油房变电站微机综合自动化改造.doc

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1、摘 要本论文介绍了油房变电站微机综合自动化改造升级总体方案，重点和难点，以及对数据通信、五防闭锁、通信网络等方面进行分析并提出改造措施。关键词：油房，变电站，综合自动化，升级改造变电站综合自动化是将变电站的二次设备经过功能的重新组合和优化设计，利用先进的计算机技术、自动化技术和通信技术，实现对全变电站的主要设备和输配电线路的自动监视、测量、控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。本文就聚龙电力油房变电站综合自动化升级改造的主要内容进行分析并提出改造方案和措施。重庆涪陵聚龙电力有限公司油房变电站最初设计为110kv变电站，于2008年5月投运，随着涪陵经济建设速度加快，在投运不久后，

2、该站从原110kv扩建升级为220kv枢纽变电站，规模为24个110Kv间隔，12个220kv间隔，目前该站正进行施工，对微机综合自动化系统提出了精心准备、合理改造、稳定运行的技术要求，本文就该站微机综合自动化升级改造的重点、难点及方案进行分析。1 油房变介绍1.1规模电压等级：220kv/110kv/35kv/10kv；主变压器：最终3240MVA（220kv）+231.5MVA（110kv），三相三线圈有载调压变压器；220kv：采用管母分相中型屋外配电装置，电气主接线为双母线接线，断路器单列布置，远期出线 8回，本期2回；110kv：采用管母分相中型屋外配电装置，电气主接线为双母线带旁母

3、接线，断路器单列布置，远期出线 18回，已建成7回，本期3回；35kv： 采用单母线分段接线，屋内布置，出线6回；10kv出线： 采用单母线分段接线，出线12回；10kv电容器：67.5 Mvar（新建户外框架式电容器）+42.4 Mvar（已建户内集合式电容器）；变电站采用计算机监控方式，已投运的110kv部分采用南瑞城乡产品，整个变电站建设完工后将采用南瑞继保的监控系统替代南瑞城乡的监控系统。1.2综合自动化油房变原采用南瑞城乡电网公司的综合自动化设备，除线路光纤保护采用南瑞继保公司的RCS941B保护装置，其余保护和测控装置均使用南瑞城乡的装置，后台监控系统采用南瑞城乡DSA-401系统

4、。扩建的220kv变电站综合自动化设备由南瑞继保提供，但采用了大量的其他厂家设备，如:220kv线路光差保护装置由国电南自提供；油龙南、北线路保护装置由许继电气提供；110kv母差保护由深圳南瑞提供；电能采集由广州科立提供；故障录波由太原同创提供等，采用大量厂家的设备，增大了集成难度。2 综合自动化升级改造的总体思想由于油房原110kv站采用南瑞城乡的DSA-401后台监控系统，升级扩建的220kv站定为南瑞继保的RCS9000后台监控系统，为保持变电站监控系统的统一性，我司决定将南瑞城乡后台去掉，由南瑞继保进行全面升级改造。2.1 必须遵循以下原则2.1.1升级过程中新旧监控系统在相当一段时

5、间内共同存在，必须保证两系统之间有可靠的物理断开点。2.1.2必须保证监控系统在组态调试期间对现已运行的设备发出误指令，确保带电设备正常运行。2.1.3 尽可能的减少停电范围和停电次数。2.2 综合自动化升级改造主要内容2.2.1进一步改善数据通信网络。2.2.2提高综合自动化设备及网络的抗干扰能力。2.2.3完善综合自动化防误闭锁措施。2.2.4健全变电站与集控站及调度中心通讯。2.2.5加强设备故障防范、减少风险的相关措施。2.2.6进一步提高变电站计算机网络安全能力。2.3升级改造步骤2.3.1综合自动化系统改造前期，对已投运的原110kv部分含#1主变、旁路、母联、油天南北线路、10k

