扬州地区110KV及以下变电站数据网一平面二次安全防护设备完善工程初步设计(调整修改版-1)
注册电气工程师专业考试历年真题及解析
注册电气工程师执业资格考试专业考试（发输变电专业）历年真题及解析2009年专业考试（发输变电）试题专业知识考试(上)专业知识考试(下)专业案例考试(上)1-5题目：1-5题110kV有效接地系统中的某一变电所有两台110kV/35kV/10kV，31.5MV A主变压器两台，110kV进线两回、35kV出线5回、10kV出线10回，主变110kV、35kV、10kV三侧Y n y n0d11。
1、如主变需常切换，110kV线较短，有穿越功率20MV A，各侧采用以下哪组主接线经济合理，（）。
为什么？（A）110kV内桥接线，35kV单母接线，10kV单母分段接线（B）110kV外桥接线，35kV单母分段接线，10kV单母分段接线（C）110kV单母接线，35kV单母分段接线，10kV单母分段接线（D）110kV变压器组接线，35kV双母接线，10kV单母接线依据及解答过程：B选项正确。
依据GB 50059-92《35~110kV变电所设计规范》第3.2.3条，35～110kV线路为两回及以下时，宜采用桥形、线路变压器组或线路分支接线。
依据《电力工程电气设计手册电气一次部分》P51第2-2节七(二)(3)，线路有穿越功率时，也宜采用外桥形接线。
故110kV主接线采用外桥接线。
依据《电力工程电气设计手册电气一次部分》P47第2-2节二(3)2)，35～63kV配电装置出线回路数为4～8回时采用单母分段接线；故35kV主接线采用单母分段接线。
依据GB 50059-92《35~110kV变电所设计规范》第3.2.5条，当变电所装有两台主变压器时，6～10kV侧宜采用分段单母线。
或依据《电力工程电气设计手册电气一次部分》P47第2-2节二(3)1)，6～10kV配电装置出线回路数为6回以上时采用单母分段接线；故10kV主接线采用单母分段接线。
所涉及大纲：4.2 掌握各级电压配电装置的基本接线设计；所涉及规范/手册：GB 50059-92《35~110kV变电所设计规范》；《电力工程电气设计手册电气一次部分》；类似/拓展练习：习题集第4章单选第22题；习题集第4章案例第4题、第9题、第10题；习题集新增案例第1题、第4题、第21题。
某500kV变电站自动化业务接入总调数据网A、B平面
某500kV变电站自动化业务接入总调数据网A、B平面发布时间：2021-01-14T02:44:11.435Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第23期作者：王雨佳[导读] 一体化电网运行智能系统（Operation Smart System，简称：OS2），是由南方电网提出的支撑二次一体化发展的技术体系，可以通过规范二次系统数据源、数据流、数据建模、数据接口、功能要求，整合装置，实现全公司范围内资源优化配置，从而提升电网智能化运行水平。
广东电网有限责任公司东莞供电局广东东莞 523600摘要：本文对南方电网一体化电网运行智能系统进行了介绍，简析了变电站总调数据网A、B平面运行模式下厂站端自动化业务接入的工作要求，并以某500kV变电站为例提出了监控系统安全区II纵向加密认证及远动业务、PMU业务的改造方案。
关键词：OS2网级主站、智能远动机、纵向加密机、功角测量系统0前言500千伏某变电站主变规模终期为4台100万千伏安、500千伏出线终期6回、220千伏出线终期16回的大型变电站，在运行过程中需处理大量业务数据并将其送至网级主站端。
2017年南网总调调度数据网A、B平面分割工程完成，新建OS2网级主站系统即将投运，原OPEN3000系统将作为总调备用系统运行。
根据《南方电网总调直采厂站接入网级自动化主站技术方案》的要求，接入总调调度数据网的500kV某变电站需同步完成A、B平面接入配置和调试，即完成监控系统安全区II纵向加密认证改造及远动业务、PMU业务接入总调调度数据网工作。
1简析总调数据网OS2系统一体化电网运行智能系统（Operation Smart System，简称：OS2），是由南方电网提出的支撑二次一体化发展的技术体系，可以通过规范二次系统数据源、数据流、数据建模、数据接口、功能要求，整合装置，实现全公司范围内资源优化配置，从而提升电网智能化运行水平。
其中需要规范的二次系统包括保护、安自、通信、自动化、计量、设备状态监测等各类厂站端和主站端设备与系统。
远动试题库数据网及二次安全防护部分
远动试题库数据网及二次安全防护部分远动试题库数据网及二次安全防护部分判断题1. 安全区Ⅱ允许开通EMAIL、WEB服务。
