变电站监控系统安全防护方案培训

变电站监控系统安全防护方案培训CONTENTS目录01方案背景与政策依据02变电站监控系统概述03网络安全威胁分析04安全防护体系架构CONTENTS目录05安全分区与网络专用06边界防护技术措施07本体安全与可信免疫08安全管理与应急处置CONTENTS目录09安全评估与持续改进01方案背景与政策依据变电站监控系统安全防护重要性

01保障电力系统安全稳定运行的核心屏障变电站监控系统实时采集和控制电气设备数据，其安全直接关系到电力一次系统的稳定，可抵御黑客、病毒等恶意攻击，防止系统瘫痪和失控导致的电网事故。

02符合国家法律法规与行业标准的基本要求依据《电力监控系统安全防护规定》（国家发改委27号令）等法规，变电站监控系统安全防护是电力安全生产的有机组成部分，运营者需落实主体责任，确保合规。

03应对新型电力系统网络安全挑战的关键举措随着新型电力系统建设，变电站接入主体多样化、交互方式丰富化，面临更复杂的网络威胁，强化安全防护可提升系统主动免疫与态势感知能力，适应技术发展需求。

04防止重大安全事故与经济损失的重要保障历史案例表明，监控系统漏洞可能导致变电站一次设备误动或停运，引发大面积停电。有效的安全防护能避免此类事故，保障社会生产生活用电，减少经济损失。国家相关政策法规解读

《电力监控系统安全防护规定》（2024年第27号令）该规定由国家发展和改革委员会2024年11月25日审议通过，自2025年1月1日起施行，是电力监控系统安全防护的核心法规。其核心原则为“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”，并强化安全免疫、态势感知、动态评估和备用应急措施，构建持续发展完善的防护体系。安全分区与业务部署要求规定将防护区域按安全等级从高到低划分为生产控制区（含安全Ⅰ区、安全Ⅱ区）和管理信息区（含安全Ⅲ区、安全Ⅳ区）。明确对电力一次系统实时监控的业务模块部署于安全Ⅰ区，与Ⅰ区交互紧密但不直接控制的业务模块不低于安全Ⅱ区，运行指挥分析决策业务不低于安全Ⅲ区，其他业务不低于安全Ⅳ区。关键技术防护措施生产控制区使用电力监控专用网络，与其他网络物理隔离；生产控制区与管理信息区、安全接入区之间设电力专用横向单向安全隔离装置；生产控制区与广域网联接处设电力专用纵向加密认证装置；安全接入区需设置通信代理模块，与终端通信采用加密认证，禁止存储重要数据并加强可信验证。安全管理核心要求运营者是安全防护责任主体，主要负责人负总责，需将安全防护纳入日常安全生产管理体系，落实“三同步”（同步规划、建设、使用）。系统规划阶段制定防护方案并经审核，投运前验收；建立自评估为主的评估制度，省级及以上调度机构定期上报评估整改情况；明确供应商产品服务安全责任及专用安全产品管理要求。行业标准与技术规范要求

国家强制性标准《电力监控系统安全防护规定》（国家发改委2024年第27号令）明确要求电力监控系统实施分区防护，生产控制区与管理信息区之间应设置电力专用横向单向安全隔离装置，纵向采用加密认证装置，自2025年1月1日起施行。

电力行业专项规范GB/T45906.4—2025《变电站二次系统网络安全防护技术要求》构建“安全防御—监测—处置—评估”四维体系，要求生产控制区重要业务采用可信验证措施，实现引导程序、系统程序、应用程序的可信验证。

安全分区核心要求生产控制区分为安全Ⅰ区（实时控制，如SCADA系统）和安全Ⅱ区（非控制生产，如故障录波装置），使用电力监控专用网络并物理隔离；管理信息区分为安全Ⅲ区（生产管理）和安全Ⅳ区（办公信息），不同安全区禁止纵向交叉联接。

边界防护技术规范生产控制区与管理信息区之间必须部署经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置；安全Ⅰ区与Ⅱ区之间、Ⅲ区与Ⅳ区之间应设置防火墙或逻辑隔离设施；广域网纵向联接处需部署电力专用纵向加密认证装置。02变电站监控系统概述变电站监控系统定义与功能

