，对变电站自动化系统进行了统一和标准化，对智能设备的互操作和变电站的信息，在一定程度上实现了共享。利用统一建模对一、二次设备进行相应的处理，进而在一定程度上通过全局统一命名的规则完成对资源的管理，通过无缝通信的方式对变电站内、变电站与监控中心之间建立了联系，系统维护、配置和工程实施等在一定程度上得到了大大的简化。
通过在线方式对设备进行监测，设备状态检修的科学性和可行性在一定程度上大大增加。未被监视的功能单元在数字化变电站中基本不存在，在采集设备状态特征量的过程中不存在盲区。对常规变电站设备进行“定期检修”得到了彻底的改变，同时对变电站设备在一定程度上实现了“状态检修”，系统的可用性大大提高。
2 数字化变电站的系统组成
数字化变电站是在IEC61850通信协议技术上分层构建智能化的一次设备、网络化的二次设备，在智能设备之间实现了信息共享，以及互操作。对于数字化变电站的系统来说，通常情况下其组成主要包括：
2.1 IEC 61850 在《变电站通信网络和系统》系列标准中，IEC 61850是在基于网络通信平台的变电站自动化系统的基础上，国际电工委员会TC57工作组制定的唯一的国际标准，在IEC 61850中对测控装置的模型和通信接口进行了明确的规范和保护，同时在一定程度上对数字式EVCT、智能化开关等一次设备的模型和通信接口进行了相应的定义。通常情况下，IEC 61850将变电站通信体系分为站控层、间隔层、过程层三层。采用统一的协议对变电站内的IED，测控单元和继电保护等智能电子设备进行处理，使得信息交换在一定程度上通过网络得以完成。
2.2 智能化的一次设备 通常情况下智能化的一次设备主要包括光电及电子式互感器，以及智能化断路器等。输出低压模拟量和数字量信号在光电及电子式互感器中是光电及电子式互感器的最大特点。通常情况下，在微机保护、电子式计量等设备可以直接使用智能化的一次设备，进而在一定程度上不断满足电子系统数字化、智能化、网络化的需要。在动态范围方面，由于智能化的一次设备比较大，所以在保护和测量方面能够同时满足应用。另外，良好的绝缘性能、较强的抗电磁干扰能力、测量频带宽等也是光电及电子式互感器具备的特点。
2.3 变电站内的二次设备 通常情况下，继电保护装置、安全自动装置、测量控制装置等在一定程度上等共同构成二次设备，这些设备的设计和制造通常情况下是基于标准化、模块化的微处理器而展开，同时在一定程度上在二次设备中不会存在常规功能装置中重复的I/O现场接口，通过高速的网络在它们之间进行连接，进而在一定程度上实现了数据和资源的共享。
3 数字化变电站的网络结构
3.1 过程层 过程层作为结合面或者作为智能化电气设备的智能化部分，处于一次设备与二次设备之间，其功能主要包括三个方面：①实时检测运行电力的电气量进行，其主要的检测对象通常情况下主要包括电流和电压幅值，以及相位和谐波分量等；②检测运行设备的状态参数，通过在线的方式，对运行设备的状态参数在一定程度上进行相应的监测与统计，变压器、母线、断路器、电抗器等设备通常情况下要进行相应的状态参数检测，检测内容主要涉及温度、压力、密度、绝缘、机械特性等。③操作控制执行与驱动，一般情况下，主要包括对变压器分接头的调节、电容、电抗器投切，断路器、隔离开关合分等进行相应的控制处理。