（）→×2. 在Internet上的几个主机可以共用同一个网络地址。
（）→×3. 违反安全策略的行为有：入侵（非法用户的违规行为），滥用（用户的违规行为）。
（）→√4. 各电力二次系统原则上必须划分为四安全区。
（）→×5. 禁止安全区Ⅰ/Ⅱ内部的E-MAIL服务。
禁止安全区Ⅰ的WEB 服务。
（）→√6. 病毒防护是调度系统与网络必须的安全措施。
（）→√7. 信道误码率是各个中继段的误码率的总和。
（）→√8. 电力二次系统安全防护总体安全防护水平取决于系统中最薄弱点的安全水平。
（）→√9. 防火墙产品可以部署在本地的安全区II与安全区III之间、安全区III 与安全区IV之间。
（）→×10. 各业务系统位于生产控制大区的工作站、服务器均严格禁止以各种方式开通与互联网的连接。
（）→√11. 根据技术原理，入侵检测系统IDS可分为以下两类：基于主机的入侵检测系统和基于网络的入侵检测系统。
（）→√12. UDP是主机与主机之间的无联接的数据报协议。
（）→√13. 在生产控制大区中的PC机等应该拆除可能传播病毒等恶意代码的软盘驱动器、光盘驱动器，禁用USB接口、串行口等，可以通过安全管理平台实施严格管理。
（）→√14. 电平可分为相对电平和绝对电平。
（）→√15. 表示层关心的只是发出信息的语法和语义。
（）→√16. 电力二次系统中不允许把本属于高安全区的业务系统迁移到低安全区。
允许把属于低安全区的业务系统的终端设备放置于高安全区，由属于高安全区的人员使用。
（）→√17. 非控制生产区中的业务系统或功能模块的典型特征为：所实现的功能为电力生产的必要环节，但不具备控制功能，不使用调度数据网络。
（）→×18. 自环测试RS-232C 通道可将接受端（RXD）和发送端（TXD）短接即可。
kV及以下变电站通用运行规程
k V及以下变电站通用运行规程IMB standardization office【IMB 5AB- IMBK 08- IMB 2C】110kV及以下变电站通用运行规程江苏省电力公司二〇一四年二月前言为规范江苏省电力公司（以下简称公司）对所辖110kV及以下变电站的运维管理，提高公司变电运维管理水平特制定本规程。
本规程主要针对110kV及以下变电站的设备巡视、运行要求、设备操作、事故及异常的处理等方面制定了原则要求，对变电站设备具有特殊监视及运行操作等要求的，需在变电站现场运行规程中根据本通用规程的原则加以明确。
本规程起草单位：江苏省电力公司无锡供电公司、泰州供电公司、南通供电公司、淮安供电公司本规程主要起草人：许建刚、吴曦、唐达獒、江红成、黄薛凌、廖英祺、刘其锋、潘晴宇本规程由江苏省电力公司运维检修部提出并解释。
目录110k V及以下变电站通用运行规程1适用范围1.1本规程适用于公司系统内各110kV及以下变电站的运维管理。
各变电站现场运行规程的有关管理规定与本规程有矛盾者，均应根据本规程予以修订。
1.2本规程规定了对变电站电力设备的运行监视、运行维护、运行操作、事故及异常情况处理等方面的基本要求。
1.3公司系统内各级相关调控人员、变电运维人员、相关领导和管理人员等均应熟悉本规程。
2引用标准2.1国家电网安监[2009]664号《电力安全工作规程（变电部分）》2.2国家电网安质〔2013〕945号《国家电网公司关于印发〈国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）、（线路部分）〉修订补充规定的通知》2.3DL/T572－2010 《电力变压器运行规程》2.4DL/T574－1995 《有载分接开关运行维修导则》2.5DL/T603－2006 《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》2.6国家电网生技[2005]172号《110（66）kV-500kV油浸式变压器（电抗器）运行规范》《高压开关设备运行规范》《110（66）kV-500kV互感器运行规范》《10kV-66kV干式电抗器运行规范》《10kV-66kV消弧线圈运行规范》《直流电源系统运行规范》《110（66）kV-750kV避雷器运行规范》《10kV-66kV并联电容器运行规范》2.7苏电生〔2010〕2097号关于印发《变电站电气设备倒闸操作规范》的通知2.8苏电调〔2011〕370号《江苏电力系统调度规程》2.9苏电生〔2012〕1144号关于印发《智能变电站运行管理规范》的通知2.10苏电运检〔2012〕1727号《江苏省电力公司变电站防误操作技术规定（修订稿）》2.11苏电生〔2011〕1818号《设备非电量保护装置管理规定》2.12苏电调〔2012〕1456号《江苏电网220kV系统继电保护与安全自动装置调度运行规定》2.13苏电运检[2013]421号江苏省电力公司关于印发《江苏省电力公司变电站运维管理办法》等规章制度的通知2.14苏电运检〔2013〕1007号《江苏省电力公司变电站交直流电源设备运维管理规定》3总则3.1变电站的运行安全与否直接关系到系统能否实现安全经济运行，因此，变电运维人员必须具有高度的工作责任心和事业心，严格执行有关的规程、制度以及上级颁布的有关运行管理规定，确保安全供电。
