2站用电微网系统关键技术
站用微电网是由光伏发电、风力发电以及储能装置和监控、保护装置汇集而成的变电站供电的小型发配电系统，它能够不依赖大电网而正常运行，实现区域内部供需平衡。当站用电正常供电时，首先消纳微网系统电能，实现系统电能消耗的减少和节约，当变电站电网系统出现故障，站用微电网可以为变电站提供必要的电源，从而保证控制系统正常运行，降低变电站故障恢复时间。
2.1站用电微网系统组成
1）风力发电系统,通过风力发电机将机械能转换为电能，再通过控制器对蓄电池充电，经过逆变器对负载供电；
2）光伏发电系统,利用太阳能电池板将光能转换为电能，然后对蓄电池充电，通过逆变器将直流电转换为交流电对负载进行供电；
3）储能系统，使微网既可以并网运行，也可以独立孤网运行，并保证功率稳定输出。储能电池组在系统中同时起到能量调节和平衡负载两大作用。它将风力发电系统和光伏发电系统输出的电能转化为化学能储存起来，以备供电不足时使用；
4）逆变系统，由几台逆变器组成，把蓄电池中的直流电变成标准的220V交流电，保证交流电负载设备的正常使用。同时还具有自动稳压功能，可改善风光互补发电系统的供电质量；5）监控系统，系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态。智能能量控制管理部分是保证电源系统正常运行的重要核心设备。
2.2站用电微网系统功能系统主要实现以下功能
1）微网系统包含光伏发电、小型风力发电机和储能设备。通过微网控制系统监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态；
2）微网系统独立运行时，储能设备作为独立运行时的主电源；当光伏发电系统和风力发电系统全部退出运行时，主电源的功率大于微网内所有负荷的功率时，微网系统会根据实际情况对所供负载进行容量调节和超限保护；
3）对于主从控制的微网，如果分布式电源的出力大于负载，会出现多余功率到送给主电源情况（如果不允许倒送），因此在微网独立运行时，可根据实际情况调节分布式电源出力的控制策略；
4）通过微网监测平台，全方位实时展示分布式电源运行状态、风、光信息及微网运行过程，为分布式电源及微网技术的推广应用，起到示范作用。
2.3引入微网系统条件
将微网系统引入站用电系统时，主要考虑其发电单元可利用的自然资源情况。参考风电场和太阳能光伏电站的设计条件以及相关规程规范，站用电系统中引入微网时，该变电站应满足以下条件：
（1）变电站所在地区10m高度处，年平均风速在5.6m/s以上；
（2）变电站所在地区太阳能总辐射的年总量在1050~1400kWh/（m2a）以上；
（3）变电站所在地区太阳能资源稳定程度指标在4以下。
3站用电微网系统设计
3.1功能定位
1）作为站用电系统电源的补充，减小站用电系统从电力系统的受电比例；
2）作为变电站启动电源，取代常规变电站站外电源。在变电站完全停电时，利用微网系统发出的电能启动站用电系统，完成主变压器和站用变压器的充电，再利用站内电源完成整个变电站的启动。在整个启动过程中，尽可能利用微网系统。本文考虑经济性因素，推荐变电站微网系统应以取代站外电源作为启动电源为目标，在现阶段技术条件下，采用站外电源和微网系统共用的过渡方式。
3.2接线方案
站用电系统结构如图1所示，储能设备、光伏发电和风力发电以图2的形式并列接入交流低压母线。微网与外部电网有一个统一的联络开关。控制策略采用主从控制设计，即在并网运行时，主电网作为主电源；在孤网运行时，蓄电池储能设备作为主电源。图1站考虑到微网系统的可靠性要求相对较低，而站用直流系统的可靠性要求较高，因此推荐为微网系统单独设置蓄电池，而不将站用直流系统的蓄电池与微网系统蓄电池合用；考虑到站用电负荷的特性，具有一定的分散性，且常规负荷均为交流负荷，因此推荐微网系统采用交流并网模式。
3.3设备选型及布置方案
1）风力发电机根据运行特征和控制方式可分为变速恒频风力发电系统和恒速恒频风力发电系统，根据风轮轴的位置可以分为垂直轴风力发电机和水平轴风力发电机。现风力发电机多采用变速恒频系统，而采用垂直轴还是水平轴则需要结合自然条件和功能需求确定。布置风电机组时，在盛行风向上要求机组间隔为5~9倍风轮直径，在垂直于盛行风向上要求机组间相隔3~5倍风轮直径。风电机组具体布置时应根据风向玫瑰图和风能玫瑰图确定风电场主导风向，对平坦、开阔场址，可按照以上原则，单排或多排布置风电机组。在多排布置时应呈梅花型排列，以尽量减少风电机组之间尾流影响。
2）太阳能光伏电池单晶硅、多晶硅太阳电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。太阳能光伏电池一般均安装在户外，电池板必须采用能经受雨、风、砂尘和温度变化甚至冰雹袭击等的框架、支撑板和密封树脂等进行完好保护。光伏方阵有3种安装形式：
1）安装在柱上；
2）安装在地面；
3）安装在屋顶上。采用哪一种安装形式取决于诸多因素，包括方阵尺寸、可利用空间、采光条件、防止破坏和盗窃、风负载、视觉效果及安装难度等。
3）储能装置
目前，国内变电站或配网运行的储能系统大多采用铅酸蓄电池，其维护量较小，价格低廉，但使用寿命和对环境的影响是其较大缺点。
4站用电微网系统应用实例
依托辽宁利州500kV变电站，对站用电微网系统的应用开展研究。根据站用电负荷需求以及站址位置的自然资源条件，提出了微网系统的配置方案。
4.1站用电负荷分析
根据本站的建设规模以及对站用辅助设施的用电量计算分析，本站在远景规模下的最大用电负荷为633.6kVA。变电站启动负荷主要考虑2台500kV断路器和2台66kV断路器伴热带负荷。经计算，变电站启动所需功率为20kW，容量为10kWh。
4.2风机配置
根据本站站址位置风资源实测结果，并考虑以下因素：
1）站址内设备众多，高空线缆密布，东西侧为进出线方向；
2）作为站自用电风机，不宜距离用电地点过远；
3）站址区域地形影响；
4）风机安全距离取两倍塔高，防止意外情况发生时造成周围建筑、设施二次损害；
5）办公楼楼顶的光伏设施不能被遮挡，因此风电机组的高度受到限制，不宜超过40m。本站考虑选用1台50kW风力发电机。
4.3太阳能光伏电池板配置
通过对站址太阳能资源评估成果计算，本区域固定倾角形式的光伏板在倾角为38.4度左右时，接受的太阳能辐射量最大，同时考虑与楼宇的协调性和光伏板间距等，最终决定光伏板倾角为30度。为保证全年真太阳时9时至15时内前后光伏板组件互不遮挡，结合光伏板的尺寸和布置形式，根据冬至日上午9时的太阳高度角和方位角进行计算，得到各光伏板间的南北行距为2m，该间隔同时可以供维护人员过往使用，板与板东西间隔预留5cm。综合上述布置要求，共布置98块190Wp光伏板，计18.62kW。经估算，系统25年运行期年平均发电量为24.64MWh，多年平均等效利用小时数为1323h。
4.4储能装置配置