6、v开关柜、35kv开关柜等设备仍采用南瑞城乡系统进行监控操作。2.3.2 对扩建110kv（含油龙线、油清线、#4，#5主变）间隔在完成一次设备安装及二次电缆接线条件下，使用南瑞继保监控系统进行组态调试。2.3.3 逐步用南瑞继保监控系统替代南瑞城乡监控系统，完成整个110kv部分的监控转换。2.3.4 待220kv设备安装完毕后，将其纳入整个监控系统。3 升级改造重点和难点及解决方案油房变电站在电铝公司电网中的重要性决定其不可能在经常全站停电的系统工况下进行微机综合自动化系统升级改造工作，必然是一个旧系统逐步退出运行，新系统逐步投入运行的复杂过程，其升级改造过程中的主要难点包括：3.1 新老

7、系统如何安全的逐步退出和投入（详见主接线）。变电站存在原110kv部分间隔带电运行，新增110kv间隔正在施工的问题，原110kv部分使用南瑞城乡监控系统，新增110kv间隔将采用南瑞继保监控系统并取代城乡系统，如何避免尽量少停电以及尽可能的减少停电次数，保证已投运间隔正常带电运行。3.1.1 现状与运行方式油房变1Y-11Y为原建110kv间隔，12Y-18Y以及#4、#5主变间隔为扩建间隔。在贵州电源未引入油房变时，现该站电源通过白塔从白塔变引入，#1主变运行，通过天原、天原向天原化工公司供电（天原间隔由原9Y、10Y迁移而来，其后台监控由南瑞城乡提供，现9Y、10Y为龙桥、龙桥间隔）。3

8、.1.2实施方案待8Y-11Y及#4、#5主变间隔一次设备安装和二次接线完成后，用一后台机开始组态调试，首先完成上述间隔的传动试验、保护试验；其次开展、母联、旁路及中堡湾间隔的监控改造接入；最后全站停电，将#1主变、4Y、5Y、17Y、18Y间隔接入监控系统。根据上述方案，在实施计算机监控系统改造升级过程全站只需要一次停电，尽量减少了重要用户-天原化工的停电次数，将双方的经济损失减少到最低。3.2 进一步改善计算机监控系统网络3.2.1监控系统现状现油房110kv变电站计算机监控系统采用南京南瑞城乡公司的监控后台，站控层网络结构为单以太网，站控层配有两台监控主机，互为备用；间隔层按间隔电气单元

9、配置测控装置，通过两台通讯管理机与与站控层相连。油房变使用的保护测控装置品种较多，有南瑞城乡、南瑞继保、许继电气、深圳南瑞、广州科立、山东科汇、山西同创等多个厂家设备，特别是南瑞继保后台系统与南瑞城乡测控装置的通信存在较大问题，现对常用的几种内部数据通信网方式进行比较。3.2.2.串行总线和现场总线方式数据通信网是构成变电站自动化系统的关键环节，自动化通信模式在逻辑结构上可以分为4个层次，即过程层、间隔层、通信控制层和站控层。仅在通信控制层和站控层间采用高速网络通信。在其他层次之间仍采取RS232和RS485或现场总线。这种模式可以快速实现变电站内网络通信、有效提高通信的实时性，且成本低廉，因

10、此，现在仍被部分变电站使用，但是其缺点也是显而易见的，当间隔层设备数量和种类过多时，通信控制器将成为通信瓶颈，使通信效率降低、通信故障率增加，通信控制器故障时会造成全站信息无法监控。具体而言：3.2.1.1 RS485串行总线总线为主从结构，网络上只能有一个主节点，主节点繁忙时，可能严重影响到系统的性能，系统可靠性差。总线上各I/O单元之间的横向通信仍需经过站级计算机进行，数据通信方式是命令式，从接点只有在收到主节点的命令后才能响应，一些重要的变位信息不能及时上传，致使系统灵活性、实时性差，以及网络的纠错能力差。由于RS485总线性能的种种局限性，目前仅在少数的110kv变电站以下使用。3.2

