文档库 最新最全的文档下载
当前位置:文档库 › 电力61850规约

电力61850规约

电力61850规约
电力61850规约

由于现有的规约五花八门、缺乏统一性,数字化(智能化)变电站成为发展方向,性能和速度已不再是问题,因此产生了IEC 61850标准。

IEC 61850系列标准吸收国际先进新技术,并且大量引用了目前正在使用的多个领域内的其它国际标准作为61850系列标准的一部分。所以它是一个十分庞大的标准体系,确切地说,它是一种新的变电站自动化的设计、工程、维护、运行方法准则。

IEC 61850系列标准的全称:变电站通信网络和系统(Communication Networks and Systems in Substations),它规范了变电站内智能电子设备(IED)之间的通信行为和相关的系列要求。

IEC 61850的关键技术:

1)变电站三层接口

2)采用模型思想进行对变电站统一建模

3)抽象通信服务和特定通信服务

4)统一的配置描述语言

IEC 61850标准包括10个部分:

1)IEC 61850-1基本原则,包括了适用范围和目的,定义了变电站内IED(电子式互感器

Intelligent Electronic Device)之间的通信和相关系统要求,并论述了制定一个适合标准的途径和如何对待通信技术革新等问题。

2)IEC 61850-2术语,给出了IEC 61850文档中涉及的关于变电站自动化系统特定术语及其

定义。

3)IEC 61850-3总体要求,详细说明系统通信网络的总体要求,重点是质量要求(可靠性、

可用性、可维护性、安全性、数据完整性以及总的网络要求),还涉及了环境条件(温度、湿度、大气压力、机械振动、电磁干扰等)和供电要求的指导方针,并根据其他标准和规范对相关的特定要求提出了建议。

4)IEC 61850-4系统和项目管理,描述了对系统和项目管理过程的要求以及对工程和试验所

用的专用调度要求。主要包括:工程过程及其支持工具,,整个系统及其IED的生命周期,系统生命期内的质量保证供三个方面。

5)IEC 61850-5功能通信要求和装置模型,规范了变电站自动化系统所完成功能的通信要求

和装置模型。为了区分技术服务和变电站之间以及变电站IED之间的通信要求而对功能进行描述,为支持功能自由分配要求,将功能适当地分解为相互通信的几个部分,给出其交换数据和性能要求,对典型变电站配置,上述规定可通过数据流的安排加以补充。

6)IEC 61850-6变电站中IED通信配置描述语言,规定了描述通信有关的IED配置和参数、

通信系统配置、开关间隔(功能)结构以及他们之间关系的文件格式,目的是在不同制造商的IED管理工具和系统管理工具间,以某种兼容的方式交换IED性能描述和变电站自动化系统描述。

7)IEC 61850-7变电站和馈线设备的通信结构,是变电站之间协调工作和通信的体系描述。

IEC 61850-7共包括4个部分:

●IEC 61850-7-1原理模型,提供了有关基本建模和描述方法的信息,解释了IEC

61850-7-2、IEC 61850-7-3、IEC 61850-7-4和IEC 61850之间的详细要求,以及IEC

61850-8-x和IEC 61850-9-x中具体的通信协议。

●IEC 61850-7-2抽象通信服务接口(ASCI),主要从三个方面进行描述,可以通过通信

网络访问的全部信息的分层类模型,对这些类进行操作的服务,每个服务相关的参

数。

●IEC 61850-7-3公共数据类,定义了和变电站应用有关的公共属性和公共数据类,这

些公共数据类用于本标准的IEC 61850-7-4本分。

IEC 61850-7-4兼容逻辑节点类和数据类,规定了IED之间通信用的兼容逻辑节点名称和可能包含的所有数据名称。所定义的名称用于建立分层对象引用,共IED内部

以及IED之间通信使用。

8)IEC 61850-8-1特殊通信服务映射(SCSM)——映射到制造报文规范(MMS),说明了再局域网上交换实时数据的方法,将ACSI映射到MMS的服务和协议,只用于变电站层到间隔层的映射。

9)IEC 61850-9特殊通信服务映射(SCSM),规定了间隔层和过程层间的映射。

10)IEC 61850-10一致性测试,规定了变电站自动化系统和设备通信方面的一致性测试方法,

还给出了设备测试环境的准则和规定了互操作的等级。

以上这10个部分的内容体现了IEC 61850与传统变电站自动化系统通信协议的不同,它不仅定义了变电站自动化系统的通信要求和数据交换,而且进一步详细全面规范了整个系统的通信网络和体系机构、对象模型、项目管理和测量方法等相关内容。其结构用图表示见图1所示。

IEC 61850的主要目标是实现变电站内IED之间的互操作,与此同时也重视了通信标准的各种适应性。IEC 61850的内容分析:

1)互操作性

在IEC 61850中互操作性被描述为:“来自同一厂家或者不同厂家的IED之间信息和正确使用信息协同操作的能力。”其中信息交换需要通信协议栈的支持;信息的正确使用依赖于信息的相互理解,需要信息语义的支持;而协同操作与变电站自动化系统的功能分布相关,依赖于过程数据的共享和对信息实体的规划。

2)功能自由分布

功能自由分布在IEC 61850中虽然没有规范的定义,但是往往与互操作性的描述相继而现,从通信标准的角度来看,自动化功能在IED和控制层次中的分布不可能唯一固定,它依赖于可用性要求、性能要求、成本限制、技术状况、应用策略等,因此标准应适应各种功能分布情况。IEC 61850关于功能自由分布的这种表述事实上强调了变电站自动化分布式实现中的自动化功能(子功能)的可分布性,而不仅仅是自动化装置的分布。跨越自动化装置边界的自动化功能(或子功能)之间的协调配合代表了变电站自动化的未来发展趋势,因此对功能自由分布的支持是IEC 61850针对自动化逻辑适应性的体现。

3)可扩充性

IEC 61850面向变电站自动化的所有应用,全面地支持信息扩充是标准应用适应性的重要体现。

4)长期稳定性

为了适应历史的、目前的和未来的通信技术,IEC 61850对通信服务采用了抽象定义的方法,即ASCI,而将具体的通信协议栈应用以SCSM加以规定,适应了通信技术的发展和变化。这是IEC 61850优于传统通信协议的主要特征之一。

图1 IEC 61850 的结构

IEC 61850的标准特征

1)信息分层的变电站结构

变电站通信网络和系统协议IEC 61850提出了变电站内信息分层的概念,将变电站的通信体系分为3个层次,即变电站层、间隔层和过程层,并定义了层和层之间的通信接口。如图2所示。

图2变电站自动化系统功能层次和逻辑接口

接口1:间隔层和变电站层之间保护数据交换;

接口2:间隔层与远方保护之间保护数据交换;

接口3:间隔层内数据交换;

接口4:过程层和间隔层之间电流和电压瞬时数据交换

接口5:过程层和间隔层之间控制数据交换;

接口6:间隔层和变电站层之间控制数据交换;

接口7:变电站层与远方工程师办公地数据交换;

接口8:间隔之间直接数据交换;

接口9:变电站层内数据交换;

接口10:变电站和远方控制中心之间控制数据交换。

由于接口2、接口7和接口10涉及到变电站之间和变电站与控制中心间的通信其范围已超出变电站内部,故IEC 61850中并没有具体讨论以上三个接口的定义。从接口的定义可以看出:过程层主要完成开关量I/O、模拟量采样和控制命令的发送等与一次设备相关的功能;间隔层的功能是利用本间隔的数据对本间隔的一次设备产生作用;变电站层的功能主要有两类:一是与过程相关的功能;二是与接口相关的功能。

