电力网络安全防护原则范文

导语：如何才能写好一篇电力网络安全防护原则，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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1电力系统信息网络安全的重要性

1.1保障电力系统的高效性

由电力信息业务功能来看，我国电力系统信息安全体系大致可分为三层，分别是自动化系统、生产管理系统、电力信息管理系统。电力系统的主体构造包括电源、电力网络、负荷中心、变电站、配电线路和输电线路，在电力系统工作的各个环节，如变电、发电、输电、用电及配电等环节，信息网络都起着极其重要的作用。无论是系统保护、调节、控制还是系统通信，都少不了信息网络的参与。电力系统的信息网络安全防护问题主要有软硬件维护，确保信息不被丢失、损坏等。从某种程度来说，电力系统信息网络安全维护的根本目的就是保证软硬件的正常运转，保证信息的完整性、机密性和系统处理的高效性。

1.2电力系统信息网络安全威胁众多

近年来，虽说计算机安全技术取得了显著进步，但是电力系统应用的计算机安全技术跟行业实际需求还有一定差距。并且，许多电力企业并没有真正认识到信息安全维护的重要性，电力系统的信息网络安全意识有待进一步提高。此外，电力系统信息网络安全威胁众多也是一个不争的事实，许多电力企业都缺乏完善的信息安全管理规范，在计算机信息安全维护与管理方面的投入也较少，由于缺少专门的网络安全管理人员，许多企业的信息网常常会受到网络病毒和黑客攻击。严峻的发展形势要求电力系统在今后的管理中，务必要做好信息网络安全管理。

2电力系统信息网络安全问题

2.1各类安全隐患

电力系统信息网络安隐患主要有三大类，分别是计算机病毒、内部用户恶意或非法操作、黑客。网络病毒主要来源于用户数据拷贝时使用的移动U盘，许多病毒进入软件系统后，会破坏相关数据、影响网络工作，给电力系统信息网带来严重破坏。因此，病毒也成为电力信息网络安全防范的主要对象。黑客、内部用户恶意或非法操作可给电力系统的网络信息数据带来严重破坏，二者的区别不过是网络黑客会走局域网、网络互联通道来破坏电力网络系统，而用户的身份是合法的。以上几种网络安全隐患都可能导致电力信息系统网络瘫痪、重要数据流失，甚至带来严重的经济损失。

2.2网络安全管理不力

在信息网络安全上，电力系统存在许多问题，如网络安全方式意识淡薄、缺乏完善的信息网络安全管理制度、没有制定长远的信息网络安全策略。许多电力企业在信息网络安全队伍建设和软硬件配置上的投入严重不足，知识电力系统信息网络管理队伍缺乏专业人才。一些电力系统的信息网络安全人员还缺乏安全维护意识，缺少完善的数据备份管理知识，在信息网络安全防护上缺少有效措施，无法为电力系统的正常运转提供有力保障。

3电力系统信息网络安全管理策略

3.1提高认识，建立系统信息安全防护框架

在信息安全已经上升到国家战略高度的大背景下，电力企业也要提高认识，将信息化建设作为经营管理的重中之重，为核心业务系统的安全管理提供全方位服务。具体来说，首先，电力系统要认识到信息网络管理在企业发展中的重要作用，在决策制定、部门建设、人员配置及制度落实等方面突出信息系统安全维护的重要性。其次，电力系统要结合自身发展需要，采用分层管理的结构模式，逐步建立完善的信息网络安全防护体系，完善电力系统信息安全防护框架，如电力系统可以自动化监护系统，为模板、运用防火墙技术构建信息安全防护框架，划分信息网络安全管理区，分区、分层对电力系统各环节进行安全防护管理。在此基础上，电力系统的网络安全管理人员还要加强信息网络体系的密码、技术、数据管理力度，以提高电力系统信息网络的安全系数。

3.2运用多种安全防护技术，确保信息网络安全

安全防护技术是电力系统信息网络安全维护的根本，科学有效的防护技术可以为电力系统信息网络安全管理提供有力保障。鉴于此，在信息网络安全管理中，电力系统应采用科学的具有防病毒功能的软硬件，加大安全防护技术运用力度，以确保信息网络的安全性。如电力系统可根据信息系统软硬件情况，采用数据加密技术对原始数据进行加密保管，防治恶意客户破坏数据；采用指纹认证技术将合法用户的指纹输入到指纹数据库中，对用户身份进行认证，提高信息网络安全系数；利用防火墙和虚拟网建立安全隧道，开展用户和系统信息点对点服务，确保数据的安全性。此外，电力系统还可以运用漏洞缺陷检查技术对信息网络安全系统中的软硬件设备进行检查或风险评估，及时发现设备存在的问题，确保设备能在最佳状态下运行。在防火墙技术和网络地址转换技术不断进步的情况下，电力系统还可以运用防火墙来防御危险信息。使用网络地址转换技术限制那些可能存在风险的IP地址，提高网络的安全系数。

3.3制定安全防护应急预案

“安全第一，预防为主，综合治理”是电力系统安全管理的主要原则，在信息网络安全管理上，电力系统同样应坚持防御和救援相结合的原则，建立健全网络安全应急预案，高效、有序地应对和处理电力网络信息系统安全突发问题，确保电力信息系统的数据安全和运行安全，保障电力正常供应，维护社会稳定。首先，电力部门依据国家相关规范标准，针对电力系统网络信息系统安全突发事件应急处理做出明确规范，组建突发事件应急指挥小组，要求各部门携起手来，分工负责，加强联动，共同应对电力系统网络风险。其次，综合分析近年来电力系统常见安全事故，并对不同事故造成的不良结果进行综合评估，掌握事故发生的规律，为应急预案的制定提供有力参考。最后，一旦发生事故，电力系统网络安全部门认真识别事故风险来源、特性，准确评估风险可能造成的破坏，及时网络信息系统安全事故启动命令，开展有效的安全事故处理工作，及时公布事故处理进展情况，争取尽可能减少突发事件造成的损失。