11、.1.2 现场总线现场总线作为智能设备的联系纽带，把挂接在总线上、作为网络接点的智能设备连接为网络系统，并进一步构成自动化系统，实现基本控制计算补偿、参数修改、报警、显示、监控、优化及控制一体化的综合自动化功能。现有常用的总线由AN、LONWORKS、FF、PROFIBUS、WORDFIP、HART等。另外，一些有实力的厂家还使用自己特定的网络总线(如ELIN公司的SMI现场总线、南瑞公司采用的F-NET现场总线、ABB公司采用的SPA现场总线等)。现场总线的缺点是总线电缆支路断线将导致支路瘫痪，这是现场总线制造商必须研究解决的问题之一。另外，由于各变电站的通信网络不统一，不同生产厂家的产品之

12、间无法实现信息传递和沟通，性能类似的设备很难直接实现相互替换。同时，通信网络的多样性导致通信规约繁多，给用户设备选型、系统集成、运行维护带来很多不便。3.2.1.3 以太网网络技术正被引入变电站自动化系统过程层的采集、测量单元和间隔层保护、控制单元中，构成了基于网络控制的分步式变电站自动化系统，以太网具有可靠性高，通信速度块，互联及开放性能好，扩展性好等诸多优点。采用双网双设备冗余方式，通过间隔层设备直接上网实现变电站内网络通信。在这种通信模式中变电站自动化系统在逻辑上分为三个层次，即过程层、间隔层和站控层。由于没有通信控制层，因此减少了通信冗余，提高了通信效率，更降低了通信故障的发生率，对于

13、那些不具备网络接口的间隔层设备（如一些保护装置、智能电度表等）可通过RCS232/RCS485或现场总线连接在一起，借助一个具有嵌入式以太网接口的通信管理单元（如保护管理机、智能设备接口机等），将其作为一个间隔层网络接点连接到以太网上。这种通信结构层次少，通信故障率低，因此，在综合自动化系统的高速通信网络种得以广泛应用。3.2.3计算机监控系统的改造方案通过上述几种通信网络的分析，考虑到油房220kv变电站网络的安全性、稳定性和可靠性，计算机监控系统将原单网改造为双以太网，原110kv部分维持单网结构（装置只具备1各以太网口），本期新增110kv部分纳入新建网络。站控层新增一套远动工作站，采集

14、全站远动信息送往即将建成的调度集控中心。3.2.3.1系统结构计算机监控系统分为两部分：站控层和间隔层，网络结构为开放式分层、分布式结构。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按不同电压等级和电气间隔单元，集中布置于继电器室内，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成监测和控制功能。3.2.3.2网络结构站控层网络为以太网，网络传输协议为TCP/IP协议，负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和访问请求，站控层网络按双网配置。间隔层网络采用以太网，经通讯接口处理后接入站控层以太网。以南瑞继保的RCS9882构成站控层A网和站控层B网以及保

15、护信息及故障录波网C网，以RCS9882构成间隔层A网、间隔层A网和间隔层C网。间隔层设备如RCS943A（线路保护装置）、RCS9705C（线路测控装置）、RCS9821CS（站用变保护测控装置）、RCS9702C（10kv母线及公用测控装置）、RCS9848（压频控制）、RCS915A（母线保护装置）、RCS978E（主变保护装置）、RCS238A（母联保护）等保护测控装置直接连接到间隔层网络上，其他厂家的保护测控装置如许继电气的WXH8421(线路保护)、国电南自的PRC8876(线路保护)通过RCS9794保护通信管理机接到间隔层网络上。而后，由间隔层网接到站控层网。对于新增的10kv

16、开关室过程层设备RCS9611CS保护测控装置接至独立的间隔层A网和B网，然后在传至站控层网。原南瑞城乡110kv的监控系统由南瑞城乡的管理机和南瑞继保的保护通讯管理机连接，然后由保护通讯管理传至站控层网。（附：油房220kv变电站网络图）3.3 进一步提高系统的电磁抗干扰能力变电站自动化系统抗干扰问题，亦即所谓的电磁兼容非常重要，是保证变电站自动化系统可靠和稳定运行的基础。3.3.1 合理的隔离和屏蔽进入自动化装置设备的模拟量和开过量与一次设备要进行必要的隔离和屏蔽，并在二次回路布线时，考虑隔离，减少互感耦合，避免干扰由互感耦合浸入。特别是在进行网线布放时，要求网线必须穿镀锌管，进一步提高电