2)面向对象的数据对象统一建模

IEC 61850采用面向对象的建模技术,定义了基于客户机、服务器结构的数据模型。每个IED包含一个或多个服务器,每个服务器本身又包含一个或多个逻辑设备(Logical Device,LD)。逻辑设备包含逻辑节点(Logical Node,LN),逻辑节点包含数据对象(Data Object,DO)。数据对象则是由数据属性(Data Attribute , DA)构成的公用数据类的命名实例。从通信而言,IED

同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象服务接口和服务器通信,可以访问数据对象,如图3所示。

图3 服务器中典型数据模型分层结构

从模型构成语义可以看出,信息模型不是数据集合,而是数据与功能服务的聚合,是一个面向对象的模型,模型中的数据和功能服务相互对应,数据交换必须通过对应的功能服务来实现。数据与功能服务的紧密结合使模型具备了良好的稳定性、可重构性和易维护性。3)采用与网络独立的ACSI

IEC 61850总结了变电站内信息传输所必须的通信服务,设计了独立于所采用网络和应用协议的ASCI。图4中,客户服务通过抽象通信服务接口,由SCSM映射到采用的通信栈或协议子集;在服务器侧,通信栈或协议子集通过SCSM和ACSI接口。由于电力系统的复杂性,信息传输响应时间的要求不同,在变电站的过程内可能采用不同类型的网络,采用IEC 61850只需要改动相应的SCSM,而不需要修改ACSI。图5中采用过程和抽象服务接口是一样的,不同的网络应用层协议和通信栈与不同的SCSM1~n相对应。

IEC 61850定义了14类ACSI模型,用来规范信息模型的功能服务。每类ACSI模型都由若干抽象通信服务组成,每个服务又定义了服务的对象和方式:服务方式包括服务的发起、响应和过程,而服务的过程是指某个具体服务请求如何被服务器响应,以及采取什么动作在什么时候以什么方式响应。ACSI模型中的通信服务分为两类:客户机/服务器结构,主要应用在针对控制、读写数据值等服务中;发布者/订阅者模式,主要应用在针对快速和可靠的数据传输服务中,例如采样值传输、通用变电站事件等服务。

图4 应用过程与应用层之间的相互作用(客户机/服务器)

图5 ACSI和网络的对应关系

4)面向对象、面向应用开放的数据自我描述

以往的通信标准采用面向点的数据描述,即在信息传输时数据收发双方必须事先对数据库进行约定,并一一对应,这样才能正确反映现场设备的状态。协议一旦确定以后,如果要

增加或删除某些信息,就必须对协议进行修改,这是一项耗费资金和时间的工作。随着技术发展、电力市场的建立和变电站自动化水平的提高,变电站内需要传输的新信息不短增加,这种数据描述方法已不打适应,因而使新功能的应用受到限制。。IEC61850采用面向对象的数据自描述,即在数据源就对数据本身进行自我描述,接收方收到的数据都带有自我说明,不需要再对数据进行工程物理量对应或进行标度转换等工作。面向对象的自描述数据可不受预先定义的限制进行传输是实现互操作的一个必要条件,同时也极大的简化了数据的管理和维护工作。

IEC61850将数据自描述和面向对象的功能服务有机结合,实现了面向对象的数据自描述:

1)定义完整的各类(单元)数据对象和逻辑节点、逻辑设备的代码;

2)定义用这些代码组成完整地描述数据对象的方法;

3)定义了一套面向对象的服务。

在IEC61850-7-3、IEC61850-7-4中定义了各类(单元)数据对象和逻辑节点、逻辑设备的代码,在IEC61850-7-2中定义了用这些代码组成完整地描述数据对象的方法和一套面向对象的服务,IEC61850-7-2、IEC61850-7-3、IEC61850-7-4的关系如图6所示。

图6 IEC 61850-7-2、-7-3、-7-4关系图

IEC61850-7-3、IEC61850-7-4提供了80多种逻辑节点名字代码和350多种数据对象代码,23个公共数据类,涵盖了变电站所有功能和数据对象,提供了扩展新的逻辑节点的方法,并规定了一套数据对象代码组成的方法,还定义了一套面向对象的服务。这3部分有机地结合在一起,完善地解决了面向对象自我描述的问题。

参考文献

[1]张沛超.IEC61850标准介绍[Z」.2006一09.

[2]IEC 61850 Seminar,Implementlation and Applieation Workshop. Introduetionto IEC 61850 [Z].Beijing.2004一11.

[3]IEC 61850 Seminar,Implementlation and Applieation Workshop. Teehnieal overview [Z] Beijing.2004一11.

[4]窦晓波,吴在军,胡敏强,等.IEC61850标准下合并单元的信息模型与映射实现.电网技术,2006,30(02):50一56.

[5]吴在军,窦晓波,胡敏强.基于JEC61850标准的数字保护装置建模.电网技术,2005,29(21):81一84.

[6]张结.IEC6185o目标内涵分析.电网技术,2004,25(23):76一80.

[7]张结.IEC6185o的狭义应用和广义应用.电力系统自动化,2005,29(10):92一96.

简述电力系统通信设计

简述电力系统通信设计 摘要:本文分析了目前电力通信网的特点,介绍了电力通信设计应满足的特性和电力通信设计一般采用的通道技术类型。 关键词:电力系统通信设计 0、引言 电力通信网是电力企业生产、经营和管理的核心支撑系统。它同电力系统的安全稳定控制系统、调度自动化系统合称为电力系统安全稳定运行的三大支柱。电力通信网是由光纤、微波及卫星电路构成主干线,各支路充分利用电力线载波、特种光缆等电力系统特有的通信方式,并采用明线、电缆、无线等多种通信手段及程控交换机、调度总机等设备组成的多用户、多功能的综合通信网。 1、目前电力通信网的特点 (1)要求有较高的可靠性和灵活性。电力对人们的生产、生活及国民经济有着重大的影响,电力供应的安全稳定是电力工作的重中之重;而电力生产的不容间断性和运行状态变化的突然性,要求电力通信有高度的可靠性和灵活性。 (2)传输信息量少、种类复杂、实时性强。电力系统通信所传输的信息有话音信号、远动信号、继电保护信号、电力负荷监测信息、计算机信息及其他数字信息、图像信息等,信息量虽少,但一般都要求很强的实时性。目前一座110kV 普通变电站,正常情况下只需要1到2路600-1200Bd的远动信号,以及1到2路调度电话和行政电话。 (3)具有很大的耐“冲击”性。当电力系统发生事故时,在事故发生和波及的发电厂、变电站,通信业务量会骤增。通信的网络结构、传输通道的配置应能承受这种冲击;在发生重大自然灾害时,各种应急、备用的通信手段应能充分发挥作用。 (4)网络结构复杂。电力系统通信网中有着种类繁多的通信手段和各种不同性质的设备、机型,它们通过不同的接口方式和不同的转接方式,如用户线延伸、中继线传输、电力线载波设备与光纤、微波等设备的转接及其他同类型、不同类型设备的转接等,构成了电力系统复杂的通信网络结构。 (5)通信范围点多且面广。除发电厂、供电局等通信集中的地方外,供电区内所有的变电站、电管所也都是电力通信服务的对象。很多变电站地处偏远,通信设备的维护半径通常达上百公里。 (6)无人值守的机房居多。通信点的分散性、业务量少等特点决定了电力通信各站点不可能都设通信值班。事实上除中心枢纽通信站外,大多数站点都是无