3.4组建电力系统信息安全监控中心

为了提高电力系统网络信息安全防护效率，电力系统还要根据实际情况，尽快组建信息安全监控中心，由其负责网络信息安全监控工作，对系统信息平台和业务应用进行实施监控，对各类信息资源进行统一搜集和调度。首先，要求电力部门结合当前及未来电力管理需求，充分吸收同类工程建设经验，邀请行业资深专家对电力系统进行综合评估，制定科学、合理的电力系统信息监控中心组建方案，并对其可行性及有效性进行充分论证，确保组建的监控中心能够满足电力系统管理要求。其次，对安全防护进行分级、分区管理，进一步规范、强化系统信息化运营和维护工作，提升电力系统信息安全掌控能力，为电力业务提供有力支撑。最后，积极引进专业技能较强的复合型人才，例如，可通过提高工资待遇吸引更多优秀人才，为电力系统信息安全监控中心的良好运营提供坚实的人才支撑。

4结语

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1.1电力调度自动化系统和网络结构缺乏规范由于电力调度自动化系统的建设处于不同时期，在管理方面没有进行统一的规划，使得网络结构混乱，如安全管理、岗位授权和账号口令等环节的设置都形同虚设，远没有达到安全管理方面的要求。

1.2物理安全管理方面隐患多多电力调度自动化的物理安全隐患主要存在于两个方面：自然因素和人为因素带来的安全隐患。自然因素主要是指雷击、洪水、台风和滑坡等自然灾害所导致的通电线路损坏，使得电力调度自动化系统无法对重要场站进行监控；人为因素主要指通信器材与自动化的设备被偷窃，以及通信线路被野蛮施工破坏，从而导致电力调度系统出现障碍。

1.3安全管理人员素质有待提高很多电力自动化的管理人员缺乏网络安全意识。一方面管理人员随意拷贝或者泄露系统信息，使得电力调度自动化系统的数据失去有效监控；另一方面管理人员缺乏职业素养，没有按照规定流程实施安全技术方面的操作，从而为电力调度自动化系统的安全埋下隐患。

1.4缺乏有效的网络安全管理措施部分电力企业对网络安全的管理的力度不够，没有对企业内网网络进行安全分区和隔离。当企业网络遭到不法分子的恶意攻击时，会因为缺乏有效防御措施，而使电力调度自动化的网络系统出现运行障碍。

2电力调度自动化网络安全管理需要遵循的原则

2.1整体化原则电力企业想要电力调度自动化的网络系统免受恶意攻击的破坏，就需要加大网络系统的管理力度，建立和完善系统化的安全保障机制，如做好网络系统的安全防护、安全监测和安全恢复等方面的机制建设。这些安全机制的职能各不相同，安全防护机制侧重于分析威胁系统安全的因素，负责网络系统的防护；安全监测机制侧重于监测系统运行状况，并依据检测结果发现与阻止外部力量对系统的入侵；安全恢复机制侧重于防护机制失效后，最大化地恢复系统信息，将系统被破坏的程度降到最低。这些安全机制彼此相互协作，保证电力调度自动化网络系统的安全。

2.2等级性原则电力调度自动化的网络系统需要分成不同的等级，这样既有利于管理人员对信息进行层次化的管理，也有利于管理人员选择安全的算法和机制，以满足电力调度自动化网络中不同层次的多种需求，从而确保电力调度自动化网络系统的安全平稳运转。

2.3一致性原则管理人员在安全管理的过程中需要保持电力调度自动化网络系统的安全需求与安全结构相一致，这有利于电力企业依据实际情况开展系统安全的维护工作。因此，电力企业在建立电力调度自动化网络的时候，就需要做好相应的安全对策工作，建立系统的安全措施。

3加强电力调度自动化网络安全管理的措施

3.1加强物理安全隐患的防治工作在预防雷击和洪水等自然因素对电力调度自动化网络安全的破坏方面，电力企业的工作人员需要及时对室外设备进行加固和整治存在的安全隐患，而在处理静电问题时，技术人员需要做好主板和内存条拆装过程中的静电预防工作，以面因电脑软硬件的损坏而影响电力调度自动化系统的安全运行。在治理盗窃和野蛮施工等人为因素对电力调度自动化网络安全造成的破坏方面，电力企业既要加强对电力网络安全重要性的宣传，以减少盗窃通信器材和自动化设备等犯罪行为的发生几率，又要做好与公安系统的协作，对偷窃行为进行严惩，对不法分子起到震慑的作用。

3.2提高自动化管理人员的综合素质电力企业需要加强对自动化管理人员的网络安全教育和职业素质培训。电力企业可以定期组织管理人员进行网络安全知识培训。同时，电力企业需要加强对管理人员的专业技能培训，掌握全面的网络安全管理和维护技术。

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电力系统在国民经济中的影响与日俱增，人们的日常生活已经与电力紧密相连，任何一处的电力系统的发生不稳定现象都将对该范围人们的生产生活产生重大的影响。伴随着信息技术的出现，电力监控系统逐步转化为分布式监控，每部分地区发生电力系统的不安全、不稳定现象，都能通过该系统进行监控，进而在最短时间内解决问题。随着电网规模的扩大、电力需求度的急速增长，各行业对电力系统的各方要求越来越高。信息技术的出现可以很好地对电网整体情形进行高效地控制，相比以往的配人值守等方式，准确性与安全性得到了很大的提高。利于信息技术可以把电力系统中分布遥远的发电厂、调度中心以及变电站等子系统紧密有序地联系起来，使电力系统的整体性更加稳定。信息化程度的深化，可以将电力中的调度业务和市场业务升级到因特网层面上，使业务处理显得更加灵活有序。然而，信息化技术的深入在充分提高电力效率、保持系统性能稳定等作出巨大贡献的同时，也对电网的系统网络安全产生了一定的影响。因此，本文以电力信息系统中的网络与信息安全防护为对象，全面分析电力信息系统安全风险及需求，提出了电力信息系统安全防护方案和改进措施。

2电力信息系统安全体系现状

电力系统是一个与社会稳定、人民生活息息相关的复杂体系，保证期安全、稳定地运行是保证国民经济正常运行的基础。做好安全防护工作的内容通常包括以下几个方面，例如信息安全管理策略的运行、信息安全体系总体框架的建立、信息安全技术方案的研究及实施、总系统下的各有关子系统的安全故障排除等方面。2003年，电力信息网络的安全运行被国家电网正式纳入电力安全生产管理范畴，电力系统信息安全同时也被国家科技部列入国家信息安全示范工程之一，可见电力系统的网络安全问题也由此被相关部门所重视。2008年是电力系统经受了重重考验的时期，例如年初的雨雪冰冻灾害、5月发生了汶川大地震、8月举办了北京奥运会和残奥会等等。即使我国加大了在电网的现代化建设中引入信息化技术，但我国对电力系统安全性的研究相对而言尚处于发展探索阶段。电力系统的信息化现状主要体现在以下几个方面：

