当前位置:首页&专家咨询
论电力监控系统安全防护方案在工业控制系统安全防护建设中的借鉴意义
专家：张晔
领域：未设置
行业：未设置
日期：16-10-27 15:24
点击数：326
张晔 北京启明星辰信息安全技术有限公司电力是国家重要的基础设施，电力监控系统用于监视和控制电力生产和供应过程，是电力安全稳定运行的支撑系统。电力监控系统安全是电力系统安全的重要组成部分。国家对电力监控系统安全非常重视。在2002年，原经贸委发布了《电网与电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》；原电监会在2006年发布《电力二次系统安全防护方案》。到2015年国家能源局发布36号文，即《电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范》，电力监控系统安全成体系的发展，已经走过十个年头，积累了大量的工控系统安全实践经验。国家能源局发布的36号文，在总结以前经验的基础上，对电力监控系统安全防护进行了提升和完善。本文在分析电力监控系统安全实践的基础上，提炼其最佳实践理念、方法、经验、技术，力求为其它行业工控系统安全提供有益的指导，以提升其工控系统安全防护水平。1　电力监控系统介绍电力监控系统是指用于监视和控制电力生产及供应过程的、基于计算机及网络技术的业务系统及智能设备，以及作为基础支撑的通信及数据网络等。电力监控系统具体包括电力数据采集与监控系统、变电站自动化系统、发电厂计算机监控系统、配电自动化系统、微机继电保护和安全自动装置、广域相量测量系统、负荷控制系统、水调自动化系统和水电梯级调度自动化系统、电能量计量系统、实时电力市场的辅助控制系统、电力调度数据网络等。简单来说，电力监控系统包括发电厂的监控系统、电网调度的监控系统，以及配电的监控系统。本文以电网调度的监控系统安全来说明电力监控系统安全防护方案。2　电力监控系统安全体系架构建立电力监控系统安全体系架构，目的是防止黑客、病毒、恶意代码对电力监控系统形成恶意破坏、攻击、非法操作、防止电力监控系统的瘫痪。电力监控系统安全体系架构可以从防护、加固、监控三个方面划分，形成了防护体系、加固体系、监控体系。其中，防护体系发展的尤为完善，形成了经典的十六字方针，即“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”；面对新的安全形势，在36号文中，加强了安全监控，提出了综合安全防护；电力监控系统虽然没有明确安全提出安全加固，但在实际安全工作中，对电力监控系统软硬件的国产化、应用系统数字证书的应用、网络通信的打标签，在加固方面进行了全面的实践。2.1　电力监控系统之安全防护体系架构电力监控系统安全防护体系架构，在2006年发布《电力二次系统安全防护方案》以后，得到了全面的贯彻执行，尤其在电网调度监控系统贯彻的最为彻底，其核心内容体现在“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”十六字方针上。其架构如图1所示。图1 电力监控系统之安全防护体系架构（1）安全分区基于业务系统的不同属性，将调度监控系统划分为生产控制大区和管理信息大区。生产控制大区又可以分为控制区（安全区I）和非控制区（安全区II）；管理信息大区内部在不影响生产控制大区安全的前提下，可以根据各企业不同安全要求划分安全区。安全分区的意义在于依据业务属性，把监控系统划分为不同区域；不同区域依据其业务系统的重要性及其特点，进行不同的安全隔离；安全隔离依据不同区域业务交换特点，采用不同的安全隔离设备。（2）网络专用网络专用有两个层面的含义，首先电力调度数据网传输生产控制区业务，绝不允许传输管理信息大区业务；电力调度数据网分为实时子网和非实时子网，实时子网只传输控制区业务数据，非实时子网只传输非控制业务。其次，电力调度数据网只传输专有协议，禁止http、ftp等通用协议的传输。网络专用的意义在于可以最大程度保证网络的独立性和业务的纯粹性，避免不同网络、非业务数据流对合法区域业务的影响。（3）横向隔离在安全分区的基础上，横向不同区域之间，就可以实现安全隔离了。但不同区域之间的隔离方式，因区域的业务属性不同，横向隔离方式区别特别大。对于电力调度系统I区和II区之间，由于两个区域业务系统之间关联性、实时性较强，因此通过防火墙进行安全隔离；II区和III区之间，由于两个区域业务系统之间关联性、实时性要求不强，同时要求两网要趋近于物理隔离，因此通过正反单向隔离装置进行隔离；III区和IV区之间，由于两个区域业务系统之间在物理隔离的基础上进行数据交换，因此通过安全数据交换系统进行隔离。（4）纵向认证纵向认证是相同区域，由于隶属于不同单位、不同地理位置，需要跨越广域网进行通信，两个相同的区域跨越广域网进行通信时，需要对传输信道进行加密，在数据传输到达对端时，需要进行身份认证。纵向认证通过纵向加密认证装置来实现，纵向加密认证装置，保证了数据在传输过程中的保密性、完整性和抗抵赖性。2.2　电力监控系统之安全监控体系架构电力调度监控系统安全防护体系架构，经过十几年的发展，已经日趋完善，为电力调度系统安全稳定健康持续运行起到了积极防御作用。面对新的安全形势，在36号文中，强化了安全监控的地位与作用，提出了综合安全防护理念。电力监控系统安全监控体系架构，从本质上来说，要实现以下几个方面的监控：（1）基础设施监控基础设施监控主要监控工业交换机、操作员站、工程师站、应用服务器、数据库、PLC的CPU、MEM、磁盘、端口流量的状态，如图2所示。同时，还可以实现以下功能。基础设施设备自动识别；分布式网络拓扑自动拼接；全被动系统数据采集等技术；对二次系统基础设施的资产、性能和告警数据进行监管；实现性能管理、拓扑管理和视图管理。图2 基础设施监控对象（2）业务行为监控主要对监控系统控制行为进行监控，以保障监控系统稳定、持续运行。业务行为监控包括业务通信协议解析，如电网104、61850规约，以及业务通信指令及其参数的监控，以保证指令合法、参数合规。（3）运维行为监控运维是电力监控系统中最容易出问题的环节，需要对运维人员进行帐号和权限的管理，对运维行为进行审计和预警。（4）异常行为监控异常行为监控包括基于恶意特征码检测、异常行为检测、沙箱异常检测和基于行为白名单的检测，如图3所示。图3 异常行为监控组成（5）网络流量形态监控通过实时采集镜像通信数据，将逐包检测与逐流检测相结合，分析判断异常流量的业务交互，包括流量大小、方向、关系、时间的异常，有力补充传统信息安全的网络边界防护手段。2.3　电力监控系统之安全加固体系架构电力调度监控系统安全加固，着眼于本质安全，从硬件、操作系统、应用软件基本实现了拥有自主知识产权的国产化产品。同时，数字证书广泛应用于业务系统用户验证、通信双方身份验证、设备与设备之间的认证。3　电力监控系统安全体系架构抵御风险的能力日，乌克兰电力公司网络系统遭到黑客攻击，这是首次由黑客攻击行为导致的大规模停电事件，已引起公众极大的恐慌。黑客使用了高度破坏性的恶意软件至少感染了三个地区电力部门的基础设施，导致发电设备产生故障。乌克兰电网事件是否会发生在中国呢？这种可能性是有的，但几率极其低。