17、磁抗干扰能力。3.3.2 合理可靠的接地为保证变电站人员和电气设备安全，全站电气设备均应有可靠的接地，站区主接地网的接地电阻必须符合相关规定。油房站址位于一缓丘向南东倾斜的斜坡上，站址范围全部为灰岩，土壤电阻率高，大约在1000.M以上（规定500.M为高土壤电阻率）。原110kv部分建设时，由于设计原因接地网施工完成后，接地电阻在4以上，远远大于规定的变电站接地电阻不超过1的指标，在扩建时充分考虑到地形复杂的原因，邀请多家专业防雷接地公司进行现场踏勘，提出技术方案，最终确定全站增加大量的垂直和水平接地模块并配以降阻剂，然后将扩建部分的接地网和原接地网并联在一起，整个变电站最终的接地电阻值为0

18、.98，基本满足变电站接地要求。3.4 进一步加强综合自动化防误闭锁措施“五防”闭锁装置应具备“五防”功能：即防止误分、误合断路器；防止带负荷拉合隔离开关；防止带电挂接地线（合接地刀闸）；防止带地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关）；防止误入带电间隔。目前为实现变电站的防误操作闭锁功能，新建或改造变电站，常采用以下两种方案：方案1：配置独立于监控系统的专用微机“五防”系统方案2：监控系统与“五防”系统一体化 3.4.1专用微机“五防”系统方案专用微机“五防”系统结构示意图此方案有完整的全站闭锁，远方操作时通过专用微机“五防”系统实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时则由电脑钥匙和锁具来实现，同时

19、在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。专用微机“五防”系统与变电站监控系统共享采集的各种实时数据，不独立采集信息。此方案是目前的主流方案，普遍应用于全国各电压等级的变电站，因其可靠性、便捷性、先进性得到用户的好评。3.4.1.1. 方案特点(1)完整的“五防”解决方案设独立的微机五防系统，由五防主机实现全站设备操作的防误闭锁。远方操作采用微机防误系统中遥控闭锁装置的闭锁接点实现防误闭锁，就地操作时则由微机防误系统的电脑钥匙和锁具来实现防误闭锁。远方和就地操作都具有强制性防止电气误操作措施，完全满足防止电气误操作安全管理规定的要求。在集控站中可以方便地与站端的独立五防系统进行连接，实现区域

20、电网的防误功能。（2）高可靠性微机防误闭锁系统与监控系统是两个相对独立的系统，分工明确，系统的安全性得到保证。对于多个设备同时操作的要求，可实现多任务并行操作的方式，提高运行人员工作效率。微机防误闭锁系统与监控系统共享设备状态信息，双通信通道各自启动自己的执行终端，两个系统执行终端接点串联。无操作任务时，即使监控系统因软、硬件故障或干扰影响，使其操作终端开出，都不会形成误操作，实现了强制闭锁，操作可靠性极高。（3）操作方便系统的独立带来了极为方便的操作，无论何种运行方式，操作始终简便。（4）售后服务保障五防厂家直接与用户沟通，所配防误装置质量、功能有保证。五防厂家配有专业的调试与售后队伍，产品

21、的安装质量、售后服务有保障。升级方便，无论是监控后台还是五防厂家的程序版本、锁具等单元进行升级换代时，只需对自身做产品做出调整，不会影响到其它系统的稳定性。3.4.2 监控系统与“五防”系统一体化方案监控系统与“五防”系统一体化结构示意图该方案将“五防”主机与监控机合二为一，有效利用计算机资源，易于实现信息共享。但目前极少的监控厂家能自己提供电脑钥匙与锁具，绝大部分为外购专业“五防”厂家设备，在技术上及应用上难免出现一些问题。3.4.2.1 方案问题（1）无法实现完整“五防”利用计算机监控装置实现“五防”功能的基础，必须是变电站一次设备具有完备的电气闭锁，而在实际运行中，并不是所有设备都具备电

