1、重慶大學本科學生畢業設計摘 要本論文介紹了油房變電站微機綜合自動化改造升級總體方案，重點和難點，以及對數據通信、五防閉鎖、通信網絡等方面進行分析并提出改造措施。關鍵詞：油房，變電站，綜合自動化，升級改造變電站綜合自動化是將變電站的二次設備經過功能的重新組合和優化設計，利用先進的計算機技術、自動化技術和通信技術，實現對全變電站的主要設備和輸配電線路的自動監視、測量、控制和微機保護，以及與調度通信等綜合性的自動化功能。本文就聚龍電力油房變電站綜合自動化升級改造的主要內容進行分析并提出改造方案和措施。重慶涪陵聚龍電力有限公司油房變電站最初設計為110kv變電站，于2008年5月投運，隨著涪陵經濟建設

2、速度加快，在投運不久后，該站從原110kv擴建升級為220kv樞紐變電站，規模為24個110Kv間隔，12個220kv間隔，目前該站正進行施工，對微機綜合自動化系統提出了精心準備、合理改造、穩定運行的技術要求，本文就該站微機綜合自動化升級改造的重點、難點及方案進行分析。1 油房變介紹1.1規模電壓等級：220kv/110kv/35kv/10kv；主變壓器：最終3×240MVA（220kv）+2×31.5MVA（110kv），三相三線圈有載調壓變壓器；220kv：采用管母分相中型屋外配電裝置，電氣主接線為雙母線接線，斷路器單列布置，遠期出線 8回，本期2回；110kv：采用管

3、母分相中型屋外配電裝置，電氣主接線為雙母線帶旁母接線，斷路器單列布置，遠期出線 18回，已建成7回，本期3回；35kv： 采用單母線分段接線，屋內布置，出線6回；10kv出線： 采用單母線分段接線，出線12回；10kv電容器：6×7.5 Mvar（新建戶外框架式電容器）+4×2.4 Mvar（已建戶內集合式電容器）；變電站采用計算機監控方式，已投運的110kv部分采用南瑞城鄉產品，整個變電站建設完工后將采用南瑞繼保的監控系統替代南瑞城鄉的監控系統。1.2綜合自動化油房變原采用南瑞城鄉電網公司的綜合自動化設備，除線路光纖保護采用南瑞繼保公司的RCS941B保護裝置，其余保護和

4、測控裝置均使用南瑞城鄉的裝置，后臺監控系統采用南瑞城鄉DSA-401系統。擴建的220kv變電站綜合自動化設備由南瑞繼保提供，但采用了大量的其他廠家設備，如:220kv線路光差保護裝置由國電南自提供；油龍南、北線路保護裝置由許繼電氣提供；110kv母差保護由深圳南瑞提供；電能采集由廣州科立提供；故障錄波由太原同創提供等，采用大量廠家的設備，增大了集成難度。2 綜合自動化升級改造的總體思想由于油房原110kv站采用南瑞城鄉的DSA-401后臺監控系統，升級擴建的220kv站定為南瑞繼保的RCS9000后臺監控系統，為保持變電站監控系統的統一性，我司決定將南瑞城鄉后臺去掉，由南瑞繼保進行全面升級改

5、造。2.1 必須遵循以下原則2.1.1升級過程中新舊監控系統在相當一段時間內共同存在，必須保證兩系統之間有可靠的物理斷開點。2.1.2必須保證監控系統在組態調試期間對現已運行的設備發出誤指令，確保帶電設備正常運行。2.1.3 盡可能的減少停電范圍和停電次數。2.2 綜合自動化升級改造主要內容2.2.1進一步改善數據通信網絡。2.2.2提高綜合自動化設備及網絡的抗干擾能力。2.2.3完善綜合自動化防誤閉鎖措施。2.2.4健全變電站與集控站及調度中心通訊。2.2.5加強設備故障防范、減少風險的相關措施。2.2.6進一步提高變電站計算機網絡安全能力。2.3升級改造步驟2.3.1綜合自動化系統改造前期