首先由于“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”这种安全体系架构，想从互联网渗透防火墙、正反向隔离装置、防火墙这三层横向隔离装置，几乎是不可能的；其次电力调度系统基本上是拥有自主知识产权的专用软硬件，通用软硬件出现的漏洞不会在专用系统中出现，入侵电力调度系统难度极其高；最后，电力监控系统正在从系统可用性、网络行为、流量等方面加强动态监控，非白名单的网络入侵或异常行为，能够及时发现并预警。4　其它行业工控安全如何学习电力行业经验从2006年发布《电力二次系统安全防护方案》到现在为止，电力监控系统安全防护走过了近十个年头。十年当中，发生了无数次工业控制系统安全事件，造成了大量财产损失，甚至生命安全。我国电力监控系统能够坚强的走过来，《电力二次系统安全防护方案》提出的核心理念：“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”功不可没。其它行业工业控制系统能够根据企业自身情况，按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”核心理念，建立工业控制系统安全防护体系架构，安全防御水平会提升到一个新的水平。同时，如果能够着眼于本质安全，从硬件、操作系统、应用软件基本实现了拥有自主知识产权的国产化产品，实现专用系统，那么工控系统从加固角度得到了极大的加强。在日益复杂的网络安全环境下，安全监控的意义凸显，甚至可以说没有安全监控，就没有安全。安全监控一般旁路采集网络数据进行监控，不影响现有系统的正常运行。从实际案例来看，目前着手工控系统安全建设，首先进行安全监控建设，从安全监控中发现问题，逐步完善安全防护，不失为可取之道。作者简介张晔，男，现任北京启明星辰信息安全技术有限公司电力事业部技术总监。 工业控制系统信息安全产业联盟专家委员会委员，15年信息安全从业经验。主要成果：（1）发明了“现场运维审计与管理系统”和“动态安全保障体系模型”。（2）发表过《工业控制系统安全体系架构与管理平台》、《论信息系统安全“四化”建设》、《信息安全动态保障体系建设探讨》、《工控系统安全理念与解决方案》、《生产企业信息系统安全技术指引》等二十几篇论文或文章，其中《信息系统等级保护安全设计方案》荣获国家信息安全标准优秀应用案例奖。摘自《工业控制系统信息安全》专刊第三辑您的位置： >
来源：　　作者：王晓航;杨世忠;张瑞峰;蔡绍伟;
浅析风电并网对电力系统的影响　 风能是风力发电的原动力,其本身具有的随机性和间歇性使其与其他常规发电厂的原动力有着很大区别,也正是这种区别,使得风电机组拥有很多不同于传统发电机组的特性,其并网后势必会影响电网的正常运行。当风电场容量较小时,其并网后的影响不是很显著,但随着风电场规模和容量的扩大,风电场对电力系统的影响便也随之增大。本文旨在从实际研究需求出发,针对风电并网的几大主要影响进行研究。由于风力资源分布、风速、电网结构、控制方式以及并网风力发电机组在持续运行过程中受到塔影效应等因素的影响,风电场的输出功率会存在随机性的波动。功率的变化对电力系统会产生一系列影响,主要包括:电压稳定性、频率稳定性、电能质量、继电保护装置以及风电场对其他常规发电厂等方面的影响。当然,不可避免地要提一下,风电场在投切电网时还会对电网造成很大程度的冲击,这个影响也是不可忽视的。1对电网的冲击现阶段风电场建设采用的大多是异步发电机,异步发电机没有独立的励磁装置,需要从电网中吸取无功以建立磁场。假设风电机组直接并入电网,由于并网前没有电压,则并网时必然会产生一个很大的冲击电流。当然,这个冲击电流与该机组本身的暂态电抗、滑差率以及电网电压有关(本文共计2页)　　　　　　　　　　
相关文章推荐
看看这些杂志对你有没有帮助...
单期定价：8.00元/期全年定价：6.40元/期　共76.80元
　　　　　　&>&&>&电力系统通讯
电力系统通讯 投稿：曾幂幃
现场总线与电力系统通信 佟为明 （哈尔滨工业大学电气工程及自动化学院，黑龙江 哈尔滨，150001） 摘 要: 现场总线和电力系统通信协议分别是工业自动化领域和电力系统的研究热点，二者既有联系又有区别。首先单独介绍了现场总线的概念、特点与优点、国际标…
高压直流输电控制保护装置 冗余与可靠性 王明新 中国电力科学研究院系统所 电力系统仿真中心及直流输电研究室 通信地址：北京市海淀区清河镇小营东路15号 邮编：100085 摘要 本文参照我国电力系统保护装置的设计原则，结合自直流输电技术投入商业运行后…
1、电力系统自动化的内容及分类：实现电力系统正常运行和管理的一系列自动和半自动操作，统称为电力系统自动化。（1）按运行管理区分：①电力系统自动化：a,发电和输电调度自动化；b,配电网自动化②发电厂自动化：a,火电厂自动化；b,水电厂自动化③变电站自动…
现场总线与电力系统通信
（哈尔滨工业大学电气工程及自动化学院，黑龙江 哈尔滨，150001）
摘 要: 现场总线和电力系统通信协议分别是工业自动化领域和电力系统的研究热点，二者既有联系又有区别。首先单独介绍了现场总线的概念、特点与优点、国际标准与中国标准及应用领域，列举了9种电力系统通信协议国际标准，重点分析了与通信技术密切相关且在电力系统中影响较大的远动设备和系统传输协议国际标准IEC 60870-5配套标准及变电站通信网络和系统国际标准IEC 61850；然后给出了现场总线在电力系统通信中的一些应用情况；最后对现场总线与电力系统通信网络进行了初步比较，提出了现场总线与电力系统通信的一些共同发展趋势。
关键词：现场总线
IEC 60870-5
1 现场总线及其特点与优点
国际电工委员会IEC61158对现场总线（fieldbus）的定义是：安装在制造或过程区域的现场装置与控制室内的自动控制装置之间的数字式、串行、多点通信的数据总线称为现场总线。第2版（Ed2.0）IEC61158-2用于工业控制系统中的现场总线标准－第2部分：物理层规范（Physical Layer Specification）与服务定义（Server definition）又进一步指出：现场总线是一种用于底层工业控制和测量设备，如变送器（transducers）、执行器（actuators）和本地控制器（local controllers）之间的数字式、串行、多点通信的数据总线[1]。
现场总线（系统）在本质上具有以下技术特点：
（1）现场总线是现场通信网络
（2）现场总线是数字通信网络
（3）现场总线是开放互连网络
（4）现场总线是现场设备互连网络
（5）现场总线是结构与功能高度分散的系统
（6）现场设备的互操作性与互换性
现场总线所具有的数字化、开放性、分散性、互操作性与互换性及对现场环境的适应性等特点决定和派生了其一系列优点：
（1） 导线和连接附件大量减少
（2） 仪表和输入／输出转换器（卡件）大量减少
（3） 设计、安装和调试费用大大降低
（4） 维护开销大幅度下降
（5） 系统可靠性提高
（6） 系统测量与控制精度提高
（7） 系统具有优异的远程监控功能
（8） 系统具有强大的（远程）故障诊断功能
（9） 设备配置、网络组态和系统集成方便自由
（10） 现场设备更换和系统扩展更为方便
（11） 为企业信息系统的构建创造了重要条件
2 现场总线标准与应用
