网络信息

采用远程核容的技术难点主要是安全性。 直流电源远程监控和维护都需要通过网络传输数据和指令，因此网络的安全技术时必须解决的问题，网络拓扑结构设计直接影响到网络的安全性。远程终端、数据中心服务器和外网及内部其他业务网络需进行必要的隔离，避免网络信息外泄和遭到攻击；要选取安全性高的操作系统及硬件平台：要加强登录过程的认证及授权；要考虑应用系统的安全，通过专业安全工具发现。

随着特高压交直流的大规模投运，我国电网已从省内省间联网成为区域互联:同时，新能源和分布式能源的快速发展也带来了电网特性变化，电网规模巨大且复杂，电力系统安全稳定问题日益突出。大电网安全越来越依赖“三道防线”，而“三道防线”的安全可靠又取决于电力通信、监控、继保和安控等二次系统的安全防护水平。2015年乌克兰电网和2019年委内瑞拉电网的崩溃，证实利用网络信息系统攻击电网已成为现实。国家电网公司调度3.8万座变电站、50多万座电站，作业现场点多面广，一旦管控不到位，极易遭受病毒感染或恶意攻击，进而可能导致电网控制设施损坏、电网发生大面积停电、发生敏感业务数据泄密等事故和不安全事件。 电力生产作业传统上“重一次、轻二次”，网络和信息系统更是“重业务功能、轻安全措施，重开发建设、轻持续服务”。目前，- -次设备现场作业严格执行“安规”，已实现规范化和标准化管控。但二次系统的作业无规程依据来规范，主要依靠人的经验，作业行为随意性大，极易导致电网设备误动或拒动;同时，二次系统的运维检修高度依赖厂家，第三方调试设备随意接入电力监控网络系统等，极易引入病毒或遭受恶意攻击。 电力系统管理层级多(五级调度)，同时二次系统.集成和交互关系复杂，安全措施牵一发而动全身。 如一项通信检修业务，可能搭载国调、分调、省调、地调等多个层级的保护、监控、安全自动装置等多个任务;此外，随着专业化管理的形成，一二次设备管理分离，管理流程相互嵌入和可能的界面不明晰，容易引起二次设备作业的不安全现象。综上，为强化电力通信、监控、信息等二次系统现场作业安全管控，迫切需要研究制定相应的安全管理制度和安全技术措施，以规范作业流程和作业人员行为，保障大电网安全。

新型直流配电系统故障期间暂态特征复杂多变，继电保护存在拒动和误动情况。为了避免继电保护的不正确动作对故障诊断产生影响，提出一种基于贝叶斯网络信息融合的直流配电网故障诊断方法。首先，对传统继电保护贝叶斯网络模型进行改进，同时考虑直流配电网故障限流策略，分别构建保护动作信息、断路器动作信息和限流策略信息3种贝叶斯网络模型，对故障区域内各元件的故障概率进行初步评估。其次，利用D-S证据理论将各元件对应的故障概率信息进行融合，完成故障元件的判别。然后，应用故障元件对应的贝叶斯网络模型识别误动或拒动的保护装置与断路器，实现对直流配电网的故障诊断。最后，通过算例验证了所提故障诊断方法的可靠性以及准确性。

新型电力系统的发展给电网安全带来了一系列挑战，包括自然灾难、设备故障、电网管理、恶意破坏等传统风险，以及大规模可再生能源接入和信息技术快速发展等新兴安全问题。文章梳理了国外电力系统及我国新型电力系统的发展特征和形势，研判了新型电力系统下的电网安全风险和挑战，并从预测预警预判技术、极端气候对电网的影响、网络信息安全、风险管理标准4个方面梳理了全球应对电网安全的措施。在此基础上，提出加强电网前瞻性规划部署、提升电网资源配置效率和整体韧性、推动先进技术研发和应用、完善风险管理措施等应对建议，期望为我国电网提高电力供给能力、安全稳定性、韧性提供参考依据。