考虑储能装置的经济性及变电站内可利用的占地面积，采用蓄电池作为储能装置，容量按满足变电站启动要求考虑。蓄电池放电功率按20kW、放电时间按0.5h考虑，经计算，考虑一定裕度，蓄电池容量取200Ah。
4.5微网系统的控制与保护
1）监控系统：系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态；
2）控制系统：保证站用电系统优先使用分布式发电装置发出的电能，并满足蓄电池智能充放电要求；
3）保护系统：配置有硬件故障保护和软件保护，保护功能配置完善，保护范围交叉重叠，没有死区，能确保在各种故障情况下的系统安全。
5经济技术分析
根据辽宁利州500kV变电站微网系统的配置方案，同时对原站外电源引接方案进行优化，对站用电微网系统引入进行经济技术比较。
5.1站外备用电源经济技术比较
前期设计方案中，站用备用电源采用66kV接网方案，站内外总投资约525万元。该方案可靠性较高，投资也较高。将站外备用电源优化为从变电站附近的10kV线路“T”接，站内设10kV箱式变电站1座。该方案站内外投资共约为256万元，比66kV站外电源方案节省投资约269万元。此方案可靠性比66kV站外电源方案略低，但能够满足本站对备用电源可靠性要求。
5.2站用电微网系统投资分析
依托工程微网系统发电装置总投资约为253.2万元，总计站用电系统投资509.2万元，比前期可研方案略低，但由于增加了新型能源发电方式，可靠性水平比可研方案明显增加。新型能源年发电量约为139.6MWh，每年节约资金139.6MW×0.6元/kwh=83760元，在变电站全寿命周期内，具备可回收性。新型能源产生的发电效益，不但明显减少了站用电系统电量消耗，也为降低网耗做出贡献。
二、电力系统谐波危害
并网系统的电能质量主要取决于输出电流的质量，为了能够给电网提供高质量的电能，并网逆变器的电流控制发挥了重要的作用，因此，对并网发电用三相逆变器研究就显的尤为重要。
由于三相PWM逆变器具有功率因数高，效率高等诸多优点，因此在可再生能源的并网发电中得到广泛应用。但是三相PWM逆变器在其开关频率及开关频率的整数倍附近，产生的高次谐波注入到电网中，会产生谐波污染，这将对电网上的其他电磁敏感的设备产生干扰。
谐波对电力系统和其它用的设备可能带来非常严重的影响，主要危害可归纳为：
在电力危害方面：
（1）使公用电网中的设备产生附加谐波损耗，降低发电、输电及用电设备的使用频率增加电网损耗。零线会由于流过大量的3次及其倍数次谐波造成零线过热，甚至引发火灾。
（2）谐波会产生额外的热效应从而引起用电设备发热，使绝缘老化，降低设备的使用寿命。
（3）谐波容易使电网与补偿电容器之间产生串联并联谐振，使谐振电流放大几倍甚至几十倍，造成过流，造成电容器以及与之相连的电抗器、电阻器的损坏。
（4）降低产生、传输和利用电能的效率。
在信号干扰方面：
（1）谐波会引起一些保护设备误动作，如继电保护的熔断器等。同时也会导致电气测量仪表计量不准确。
（2）谐波通过电磁感应和传导耦合等方式对邻近的电子设备和通信系统产生干扰，严重时会导致它们无法正常工作。
所以，减轻直至消除这些危害，对于供电和用电设备的节能降耗，乃至于对整个社会能源利用率的提高，都具有极其重要的意义。由于LCL在抑制谐波方面具有的优点，因此研究LCL滤波器具有很重要的现实意义。
三、并网逆变器矢量控制
控制电路的目的就是控制并网逆变器六个开关管的通断，产生与正弦波等效的一系列等幅不等宽的矩形脉冲波形，等效的原则是每一区间的面积相等。如果把一个正弦半波分作n等份，然后把每一等份的正弦曲线与横轴所包围的面积都用一个与此面积相等的等高矩形脉冲来代替，矩形脉冲的中点与正弦波每一等份的中点重合，而宽度是按正弦规律变化。这样，由n个等幅而不等宽的矩形脉冲所组成的波形就与正弦半周等效。同样，正弦波负半周也可用相同方法与一系列负脉冲波来等效。
为了达到控制目的，我们选用矢量控制的方法。矢量控制最初用于控制异步电机，把交流电动机等效为直流电动机控制，后来经过多年的发展，逐渐形成了一套比较完整的矢量控制理论体系。最近二十多年来由于电力电子、计算机及微电子技术的飞速发展，矢量控制技术在高性能交流驱动领域的应用已经越来越广泛。矢量控制大大简化了控制的难度，并会获得较好的控制效果，因此我们将采用矢量控制的方法对并网逆变器进行控制。
我们采用两个电流内环、一个电压外环的双闭环系统，来达到实际需要的精度和动静态性能。这种方法是取直流侧电压与给定电压比较，产生作为输入的直轴电流，取逆变器侧电感电流作为反馈，产生控制逆变器的脉冲信号。当发电机的直流电压不稳定时，通过逆变器侧电感电流的反馈，可以调节逆变器6个开关管通断时间，使其输出与电网电压幅值、相位相吻合。
四、LCL参数设计
逆变器侧是三个电阻为R、电感为L的电抗器，网侧是三个电阻为Rf、电感为Lf的电抗器，网侧电抗器和变流器侧电抗器之间是三个星形联结的电容器Cf。六个功率开关由控制电路产生的脉冲信号控制其通断，从而产生与正弦波等效的等幅矩形脉冲序列波。经逆变器形成的三相交流电经LCL滤波器滤除谐波后并入电网。
由于在LCL参数选择比较复杂，国际上也没有一种统一的设计方法，因此文章综合考虑电网侧电流最大允许脉动、逆变器开关频率和阻尼特性等要求，通过计算的方法得出一种简单有效的设计方案：通过选择逆变器侧所需要的电流纹波来设计内部电感L，通过选择在额定状态下吸收的无功功率来决定电容值，通过选择期望电流纹波减少量来设计Lf。由于逆变器开关管通常工作在高频方式，一般为15kHz，所以该滤波器属于低通滤波器，目的是滤除高频开关纹波。
通过计算得出LCL参数后，我们采用MATLAB中的SIMULINK模块进行仿真，通过反复实验后得出一个满足要求的实验结果。
五、主动阻尼控制器的设计
由于LCL滤波器是谐振电路，对系统的稳定性有很大影响，如果不采取很好的控制策略，会使电流的谐波畸变率增大。为了抑制LCL滤波器的谐振，可以采取增加滤波器阻尼的方法，但是增加无源元件，如电阻等，会造成功率损耗，降低系统的工作效率。除此之外我们还可以采取增加主动阻尼的方法，所谓主动阻尼，是指主动采取控制策略的方法，达到与被动阻尼相同的效果。
用主动阻尼的方法替代实际的谐振阻尼电阻作用，这样即使主动阻尼的阻值很大，也不会造成功率损耗，降低系统的效率。由于电压电流双闭环控制具有系统对参数变化不敏感，稳定性高的优点。采取这种控制策略与通常的双闭环不同之处在于，增加了对电容器电流的前馈控制。
结语
IEEE1547标准严格限定负载注入电网的电流总谐波畸变要小于5%，35次以上谐波的畸变率要小于0.3%。通过我们对逆变器矢量控制、LCL参数和主动阻尼器的设计，将基本达到这一要求。
参考文献
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[2]罗悦华,伍小杰,王晶鑫.三相PWM整流器及其控制策略的现状及展望[J].电气传动,2006,36（5）.