6、，對已投運的原110kv部分含#1主變、旁路、母聯、油天南北線路、10kv開關柜、35kv開關柜等設備仍采用南瑞城鄉系統進行監控操作。2.3.2 對擴建110kv（含油龍線、油清線、#4，#5主變）間隔在完成一次設備安裝及二次電纜接線條件下，使用南瑞繼保監控系統進行組態調試。2.3.3 逐步用南瑞繼保監控系統替代南瑞城鄉監控系統，完成整個110kv部分的監控轉換。2.3.4 待220kv設備安裝完畢后，將其納入整個監控系統。3 升級改造重點和難點及解決方案油房變電站在電鋁公司電網中的重要性決定其不可能在經常全站停電的系統工況下進行微機綜合自動化系統升級改造工作，必然是一個舊系統逐步退出運行，新

7、系統逐步投入運行的復雜過程，其升級改造過程中的主要難點包括：3.1 新老系統如何安全的逐步退出和投入（詳見主接線）。變電站存在原110kv部分間隔帶電運行，新增110kv間隔正在施工的問題，原110kv部分使用南瑞城鄉監控系統，新增110kv間隔將采用南瑞繼保監控系統并取代城鄉系統，如何避免盡量少停電以及盡可能的減少停電次數，保證已投運間隔正常帶電運行。3.1.1 現狀與運行方式油房變1Y-11Y為原建110kv間隔，12Y-18Y以及#4、#5主變間隔為擴建間隔。在貴州電源未引入油房變時，現該站電源通過白塔從白塔變引入，#1主變運行，通過天原、天原向天原化工公司供電（天原間隔由原9Y、10Y

8、遷移而來，其后臺監控由南瑞城鄉提供，現9Y、10Y為龍橋、龍橋間隔）。3.1.2實施方案待8Y-11Y及#4、#5主變間隔一次設備安裝和二次接線完成后，用一后臺機開始組態調試，首先完成上述間隔的傳動試驗、保護試驗；其次開展、母聯、旁路及中堡灣間隔的監控改造接入；最后全站停電，將#1主變、4Y、5Y、17Y、18Y間隔接入監控系統。根據上述方案，在實施計算機監控系統改造升級過程全站只需要一次停電，盡量減少了重要用戶-天原化工的停電次數，將雙方的經濟損失減少到最低。3.2 進一步改善計算機監控系統網絡3.2.1監控系統現狀現油房110kv變電站計算機監控系統采用南京南瑞城鄉公司的監控后臺，站控層網

9、絡結構為單以太網，站控層配有兩臺監控主機，互為備用；間隔層按間隔電氣單元配置測控裝置，通過兩臺通訊管理機與與站控層相連。油房變使用的保護測控裝置品種較多，有南瑞城鄉、南瑞繼保、許繼電氣、深圳南瑞、廣州科立、山東科匯、山西同創等多個廠家設備，特別是南瑞繼保后臺系統與南瑞城鄉測控裝置的通信存在較大問題，現對常用的幾種內部數據通信網方式進行比較。3.2.2.串行總線和現場總線方式數據通信網是構成變電站自動化系統的關鍵環節，自動化通信模式在邏輯結構上可以分為4個層次，即過程層、間隔層、通信控制層和站控層。僅在通信控制層和站控層間采用高速網絡通信。在其他層次之間仍采取RS232和RS485或現場總線。這

10、種模式可以快速實現變電站內網絡通信、有效提高通信的實時性，且成本低廉，因此，現在仍被部分變電站使用，但是其缺點也是顯而易見的，當間隔層設備數量和種類過多時，通信控制器將成為通信瓶頸，使通信效率降低、通信故障率增加，通信控制器故障時會造成全站信息無法監控。具體而言：3.2.1.1 RS485串行總線總線為主從結構，網絡上只能有一個主節點，主節點繁忙時，可能嚴重影響到系統的性能，系統可靠性差?？偩€上各I/O單元之間的橫向通信仍需經過站級計算機進行，數據通信方式是命令式，從接點只有在收到主節點的命令后才能響應，一些重要的變位信息不能及時上傳，致使系統靈活性、實時性差，以及網絡的糾錯能力差。由于RS4