110(66)kV～220kV智能变电站设计规范
六、规范主要内容介绍
5 电气一次部分 5.2 互感器 3）工程实施中应关注的重点方面： ——关口计量点互感器的配置方案。 用于电量平衡的关口计量点可配置“电子式互感器+数字式电能表”，满足0.2S 精度要求，电能表按双表配置；
用于计费结算的关口计量点（计费依据或电量校核），在取得供电公司营销部门或用 户认可的情况下可考虑采用“电子式互感器+数字式电能表”方式，否则，涉及到计 费关口处需另增常规互感器，并采用常规电能表进行计量，计量精度应满足0.2S要 求，电能表按双表配置。
应用了IEC61850的有关规定。
3．智能变电站设计除应执行本标准外，尚应严格执行强制性国家标准和行业标准，
应符合现行的国家标准、行业和企业有关标准的规定。
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四、主要工作过程
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四、主要工作过程
1．2009年8月14日，由基建部牵头成立编写工作组，拟定编制大纲、工作计 划；
——工作重点在于统一后台机、分析软件、接口类型和传输规约，应对设备 的供货现状、现有实现方案开展充分的调研，并联合一次设备、状态监测厂家、 运行部门采取合理的方案解决设备间安装配合、状态监测的统一以及状态监测 主站的建设工作。
第28页，共43页。
六、规范主要内容介绍
6 二次部分 6.1 变电站自动化系统
2. 2009年8月～9月，编制初稿，并讨论形成初稿修改稿；
3. 2009年9月18日，讨论初稿修改稿并提出修改意见；
4. 2009年9月25日，修改完善形成征求意见稿； 5. 2009年9月28日，征求意见稿广泛征求意见； 6．2009年10月17日～28日，汇总梳理反馈意见，经讨论和修改完善形成送审 稿； 7．2009年10月30日，召开设计规范送审稿评审会议； 8．2009年11月18日，根据送审稿评审意见修改完善形成报批稿。
110kV变电站工程可行性研究报告
XX110kV变电站工程1总的部分概述1.1.1工程设计的主要依据(1)《110kV XXX输变电工程可行性研究报告》。
(2) 国家相关的政策、法规和规章。
(3) 国家现行设计规程、规范。
(4) 国家电网公司《关于印发〈国家电网公司十八项电网重大反事故措施〉的通知》（国家电网生技【2005】400号）。
(5) 国家电网公司《110kV变电站通用设计标准》(6) 国家电网公司“两型一化”试点变电站建设设计导则。
(7) 国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册。
(8) 国家电网科〔2010〕1495号(关于印发《国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定》）。
(9) 国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定国家电网科〔2010〕1769号。
1.1.2工程建设规模和设计范围1.1.2.1工程建设规模(1)项目建设地点：(2)本期建设规模：表1.1.2.1-1 XX110kV变电站建设规模1.1.2.1 设计范围及分工1.1.2.1.1 设计范围本工程设计范围为变电站围墙以内的全部生产及辅助生产设施、附属设施的工艺和建（构）筑物的设计，具体项目如下：（1）站内各级电压配电装置和主变压器、无功补偿装置的一、二次接线，过电压保护和接地，电缆敷设和站用照明的设计等；（2）站内通信；（3）站区总平面布置设计和进站道路；（4）站内主控室及附属设施的工艺和构筑物的土建设计及暖通设计；（5）站内、外给排水设施和站内消防设计；（6）编制主要设备和材料清册及工程概算书；（7）环境保护和水土保持；（8）变电站的劳动安全卫生措施；（9）变电站施工及站用备用电源；（10）大件运输方案。