在1965年纽约大停电事故中，由于自动化设备的缺陷，主要由于电网调度信息采集系统及人机联系系统的不完善，造成了范围从加拿大的多伦多地区到纽约州附近5个州的大片地区停电，时间长达13.5小时，使人们认识到电的重要性，认识到了电网调度自动化系统的重要性，从此大力加强电网调度自动化系统的建设。电网调度自动化系统包含工业控制技术、计算机及网络技术、通信技术等。工业控制技术是自动化技术应用的一个方面，分开环控制系统和闭环控制系统两种，在电网调度自动化中，这两种控制技术同时采用。在子站内的自动化设备，多采用闭环控制的方式，如继电保护设备;主站对子站的监控，现在采用开环控制方式[2]。在早先的主站系统中，采用中央主机模式，主机的负担较重，现在在主站，采用以以太网为基础网络模式，适应了电网调度自动化多种应用的需要，扩展性好。在子站设备中，采用工业现场总线技术，在一条线路上既传输数据信号又提供电源，能够适应了发电厂、变电站内的强电、强磁环境。在电网调度自动化中，监控中心和各子站之间的通信，最早采用的是电力载波及明线传输，随着通信技术的发展，逐步采用微波、特高频等通信手段。现在的系统中，以光纤环网作为主，以载波、微波为辅的通信手段，大大提高了数据传输的质量和速度。
1.2国内调度自动化系统的相关研究
电网调度自动化系统发展到今天已经是第四代了。最初是70年代基于专用计算机和专用操作系统的SCADA系统，然后是80年代基于通用计算机的EMS系统，进而发展到90年代基于RISC/UNIX的开放式分布式EMS/DMS系统（国家电力调度通信中心、福建、山东、西北、宁夏、湖北、湖南、安徽等单位引进的SCADA/EMS,电力科学研究院和东北电力集团公司合作开发的CC-2000系统,电力自动化研究院开发的RD-800系统、OPEN-2000系统、SD-6000系统等）,第三代系统已发展了十几年。随着计算机、数据网络、数据库等技术的飞速发展以及电力市场的要求,第四代电网调度自动化系统的基础条件已经发展起来,该系统的主要特征是采用JAVA、因特网、面向对象等技术,综合考虑电力市场环境中的安全运行及商业化运营的要求。在如今的调度自动化系统中，硬件配置越来越高，开放式的调度自动化系统越来越普遍；网络技术应用的呼声也越来越高，分布式潮流，分布式网络分析等在应用研究之中；同时利用高速网方便地对无人值班变电站进行“遥视”以及上下级调度之间的可视电话和可视调度都是可实现的；调度人员对于基于图形的快捷方便的调度的要求使调度自动化系统进一步发展[3]；面向对象技术以及数据库技术也为调度自动化系统的发展提供了技术支撑；人工智能技术在一些分析软件中的应用进一步扩展了调度自动化系统的功能；Internet技术将为调度自动化系统人机界面的完善做出很大的贡献；电力市场的发展为调度自动化系统提出了新的要求；调度自动化系统和其它系统如何集成，以及SCADA/MIS/EMS等系统数据的共享问题如何改善，数据的冗余量如何减少的问题[4]；GPS技术在新一代调度自动化系统中的应用都是现在需要研究的课题。
二、方案设计
2.1系统整体结构设计
本系统是一个通过计算机网络技术、通信技术、工业自动化控制技术等对电力系统的发电、输电、变电、配电和用电等过程进行监视、控制和管理的系统。它作为一个集成的信息系统，软件在其中起着非常重要的作用，所以，应按照软件工程的观点分析和组织系统，即按照抽象和信息隐藏、模块化和局部化的原则来设计和实现。电网调度自动化的主要功能模块有安全监视(SCAAD)、自动发电控制(AGC)、网络分析(NA)和计划、调度员培训模拟D(TS)及配电自动化(AD)等几个部分。包括以上全部功能的系统称为能量管理系统(EnergyManagementSystem)，简称MES。在电力系统中采取按电压等级分级管理和调度的模式。我们研制的属于地区电网调度自动化系统，具有的主要功能有安全监视(SCAAD)、网络建模、网络拓扑、状态估计、调度员潮流、电压无功优化和调度员培训模拟(DTS)等，并非具备完整的EMS功能。本章主要讨论电网调度自动化系统的系统结构、硬件组成、软件功能模块等[5]。
2.2系统功能设计
本系统由RTU或变电站监控系统和电网调度中心两部分组成。各个变电站、发电厂内的RTU或监控系统负责收集当地电气设备的各种电气信息，如每条线路、变压器的电流、电压、功率和保护、位置信息等，并上传至电网调度中心。电网调度中心将接收到的信息经过SCAAD系统处理，经调度人员判断后下发各种控制命令，以实现对所辖整个电网的控制。站端RUT的组成及工作流程原来的老变电站都采用RTU的形式，随着技术的发展，我们现在的新建变电站全部采用综合自动化的形式采集现场信息。其它辅助设备有UPS电源、GPS时钟等。根据完成功能的不同，变电站RTU或综合自动化系统可分为信息收集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统。
2.3实时系统的开发方法
信息收集和执行子系统的作用是收集各种反映电力系统运行状态的实时信息，并根据运行需要将有关信息通过远动装置传送到主站或调度中心。这些信息既包括反映系统运行状态的各种电气量，如频率、电压、功率等，也包括某些与系统运行有关的电气量，如反映周围环境的温度、湿度等。这些信息既可以是由远动装置所在变电站直接收集的，也可以是来自下一级控制中心的有关信息。所传送的既可以是直接采集的原始信息，也可以是经RUT加工处理过的信息。信息收集和执行子系统同时接收来自主站和上一级调度中心根据运行需要而发出的操作、调节和控制命令。并将该命令按一定规律转发给相应装置的操作或调节机构。由信息收集和执行子系统收集到的信息通过信息传输子系统传送给主站或上级调度中心。信息处理子系统是整个监控系统的核心，它所完成的主要工作有状态估计、运行状态分析计算等。人机联系子系统的作用是将经加工处理的信息通过各种信息输出设备提供给运行人员，运行人员对控制设备进行操作或发出命令，来实现对电力系统的控制。电网调度中心从体系结构上来分析，主要有两种:集中冗余式控制系统和分布式控制系统。我们采用的森式控制系统。集中冗余式控制系统虽然具有丰富的运行经验，并且在实际生产中发挥了很大的作用，但由于集中冗余式控制系统所固有的特性，造成计算机负载较高、在故障时控制系统双机切换对时间的要求严格、瓶颈效应随着信息量的增加而逐步突出、系统扩展困难等缺点，因此它已逐步退出电网调度自动化系统，被分布式控制系统所取代。电网调度中心设备有CSADA处理系统、地调(配调)处理系统、电力系统高级应用系统、调度员培训模拟系统、程序员工作站、数据记录管理系统、通信处理工作站、下行切换柜、前置机、GPS时钟等。此处GPS时钟提供系统对时功能。
2.4实时数据仓库的具体实现方案
在本系统中的数据种类较多，主要的数据有实时数据、历史数据、未来数据和通道数据等。本章主要讨论这些数据的特点、结构、组织和获取等。
1实时数据
在本系统中最重要的数据是实时数据。实时数据是指能正确、及时地反映当时电力系统运行状态和运行参数的数据。我们采用对数据区分优先级，优先级高的数据插入传送以及改善通道质量，提高传送速率等手段以满足实时性的要求。
2历史数据
历史数据是反映了过去电力系统运行状态和运行参数的数据。这些历史数据是根据不同要求从实时数据中提取出来的。
3未来数据
未来数据亦称规划数据或预报数据，他是描述未来某户时刻或某_运行式的电力系统的数据。我们以历史数据为基础，通过负荷预测技术而获得的。
4人工置入数据
人工置入数据是由操作者本人输入的数据，用以弥补实时数据，历史数据和未来数据的不足，或纠正其认为不当的数据。
三、研究结果与分析
3.1多协议通信协议栈的实现
本系统中电网调度中心和子站设备通过载波、微波、电缆、光纤等通信介质来传输和交换数据，数据可分为上行和下行两部分。上行数据是指子站向电网调度中心发送的实时信息，下行数据是指调度中心向子站发送的控制、调节命令。在电网调度自动化系统中主要采用两种基本的通信规约，循环式远动规约和问答式远动规约。循环式远动规约适合于点对点的远动通道结构(即星型结构)及以循环字节同步方式传送远动信息的远动设备与系统。它在地区电网调度自动化系统中被广泛采用。问答式远动规约规定了电网数据采集和监视控制系统(SCAAD)中主站和子站(远动终端)之间以问答方式进行数据传输。它适用于网络拓扑结构为点对点、多个点对点、多点共线、多点环形和多点星形网络配置的远动系统中。循环式远动规约本规约采用可变帧长度、多种帧类别循环传送，变位遥信优先传送，重要遥测量更新循环时间较短，区分循环量、随机量和插入量采用不同形式传送信息，以满足电网调度安全监控系统对远动信息实时性和可靠性的要求。规定主站与子站间进行以下信息的传送:a.遥信;b.遥测;c.事件顺序记录(SOE);d.电能脉冲计数值;e.遥控命令;f.设定命令;g.升降命令;h对时;i.广播命令;j复归命令;k子站工作状态。信息按其重要性有不同的优先级和循环时间，以便实现国家标准《地区电网数据采集与监控系统通用技术条件》和《远动终端通用技术条件》所规定的要求和指标。帧结构，其中，同步字按通道传送顺序分为3组EB90H，即1110、1011、1001,0000，在控制字中，有控制字节、帧类别、信息字数、源站址、目的站址、校验码等字节。1EC87-5-101规约IEC87-5-101规约是针对工EC870一5基本标准中的FTI.2异步式字节传输帧格式，对物理层、链路层、应用层、用户进程作具体的规定和定义。它规定了SACAD系统中主站和子站之间以问答方式进行数据传输的帧格式、链路层的传输规则、服务原语、应用数据结构、应用数据编码、应用功能和报文格式。它适用于网络拓扑结构为点对点、多个点对点、对点共线、多点环形和对点星形网络配置的远动系统中。通道可以是双工或半双工。其服务原语如下:REQ:请求原语(REQUESTPRIMITIVE)由用户发出在链路层启动一次传输过程。ON:确认原语(CONFIMRPRIMITIVE)由链路层发出以结束原已启动的传输过程。IND:指示原语(工NDICATIONPRIMITIVE)由链路层向用户发出通知，希望传输数据给服务用户，或者触发某些服务用户进程RESP:响应原语(RESPONDPRIM工TIVE)由用户发出，以数据响应来完成一个己启动的传输过程。典型的服务原语的内容为:参数、条件和用户数据。服务原语的内容如下:—用户数据—否定/肯定认可或响应原语—数据流控制—访问控制—重传次数—链路层状态(重新启动条件)—传输服务原语(功能码如SEND/CONFIRM)。