变电站监控系统的定义变电站监控系统是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。

变电站监控系统的核心功能核心功能包括实时数据采集与监控、设备状态监测与告警、远程控制操作、数据存储与分析，以及与调度中心的信息交互，确保变电站安全稳定运行。

变电站监控系统的典型组成主要包括监控系统、广域相量测量装置（PMU）、五防系统、继电保护、安全自动装置、故障录波装置、辅助设备监控、电能量采集装置和一次设备在线监测等。

不同类型变电站的系统扩展换流站还包括阀控系统及站间协调控制系统等；有人值班变电站还有生产管理系统终端等；集控站还包括对受控变电站的监控系统等。变电站监控系统典型结构

主要组成系统变电站监控系统主要包括变电站自动化系统、五防系统、继电保护装置、安全自动装置、故障录波装置和电能量采集装置等；换流站还包括阀控系统及站间协调控制系统等，有人值班变电站还有生产管理系统等；集控站还包括对受控变电站的监控系统等。

自动化系统结构分类变电站自动化系统按结构可分为分层分布式（站、间隔、设备三层）或全分布式（站、设备二层）。

逻辑结构划分变电站监控系统逻辑上体现为不同安全区域的划分与连接，生产控制大区与管理信息大区相对独立，各业务模块根据功能和安全等级要求部署在相应区域，以实现安全防护与业务需求的统一。变电站监控系统发展历程单击此处添加正文

传统监控阶段（20世纪80年代-21世纪初）以电磁式仪表、继电器保护为主，依赖人工巡检和就地控制，自动化水平低，信息孤岛现象严重，缺乏有效的网络安全防护概念。数字化监控阶段（21世纪初-2010年）计算机技术引入，出现RTU（远程终端单元）和早期SCADA系统，实现数据采集和远方控制，开始采用专用通信网络，但网络安全防护侧重于物理隔离和简单访问控制。网络化监控阶段（2010年-2020年）基于TCP/IP协议的网络化架构普及，分层分布式自动化系统成为主流，信息交互能力增强，"安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证"等防护原则逐步确立和实施。智能化与泛在电力物联网阶段（2020年至今）云计算、大数据、人工智能等技术融合应用，监控系统向智能化、协同化发展，边缘计算设备增多，面临更复杂的网络攻击面，安全防护更强调态势感知、安全免疫和全生命周期管理，《电力监控系统安全防护规定》（2024年第27号令）等法规进一步完善防护要求。03网络安全威胁分析网络安全威胁类型外部恶意攻击包括黑客利用漏洞进行的非法入侵、病毒及恶意代码的传播感染，以及拒绝服务攻击等，旨在破坏系统功能或窃取数据，对变电站监控系统构成直接威胁。内部操作风险源于内部人员操作不规范，如误操作、违规接入外接设备等，或因权限管理不当导致的非授权访问，可能造成系统故障或敏感信息泄露。网络边界渗透通过非专用网络（如公用有线/无线通信网络）或不安全的接入方式，试图突破生产控制区与管理信息区等区域边界，实现对关键业务模块的非法访问和控制。设备与供应链风险选用存在已知安全缺陷、漏洞的产品和服务，或供应商未履行安全责任，导致设备在全生命周期内存在被植入恶意程序、遭受攻击的风险。变电站监控系统面临的主要威胁

