电力系统中哪些地方需要使用密码技术？

利刃信安

2026年9月1日 13:00
北京

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以下文章来源于二进制流派
，作者曦葶的大朋友

二进制流派
.

资深程序员 / 密码工程实践者。专注于网络协议与密码算法的实战落地。

文章有点长，7000多字。请耐心阅读

1 概述

电力行业属于基础的能源行业，目前还没有替代电力的新能源具有可实际应用性。即使在2050年以后，预计电力行业依然是全球经济发展的主要动力来源。

电力系统分为一次设备和二次设备。一次设备是指直接用于生产、输送、分配和消耗电能的高电压、大电流设备。二次设备是指对一次设备的运行状态进行监视、控制、调节和保护（电力监控系统），实现电力信息化，它们通常不直接参与电能的传输。

《电力监控系统安全防护规定》（27号文）和《电力监控系统安全防护总体方案》（36号文）就是为了强化二次设备安全运行，保障电力信息化安全，以保障整个电力系统安全。

本文主要针对电力二次系统，从输送电、配电到用电整个环节，分析探讨对密码应用的需求，进一步提升电力二次系统安全的可行性。

2 电力信息化

随着计算机、IT及网络技术的发展，国家电网公司和南方电网公司在电力信息化方面投入了巨资，形成了电力通信骨干网、电力通信接入网和传感网三大核心网络，承载着电力运行生产和日常管理运行。

通信是电力信息化的基础，也是发电、输电、变电、配电、用电和调度的重要组成部门。近年来，先进的通信技术不断地在电力系统生产、运营和管理中得到广泛的应用。电力信息化业务可以分为关键运行业务和事务管理业务。关键运行业务是指远动信号、数据采集和监视控制信号、能量管理系统、继电保护信号和调度控制等；事务管理业务包括行政电话、会议电话和会议电视、管理信息数据等。关键运行业务信息量不大，但对通信的实时性、准确性和可靠性要求很高；事务管理业务则业务类多、变化快、通信流量大。

电力通信骨干网主要承载电力监控系统的运行，对带宽、时延、可靠性有着近乎严苛的要求。因此电网公司都选择自建网络，以光纤通信为主，同时也利用了升级后的微波通信网络。电力通信骨干网的建设从电网公司总部到省电力公司、地级供电局、800KV、500KV、220KV、110KV、35KV以上变电站。电力骨干网的物理传输介质基本上100%依赖光纤，广泛采用OPGW（光纤复合架空地线）。传输技术正在从SDH往OTN与SPN演化。

电力通信接入网主要覆盖电网的末端业务，一般以地级市为单位进行建设。根据应用场景可以分为三大板块：

1.配电通信网：连接中压配电网（10kV/35kV）的开关站、环网柜、柱上开关等。它是配电自动化（FA）的核心支柱。

2.用电通信网：连接低压用户侧（380V/220V）的集中器、智能电表、充电桩等，支撑用电信息采集和营销业务。

3.新能源与微电网接入：连接分布式光伏电站、风力发电点、储能电站，实现末端清洁能源的协调控制。

电力通信接入网采用光纤环网为主，同时租用运营商的4G/5G无线专网。

电力通信传感网是用户侧采集设备与感知对象之间信息，当前主要使用PLC、RS-485总线、微功率无线等通信网络进行传输。

2.1 电网调度信息化

电网调度信息化主要指通过各级调度中心（地调、县调、梯级调度）对发输变电过程中的厂站、变电站、换流站等输变电设备进行信息采集、设备监控等操作，以保证输变电整个环节的正常运行，消除各种安全隐患，保证和提高输电质量，减低输电损耗，提升电力公司生产效益。

电网调度信息化系统主要由三部分构成，包括各级调度中心、电力调度数据通信信道（电力通信骨干网）和远动终端（变电站、厂站）。

2.1.1调度中心

根据发展，电网调度机构分为五级：电力调度中心，跨省、自治区、直辖市级调度机构（简称网调），省、自治区、直辖市级调度机构（简称省调），省辖市级调度机构（简称地调），县级调度机构（简称县调）。

电力监控系统主要包括能量管理系统、广域相量测量系统、电网动态监控系统、继电保护和故障录波信息管理系统、电能量计量系统、电力市场运营系统、调度员培训模拟系统、水库调度自动化系统、调度生产管理系统、雷电监测系统等。根据电力信息化安全分区原则，结合调度中心应用系统和功能模块的特点，将各功能模块分别置于生产控制大区和管理信息大区。具体如下图所示：

图中展示了在各级电力调度中心中业务系统的总体逻辑运行图。生产控制大区可以分为实时区（又称安全区I） 和非实时区（又称安全区Ⅱ）。

1)实时区（安全区I）

控制区的业务系统或者功能模块（含子系统）的典型特征为：是电力生产的重要环节，直接实现对电力一次系统的实时监控，纵向是用电力通信骨干网或者专用通道，是整个电力信息化系统的核心和重点部分。