22、动操作和相应的电气闭锁功能，以致出现无法获取如地线、网门等手动操作设备的状态信息，防误逻辑判断条件不全等情况，不能实现完整的“五防”闭锁。计算机监控系统制造厂与专业的防误闭锁装置厂在设计思路上各自为政，导致计算机监控系统中的防误闭锁功能部分缺失，安全隐患极大。（2）可靠性不高远方操作闭锁接点和遥控接点由同一个测控单元提供，仍存在不安全因素。计算机监控系统的防误功能与其操作功能由同一电脑系统构成，电脑系统的安全性无法得到可靠的保证。（3）操作不方便设备检修就地人工操作时，需监控系统配合进行传动试验，操作不方便。修改防误逻辑后的验收工作非常繁琐，往往需做传动试验。监控系统主要功能为监视和遥控操作，

23、增加防误功能后，主接线图必须增设地线桩和网柜门等一次设备，整个接线图变得异常复杂、臃肿，而且看起来不直观。（4）运行维护问题系统升级不方便，当五防厂家的程序版本、锁具等单元进行升级换代时，监控系统厂家必须做出相应调整升级，影响到监控系统的稳定性和安全性。计算机监控系统中的防误功能不能作为独立的防误操作装置来选型，监控厂家往往从成本考虑选择价格低廉的“五防”系统，质量得不到保证，导致防误装置的选型、设计脱节，功能不完善，运行维护不便。根据上述两方案的分析比较，我司在升级改造中确定采用珠海优特的五防系统，五防系统和监控系统通过RS485进行通信。3.5 逐步健全变电站与集控站及调度中心通讯3.5.

24、1外部通信现状重庆涪陵聚龙电力有限公司目前已建成龙桥110kv变电站，在建油房220kv变电站，拟新建清溪110kv开关站、石塔110kv变电站、园区110kv变电站，正准备建设调度集控中心。按公司电网建设规划，电铝公司将形成以油房-龙桥-清溪3变电站为主的三角形骨干网络，辐射建成其它终端变电站。站与站之间全部采用光纤通信，与调度集控中心采用光纤通讯。油房220kv变电站为我司枢纽变电站，担负着向其它变电站提供可靠电源的重要功能，与其它变电站的通信采用光纤通信，与涪陵电力股份公司调度目前只有市话通信。为此，油房变与调度集控中心的通讯显得特别重要。3.5.2常规通信方式分析在现有的综合自动化系统

25、中，通道故障率相当高。目前，通信方式有载波、光纤、通讯电缆、一点多址等多种，但大部分站端与调度集控中心之间的通讯方式只有一种通讯方式，而且目前所有站端的通讯主机均为单机系统，若通讯主机出现死机或通道故障，所有信息将无法上传。另外，目前变电站综合自动化系统中使用的传输规约种类繁多，各公司的产品使用的标注不统一，系统互联和互操性差。无论是站内不同厂家设备之间还是在和远方调度的连接中，由规约转换问题引起的软件编程成为实际工程调试量最大的项目，即耗费人力物力，运行维护也不方便，是目前自动化技术发展的一大问题。3.5.3 拟采用的通讯方式分析3.5.3.1 采用双前置机双传输通道通讯方式为了提高内部网络

26、的通信速率，需要对总线及相应通信设备进行冗余配置。对外部网络同样需要对前置机进行冗余配置，这样运行主通道有故障中断时，可以及时切换到备用通道，可保证整个系统真正意义上的双重化，在主通道建设上，力争建设高速通道，尤其是2M通道建设，减少通道延时故障。在备用通道建设上，根据部颁要求及城网改造规划，应建不同方式、不同介质的第二通讯通道，可以考虑在实现光纤联网后，保留数字载波作为备用通道，也可以适当租用电信通道作为备用通道。3.5.3.2 做好传输规约标准化和变电站通道网络建设相比，数据传输规约统一标准化要求更为迫切，只有做到传输规约和网络的统一，才能实现变电站自动化系统内部设备的互换性，这对于制造厂