外部网络攻击威胁包括黑客利用漏洞进行的非法入侵、恶意代码（病毒、木马）感染，以及拒绝服务攻击等，可能导致系统瘫痪或数据泄露。

内部操作风险威胁内部人员操作不规范、误操作，或使用带有病毒的外接设备等，可能对监控系统安全造成影响，如配置错误导致系统异常。

设备与系统漏洞威胁系统及设备可能存在已知或未知的安全缺陷、漏洞，若未及时修补，易被利用发起攻击，影响系统安全防护强度。

通信传输安全威胁在数据传输过程中，可能面临数据被窃取、篡改的风险，尤其是使用非专用网络或无线通信时，安全风险更高。变电站监控系统安全威胁特点01攻击目标高度集中化威胁主要针对生产控制大区核心业务模块，如安全Ⅰ区的实时监控系统、安全Ⅱ区的非控制生产系统，旨在瘫痪电力调度或导致一次系统事故。02攻击手段复合多样化融合黑客入侵、恶意代码植入、拒绝服务攻击等多种方式，例如利用445端口漏洞发起网络攻击，或通过USB设备传播病毒感染主机系统。03内外威胁交织复杂化外部面临高级持续性威胁（APT）攻击，内部存在运维操作不规范、权限管理疏漏等风险，如误操作导致系统配置错误或敏感数据泄露。04影响范围连锁扩大化单一系统被入侵可能通过专用网络横向扩散至整个电力监控系统，甚至引发区域电网故障，如2015年乌克兰电网遭网络攻击导致大面积停电事件。04安全防护体系架构安全防护体系基本构成技术防护维度包括基础设施安全（机房、设备）、网络结构安全（分区、专用网、隔离、认证）、本体安全（设备、业务系统、通信）、可信安全免疫（可信验证、动态可信）及安全监测与处置（采集、分析、告警）等技术层面的防护措施。安全管理维度涵盖责任体系与组织架构（负责人、管理部门、技术部门、运维单位）、制度规范（安全防护制度、应急预案、评估制度）、全生命周期管理（规划、建设、运维、评估）及人员管理（安全培训、权限管理、第三方管控）等管理层面的要求。应急备用维度包含系统备用和恢复机制（设备冗余、数据备份、恢复测试）、联合防护和应急机制（应急预案制定、定期演练、应急指挥），确保在发生安全事件时能够快速响应、处置和恢复，保障系统业务连续性。安全防护体系关键技术

可信计算技术遵循GB/T45906.4-2025要求，对系统引导程序、系统程序、应用程序和关键配置文件进行可信验证，应用程序关键执行环节动态可信验证，可信根实体需通过国家密码管理局认证。

安全监测预警机制建设基于内置探针等的网络安全监测手段，实时监视分析电力监控系统网络安全运行状态及可疑行为告警，与调度数据网相连的系统需将告警信息同步传送至相应电力调度机构。

电力专用安全隔离与加密认证生产控制区与管理信息区、安全接入区之间设置电力专用横向单向安全隔离装置；生产控制区与电力监控专用网络广域网之间设置电力专用纵向加密认证装置或加密认证网关，保障数据传输安全。

网络边界防护技术安全Ⅰ区与Ⅱ区之间、Ⅲ区与Ⅳ区之间、安全接入区与终端之间设置具有访问控制功能的设备、防火墙或相当功能的逻辑隔离设施，严格控制区域间数据访问。安全防护体系实施策略分阶段实施计划

第一阶段：基础设施加固，完成物理安全环境和网络结构优化；第二阶段：部署安全防护设备，实现边界防护和本体安全；第三阶段：建设安全监测平台，完善安全处置流程；第四阶段：引入可信计算技术，实现主动免疫防护。关键技术选型建议

推荐选用通过国家密码管理局认证的密码产品；优先采用国产可信计算模块；选择支持标准通信规约的安全监测装置；部署具备白名单功能的网络准入控制系统。方案审核与验收管理

运营者在电力监控系统规划设计阶段，应当制定电力监控系统安全防护方案并通过本单位电力监控系统网络安全管理部门以及相应电力调度机构审核，系统投运前应当完成方案实施并通过本单位电力监控系统网络安全管理部门验收。接入调度数据网的系统及设备，其接入技术方案和安全防护措施必须经相应电力调度机构审核同意。持续评估与改进机制