3.2 间隔层 对于间隔层来说，对本间隔过程层的实时数据信息进行相应的汇总处理，同时保护一次设备，以及在一定程度上对本间隔操作闭锁、操作同期等；对数据采集、统计运算及控制命令按照优先级别进行相应的控制等，这些在一定程度上共同构成设备的功能方面。另外，还具备通信功能，也就是在一定程度上完成与过程层及站控层的网络通信。
3.3 站控层 站控层在功能方面，通常情况下主要涉及：对全站的实时数据信息，通过采用两级高速网络进行相应的汇总处理，并且对实时数据库在一定程度上进行相应的刷新处理，同时对历史数据库按时进行相应的登录处理；按照相应的既定规约将有关数据信息向调度或控制中心进行相应的报送；对调度或控制中心的控制命令在一定程度上进行相应的接收处理，同时在一定情况下转间隔层和过程层进行相应的执行；在线可编程的全站操作闭锁控制功能，以及监控，显示、操作、打印、报警、图像、声音等人机联系功能。
4 数字化变电站应用中存在的问题
在IEC 61850通信协议中，没有做出任何关于变电站网络系统的安全性方面的有关规定，在一定程度上协议本身的开放性和标准性影响和制约着变电站的网络安全。对于自动化厂家来说，为了适应二次系统安全防护的要求，在一定程度上需要确保二次系统信息的保密性、完整性、可用性，以及确定性，进而在一定程度上对这些技术环节进行考虑和完善。目前，虽然对已投运的变电站通过采用防火墙、分层分区隔离等，对其进行相应的防护，但是，在一定程度上需要时间来考验防护效果。
保护校验数字化变电站在变电站运行的条件下相对比较复杂，通常情况下，对部分间隔保护校验的难度更大。目前，数字化保护所需的电流量和电压量难以通过常规继电保护校验装置来实现，这是因为，在一定程度上通过模数转换及数据合并处理后，电流量和电压量才能在一定程度上进入保护装置，通常情况下，对于模拟试验中的电流量和电压量，通过自带数字化输出的试验仪提供后才能完成相应的试验，对于需要大量电流电压量的保护校验的母差保护难度更大。
数字化变电站监控系统对遥测精度要求较高，如南瑞继保公司的监控系统遥测值要求对应遥测数据变化较大才能识别，且线路负荷达到额定的20%时，遥测显示数据才有效。当线路负荷较小或负荷曲线平滑变化量不大时，监控后台显示遥测值为固定值且无变化，易给运行人员造成通讯中断数据不刷新的假象。
数字化变电站中光纤的大量应用，一方面节省了电缆以及辐射电缆所占用的空间，另一方面也给设备维护带来了新问题。光纤线芯对比电缆芯较为脆弱，受拔插次数、运行环境温度、灰尘等因素影响较大。这就要求基建施工时对光缆辐射以及光纤头加工制作、走向排列、备用芯配置更加严格。
生产数字化设备的各厂家之间缺乏有效交流和沟通，在同步采样的问题上，不同厂家设置了不同的采样频率，给保护装置运行带来隐患。
5 结束语
在全国范围内，数字化变电站如雨后春笋在各地不断兴建和投运，运行时间已有一段时间，从总体的运行效果来看，设备运行比较平稳，各类数据采集及时、传输准确无误，保护和自动装置正常动作，进而在一定程度上满足了安全、稳定的系统运行要求。但随着数字化变电站经过更长时间的运行，有待各专业机构进行研究和解决。
参考文献：
[1]杨奇逊.变电站综合自动化技术发展趋势[J].电力系统自动化，1995.