2.1初步完成了信息化基础设施建设

信息技术在电力系统中广泛应用的背景下，我国初步完成了信息化电力系统的基础设施建设，同时，电力系统的各个子系统的管理水平得到了很大的提高，包括发电生产管理信息化水平、电网管理水平、企业管理水平等。电力信息基础设施的广泛建设，使得信息技术得到了飞速发展。以电力通信网为基础的调度数据网络系统、信息网络系统等已经初步形成，为电力的高效管理奠定了坚实的基础。信息技术的深入发展使得电力通信网已发展成为集光纤、卫星、数字微波等手段为一体的电力信息网络系统，覆盖了包括发电、输电、配电等多个环节。

2.2独立自主地坚持了创新之路

纵观国内外电力系统信息化的发展历史，可以发现我国的电力系统信息化水平已经处于高速发展阶段。通过技术引进和自主开发，配电系统自动化领域总体达到国际先进水平，一些国际领先的、独立的研究的能源管理系统和其他关键控制系统已在电力电网调度系统中得到了广泛地应用。其中，SG186等多个应用系统平台、电力信息安全专用装置在开发完成之后，已经投入到实际运行当中，产生了巨大的经济效益。由此可见，我国在电力行业信息产业道路上取得了丰硕的成果。

2.3信息安全技术取得了重大突破

由于电力系统逐步升级为自动化管理，信息在处理过程容易发生偏差，造成各种损失，因此，我国在信息安全方面加大了投入。经过多年的研究探索，电力信息安全取得了很大的进展，主要体现在以下几个方面：(1)基本完成了第一批电力企业信息系统的安全防护工作。(2)开展了以网络安全为主的电力行业信息安全的基础性工作。(3)初步建立了有关电力行业信息安全的法律法规，使信息安全逐渐变得合法化、规范化。(4)建立了电力行业网络与信息安全的管理制度，完善了信息安全责任体制。

3电力系统信息安全的有关防护方案

由于信息系统安全是一个复杂的系统工程，且电力处于国民经济产业中的重要位置，更应系统地、全面地进行分析和把握，从全局角度加以设计和实施。按照安全风险类别及安全建设原则，电力信息系统的安全防护方案大致可分为以下几个方面：数据安全、系统安全、网络安全、物理安全等四个方面。

3.1数据安全

数据安全的核心工作是做好数据的安全存储、信息鉴定、安全传输等三方面内容。信息安全存储是要保证企业业务安全运行的关键，日常生活中最安全、最有效的方法就是采用数据备份，一旦发生操作系统瘫痪、或者数据库系统的数据丢失等情形，备份的数据可以及时弥补。数据在传输过程中容易发生被非法窃取、篡改等威胁，信息鉴定技术可以保证数据完整。由于电力系统在国民经济生活中起着重要作用，因而其传输的都是重要信息，实际操作中可以结合传输加密技术实现数据的机密性。最后，信息传输安全主要指的是为了保护数据信息传输过程的安全。

3.2系统安全

系统安全方案设计中主要包括安全评估、病毒防护、操作系统安全等三方面内容：(1)安全评估是为了减轻因系统的安全漏洞而导致的黑客攻击，安全评估系统可以有效地对系统进行扫描，搜索并修补安全漏洞，增强系统对网络攻击的防护能力。(2)病毒防护必须通过防病毒系统来实现。一个完整的防毒系统应该包含从网络、服务器、应用平台到桌面的多级结构，此种体系下才能有效地防治病毒，从而保证整个体系范围内病毒防护体系的有效性和完整性。(3)由于操作系统是整个安全系统的核心控制部位，因此要应该行之有效地进行防护，尽量采用安全性较高的操作系统，关闭存在安全隐患的程序和文件，严格限制用户使用权限，及时修补系统安全漏洞。

3.3网络安全

网络安全方案设计中应该主要注意安全检测和网络结构安全两个方面：(1)作为防火墙的合理补充，安全检测须在内部核心部位配备入侵检测系统，以对抗来自系统系统内部和外部透过防火墙的各种攻击，在入侵检测系统和防火墙的共同作用下，可有效地减小系统的损害程度。(2)网络结构布局的合理布置也影响着网络的安全性。对于电力系统内部的各种联系，例如办公网络、业务网络和外单位互联网等接口之间应该设置保密程序，避免安全系数较低的其他网络对其构成威胁。

3.4物理安全

一般意义上的物理安全主要指的是环境安全、设备安全、媒介安全等三个方面：(1)应注意环境安全保护，以确保电力系统的信息设备不因环境问题而出现故障。(2)加强设备的安全保护，防止发生设备被盗、损毁现象，也要限制设备防护人员的数量，限制设备出现损毁的客观条件。(3)媒介安全方案的设计主要是加强场地基础设施建设，严格制止信息通过辐射、线路截获等方式造成泄露。

4电力系统信息化过程中的安全防护措施

4.1加强安全管理

除了电力网络系统自身的不稳定因素外，内部的人为因素也占有很大比例。因此，加强内部的安全管理可减少人为风险的产生。具体措施如下：(1)适时进行安全教育。安全知识和相关技能的教育是企业安全生产的保证，各个从业人员须了解并严格执行企业安全策略，并且防止重技术轻管理的倾向，加强对人员的管理和培训，否则无法建立一个真正安全的网络信息系统。(2)建立安全管理制度。电力行业中，管理的各方面主要包括人员管理、机房管理、设备管理、技术资料管理、操作管理、应急事件管理、开发与维护管理等。(3)完善安全技术规范。主要包括信息维护、数据保护、软件安全开发、数据备份规范等，保证后续电力信息系统的开发安全。(4)建立安全保证体系。其中明确各有关部门的工作职责，包括落实责任制，实行信息安全责任追究制度。