健全电力监控系统安全防护评估制度，采取以自评估为主、检查评估为辅的方式，将电力监控系统安全防护评估纳入电力系统安全评价体系。省级及以上电力调度机构应当定期将调管范围内电力监控系统安全防护评估和整改情况报国家能源局及其派出机构。05安全分区与网络专用安全分区原则与划分方法安全分区核心原则遵循"安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证"结构安全原则，落实国家网络安全等级保护和关键信息基础设施安全保护制度，强化安全免疫、态势感知、动态评估和备用应急措施。安全区域等级划分防护区域按安全等级从高到低划分为生产控制区（含安全Ⅰ区、安全Ⅱ区）和管理信息区（含安全Ⅲ区、安全Ⅳ区）。生产控制区使用电力监控专用网络，实现与其他网络物理隔离。业务模块分区部署要求实时监控电力一次系统的业务模块部署于安全Ⅰ区；与Ⅰ区交互紧密但不直接控制的模块不低于安全Ⅱ区；运行指挥分析决策模块不低于安全Ⅲ区；其他模块不低于安全Ⅳ区。低安全等级模块可就高放置，但避免纵向交叉联接。安全接入区设置规则生产控制区业务模块若使用非电力监控专用网络通信或终端无物理访问控制条件，须设立安全接入区。接入区应简化功能配置，禁止存储重要数据，采用加密认证和可信验证措施保护通信代理模块。变电站分区特殊考量220kV及以上变电站生产控制大区应细分控制区和非控制区，有人值班变电站可设生产管理系统。不接入省级以上调度中心的特定电压等级及以下变电站，生产控制大区可简化为单一控制区。生产控制区与管理信息区划分

生产控制区核心构成包含安全Ⅰ区（实时控制，如SCADA、继电保护）和安全Ⅱ区（非控制生产，如故障录波、电能量采集），采用电力监控专用网络，物理隔离于外部网络。

管理信息区功能定位分为安全Ⅲ区（生产管理，如运行指挥、分析决策）和安全Ⅳ区（其他业务），与生产控制区通过电力专用横向单向安全隔离装置实现隔离。

分区部署基本原则实时监控业务部署于安全Ⅰ区，紧密交互非控制业务不低于安全Ⅱ区，运行指挥业务不低于安全Ⅲ区，其他业务不低于安全Ⅳ区，低等级业务可就高放置但避免纵向交叉联接。

电压等级特殊考量220kV及以上变电站生产控制区需细分Ⅰ、Ⅱ区；不接入省级以上调度中心的特定kV及以下变电站，生产控制区可简化为单一控制区。电力监控专用网络要求

物理隔离要求生产控制区应当使用电力监控专用网络，该网络应在专用通道上使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与运营者其他数据网及外部公用数据网的安全隔离。

逻辑子网划分电力监控专用网络划分为逻辑隔离的实时子网和非实时子网，分别连接安全Ⅰ区和安全Ⅱ区，确保不同安全等级区域的数据传输路径清晰且隔离。

纵向加密认证生产控制区与电力监控专用网络的广域网之间的联接处应当设置电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网关，保障数据在广域网传输中的机密性和完整性。06边界防护技术措施横向隔离技术与实施方案

横向隔离技术分类与部署原则横向隔离技术主要包括电力专用横向单向安全隔离装置和逻辑隔离设施。生产控制区与管理信息区、安全接入区之间必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置；安全Ⅰ区与安全Ⅱ区之间、安全Ⅲ区与安全Ⅳ区之间、安全接入区与终端之间应设置具有访问控制功能的设备、防火墙或相当功能的逻辑隔离设施。

电力专用横向单向安全隔离装置应用要求该装置用于生产控制区与管理信息区、安全接入区之间的联接处，实现数据的单向安全传输，隔离强度靠近或达到物理隔离。装置需通过国家能源局指定部门的检测认证，确保其有效性和可靠性，防止非法数据流入生产控制区。

逻辑隔离设施配置规范逻辑隔离设施如防火墙等，应根据不同安全区之间的业务需求，严格配置访问控制规则，仅开放必要的通信端口和服务。例如，安全Ⅰ区与安全Ⅱ区之间的防火墙，应限制非授权IP地址访问，ACL规则每季度审核一次，冗余规则及时清理，确保最小权限原则的落实。