中图分类号：TM762 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）20-0106-02
1 智能变电站的发展背景
作为电力系统中的重要组成部分，变电站起着改变电压及输配电的作用，国内主要有两种模式，一是常规变电站。这种模式较为陈旧，不管是厂站设计、资源采集，还是调试工作，都因系统的复杂加大了难度，而且互操作性较差，许多方面都缺乏规范化和标准化。二是数字化变电站。随着计算机技术和数字化技术的进步，智能化和网络化设备进一步融合，直接推动了数字化变电站的发展。国内对此也十分重视，目前已建立且正式运行的数字化变电站有200多座，不过与国外相比，还有很大差距，当前主要出现的问题包括评估体系不健全；没有统一的标准规范；内部设备缺乏良好的稳定性等，都对变电站产生了不同程度的影响，不利于电网安全运行。
在经济技术的推动下，出现了风电、光伏等新能源电力，为保证电网正常运行，对系统的安全稳定性提出了更高的要求，同时对作为智能电网支撑节点的变电站的要求也更加严格，比如要求智能设备的联通的实现，资源配置要更优化，提高客户调度的效率，加强与相邻变电站电源之间的协调互动等.另外，计算机信息与通信技术的大发展，促使变电站自动化领域技术的发展同样迅速，国外先进领域颁布的IEC61850第二版，种种这些都将为智能变电站建设提供强大支撑。变电站自动化领域的发展必然要经历智能化阶段。
2 智能变电站概述
智能变电站是普通变电站的改进，依靠先进的技术，采用低碳环保型设备，在数字化、网络化和自动化的基础上，能够对变电站的运行情况进行自动监控，采集相关信息，并加以计量控制，以保护变电站的安全，同时，智能变电站还具备智能调节、在线分析及协同互动等功能，作为智能电网中的重要节点，智能发电站需不断优化，及时完成程序的更新工作，从而有效降低运行的危险系数。智能变电站二次系统是由测控装置、保护装置以及智能终端、合并单元等设备组成，对一次设备进行保护，实现一次系统和二次系统的完美结合。
智能化变电站系统可分为三个层次：①过程层，该层负主要责电能的变换、输送、测量及状态监测等工作，多由智能设备、终端以及合并单元组成，包含有一次设备及其他组件；②间隔层，主要是指二次设备，包括测控及继电保护等装置，负责与各种智能控制器和传感器之间的通信工作，即通过一个间隔的数据作用于其设备上；③站控层，为了完成能够同时测量并控制多项设施以及整个变电站的目的，从而能够更好地进行数据采集、操作监控等工作，以方便保护信息管理，该层有诸多子系统，如通信子系统、自动化子系统以及对时系统等。
变电站涉及诸多方面，设备较多，要加强其间的信息交流，实现信息资源共享，需要得到两个要素的支持：一是智能化一次设备；二是网络化二次设备。智能变电站将二者进行了统一，有利于电力系统的稳定运行，值得推广应用。
3 智能变电站的建设
智能变电站既具有实用性，又兼顾有技术性，以计算机、网络通信、自动控制等技术为基础，配合程序化控制，实现在线监控，将当地监控和远动进行良好的连接，以促进电力系统的高效稳定运行。
电子式互感器在建立智能变电站过程中发挥着重要作用，通常是由一个或几个负责二次转换器与传输系统之间连接的电压传感器组成，用来传输正比于被测量的量，供给测量仪器、仪表和继电保护或控制设备的一种装置。
就当前而言，可将电子式互感器分为三大类：①GIS专用电流电压互感器。每一相均有两台，多安装于开关端口的两侧。互感器的主要组成部分是相互独立的两组传感器和传感模块，传感器的组成部分则有空芯线圈、低功率铁芯线圈、电容分压器等。②敞开式电流电压互感器。该类型使用的主要是能够独立安装的互感器，同样由两组相互独立的传感器和传感模块组成。传感器则由一个空芯线圈、一个低功率铁芯线圈以及一个电容分压器组成。③低功率互感器。在购置电子式互感器时，经常要对其性能和经济性做综合考虑，而这些因素与电压等级密切相关，通常呈正相关，所以如果电压低于110 kV，尤其是在10～35 kV这一范围内，电子式互感器的使用是不经济的。此时，考虑到经济和现实因素，低功率互感器是很好的选择。