11、85總線性能的種種局限性，目前僅在少數的110kv變電站以下使用。3.2.1.2 現場總線現場總線作為智能設備的聯系紐帶，把掛接在總線上、作為網絡接點的智能設備連接為網絡系統，并進一步構成自動化系統，實現基本控制計算補償、參數修改、報警、顯示、監控、優化及控制一體化的綜合自動化功能?，F有常用的總線由AN、LONWORKS、FF、PROFIBUS、WORDFIP、HART等。另外，一些有實力的廠家還使用自己特定的網絡總線(如ELIN公司的SMI現場總線、南瑞公司采用的F-NET現場總線、ABB公司采用的SPA現場總線等)。現場總線的缺點是總線電纜支路斷線將導致支路癱瘓，這是現場總線制造商必須研究

12、解決的問題之一。另外，由于各變電站的通信網絡不統一，不同生產廠家的產品之間無法實現信息傳遞和溝通，性能類似的設備很難直接實現相互替換。同時，通信網絡的多樣性導致通信規約繁多，給用戶設備選型、系統集成、運行維護帶來很多不便。3.2.1.3 以太網網絡技術正被引入變電站自動化系統過程層的采集、測量單元和間隔層保護、控制單元中，構成了基于網絡控制的分步式變電站自動化系統，以太網具有可靠性高，通信速度塊，互聯及開放性能好，擴展性好等諸多優點。采用雙網雙設備冗余方式，通過間隔層設備直接上網實現變電站內網絡通信。在這種通信模式中變電站自動化系統在邏輯上分為三個層次，即過程層、間隔層和站控層。由于沒有通信控

13、制層，因此減少了通信冗余，提高了通信效率，更降低了通信故障的發生率，對于那些不具備網絡接口的間隔層設備（如一些保護裝置、智能電度表等）可通過RCS232/RCS485或現場總線連接在一起，借助一個具有嵌入式以太網接口的通信管理單元（如保護管理機、智能設備接口機等），將其作為一個間隔層網絡接點連接到以太網上。這種通信結構層次少，通信故障率低，因此，在綜合自動化系統的高速通信網絡種得以廣泛應用。3.2.3計算機監控系統的改造方案通過上述幾種通信網絡的分析，考慮到油房220kv變電站網絡的安全性、穩定性和可靠性，計算機監控系統將原單網改造為雙以太網，原110kv部分維持單網結構（裝置只具備1各以太網

14、口），本期新增110kv部分納入新建網絡。站控層新增一套遠動工作站，采集全站遠動信息送往即將建成的調度集控中心。3.2.3.1系統結構計算機監控系統分為兩部分：站控層和間隔層，網絡結構為開放式分層、分布式結構。站控層為全站設備監視、測量、控制、管理的中心，通過屏蔽雙絞線與間隔層相連。間隔層按不同電壓等級和電氣間隔單元，集中布置于繼電器室內，在站控層及網絡失效的情況下，仍能獨立完成監測和控制功能。3.2.3.2網絡結構站控層網絡為以太網，網絡傳輸協議為TCP/IP協議，負責站控層各個工作站之間和來自間隔層的全部數據的傳輸和訪問請求，站控層網絡按雙網配置。間隔層網絡采用以太網，經通訊接口處理后接入