睿渥HNICS-T316 DCS 系统采用自主可控的软硬件，是按模块化、标准化理念，采用最新的计算机网络及信息安全技术设计的系统，可提升DCS系统网络信息安全水平，降低被攻击破坏的风险，保障电力等重要基础设施安全运行。睿渥DCS在国内火电厂的推广应用对改善国内火电机组基础设施安全状况具有十分重要的意义。主要内容包括发电厂新建工程主控、公用及辅控DCS控制系统的成套供货与现场服务，在役机组工程主控、公用及辅控DCS控制系统改造的成套供货、调试、优化及现场服务。

2月，修订后的《保守国家秘密法》正式通过。此次修订高度重视涉密信息系统、涉密数据、网络信息保密管理等方面，要求涉密信息系统规划、建设、运行、维护全流程应当符合国家保密规定和标准，并配备保密设施、设备，明确涉密信息系统定期风险评估要求，避免?带病运行?。

本项目属动力与电气科学技术学科（4700000），来源为国家电网公司科技项目。通信网络的性能是影响变电站整体功能水平、运行可靠性及运维效率的重要因素，也是智能变电站新技术发展及各种高级应用功能实现的基础。 本项目针对上述制约智能变电站网络技术应用的难题，立足于研究兼顾高可靠性与灵活性的网络交换技术和基于SCD的网络信息路径自动规划生成技术，既考虑保护对信息交互实时性、可靠性的严格要求，同时兼顾虚拟二次回路的智能化特征，在以下两方面取得重点突破：一是提出了基于PRP和HSR技术的智能变电站冗余网络拓扑解决方案及混合组网方案，通过新型冗余方案的应用大幅提升智能变电站网络可靠性，并在此基础上研制了高可靠双连接交换节点样机，实现网络冗余技术，将千兆端口的HSR直通转发时延控制在1.5us以下，解决传统通信网络可靠性不高以及简单备份式网络冗余技术有效性灵活性不足的问题；二是提出了基于APPID业务转发方案的智能变电站网络数据自动配置方法，通过将检测到的报文APPID和MAC地址与交换机解析SCD文件获取的设备信息进行逻辑映射关系对比，建立正确的信息转发路径，实现网络设备的即插即用和有效管控，实现网络虚拟连线自动配置，虚拟回路在线监测，解决目前智能变电站网络通信路径配置和修改依赖手工方式的被动局面，促进保护二次系统向二次智能运维的转变，从目前的定检方式转换到系统自诊断和状态检修模式，实现二次系统故障或隐患的快速定位和消缺，从而极大提高变电站二次系统运维效率和供电可靠性。