此外，智能开关在智能变电站的建设中也起着关键性作用。简单来说，智能开关就是实现开关的智能化，是对普通开关设备的改进升级，除了基本功能，还具有一些特殊性能，主要通过监测与诊断体现出来。其具体功能主要有两点：一是智能控制，能够实现开关的最佳开断，在选择顺序控制或相位分合闸方面意义重大；二是开关电子操动，可将机械储能转换电容储能，将机械传动转换为变频器，依次提升稳定可靠性。
4 智能变电站常见问题探究
①前面我们已经提到我国在2009年实施智能变电站标准规范，但这个标准是不成熟的，为避免智能变电站重走数字化变电站纷杂多头试点的老路，应尽快推出具有全国指导意义的电力行业标准及国标来规范指引智能变电站建设。②由于智能变电站是广域互动对等模式，其信息安全问题尤其突显出来，IEC61850规范了变电站网络通信协议，但未包含信息安全机制。智能变电站应按派生的IEC62351标准在数据认证方面采取安全技术，通过信息隔离，认证等安全策略确保网络安全技术的发展，网络信息安全必须是我们需要关注与确保的。
5 我国智能变电站的未来发展趋势
随着科学技术的不断发展，我们不难想象未来的电力系统发展，将会走非人工智能化道路，而机器人技术的发展也将会大大促进智能化发展，现在的半人工操作也将被全智能取代，安全问题也将随之减少。同时低碳生态的提出与实施，促使我国智能变电站也要与生态系统相协调，据我国相关报道称，新一代的智能变电站将采用集成化智能设备和一体化业务系统，采用一体化设计、一体化供货、一体化调试模式，实现“占地少、造价省、可靠性高”的目标，打造“系统高度集成、结构布局合理、装备先进适用、经济节能环保、支撑调控一体的”新一代智能变电站”。未来，智能变电站系统会使变电站自动化大幅提高，同时减少测控保护屏和控制电缆，使安装周期缩短可靠性不断提高。
6 结 语
智能变电站是继数字化变电站之后电网的又一次变革，数字化的实践为智能化的发展提供了有效的手段的基础，但是目前世界智能变电站领域还没有真正意义上的智能一次设备，智能变电站的使用过程是通过二次设备转化成一次设备来实现的，因而智能变电站系统还需要不断完善。
随着“大运行”体系不断深化，各县公司按照省公司统一部署，认真落实“大运行”体系的各项要求，扎实贯彻电力生产“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，积极推进自动化各项工作，确保“大运行”体系在县公司稳固落地并得到有力深化。现结合县公司调度自动化安全管理的现状对“大运行”体系下县级自动化系统安全管理进行探讨。
1 县公司自动化现状
目前，县公司电力调度控制分中心所辖自动变化设备主要包括：调度自动化系统、配电自动化系统、调度数据网。调度自动化系统主要对电网10kV及以上电网进行监控，配电自动化系统对具有配电自动化功能的10kV及以下电压等级的电网进行管理，两者通过调度数据网实现对变电站10kV一次设备的管理。
2 县级自动化安全管理
自动化管理不仅是对设备的管理，同时也是对人员的管理，只有将人员管理与设备管理结合好、融合好，按照工作流程、安全规程规范操作，才能保证人员、电网、设备安全。
2.1 强化调度数据网安全，提升网络运监水平
县级调度数据网主要承载变电站实时、非实时、应急等业务，在县公司建设时间不长，还属于逐步摸索阶段。为保证调度数据网网络运行安全，可通过“抓培训、重过程、看实效”促进县公司调度数据网安全全面提升。
（1）抓培训。通过参加省、地、县三级“二次安全防护系统培训”等一体化大讲堂或技术培训，领会上级安全精神，掌握关键技术技能。通过电子课堂或网络大学，学习“省公司班组大讲堂”网站上的技术、作业、事故培训大讲堂等，提高运维人员技能水平，强化人员安全意识。
（2）重过程。日常工作中，要熟悉网络整体架构，设备的具置及接线方式，做好调度数据网设备参数及配置备份并及时归档。当网络出现问题时，本着“先远程、再现场；先主站、再分站；先分析、再动手”的原则，逐个环节分析，逐台设备分析，缩小故障查找范围，尽快锁定故障点，以便于及时消除，恢复网络畅通。