15、站控層以太網。以南瑞繼保的RCS9882構成站控層A網和站控層B網以及保護信息及故障錄波網C網，以RCS9882構成間隔層A網、間隔層A網和間隔層C網。間隔層設備如RCS943A（線路保護裝置）、RCS9705C（線路測控裝置）、RCS9821CS（站用變保護測控裝置）、RCS9702C（10kv母線及公用測控裝置）、RCS9848（壓頻控制）、RCS915A（母線保護裝置）、RCS978E（主變保護裝置）、RCS238A（母聯保護）等保護測控裝置直接連接到間隔層網絡上，其他廠家的保護測控裝置如許繼電氣的WXH8421(線路保護)、國電南自的PRC8876(線路保護)通過RCS9794保護通信

16、管理機接到間隔層網絡上。而后，由間隔層網接到站控層網。對于新增的10kv開關室過程層設備RCS9611CS保護測控裝置接至獨立的間隔層A網和B網，然后在傳至站控層網。原南瑞城鄉110kv的監控系統由南瑞城鄉的管理機和南瑞繼保的保護通訊管理機連接，然后由保護通訊管理傳至站控層網。（附：油房220kv變電站網絡圖）3.3 進一步提高系統的電磁抗干擾能力變電站自動化系統抗干擾問題，亦即所謂的電磁兼容非常重要，是保證變電站自動化系統可靠和穩定運行的基礎。3.3.1 合理的隔離和屏蔽進入自動化裝置設備的模擬量和開過量與一次設備要進行必要的隔離和屏蔽，并在二次回路布線時，考慮隔離，減少互感耦合，避免干擾由

17、互感耦合浸入。特別是在進行網線布放時，要求網線必須穿鍍鋅管，進一步提高電磁抗干擾能力。3.3.2 合理可靠的接地為保證變電站人員和電氣設備安全，全站電氣設備均應有可靠的接地，站區主接地網的接地電阻必須符合相關規定。油房站址位于一緩丘向南東傾斜的斜坡上，站址范圍全部為灰巖，土壤電阻率高，大約在1000.M以上（規定500.M為高土壤電阻率）。原110kv部分建設時，由于設計原因接地網施工完成后，接地電阻在4以上，遠遠大于規定的變電站接地電阻不超過1的指標，在擴建時充分考慮到地形復雜的原因，邀請多家專業防雷接地公司進行現場踏勘，提出技術方案，最終確定全站增加大量的垂直和水平接地模塊并配以降阻劑，然

18、后將擴建部分的接地網和原接地網并聯在一起，整個變電站最終的接地電阻值為0.98，基本滿足變電站接地要求。3.4 進一步加強綜合自動化防誤閉鎖措施“五防”閉鎖裝置應具備“五防”功能：即防止誤分、誤合斷路器；防止帶負荷拉合隔離開關；防止帶電掛接地線（合接地刀閘）；防止帶地線（接地刀閘）合斷路器（隔離開關）；防止誤入帶電間隔。目前為實現變電站的防誤操作閉鎖功能，新建或改造變電站，常采用以下兩種方案：方案1：配置獨立于監控系統的專用微機“五防”系統方案2：監控系統與“五防”系統一體化 3.4.1專用微機“五防”系統方案專用微機“五防”系統結構示意圖此方案有完整的全站閉鎖，遠方操作時通過專用微機“五防”

19、系統實現全站的防誤操作閉鎖功能，就地操作時則由電腦鑰匙和鎖具來實現，同時在受控設備的操作回路中串接本間隔的閉鎖回路。專用微機“五防”系統與變電站監控系統共享采集的各種實時數據，不獨立采集信息。此方案是目前的主流方案，普遍應用于全國各電壓等級的變電站，因其可靠性、便捷性、先進性得到用戶的好評。3.4.1.1. 方案特點(1)完整的“五防”解決方案設獨立的微機五防系統，由五防主機實現全站設備操作的防誤閉鎖。遠方操作采用微機防誤系統中遙控閉鎖裝置的閉鎖接點實現防誤閉鎖，就地操作時則由微機防誤系統的電腦鑰匙和鎖具來實現防誤閉鎖。遠方和就地操作都具有強制性防止電氣誤操作措施，完全滿足防止電氣誤操作安全管