控制区的典型业务系统包括电力数据采集和监控系统、能量管理系统、广域相量测量系统、配电网自动化系统、变电站自动化系统、发电厂自动监控系统等，其主要使用者为调度员和运行操作人员，数据传输实时性为毫秒级或者秒级，其数据通信使用电力通信骨干网的实时子网或者专用通道进行传输，该区内还包括采用专用通道的控制系统，如：继电保护、安全自动控制系统、低频自动减负荷系统、负荷管理系统等，这类系统对数据传输的实时性要求为毫秒级或者妙计，其中负荷管理系统为分钟即。

2)非实时区（安全区II）

非控制区中的业务系统或其功能模块的典型特征为：是电力生产的必要环节，在线运行但不具备控制功能，使用电力通信骨干网络，与控制区中的业务系统或其功能模块联系紧密。

非控制区的典型业务系统包括调度员培训模拟系统、水库调度自动化系统、继电保护及故障录波信息管理系统、电能量计量系统、电力市场运营系统等，其主要使用者分别为电力调度员、水电调度员、继电保护人员及电力市场交易员等。在厂站端还包括电能量远方终端、故障录波装置及发电厂的报价系统等。非控制区的数据采集频度是分钟级或小时级，其数据通信使用电力通信骨干网的非实时子网。

3)管理信息大区

管理信息大区指生产控制大区以外的电力企业管理业务系统的集合。电力企业可根据具体情况划分安全区，但不影响生产控制大区的安全。管理信息大区主要运行与电力企业日常管理相关的业务系统，包括办公自动化、电子邮件、网站服务、电力信息发布等，管理信息大区业务是通过电力企业数据网进行运行，该网络与电力通信骨干网互为独立。

2.1.2通信信道

在电力通信骨干网上运行的各种应用，包括生产控制大区和管理信息大区的各种业务。主要基于IP技术，构成了电力通信骨干网络上的综合业务平台，为电力调度、电力市场和电力工业信息化提供了业务支撑和服务。

上图为江苏省电力公司电力通信骨干网的逻辑图，各级电力调度中心通过1根2M线路连接到各个变电站，地调通过10x2M的线路连接下级县调。但随着信息化系统建设的不断深入，目前上级调度中心到下级调度中心的链路带宽已经无法满足应用的需要了，网络改造在所难免。

随着电力企业越来越依赖电网调度信息化来进行生产调度，日常管理等工作，电力通信骨干网的稳定可靠就显得更为重要。为了提供调度数据网的可靠性，减低故障率，提供整个数据网的冗余性。国家电网和南方电网建设了电力通信骨干网络第二平面。所谓的“第二平面”是指建设与现有电网调度数据网络平面运行相独立的调度数据网络平面（简称第二平面），以提高调度数据网络和实时生产数据传输、交换的可靠性，适应电网调度备用调度体系建设和相关应用发展的要求。

上图为南京供电局建设的电力通信骨干网，从图中可以看到为两张网络。变电站、厂站和地、县级调度中心都与两张网络连接，当一张网络出现链路故障，无法进行数据传输时，变电站、厂站和地、县级调度中心的业务通信系统会自动进行切换，通过第二套网络（第二平面）进行数据传输，以保证业务的通信。

2.1.3远动终端

远动终端（RTU）就是电网监控系统中安装在发电厂、变电站的一种远动装置。RTU采集所在变电站、发电厂表征电力系统运行状态的模拟量状态量，监视并向调度中心传送这些模拟量和状态量，执行调度中心下发的控制和调节命令。

2.2 配电信息化

配电网信息化依托配电通信网进行通信，作为配电网建设的重要组成部分，是全面实现智能电网建设的重要基础。

2.2.1系统组成

配网自动化系统由地理上广泛分布于各主站、配电箱、配电室的超大规模异构设备和系统构成，与电力系统其它业务系统之间存在着复杂的交互行为和大量的异步操作，是电力系统、信息系统和通信系统有效融合的混杂系统。

配网自动化系统是实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA、馈线自动化、实时信息发布和数据交互等功能。主要包括配网自动化主站、配网自动化子站、配网自动化终端及远程工作站，典型系统结构如下图所示。

2.2.2.1配电网通信信道

配电通信网属于接入通信网的重要组成部分，主要负责配电网的信息采集，包括10kV及以下的开闭站、配电室、开闭器、电缆分界室、箱变、分段联络开关、柱上变压器、柱上开关等站点，承载配电自动化、负荷管理、电量采集等各种配电网通信业务。