1.1.2.1.2 设计分工：（1）各级电压配电装置以出线门型架内侧绝缘子串或出线套管、出线电缆头，包括电缆头为界，但不包括线路阻波器、线路电压互感器或耦合电容器及其连接金具、引下线。
（2）不包括载波通信以外的其它通信设计。
（3）站区外的生活福利建筑由业主另行委托设计。
二次系统安全防护-交换机技术规范书
电力二次系统安全防护（互联交换机）技术规范书广西电网公司2009年11月目次1. 总则 (1)2. 标准 (2)3. 工程部分 (2)4. 基本要求 (3)5. 技术要求 (5)6. 技术服务 (7)7. 对技术建议书和设备报价的要求 (9)1.总则1.1 本设备技术规范书适用于广西电网公司电力二次系统安全防护控制区互联交换机的供货。
它列出了调度数据网设备的功能设计、结构、性能、安装、检测和技术服务等方面要求。
1.2 本技术规范书提出的是最基本的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应保证提供符合本技术规范书和工业标准的优质产品。
1.3 本技术规范书所使用的标准如与卖方所执行的标准有偏差时，按高标准执行。
卖方为本工程提供的设备应是按最新工艺制造的、全新的、符合国际、国内标准的，以确保系统的安全稳定运行。
1.4 卖方所提供的设备应保证是最新生产的设备，并应对涉及专利、知识产权等法律条款承担义务，买方对此不承担任何责任。
1.5 第三方产品的技术、性能参数、测试数据应由产品生产厂商直接提供和确认，并由卖方对系统整体性能负责。
1.6 本技术规范书经买卖双方确认后作为定货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。
1.7 本工程是一个系统工程，卖方应对整个系统的整体性能负责，而不是只对个别设备负责。
在系统调测和试运行期间，如果发现由于卖方设计或配置不合理或缺少设备（含部件）而造成整个系统功能不能满足本技术规范书的要求，卖方应负全部责任。
1.8 系统投入运行后，如果买方为了符合信息产业部新版的相关技术体制和技术规范，需修改或增加系统的功能，卖方有义务提供性能的修改和增加，同时免费升级软件版本。
1.9卖方据本技术规范书提供设备、备品备件、工程服务、培训等以及卖方认为必须配备的设备，应在技术建议书提出。
1.10 本技术规范书仅对设备的组成和设备性能提出基本要求，卖方可结合自己设备的特点提出技术建议书并提供该设备性能的详细资料及说明，以供买方参考。
适应新能源并网的新一代变电站自主可控二次系统研究与应用
第6期（总第243期）2023年12月山 西 电 力No.6（Ser.243）Dec.2023 SHANXI ELECTRIC POWER适应新能源并网的新一代变电站自主可控二次系统研究与应用张立伟，刘红丽，谢东升（国网山西省电力公司经济技术研究院，山西 太原 030021）摘要：二次系统作为变电站的重要组成部分，其重要性日益凸显。
针对现有二次设备存在核心软件依赖进口、存在潜在的信息安全风险等问题，指出研究并应用安全自主可控的新一代二次系统十分必要。
从站控层、间隔层、辅助设备智能监控系统等方面分析了新一代变电站自主可控二次系统的架构和信息流，并与现有变电站二次系统进行了比对分析，总结归纳出新一代变电站较常规变电站的优势，为进一步提高变电站建设质效提供了实操性强的理论依据。
关键词：新能源并网；变电站二次系统；自主可控；安全防护；智能监控中图分类号：TM63 文献标志码：A 文章编号：1671-0320（2023）06-0017-040 引言 变电站二次系统是变电站的重要组成部分，对变电站的安全稳定运行起着重要作用。
现有二次系统存在如下问题：核心芯片多依赖进口，基础软件存在信息安全隐患；数据采集方式不统一，设备功能交叉重复；设备监控覆盖不全，设备数据利用不足；安全主动防护不足，安全监测存在盲区。
本文针对上述问题，考虑变电站二次系统建设发展需求，从全面自主可控、安全防护有效、系统功能优化、运行全面监控4个维度，以芯片和操作系统自收稿日期：2023-05-21，修回日期：2023-08-10作者简介：张立伟（1982），女，山西太原人，2008年毕业于太 原理工大学电力系统及其自动化专业，硕士，高级工 程师，从事35～500 kV输变电、改扩建、新能源接入 等工程变电站二次系统的审查工作； 刘红丽（1985），女，山西太原人，2012年毕业于太 原理工大学电力系统及其自动化专业，硕士，高级工 程师，从事新能源并网研究工作； 谢东升（1980），男，山西太原人，2003年毕业于太 原理工大学电力系统及其自动化专业，高级工程师， 从事35 kV～500 kV输变电、改扩建等工程变电站技 术方案管理工作。