（3）重实效。在网络维护中，要借助变电站改造契机，对变电站的调度数据网进行改造，实现变电站调度数据网双网传输，这样任意一套设备单独停运不影响该站网络传输，为抢修赢得时间；配合地调实现调度数据网地县一体化管控，在县级部署调度数据网网管工作站，通过网络拓扑、实时告警、报表浏览等功能实时监测全部调度数据网设备的运行情况，消除调度数据网监控盲区，提升县级调度数据网管控水平。
2.2 做好配网精细化管理，提高配网管理水平
随着配电自动化系统应用拓展，应不断规范县调配网管理，从管理、制度等方面入手，提高遥控成功率、终端在线率、馈线自动化成功率等，确保配电自动化管理更安全、更可靠。
（1）加强终端与通道管理。通过调度数据网实现配网直采，消除原有调度自动化系统转发给配电自动化系统造成数据传输延迟的弊端，提高配网数据采集准确度与可靠性。对于发生异动的配电自动化终端，必须加密并通过公钥验证，经配电运检工区等部门现场共同验收，方可投运并入网。
（2）建立配网设备“异动”常态管理机制。编制《配网设备异动管理办法》、《配网设备异动流程管理考核办法》等制度办法，理顺作业流程、规范作业行为，从异动申请、审核、作业、验收、停送电申请、投退备案等环节逐级入手，形成链条式管理、溯源式追踪，提高配网设备规范化管理水平。
2.3 深化D5000系统应用，适应管理模式新变化
D5000智能电网调度控制系统是一体化的系统，具备告警直传、实时监控、综合智能分析与告警、网络分析、自动电压控制、调度员仿真培训等功能，实现了“调控一体化”、“地县一体化”、“主备一体化”。
（1）做好D5000系统管理一体化。做好D5000系统网络解列、关键设备故障的应急预案编制，紧密配合上级开展应急演练，提高县级自动化人员的应急处理技能。通过采用作业指导书、作业计划书等方式，做好厂站联调、开闭环设置、设备参数变更、状态估计、潮流计算、仿真模拟等操作，落实一体化管控，实现系统维护有计划性、过程性、目的性。
（2）加强系统操作管理。
（3）管理手段精细化。通过组建地县级“自动化专业微信圈”、建设地县一体化远程视频系统等方式，创建统一平台，展开技术交流，工作随时布置，完成后随时汇报，大家在同一平台上就自动化方面的技术问题、计划制定、故障消缺等方面展开交流，提高工作效率，促进自动化专业垂直式管理创新及基层人员业务水平不断提高。
2.4 做好二次系统安全防护，巩固网络系统整体安全
县级电力二次系统的安全防护对象主要包括电力监控系统（D5000、配电自动化等）和调度数据网。为保障电网安全，应按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的方案，做好各大区、各系统内外部的网络安全。
（1）加强二次系统安全防护设备检查。由二次防护专责人定期检查并记录数据网接入层的纵向加密及主站的正反向隔离、防火墙等安全设备运行状况，确保这些设备在控。通过加强日常安全管理制度，如人员管理、门禁管理、权限管理、备份管理、口令管理等，使安全管理制度化、常态化。
（2）做好二次系统安全评估及加固。建立电力二次系统安全评估制度，做好信息安全等级保护测评。安全评估时，应提前做好相应的应急预案，严格控制实施风险，实施过程应符合电力二次安全防护系统的相关规定。测评后，根据评估结果，通过安全配置、系统补丁、主机加固、数据库加固等措施，查漏补缺，进一步强化网络与系统安全。
除了以上各系统的管理，还要强化机房环境监控管理，保持机房恒温恒湿、良好通风，定期检查消防系统，确保机房环境可控、在控，为关键设备及运维人员提供一个良好的运行、工作环境。
3 结束语
1.引言
本文提出的电能量远程计量系统充分利用现代通信技术、信息处理、储存及技术，实现关口数据、变电站、电厂、配电变压器、大用户、居民小区等计量点数据的远程自动采集；同时与负荷控制系统、调度管理系统（DMS）、电力营销系统（SG186）、能量管理系统（EMS）等实现互联互通；在数据中心平台上通过处理和挖掘数据，实现电能量的自动统计、数据共享、考核结算、全网网损计算与分析、用电监查、防窃电、营销决策支持、营销自动化技术支持等应用功能。
2.电能量远程计量系统的体系结构