4.2加强防护措施

基于电力系统信息技术的防护措施应立足于风险可能发生的部位。主要包括以下几个方面：(1)加强数据防御，即保证数据在存储、使用过程中的完整性，同时也要保证系统出现意外故障时数据依然能够及时恢复。(2)完善系统自身物理防御，包括主机防御和边界防御，主要指的是对系统漏洞进行扫描、对主机加固，利用防火墙等安全设备来保护网络入口点等。(3)增强应用防御，因为应用程序中完整的应用开发安全规范可以实时控制应用程序的各种功能，在此基础上生产的产品可消除已知安全漏洞，因而风险最低。以上几项措施的核心技术体现在以下几点：(1)物理隔离。主要用于电力信息网不同区之间的隔离，由于其隐蔽性，使得该系统不易遭受攻击。(2)数据备份。电力企业的数据需经常进行备份，建立企业数据备份中心，制定详尽的应用数据备份预案，从而保证信息系统的可用性和可靠性。(3)网络防火墙。防火墙是用于将信任网络与非信任网络隔离的一种技术，它可以阻断攻击破坏行为，分权限合理享用信息资源。

5结束语

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关键词：电力  安全  解决方案

        0 引言

        网络 安全是一个系统的、全局的管理问题，网络上的任何一个漏洞，都会导致全网的安全问题，我们应该用系统工程的观点、方法，分析网络的安全及具体措施。安全措施是技术措施、各种管理制度、行政 法律 手段的综合，一个较好的安全措施往往是多种方法适当综合的应用结果。

        1 电力信息网安全防护框架

        根据电力 企业 的特点，信息安全按其业务性质一般可分为四种：一种为电网运行实时控制系统，包括电网自动发电控制系统及支持其运行的调度自动化系统，火电厂分布控制系统（dcs，bms，deh，ccs），水电厂 计算 机监控系统，变电所及集控站综合自动化系统，电网继电保护及安全自动装置，电力市场技术支持系统。第二种为电力营销系统，电量计费系统，负荷管理系统。第三种为支持企业经营、管理、运营的管理信息系统。第四种为不直接参与电力企业过程控制、生产管理的各类经营、开发、采购、销售等多种经营公司。针对电力信息网业务的这种的层次结构，从电力信息网安全需求上进行分析，提出不同层次与安全强度的网络信息安全防护框架即分层、分区的安全防护方案。第一是分层管理。根据电力信息网共分为四级网的方式，每一级为一层，层间使用网络防火墙进行网络隔离。第二是分区管理。根据电力企业信息安全的特点，分析各相关业务系统的重要程度和数据流程、目前状况和安全要求，将电力企业信息系统分为四个安全区：实时控制区、非控制生产区、生产管理区和管理信息区。区间使用网络物理隔离设备进行网络隔离，对实时控制区等关键业务实施重点防护，并采用不同强度的安全隔离设备使各安全区中的业务系统得到有效保护。

        2 电力信息网安全防护技术措施

        2.1 网络防火墙：防火墙是企业局域网到外网的唯一出口，这里的外网包括到不同层次的电力网、其他信息网如政府网和银行网络、internet，所有的访问都将通过防火墙进行，不允许任何绕过防火墙的连接。dmz停火区放置了企业对外提供各项服务的服务器，即能够保证提供正常的服务，又能够有效地保护服务器不受攻击。要正确设置防火墙的访问策略，遵循“缺省全部关闭，按需求开通的原则”，拒绝除明确许可外的任何服务，也即是拒绝一切未予准许的服务。与internet连接的防火墙的访问策略中，必须禁止rlogin，nntp，finger，gopher，rsh，nfs等危险服务，也必须禁止telnet，snmp，terminal server等远程管理服务。

        2.2 物理隔离装置：主要用于电力信息网的不同区之间的隔离。物理隔离装置实际上是专用的防火墙，由于其不公开性，使得更难被黑客攻击。

        2.3 入侵检测系统：入侵检测系统是专门针对黑客攻击行为而研制的网络安全产品。国际上先进的分布式入侵检测构架，可最大限度地、全天候地实施监控，提供企业级的安全检测手段。在事后分析的时候，可以清楚地界定责任人和责任事件，为网络管理人员提供强有力的保障。入侵检测系统采用攻击防卫技术，具有高可靠性、高识别率、规则更新迅速等特点。系统具有强大的功能、方便友好的管理机制，可广泛应用于电力行业各单位。所选择的入侵检测系统能够有效地防止各种类型的攻击，中心数据库应放置在dmz区，通过在网络中不同的位置放置比如内网、dmz区网络引擎，可与中心数据库进行通讯，获得安全策略，存储警报信息，并针对入侵启动相应的动作。管理员可在网络中的多个位置访问网络引擎，对入侵检测系统进行监控和管理。

        2.4 网络隐患扫描系统：网络隐患扫描系统能够扫描网络范围内的所有支持tcp／ip协议的设备，扫描的对象包括扫描多种操作系统，扫描网络设备包括：服务器、工作站、防火墙、路由器、路由交换机等。在进行扫描时，可以从网络中不同的位置对网络设备进行扫描。扫描结束后生成详细的安全评估报告，采用报表和图形的形式对扫描结果进行分析，可以方便直观地对用户进行安全性能评估和检查。

        2.5 网络防病毒:为保护整个电力信息网络免受病毒侵害，保证网络系统中信息的可用性，应构建从主机到服务器的完善的防病毒体系。网络防毒系统可以采用c/s模式，在网络防毒服务器中安装杀毒软件服务器端程序，以服务器作为网络的核心，通过派发的形式对整个网络部署查、杀毒，服务器通过internet利用liveupdate（在线升级）功能，从免疫中心实时获取最新的病毒码信息，及时更新病毒代码库。服务器和网络工作站都安装客户端软件，利用从服务器端获取的病毒码信息对本地工作站进行病毒扫描，并对发现的病毒采取相应措施进行清除。客户端根据需要可用三种方式进行病毒扫描：实时扫描、预置扫描和人工扫描。由于病毒扫描可能带来服务器性能上的降低，因此可采用预置扫描方式，将扫描时间设定在服务器访问率最低的夜间。网络工作站可根据各自需要，选择合适的方式进行病毒扫描。客户端采用登录网络自动安装方式，确保每一台上网的计算机都安装并启动病毒防火墙。同时要注意，选择的网络防病毒软件应能够适应各种系统平台，各种数据库平台，各种应用软件。例如能对电力信息网办公自动化系统使用的lotus domino/note平台进行查、杀毒。

        2.6 数据加密及传输安全: 对与文件安全，通过文件加密、信息摘要和访问控制等安全措施，来实现文件存储和传输的保密和完整性要求，并实现对文件访问的控制。对通信安全，采用数据加密、信息摘要和数字签名等安全措施对通信过程中的信息进行保护，实现数据在通信中的保密、完整和不可抵赖性安全要求。对远程接入安全，通过vpn技术，提高时的信息（如 电子 公文，mail等等）在传输过程中的保密性和安全性。