20、理規定的要求。在集控站中可以方便地與站端的獨立五防系統進行連接，實現區域電網的防誤功能。（2）高可靠性微機防誤閉鎖系統與監控系統是兩個相對獨立的系統，分工明確，系統的安全性得到保證。對于多個設備同時操作的要求，可實現多任務并行操作的方式，提高運行人員工作效率。微機防誤閉鎖系統與監控系統共享設備狀態信息，雙通信通道各自啟動自己的執行終端，兩個系統執行終端接點串聯。無操作任務時，即使監控系統因軟、硬件故障或干擾影響，使其操作終端開出，都不會形成誤操作，實現了強制閉鎖，操作可靠性極高。（3）操作方便系統的獨立帶來了極為方便的操作，無論何種運行方式，操作始終簡便。（4）售后服務保障五防廠家直接與用戶溝

21、通，所配防誤裝置質量、功能有保證。五防廠家配有專業的調試與售后隊伍，產品的安裝質量、售后服務有保障。升級方便，無論是監控后臺還是五防廠家的程序版本、鎖具等單元進行升級換代時，只需對自身做產品做出調整，不會影響到其它系統的穩定性。3.4.2 監控系統與“五防”系統一體化方案監控系統與“五防”系統一體化結構示意圖該方案將“五防”主機與監控機合二為一，有效利用計算機資源，易于實現信息共享。但目前極少的監控廠家能自己提供電腦鑰匙與鎖具，絕大部分為外購專業“五防”廠家設備，在技術上及應用上難免出現一些問題。3.4.2.1 方案問題（1）無法實現完整“五防”利用計算機監控裝置實現“五防”功能的基礎，必須是

22、變電站一次設備具有完備的電氣閉鎖，而在實際運行中，并不是所有設備都具備電動操作和相應的電氣閉鎖功能，以致出現無法獲取如地線、網門等手動操作設備的狀態信息，防誤邏輯判斷條件不全等情況，不能實現完整的“五防”閉鎖。計算機監控系統制造廠與專業的防誤閉鎖裝置廠在設計思路上各自為政，導致計算機監控系統中的防誤閉鎖功能部分缺失，安全隱患極大。（2）可靠性不高遠方操作閉鎖接點和遙控接點由同一個測控單元提供，仍存在不安全因素。計算機監控系統的防誤功能與其操作功能由同一電腦系統構成，電腦系統的安全性無法得到可靠的保證。（3）操作不方便設備檢修就地人工操作時，需監控系統配合進行傳動試驗，操作不方便。修改防誤邏輯后

23、的驗收工作非常繁瑣，往往需做傳動試驗。監控系統主要功能為監視和遙控操作，增加防誤功能后，主接線圖必須增設地線樁和網柜門等一次設備，整個接線圖變得異常復雜、臃腫，而且看起來不直觀。（4）運行維護問題系統升級不方便，當五防廠家的程序版本、鎖具等單元進行升級換代時，監控系統廠家必須做出相應調整升級，影響到監控系統的穩定性和安全性。計算機監控系統中的防誤功能不能作為獨立的防誤操作裝置來選型，監控廠家往往從成本考慮選擇價格低廉的“五防”系統，質量得不到保證，導致防誤裝置的選型、設計脫節，功能不完善，運行維護不便。根據上述兩方案的分析比較，我司在升級改造中確定采用珠海優特的五防系統，五防系統和監控系統通過