世界上已有现场总线100多种，其中宣称为开放型总线的有40多种[2]，主流的成为国际标准的现场总线有十几种[3]。
2.1 现场总线国际标准
（1）国际标准IEC61158
IEC61158是测量与控制用数字式数据通信系统－工业控制系统用现场总线，有三个版本，第1版和第2版包括8种现场总线：FF H1、ControlNetTM、ProfibusTM 、P-Net(R)、FF HSE、SwiftNetTM、WorldFIP、Interbus(R)，第3版又增加了两种现场总线：Ethernet/IPTM、PROFInetTM。
（2）国际标准IEC62026
IEC62026是用于低压开关设备和控制设备 ― 控制器-设备接口的现场总线，即设备层现场总线，包括4种现场总线 ：AS-i、DeviceNet、SDS、Seriplex。
（3）国际标准ISO11898和ISO11519
ISO11898是道路交通工具－数字信息交换－用于高速通信的控制器局域网（CAN），通信速率为125kbit/s~1Mbit/s。
ISO11519是道路交通工具－低速串行数据通信：低速控制器局域网（CAN）和交通工具局域网（VAN），通信速率不大于125kbit/s。
2.2 现场总线中国标准
我国有关协议的标准化工作的基本方针是等效采用IEC标准，因此相应于IEC62026和IEC61158开展了中国现场总线标准的研究工作，现已取得了一定成果。
与IEC62026相应的现场总线中国标准
·DeviceNet
IEC61158包含的现场总线尚未成为中国标准，只是Profibus中文版作为中国机械工业的行业标准。
2.3 现场总线应用
现场总线可广泛应用于汽车工业（焊接工程、生产输送线、制动器组装线、整车组装、冲压输送、车体输送、车窗玻璃加工、注塑机、发动机加工和组装、涂装线、铸造工程、轴组装线、变速器加工和组装、门框制造、点火线圈装配、检测装置、码堆机）、半导体芯片制造和半导体产品制造（磁盘制造、喷镀装置、印刷板生产、电池检查、刻蚀、洗净装置、电镀工艺、铸模工序、电容制造线、护罩、搬送、压焊、曝光）、食品饮料（啤酒酿造、啤酒罐装、啤酒罐排列、啤酒发酵和储藏、咖啡生产、豆芽生产和培育）、物流业/搬运业（传输线、显像管制造线、机械输送、机场行李输送系统、物流仓库系统、电梯）、电力系统（继电保护、电力监控）、包装、石油、化工、钢铁、水处理、楼宇自动化、机器人、制药、冶金、造纸等领域。
图1为一种用于工业控制的三层网络结构，其设备（Device）层、控制（Control）层、信息（Information）层三层网络分别为DeviceNet、ControlNet和EtherNet。
3 电力系统通信协议
国际上，电力系统通信协议主要是由IEC TC57制定的 [4]。
3.1 远动设备和系统传输协议国际标准IEC 60870-5（IEC 60870 Telecontrol equipment and
systems Part 5:Transmission protocols）
国际上，远动设备和系统传输协议国际标准IEC 60870-5系列的工作组为IEC TC57 的远动通信协议工作组WG3。IEC 60870-5系列的IEC 、 、、 、 等5个基础标准和IEC 、 、、 等4个配套标准已制定完毕；对IEC 60870-5系列标准的符合性测试指南IEC 已于2005年底成为FDIS（Final Draft of International Standard）文件，正在陆续推出IEC 、 、、 ，分别对IEC 、
、、 规定检测程序。WG3于2005年已提出了2个新
Internet Display Station EtherNet(R)
TM DeviceNetTM Bar Code
Interface HMI
Photoelectric Smart Speed Controller
罗克韦尔推出的现场总线控制系统体系结构
工作项目的计划：解决变电站之间用IEC 60870通信、控制中心与变电站之间用IEC 60870通信的问题。WG3还计划在组内成立一个安全小组，以配合数据和通信安全标准IEC 62351的相关工作。在IEC 351-5完成后，再对IEC 第2版以附录形式增加安全方面的内容。
在国内， IEC 60870-5的基础标准和IEC 60870-5的配套标准已由SAC/TC 82的变电站工作组全部转化为我国的国家标准或行业标准 ，共有12个国标和8个行标。其中，IEC、IEC的对应行标被广泛采用。工作组计划依据IEC 制定新行标，原DL/Z 634.56与新版的IEC标准有很大差别，在新的行标推出之后将予以废除。
3.2 变电站通信网络和系统国际标准IEC 61850 （IEC 61850 Communication networks and
systems in subsdation）
国际上，变电站通信网络和系统国际标准IEC 61850系列的工作组为IEC TC57的电力系统IED通信及其数学模型工作组WG10。WG10是由曾经为变电站自动化标准工作的3个工作组IEC TC57 WG10、WG11、WG12合并而成的一个工作组。IEC 61850系列有14个标准，包括IEC 61850-1、 850-3、61850-4、 61850-5 、 850-7-1、、、、、、 、]，其第1版已于2005年全部完成。WG10现已开始分步实施制定IEC 61850的第2版标准，将扩充IEC61850对电能质量测量的对象模型和变电站外部接口标准。WG10建立了专门的网站——http://www.。
国内SAC/TC 82的变电站工作组当前主要是在制定IEC 61850系列的14个标准，已经完成了10个行标，尚有4个标准预计在2006年完成。工作组还将密切跟踪IEC 61850第2版的修订进展。
3.3 能量管理系统应用程序接口国际标准IEC 61970 (IEC 61970 Energy management
system application program interface, EMS-API)
国际上，能量管理系统应用程序接口国际标准IEC 61970系列的工作组为IEC TC57 的
能量管理系统应用程序接口工作组WG13。目前， IEC 61970-1指南和一般需求(Guidelines and General Requirement)、61970-2术语(Glossary)、公共信息模型（CIM）基础(Common Information Model（CIM） Base)、组件接口规范（CIS）框架(Component Interface Specification（CIS） Framework)等4个标准已经出版；IEC 电量计划、预订和交易、公共服务、一般数据的访问、高速数据的访问、一般事件和订阅、历史数据的访问、（503）CIM XML模型交换格式等7个标准都在CD（Committee Draft）状态；IEC
CIM程序引用和模型数据交换规范在FDIS状态；IEC
CIS信息交换模型指南、 SCADA的CIS、 CIM模型交换规范、图形交换等5个标准正在起草中；IEC 通用数据访问的CORBA映射、通用数据访问的C语言映射等2个标准还未启动。鉴于信息模型的不断扩充，2005年底发布了CIM的新版文件。另外，在CIM的下一版中将采用国际单位。