        2.7 数据备份：对于 企业 来说，最珍贵的不是 计算 机、服务器、交换机和路由器等硬件设备，而是存储在存储介质中的数据信息。因此对于一个信息管理系统来说，数据备份和容错方案是必不可少的。因此必须建立集中和分散相结合的数据备份设施以及切合实际的数据备份策略。

        2.8 可靠安全审计：通过记录审计信息来为信息安全问题的分析和处理提供线索。除了使用软的密码外，还可以使用象usb key等硬件的密码认证，更可以采用二者相结合的方式。

        2.9 数据库安全：通过数据存储加密、完整性检验和访问控制来保证数据库数据的机密和完整性，并实现数据库数据的访问安全。

        3 电力信息网安全防护管理措施

        技术是安全的主体，管理是安全的灵魂。只有将有效的安全管理实践自始至终贯彻落实于信息安全当中， 网络 安全的长期性和稳定性才能有所保证。

        3.1 人员管理，要加强信息人员的安全 教育 ，保持信息人员特别是网络管理人员和安全管理人员的相对稳定，防止网路机密泄露，特别是注意人员调离时的网络机密的泄露。对网络设备、服务器、存储设备的操作要履行签字许可制度和操作监护制度，杜绝误修改和非法修改。

        3.2 密码管理，对各类密码要妥善管理，杜绝默认密码，出厂密码，无密码，不要使用容易猜测的密码。密码要及时更新，特别是有人员调离时密码一定要更新。

        3.3 技术管理，主要是指各种网络设备，网络安全设备的安全策略，如防火墙、物理隔离设备、入侵检测设备、路由器的安全策略要切合实际。

        3.4 数据管理，数据的备份策略要合理，备份要及时，备份介质保管要安全，要注意备份介质的异地保存。

        3.5 加强信息设备的物理安全，注意服务器、计算机、交换机、路由器、存储介质等设备的防火、防盗、防水、防潮、防尘、防静电等。

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【关键词】农配电网；自动化；安全；经济

前言

为了贯彻落实科学发展观，更好地服务于社会主义新农村建设，国家电网公司提出“新农村、新电力、新服务”的农电发展战略，深入推进农配电网科技进步，农配网自动化系统的研制开发与应用也得到了大力发展，而农配电网覆盖国土面积90%以上，服务人口80%以上，用电量占全国总用电量不足40%，面对如此庞大而相对售电收入不高的群体，如何在提高服务质量的同时，使自动化系统本身所创造的效率大于其建设与运营成本，决定着农配网自动化系统是否有持续发展的能力。

通常，110kV及以下电力网络属于配电网络，其中35kV及以上属于高压配电网；1kV及以上属于中压配电网；380/220V属于低压配电网。本文要讨论的农配网自动化特指10kV及以下中、低压配电网的自动化。

1、面向用户建立农配网自动化系统

面对庞大的用户群体，我们首先应当对户进行安全经济需求分析，将用户适当地进行分类，以选择不同的通信、自动化设备及功能配置，这样才能最大限度的节约成本，提高自动化系统的性价比。农配网用户常用分类及自动化配置方案如下：

1.1大型专变用户：可装用基于负荷管理功能的专变采集终端，该终端通过与电表间的实时抄表通信，获取并存贮电表的计量数据和信息，对现场计量装置进行状态监测；通过对用户用电开关的直接监控，实现电量控制和负荷控制功能；通过远程通信与系统主站建立直接数据通信，接收执行系统主站的集中管理，向系统主站传送现场采集的用户用电信息；为用户提供本地信息服务等。与系统主站之间的通信可采用的数据传输通道有：专用的光纤网络、GPRS/CDMA[1]/3G[2]无线公网、230MHz无线专网。

1.2中小型专变用户：可装用专变采集终端，实现对计量电表的远程抄表、强化计量工况和现场事件的信息采集、通过对用户用电开关的直接监控，实现预付费控制管理；通过远程通信与系统主站建立直接数据通信，接收执行系统主站的集中管理，向系统主站传送现场采集的用户用电信息。与系统主站之间的通信可采用的数据传输通道有：专用的光纤网络和GPRS/CDMA/3G无线公网。

1.3低压单、三相工商业用户：纳入配变台区集中抄表范围，以公用配变台区为采集单位，先由台区多功能终端（集中器）将该配变台区的全部居民电表（包括该配电台区的单相和三相工商业用户电表）通过本地抄表通信，集中采集各电表的计量数据和该配变台区总表的电能信息；上传抄表数据等配电台区所辖的用户用电信息给系统主站，并接受主站的管理指令，完成对用户计量电表的集中管理。台区多功能终端（集中器）与系统主站的远程数传通信可采用专用光纤网络、无线公网（GPRS/CDMA/3G）等。集中抄表本地数据采集网络有以下二种组网模式：一种是区多功能终端（集中器）+载波表（微波表）组网模式：即台区多功能终端（集中器）与具有载波（微波）通信模块的电能表直接交换数据。一种是台区多功能终端（集中器）+采集器+RS-485表组网模式：即台区多功能终端（集中器）、采集器和电能表组成二级数据传输网络，采集器采集多个电能表电能信息，台区多功能终端（集中器）与多个采集器交换数据。台区多功能终端（集中器）与采集器的本地数传通信采用电力线载波（微波）方式，采集器与电能表之间的抄表数传通信采用RS-485总线方式。

1.4居民用户和公配变：实现居民计量电表的远程抄表和预付费控制管理功能。实现对配变台区考核总表的远程抄表和用电信息采集。组网模式同1.3。

2、分层分级防护，保障系统安全运行

由于农配网自动化系统覆盖面广，使用环境复杂，从主站到终端需要分层分级进行安全防护[3]，才能将各类安全风险降到最低，用较小的安全管控成本获得较高的安全管理效益。

2.1主机系统安全防护：

（1）操作系统安全：选择安全可靠的操作系统；制定用户安全访问策略；限制管理员权限使用；及时升级操作系统安全补丁；安装第三方防病毒安全软件；做好数据备份。

（2）数据库安全：制定数据库用户认证机制和安全策略；对重要和敏感数据进行存储加密；及时升级数据库安全补丁；数据库系统做到双机热备，数据库的备份可采用天、周、月备份方案，数据库的备份文件要考虑异机、异地的保存；对所有涉及安全的操作，记录完整的操作日志；提供系统级和用户级完备的数据备份和恢复机制。