IEC61850通信规约转换软件Demo使用手册xt

IEC61850通信规约转换Demo软件 使 用 手 册 北京华睿信通科技有限公司 2016-3-13

修订历史记录 A - 增加M - 修订D - 删除

目录 IEC61850通信规约转换软件 (1) 1.引言 (4) 1.1编写目的及使用对象 (4) 2.系统简介 (4) 2.1产品特点 (4) 2.2 性能 (4) 2.3软件组成模块 (4) 2.4软件运行环境 (5) 3. 智能终端IEC61850通讯规约转换软件使用说明 (5) 3.1 软件组成 (5) 3.2第一次使用 (6) 3.3工程配置 (9) 3.3.1新增采集设备 (10) 3.3.2修改采集设备 (16) 3.3.3配置信息向装置下载 (16)

1.引言 1.1编写目的及使用对象 本文档介绍智能电子设备IEC61850规约转换软件的组成模块,性能指标和主要功能,并详细介绍modbus规约转换为IEC61850规约的使用方法,适用于工程技术人员使用。 2.系统简介 2.1产品特点 ●满足最新DL/T 860(IEC61850)通讯标准 ●完全支持国际标准IEC61850规约,并可实现其它规约对IEC 61850规约的 转换。 ●支持modbus TCP/IP ,modbus RTU 2.2 性能 a.系统容量 ●同时接入的终端装置数目:100(在pc机下vmvare fedora7 cpu2G 内 存2G) b.时间特性 ●随系统自动启动 ●默认检索实时数据的周期为最小30秒钟,此参数可以设置 ●检索报警数据的周期为即时上送 c.计算机系统(在pc机下vmvare fedora7 cpu2G 内存2G) ●系统可用率≥99% ●CPU负荷率≤25% ●网络负荷率≤5% d.通讯能力 ●支持网络 ●支持串口 2.3软件组成模块 IEC61850规约转换Demo软件主要实现由modbus协议转换成IEC 61850协

电业局电力通信网网管系统管理办法解析

电业局电力通信网网管系统管理办法 第一章总则 第一条为加强电业局电力通信网网管系统管理,确保安全稳定 运行,根据《电力系统通信管理规程》、《华中电网通信运行管 理规程(试行》、《四川电网调度管理规程》、《四川电力通信网运行管理规程》, 结合电业局电力通信网网管系统的实际情 况而制定,为电业局电力通信网的提供制度保证。 第二条本办法适用电业局通信网管的维护管理(包括各级传输 网络、交换网络、接入网络及支撑网络等。 第三条电业局电力通信网网管系统管理实行以下原则: (一实行专人负责制,由专人进行管理。 (二主机实行专机专用原则。 (三操作维护实行分级管理原则。 (四网络连接必须满足“电力二次系统安全防护”的要求。第二章 网管系统的操作维护分级 第四条电业局电力通信网网管系统操作维护是系统管理员用户。 第五条电业局电力通信网内一个独立的网管系统只设定一个系统管理员用户, 可设定多个系统维护员用户、系统操作员用户和系统监视员用户。 第六条网管系统管理员用户根据所履行的职责范围设定系统维 护员用户、系统操作员用户和系统监视员用户的权限, 系统维护 员用户和系统操作员用户均以实名方式登录网管系统进行操作, 系统监视员用户可以使用同一个公用用户名。

第三章网管系统的操作维护职责 第七条系统管理员的职责 (一网管系统的全面管理。 (二网管系统的配置。 (三系统网元的创建、删除、连接。 (四网管数据通道DCC/ECC 的配置。 (五增加、修改、删除低级别用户。 (六各级用户口令的初始设置。 (七操作日志管理。 (八事件设置/性能门限的修改。 (九修改网元告警等级。 第八条系统维护员的职责 (一对网管系统的运行维护管理。 (二可以新建或删除系统维护员以下级别的用户。(三业务配置数据的修改。 (四新建或拆除电路数据。 (五电路数据删除、修改操作。 (六网元设备板卡复位操作。 (七访问和备份网管系统数据。

小议电力系统信息通信网络安全及防护

小议电力系统信息通信网络安全及防护 发表时间:2018-03-21T15:07:58.437Z 来源:《电力设备》2017年第29期作者:张辉孙兴波[导读] 摘要:随着我国科学技术的不断发展,信息技术逐渐融入到了各行各业中,电力行业也不例外。(国网泗水县供电公司山东省 273200)摘要:随着我国科学技术的不断发展,信息技术逐渐融入到了各行各业中,电力行业也不例外。近年来,电力行业逐渐进入了信息化发展阶段,有效提高了生产效率,也带来了许多便利,但与此同时,网络安全问题也随着而来。由于电力系统的信息通信设备还不完善,极易在使用过程中遭受到恶意攻击,给电力企业带来严重的损失。因此,必须要加强电力系统信息通信网络安全和防护,将信息通信技术 带来的风险降到最低。 关键词:电力系统;信息通信;网络安全;防护引言 随着信息技术在电力系统中的应用越来越广泛,随之带来的问题也越来越多,网络安全事故频发,已经成为了阻碍电力行业发展的主要问题之一,进行网络安全防护势在必行。现阶段,尽管我国已经相继推出了各类的电力系统信息通信设备,但还并未掌握其核心技术,设备的各方面性能也不完善,因此更需要立即对信息通信网络安全防护技术进行深入分析,本文就将对这一问题展开深入探究。 一、当前电力系统信息通信网络安全存在的风险(一)现存的安全风险目前,电力企业完成了通信网络的隔离,构建了保护网络安全的三道防线,有效的确保了核心数据的安全,杜绝了非相关人员控制网络以及访问信息的情况出现,但是我国的相关实验室通过对网络设备进行安全分析后发现,存在与设备中的木马程序、植入后门以及安全漏洞,在隔离条件下依然能够对网络采取攻击,具体攻击方式如下:(1)黑客攻击 如电力系统信息网络在工作状态中受到黑客的恶意攻击将会对整个电力系统造成严重打击,极有可能造成电力故障甚至瘫痪,并且在短时间内难以恢复,因此黑客攻击是信息网络面临的主要安全风险之一。在电力系统运行过程中,会出现大量的电力相关信息,而这些信息一旦被黑客窃取,不仅会造成电力故障,还会影响到电力企业的正常发展,产生的损失是不可估量的。现阶段,黑客攻击电力系统信息网络的方法千变万化,如借助数字控制系统对电力企业的基层系统进行破坏和控制,使得基层系统无法正常运行。同时,黑客也可以对其中单独的系统进行破坏,从而连带其他系统,这种攻击形式也会对电力生产运行造成很大影响。(2)网络病毒 网络病毒也是影响电力系统信息网络安全的因素之一,网络病毒具有一定的隐蔽性,传播的速度极快,一旦电力系统的信息网络遭到病毒的入侵会导致大量的数据损毁,严重可导致系统瘫痪,破坏重要的电力设备,相关地区的电力供应会受到影响,降低了电力企业的社会形象和服务质量。 (3)人为故意破坏 人为故意破坏,顾名思义就是在电力系统信息网络应用过程中,有人故意输入错误信息或者是进行错误操作,这种错误操作对电力系统信息网络造成了破坏,严重时使得电力系统信息网络不能运行,对电力生产造成了影响,甚至引发巨大的经济损失,会对电力企业的可持续发展造成冲击。(二)系统内部安全风险系统内部存在的安全风险主要有以下几个方面:(1)信息内网中使用数量众多的国外移动终端、储存介质以及网络设备,有植入后门的安全风险,可以利用漏洞激活后门,并注入病毒采取攻击。 (2)电磁辐射存在与信息内网中,存在辐射攻击的安全风险,可以利用设备接受辐射并且注入病毒采取攻击。(3)在信息内网有无线通信,可以通过无线通信对系统和设备采取攻击。[1] 二、电力系统信息通信网络安全的相关防护措施(一)密码的管理 为保证电力系统信息通信数据不会轻易遭受破坏和窃取,必须采取相应的技术手段,为数据信息进行更高等级的加密。电力通信网的典型特征是其属于分布式系统,且涉及的数据信息量大,对此,可以采用公开密钥法对数据信息进行加密,使得电力通信网的安全等级得到提高。例如,信用卡的使用者,会使用加密传输以及金融交易数据包的校验功能等,保护企业机密。加密算术其计算较为简单,利用分组乘积密码使得数据构成更加繁琐。当前使用比较普遍的是密钥管理技术,其属于数据加密技术的主要分支,该技术的工作环节较多,如密钥生产、载入传递、使用、存储、验证、保管和备份、控制、吊销等,这就意味着密钥的生存周期较长,也是信息管理的重要环节。(二)网络设备安全管控网络设备安全管控指的是利用相关信息技术对电力系统的信息通信安全进行实时监控和维护,以便在出现突发事件时能够在第一时间了解原因,起到安全事故的预防作用。在电力系统信息网络安全防护阶段,需要加强技术体系建设,完善通信网络的防护措施。例如,某电力公司通过多年实践已经形成了一套适合个体运行使用的电力通信综合监控系统,其可以对地区内所有的联网通信阶段实现在统一网管界面中对多厂商设备以及机房进行实时监控,也支持网络、设备的应急配置。[2] (三)系统管理 现阶段,电力系统的信息通信设备和相关信息技术基本都是依靠设备和技术的生产研究厂家来完成,这也为信息通信网络安全埋下了隐患。因此,必须要结合电力企业的具体特点创建出不同的信息通信管理系统,实现个性化管理。在管理系统中需要包含网元数据采集层、网元管理层和业务管理层等,可以对电力生产系统中的不同环节涉及的信息进行统一监管,可以及时捕捉到异常信号,并将相关情况发送到集控中心。同时,该管理系统支持多个操作平台的共同作业,促进电力自动化建设,可以自行收集数据信息,并将数据打包传送给指定对象,这样就可以提前预测和分析故障,从而保证了电力通信信息的安全。(四)物理层安全防护