IEC 61970中最重要的概念就是CIM。有关CIM的信息可访问。 在国内， 负责与IEC TC57 WG13的IEC 61970系列标准对口工作的是SAC/TC 82的能量管理系统应用程序接口工作组。该工作组最近加快了进度，5个标准已经出版，2个在投票中，6个已有CD文件。以该工作组为核心的主要国内厂家已经对IEC61970做了5次互操作试验，取得了很大的成绩。
3.4电力事业应用集成－配电管理系统接口国际标准IEC 61968 (IEC 61968 Application
integration at electric utilities – System interfaces for distribution management)
国际上，电力事业应用集成－配电管理系统接口国际标准IEC 61968系列的工作组为IEC TC57 的配电管理的系统接口工作组WG14。IEC 61968共有13个标准。目前，IEC 61968-1接口体系结构和一般需求(Interface architecture and general requirements )、61968-2术语、61968-3网络操作接口(Interface for network operations) 等3个标准已由IEC出版；IEC 61968-4记录和资产管理接口标准(Interface Standard for Record and Asset Management) 已有CD文件；IEC 61968-9表记读数和控制接口、61968-13公共配电系统模型交换等2个标准已经启动；IEC 61968-5运行计划编制和优化、61968-6维护和建设、61968-7网络扩充计划、61968-8用户支持、61968-11 DSM的CIM、61968-12用户案例技术报告等6个标准还未启动。
IEC 61968的关键之一是采用公共语言即TC57的CIM来实现企业应用集成的信息交换。
在国内，IEC 61968系列标准的跟踪和转化工作由SAC/TC 82的配网工作组负责。IEC 61968的13个标准已经有3个正式出版物，3个在CD状态，其余的还未启动。工作组力争在2006年转化3个标准。
3.5 数据和通信安全国际标准IEC 62351（IEC 62351 Data and communication security）
国际上，数据和通信安全国际标准IEC 62351系列的工作组为IEC TC57的 数据和通信安全工作组WG15。IEC 62351系列标准包括IEC 60870-5系列、IEC 60870-6系列、IEC 61850系列、IEC 61970系列和IEC 61968系列在通信安全方面的标准。目前，IEC 62351-1导则、IEC 62351-2术语、IEC 62351-3含TCP/IP协议的安全、IEC 62351-4含MMS协议的安全、IEC 62351-5对IEC 60870-5及派生标准的安全、IEC 62351-6对IEC 61850协议的安全等6个标准已有了CD文件；IEC 62351-7网络管理的目标、62351-8电力工业运行环境下全面的安全过程开发建议等2个标准也已正式启动。
在国内，鉴于IEC 62351系列标准的进展较快，SAC/TC 82的通信工作组下一步的工作重点将转移到IEC 62351上来，目前正在对其进行跟踪。
3.6 解除管制的电力市场通信框架国际标准IEC 62325（IEC 62325 Framework for
deregulated electricity market communications）
国际上，解除管制的电力市场通信框架国际标准IEC 62325系列的工作组为IEC TC57的电力市场的通信工作组WG16。IEC 导则和需求、电力市场模型的例子、采用ebXML的导则、 ebXML协议等4个标准已经出版。
IEC 62325系列标准遵循CIM概念，借助于IEC 61970、IEC 61850扩充了电力市场方面需要的CIM，同时开发了独立的平台服务模型和基于Web服务的特殊平台模型。
在国内，IEC 62325系列标准的跟踪和转化工作由SAC/TC 82的电力市场工作组负责。该组是2005年正式成立的。目前，该组已安排了IEC 62325已经出版的4个标准的转化计划。
3.7 分布能源通信国际标准IEC 62350
国际上，分布能源通信国际标准IEC 62350的工作组为IEC TC57在2004年成立的一个新的负责分布能源通信系列标准制定工作的WG17。分布能源对象目前是指燃料电池、柴油发电机、太阳能、组合的热能和电能。IEC 62350标准是由WG17于2005年起草的，目前在CD状态。
在国内，对IEC 62350的跟踪将由SAC/TC 82的变电站工作组启动，在条件成熟后完成对分布能源通信的标准制定工作。
3.8 水电厂监控通信国际标准IEC 62344
国际上，水电厂监控通信国际标准IEC 62344的工作组为IEC TC57在2004年成立的一个新的负责水电厂监控的通信系列标准制定工作的WG18。IEC 62344是在IEC 61850系列标准的基础上制定的，其中包括对IEC 、、61850-6的增加和修改。IEC 62344目前处于CD状态。
在国内，对IEC 62344的跟踪也将由SAC/TC 82的变电站工作组启动，在条件成熟后完成对水电厂监控通信的标准制定工作。
3.9 采用配电线路载波系统的配电网自动化国际标准IEC 61334(IEC 61334 Distribution
automation using distribution line carrier systems)
国际上，采用配电线路载波系统的配电网自动化国际标准IEC 61334系列的工作组为
IEC TC57的WG9。现在，IEC 61334系列的20个标准已经完成。
在国内，IEC 61334的跟踪和转化工作由SAC/TC 82的配网工作组负责。经过几年的努力，IEC 61334系列的20个标准已经转化了16个，还有4个也将尽快转化为行业标准。
3.10 其它电力系统通信规约/协议
其它电力系统通信规约/协议有DNP3.0（Distributed Network Protocol）、CDT、SC-1801、u4F、N4F、WISP+、12033、RP570，等等。
4 典型电力系统通信协议分析
这里主要分析与通信技术密切相关且在电力系统中影响较大的IEC 60870-5配套标准IEC 、 、、 和IEC 61850。
4.1 IEC 60870-5配套标准
4.1.1 IEC 60870-5基础标准
IEC 60870-5通信协议主要分为两层：链路层和应用层。应用层直接映射到链路层（网络层、传输层、会话层、表示层都为空层）。链路层由IEC和IEC 描述；应用层基础部分由IEC 、IEC 、IEC 描述。其应用层采用无连接方式，根据应用领域定义了一系列“配套标准”。
IEC 60870-5基础标准IEC 、 、、 、 分别为远动设备与系统传输协议的传输帧格式(Transmission frame formats)、链路传输规则