27、和用户都是非常有利的，具体的措施有：（1）推广使用现有成熟通信规约。目前，在变电站和调度中心之间应推广使用101规约，该规约为调度端和站端之间的信息传输制定了标准；在变电站内部应使用103规约，该规约为继电保护和间隔层设备与变电站层设备间的数据通信传输规定了标准；电能量计量计费系统应使用102规约。上述规约按照非平衡式和平衡式传输远动信息的需要制定，完全能满足电力系统中各种网络拓扑结构，得到了广泛的应用。2）适当进行IEC规约的推广。IEC是变电站（RTU或者变电站自动化系统）到控制中心的唯一通信协议，也是变电站自动化系统甚至过程到控制中心的唯一的通信协议。该标准使变电站自动化设备具有自描述、

28、自诊断和即插即用的特性，极大的方便了系统的集成，降低了变电站自动化系统的工程费用，提高变电站自动化系统安全稳定运行水平。3.6 加强设备故障防范、减少风险的相关措施3.6.1设备现状目前，已投运的110kV部分综合自动化系统的后台监控主机选用的是DELL商用机，其CPU风扇、硬盘风扇等旋转设备和插拔式内存条结构，故障发生率较高，已多次出现过显示屏黑屏、主机死机等故障，为运行操作和检修工作带来极大不便。3.6.2 改造措施3.6.2.1 对设备进行必要的更换将设备升级为采用标准化、模块化、组合化，可伸缩性强的标准化工控机，采用研华科技生产的标准化工控机，减少设备故障发生率，提高设备安全运行时间。

29、3.6.2.2 对设备进行必要的监测设备是系统组合的核心，得力的监测措施可以有效防范设备故障风险，减少设备维修费用。在监测方案中应考虑对设备层监控（包括开关油量、绝缘实时监测等）以及对间隔层监控（如装置状态、电源、环境等辅助监测系统等）。主要的监测方法有：（1）利用声光信号进行监控和告警：声光监控是一种最易实现也是最经济实惠的方法。发生事故后，自动化单元动作并发出事故信号，通过计算机及时发出语言或声光报警。（2）增加摄像头；使监控人员对变电站的状况进行更为直观、全面的监视，及时发现设备的异常情况。（3）完善远程图像监控系统：目前。变电站图像远方监视技术已作为“第五遥”引入到变电站无人值守系统中

30、，用以及时地监视设备的运行状态并进行有效控制。综合自动化站中，可以根据“遥视”信息判断开关遥控操作是否执行顺利。“遥视”功能还能在变电站发生事故时，自动启停录像设备，实现事故时图像的自动记忆，捕捉现场发生事故过程的相关记录，以获得分析事故所需的宝贵资料。图像监控系统可以同消防保安等设备相联系，并设有报警联动措施，真正实现变电站的无人值班。（4）运用成像仪诊断设备运行状况：现有的监控系统只能监视设备的外部及周围环境，在被监视设备发生严重情况下（如起火冒烟、外部变形等）报警，无法预测设备的隐形故障。红外线成像仪在电脑上就可以根据图像颜色的深浅判断出该位置的温度，并将其保存到磁盘上，由电脑对设备的异

31、常情况进行自动判断。一旦发生事故，也可以自动记录下设备的事故图像，记忆捕捉事故的经过，以获取分析事故时所需的第一手资料。成像仪还可以和防火、防盗保安系统联系起来，使变电站真正实现无人值。3.7进一步提高变电站计算机网络安全能力根据我司电网建设规划，我司电网最终要实现无人值班变电站调度自动化系统。如果由于网络的安全原因引起开关误动、拒动、保护定值参数的错误更改、自动化信息紊乱等，将给电网和变电站的安全稳定运行带来严重威胁，甚至引发灾难性事故。特别是调度自动化系统和变电站综合自动化网络进程的加快，变电站计算机网络的安全问题显得日益突出。3.7.1变电站计算机网络安全需求变电站的计算机网络安全需求包