2.1 系统构成
远程计量系统可采用分层、分布式结构，由主站、计量点电量采集终端和通信网络组成。主站的结构为分布式局域网络，数据采集系统通过配置不同的通信模块以网络、模拟或数字专线/拨号、全球移动通信系统（GSM）、通用分组无线业务（GPRS）或光纤等方式与采集终端通信，同时抄录站端采集装置的信息。数据传输采用主站召唤方式和终端主动上报方式。
2.2 系统主站
2.2.1 硬件平台 主站包括数据库服务器、前置机、工作站和网关机。数据库服务器采用冗余双机集群互为热备用工作方式，前置机采用双机平衡工作方式。主站网络采用冗余的高速双网结构，分为内网、安全区、信息网、变电站四部分。
2.2.2 软件平台 系统软件按三层浏览器/服务器及客户机/服务器结构、模块化、分布式设计，实现业务与数据分离。底层包括支持平台及服务器模块；中间层具有访问底层的统一接口；应用层通过中间层对底层进行访问。系统模块采用跨平台设计，其中对重要模块实现主辅备份。
2.2.3 系统软件模块 可以设置成包括软总线模块、控制台模块、前置通信模块、Web 应用模块、事项管理模块、线损计算与分析模块、负荷分析模块、配变监测模块、图形化人机会话模块、数据处理模块和其他模块等功能区。
2.2.4 系统安全性考虑 （1）网络安全。采用防火墙实现内外网隔离，将与其它系统互联的服务器放在防火墙的安全区，允许内网其它系统相关计算机的访问，同时也能访问其它系统，其它系统不能直接访问本系统的内网。（2）系统设计方面。系统有完备的用户权限管理功能，为每一个功能设置一个权限，并由系统管理员根据需要分配给相关部门的相关用户，每一个用户又有各自的密码保护，这样能有效地防止非法用户的入侵以及非法操作；对于原始数据在技术上保证其不可修改；在经过修改的其它数据上打上修改标志，并记录修改的人员与时间；使用本系统提供的开发接口访问本系统数据时，必须先进行用户认证，使认证失败的连接不能访问系统数据；而且对不同用户分配只读、读/写等功能权限；系统应用程序自动生成登录事件记录，包括登录的用户名、登录时间、登录IP 以及相应的执行操作等，并生成完整的日志。
2.3 电量采集终端
电量采集终端包括变电站电量采集终端、配变和大用户采集终端、居民小区电量采集终端等。其主要功能是采集、存储电能表的数据；事项记录；系统自检和自恢复；校时；维护；监测系统运营状况等。
3.电能量远程计量系统的功能
3.1 电能量数据采集与分析
完成变电站、配变、高压客户和居民小区电能表数据的采集。其中电能表数据主要包括多费率的窗口值、电流、电压、功率、最大需求量、电表运行事项等。变电站采集终端根据需求对表计的各种数据进行有选择地采集并按指定采集电表数据及实现各种数据的统计，如电压合格率、供电可靠性的统计数据、日最大、最小值统计数据等。
3.2 网损的自动生成与分析
系统可设为以下几个主要功能：
（1）数据输入方式。实现基于网络示意图的网络参数输入。（2）输电网理论线损计算。包括网络拓扑、状态估计、潮流计算、线损计算。（3）配电网理论线损计算。可采用等值电阻法、计算精度较高的均方根电流法、解决弱环网问题的改进迭代法。（4）低压电网理论线损计算。可采用台区损失法、电压损失法等。（5）理论线损与统计线损的比较。按电压等级分别列出变压器、线路等的损耗，并与上一年以及历年的分压线损及分类线损进行比较。（6）提供降损决策分析。为调整电压降损、送电线路升压降损、并联无功补偿、增加并列线路降损、增大导线截面积降损等提供多种决策综合分析。
3.3 变电站母线平衡统计分析
通过采集变电站母线上计量点、考核点的电表数据，按照母线运行情况计算母线输入电量、输出电量和不平衡电量，进而计算母线的不平衡率。
3.4 负荷管理