自动化竞赛分析题
分析题1．阅读以下回路图，依据右表所列回路名称，分别简述其功能实现原理。
答：同期手合：把手就地位置、手合同期压板在同期位置，在装置判断同期条件满足后可完成手动合闸操作；非同期手合：把手就地位置、手合同期压板在非同期位置，可实现手动合闸操作；手跳：把手就地位置，可实现手分操作；遥合出口：出口压板投入、把手远方，装置接收合闸令后并成功出口可实现遥合操作；遥分出口：出口压板投入、把手远方，装置接收分闸令后并成功出口可实现遥分操作；绿灯：模拟断路器跳位继电器动作点亮测控屏分位指示灯；红灯：模拟断路器合位继电器动作点亮测控屏合位指示灯；2．案例分析：某常规35kV变电站，自动化综自后台为国内某厂家A后台系统，站内主要测控保护装置均为国内某继保厂家B提供。
通讯总控装置为A厂家提供，负责站内通讯及上传地调系统。
站内以太网单网TCP-103规约通讯，对上采用标准101及标准104上传调度主站系统。
现站内通讯、与地调主站通讯均正常，厂家重新启动总控装置后，自动化后台恢复通讯后所有遥信位置均显示为分（与实际位置不符），遥测正常刷新显示；主站在5分钟左右（规约延迟响应250S）后通讯恢复，所有遥信状态、遥测均正常显示。
在等待一段时间（约15分钟）后，自动化后台位置显示正常。
请分析造成此现象的原因。
答：主要是由总召时间不一致引起。
总控装置正常启动后，后台迅速与其通讯恢复连接后即对其进行总召。
因为是不同厂家测控、保护装置，此时总控对下通讯会有一定延迟，此时总控对站内所有装置通讯尚未完成，总召时刻晚于后台对其总召时间，总控会对后台上述所有初始状态（0），而调度主站在规约延迟响应时间后，再对总控进行总召，此时总控将上送实际状态至主站，而遥测数据因为是不断刷新。
会有二级数据上送至后台及远动，若为遥信变位，后台显示状态则会一直不变，直至后台对总控二次总召后，恢复正确。
解决措施：1）后台手动启动总召唤2）修改总控程序，对下通讯未完成时不响应后台总召3）后台强制增加响应延迟时间后再进行总召4）站内采用61850通用规约，提高通讯速率。
自主可控安全可靠新一代变电站二次系统研究
自主可控安全可靠新一代变电站二次系统研究摘要：以“自主可控、安全可靠、先进适用、集约高效”为总体原则，继承和发展现有智能变电站设计、建设及运行等成果经验，全面开展自主可控新一代变电站二次系统建设。
构建二次系统优化四大支撑体系，规划二次系统业务功能定位，优化二次系统整体架构，开展数据采集与传输、模型及业务功能优化、设备可靠性、安全防护、二次系统运行状态评价等方面的核心技术研究。
关键词：自主可控、主辅一体监控、安全防护、二次系统1. 研究背景目前电力二次系统所使用设备的芯片大量依靠进口，国际形势严重影响二次设备核心芯片供应链安全。
存在核心技术“卡脖子”问题。
随着电网发展对二次系统精益化管理要求不断提高，为适应变电站无人值班和设备远方集中监控业务需求，对变电站设备信息采集广度、设备感知能力深度，设备运维管理细度提出了更高要求。
同时电网发展和生产体系变革对变电站二次系统也提出更高要求。
1.变电站二次系统技术现状及存在问题（1）设备监控的广度和深度不足站控层包含多专业独立系统，缺少整体协调，采集信息冗余或不全，监控界面分散杂乱，主辅设备一体化监控能力不足。
（2）对远方监控的支撑能力不足上送的实时数据不能完全满足远方监控需求，上送方式以单向原始数据上传为主，信息含量不高，智能分析和服务化支撑能力不足。
（3）站控系统软件架构封闭站控系统缺乏共享开放的基础平台，服务厂商缺乏充分竞争，不利于智能化水平提升。
（4）辅控系统标准化程度低、设备繁杂、全面感知能力不足辅控系统接入设备众多，运维工作量大；主、辅设备监控未有效整合，不利于运维人员统一监控。
（5）数据采集方式不统一；设备重复配置、共享度低。
（6）合并单元故障影响范围大；过程层网络复杂，运维难度大。
（7）系统防御能力不足，3、自主可控安全可靠新一代变电站二次系统的优势（1）全面自主可控元器件优化筛选。
按照全产业链自主可控的要求，对国产芯片进行全面筛选和论证，确保满足完全自主可控要求。
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扬州地区110KV及以下变电站数据网一平面二次安全防护设备 完善工程 初步设计 设计说明
能拓电力建设有限公司 工程设计证书： 乙级 A232030999 2012年12月 扬州地区110KV及以下变电站数据网一平面二次安全防护设备 完善工程 初步设计 设计说明