32、括网络系统安全和网络信息安全两个方面。其中网络系统安全表现为：系统对外来破坏具有健壮性，对操作人员不规范操作具有预防性，以及系统自身信息具有封闭性；网络信息安全表现为：数据的完整性、合法性、访问安全性、可控性和不可否认性。3.7.2变电站计算机网络安全威胁变电站网络安全威胁主要来自变电站所连接的外部网络。不管变电站内部组网方式如何，通过网络化的远东通道对变电站构成的安全威胁总是存在。这些威胁主要包括一下内容：截获：非法获取变电站与其他系统之间传输的信息及变电站网络中存储的信息。信息截获尽管不会影响信息的传输，但往往是变电站网路系统遭受安全侵害的第一步。中断：使变电站内部或与其他系统之间的通信中

33、断，使调度主站无法了解变电站的运行工况，主站的调度命令也无法正确执行。篡改：更改变电站与其他系统之间传输的信息，使调度主站得到错误的运行工况，威胁电网的安全运行。如果篡改的是遥控命令、修改定值命令等，更有可能造成严重后果。伪造：伪造“合法”信息发往调度主站或变电站，可能造成与篡改信息类似的后果。恶意程序：包括计算机的各种病毒，将严重影响变电站自动化系统运行的正确性、实时性和可靠性，并且可能使运行程序瘫痪。权限管理不当：包括权限的级别设置不当，权限处理上的不合理等。这些看似细小的因素，可能使完备的网络安全机制如同虚设，整个系统将从内部遭受严重破坏。互联网的安全漏洞：互联网在发展之初就以数据高度共

34、享和网络互联为目的，缺乏必要的安全防范，导致很多安全漏洞。3.7.3提高变电站计算机网络安全策略3.7.3.1健壮的网络安全操作系统操作系统是计算机和网络的工作平台，应选用软件工具齐全、丰富、缩放性强的操作系统。由于WIN2000系统使用的群体较少，为此油房变电站采用正版WIN2000的操作系统。变电站的网络系统管理员应及时测试系统的安全漏洞，为使用的软件安装最新版的安全补丁程序，为系统设备进入许可密码以及定期更换许可密码。3.7.3.2使用容错技术容错技术包括软件容错和硬件容错两个方面。软件容错是指软件系统对操作人员误操作具有一定的预防性；硬件容错是指系统具有组件冗余、无单点硬件失效、动态重

35、组、错误校正等功能。其中，动态重组是指能够在线增减或更换系统组件而不干扰系统运行。错误校正是指通过错误校正码和奇偶校验的结合达到保护数据的目的。3.7.3.3采用加密技术加密技术是最基本、最常用的而又最有效的信息安全技术，可以有效的限制截获、中断、篡改、伪造的概率，从而达到保证信息安全的目的。变电站将对以下信息进行加密设置：a、直接威胁电网安全运行的信息，如：遥控信息、邀调信息、保护装置和其他安全自动装置的整定信息等。b、间接威胁电网安全运行的信息，如：与变电站运行有关的遥信信息、重要遥测信息、SOE信息等。c、其他需要加密的信息，如电能量信息等。3.7.3.4采用防火墙技术防火墙为不同网络或

36、网络安全域之间构建了一道安全屏障，它通过有选择地拒绝非法端口，允许合法数据流通过，以保证内部网路的数据和资源不会流向非法地点。防火墙的工作一般都非常有效，但防火墙没有防治网络病毒的功能，所以有必要单独考虑网络病毒的防治。采用防病毒软件定时进行检测，防止各种病毒的入侵。结束语：总之，油房220kv变电站的升级改造牵涉面广，施工难度较大，对监控系统、接地、通信、五防等必须做好优化设计，制定切实可行的安全施工方案，确保改造后一次性投运成功。参 考 文 献1 叶鸿声等编. 220kv-500kv变电所设计技术规程. 中国铁道出版社，1999年2 盛偱华、张凡编.微机原理及接口技术.3 卓乐友等编. 电力工程电气设计手册. 1997年.23-25.4 田国政编. 变电站自动化系统的通信网络及传输规约.高等教育出版社.1988年.35-36.5 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范. 中华人民共和国建设部发布（8）：23-28