配电网通信平台近些年来综合利用工业以太网技术、无线4g/5g技术等多种方式开展10kV及以下配电网通信系统的建设，实现配电自动化、自动抄表、用户双向通信等功能，拓展了信息自动采集的范围和内容。

针对不具备光缆敷设条件的站点，如柱上开关等，主要利用无线公网技术，配电自动化终端内嵌无线通信模块，采用无线方式实现无线信息采集，然后通过移动公司内部的VPN与公司骨干网进行通信，将信息传送至配电自动化主站，具体如下图：

2.2.2.2配电终端

终端层设备多位于配电自动化专网现场，如箱式变电站、配电室以及电线杆、电线柱等环境。对于10Kv中压输变电网的测控，因为处于电网的最基础层次，也是与电网用户最密切的部分。此类电力SCADA系统一般由各种小巧灵活的终端单元设备构成，如FTU(馈线终端单元)、RTU(远动终端单元) 、TTU(配变终端单元)等。

a.电线柱/塔型电力监控终端

典型的电线柱/塔型电力监控终端如下图所示:

在图中的电力监控终端中不仅有电网测控功能模块，还有通信Modem单元，现场终端级SCADA系统安全防护设备将接入该机箱内完成安全防护功能。

b.箱式变电站

箱式变电站主要部署在住宅小区、城市公用变、繁华闹市、施工电源等。因不方便部署光纤线缆，因此一般采用无线路由器把DTU设备发出的101规约数据通过串行线路传送给无线路由器，无线路由把DTU的串行数据转化为以太网帧数据，并通过无线模块把数据发送到主站端。箱式变电站DTU设备主要通过无线网络传输遥测和遥信数据，一般不传输遥控数据。

c.配电室

配电室属于现场终端，一般采用光纤环网把DTU设备发送的数据传送到主站端。配电室内的DTU设备与箱式变电站的DTU设备在数据传输方式上有所不同，箱式变电站DTU设备通过串行线路进行101规约数据传输，配电室DTU设备通过IEEE802.3以太网链路进行104规约数据传输。配电室DTU设备把104规约数据输送给前端工业光纤交换机，光纤交换机把数据通过光纤链路传送到主站端。配电室DTU设备传输的数据包括遥测、遥信和遥控数据。配电室里还配备有无线路由器作为备用通道，当配电室内的工业交换机或光纤环路出现故障，则采用无线通道进行数据传输。

2.3 用电信息化

用电信息化环节主要的系统是用电信息采集系统，它主要对用户的用电信息进行实时采集、处理和监控，可以实现用户电力的全覆盖和用电数据的全采集，全面支持费控管理，是智能电网用电环节的重要基础和用电信息的重要来源，也为智能用电服务技术支持平台提供基础用电信息数据。

2.3.1系统逻辑构架

用电信息采集系统可分为三层，分别是主站层、通信信道层和采集设备层，其逻辑架构如下图所示。

1)主站层一般分为业务应用、前置采集、数据库管理三大部分。其中业务应用实现系统的各种业务应用功能；前置采集负责与终端之间指令下发、数据采集、通信管理；数据库管理负责对数据的存储、转发和处理。

2)通信信道层是主站和采集设备之间的数据传输通道，目前常用的信道有光纤专网、无线公网、230MHz无线专网。

3)采集设备层负责采集原始的用电信息，该层可分为终端子层和计量设备子层。其中，终端子层负责收集用户计量设备的信息，处理和冻结有关数据，并实现于上层主站的交互；计量设备子层实现电能计量和数据输出等功能。

2.3.2系统业务组成

目前用电信息采集系统包括电力负荷管理系统、配电变压器监测系统、集中抄表系统、变电站关口采集系统等，通过这些系统的整合最终实现“全覆盖、全采集、全费控”的目标。

3 密码需求分析

通过对电力信息化的分析可以得知，从发电、输电、变电、配电到电力调度环节都严重依赖于电力信息化。因此确保了电力信息化的安全，才能确保发电、输电、变电、配电到电力调度整个环节的安全，如果任一环节出现故障，将对电力企业带来灾难性后果，将严重影响工业和生活用电。

3.1 电网调度

3.1.1安全需求

通过前面对电网调度信息化的分析可知，电力通信骨干网中的业务运行是整个电力发、输、变电的关键控制部分，如果电力通信骨干网受到黑客攻击出现故障或者相关核心业务系统受到病毒、恶意代码攻击，将严重影响供电企业日常输送电，造成严重的经济损失。

为了确保电力通信骨干网络及相关业务系统（如EMS、WAMS）的安全，抵御黑客、病毒、恶意代码等各种形式的恶意破坏和攻击，特别是抵御集团式攻击，防止电网调度系统的崩溃和瘫痪，发改委制定了《电力监控系统安全防护规定》和《电力监控系统安全防护总体方案》。