(Link transmission procedures)、应用数据的一般结构(General structure of application data)、应用信息元素定义和编码(Definition and coding of application information elements)、基本应用功能(Basic application functions)。
IEC60870-5系列标准涵盖了各种网络配置(点对点、多个点对点、多点共线、多点环型、多点星形)、各种传输模式(平衡式、非平衡式)、电力系统所需要的应用功能和应用信息，是一个完整的集，与其配套标准及IEC 61334一起，既可用于变电站和控制中心之间交换信息，也可用于变电站和配电控制中心之间交换信息、各类配电远方终端和变电站控制端之间交换信息，可适应电力自动化系统中各种调制方式、各种网络配置和各种传输模式的需要。
4.1.2 IEC 60870-5配套标准
IEC 60870-5配套标准IEC 、 、、 分别为：远动设备及系统传输协议的基本远动任务配套标准(Companion standard for basic telecontrol tasks)、电力系统中电能计量传输配套标准 (Companion standard for the transmission of integrated totals in electric power systems)、保护设备信息接口配套标准 (Companion standard for the informative interface of protection equipment )、采用标准传输文件集的IEC 网络访问(Network access for IEC
using standard transport profiles)。
IEC （我国对应的行标是DL/T634-1997和DL/T634.）为两个具有永久连接电路的主站与子站间传输基本远动信息提供了一套通信协议集[6]，针对IEC60870-5 基础标准中的FT1.2 异步字节传输(Asynchronous byte transmission)的帧格式，对物理层、链路层、应用层、用户进程作了大量具体的规定和定义。IEC
所定义的基本应用功能允许在其定义的范围内根据具体情况和要求作适当选择。为了使兼容远动设备之间能进行互换，IEC
还对类型标识和传送原因等规定了严格的定义，也允许在其定义之外由制造厂和用户另行定义，但对其严格定义的内容，兼容远动设备不得违反。
IEC 遵从IEC 60870-5标准系列的串行物理层定义，对物理层的规定选自ISO和ITU-T标准，能支持多种网络拓扑结构，包括点对点、多点共线等。电气特性方面，对于非平衡交换电路采用V.24/ V.28，而平衡交换电路则采用X.24/X.27[7]。IEC 采用的链路传输规则是由启动站向从站触发一次传输服务，或者成功完成，或者报告产生差错，之后才能开始下一轮的传输服务，即所谓的窗口尺寸为1，链路服务级别为三级：发送/无应答、发送/证实、请求/响应。IEC 使用FT1.2异步字节帧传输格式，有变帧长帧、固定帧长帧和单字节帧3种帧格式，校验采用8位算术和校验码，启动字符随帧格式不同而不同，且有结束字符。
IEC （我国对应的行标是DL/T719-2000）采用IEC
第5部分所定义的非平衡传输规则，即传输过程的启动仅限于某一固定点，其主站端为启动端，而电能计量数据终端设备位于计数站，始终为从站，主站对各终端采用主从问答方式进行通信。IEC 数据传输采用的帧格式亦为FT1.2异步字节帧传输格式，有可变帧长帧和固定帧长帧2种帧格式。可变帧长格式用于主站向子站传输数据，或子站向主站传输数据。固定帧长格式用于主站向子站询问数据报文，或子站向主站回答的确认报文。
IEC （我国对应的行标是DL/T667-1999）亦采用FT1.2异步字节传输的帧格式，对物理层、链路层、应用层、用户进程作了大量的具体的规定和定义，详细说明了继电保护设备的信息接口。IEC 的宗旨是在变电站或厂站中不同继电保护设备(或间
隔单元)和控制系统之间达到互相交换信息的目的。IEC 描述了两种信息交换方法：一种方法是基于严格规定的应用服务数据单元(ASDUs)和标准化报文的传输应用过程、方法；另一种方法是使用通用分类服务可以传输几乎所有可能信息的方法。使用已定义的兼容范围的ASDU和应用过程是强制性的。对于所要求传输的继电保护信息，如果兼容范围还不能完全满足要求，可采用通用分类服务来实现。
对于物理层，IEC 规定在继电保护设备(或间隔单元)和控制系统之间采用既可以是光纤系统或者也可以是基于铜线的传输系统。如果采用光纤传输系统，在继电保护设备(或间隔单元)上兼容接口必须是光纤连接器，在监视方向上和控制方向上需要采用两条光纤电缆；如果采用基于铜线的传输系统，则传输系统应符合EIA RS-485标准。IEC 链路层采用IEC ：传输帧格式和IEC ：链路传输规则。IEC 提供了采用一个控制域和一个任选的地址域的链路传输规则的选集，在站之间的链路可以按非平衡式或者平衡式传输模式工作。对于这两种工作模式在控制域有相应的功能码。若是从一个控制系统到几个继电保护设备(或间隔单元)之间的链路共用一条公共的物理通道，那么这些链路必须工作在非平衡式，以避免多个继电保护设备(或间隔单元)试图在同一时刻在通道上进行传输的可能性。不同的继电保护设备(或间隔单元)在通道上容许传输的顺序取决于控制系统的应用层协议。
在某些应用中，可能需要在通过数据网络连接的远动站之间传输相同类型的信息，这个数据网络上含有中继站，可以存储与转发信息，并在远动站之间提供虚电路。IEC （我国对应的行标是DL/T634.）协议就是IEC为了满足IEC 远动通信协议用以太网和TCP/IP实现而制定的。IEC 协议在其第1节“范围与目的”中指出：本标准适用于具有串行位数据编码传输的远动设备和系统，用以对地理广域过程的监视和控制。本标准规定将IEC 的应用层与TCP/IP提供的传输功能相组合。在TCP/IP框架内各种网络类型都可使用，包括X.25、FR(FrameRelay)、ATM(Asynchronous Transfer Mode)和ISDN(Integrated Service Data Network)。根据相同的定义，其它IEC 60870-5配套标准规定的ASDUs都能与TCP/IP组合，不过这些在本标准中没有进一步描述[7]。IEC 采用IEC 的平衡传输模式。
IEC 协议的结构如图2所示，图3为IEC 推荐使用的TCP/IP协议子集（RFC2200）[6,8]，该协议子集与在其他相关标准中定义的相同。
图2 IEC配套标准所选择的标准版本
串行线以太网图3 所选择的TCP/IP协议集RFC 2200的标准版本(例子)
IEC 协议一般用于变电站内局域网的通信，传送的信息主要是与继电保护有关的信息；IEC 、远动通信协议一般用于变电站和调度中心之间的通信，传送的信息主要为SCADA的监控信息。IEC 和协议共享相同的应用数据结构及应用信息元素的定义和编码[9]。
4.2 IEC 61850
IEC 61850（我国对应的行标是DL/T860）标准为基于网络通信平台的变电站自动化系统的唯一国际标准，其目的是规定变电站自动化系统的各项要求，并提供一个框架以达到由不同供应商提供的智能电子设备（IED）的互操作性[10,11]。