批 准： 审 核： 校 核： 编 写： 扬州地区110KV及以下变电站数据网一平面二次安全防护设备完善工程 初步设计说明 目录 1 工程概况： ....................................................................................... 1 1.1 设计依据 ....................................................................................................................... 2 1.2 工程现状 ....................................................................................................................... 3 1.3 设计原则 ....................................................................................................................... 4 1.4 设计范围 ....................................................................................................................... 4 1.5 主要经济技术指标 ....................................................................................................... 4 2 项目必要性 ....................................................................................... 6
3 二次系统安全防护体系要求 ........................................................... 7 3.1 安全分区 ....................................................................................................................... 7 3.2 网络专用 ....................................................................................................................... 7 3.3 横向隔离 ....................................................................................................................... 8 3.4 纵向认证 ....................................................................................................................... 9 4 调度数据网现状 ............................................................................. 10 4.1 江苏省调度数据网现状 ............................................................................................. 10 4.2 扬州调度数据网现状 ................................................................................................. 13 5 扬州地区二次安防现状 ................................................................. 17 5.1扬州地区二次安防主站端 ............................................................................................ 17 5.2扬州地区二次安防厂站端 ............................................................................................ 18 6 工程建设方案 ................................................................................. 20
7 设备配臵清单 ................................................................................. 22 8 设备技术参数 ................................................................................. 23 附件： ....................................................................................................... 28 附表： ....................................................................................................... 29 扬州地区110KV及以下变电站数据网一平面二次安全防护设备完善工程 初步设计说明 1 1 工程概况： 电力调度数据网是电力调度生产服务的专用数据网络，是承载并实现各级调度中心之间及调度中心与厂站之间实时生产数据及传输及交换的基础网络，是供电公司实现应急技术支持系统和备用调度中心功能的支持平台。电网调度是电网运行控制主要方式，关系电网安全运行。随着电网技术及网络技术的飞速发展，对电力调度数据网的安全性及连续性的要求日益提高。 江苏电网是华东电网的重要组成部分，并已在2012年完成了江苏电力调度数据网网络结构优化为骨干网和接入网的重要步骤。其中，骨干网包括数据网第一、二平面，接入网包括省级接入网和市级接入网。覆盖了江苏省调、13个地调、51个区县调、98座统调电厂、35座500kV变电站、426座220kV变电站、1422座110kV变电站、889座35kV 变电站，调度数据网双平面的建成和完善为调度监控自动化系统、电网协调防御决策支持系统、电能量自动采集系统、电力市场交易系统和继电保护信息远传等应用业务提供了可靠的支持。 为确保调度实时系统和调度生产管理系统的安全可靠运行，根据上级相关要求，江苏省电力公司积极开展电力二次系统安全防护工作，按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的防护原则，从制定方案、规范标准入手，统一部署了安全防护设备及访问控制策略，现已初步形成了覆盖省、市、县及所属厂站的二次系统安全防护体系。在“安全分区”方面，在省公司统一部署下，将电力二次系统分为生产控制大区和管理信息大区，生产控制大区划分为安全I区和扬州地区110KV及以下变电站数据网一平面二次安全防护设备完善工程 初步设计说明 2 安全II区，将EMS系统、功角量测等实时控制系统划入安全I区，将电能量系统、DTS等非实时系统划入安全II区，将调度生产管理系统（OMS系统）划入管理信息大区。 根据电监会34号文要求，2007 年底之前，江苏省电力公司系统地级以上调度机构、220kV以上变电站（含开关站、换流站）、总 装机1000兆瓦或含有单机容量300兆瓦以上机组的发电厂及其它重要厂站要具备二次系统安全防护的主要功能；2008～2009年 110 kV以上变电站、含有单机容量100兆瓦以上机组的发电厂、县级调度中心和配电调度中心等要具备二次系统安全防护的主要功能，有条件的地方应尽量提前；2010 年之前建成比较完善的电力二次系统安全防护体系。江苏省电力公司积极贯彻上级要求，逐步开展了二次系统安全防护工作，目前已初步建成了二次系统安全防护体系，但二次系统安全防护体系尚不完备，需要逐步完善。 目前，江苏电力调度数据网省、地、县、500kV 变电站、220kV变电站、统调电厂已经部署加密网关、防火墙等安全访问控制设备，但110kV变电站只有部分变电站部署防火墙、纵向加密认证网关等安全设备，不能满足国家电网『2011』684号“110kV变电站需配臵I区纵向加密认证装臵(低端)”的要求，亟需进一步完善。 1.1 设计依据 （1） 国家电网调（2011）684号《关于加强地县级电网备用调度建
设工作的意见》（附件1） （2） 国家电网调（2011）1366号《关于江苏省电力公司地县备调