（1）配变管理。通过对安装于公用配电变压器上的终端设备，实现了对变压器的实时监测管理，以及时发现变压器的异常或不合理、不经济的运行现象。（2）并网点管理。并网点用户主要指地方小火电、地方小水电、热电厂以及其他各种类型的用户。通过监测并网点用户的发电、上网、下网等计量点的负荷、电量数据，绘制相应的负荷、电量曲线，及时了解其实时的供用电情况，并根据电力企业的实际需求，依据有关规定或协定，对其进行合理监控。（3）计量监察和查、防窃电。包括客户计量装置运行状况的监测、人为窃电行为的监测及异常信息报警。（4）供电质量监测与分析。包括电压合格率统计分析、功率因数统计分析及供电可靠性统计分析。（5）负荷统计分析与预测。包括负荷统计分析、负荷预测、行业用电分析及历史日数据分析。（6）电费管理。包括电费催收、预购电控制等。
3.5 营销决策支持
（1）统计报表生成。设计特定条件，提取合成客户服务层和营销业务层的原始及处理信息，利用报表设计工具形成自助报表。（2）综合查询。查询业扩报装情况；电费应收、实收和欠费情况；电价执行情况和均价水平；客户的电量、电费和电价情况；供电合同的签约和执行情况；电能计量管理情况等。（3）用电需求预测。根据预测对象和预测期的长短确定预测的内容、范围和时间，应选用适当的预测方法和模型；对预测结果进行修正校核，对用数学模型求得的值与实际值进行比较，算出误差，对误差值较大的找出原因并进行修正。（4）营销分析。包括销售分析、市场分析、客户分析等。
3.6 电力市场支持
（1）根据各计量点的电能量数据，对发电厂的发电计划的执行情况进行考核，计算欠发电量、过发电量；考核各时段的发电计划曲线的执行情况，根据考核规则计算奖励电量和惩罚电量等。（2）根据各计量点的电能量数据，对下属各供电公司的购电计划执行情况进行考核，计算奖励电量和惩罚电量以及补偿电量等。（3）根据关口点的电能量数据，对全公司供电量计划的执行情况进行考核，计算奖励电量、惩罚电量以及补偿电量等。
3.7 档案管理
【分类号】：TM73
一、智能配用电网通信系统作用
电能从产生到消费主要经过发电、输电、变电、配电、用电五个环节，配用电网处于电网的末端，实现电能的分配，供用户使用。
智能配用电网通信系统是电力通信网的重要组成部分，是电力通信骨干网的延伸。其中智能配电网通信系统主要承载配电自动化、电能质量监测、配电运行监控以及接入配电网的分布式电源监控等业务；智能用电网通信系统主要承载用电信息采集、自助缴费终端、智能家居等业务。
二、智能配用电网通信技术分析
智能配用电网通信主要采用光纤通信、电力线载波通信、无线通信等多种通信技术，为智能配用电网检测、控制、互动等业务提供了安全可靠的通信保证。
（一）光纤通信技术
应用于电力通信系统的光纤组网技术主要有工业以太网和xPON技术（EPON、GPON等）。工业以太网技术成熟，但易受外界干扰，维护成本高，不具有抗多点失效性，不适用于大规模终端接入应用。EPON（以太网无源光网络）是一种采用点到多点结构的单纤数据双向传输的光纤通信技术。EPON系统具有成本低、高带宽、支持多种业务、满足不同QOS要求的优点。
（二）电力线载波通信技术
电力线通信是电力系统所特有的通信方式，主要指利用电力线作为传输媒质进行数据传输的一种通信方式。根据电力线缆的电压等级不同分为高压、中压、低压电力线通信，根据调制频带和带宽的不同分为宽带技术和窄带技术。采用电力线通信技术组建配电通信网，无需考虑线路建设投资，具有建设成本低、路由合理，专网方式运行安全性高等优点。缺点是由于传输频带受限，传输容量相对较小，限制了电力线通信方式在配用电通信领域的应用，目前电力线通信是配用电通信网的一种补充通信方式。
（三）无线通信技术
无线通信技术分按照建设属性可分为运营商公网与电力无线专网。电力无线专网主要包括WiMax、TD一TLE等。运营商公网具有投资费用低、建设方便、维护简单等优点，但公网核心传输网和互联网是相通的，安全性不能满足电力要求，通信速率和实时性也不能得到保证。电力无线专网安全性、实时性和可靠性高，能纳入综合网管系统，但具有建设成本高，运维压力大等缺点。
（四）无线传感器网络技术
无线传感器网络（WSN）利用微功率无线技术，由大量微型无线传感器节点组成的自组织分布式网络智能系统。优点是组网灵活，密度高、功耗低，网络节点间可自组织通信，但也存在带宽低、传输距离短等缺点。
（五）网络安全技术