3.2分布式数据处理
ORACLE数据库用户自行安装ORACLE。建议使用OARCLES.0.5.以上版本，程序是在该版下测试过。先在ORACLE数据库中建数据库空间(在此定为SQLSCAAD)，根据提供的脚本建数据表。运行BSCadaforOARCLE.exe程序。数据转换设置:在“数据转换设置”TAB页中设置:A:系统路径:该路径为CSADA的运行全路径名。B:数据源:OELDB数据提供程序，目前可选范围只有三种，对ORACEL可选选第一种或第三种配置OLEDBProviderforODBCDriverOLEDBProviderforSQLServerOLEDBProviderforOracleC:输入数据源/服务器名称，如果OELDB数据源为ODCB数据源则输入ODCBDNS名称，如果OELDB数据源为ORACEL则输入ORACLE的服务名称。D:输入数据库名称。(根据数据库空间在此可定为SQLSCAAD)E:输入数据库登录的用户名和密码。F:点击“设置应用生效”按钮，使上述设置生效。然后开始更新厂站索引表:在以下情况下需更新厂站索引表，a.第一次运行数据转换程序;b.从未更新过厂站索引表;c.每次修改SCADA厂站点信息后。转换实时数据:实时数据可以定时(周期在1-30秒可调)或者人为地手动转换一次。转换历史数据:历史数据可以定时(周期为5分钟)或者人为地手动转换某一时间段的历史数据。历史数据分历史采样数据(采样周期为5分钟)和当天的统计数据。转换报警记录:在SCADA系统中报警数据存于ACCESS数据库中，位于SCAAD系统目录下的ACCESS子目录，以月为单位存放。转换到SQLServer7.0(DB2)中时，为了统计方便，报警数据按年为单位存放。转换过程中的问题:当厂站索引表正在转换过程当中，更新索引表按钮将变成无效，直到转换结束。同理，当实时数据库正在转换过程中(无论手动还是自动)，手动转换按钮将变成无效，直到转换结束，当历史库数据正在转换过程中(无论手动还是自动)，手动转换按钮将变成无效，直到转换结束。当上述转换正在进行中时，状态栏将会有相应的文字指示。
3.3人机界面设计及系统集成
采用100M/1000M双以太网。服务器采用ES25服务器，工作站为DS15，分别用于实时数据采集、历史数据处理和应用软件。操作系统采用工业标准的UNIX操作系统，历史数据库采用大型商用关系ORACLE数据库管理系统。SCADA系统采用开放式、分布式体系结构。数据采集服务器和数据通信服务器可随时将实时数据送给SCADA服务器（或将SCADA功能分布到数据采集服务器和数据通信服务器），SCADA服务器处理后的实时数据采用组广播方式同步有关服务器和工作站，应用、历史数据管理等服务器采用客户/服务器方式。高级应用软件是在面向对象的支撑平台上开发完成的，与SCADA一起构成了一体化的系统。具有以下主要特点：1、软件系统充分利用了丰富的软件资源和各种服务，采用一体化、系统化设计，实现了数据统一和界面统一。人机界面系统，统一风格设计，其中和实时系统有关的画面，如：厂站图和全网潮流图，采用和SCADA系统完全一致的画面集，为调度员实时对比和分析数据提供了非常方便的手段。统一的界面符合调度人员的使用习惯，不必花费更多的时间学习，所有操作基本上都在厂站或系统图上点击实现，简单方便。结合调度生产实际的需要，各软件提供了方式灵活多样的输出方式，数据文件、表格画面、单线图、曲线等形式的输出结果均可以快速打印输出，较好地满足了调度生产的实际需要。软件提供了与现场实际相一致的系统图和厂站图，潮流结果可以快速地在图上显示出来，直观、高效，实用性强。软件数据流设计合理，整套软件的数据维护、画面维护集中在一个数据库、一个画面集上完成，保证了各功能软件数据模型的一致性和完整性，也是软件的维护工作量减到最低限度。各模块软件算法先进，输出结果及精度满足了实用要求。电网能量管理系统应用软件主要包括如下几个软件模块：网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测、短路电流计算等模块。应用软件能够达到实用，在电网调度运行中发挥应有的作用，专业技术人员掌握系统的维护和开发至关重要。任何应用软件系统都不可能完全适用于实际的应用要求。软件能否在实际应用中根据用户实际要求不断修改完善，是软件系统能否真正实用化的关键之一。而这些修改与调试工作主要依靠应用软件的运行维护技术人员来实现.
3.4、EMS新技术和发展趋势
随着计算机领域计算机硬件技术、通信技术、数据库技术、Intemet技术的发展，以及电力企业电力市场化进程的不断加快,作为适应电力企业新的业务(电力市场)和一体化建设(EMS／TMR／TMS或EMS／TMR／DMS)需求的EMS系统支撑平台和EMS应用软件必然采用如下新的技术：
3.4.1、CORBA中间件平台技术
CORBA技术作为对象管理组织(OMG)推出的软件系统开发标准，自九十年代初提出第一版以来，作为解决分布式异构环境下应用系统互连和互操作的标准目前已经被众多的厂家和用户所接受，并成为新一代EMS系统应用软件互操作和与其它系统进行透明操作和数据共享的软件平台标准。由于CORBA独立于网络协议、独立于编程语言、独立于软硬件平台，因而成为目前最有生命力的跨平台技术。特别是OMG组织1998年公布了CORBA2.3版之后，CORBA技术日臻完善。目前CORBA3.0版本已经推出并应用于众多的中间件产品中。遵循CORBA标准开发的EMS中间件平台，能够更容易满足企业自动化系统一体化应用集成的需要。
3.4.2、公用信息模型(CIM)
为使EMS应用软件之间的交互正确无误，需要对交换的数据信息达成一致，即提供标准的元数据级的模型和标准应用程序接口(APIs)。国际电工委员会近十年逐渐完善了能量管理系统的应用程序接口标准和模型定义工作，并号召EMS生产厂家积极采用(兼容)该标准。在IEC61970的CIM部分给出了电力对象的确切定义和域描述。CIM定义为提供用于电、水、气工业的生产、传输、分配、市场和零售系统相互操作和应用的标准对象。在电力行业，CIM定义了电力工业标准对象模型，用于电力系统的数据工程、规划、管理、运行和商务等应用的开发和集成，它提供了描述电力对象及其关系的标准。CCAPI的CIM部分提交给IEC形成了IEC61970的三个部分。在IEC61970中，CIM用统一建模语言(UMD描述，对象用公共类、属性及对象间的关系来描述，对象之间的静态关系有：聚集、归一化和关联。为方便起见，CIM被划分为许多子系统或包，包括：核心包、拓扑包、电网包、保护包、量测包、负荷模型包、发电包、域包、能量计划包、备用包、资产包和SCADA包等。各个EMS应用内部可以有各自的信息描述，但只要在应用程序(或构件)接口语义级上基于公共的信息模型，不同厂商开发的应用程序或不同系统的应用软件间就可以以同样的方式(如XML)访问公共数据，实现正确的信息交换。公用信息模型的采用将使EMS真正走向开放和标准化，使企业的自动化系统一体化平台的建设有了共同遵循的国际标准。
3.4.3、可视化技术
随着计算机技术和电网安全分析技术的发展，可视化的在线监控软件已经成为调度员和电力市场交易员的迫切需求，可视化技术的应用，可以将传统的用数字、表格等方式表达的离线信息，转换为通过先进的图形技术、显示技术表达的图形信息，例如潮流的可视化技术、电压稳定的可视化技术、暂态稳定安全域的可视化技术、负荷预测的可视化技术、电力市场电量竞价计划的可视化安全分析技术等，将电力系统的潮流、电压稳定域、不稳定区域和暂态稳定域用形象直观的可视图形表达，能够更加满足运行人员监视、控制的需要。
3.4.4、电力市场交易与安全分析一体化的技术
二。配电网馈线保护的技术现状
电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。
随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：
2.1传统的电流保护
过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。
电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。
2.2重合器方式的馈线保护
实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。同样，分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。
目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。
2.3基于馈线自动化的馈线保护
配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。
三。馈线保护的发展趋势
目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：
1）电流保护切除故障；
2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；
3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。
这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。
四。馈线系统保护基本原理
4.1基本原理
馈线系统保护实现的前提条件如下：
1）快速通信；
2）控制对象是断路器；
3）终端是保护装置，而非TTU.