24、RS485進行通信。3.5 逐步健全變電站與集控站及調度中心通訊3.5.1外部通信現狀重慶涪陵聚龍電力有限公司目前已建成龍橋110kv變電站，在建油房220kv變電站，擬新建清溪110kv開關站、石塔110kv變電站、園區110kv變電站，正準備建設調度集控中心。按公司電網建設規劃，電鋁公司將形成以油房-龍橋-清溪3變電站為主的三角形骨干網絡，輻射建成其它終端變電站。站與站之間全部采用光纖通信，與調度集控中心采用光纖通訊。油房220kv變電站為我司樞紐變電站，擔負著向其它變電站提供可靠電源的重要功能，與其它變電站的通信采用光纖通信，與涪陵電力股份公司調度目前只有市話通信。為此，油房變與調度集控

25、中心的通訊顯得特別重要。3.5.2常規通信方式分析在現有的綜合自動化系統中，通道故障率相當高。目前，通信方式有載波、光纖、通訊電纜、一點多址等多種，但大部分站端與調度集控中心之間的通訊方式只有一種通訊方式，而且目前所有站端的通訊主機均為單機系統，若通訊主機出現死機或通道故障，所有信息將無法上傳。另外，目前變電站綜合自動化系統中使用的傳輸規約種類繁多，各公司的產品使用的標注不統一，系統互聯和互操性差。無論是站內不同廠家設備之間還是在和遠方調度的連接中，由規約轉換問題引起的軟件編程成為實際工程調試量最大的項目，即耗費人力物力，運行維護也不方便，是目前自動化技術發展的一大問題。3.5.3 擬采用的通

26、訊方式分析3.5.3.1 采用雙前置機雙傳輸通道通訊方式為了提高內部網絡的通信速率，需要對總線及相應通信設備進行冗余配置。對外部網絡同樣需要對前置機進行冗余配置，這樣運行主通道有故障中斷時，可以及時切換到備用通道，可保證整個系統真正意義上的雙重化，在主通道建設上，力爭建設高速通道，尤其是2M通道建設，減少通道延時故障。在備用通道建設上，根據部頒要求及城網改造規劃，應建不同方式、不同介質的第二通訊通道，可以考慮在實現光纖聯網后，保留數字載波作為備用通道，也可以適當租用電信通道作為備用通道。3.5.3.2 做好傳輸規約標準化和變電站通道網絡建設相比，數據傳輸規約統一標準化要求更為迫切，只有做到傳輸

27、規約和網絡的統一，才能實現變電站自動化系統內部設備的互換性，這對于制造廠和用戶都是非常有利的，具體的措施有：（1）推廣使用現有成熟通信規約。目前，在變電站和調度中心之間應推廣使用101規約，該規約為調度端和站端之間的信息傳輸制定了標準；在變電站內部應使用103規約，該規約為繼電保護和間隔層設備與變電站層設備間的數據通信傳輸規定了標準；電能量計量計費系統應使用102規約。上述規約按照非平衡式和平衡式傳輸遠動信息的需要制定，完全能滿足電力系統中各種網絡拓撲結構，得到了廣泛的應用。2）適當進行IEC618520規約的推廣。IEC618520是變電站（RTU或者變電站自動化系統）到控制中心的唯一通信協

28、議，也是變電站自動化系統甚至過程到控制中心的唯一的通信協議。該標準使變電站自動化設備具有自描述、自診斷和即插即用的特性，極大的方便了系統的集成，降低了變電站自動化系統的工程費用，提高變電站自動化系統安全穩定運行水平。3.6 加強設備故障防范、減少風險的相關措施3.6.1設備現狀目前，已投運的110kV部分綜合自動化系統的后臺監控主機選用的是DELL商用機，其CPU風扇、硬盤風扇等旋轉設備和插拔式內存條結構，故障發生率較高，已多次出現過顯示屏黑屏、主機死機等故障，為運行操作和檢修工作帶來極大不便。3.6.2 改造措施3.6.2.1 對設備進行必要的更換將設備升級為采用標準化、模塊化、組合化，可伸