融合了多种通信技术、承载了多种业务和遍布互联的配电通信网是一个开放的网络，大量的终端设备可以随时要求接入这个网络，网络的安全性和数据的保密性是应用中的关键内容，可以从应用层、网络层、物理层入手设置认证加密过滤技术，提出完整的解决方案。利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、数据备份与可生存技术、可信计算平台技术和网络安全管理与统一威胁管理（unified threat management，UTM）技术，为配电通信网的安全提供保障措施。
三、智能电网的配用电通信网模型建立
（一）高级配电自动化系统
1、基于以太网技术的高级配电自动化业务系统
配电自动化系统是配电网的重要业务，实现现场配电终端和主站的业务数据交互。早期的配网通信多采用专线的形式，通信协议采用诸如CDT、Polling 串行通信协议，线路资源利用率很低。当前的数字化变电站网络在向着IEC 61850、IEC 61968、IEC 61970 通信协议演进，目前基本实现站层级的Internet 标准。
建立基于以太网技术的高级配电自动化业务系统是新时期自动化业务实现的有效方式。经过大量的建设实践和交换式以太网技术仿真，证明在网络设备30%负载的情况下，网络的实时性和可靠性是最好的。推广IEC 60870-5-104 在配电网中的应用能满足自动化业务的实时性、通道带宽、通信节点数量、新型配电业务等需求，有效实现基于以太网的配电自动化和调度自动化综合管理功能。
2、基于 PLC+WiMAX 智能电网终端接入方案
这个方案采用 PLC和 WiMAX混合组网。配电终端采用 PLC作为通信方式，主要提供远程抄表服务；在小区配电变压器处设置 WiMAX 终端作为控制终端，它接入PLC 传送的配电终端信息，同时提供配电变压器监控、负荷控制等功能；根据覆盖范围在城市内设置一定数量的WiMAX 基站接入 WiMAX 终端，构成配电控制分中心；WiMAX 基站通过光纤接入核心网，通往配电网控制中心。
这个方案的主要优点是建网速度快、成本低、可靠性好。数量最多的配电终端采用成本低廉的 PLC方式，虽然传输速率较低，但足够完成远程抄表的任务；控制终端层采用 WiMAX 终端接入，其通信通道独立于电力线，具有高可靠、易维护的优点，而且较高的传输速率足以支持配电变压器监控；由于WiMAX 终端架设于小区配电变压器处，通信环境优良且可以安装大功率天线，通过数量不多的基站就能够提供全覆盖，从而降低成本。这个方案的主要缺点是宽带受到PLC 的限制，不能提供互联网接入、视频语音传输等增值服务。
（二）用电负荷管理系统
用户电量采集业务朝着全自动化、全预付费、全覆盖的方向发展。目前电能采集方式较为典型的是采用通用无线分组业务（general packet radioservice，GPRS）网络。这种方式采用带有GPRS 模块的集中器汇集局部区域的用电信息，经电信专网接入电力公司主站。集中器下行采用采集器读取电表数据，通信网络简单；问题是GPRS 设备在线率低、不能实现实时电价和及时响应用户侧需求，同时网络租赁费用高。
解决用电负荷管理业务的有效方式是建立基于TCP/IP 的以太网通信专网，连接用电信息管理主站与各个电力用户终端（如专变采集终端、公变采集终端、厂站采集终端、小区集中器、分布式电源和充电站计量终端）；本地通信采用RS-485总线、载波、无线传感器网络（wireless sensornetwork，WSN）等连接到各种电力用户终端表计。
（三）用能服务网络
用能服务网络是实现用户用电需求定制、多种用能策略、多样化服务等的业务网络。网络承载的业务包括语音、视频、数据业务，带宽需求很大，需要宽带的通信技术和基于TCP/IP 技术的网络方式。
用电服务网络可以利用电力通信网和公共互联网，用户需求经公共互联网上传至电力服务网站，定制的服务经由电力通信网传输至用户的表计和用户终端。
（四）视频/环境辅助监测网络
视频监控系统在配电网中有广泛的应用，例如无人值守变电站的监视、重要开关设备的监视、现场维修安全监视、事故抢修现场分析等。电力公司监控中心可以对所有的变电站视频信息统一管理，进行图像的显示、录像、回放、管理等。
参考文献