在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：
参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。
当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：
Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；
Step2：保护计算故障区段信息；
Step3：相邻保护之间通信；
Step4：UR2、UR3动作切除故障；
Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；
Step6：UR2重合于故障，再跳开；
Step7：UR3在T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；
Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；
Step9：UR3在T时间内测得电压恢复，UR3重合；
Step10：故障隔离，恢复供电结束。
4.2故障区段信息
定义故障区段信息如下：
逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，
逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。
当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。
为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。
4.3系统保护动作速度及其后备保护
为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。
在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。
4.4馈线系统保护的应用前景
馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：
（1）快速处理故障，不需多次重合；
（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；
（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；
（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
四。系统保护展望
继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。
二。配电网馈线保护的技术现状
电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。
随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：
2.1传统的电流保护
过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。
电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。
2.2重合器方式的馈线保护
实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。同样，分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。
目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。
2.3基于馈线自动化的馈线保护
配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。
三。馈线保护的发展趋势
目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：
1）电流保护切除故障；
2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；
3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。
这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。
四。馈线系统保护基本原理
4.1基本原理
馈线系统保护实现的前提条件如下：
1）快速通信；
2）控制对象是断路器；
3）终端是保护装置，而非TTU.
在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：
参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。
当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：
Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；
Step2：保护计算故障区段信息；
Step3：相邻保护之间通信；
Step4：UR2、UR3动作切除故障；
Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；
Step6：UR2重合于故障，再跳开；
Step7：UR3在T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；
Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；
Step9：UR3在T时间内测得电压恢复，UR3重合；
Step10：故障隔离，恢复供电结束。
4.2故障区段信息
定义故障区段信息如下：
逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，
逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。
当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。
为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。
4.3系统保护动作速度及其后备保护
为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。
在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。
4.4馈线系统保护的应用前景
馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：
（1）快速处理故障，不需多次重合；
（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；
（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；
（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
四。系统保护展望
继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。
[关键词]电子商务安全网络安全商务安全
2003年对中国来说是个多事之秋，先是SARS肆虐后接高温威胁。但对电子商务来说，却未必不是好事：更多的企业、个人及其他各种组织，甚至包括政府都在积极地推动电子商务的发展，越来越多的人投入到电子商务中去。电子商务是指发生在开放网络上的商务活动，现在主要是指在Internet上完成的电子商务。
Intenet所具有的开放性是电子商务方便快捷、广泛传播的基础，而开放性本身又会使网上交易面临种种危险。一个真正的电子商务系统并非单纯意味着一个商家和用户之间开展交易的界面，而应该是利用Web技术使Web站点与公司的后端数据库系统相连接，向客户提供有关产品的库存、发货情况以及账款状况的实时信息，从而实现在电子时空中完成现实生活中的交易活动。这种新的完整的电子商务系统可以将内部网与Internet连接，使小到本企业的商业机密、商务活动的正常运转，大至国家的政治、经济机密都将面临网上黑客与病毒的严峻考验。因此，安全性始终是电子商务的核心和关键问题。