规约转换器调试说明

规约转换器调试说明 1、烧制程序 测试硬件时烧入测试程序用跳帽连接JP1的2,3两脚(643板用跳帽连接JP2的RUN),程序写入后将JP1的1,2用跳帽短接(643板跳帽连接JP2的PRO)(此为运行状态)。 2、测试以太网通讯 给规约转换器通电,将S2的5拨到ON的位置(此为规约转换器默认IP地址:172.20.100.1),打开计算机点击开始/运行/输入ping 172.20.100.1 –t 点击确定。 S2拨档开关如左图所示

JP5,JP6,JP8,JP7如上图中所示 3、测试串口485通讯,将JP5,JP6,JP7,JP8都跳到485的通讯方式,S2的 2,4拨到ON的位置(见跳线说明),将两个串口用DB9母头连接,分别是两个DB9的4针(485A)和5针(485B)各自对接,用DOS功能查看收发数据如下: 用WINDOWS键+R启动运行如下: 在运行打开里输入cmd后点击确定后弹出窗口,在光标闪烁处输入IP地址如下图:

输入IP地址后按Enter键后弹出窗口,user name为sac; user password 为1234;按回车键后在光标闪烁处输入7后按回车键,再输入密码1234即 可看到收发数据如下图所示:

正确报文如上图中所示。 4、测试串口232通讯,将S2的拨档开关都拨到OFF位置,JP5,JP6,JP7,JP8 都跳到232的通讯方式(见跳线说明),将两个串口用DB9母头连接,一头DB9的1针(地)、3针(发)和4针(收)对应另一头DB9的1针(地)、4针(收)和3针(发),用DOS功能查看收发数据(步骤同485通讯方式)。 5、修改IP地址 将规约转换器的S2的5拨到ON的位置,用WINDOWS键+R启动运行,在运行打开里输入cmd后点击确定后弹出窗口,在光标闪烁处输入IP地址后按回车键,输入用户名和密码后选择[MAIN MENU]中的1:comm.setup即在光标闪烁处输入1,选择[SETUP]中的4:change NET config,即在光标闪烁处输入4,然后根据提示依次输入要修改的IP地址和子网掩码即可,其中NET B config和NET C config通常不用可直接回车。输入完成后再选择5:save changes,在提示语save changes?(Y/N):输入Y,

电力系统调度规程引用标准

电力系统调度规程引用标准 下列标准所含的条文,通过在本标准中的引用而成为本标准的条文。本标准出版时,所示版本均为有效。所有标准都会被修订,使用本标准的各方应研究使用下列标准最新版本的可能性。 《中华人民共和国安全生产法》 ——2002 《中华人民共和国电力法》 ——1995 《电网调度管理条例》国务院——1993 《电力监管条例》国务院——2005 《国家电网公司电力安全工作规程》(变电部分) 国家电网公司——2009 《国家电网公司电力安全工作规程》(线路部分) 国家电网公司——2009《国家电网公司电力生产事故调查规程》 国家电网公司——2005 《电力系统安全稳定导则》国家经贸委——2001 《微机继电保护装置运行管理规程》 ——DL/T587—2007 《电网调度自动化系统运行管理规程》 ——DL/T516—2006 《电力系统通信管理规程》 ——DL/T544—94 《电力系统微波通信运行管理规程》 ——DL/T545—94 《电力系统载波通信运行管理规程》 ——DL/T546—94 《电力系统光纤通信运行管理规程》 ——DL/T547—94 《电力系统通信站防雷运行管理规程》 ——DL/T548—94 《关于加强电力系统管理的若干规定》能源部——1988 《华东电力系统调度规程》华东电力集团公司——1993 《电力二次系统安全防护规定》 国家电力监管委员会令5号——2005《节能发电调度办法实施细则(试行)》 发改能源〔2007〕3523号 《电网运行规则(试行)》 国家电力监管委员会令22号——2006 《电网运行准则(试行)》 ——DL/T 1040—2007