横向隔离实施方案要点实施方案需在电力监控系统规划设计阶段制定，明确隔离装置的部署位置、型号规格及配置策略，并通过本单位网络安全管理部门及相应电力调度机构审核。系统投运前完成装置安装调试与功能验证，确保横向隔离措施符合《电力监控系统安全防护规定》及相关技术标准要求，有效阻断跨区非法访问。纵向认证技术与应用纵向认证技术定义与作用纵向认证技术是电力监控系统安全防护体系的纵向防线，通过在生产控制区与电力监控专用网络广域网联接处设置电力专用纵向加密认证装置或加密认证网关，实现双向身份认证、数据加密和访问控制，保障数据传输的完整性和真实性。纵向加密认证装置部署要求生产控制区与电力监控专用网络的广域网之间的联接处必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置。该装置采用专用加密算法（如国密SM系列标准），对传输的业务数据进行加密和完整性校验，防止数据在传输过程中被窃取、篡改或伪造。分布式电力调度认证机制电力调度机构依照电力调度管理体制建立基于数字证书等技术的分布式电力调度认证机制。生产控制区处理重要业务过程中采用应用层端到端加密认证机制，与电力调度机构交互的业务数据纳入该认证机制，确保调度指令和业务数据的安全交互。纵向认证在典型场景的应用在变电站与调度中心的远程通信中，纵向加密认证装置对远动数据、保护定值、故障录波等关键信息进行加密传输。例如，变电站自动化系统向调度主站发送的遥测、遥信数据，以及调度主站下发的遥控、遥调指令，均需通过纵向认证装置进行加密和身份验证，防止非授权访问和恶意攻击。安全接入区设置与防护

安全接入区设立条件部署在生产控制区的业务模块与终端联接使用非电力监控专用网络（如公用有线通信网络、无线通信网络、运营者其他数据网等）通信或终端不具备物理访问控制条件的，应当设立安全接入区。

安全接入区功能定位安全接入区应当设置负责转发采集与控制报文的通信代理模块，通信代理模块与终端之间的通信应当采用加密认证措施。安全接入区内应当简化功能配置，禁止存储重要的数据。

安全接入区边界防护生产控制区与安全接入区之间的联接处应当设置电力专用横向单向安全隔离装置。安全接入区与终端之间应当设置具有访问控制功能的设备、防火墙或者相当功能的逻辑隔离设施。

安全接入区规模控制需要设立安全接入区的电力监控系统，应当在安全防护方案中对接入对象规模进行评估，避免单个安全接入区接入规模过大，可以按业务、地域分别设立安全接入区。

通信代理模块保护安全接入区应当使用可信验证措施加强通信代理模块保护。业务模块经安全接入区与终端之间传输控制指令等重要的数据时，应当与终端进行端到端的身份认证。07本体安全与可信免疫基础设施安全防护要求

物理环境安全防护机房应独立设置，与办公网络、互联网物理隔离。配置双路供电（市电+UPS），UPS续航时间不低于2小时；安装火灾自动报警及气体灭火系统（禁用水喷淋），每季度检测消防设施；设置门禁系统，采用“指纹+密码”双重认证，访问记录保留至少1年。

设备安全防护建立详细设备台账，记录设备型号、序列号、部署位置、责任人，每半年更新一次。重要设备（如主站服务器、纵向加密装置）需冗余配置，关键部件（如电源模块、风扇）支持热插拔。室外设施需采取防破坏措施。

时间同步系统防护变电站二次系统应部署可靠的时间同步系统，确保各类设备和系统的时钟统一，满足电力监控系统对时间精度的要求，防止因时间不同步导致的数据混乱和安全事件追溯困难。设备自身安全加固措施基础软硬件安全加固遵循最小安装原则，仅安装必要组件；采用"三权分立"权限管理；关闭高危服务和端口；通过国家机构安全检测。业务系统安全防护用户身份唯一标识；多重身份鉴别技术；最小化服务端口开放；通信接口权限限制；软件签名验签管控。通信交互安全保障采用白名单机制；数据校验和密码技术；加密协议和身份认证；流量分析监测。操作系统安全配置对监控系统通信网关机的操作系统进行最小权限原则配置，仅安装和开启必要的服务，并关闭不必要的服务端口；禁用通用网络服务和自动启动项，避免病毒和恶意软件利用这些服务或漏洞进行攻击。数据库安全防护实施身份鉴别、访问控制、安全审计和入侵防范等措施，确保数据库中应用用户权限最小化，避免授予过高权限，并设置强密码策略；采用加密存储、定期备份、恢复策略和安全补丁更新等安全措施。可信计算技术应用方案可信验证范围系统引导程序、系统程序、应用程序和关键配置文件需进行可信验证；应用程序关键执行环节实施动态可信验证。可信根实体要求可信根实体必须通过国家密码管理局认证，确保可信计算基础的安全性与合规性。集中管理能力可信验证模块应具备集中管理能力，实现对变电站二次系统可信状态的统一监控与管理。生产控制区优先应用生产控制区重要业务应优先采用可信验证措施实现安全免疫，提升核心业务系统的抗攻击能力。08安全管理与应急处置安全管理责任制建立明确责任主体与负责人运营者是电力监控系统安全防护的责任主体，其主要负责人对电力监控系统安全防护负总责，需落实“谁主管谁负责，谁运营谁负责”的原则。构建分级负责的责任体系建立健全电力监控系统安全防护管理制度，将安全防护工作及信息报送纳入日常安全生产管理体系，明确从领导小组到基层运维单位的各级职责。关键岗位设置与人员管理关键岗位（如主站系统管理员、网络管理员、安全审计员）实行AB角制度，确保业务连续性，A角离岗期间B角需经培训并通过考核方可代行职责。责任落实与考核机制将电力监控系统安全防护评估纳入电力系统安全评价体系，通过自评估与检查评估相结合，对责任落实情况进行考核，确保各项防护措施落地。日常运维管理要求