3.1.2安全防护方案

电力监控系统安全防护的总体原则是“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向加密”。安全防护主要针对网络系统和基于网络的电力生产控制系统，重点强化边界防护，提高内部安全防护能力，保证电力生产控制系统及重要数据的安全。下图为安全防护总体示意图：

3.1.2.1安全分区

根据业务的实时性和重要程度，将整个系统划分为不同安全级别的生产大区和管理大区，从源头上压缩攻击面。

3.1.2.2网络专用

电力监控系统必须基于独立建设的电力通信专用网络（如电力调度数据网）进行传输，与普通互联网及企业办公网实施物理隔离。

3.1.2.3横向隔离

在同一级别的不同安全分区之间（尤其是生产大区与管理大区之间），必须部署专用的横向单向安全隔离装置（隔离网闸），切断网络直接连通。

3.1.2.4纵向加密

纵向加密认证是电力监控系统安全防护体系的纵向防线。采用认证、加密、访问控制等技术措施实现数据的远方安全传输以及纵向边界的安全防护。对于重点防护的调度中心、发电厂、变电站在生产控制大区与广域网的纵向连接处应当设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置，实现双向身份认证、数据加密和访问控制。暂时不具有条件的可以采用硬件防火墙或者网络设备的访问控制技术临时替代。

纵向加密认证装置用于生产控制大区的广域网边界防护。纵向加密认证装置为广域网通信提供认证与加密功能，实现数据传输的机密性、完整性保护，同时具有类似防火墙的安全过滤功能。加密认证网关除具有加密认证装置的全部功能外，还应实现对电力系统数据通信应用层协议及报文的处理功能。

3.1.2.5信源加密

《电力监控系统安全防护规定》明确提出了重要业务数据需要进行信源加密，如下所示：

3.2 配电网

3.2.1安全需求

配电网主要应用10KV变电站，配电网直接关系到工民用电安全，配电网网出现故障将导致城市出现大面积停电事故，严重影响民众生活及经济发展。配网自动化系统是实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA、馈线自动化、实时信息发布和数据交互等功能。

《配电网安全防护方案》针对安全有如下明确说明：

3.2.2安全防护方案

为了解决配电网所面临的安全风险，国家电网公司和南方电网公司纷纷结合发改委发布的《电力监控系统安全防护总体方案》和《电力负荷管理系统安全防护补充技术规范》，制定了适合自身安全需求的配网安全防护总体解决方案。

整体防护思路为：在配电终端内置加密芯片和主站前置机调用密码机保护101/104规约数据。

针对配电网系统子站数量大、控制命令间隔时间长等特点，应采用基于非对称密钥技术的单向/双向认证措施（如下图），实现远方控制命令的有效鉴别及加密传输。子站仅上传遥信、遥测数据，防止入侵者通过上行数据注入病毒、穿越调度端前置机进入调度系统网络。

3.3 用电

3.3.1安全需求

用电信息采集系统是对电力用户的用电信息进行采集、处理和实时监控的系统，实现用电信息的自动采集、计量异常监测、电能质量监测、用电分析和控制、相关信息发布、分布式能源监控、智能用电设备的信息交互等功能。

因此，用电信息采集系统关注的是用电信息安全，尤其是对用户用电关键数据信息的机密性、完整性、可用性、可控性以及授权管理与访问控制等安全。

1.机密性。机密性指信息不泄露给非授权实体并供其利用的特征。例如，生产企业的用电信息被窃取，就能分析推断该企业的产能及生产规律等企业商业秘密，如果涉及航天、国防等重要领域，将威胁国家安全。

2.完整性。完整性指信息在存储和传输过程中未经授权不能被改变的特性。例如，售电系统涉及电力用户、银行、电力公司多个结算环节，如售电信息被篡改，将严重损害供电企业和电力用户的利益，甚至影响社会稳定。

3.可用性。可用性指信息能够被授权实体访问并按要求使用，信息系统能以人们所接受的质量水平持续运行，为人们提供有效的信息服务的特征。

3.3.2安全防护方案

下图为用电信息化的总体安全防护安全解决方案：

3.3.2.1主站安全防护

部署密钥管理系统、密码机、发卡系统等实现用电信息采集系统与关口计量器、专用变电站采集终端、集中采集器、智能电表之间的安全认证与数据加密防护。

3.3.2.2采集终端

关口计量器、专用变电站采集终端、集中采集器、智能电表内置ESAM（具有SM2/3/4算法）芯片，通过SM2算法实现与用电信息采集系统之间的双向认证，通过SM3/4算法实现与用电信息采集系统交互数据的机密性和完整性。集中采集器与智能电表之间采用SM3/4算法实现安全认证和数据加密。

4 密码应用分析