电力系统的信息通信网络安全防护措施

电力系统的信息通信网络安全防护措施 发表时间:2018-08-07T09:51:53.110Z 来源:《电力设备》2018年第11期作者:余莉[导读] 摘要:电力企业属于一项技术性,非常密集性的产业,对于整体自动化以及节约化的要求都非常高,而且还属于最早进行信息化建设当中的一批企业。 (国网四川省电力公司自贡供电公司四川自贡 643000)摘要:电力企业属于一项技术性,非常密集性的产业,对于整体自动化以及节约化的要求都非常高,而且还属于最早进行信息化建设当中的一批企业。在最近几年当中也取得了一定的成绩和效果,促进了整体电力系统的进步和发展。但是也正是由于我国电力系统信息网络起步的非常早,严重的缺乏一系列工作经验,因此在整体信息化网络系统建设过程当中还存在着各种漏洞问题,对于这些漏洞问题来 说,严重的影响到了整体电力企业的发展,而且还在一定程度上严重阻碍到了电力企业的进步和利润。以下本文笔者主要结合我国电力系统网络安全可能产生的危害进行详细分析,并且还提出了一系列安全防护措施。 关键词:电力系统;信息通信网络;网络安全;防护措施 1、整体电力系统信息通信网络安全的重要性分析 随着目前我国经济的快速发展,我国的科学技术也得到了不断的进步,而且相应的信息技术在各个领域当中的应用也非常普遍,应用的面积范围非常广阔。随着整体经济的快速发展,整体电力系统网络建设也得到了不断的完善和提高,网络技术作为整体电力系统运行当中的一个重要支撑,可以说相应的网络通信安全性能直接影响到了网络系统的安全性,所以相应的安全防护的重要性也就受到了越来越多人的关注和重视,逐渐成为了电力企业安全管理当中的一项重要内容。 为了可以更好的提高电力系统通讯网络单中的安全性,必须需要各种各样先进的技术来作为支撑,比如说一系列防护技术信息,防护技术或者神密码技术等等,同时还可能会用到其他学科的一些专业知识技术,通过利用各种各样的信息技术,可以很好的提高了一定的安全性能。而且相应的电力系统安全维护还会涉及到工程软件、硬件设备等等各个方面的信息,涉及到的面维和范围都比较广范,属于一项非常复杂性的工程,而且还会很容易受到外界各种因素的限制和影响,必须要从各个方面都加强相应的管理和限制。 整体网络当中的安全防护可以很好的避免了电力系统当中出现一系列信息攻击或者是破损的情况,极大的确保了整体电力系统的平稳运行。首先来说,可以很好的保证了电力系统当中各种数据的交流处理,最大程度的保证了信息的真实性以及完整性,另一方面就是可以很好的确保了整体信息数据的机密性,不会出现信息外露或者是丢失的现象,严重的符合电力企业的综合效益,而且还非常有利于保障防范一些窃电行为的产生。 2、目前我国展品电力系统通信网络安全存在的问题以及现状分析 2.1电力系统很容易遭受到计算机病毒等等侵害 计算机在我国人民生活当中产生了非常重要的影响,而且还很大的方便了人们之间的沟通和交流,但是计算机还会很容易就会产生一系列病毒问题。对计算机安全性的危害最大的一个最为重要的因素就属于计算机病毒,如果计算机产生一系列病毒,那么很容易就会发生相应的故障,或者是无法控制。目前计算机病毒已经成为了威胁电力系统通讯网络的安全的一个关键因素,同时伴随着目前我国科学技术的不断发展和进步,计算机病毒的种类和样式也在逐渐增多,以多种多样的形式呈现在人们面前,给整体计算机网络的安全性能带来了严重的考验和威胁。由于病毒本身就有着很强的破坏性和传染性,并且还有着很强的隐蔽性,平常在人们生活当中很难被发现出来,所以在防范病毒的时候有着一定的困难性。目前在我国整体计算机系统当中,最常见的计算病毒具有木马病毒、脚本类病毒或者是间谍病毒等等几种类型,而且在这种几种病毒当中,木马病毒的侵害性最强,这种病毒主要可以窃取用户的各种各样的信息,不断导致信息的外露或者是个人信息的传播,脚本病毒主要借助于网络,来实现一系列内容的传播,严重的影响到了网络的浏览功能,对整体计算机系统也会造成严重的影响。 2.2计算机的硬件设备存在着质量不佳的现象 整体电力系统如果要想更好健康可持续的发展,那么对于整体电力系统的一些设备就有了很多的要求,而且要求的层次也都非常的高。电力系统本身硬件的安全性能属于整体电力系统顺利运行的一个最为基本的保障,比如一些服务器或者是按次序设备等等硬件设施,在整体电力系统当中运用的非常广泛,具有了非常大的作用和意义,但是如果一旦这些设备出现了相应的故障问题,那么很容易就会影响到了整体电力系统的安全运行,等于网络安全造成了严重的威胁性,很容易就会出现网络瘫痪的情况,具有了很大的安全隐患问题。 2.3用户认证比较薄弱 在整体电力行业当中,所采用的基本应用系统包括到了商用软硬件系统的设计和开发,用户认证主要采用的是口令或者是密码的认证模式,这种模式很容易就会被黑客所破解,安全性能非常薄弱,而且有的应用系统当中使用的一些鉴别方法,甚至将用户名口令或者是一些安全控制信息以明文的形式记录在数据库当中,那么无疑很大的增强了一系列安全隐患问题。 3、加强电力系统安全防护的措施 3.1制定出完善的电力信息控制中心 为了可以更好确保电力系统能够在安全、稳定持久的环境当中进行工作,那么就必须要建立起一个具有综合性和统一性的信息监控中心。当然也可以在各级信息网管中心建立起有关的监控中心,这样就可以很好地将各种信息进行有机的整合,无论出现什么样的外界情况和因素,都不会影响到信息的安全性,而且如果一旦出现的安全问题,那么也可以及时的进行解决和处理。对一些出现异常或者故障的设备来说,可以根据监控系统所提供的各种信息及时的提出相应的解决措施,消除问题防患于未然,防止出现更大的经济损失,同时也可以防止系统出现故障或者是异常。 3.2制定出一些有必要的应急措施 根据一系列发生网络安全的案例可以发现,电力系统为了可以更好的确保安全运行,那么就必须要制定出一系列安全应急措施,这样可以很好的坚定了应急控制的基础。一旦出现相应的电力信息安全问题,那么就可以根据实际情况设定出的应急措施启动安全机制,这样不仅可以很好的减少安全问题所涉及到的范围和影响力,还可以很好的避免了企业当中产生的各种损失,最大程度确保了企业的经济利润。 3.3不断加强电力系统大众工作人员的安全教育工作