IEC 850-2、850-4、850-6、、、、、、、 、61850-10分别为变电站通信网络和系统的概述（Introduction and overview）、术语（Glossary）、总体要求（General
requirements）、系统和项目管理（System and project management）、功能和设备模型的通信要求（Communication requirements for functions and device models）、变电站中与IED有关的通信配置描述语言（Configuration description language for communication in electrical substations related to IEDs）、变电站和馈线设备的基本通信结构-原理和模型（Basic
communication structure for substation and feeder equipment – Principles and models）、变电站和馈线设备的基本通信结构-抽象通信服务接口(ACSI)（Basic communication structure for substation and feeder equipment – Abstract communication service interface (ACSI)）、变电站和馈线设备的基本通信结构-公用数据类（Basic communication structure for substation and feeder equipment – Common data classes）、变电站和馈线设备的基本通信结构-兼容的逻辑节点类和数据类（Basic communication structure for substation and feeder equipment –
Compatible logical node classes and data classes）、特定通信服务映射(SCSM) – 映射到MMS (ISO/IEC 9506-1和 ISO/IEC 9506-2)和 ISO/IEC 8802-3（Specific communication service mapping (SCSM) – Mappings to MMS (ISO/IEC 9506-1 and ISO/IEC 9506-2) and to ISO/IEC 8802-3）、特定通信服务映射(SCSM) –通过串行单向多支线点对点链路的采样值（Specific communication service mapping (SCSM) – Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point link）、特定通信服务映射(SCSM) –通过ISO/IEC 8802-3的采样值（Specific communication service mapping (SCSM) – Sampled values over ISO/IEC 8802-3）、一致性测试（Conformance testing）。
4.2.1 变电站自动化系统的功能分解与接口模型
IEC 61850是通过采用功能分解、数据流和信息建模这三种方法来制定的。功能分解用于理解分布功能组件间的逻辑关系，并用描述功能、子功能和功能接口的逻辑节点（LN）这一术语表示；数据流用于理解通信接口，通信接口必须支持分布功能组件间的信息交换和功能性能要求；信息建模用于定义交换信息的抽象语义和语法，并用数据对象类和类型、属性、抽象对象方法（服务）这些术语及其相互关系来表示。
功能可被分成由不同的但彼此之间进行通信的IED实现的许多部分（分布式功能）。因此，称为逻辑节点的这些部分的通信行为必需支持所要求的IED的互操作性。
变电站自动化系统的功能（应用功能）是控制和监视，以及一次设备和电网的保护和监视。其他（变电站自动化系统）的功能（如通信的监视）是和系统本身有关的。
功能可被分成三层/级（Levels）：变电站层、间隔层、过程层。
图4所示为变电站自动化系统的接口模型，它是IEC 61850的基础。图4中，接口1表示保护数据在间隔层与变电站层之间交换；接口2表示保护数据在间隔层与远方保护之间交换（超出本标准范围）；接口3表示数据在间隔层内交换；接口4表示CT和VT瞬时数据（特别是采样值）在过程层与间隔层之间交换；接口5表示控制数据在过程层与间隔层之间交换；接口6表示控制数据在间隔层与变电站层之间交换；接口7表示数据在变电站（层）与远方工程师工作站之间交换；接口8表示数据在间隔层之间直接交换（特别是如联锁这样的快速功能）；接口9表示数据在变电站层内交换；接口10表示控制数据在变电站（设备）与远方控制中心之间交换（超出本标准范围）。
图4 变电站自动化系统的接口模型
变电站自动化系统的设备在物理上可安装在不同功能层（站、间隔、过程）上。这即是图4的物理解释。过程层设备典型为远方I/O、智能传感器和执行器；间隔层设备由每个间隔的控制、保护和监视单元组成；变电站层设备由带数据库的计算机、操作员工作站、远方通信接口等组成。
为了达到上述标准化的目的，变电站自动化系统的所有已知功能已被标识并被分解为许多子功能（逻辑节点）。逻辑节点可存在于不同设备内和不同层内。
在通信环境下这些功能的分布可通过使用广域网、局域网、过程总线技术来实现。这些功能不受任何单一通信技术的约束。
4.2.2 变电站自动化系统逻辑接口到物理接口的映射
图4所示的逻辑接口可采用几种不同的方法映射到物理接口。站总线一般覆盖逻辑接口1、3、6、9；过程总线可覆盖逻辑接口4、5。逻辑接口8可被映射到任何一种总线或同时映射到两种总线（如图5和图6所示）。若性能得到满足，所有逻辑接口映射到一条单一总线是可能的。
图5 逻辑接口到物理接口的映射（逻辑接口8映射到站总线）
图6 逻辑接口到物理接口的映射（逻辑接口8映射到过程总线）
4.2.3 变电站自动化系统对通信技术迅速发展的适应
（1）通信与应用独立
IEC 61850规定了抽象服务和对象集，这可使应用以独立于特定协议的方式写出来。这种抽象允许供应商和用户二者均保持应用功能和优化这些功能。IEC 61850规定的应用模型组成如下：供应商/用户生成了书写的应用，去调用或响应相应的抽象通信服务接口（ACSI）服务集；IEC 61850使在应用与“应用对象”之间使用的抽象服务集标准化，应用对象允许变电站自动化系统的组件间兼容的信息交换，然而，这些抽象服务/对象必须通过具体的应用协议和通信集来例示；然后，本地ACSI被映射到相应的具体的在一个给定的特定通信服务映射（SCSM）内规定的应用协议/通信服务集上。数据对象的变化状态是作为具体数据传输的。
IEC 61850系列提供可用于变电站内通信的映射。相应映射的选择取决于功能和性能的要求。应注意，只有实现同一SCSM的应用组件是可互操作的。
作为SCSM的这种映射如图7所示。图7中，SCSM将抽象通信服务、对象和参数映射到特定应用层。图8为ACSI到一个应用层的映射。图9概括了IEC 、IEC 和IEC 中所规定的映射。图10为SCSM（IEC ）将服务映射到MMS（ISO 9506）以及TCP/IP和以太网。