2.2数据传送安全防护

（1）选择安全可靠的基础网络和组网方式：如无线公网运营商（如移动、电信、联通）一般提供普通业务和无线专网业务两种业务模式，签定协议时应明确选择无线专网业务。

（2）增加网络安全设备：如：增加路由器、交换机及防火墙、入侵检测设备、防病毒工具、安全认证芯片等。

（3）对数据传输进行加密：对经由网络传输的业务信息流，首先通过安全认证芯片进行加密处理，如对于数据采集和保存采用AES加密方式，加上时戳和智能终端ID作为防重放攻击手段然后发送到网络上；对于开关动作和设备配置、定值管理等数据传输，除通过AES加密外，引入Kerberos协议，加强系统的安全性；接收端同样通过安全认证芯片进行解密认证。

（4）数据传送信号增强：根据通信终端对信号强度的要求，对无信号或信号微弱的站点进行信号增强。信号增强的方法包括采用高增益天线（例如平面偶极子全向天线、八木定向天线等）、增建微型直放站等。

（5）终端数据分析异常告警：通过台区智能终端对总表记录电量与各用户采集电量数据的比较分析，对线损异常进行告警，通知用电管理人员到现场及时核实并处理电量采集异常或窃电问题。

（6）终端数据现场校核：对电量采集异常的台区，由用电管理人员到现场手持终端以红外方式与电能表计进行通信，采集电量数据，进行实时状态检测和故障诊断处理。手持终端如果需要下传定值和配置，也需要专用操作密码和时戳、ID等加密处理。

2.3系统访问、数据交换安全防护

（1）在不同的系统之间进行访问控制或对本系统进行远程访问，包括连接请求、通信流量、入侵检测等；在接口数据连接建立之前应进行接口认证，认证方式可采用共享口令、用户名/口令等方式，并对口令长度、复杂度、生存周期等进行强制要求，在认证过程中所经网络传输的口令信息当禁止明文传送，可通过哈希（HASH）单向运算、SSL加密、SSH加密等方式实现，也可通过专用的安全认证芯片来实现。对提供给外系统的数据，要有相应的数据校验和审核机制，对数据的流出做好记录。

（2）建立严格的系统管理和操作的管理规章制度，确保系统操作的安全可靠。

（3）建立严格的基于用户角色的权限管理和密码管理，对操作人员设定不同密码，并要求操作人员定期更换密码。

（4）开发测试系统与运行系统严格分开。

（5）系统对所有改变系统参数、终端参数等操作的都要记录操作日志，记录所有受控操作发生的时间、对象、操作员、操作参数、操作机器IP地址等信息。对于敏感的控制操作要求IP地址绑定，并进行密码校验。

2.4终端设备安全防护：

终端设备运行环境恶劣，因此对装置本身的防高温、严寒、潮湿、雷电、强磁场等措施较室内设备要高出很多，另还需考虑防窃、防破坏和用电安全措施。主要措施如下：

（1）选用专为电力行业设计的工业级通信终端产品，主要技术指标应满足：工作温度-25℃ ～ +70℃，工作湿度10% ～ 95%，功率损耗≤5W，浪涌抗扰度：电源回路差模±1kV，共模±2kV，绝缘电阻不小于10M?（DC500V），并在受到强电磁干扰时仍能正常工作。

（2）采用电力专用的工业级SIM卡，主要技术指标应满足：正常工作温度-40℃～+85℃；工作湿度10% ～ 90%无凝结；可擦写次数：>50万次。

（3）终端设备进出引线采用绝缘线、按电能计量表要求进行防窃电打封，增加电能计量异常、装置异常等远程告警和短信报警功能，用以防窃、防破坏。

3、充分应用系统功能提升供用电安全

以安全管理、用电管理为基础，充分应用自动化系统功能提升供用电安全，为社会为企业创造出最大效益，是增强系统本身可持续发展能力的重要途径。

3.1增强漏电保护器的功能，提升用电安全防护

常规漏电保护器自动跳闸定值应按线路末端人体触电的最小短路电流整定，且跳闸后需人工合闸送电，由于农配网运行环境的复杂性，漏电保护器在非人身触电的情况下跳闸频繁，严重干扰了用户的正常用电；特别是恶劣天气时，大量的漏电保护器跳闸致使农村供电所服务人员疲于奔走各现场合闸送电，但仍无法保障用户的基本需求。这些问题的产生，造成了大量的漏电保护器投运不久后就被退出运行，关键时刻无法起到保护作用。应用农配网自动化系统的台区智能终端设备电流采集和保护功能，配用电动开关可实现并提升漏电保护器的功能，较大程度地缓解安全用电与可靠供电这一矛盾，通过电流采集，可监测到各台区正常供电时漏电流（即零序电流）的大小，在此基础上加上线路末端人体触电的最小短路电流值，既可以解决漏电保护器正常供电频繁跳闸的问题，又能在发生人员误触电时可靠动作切除电源；同时还可根据人员安全脱离导电体时间（一般取10秒），设置自动重合送电时间；应用农配网自动化系统的台区智能终端设备远方遥控功能，还可以在恶劣天气时或确认现场危险已解除的情况下进行远方合闸送电，定期对漏电保护开关进行传动试验，并根据季节、气候变化对应调整漏电保护电流值，确保漏电保护开关在线投入，灵敏可靠，在确保安全供电的基础上，最大限度的满足用户需求。

3.2促进有序用电，提升配电变压器安全供电能力

农配网台区负荷分散且变化大、负荷高峰时段集中，形成配电变压器轻载时间长，重载、过载现象也频繁，严重时还造成配电变电压器烧损的问题。应用农配网自动化系统的台区智能终端设备重载、过载短信告警功能和台区智能终端设备对用户电能计量表计的管控功能，在配电变压器重载、过载时及时通知台区用电管理人员及对用电影响较大的用户，通过避峰、错峰，促进有序用电秩序的建立，提升配电变压器安全供电能力。