电子商务的安全问题，总的来说分为二部分：一是网络安全，二是商务安全。计算机网络安全的内容包括：计算机网络设备安全，计算机网络系统安全，数据库安全，工作人员和环境等。其特征是针对计算机网络本身可能存在的安全问题，实施网络安全增强方案，以保证计算机网络自身的安全性为目标。商务安全则紧紧围绕传统商务在Internet上应用时产生的各种安全问题，在计算机网络安全的基础上，如何保障电子商务过程的顺利进行。即实现电子商务的保密性，完整性，可鉴别性，不可伪造性和不可依赖性。
一、网络安全问题
一般来说，计算机网络安全问题是计算机系统本身存在的漏洞和其他人为因素构成了计算机网络的潜在威胁。一方面，计算机系统硬件和通信设施极易遭受自然环境的影响（如温度、湿度、电磁场等）以及自然灾害和人为（包括故意破坏和非故意破坏）的物理破坏；另一方面计算机内的软件资源和数据易受到非法的窃取、复制、篡改和毁坏等攻击；同时计算机系统的硬件、软件的自然损耗等同样会影响系统的正常工作，造成计算机网络系统内信息的损坏、丢失和安全事故。
二、计算机网络安全体系
一个全方位的计算机网络安全体系结构包含网络的物理安全、访问控制安全、系统安全、用户安全、信息加密、安全传输和管理安全等。充分利用各种先进的主机安全技术、身份认证技术、访问控制技术、密码技术、防火墙技术、安全审计技术、安全管理技术、系统漏洞检测技术、黑客跟踪技术，在攻击者和受保护的资源间建立多道严密的安全防线，极大地增加了恶意攻击的难度，并增加了审核信息的数量，利用这些审核信息可以跟踪入侵者。
在实施网络安全防范措施时，首先要加强主机本身的安全，做好安全配置，及时安装安全补丁程序，减少漏洞；其次要用各种系统漏洞检测软件定期对网络系统进行扫描分析，找出可能存在的安全隐患，并及时加以修补；从路由器到用户各级建立完善的访问控制措施，安装防火墙，加强授权管理和认证；利用RAID5等数据存储技术加强数据备份和恢复措施。
对敏感的设备和数据要建立必要的物理或逻辑隔离措施；对在公共网络上传输的敏感信息要进行强度的数据加密；安装防病毒软件，加强内部网的整体防病毒措施；建立详细的安全审计日志，以便检测并跟踪入侵攻击等。
网络安全技术是伴随着网络的诞生而出现的，但直到80年代末才引起关注，90年代在国外获得了飞速的发展。近几年频繁出现的安全事故引起了各国计算机安全界的高度重视，计算机网络安全技术也因此出现了日新月异的变化。安全核心系统、VPN安全隧道、身份认证、网络底层数据加密和网络入侵主动监测等越来越高深复杂的安全技术极大地从不同层次加强了计算机网络的整体安全性。安全核心系统在实现一个完整或较完整的安全体系的同时也能与传统网络协议保持一致。它以密码核心系统为基础，支持不同类型的安全硬件产品，屏蔽安全硬件以变化对上层应用的影响，实现多种网络安全协议，并在此之上提供各种安全的计算机网络应用。
互联网已经日渐融入到人类社会的各个方面中，网络防护与网络攻击之间的斗争也将更加激烈。这就对网络安全技术提出了更高的要求。未来的网络安全技术将会涉及到计算机网络的各个层次中，但围绕电子商务安全的防护技术将在未来的几年中成为重点，如身份认证，授权检查，数据安全，通信安全等将对电子商务安全产生决定性影响。
三、商务安全要求
作为一个成功的电子商务系统，首先要消除客户对交易过程中安全问题的担心才能够吸引用户通过WEB购买产品和服务。使用者担心在网络上传输的信用卡及个人资料被截取，或者是不幸遇到“黑店”，信用卡资料被不正当运用；而特约商店也担心收到的是被盗用的信用卡号码，或是交易不认账，还有可能因网络不稳定或是应用软件设计不良导致被黑客侵入所引发的损失。由于在消费者、特约商店甚至与金融单位之间，权责关系还未彻底理清，以及每一家电子商场或商店的支付系统所使用的安全控管都不尽相同，于是造成使用者有无所适从的感觉，因担忧而犹豫不前。因些，电子商务顺利开展的核心和关键问题是保证交易的安全性，这是网上交易的基础，也是电子商务技术的难点。
用户对于安全的需求主要包括以下几下方面：
1.信息的保密性。交易中的商务信息均有保密的要求。如信用卡的账号和用户被人知悉，就可能被盗用；定货和付款信息被竞争对手获悉，就可能丧失商机。因此在电子商务中的信息一般都有加密的要求。
2.交易者身份的确定性。网上交易的双方很可能素昧平生，相隔千里。因此，要使交易能够成功，首先要想办法确认对方的身份。对商家而言，要考虑客户端是否是骗子，而客户也会担心网上的商店是否是黑店。因此，能方便而可靠地确认对方身份是交易的前提。
3.交易的不可否认性。交易一旦达成，是不能被否认的，否则必然会损害一方的利益。因此电子交易过程中通信的各个环节都必须是不可否认的。主要包括：源点不可否认：信息发送者事后无法否认其发送了信息。接收不可否认：信息接收方无法否认其收到了信息。回执不可否认：发送责任回执的各个环节均无法推脱其应负的责任。
4.交易内容的完整性。交易的文件是不可以被修改的，否则必然会损害交易的严肃性和公平性。
5.访问控制。不同访问用户在一个交易系统中的身份和职能是不同的，任何合法用户只能访问系统中授权和指定的资源，非法用户将拒绝访问系统资源。
四、电子商务安全交易标准
近年来，针对电子交易安全的要求，IT业界与金融行业一起，推出不少有效的安全交易标准和技术。主要的协议标准有：
1.安全超文本传输协议（S—HTTP）：依靠对密钥的加密，保障Web站点间的交易信息传输的安全性。
2.安全套接层协议（SSL）：由Netscape公司提出的安全交易协议，提供加密、认证服务和报文的完整性。SSL被用于NetscapeCommunicator和MicrosoftIE浏览器，以完成需要的安全交易操作。
3.安全交易技术协议（STT，SecureTransactionTechnology）：由Microsoft公司提出，STT将认证和解密在浏览器中分离开，用以提高安全控制能力。Microsoft在InternetExplorer中采用这一技术。
4.安全电子交易协议（SET，SecureElectronicTransaction）:1996年6月，由IBM、MasterCardInternational、VisaInternational、Microsoft、Netscape、GTE、VeriSign、SAIC、Terisa就共同制定的标准SET公告，并于1997年5月底了SETSpecificationVersion1.0，它涵盖了信用卡在电子商务交易中的交易协定、信息保密、资料完整及数据认证、数据签名等。SET2.0预计今年，它增加了一些附加的交易要求。这个版本是向后兼容的，符合SET1.0的软件并不必要跟着升级，除非它需要新的交易要求。SET规范明确的主要目标是保障付款安全，确定应用之互通性，并使全球市场接受。
所有这些安全交易标准中，SET标准以推广利用信用卡支付网上交易，而广受各界瞩目，它将成为网上交易安全通信协议的工业标准，有望进一步推动Internet电子商务市场。
五、商务安全的关键CA认证
怎样解决电子商务安全问题呢？国际通行的做法是采用CA安全认证系统。CA是CertificateAuthority的缩写，是证书授权的意思。在电子商务系统中，所有实体的证书都是由证书授权中心即CA中心分发并签名的。一个完整、安全的电子商务系统必须建立起一个完整、合理的CA体系。CA机构应包括两大部门：一是审核授权部门，它负责对证书申请者进行资格审查，决定是否同意给该申请者发放证书，并承担因审核错误引起的一切后果，因此它应由能够承担这些责任的机构担任；另一个是证书操作部门，负责为已授权的申请者制作、发放和管理证书，并承担因操作运营所产生的一切后果，包括失密和为没有获得授权者发放证书等，它可以由审核授权部门自己担任，也可委托给第三方担任。
CA体系主要解决几大问题：
1.解决网络身份证的认证以保证交易各方身份是真实的；
2.解决数据传输的安全性以保证在网络中流动的数据没有受到破坏或篡改；
3.解决交易的不可抵赖性以保证对方在网上说的话是真实的。
需要注意的是，CA认证中心并不是安全机构，而是一个发放”身份证”的机构，相当于身份的”公证处”。因此，企业开展电子商务不仅要依托于CA认证机构，还需要一个专业机构作为外援来解决配置什么安全产品、怎样设置安全策略等问题。外援的最合适人选当然非那些提供信息安全软硬件产品的厂商莫属了。好的IT厂商，会让用户在部署安全策略时少走许多弯路。在选择外援时，用户为了节省成本，避免损失，应该把握几个基本原则：
1.要知道自己究竟需要什么;
2.要了解厂商的信誉;
3.要了解厂商推荐的安全产品;