基于电力系统信息通信网络安全及防护的研究

基于电力系统信息通信网络安全及防护的研究 发表时间:2018-06-19T12:01:39.217Z 来源:《电力设备》2018年第4期作者:浮小学 [导读] 摘要:随着我国电力企业加强网络安全以及全面实现信息化管理的持续深入,对电力系统信息通信网络安全进行研究十分必要,本文就电力系统信息通信网络安全及防护措施进行深入研究,以供参考。 (国网河南省电力公司获嘉县供电公司河南省 453800) 摘要:随着我国电力企业加强网络安全以及全面实现信息化管理的持续深入,对电力系统信息通信网络安全进行研究十分必要,本文就电力系统信息通信网络安全及防护措施进行深入研究,以供参考。 关键词:电力系统;信息通信网络安全;防护措施 1电力系统信息通信网络安全存在的风险 1.1外部的安全风险 (1)黑客攻击 电力系统信息网络处于工作状态时遭到黑客攻击就会出现较大的安全事故,对电力系统造成致命性打击,会引发大面积的电力故障,需要较长时间才能恢复,这是电力信息网络中存在的主要安全隐患之一。因为电力生产会产生大量的电力信息,如果其中部分信息被黑客得知,则会造成很大损失,不仅对于电力系统运行造成影响,也会对电力企业发展造成影响。黑客对于电力系统信息网络的攻击方式多种多样,如借助数字控制系统对电力企业的基层系统进行破坏和控制,使得基层系统无法正常运行。同时,黑客也可以对其中单独的系统进行破坏,从而连带其他系统,这种攻击形式也会对电力生产运行造成很大影响。 (2)网络病毒 网络病毒是电力系统中较为常见的病害,其主要特征为隐蔽性、传播速度快,且一旦进入电力信息网络,就会造成数据损坏、外泄等,甚至出现系统瘫痪,电力设备也会遭受不同程度的破坏,影响了人们的生活生产用电,降低了电力系统的服务质量。 (3)人为故意破坏 人为故意破坏,顾名思义就是在电力系统信息网络应用过程中,有人故意输入错误信息或者是进行错误操作,这种错误操作对电力系统信息网络造成了破坏,严重时使得电力系统信息网络不能运行,对电力生产造成了影响,甚至引发巨大的经济损失,会对电力企业的可持续发展造成冲击。 1.2系统内部安全风险 系统内部安全风险主要来自于“离线攻击”,对对电力系统内部网络造成破坏,主要的风险类型如下:①在该信息网络中涉及大量的国外网路设备、移动存储介质以及移动终端,恶意攻击者可以通过启动后门,通过后门输入病毒,对控制设备进行攻击;②在电力系统内部信息网络运行中会产生大量的“电磁辐射”,这就意味着通信网络可能会遭到辐射的攻击,攻击者可以通过特殊设备接收辐射再激活后门,并发起攻击;③在信息内部网络中,攻击者可以通过无线网络发起攻击,其可直接对电力设备以及管理系统等造成影响。 2电力系统信息通信网络安全的防护措施 2.1安全隔离技术 安全隔离技术在电力系统信息安全防护中的应用旨在防范各种各样的攻击对电力信息系统造成的威胁,安全隔离技术的技术类型较多,它们有效保障了电力系统信息的稳定性和安全性。 (1)物理隔离技术 系统外部网络倘若与内部网络直接连接,那么就极有可能出现黑客入侵系统的情况,进而引起系统信息丢失或被破坏。物理隔离技术的应用是基于物理学方法直接或间接对外部网络和内部网络进行分离,这就需要电力管理人员能够合理划分电力系统的安全区域,根据企业实际情况对划分层次数量进行确定,在实时监控技术的辅助下有效保障电力系统信息安全。 (2)协议隔离技术 利用协议隔离器对电力信息系统内部网络与外部网络完全分离采用的就是协议隔离技术,这对于内部系统安全的保证。这主要是由于电力信息内部系统可以借助接口方式与外部系统网络相连接,而协议隔离技术的应用正是保证了内部网络和外部网络之间合理连接机制的存在,在出现通信需要时只有输入专属密码才能产生有效的内外部连接,便于信息传输。而在内外部网络没有通信需求的情况下二者之间的连接就会自动断开,通过这样的方式保证系统信息运行安全。 (3)身份认证技术 通常而言身份认证技术的认证方式主要有四种,即口令、指纹、密钥和智能卡。技术实施过程需要在主机或终端上登录特定的用户信息,在后续操作进行时借助信息认证的途径进入到内部信息系统当中。而广义的网络登录所采用的通常是证书授权的方式,所有用户在得到中心授权后可通过签名的途径得到密钥,进而获得加密的系统信息。 2.2密码的管理 为了避免电力通信网络设计的数据信息在传输过程中会遭到破坏和窃取,需要采用适宜的措施提高数据信息的保密等级。电力通信网的典型特征是其属于分布式系统,且涉及的数据信息量大,对此,可以采用公开密钥法对数据信息进行加密,使得电力通信网的安全等级得到提高。例如,信用卡的使用者,会使用加密传输以及金融交易数据包的校验功能等,保护企业机密。加密算术其计算较为简单,利用分组乘积密码使得数据构成更加繁琐。当前使用比较普遍的是密钥管理技术,其属于数据加密技术的主要分支,该技术的工作环节较多,如密钥生产、载入传递、使用、存储、验证、保管和备份、控制、吊销等,这就意味着密钥的生存周期较长,也是信息管理的重要环节。 2.3网络设备安全管控 网络设备安全管控主要是借助信息技术对信息安全进行监管,从而保证网络设备的安全,维护系统。在电力系统信息网络安全防护阶段,需要加强技术体系建设,完善通信网络的防护措施。例如,某电力公司通过多年实践已经形成了一套适合个体运行使用的电力通信综合监控系统,其可以对地区内所有的联网通信阶段实现在统一网管界面中对多厂商设备以及机房进行实时监控,也支持网络、设备的应急配置,该公司建立例如图1所示的安全防护系统,该系统中涉及的技术类型主要如下:①防火墙技术,因为防火墙是网络和网络安全领域的

智能变电站调试步骤(精)

智能变电站调试大概步骤 一、设计联络会 召开设联会,召集所有相关厂家并确定工程实施方案,供货时间,技术落实,对整个工程的设计有个总体的概念。制定调试计划,规划好具体的时间节点。(系统分公司目前不具备这方面的技术水平,61850和系统构架) 二、厂内调试阶段 1、全站SCD 文件的配置 由集成商收集各厂家ICD 文件,设计院提供一次主接线图、网络布局图、光纤联络图和设计虚端子图(由设计院提供)等。并由集成商负责全站SCD 文件的配置。 模型文件发布必须受控,纳入程序版本管理。遇到问题怎么处理?(模型文件有问题尚不能处理) 2、过程层调试 由各个厂家和用户负责调试网络环境的搭建,过程层调试要实现装置的正确跳闸、遥测采样、遥控、遥信上送、对时等。并且要根据实际现场要求,实现装置的相关功能,如调试中发现问题,需要及时确立好方案并及时更改。 3、一体化信息平台配置 根据全站配置SCD 文件,完成后台导库工作,画面制作,数据库关联、分画面制作、要实现基本的“三遥”功能,保护定值召唤、修改,软压板遥控,录波功能的实现等(所有已发货和在调工程后台都由研 发进行装机)。 4、一体化五防。

5、高级应用(一键式顺控、智能告警、源端维护、小电流接地 选线、VQC 无功调节等)。 6、智能辅助系统。 7、远动装置及规约转换器的装机、调试(所有已发货和在调工 程都由研发进行装机并调试,一个站大约需要两天)。 8、用户验收。 三、现场调试阶段 1、清点货物 对所发的货进行清点,统计损毁情况,少发、漏发、错发货物清单、并根据清点情况抓紧时间联系家里补发货等。 2、光纤、网络的布置 根据设计院所出图纸负责完成现场光纤、网络的布置,并熔接光纤。 3、全站SCD 配置 全站根据虚端子图配置SCD ,但是一旦模型更换,与该模型相连的虚端子都需要重新连,各个厂家模型都在不断升级,SCD 不断重复配置,贯穿整个变电站的调试过程。绵阳东220kV 中等规模的变电站,工程人员现场配置SCD 配合单装置调试已花费60人天。 4、过程层调试 根据配置的SCD 导出相关装置配置,下到装置中。配合测控装置、智能终端、保护装置等厂家完成过程层调试、需要不断更改配置

变电站通信设备现场运行规程

变电站 通信设备现场运行规程

目录 一、总则 (4) 1、制定依据、适用范围 (4) 2、运行人员及值守人员在通信设备运行方面的职责 (4) 二、光端机现场运行规程 (4) 1、机柜配置 (4) 2、直流配电盒 (5) 3、板位结构 (6) 4、告警管理 (7) 三、HONET现场运行规程 (8) 1、结构图 (8) 2、告警指示灯及其含义 (8) 3、常见故障现象 (8) 4、常见故障产生的原因 (9) 四、通信电源现场运行规程 (9) 1、系统显示 (9) 2、状态指示灯 (10) 3、告警项目 (11)

一、总则 1、制定依据、适用范围 本规程依据《电力系统通信管理规程》(DL/T 544-94)、《电力系统光纤通信运行管理规程》DL/T 547-94、《电力系统通信运行管理规程》(DL/T 546-94)以及蒙东电科技信信通部【2012】30号文件编制,与上级规定相抵触者以上级规程为准。 为保证电网安全稳定运行,进一步加强并提高通信设备运行管理水平,特制定本规程。本规程是110kV那吉屯变电站值守人员进行通信设备日常巡视的主要依据。 2、运行人员及值守人员在通信设备运行方面的职责: (1)、熟知通信设备现场运行规程; (2)、设备发生异常告警时立即通知调度所光纤科; (3)、发生故障时配合通信人员观察设备指示灯变化; (4)、严禁非通信人员对通信设备进行操作。 从本规程下发之日起执行。 二、光端机现场运行规程 1、机柜配置 机柜中配有机柜指示灯和直流配电盒,机柜指示灯和直流配