4、系统经济运行策略

4.1统一配电、用电管理平台，避免重复投资。

系统建立时宜采用分布式多层架构，以配电、用电管理和客户服务的各项业务需求为基准，统一配电、用电管理平台，充分应用现有资源，满足业务增长需求。

4.2合理选择部署模式，有效降低投资成本，提高运维质量

遵循配电、用电用系统的部署模式，将低压台区配电、用电综合管理系统的主站部署和配电、用电的一致起来，系统间的数据传输和运行维护均非常有利。

另外采用集中部署，经济投资成本较低，运行维护统一，能够提高系统运行维护质量。

4.3引入竞争机制，有效节约运营成本

加强系统接口标准设计和管理，做到系统内各元件、通讯信道及现场终端无扰接入无忧退出，在此基础上引入产品、服务竞争机制，可有效节约运维成本，促进系统发展与状大。

4.4加强系统远程管理，减少现场工作量

选用具有远程网管功能的通信终端产品，当需要调整通信参数或修正通信终端的软件缺陷时，能够通过网络实施远程配置和远程升级，减少现场维护工作量。

4.5加强通信流量的管理，有效控制通信费用

充分应用计费流量最高限制选择信号传输频率和信号传输数量，根据就地保护、远方控制，集中分析的原则，设置合理的通信参数，采用基于流量监测、辅以ICMP探测的链路检测机制，检测各台区智能终端链路状态。在使用过程中，建立通信费用监控、预警与评估机制，及时发现通信异常，杜绝终端费用超标现象发生。

5、结语

农配网自动化切实服务于农网的配电、用电管理各项业务需求，为农电企业经营管理各环节的分析、决策提供支撑，提升企业集约化、精益化和标准化管理水平。本文通过对农配电网自动化系统安全经济运行的研究，对农配网自动化系统建设、系统运行安全防护、应用系统功能提升供用电安全和系统经济运行提出了一些措施和建议，旨在提高自动化系统运行所带来的社会效益和企业效益，促进自动化系统本身可持续发展的能力，从而推动农配网自动化系统的建设与发展，实现新农村智能化电网。

参考文献

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[3]田嘉.电厂二次系统安全防护方案的设计与规划电力信息化，2011， （04）

作者简介

篇6

关键词：智能电网；配电；自动化改造；

中图分类号：U224文献标识码： A

前言：随着智能配电网、分布式新能源和智能用户的接入，智能配电网自动化系统发生了很大变化，需要通过实施配电自动化改造来满足智能配电网下的运行条件。当然，智能电网配电自动化改造存在一些技术性问题，以下本文将对配电自动化改造要点进行探讨。

一、传统配电系统系统的构成和实施原则

1、传统配电自动化系统是由：馈线自动化系统、变电站自动化系统、配电管理系统(DMS)、用户自动化系统等四部分构成。在电力系统中，联系发电和用电的设施和设备统称为电网。电网在电力工业中属于输送和分配电能的中间环节，它主要由联结成网的送电线路、变电所、配电所和配电线路组成。在现代电力系统中，大型的发电厂往往远离负荷中心，发电厂发出的电能，一般要通过高压或超高压输电网络送到负荷中心，然后在负荷中心由电压等级较低的网络把电能分配到不同电压等级的用户，这种以各级电压的电力线路及其联系的变电站组成的统一体称为配电网络，配电区域内的配电线及其配电设施的总称叫配电系统。

2、配电网自动化实施需要遵循的技术原则是：安全稳定性和分散性

其安全稳定性是指,在实施配电网自动化的过程中，至少要设置两个安全性和可靠性高的电源点，并且要保证电网的结构、自动化设备、控制器、通讯、配电的中心主站、FTU、RTU以及硬件设备均具有很高的可靠性和很强的稳定性。其分散性是指，受到配电网涉及范围广、地域分散广阔因素的影响，在实施配电网自动化时，要最大程度的保证其功能的分散性，这样有利于对配电网设备进行实时、就地监控，在设备运行的过程中如果出现故障，能够及时、快速、准确的对其进行处理。

二、智能电网及智能配电网的优势。

智能电网是指一个完全自动化的供电网络，其中的每一个用户和节点都得到实时监控，并保证从发电厂到用户端电器之间的每一点上的电流和信息的双向流动。智能电网通过广泛的应用分布式智能和宽带通信，以及自动控制系统的集成，保证市场交易的实时进行和电网上各成员之间的无缝连接及实时互动。智能配电网就是以配电网高级自动化技术为基础, 通过应用和融合先进的测量和传感技术、控制技术、计算机和网络技术、信息与通信等技术, 利用智能化的开关设备、配电终端设备, 在坚强电网架构和双向通信网络的物理支持以及各种集成高级应用功能的可视化软件支持下, 允许可再生能源和分布式发电单元的大量接入和微网运行,鼓励各类不同电力用户积极参与电网互动, 以实现配电网在正常运行状态下完善的监测、保护、控制、优化和非正常运行状态下的自愈控制, 最终为电力用户提供安全、可靠、优质、经济、环保的电力供应和其它附加服务。

智能配电网不是一项具体的技术，它代表着现代电网建设的理念、目标，是对一切电力新技术应用的总称。智能配电网包括以下主要技术体系：1.灵活的电力网络拓扑结构，2.高级传感和测量技术，3.专用芯片技术，4.通信技术，5.通用信息平台，6.网络安全与信息安全技术, 7.发电功率与负荷的短期预测技术，8.电网实时仿真与模拟技术，9.电力电子与控制技术，10.数字式电力设备，11.分布式电力技术，12.大型可再生能源电站并网技术，13.储能技术，14.超导电力技术，15.先进材料技术。

配电自动化改造工程是通过对设备的自动化改造，应用计算机技术和现代通讯手段，实现对主城区线路的“遥测、遥信、遥控”的可视化调度。出现线路故障时，自动切断线路故障段，缩小故障范围，可以实现快速定位和有针对性开展抢修，用户的年平均故障时间将由原来的几个小时缩短至几十分钟以内。利用智能电网技术对配电网进行自动化改造后配电系统供电可靠率达到99.99%，在缩短了配电线路故障停电时间的同时，进一步提高了城市配网的供电可靠性和快速复电能力。

三、智能电网下的配电自动化改造要点。

当前的配电网通信建设机遇和挑战力，多种原先非自动的配电网功能现在具有了远程控制能力。 因此在通信层面提供安全防护措施具有重要意义 。随着智能配电网、分布式新能源和智能用户的接入，智能配电网自动化系统发生了很大变化，需要通过实施配电自动化改造来满足智能配