29、縮性強的標準化工控機，采用研華科技生產的標準化工控機，減少設備故障發生率，提高設備安全運行時間。3.6.2.2 對設備進行必要的監測設備是系統組合的核心，得力的監測措施可以有效防范設備故障風險，減少設備維修費用。在監測方案中應考慮對設備層監控（包括開關油量、絕緣實時監測等）以及對間隔層監控（如裝置狀態、電源、環境等輔助監測系統等）。主要的監測方法有：（1）利用聲光信號進行監控和告警：聲光監控是一種最易實現也是最經濟實惠的方法。發生事故后，自動化單元動作并發出事故信號，通過計算機及時發出語言或聲光報警。（2）增加攝像頭；使監控人員對變電站的狀況進行更為直觀、全面的監視，及時發現設備的異常情況。（

30、3）完善遠程圖像監控系統：目前。變電站圖像遠方監視技術已作為“第五遙”引入到變電站無人值守系統中，用以及時地監視設備的運行狀態并進行有效控制。綜合自動化站中，可以根據“遙視”信息判斷開關遙控操作是否執行順利?！斑b視”功能還能在變電站發生事故時，自動啟停錄像設備，實現事故時圖像的自動記憶，捕捉現場發生事故過程的相關記錄，以獲得分析事故所需的寶貴資料。圖像監控系統可以同消防保安等設備相聯系，并設有報警聯動措施，真正實現變電站的無人值班。（4）運用成像儀診斷設備運行狀況：現有的監控系統只能監視設備的外部及周圍環境，在被監視設備發生嚴重情況下（如起火冒煙、外部變形等）報警，無法預測設備的隱形故障。紅外

31、線成像儀在電腦上就可以根據圖像顏色的深淺判斷出該位置的溫度，并將其保存到磁盤上，由電腦對設備的異常情況進行自動判斷。一旦發生事故，也可以自動記錄下設備的事故圖像，記憶捕捉事故的經過，以獲取分析事故時所需的第一手資料。成像儀還可以和防火、防盜保安系統聯系起來，使變電站真正實現無人值。3.7進一步提高變電站計算機網絡安全能力根據我司電網建設規劃，我司電網最終要實現無人值班變電站調度自動化系統。如果由于網絡的安全原因引起開關誤動、拒動、保護定值參數的錯誤更改、自動化信息紊亂等，將給電網和變電站的安全穩定運行帶來嚴重威脅，甚至引發災難性事故。特別是調度自動化系統和變電站綜合自動化網絡進程的加快，變電站

32、計算機網絡的安全問題顯得日益突出。3.7.1變電站計算機網絡安全需求變電站的計算機網絡安全需求包括網絡系統安全和網絡信息安全兩個方面。其中網絡系統安全表現為：系統對外來破壞具有健壯性，對操作人員不規范操作具有預防性，以及系統自身信息具有封閉性；網絡信息安全表現為：數據的完整性、合法性、訪問安全性、可控性和不可否認性。3.7.2變電站計算機網絡安全威脅變電站網絡安全威脅主要來自變電站所連接的外部網絡。不管變電站內部組網方式如何，通過網絡化的遠東通道對變電站構成的安全威脅總是存在。這些威脅主要包括一下內容：截獲：非法獲取變電站與其他系統之間傳輸的信息及變電站網絡中存儲的信息。信息截獲盡管不會影響信息的傳輸，但往往是變電站網路系統遭受安全侵害的第一步。中斷：使變電站內部或與其他系統之間的通信中斷，使調度主站無法了解變電站的運行工況，主站的調度命令也無法正確執行。篡改：更改變電站與其他系統之間傳輸的信息，使調度主站得到錯誤的運行工況，威脅電網的安全運行。如果篡改的是遙控命令、修改定值命令等，更有可能造成嚴重后果。偽造：偽造“合法”信息發往調度主站或變電站，可能造成與篡改信息類似的后果。惡意程序：包括計算機的各種病毒，將嚴重影響變電站自動化系統運行的正確性、實時性和可靠性，并且可能使運行程序癱瘓。權限管理不當：包括權限的級別設置