电盒在机柜上的位置如图所示: 机柜指示灯有电源指示灯和告警指示灯 2、直流配电盒 直流配电盒位于机柜顶部,用于给电池供电,外形如图所示:

教你一分钟详细了解电力系统通信(图)

教你一分钟详细了解电力系统通信(图) 电气专业毕业之后便进入电网公司从事电力系统通信工作5年,作者嘱托英大君给新员工朋友们带个话:学习好和工作干好是不同的概念,任何学历,任何经历,在工作面前一律平等。所以我有八个字与大家共勉:踏实干活,抬头看路。 近期“互联网+”概念炒的火热,英大君思来想去,“互联网+”对电网意味着什么?首先是电网的互联网化、或者智能化,电力系统通信在这个过程中会起到非常重要的作用,那么平时不常被提及的电力系统通信主要做什么、都有哪些设备呢?让我们一起解开它的神秘面纱。 本文将从电力通信中常用的设备说起,向大家概括性地介绍下电力通信的大致情况,不打算大篇幅讲通信原理,旨在通过此文,让即将从事电力系统通信岗位的新员工,能够从一个系统框架的角度去认识电力通信设备,少走一些弯路。 为什么要有电力系统通信? 电力系统通信为电力系统正常运行提供全面的支撑,如调度和站用内线电话,2M及光纤通信等。其主要作用是为保护、自动化等设备提供优质可用的通道,供站与站之间的设备进行通信,并将站内信号上传到局端。 听起来好像很复杂的样子,那么 他们是如何工作的呢? 要解答这个问题,需要了解电力通信中常见的设备。 首先来认识一下电力通信的最常用设备:配线架。如果用电力系统的概念来解释这个名词,就是通信系统用的母线。依照通信方式的不同,分为音频配线架、数字配线架和光纤配线架,英文简称分别为VDF、DDF、ODF。

1配线架 音频配线架(VDF) 如下图所示,此为站内常用的音频配线架。它的作用是连接用64k速度传输的设备。

如上图所示的打满线的第一排端子,通常被称为是设备侧,通向PCM(后文将有介绍)。 如上图所示,第一排下口零散分布的一对一对线,则是通向站内的自动化设备,视通信方式的制定而选择接入对应的端子。用户侧常见设备:自动化所用的调度、集控主备用设备、站内电话、计量电话、调度直通和集控直通电话。 一般情况下,现场工作是将站内所有的用户设备通过一根网线或是多股电缆传送至VDF,并在VDF的一排打满,然后再通过音频线跳接至相应的端口。以前有些老站也是通过端子排挂到综合配线柜上再跳接的办法。具体如何接线,视现场条件和运行方式的规定而调整。 数字配线架(DDF) 虽然是换了种形式,但实质上的作用和VDF类似,也是有设备侧和用户侧,设备侧通常指的是光端机,用户侧则主要是指带着业务的PCM设备,以及少量的调度数据网路由器。

基于电力系统通信的网络安全探讨

基于电力系统通信的网络安全探讨 发表时间:2015-12-07T16:03:35.730Z 来源:《基层建设》2015年17期供稿作者:武智河 [导读] 宁夏回族自治区电力设计院 750001 随着中国经济的发展与社会的进步,我国智能电网建设取得可喜进展,这是时代发展的必然要求,也是中国实现跨越式发展的前提。 武智河 宁夏回族自治区电力设计院 750001 摘要:新时期,网络安全有了自身特殊的定义,它主要包括以下两个主体,一是网络自身的安全问题,二是网络在传输和储存信息时遇到的安全问题,其中,网络自身安全问题与相互连接的计算机设备、相关维护人员、网络设施、应用软件、服务程序以及各个网络组成密切相关,而网络信息安全着重强调信息传输以及储存的保密性、安全性、可靠性。总之,网络安全问题涉及了不同主题,不同范畴,是新时期人们最为关注的话题。 关键词:电力系统;通信;网络安全 20世纪50年代,一些发达国家开始研究计算机技术在企业经营、管理、设计、制造等方面的应用,信息化技术逐步从单机、信息孤岛发展到企业信息化集成。从20世纪80年代,我国开始将信息技术应用于各个领域,由于起步较晚,在信息化建设过程中普遍借鉴和引入了国外信息通信网络设备资源。 2014年2月,中央成立了“网络安全和信息化领导小组”,突出体现了信息网络安全在国家安全中的重要地位。网络安全和信息化是一项艰巨的工作,因为它涉及到所有的网络设备,设备的安全又是整体网络安全的一个重要方面。同时,随着电力信息化技术的飞速发展,各单位信息化建设逐步深入,电力作为关系人民生产、生活的基础产业,电力信息化建设是电力企业安全生产及生产力水平的重要体现。然而,由于在信息化建设中引入的国外信息通信网络设备厂商和产品的不可控性,不断曝出国外厂商信息化资源的安全隐患,关乎企业、国家的信息网络安全保障问题也日益突出。近年来,国家开始扶持国内厂商探索信息通信网络设备资源的国产化,但是由于电力公司信息通信系统仍存在一定数量的国外网络设备在使用,并且国外网络设备产品的一些核心技术和标准长期被国外厂商掌控,所以对于电力系统信息通信网络安全的研究与分析迫在眉睫。 一、新形势下的电力系统安全通信机制 1.1电力系统安全通信标准 在中国,有一个专门负责“电力系统管理和信息交换”的技术委员会,我们把它叫做IECTC57,其根本目标是制定符合相关通信协议要求的国际标准,从1997年始,IECTC57就表明电力系统通信中存在诸多问题,为促进企业持续、平稳、健康发展,IECTC57提出了一系列安全解决方案。首先,要为相关电力系统通信协议提供安全保障,当然,这些通信协议必须以TPC或者IP为前提;其次,要对电力系统基于MMS的通信协议提供安全保障,当下,我们熟知的有TASE.2(ICCP)和IEC61850。 1.2新时期电力系统安全通信机制的设计方法分类 相关研究表明,在设计电力系统安全通信机制时,主要包括以下几种方法。第一是直接应用法。这种方法一般很少用,因为其只能适用于那些对计算机网络通信比较熟知的安全机制;第二是借鉴修正法。电力系统通信安全问题受各种各样因素的制约,相关电力单位可以借鉴那些网络通信较为成熟的企业的安全机制,在实际运用中不断纠正和完善安全机制,最终达到自身的应用目的。第三是独立设计。在现实生活中,此类设计方法少之又少,在网络信领域,电力单位常常找不到切实可行的解决方案,究其原因是他们不能结合实际情况进行独立的、有取舍性的通信机制设计。 二、解决电力系统通信网络安全问题的措施 2.1不断加强对用户隐私的保护 随着中国经济的发展与社会的进步,我国智能电网建设取得可喜进展,这是时代发展的必然要求,也是中国实现跨越式发展的前提。在电力系统通信中,最重要的数据是用户的详细用电信息,这些信息既包含对用户的行为描述,也包含用户的各种隐私,如果供电公司不对这些信息进行保护或者是故意泄露这些信息,就会侵犯相关用户的隐私,从而给客户带来不必要的麻烦,为此,供电公司应不断加强对用户隐私的保护。首先,在调动用户信息的时候,要设置相关的密码,以保证只有相关工作人员能够查看这些信息,防止非相关人员查看;其次,要在电力企业内部建立严格的保密制度,严禁工作人员将信息外漏出去,危害用户信息安全,对于那些违规人员,要给以严厉的惩罚。 2.2确保电力系统通信中的完整性 网络安全中的完整性是指非法人员或者系统通过一定的手段对信息或者数据进行篡改,但没有被检查出来,最终给单位带来巨大损失。电力系统通信中的完整性十分广泛,它既包括系统完整性、过程完整性,还包括数据完整性,其中最为典型的数据完整性破坏,它是指违法人员对变电站的SCADA数据进行篡改,但检测不出有改动的痕迹。这种改动会使得SCADA数据失去原有效用,更甚者还会影响电网的持续、健康、平稳运行。为此,电力企业可以采取以下措施:工作人员在使用网络时,要确保安装有防毒、杀毒软件,对于那些不明软件或者程序,要坚决杜绝,不予使用;要对变电站的SCADA数据进行认真细致的检查,一旦发现问题,要及时解决,不能解决的就上报高层。 2.3在必要的时候可以进行身份认证 随着科学技术的进步,人们会面临很多的假象,在网络上这种假象更是普遍。在电力系统通信中,工作人员也会迷惑,他们不能确定对方身份的真实性,不能有效评判对方话语是否可靠。因此,当工作者发现有“第三者”出现,也就是说出现伪造签字、角色伪装和信息篡改时,必须对对方身份进行认证。具体措施包括打电话询问签字是否真实,信息是否有进行篡改,此外,还可以将现下签字与以往的签字进行对比,如果是伪装角色定然会出现不同,当然,本文提出的措施并不是绝对科学、实效的,生活中的问题千奇百怪,需要人们不断的去探索、去追寻。 2.4实现可信性计算 随着电网智能化水平的不断提高,人们会不断的引进新技术、新发明,电力通信网中新技术的引进尤其重要,它有利于实现电力系统网络安全中的可信性计算。首先,要不断实现各网络的互联互通,对于其中出现的问题,要及时的给以解决;其次,在实际生活中还要保