1、馈线自动化的实施

配电网中的停电包括两部分：检修停电和故障停电，提高供电可靠性就是要 在正常检修时缩小因检修造成的停电范围;在发生故障时，减小停电范围，缩短 停电时间。这就要求对具有双电源或多电源的配电网络，在进行检修时，只对检 修区段进行停电，通过倒路操作给非检修区段进行供电;故障时快速的对故障进 行定位、隔离、恢复非故障区段的供电。 配电网络的构成有电缆和架空线路两种方式。 电缆网络多采用具有远方操作 功能的环网开关，对一次设备和通信系统的要求高，适合于经济发达的城区;对 于大多数县级城市，配网改造必须综合考虑资金和效果两个因素， 采用以重合器、分段器和负荷开关为主的架空网络方案比较合适。其中，架空线路双电源手拉手 供电是最基本的形式。线路主干线分段的数量取决于对供电可靠性要求的选择。 理论上讲，分段越多，故障停电的范围越小，同时实现自动化的方案也越复杂。 在手拉手供电方式下，要求系统对各分段的故障能够自动识别并切除，最大限度 缩短非故障区域的停电时间。 实现故障的自动隔离、非故障区段的恢复可以采取多种方法，取决于自动化 装置的技术特点和整体方案。一般有就地控制和主站控制两种方式，就地控制以 馈线终端单元(FTU)之间的配合为主，不需要通信通道，通过对线路过流或失 压的监测， 以及对开关分合闸的逻辑控制实现故障区段的隔离和非故障区段的供 电恢复;主站控制方式需要有可靠的通信通道，通过主站软件对 FTU 上传信息的 分析判断，制定合理的隔离策略和网络重构策略，远方控制配电开关实现故障区段的隔离和非故障区段的供电恢复。

2、配电网主站建设

配网主站是整个配网自动化系统的监控管理中心，应完成以下功能： (1)配电网实时数据采集与控制(SCADA) ：通过终端设备和通信系统将配 电网的实时状态传送到主站，在主站对配电网络进行远方监视和控制， 与调度 自动化类似。包括配电开关的状态，保护动作信息，运行数据等。 (2)提供主站控制方式下的馈线自动化功能，用于完成线路故障的快速定 位、隔离和非故障区段的供电恢复，要求适用于各种复杂的网络。 (3)配电地理信息管理(AM/FM/GIS) ：以地理图为背景对配电设备、配电 网络进行分层次管理，包括查询、统计等。 (4)配电网应用分析(PAS) ：对 SCADA 系统采集 的运行数据进行分析计算， 为调度员提供辅助决策， 包括： 网络拓扑、 状态估计、 潮计算、网络重构、无功优化、仿真培训等， 配电网具有与输电网不同的特点， 因此配电网应用分析的算法与能量管理系统(EMS)有所不同。 (5)与其它应用系统(如 MIS 系统)接口：根据生产和管理的要求，配电 主站系统需要与其它应用系统交换数据， 给供电企业内部其它部门提供配电网的信息。 配网主站的建设应遵循统筹规划分步实施的原则， 在规划时要考虑系统的安 全可靠、实用和易于扩展。配网主站管理的对象是配电线路中的设备，而调度管 理的是变电所内的设备，两者结构类似，因此从投资和系统投入运行后维护管理 的方便性考虑，对于县级电网宜考虑配调一体化的主站设计方案。

3、.通信系统建设

通信系统是主站系统与配电网终端设备联接的纽带， 主站与终端设备间的信息交互都是通过通信系统完成，因此必须有稳定可靠的通信系统，才能实现配电 自动化的功能。通信方式有：光纤通信、电力线载波、有线电缆、无线扩频、借 助公众通信网等多种。配网自动化系统的通信具有终端设备多，单台设备的数据 量小，实时性要求不同的特点，因此应因地制宜，根据当地环境和经济条件确定 合理的通信系统，同时要考虑调度自动化通信系统的建设。一般的，城区 10kV 主干线路采用光缆通信，建成光缆主干网，用于配电开关和主站间的实时通信; 城区 10kV 分支线路、变台监控、无功补偿等采用有线通信，就近接入光缆主干网，或采用其它通信方式。

4、配电网自动化实施中应注意的问题

配网自动化涉及的部门多、投资大，是一项系统性的工程，因此整体的规划是必不可少的，必须结合当地配电网的发展规划，制定详细的配网自动化的实施计划，整体考虑，分期分批实施，同时要和供电企业内部信息化建设相协调。在实施配网自动化后，降低了运行人员的劳动强度，提高劳动效率，使运行人员对配电网络的运行状况掌握得更全面更快捷， 为供电企业创造更好的经济效益和社会效益。配电网自动化的实施，改变了配电网传统的运行管理方式，但对 运行人员提出了较高的要求。 配网自动化不同于调度自动化和变电所自动化，配电终端设备均为户外运行，这就要求所选择的设备具有抗高温、抗低温、防凝露、抗风沙和抗老化等能力，配网自动化系统的测控对象多，设备数量巨大，因此要考虑设备的性价比。 进行通信系统建设时，需要和调度自动化的通信系统相结合，统筹考虑。有些地 区已建成包括调度主站和变电所的光纤通信网，配网自动化系统就可以利用已有 的通信通道，就近接入变电所以节省投资;有些地区的通信系统不太完善，在进行配网通信系统的建设时，应为调度自动化、集中抄表等留有足够的余量。 配电终端设备中的电源用于控制和开关动作，正常情况下从线路中取得，线 路失电后的后备电源应具有较高的可靠性。在配网主站的建设中，应注意实用和可扩展。配电地理信息系统的建设应注意配电系统设备分布区域广，管理部门多的特点，宜建立分部门分区域的管理，即建立分布式地理信息系统。配网应用分析(PAS)的实施相对要求比较高，需 要有完整准确的配电网参数和历史运行数据，运行人员应具有一定的水平，PAS 是一个实时系统，数据变化快，应经常维护，经常使用，才能使系统免遭淘汰。

结束语：配电网是连接电力系统与用户的重要环节，同时也是整个电力系统可靠性与服务质量的体现。电力体制改革在不断的深化这对电力企业带来巨大的压力与挑战。对配电系统进行自动化改造是提高电力系统可靠性的重要措施。当前，我国正在构建坚强、全覆盖的智能电网，智能电网通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用，利用智能电网对配电自动化进行改造，可以有效的实行实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。

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