图7 ACSI映射到通信栈/通信集
映射到一个应用层
图9 ACSI映射（概念上）
图10 通信映射的例子
（2）数据建模与服务
只有逻辑节点能够解释并处理接收的数据（语义和语法）和使用的通信服务，逻辑节点才能够彼此进行互操作。因此，对分配给逻辑节点的数据对象及其在逻辑节点内的标识进行标准化是必要的。
一个应用的数据和服务可按三层建模（见图11）。第1层描述用于逻辑节点间交换信息的抽象模型和通信服务，第2、3层定义应用域特定对象模型。它包括带有属性的数据类及其与逻辑节点之间的关系的规范。
图11 IEC 61850系列的建模方法
4.2.4 变电站自动化系统配置语言
尽管变电站自动化系统的设备可以是自我描述的，在IED本身可用和投入运行前，必须用标准的方法使设备能力及其项目特定配置和相对于系统参数的配置是可用的。
为了用兼容方法在不同制造商的工具之间交换设备描述和系统参数，IEC 61850定义了变电站配置语言（SCL）。SCL可以用IEC 61850-5和 IEC 61850-7-x用于输入到系统工程工具的模型的术语来描述IED的能力；描述为单个IED定义系统参数所需的全部数据，特别是IED及其功能与用单线图表示的变电站本身的结合及其在通信系统中的位置。
该语言本身是基于XML的。为了上述目的，它包括变电站细目（Subsection）、通信部
分（Section）、IED部分、LNType部分。 4.2.5 变电站自动化系统的客户机-服务器
图12描述客户机-服务器角色。客户机发出服务请求，并接收已在服务器中处理过的服务证实。客户机也可从服务器接收报告指示。所有服务请求和响应由协议栈进行通信，协议栈是由特定通信服务映射使用的。
图12 应用过程和应用层之间的相互作用（客户机/服务器）
5 电力系统通信中的现场总线
电力系统通信中使用了大量的现场总线/总线接口，其种类主要有RS485、CAN、
PROFIBUS、DeviceNet、Modbus、LonWorks、EtherNet，等等。图13-图18及表1、表2给出了现场总线在电力系统中的应用。
制字输量 出
图13 上海世博园区配电网微机监控系统的配置图
表1 上海世博园区配电网保护测控单元通信接口方案
图14 许继推出的CBZ-8000变电站自动化系统（基于以太网）
图15 中低压现场总线监控保护系统拓扑结构图
ACCUPOWER智能配电系统典型方案
35kV及以上各电压等级高压电气容性设备与避雷器的绝缘在线监测系统框图
4层结构的自动抄表系统（支持RS485、CAN、DeviceNet、Modbus）
6 现场总线与电力系统通信网络的初步比较
（1）从通信技术上讲
现场总线是当今3C技术，即通信（Communication）、计算机（Computer）、控制（Control）技术发展的结果。也就是说，现场总线是一种应用于工业控制领域的通信网络。电力系统通信网络就是应用于电力行业/电力工业的通信网络。因此，现场总线与电力系统通信网络从通信技术上讲是相通的，二者区别不大。也正是主要由于这个原因，如上所述，电力系统通信中应用了大量现场总线。
（2）从应用领域和产品上讲
如前所述，现场总线可广泛应用于包括电力系统在内的各种工业领域，应用面很广；电力系统通信网络就是针对电力系统的，目的性很强。现场总线和电力系统通信网络的产品亦有较大的不同：现场总线的产品（硬件）主要有PLC/IPC/PAC、模拟量I/O节点（模块） 、数字量（开关量）I/O节点（模块）、软启动器、变频器、各种非电量/电量仪表等；电力系统通信网络的产品（硬件）主要有（具有通信能力的）各种保护、测量、控制装置，如火电/水电发变机组、变压器、线路/馈线、电容器、电动机等保护测控装置，也有电力仪表/电能质量监测装置，对于较大的系统，还有服务器、客户机（工程师工作站、操作员工作站、维护工作站）等。顺便指出，世界上一些著名公司，如Siemens、Alstom、GE等，既提供现场总线工控产品，也提供电力系统（通信）产品。
（3）从系统层次上讲
现场总线（网络）系统与电力系统通信（网络）系统是按不同的方法分层的：前者是按网络分层的，后者是按功能/设备分层的。图1给出的是Rockwell Automation推出的由DeviceNet、ControlNet和EtherNet/IP组成的三层网络结构；Siemens推出的三层和/或两层网络结构包括PROFInet 、PROFIBUS-PA和/或PROFIBUS-DP；FF（Fieldbus Foundation）推出的两层网络结构包括FF HSE（High Speed EtherNet）和H1；Schneider Electric推出的两层网络结构包括Modbus/TCP和Modbus[12]。图4给出的变电站自动化系统的接口模型是将变电站自动化系统从功能上分为三层，也可以说是从设备上分为三层（见上面对它的物理解释）；图18所谓的4层结构的自动抄表系统也是按设备分层的。造成这种差别的原因可能是，现场总线系统突出的是其网络，而电力系统通信网络系统更强调其功能/设备。
（4）从应用层通信协议上讲
现场总线与电力系统通信网络的应用领域不同，因此它们的应用层协议区别较大。现场
总线应用层协议的对象模型/设备描述（DeviceNet、FF）、对象集（LonMark）、对象字典（PROFIBUS、FF）、功能块（FF）、控制功能与诊断功能（Modbus）、CIP（DeviceNet、ControlNet和EtherNet/IP）等，一方面是用于通信的，另一方面是关于典型工业产品的；而上面提到的各种电力系统通信协议的应用层协议，主要是针对电力系统的，如电力系统保护、测量/监视、控制、管理/调度等数据/信息的传输。
7 现场总线与电力系统通信的一些共同发展趋势
现场总线与电力系统通信各有其发展趋势，这里提出一些二者的共同发展趋势。 （1）工业以太网/以太网的应用越来越多
2000年出版的现场总线国际标准IEC61158第2版包含的8种现场总线中只有一种工业以太网：FF HSE，而2002年的IEC61158第3版就增加了两种工业以太网：Ethernet/IPTM、PROFInetTM。2004年1月在法国召开了IEC/TC65/SC65C/WG10、11、12、13等4个工作组的联合大会和工作组会议。此次会议对之前收到的6个新的实时（工业）以太网协议提案以IEC国际规范PAS（Publicly Available Specification）的形式发布。这些提案包括：中国的EPA，ETG/德国Beckhoff公司的EtherCAT，日本横河(Yokogava)公司的VNET/IP，日本东芝公司的TCnet，EPSG/奥地利贝加莱公司的EPL，Modbus-IDA /施耐德电气公司的Modbus/TCP。PAS的有效期为3年。在2007年启动修订IEC61158时，会考虑将PAS加入到现场总线国际标准IEC61158中，成为新的类型。除了这些实时（工业）以太网外，还有一些组织/生产厂商也推出了实时以太网方案，如IGS的SERCOS-Ⅲ，德国Jetter公司的JetSync，美国United Electronic Systems（UEI）公司的Power DNA，美国Motion Engineering Inc.（MEI）公司的SynqNet，奥地利Oregano Systems公司的SynUTC，挪威Ontime Networks公司的Switch mit Zeit-Server，德国Real-Time Systems Group of University Hannover公司的RTnet[13]。