IEC61850通信规约转换软件Demo使用手册xt

IEC61850通信规约转换软件Demo使用手册xt

IEC61850通信规约转换Demo软件 使 用 手 册

北京华睿信通科技有限公司 2016-3-13 修订历史记录 A - 增加M - 修订D - 删除

目录 IEC61850通信规约转换软件 (2) 1.引言 (5) 1.1编写目的及使用对象 (5) 2.系统简介 (6) 2.1产品特点 (6)

2.2 性能 (6) 2.3软件组成模块 (6) 2.4软件运行环境 (7) 3. 智能终端IEC61850通讯规约转换软件使用说明 (7) 3.1 软件组成 (7) 3.2第一次使用 (8) 3.3工程配置 (11) 3.3.1新增采集设备 (11) 3.3.2修改采集设备 (18) 3.3.3配置信息向装置下载 (18) 1.引言 1.1编写目的及使用对象 本文档介绍智能电子设备IEC61850规约转换软件的组成模块,性能指标和主要功能,并详细介绍modbus规约转换为IEC61850规约的使用方法,适用于工程技术人员使用。

2.系统简介 2.1产品特点 ●满足最新DL/T 860(IEC61850)通讯标准 ●完全支持国际标准IEC61850规约,并可实现其它规约对IEC 61850规约的 转换。 ●支持modbus TCP/IP ,modbus RTU 2.2 性能 a.系统容量 ●同时接入的终端装置数目:100(在pc机下vmvare fedora7 cpu2G 内 存2G) b.时间特性 ●随系统自动启动 ●默认检索实时数据的周期为最小30秒钟,此参数可以设置 ●检索报警数据的周期为即时上送 c.计算机系统(在pc机下vmvare fedora7 cpu2G 内存2G) ●系统可用率≥99% ●CPU负荷率≤25% ●网络负荷率≤5% d.通讯能力 ●支持网络 ●支持串口 2.3软件组成模块 IEC61850规约转换Demo软件主要实现由modbus协议转换成IEC 61850协议,其数据的交换通过共享内存方式来实现,涉及到三个模块采集模块、实时库和61850服务模块。其数据流向是采集模块(如电能量modbus master)按照用户提供的modbus协议与终端里的modbus程序进行通讯,获得电能量信息,并保存在实时库里,同时根据实时库里每个智能电子终端对应的61850DA属性,写入到61850的实时库中,这样61850服务程序就能及时更新其对应的DA值,并作相应的处理,对外提供相应的服务

电力系统常用通信规约简介

电力系统常用通信规约简介 1.电力系统通信规约产生的背景 为了满足经济社会发展的新需求和实现电网的升级换代,以欧美为代表的各个国家和组织提出了“智能电网”概念,各国政府部门、电网企业、装备制造商也纷纷响应。智能电网被认为是当今世界电力系统发展变革的新的制高点,也是未来电网发展的大趋势。 2.研究智能电网标准体系的国际主要标准组织与机构 (1)国际电工委员会(IEC),IEC的标准化管理委员会(SMB)组织成立了“智能电网国际战略工作组(SG3)”,由该工作组牵头开展智能电网技术标准体系的研究; (2)美国国家标准及技术研究所(NIST),研究智能电网的标准体系和制定智能电网标准。NIST的前身是美国国家标准(National Bureau of Standards,NBS),隶属美国商务部,负责美国全国计量、标准的研究、开发和管理工作。 (3)电气和电子工程师协会(IEEE),于2009年发布了“P2030指南”,标志着IEEE正式启动了智能电网标准化工作。 3.IEC对智能电网标准的认识 IEC认为智能电网包括电力系统从发电、输变电到用户的所有领域,要求在电网的各个建设阶段以及在系统的各个组成单元之间以及子系统间实现高度的信息共享,因而标准化工作对于智能电网的成功建设非常关键。 1.应该对必要的接口和产品标准化,并避免对具体应用和商业案例进行标准化,否则将严重阻碍智能电网的创新和发展。应为智能电网的进一步提升提供先决条件。 2.描述通用需求,避免对细节标准化 4.IEC相关标准体系工作组织 IEC组织成立了第三战略工作组—智能电网国际战略工作组(IECSG3) 1.对涉及智能电网的标准进行系统性分析,建立智能电网标准体系框架 2.提出原有标准修订、新标准制定、设备和系统互操作的规约和模型等方面的标准化建议,逐步提供一套更加完整、一致的支持智能电网需求的全球标准。 5.三项主要任务 1. 系统描述标准体系整体框架:描述电网及电力系统的专业概念和关联模型,相关标准全面综述,定义IEC标准整体框架,是智能电网协调的基础 2. 确定核心标准:选择在智能电网实际应用中的重要标准,对这些标准的提升和改进是IEC为智能电网解决方案提供技术支持的关键,是IEC智能电网标准化路线图中的核心部分。 3. 制定行动路线图,确定优选增补标准:填补近期急需制定的标准,中长期行动路线图,以实现智能电网的远景制定行动路线图。由于智能电网的投资是长期的,有必要为投资者提供一套标准体系,为将来可持续投资提供坚实基础。 6.IEC SG3确定的5个核心标准 1.IEC/TR 62357 电力系统控制和相关通信.目标模型、服务设施和协议用参考体系结构; 2.IEC 61850 - 变电站自动化; 3.IEC 61970 - 电力管理系统- 公共信息模型(CIM)和通用接口定义(GID)的定义; 4.IEC 61968 - 配电管理系统- 公共信息模型(CIM)和用户信息系统(CIS)的定义; 5.IEC 62351 - 安全性。

相关文档
相关文档 最新文档