4.用户要有一双”火眼金睛”，对项目的实施效果能够正确加以评估。有了这些基本的安全思路，用户可以少走许多弯路。
六、相应法律法规
电子商务要健康有序地发展，就像传统商务一样，也必须有相应的法律法规作后盾。商务过程中不可避免地会产生一些矛盾，电子商务也一样。在电子商务中，合同的意义和作用没有发生改变，但其形式却发生了极大的变化，
1.订立合同的双方或多方是互不见面的。所有的买方和卖方在虚拟市场上运作，其信用依靠密码的辨认或认证机构的认证。
2.传统合同的口头形式在贸易上常常表现为店堂交易，并将商家所开具的发票作为合同的依据。而在电子商务中标的额较小、关系简单的交易没有具体的合同形式，表现为直接通过网络订购、付款，例如利用网络直接购买软件。
3.表示合同生效的传统签字盖章方式被数字签名所代替。
电子商务合同形式的变化，对于世界各国都带来了一系列法律新问题。电子商务作为一种新的贸易形式，与现存的合同法发生矛盾是非常容易理解的事情。但对于法律法规来说，就有一个怎样修改并发展现存合同法，以适应新的贸易形式的问题。
七、小结
在计算机互联网络上实现的电子商务交易必须具有保密性、完整性、可鉴别性、不可伪造性和不可抵赖性等特性。一个完善的电子商务系统在保证其计算机网络硬件平台和系统软件平台安全的基础上，应该还具备以下特点：强大的加密保证；使用者和数据的识别和鉴别；存储和加密数据的保密；连网交易和支付的可靠；方便的密钥管理；数据的完整、防止抵赖。电子商务对计算机网络安全与商务安全的双重要求，使电子商务安全的复杂程度比大多数计算机网络更高，因此电子商务安全应作为安全工程，而不是解决方案来实施。
参考文献：
1.引言 目前，集中发电、远距离输电和大电网互联的电力系统是电能生产、输送和分配的主要方式，正在为全世界90%以上的电力负荷供电。这种容量越来越大的电网虽有其优点，但它也存在一些弊端［1］，主要有：a)不能灵活跟踪负荷的变化，以中国北京为例，在夏季空调负荷的激增会导致电力供应不足，但是这种不足持续时间很短，并且受气候影响十分严重，使得负荷曲线波动很大。而为这种短时的峰荷建造发电和输电设施是得不偿失的，因为其利用率极低。随着负荷峰谷差的不断增大，电网的负荷率正逐年下降，发电输电设施的利用率都有下降的趋势。b)电力系统越庞大，事故发生的概率越高，大型互联电力系统中，局部事故极易扩散，导致大面积的停电。一旦发生电网崩溃和意外灾害(例如地震、暴风雪、人为破坏、战争)，所造成的破坏和影响将十分严重。8·14美加大停电就是一个很典型的例证。 为了适应现状，补充并完善大规模集中发电输电的不足，直接安置在用户近旁的分布式发电装置(Distributed Generation，简称DG)在近些年越来越受到人们的重视。分布式发电具有小型化，对建设场所要求不高，不占用输电走廊，施工周期短，能够迅速应付短期激增的电力需求，提高供电可靠性等等一些优点。 分布式发电中有大量机组采用新型能源如太阳能、风能等，是解决能源枯竭的重要手段之一；而采用清洁燃料为能源的热电冷联产系统构筑了一个高效综合能源利用系统，降低了温室气体和污染物的排放。DG机组与现有电力系统并网运行可以有效保证其经济运行，并且大大提高供电可靠性。分布式发电属于新兴科技，设备一次性投入较大，热电冷联产系统一般使用天然气作为能源，燃气成本较高。因此只有其产生的电能以及冷、热能量被充分利用，并且保证每年一定运行时间的才能显现出良好的经济性。但是如果系统独立运行，由于电力负荷的波动，很难保证发电机能够连续满负荷独立运行。当DG机组并网之后，机组多余的电量可以向外输送，不足部分由电网补充，可以使发电机始终运行在一个比较经济的工况下。同时并网后由于有大的电力系统作为支撑，用户的用电质量可以得到很大改善。当电力系统出现异常故障的时候，DG机组也可以作为备用电源为重要负荷提供用电保障。 目前包括美国、日本在内的发达国家正在积极开展分布式发电项目，并将其作为新增负荷的主要提供者。而我国发展相对缓慢，一些政策法规尚不健全，尤其是并网技术标准上还是空白，使得投资商不愿新建不能并网的电站。本文参考了美国加州、德州、纽约州以及澳大利亚和中国台湾省的DG并网条例，综合论述了DG并网的技术要求，并提出中国应该尽快制定出自己的分布式电源并网技术标准。 2．DG机组并网基本技术要求 2．1并网定义 所谓并网运行就是指分布式发电装置在正常的开机状态下，与常规配电网络在主回路上存在电气连接，DG机组和配电网的连接点一般称为“公共连接点”(简称PCC)。电气连接包括电缆直接连接、经过变压器、经过逆变器等方式。 2．2并网方式 DG机组并网运行的按照功率交换方式分类可分为普通并网和并网不上网两种。前者DG机组可以向电网输送多余功率，而后者严格禁止DG机组的功率外送，即PCC处功率流向只能是从电网流向DG用户。 2．3并网电压 一般DG机组都是在35kV电压等级以下的配电系统并网，根据并网DG机组容量不同，要选择不同的并网电压。设DG机组容量为S，电压为U，电流为I，则三者满足S=3UI，I=S3U，可见在机组容量一定的情况下，为了减小电流，要相应提高机组电压。因此选择适当的并网电压是为了将在PCC点的注入电流控制在合适的范围之内。各个国家和地区根据自身电网特点都对DG机组并网电压都有所规定。中国现有的一些DG项目的情况如表1所示，通过这些项目的试点运行我们可以积累运行经验，根据各个地方的电网特点制定出适合本地网络的DG机组并网电压，使机组运行在一个安全合理的电压水平上。 2．4接入容量 当DG机组接入电力系统之后，会引起系统内潮流发生变化。为了使这种变化处于一定可控的范围内，要对DG机组的容量进行限制。由于DG机组的启动和停机具有随机性，不受电力系统调度部门的控制，所以如果机组单台容量过大，那么他的启动
（1）同轴电缆传输系统主要包含同轴电缆网、干线系统放大器间隔配置、放大器级连等；附属设备包括用于干线分路的过电型分支器、分配器等。同轴电缆由内是用介质使内外导体绝缘并且保持轴心重合的电缆，由内导体、绝缘体、外导体和护套四部分组成。通过结构可以分为封闭竹节型、藕芯型以及物理发泡聚乙烯绝缘型三种类型。同轴电缆开始为实芯聚乙烯绝缘同轴电缆，后来发展为化学发泡聚乙烯绝缘同轴电缆，纵孔聚乙烯同轴电缆，现在多采用物理发泡聚乙烯型绝缘电缆。同轴电缆特性阻抗一般为75Ω，电缆衰减特性与信号的频率、电缆粗细、长度有关，低频信号、细芯的电缆衰减量大，因为衰减量与电缆的长度成正比,用干线放大器来补偿电缆对信号电平进行补偿，使干线能够远距离传输。温度升高，衰减量升高，温度系数约为0.2%/℃。同轴电缆信号传输距离越远，级连越大，系统指标下降越多，系统维护就比较困难，服务水平就会下降。
（2）光缆传输系统是由光缆、光源发射机、光线放大器、和光线接收器组成。从切面看，光缆包括导电线芯、光纤、加强的构件、还有保护层四部分。光纤按电磁场分布可分为单模光纤和多模光纤，单模光纤的工作带宽较宽，有线电视多采用单模光纤。1970年，在美国首先发明出来20dB/km光纤；1989年在美国开始出现有线电视光纤传输；1992年我国开始出现电视信号光纤传输。光缆传输技术具有损耗小（1310nm：0.4dB/km，1550nm：0.25dB/km）,可以实现电视信号的长距离传送,保证电视信号质量完好。光纤频带比较宽,在最低损耗区的频带宽度数值为30000GHz，由于单个光源占用的带宽比较小，采用相干光通信技术，可以在30000GHz范围内容纳上百万个频道,使有线电视信号能够均匀地传输到各个节点。光纤传输只传输光，不导电，不受电磁场影响，所以抗干扰能力强。
（3）微波传输系统是由微波发射系统和微波接收系统组成，微波发射系统有微波发射机、电缆、合成器、还有发射天线等，接收系统有微波接收天线、供电器、变频器等。微波传输场合有国家微波干线的大微波、卫星、单路与多路FM（调频）微波、AM（调幅）微波、多路微波分配系统MMDS。微波传输优点有：频带宽，空间传输2500-2700MHz，接收分配111-750MHz；传输质量高，稳定性强，适应性和灵活性强。微波传输缺点是发射与接收应在视距范围内进行，信号怕遮挡，易受干扰，反射出重影等。
（4）混合传输比如光纤同轴混合网-HFC，它是由光纤作为干线、同轴电缆作为分配网，构成光纤同轴混合网（HFC）。HFC具有光纤和电缆共同的优良特性，它们通过有效的结合，使有信号能够高效高质的传输、分配。在双向有线电视中，由前端向用户终端传送的信号叫下行信号或正向通路信号；信号从用户端向前端传送的通路成为反向通路或上行通路。HFC采用频分复用的技术，将5-1000MHz的频段分为上行通道和下行通道：5-65MHz为上行通道，可作为非广播业务，为了提高抗干扰能力，采用QPSK(或16QAM)调制。87-1000MHz为下行通道87-550MHz，全部用于模拟电视广播；550-750MHz为下行数字通信信道。