对于电力系统通信协议，如前所述，IEC 协议的制定就是IEC为了用以太网和TCP/IP来实现IEC 远动通信协议（可参见图2、图3）。从图9、图10可以看出， IEC 的SCSM将服务映射到MMS（ISO 9506）以及TCP/IP和以太网；IEC 的SCSM通过以太网传输采样值，而在近年发布的IEC 和 IEC 61850之前，电力系统通信中是很少使用以太网的。可见，以太网在电力系统通信中的应用亦越来越多。
（2）无缝通信网络/系统协议成为实现的主要目标
在现场总线中，DeviceNet、ControlNet和EtherNet/IP通过在应用层使用共同的通用工业协议CIP，使这三层网络达到了无缝集成；PROFInet构成了从PROFIBUS的I/O层直至以太网的基于组件的分布式自动化系统的体系结构方案，通过使用代理服务器（Proxy），保证了PROFIBUS-PA / PROFIBUS-DP与PROFInet之间的透明通信。实际上，工业以太网在现场总线中的异军突起，其原因之一即是为了建立无缝通信网络/制定无缝通信系统协议。
在电力系统通信协议中，IEC 61850是无缝通信系统协议，达到了由不同供应商提供的IED的互操作性。这是IEC TC57制定该协议的主要目的。今后，所制定的通信协议都将努力实现这一主要目标。
（3）安全问题日益受到重视
IEC制定了有关功能安全的标准IEC 61508和有关流程工业的安全标准IEC 61511[14]。在现场总线中，安全问题越来越受到重视。Siemens首先推出了PROFIsafe；其后，DeviceNet Safety、ASi Safety、CC-Link Safety、ProSafe-RS、EPA Safety亦分别由相应的公司推出[15]。
在电力系统通信协议中，如前所述，关于数据和通信安全有国际标准IEC 62351；IEC TC57 WG3计划在组内成立一个安全小组，以配合IEC 62351的相关工作，并拟在IEC 351-5完成后，对IEC 第2版以附录形式增加安全方面的内容。在国内，鉴于IEC 62351的进展较快，SAC/TC 82的通信工作组下一步的工作重点将转移到IEC
62351上来。
（4）信息/信息技术的作用愈来愈突出
信息技术是上世纪和本世纪最重要和最具生命力的热点技术之一。用信息技术改造现场设备是现场总线的灵魂和价值所在。用户对工业现场底层设备的信息化（监测、控制、诊断、管理）改造的需求是现场总线发展和推广的原始动力。在世界信息化的潮流中，一些世界著名的控制系统供应商充分利用现场总线/工业以太网加强了现场设备的管理、维护和诊断，如Foxboro推出了企业资产管理EAM（Enterprises Asset Management）、横河推出了设备资源管理PRM（Plant Resource Management）、ABB推出了实时工厂资产管理PAM（Plant Asset Management）、Emerson Process推出了资产管理系统AMS（Asset Management System）。
为了突出信息/信息技术的重要性，2003年，TC57由电力系统控制及其通信（Power System Control and Associated Communication）改名为电力系统管理及其信息交换（Power System Management and Associated Information Exchange）。由于与IEC TC57对口，经中国国家标准化管理委员会SAC（Standardization Administration of China）批准，SAC/TC82也从2006年起正式更名为全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会[4]。实际上，在IEC 61970、IEC 61968中就有很多内容是关于信息及其交换和资产管理的，在IEC 61850中亦有系统和项目管理等与信息技术有关的内容。
1佟为明. 现场总线概述. 低压电器，2002,(4): 34-37
2阳宪惠. 工业数据通信与控制网络. 北京：清华大学出版社，2003 3佟为明. 现场总线标准. 低压电器，2003,(4): 32-36
4 刘国定，王力科. IEC TC57 2005年会和SAC/TC82工作近况. 电力系统自动化，）：1-4 5 IEC61850-1 Communication networks and systems in subsdation-Part 1:Introduction and overview. 2003 6中华人民共和国国家发展和改革委员会.远动设备及系统-第5部分-传输规约-第104篇:采用标准传输文件集的IEC网络访问(征求意见稿)
7 沈鸿. 分析IEC870-5-101规约及其应用.广东电力，)：36-39
8赵渊,沈智健.基于TCP/IP的IEC 远动规约在电力系统中的应用.电网技术，),56-60 9 胡明，周全林，柳凤夙. 变电站自动化系统采用IEC、104协议的优势. 继电器，）：62-64
10 中华人民共和国国家发展和改革委员会. 中华人民共和国电力行业标准化指导性技术文件 DL/Z 860.1-2004 /IEC 03 变电站通信网络和系统 第1部分：概论. 2004
11 谭文恕. 变电站通信网络和系统协议IEC61850介绍. 电网技术，）：8-11，15 12佟为明. 几种主流工业以太网. 低压电器，2005,(6): 40-42,46 13佟为明. 以太网在工业领域的应用. 电气应用，): 127-131 14夏德海. 现场总线的现状及其发展趋势. 电气时代，2006, (8): 16-19
15彭瑜. MICONEX 2005控制系统和现场总线节撷英. 世界仪表与自动化，2005, (12): 30-33
现场总线与电力系统通信 佟为明 （哈尔滨工业大学电气工程及自动化学院，黑龙江 哈尔滨，150001） 摘 要: 现场总线和电力系统通信协议分别是工业自动化领域和电力系统的研究热点，二者既有联系又有区别。首先单独介绍了现场总线的概念、特点与优点、国际标…
现场总线与电力系统通信 佟为明 （哈尔滨工业大学电气工程及自动化学院，黑龙江 哈尔滨，150001） 摘 要: 现场总线和电力系统通信协议分别是工业自动化领域和电力系统的研究热点，二者既有联系又有区别。首先单独介绍了现场总线的概念、特点与优点、国际标…
现场总线与电力系统通信 佟为明 （哈尔滨工业大学电气工程及自动化学院，黑龙江 哈尔滨，150001） 摘 要: 现场总线和电力系统通信协议分别是工业自动化领域和电力系统的研究热点，二者既有联系又有区别。首先单独介绍了现场总线的概念、特点与优点、国际标…
本文由()首发，转载请保留网址和出处！
免费下载文档：