智能变电站通信网络一旦发生故障，将大范围影响继电保护、监控系统的安全运行。例如，2018年西北某220kV变电站过程层通信故障导致母线保护退出运行；同年，河北牟庄220kV变电站站控层通信故障导致调度监控功能丧失。但现有技术无法有效监控网络故障，存在以下技术难点：①网络异常成环、多类型故障并发等现象可导致网络通信瘫痪，但信息表征错综复杂，存在偶发性，复杂故障实时侦测难度高。②网络风暴时链路流控易造成采样、跳闸等重要报文丢失，系统功能严重受损，异常报文精准隔离困难。③网络链路时延及抖动异常直接影响跨间隔保护速动性，但网络链路结点多、业务时间敏感度高、软件时戳精度低，导致无法实时精确监测网络链路质量。④变电站内网络级联关系复杂，现有交换机设备网络拓扑感知深度低，存在探测盲区，导致故障定位困难，影响运维检修效率。因此，亟需突破智能变电站通信网络实时管控关键技术。 在国网科技项目支持下，产学研团队攻克了复杂网络下故障实时侦测、异常流精准隔离、拓扑盲区动态探测等难题，研制出智能变电站通信网络监测与诊断系统。主要创新：①通信网络多级推演故障诊断技术。创建了覆盖多维信息的故障诊断专家库，提出了分层推演策略，实现了链路时延异常、拓扑连接异常等现有变电站网络故障100%实时监测。②网络精准靶向流控技术。构建了链路流量预测模型，提出了实时逐流分离监视控制策略，实现了网络风暴等异常流控时正常业务报文零丢失。③网络链路全路径质量监控技术。提出了变电站业务报文染色技术，创立了物理与逻辑路径合一的通信链路质量监测机制，链路时延、抖动等监测精度达到微秒级。④网络信息层级主动嗅探技术。提出了IED设备报文特征自主学习算法，创建了IED设备特征信息编码库，实现了全站网络拓扑实时动态感知。 该项目授权专利5项，发表论文7篇，获软件著作权2项，编写6项标准（国际标准1项、行标2项、企标3项）。中国电机工程学会组织的鉴定委员会认为项目成果整体达到国际领先水平。该项目实现了智能变电站通信网络全面监测零的突破，研发的智能变电站通信网络监测与诊断系统已成功应用于四川、浙江、江苏等27个省市自治区。根据应用反馈，项目成果可减少智能变电站网络调试、故障排查工作量50%以上，显著提升了通信网络运维管理效率，实现通信网络异常状态及时预警，提升电力系统运行可靠性。依托项目成果牵头编制了国际标准IEC61850-90-22，大幅提升了我国在电力系统通信网络技术领域的国际话语权和影响力。

本项目的主要研究内容主要有：（1）提高整体可靠性的智能变电站保护控制系统技术体系：（2）保护控制系统通用软硬件平台：（3）保护控制系统动态模拟测试技术；（4）保护控制系统采集环节异常数据的辩识方法：（5）保护控制系统网络攻击检测与防护方法；（6）保护控制系统网络信息自动配置技术：（7）电力系统振荡中距离保护原理优化：（8）自适应重合闸新原理：（9）不依赖通信通道的超高速线路保护新原理。 截止2016年，该项目成果已应用于全部智能变电站，高可靠性保护控制、保护新原理、数据容错辨识及信息安全技术的应用提高了变电站保护控制的整体可靠性，有效减少了保护误动、减少了因保护检修引起的一次设备停运。与常规变电站相比，单个智能变电站每年可以减少停电约5.6小时，典型220kV变电站可减少停电损失60.4万元，2014年到2016年共减少停电损失6.5亿元。项目实现了高可靠保护控制集成、状态检修技术、网络系统优化等的推广应用，在变电站土建、设备采购、工程调试及变电站运维管理过程中节约成本，以单座智能变电站统计，保护控制装置及设备屏柜减少34%，现场安装及调试时间缩短1个月，平均每年减少运维工作量50人*天，每座变电站建设及运维合计节支80万元，在已经完成建设的3074座智能变电站中，共计实现节支20.43亿元。从2009年第一批智能变电站试点工程投运以来国网公司系统内变电站经受了各种运行方式的考验，性能参数完全符合设计、运行要求，系统运行平稳、设备状态正常、性能优异，满足智能电网建设需求。

本项目是南方电网公司重点科技项目，属于电气测量技术及其仪器仪表技术领域。 随着网络信息技术及智能化的发展，数字化测量技术已成为测量领域的发展方向，智能电网的建设使得数字化测量和计量得到大面积应用。数字化计量在设备接口及功能、传输链路、溯源方法、检测技术方面带来变革，虽然国内外已开展了大量研究，但均局限于单一设备及方法，数字化计量设备向国家基准溯源仍存在链路断点，计量检测不成体系，导致数字化计量准确性和法制性难以得到保障。 项目历经多年攻关，研究建立了从数字量到模拟量的不间断溯源链路，以及涵盖交直流电子式互感器、合并单元、网络设备及数字化电能表等数字化测量各环节、从单一设备到间隔和站域的整体检测系统、现场与实验室研究平台，开发了溯源及检测的成套装备。项目提出了4个主要创新方法，建立了2个仿真、研究平台，形成了18套软硬件系统。