2用户分配系统
2风电并网逆变系统介绍
由于风能的不确定性，风力发电机发出的电能的电压、频率也是时刻变化的。为了不对电网造成污染，风电并入电网必须满足并网条件，以电网电压同步信号作为系统输出电流的跟踪信号，使输出电流快速跟踪电网电压。为了满足此并网要求，风力发电机发出的电能需要经过交流-直流-交流的变换并入电网，并网逆变系统通常包括整流、逆变、滤波、输电等环节。
3电力电子技术在风电并网逆变系统中的应用
3.1在发电机组及其整流环节的应用
早期的交-直-交并网逆变系统采用晶闸管相控整流器，这种系统需要增加无功补偿电路，电力电子技术的发展使得PWM整流逐步取代了相控整流，PWM整流器逐步成熟，改善了发电机的功率因数。当前的风电机组已经成为结合了先进的空气动力学、机械制造、电子技术、微机控制技术的高科技产品，因此风力发电系统中不可或缺的重要组成部分就是高科技的电力电子技术。风力发电的有效功率与风速之间是三次方正比的关系，对机组进行变速运行，可使风力发电获得最大有效功率，电力电子技术在发电机组的应用，改善了发电环节中发电机的运行特性。此外，对转子励磁电流的频率进行调整，可确保输出频率恒定，风力发电机的变速恒频励磁技术的核心在于变频电源。随着电力电子技术的发展所研制出的开关磁阻发电机应用于风电并网逆变系统中，不再需要增速装置，而是直接驱动。提高了可靠性，降低了维护量及其费用，减少了组件，集成度也变得越来越高。
3.2在并网逆变系统控制环节的应用
电力电子技术中的大功率开关管、功率器件等的使用促进了并网逆变系统中DSP周围硬件电路的进一步发展，实现了功率器件驱动电路对IGBT导通和关断；采用基于DSP的控制系统，实现了信号检测、锁相跟踪、PI调节、SPWM形成等各功能模块的软硬件实现，不但满足了控制电路的要求，还能够完成并网安全控制和故障保护等实时性、快速性要求很高的控制功能，提高了控制电路的可靠性。特别是一些新技术的开发，让风电并网逆变系统体积变得越来越小，自动控制能力越来越完善。
3.3在风电输送及节能方面的应用
我国风能资源丰富，但能源分配不均衡，解决办法通常是建立电力外送大通道。由于长距离高压输电的线路造价低、电能损耗小等特点，通常采用高压输电，电力电子技术在高压输电方面的的应用不仅降低了设备的资金投入，而且解决了系统稳定性差的问题。此外，电力电子技术在输电系统的主要应用是柔流输电技术，这项技术实现了对输送功率的快速控制，增强了电网的稳定性，降低了电力传输的成本，在很大程度上改善了系统的输电能力。
二、增强电力系统网络安全的策略
（一）物理安全
计算机网络的物理安全指的是对计算机硬件设备、计算机系统、网络服务器、打印机等硬件的安全防护，同时还包括了对通信链路等各种连接设备进行保护，避免被人为的破坏和各种自然灾害带来的损失。在物理安全中海需要为各种硬件设备提供一个良好的电磁兼容工作环境。计算机系统在工作时，系统的显示屏、机壳缝隙、键盘、连接电缆和接口等处会发生信息的电磁泄漏，而电磁泄漏也会泄漏机密。所以在物理安全策略中如何抑制与防止电磁泄漏是一个十分重要的问题。目前主要的措施有：第一种是对计算机设备内部产生和运行串行数据信息的部件、线路和区域采取电磁辐射发射抑制措施和传导发射滤波措施，并视需要在此基础上对整机采取整体电磁屏蔽措施，减小全部或部分频段信号的传导和辐射发射，对电源线和信号传输线则采取接口滤波和线路屏蔽等技术措施，最大限度的达到抑制电磁信息泄漏源发射的目的；第二种是使用电磁屏蔽技术，将计算机设备或系统放置在全封闭的电磁屏蔽室内；第三是使用噪声干扰法，即在信道上增加噪声，从而降低窃收系统的信噪比，使其难以将泄漏信息还原。
（二）进行访问控制
网络安全的目的是将企业信息资源分层次和等级进行保护，而访问控制的主要任务就是保证网络资源不被非法使用和非常访问。访问控制是进行网络安全防范和与保护网络的主要手段。它是对网络安全进行保护的核心策略。访问控制手段有多种，其中主要的有以下的几种手段。第一种是入网控制。它是第一层的网络访问控制，其重要性不言而喻。入网访问控制是对用户可以登录的时间和允许他们可以登入的工作站进行控制。第二种是网络权限控制，其主要目的是防止各种可能出现的网络非法操作，它的做法是根据用户组与用户的身份赋予相应的权限，并对用户与用户组可以访问哪些资源和进行什么操作进行规定限制。第三种是目录级安全控制。该种控制指的是对用户在目录一级的文件和子目录的权限进行控制，例如用户的读权限、写权限等。第四种是属性安全控制。属性安全控制指的是网络管理员根据需求为给各种文件和目录所指定相应的安全访问属性。第五种是服务器安全控制。该种控制指的是为服务器设置口令、登录时间限制、非法访问者检测等，以防止非法用户对信息的修改和破坏等。最后的是防火墙控制。防火墙控制，在内部网与外部网的节点上安装防火墙对一些危险的数据信息进行过滤已形成一个较为安全的网络环境。
（三）对数据进行加密
数据加密的目的是为了隐蔽和保护具有一定密级的信息。对于网络上的数据加密方法常用的有以下三种，分别是链路加密、端点加密和节点加密。链路加密是传输数据仅在物理层前的数据链路层进行加密，它必须要求节点本身是安全的，否则其加密也相当于没有加密；端到端加密允许数据在从源点到终点的传输过程中始终以密文形式存在，与链路加密和节点加密相比更可靠，更容易设计、实现和维护，它的目的是对源端用户到目的端用户的数据提供保护；节点加密的目的是对源节点到目的节点之间的传输链路提供保护。而各个电力企业应该根据其自身的需求去选择合适的加密算法。
（四）制定完善的管理制度
二、增强电力系统网络安全的策略
（一）物理安全
计算机网络的物理安全指的是对计算机硬件设备、计算机系统、网络服务器、打印机等硬件的安全防护，同时还包括了对通信链路等各种连接设备进行保护，避免被人为的破坏和各种自然灾害带来的损失。在物理安全中海需要为各种硬件设备提供一个良好的电磁兼容工作环境。计算机系统在工作时，系统的显示屏、机壳缝隙、键盘、连接电缆和接口等处会发生信息的电磁泄漏，而电磁泄漏也会泄漏机密。所以在物理安全策略中如何抑制与防止电磁泄漏是一个十分重要的问题。目前主要的措施有：第一种是对计算机设备内部产生和运行串行数据信息的部件、线路和区域采取电磁辐射发射抑制措施和传导发射滤波措施，并视需要在此基础上对整机采取整体电磁屏蔽措施，减小全部或部分频段信号的传导和辐射发射，对电源线和信号传输线则采取接口滤波和线路屏蔽等技术措施，最大限度的达到抑制电磁信息泄漏源发射的目的；第二种是使用电磁屏蔽技术，将涉密计算机设备或系统放置在全封闭的电磁屏蔽室内；第三是使用噪声干扰法，即在信道上增加噪声，从而降低窃收系统的信噪比，使其难以将泄漏信息还原。
（二）进行访问控制
网络安全的目的是将企业信息资源分层次和等级进行保护，而访问控制的主要任务就是保证网络资源不被非法使用和非常访问。访问控制是进行网络安全防范和与保护网络的主要手段。它是对网络安全进行保护的核心策略。访问控制手段有多种，其中主要的有以下的几种手段。第一种是入网控制。它是第一层的网络访问控制，其重要性不言而喻。入网访问控制是对用户可以登录的时间和允许他们可以登入的工作站进行控制。第二种是网络权限控制，其主要目的是防止各种可能出现的网络非法操作，它的做法是根据用户组与用户的身份赋予相应的权限，并对用户与用户组可以访问哪些资源和进行什么操作进行规定限制。第三种是目录级安全控制。该种控制指的是对用户在目录一级的文件和子目录的权限进行控制，例如用户的读权限、写权限等。第四种是属性安全控制。属性安全控制指的是网络管理员根据需求为给各种文件和目录所指定相应的安全访问属性。第五种是服务器安全控制。该种控制指的是为服务器设置口令、登录时间限制、非法访问者检测等，以防止非法用户对信息的修改和破坏等。最后的是防火墙控制。防火墙控制，在内部网与外部网的节点上安装防火墙对一些危险的数据信息进行过滤已形成一个较为安全的网络环境。
（三）对数据进行加密
数据加密的目的是为了隐蔽和保护具有一定密级的信息。对于网络上的数据加密方法常用的有以下三种，分别是链路加密、端点加密和节点加密。链路加密是传输数据仅在物理层前的数据链路层进行加密，它必须要求节点本身是安全的，否则其加密也相当于没有加密；端到端加密允许数据在从源点到终点的传输过程中始终以密文形式存在，与链路加密和节点加密相比更可靠，更容易设计、实现和维护，它的目的是对源端用户到目的端用户的数据提供保护；节点加密的目的是对源节点到目的节点之间的传输链路提供保护。而各个电力企业应该根据其自身的需求去选择合适的加密算法。
（四）制定完善的管理制度