01人员与权限管理实行最小权限原则，关键岗位（如系统管理员、网络管理员）采用AB角制度，确保业务连续性。操作人员调离后，应立即注销其账号并取消相应权限。

02系统巡检与日志审计运维人员每日进行两次系统巡检（上午9:00、下午15:00），检查设备状态、CPU/内存使用率（不超过70%）、网络流量及日志异常记录。日志需保留至少6个月，其中生产控制区日志保存1年。

03补丁与漏洞管理每月进行一次漏洞扫描，高危漏洞（如远程代码执行）需48小时内修复，中危漏洞（如权限提升）需7天内修复，低危漏洞（如信息泄露）需月度内修复。系统变更实行“申请-审批-测试-实施-验证”闭环管理。

04第三方运维管控第三方运维人员需通过背景审查并接受16学时安全培训，现场运维实行“双人监护”制度，禁止使用自带设备连接系统网络，禁止复制、导出数据（确需导出的需单独审批）。

05数据备份与恢复实时数据通过纵向加密装置加密传输，历史数据每日自动备份至本地磁盘阵列（RAID5以上），每周异地备份至调度主站或灾备中心，备份介质离线存放并每季度校验可用性。应急预案制定与演练应急预案编制依据与原则依据《电力监控系统安全防护规定》（国家发改委27号令）及《关键信息基础设施安全保护条例》，坚持“预防为主、快速响应、分级负责”原则，结合变电站二次系统架构特点（如安全分区、网络边界防护）编制预案，明确应急组织架构、响应流程及处置措施。应急预案核心内容框架包括应急组织体系（领导小组、工作小组职责分工）、风险识别（黑客攻击、病毒入侵、设备故障等场景）、应急响应分级（一般、较大、重大）、处置流程（告警确认→隔离感染区域→系统恢复→事件溯源）、资源保障（备用设备、技术团队、通信联络表）及后期评估机制。应急演练计划与实施要求电力调度机构每年至少组织1次联合应急演练，变电站运维单位每半年开展1次专项演练（如纵向加密装置故障、横向隔离装置异常场景）。演练需模拟真实攻击路径，记录响应时间（目标≤30分钟）、故障恢复成功率（目标≥99%），形成演练报告并纳入安全防护评估体系。演练结果评估与持续改进演练后需对照预案检查流程合规性、技术措施有效性，针对暴露问题（如应急工具缺失、人员操作不熟练）制定整改计划，更新应急预案版本。省级以上调度机构需将演练评估结果纳入年度电力监控系统安全防护报告，报国家能源局派出机构备案。09安全评估与持续改进安全评估方法与流程评估方法：自评估与检查评估结合采取以自评估为主、检查评估为辅的方式，将电力监控系统安全防护评估纳入电力系统安全评价体系。省级及以上电力调度机构定期将调管范围内评估和整改情况报国家能源局及其派出机构。评估流程：方案审核与验收把关运营者在规划设计阶段制定安全防护方案，需通过本单位网络安全管理部门及相应电力调度机构审核；系统