电厂侧储能系统网络安全防护研究_徐兴宪.pdf

SHANDONG ELECTRIC POWER山东电力技术第50卷（总第307期）2023年第6期0引言在当前国家碳达峰碳中和目标指引下，为构建新型能源与电力系统，需要新建大量电厂侧储能系统。目前电厂侧储能系统发展的主要应用模式是联合发电机组参与电力调频辅助服务，增大电网调频容量，从而提高可再生能源消纳能力。电厂侧储能系统在接入电网后，将作为电力系统直接或间接调度对象，因此，新增储能监控系统与电厂原有生产监控系统以及电网调度系统在控制回路上产生大量交汇，打破原有防护边界，引发电力监控系统网络安全防护问题，这些新产生的问题应该在设计电厂侧储基金项目：张家港沙洲电力有限公司科技项目“沙洲电厂储能辅助调频项目（江苏电网首批示范项目）”（202106005）。电厂侧储能系统网络安全防护研究徐兴宪（张家港沙洲电力有限公司，江苏张家港215600）摘要：在碳达峰碳中和政策背景下，引进储能系统，联合发电机组，开展电网调频辅助服务是当前重要发展方向。电厂侧储能系统接入电网后，新增的储能监控系统与电厂原有生产监控系统以及电网调度系统必然产生大量信息交换，引发电力监控系统网络安全防护问题，而这些问题应在设计阶段按照网络安全防护规则予以防范化解。以某火电厂储能辅助调频系统为例，逐一分析储能监控系统与分散控制系统（Distributed Control System，DCS）、网络控制系统（Network ControlSystem，NCS）、自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）、同步相量测量装置（Phasor Measurement Unit，PMU）等系统之间信息交互情况，将其划归应属的安全分区，设计与相连系统合理的信息交换方式，并按照防护规则对防护措施进行校核。文中系统整理了在设计电厂侧储能监控系统时应关注的安全防护要点。关键词：电厂侧储能；电力监控系统；网络安全防护；二次安全防护；等级保护中图分类号：TM732；TP391.1文献标识码：B文章编号：1007-9904（2023）06-0006-07Research on Network Security Protection of Energy StorageSystem of Power PlantXU Xingxian（Zhangjiagang Shazhou Electric Power Co.，Ltd.，Zhangjiagang 215600，China）Abstract：Under the background of carbon emission peak and carbon neutrality policy，it is an important development direction tointroduce energy storage system combined with generator units to carry out frequency control auxiliary service of power grid.Afterthe energy storage system of power plant is connected to the power grid，the new energy storage monitoring system will inevitablyproduce a large amount of information exchange with the original production monitoring system of power plant and the power griddispatching system，causing network security protection problems of the electric power system supervision and control.Theseproblems should be prevented and solved according to the network security protection rules in the design stage.Taking the energystorage auxiliary frequency control system of a thermal power plant as an example，the information interaction between the energystorage monitoring system and the distributed control system，the network control system，the automatic generation control，thephasor measurement unit and other systems of power plant were analyzed，and classified into the corresponding safety zones.Thereasonable information exchange mode with the connected system was designed，and the protection measures were checkedaccording to the protection rules.The safety protection points that should be paid attention to when designing the power plant sideenergy storage supervisory system were systematically summarizes.Keywords：energy storage of power plant；power monitoring system；network security protection；secondary security protection；security level protectionDOI：10.20097/ki.issn1007-9904.2023.06.0026能监控系统时严格按照网络安全防护规则予以防范化解。当前电力行业暂未出台电厂侧储能监控系统相关的设计规范，对其网络安全防护设计的细节要求存在理论空白点。部分先期投运的电厂侧储能项目，因为其储能系统设计单位未考虑电力监控系统防护要求，打破了电厂原有网络安全防护措施，一经投运即面临技改。电厂侧储能监控系统网络安全防护的设计重点是确保新增储能监控系统不打破电厂原有电力监控系统安全防护方案、不降低原有电力监控系统网络安全等级保护定级，确保储能系统监控网络安全运行，防止因储能监控系统网络安全问题，导致电厂生产监控系统发生事故甚至崩溃。保证发电厂电力监控系统在合并增加电厂侧储能监控系统后，依然能够严格符合“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证、综合防护”1-2的总体防护原则，同时注重使用通用以及专用的安全防护技术与设备，强化边界防护，加强内部的物理、网络、主机、应用和数据安全3。以华东电网某火电厂储能辅助调频系统为例，研究在设计储能监控系统时，通过分析与电厂生产监控系统信息交互情况，对储能监控业务系统及功能模块按照安全防护规则划归应属的安全分区，相应设计安全防护技术手段及设备，并详细校核增加储能监控系统后对电厂原有网络安全防护方案的影响。提供一种电厂侧储能监控系统网络安全防护设计方案，系统地收集整理在设计电厂侧储能监控系统时应关注的安全防护要点，补充相关理论空白。1总体防护目标及设计依据按照电力行业规范，电厂侧储能的自动监控系统网络安全防护应满足国家电力监控系统安全防护的相关要求，因此总体防护目标如下。1）不打破发电厂原有电力监控系统安全防护方案。2）不降低发电厂原有电力监控系统网络安全等级保护定级。3）防止储能监控系统核心业务（调频辅助服务）中断。4）防止储能监控系统自身崩溃。5）抵御外部发起的恶意破坏和攻击。6）防止病毒、木马等恶意程序，从局域网内部发起恶意破坏和攻击。7）保护储能监控系统实时数据和历史数据，防止数据被无授权修改。电厂侧储能自动监控系统，其功能模块配置及信息接入主要依据DL/T 23132021 参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范4，并同时参照多个同类型储能项目监控系统的配置现状。对监控系统功能模块的配置不做详细描述，仅分析与生产监控系统信息交互的信号来源与性质5，据此对交互通道及防护措施进行论述。电厂侧储能监控系统网络安全防护主要设计依据是：国家发改委 电力监控系统安全防护规定（2014年第14号令）、国家能源局 电力监控系统安全防护总体方案（国能安全 2015 36号文）、华东电网电力监控系统安全防护管理细则（试行）（调分中心 2016 231号）等安全防护方案和评估规范。2电厂电力监控系统网络安全防护现状该发电厂为华东电网某大型火力发电厂，其电力监控系统为该电网中火电厂典型配置，信息安全等级保护测评按要求为3级。发电厂基于计算机和网络技术的业务系统和功能模块有：发电机组分散控制系统（Distributed Control System，DCS）、升压站网络控制系统（Network Control System，NCS）、自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）、同步相量测量装置（Phasor Measurement Unit，PMU）、自动电压控制（Automatic Voltage Control，AVC）、电能计量、继电保护、故障录波等电力调度自动化系统6；调度数据网等通信及计算机网络；调度管理系统；厂级监控信息系统（Supervisory Information System for PlantLevel，SIS）等7-8。以上基于计算机和网络技术的业务系统和功能模块，均已被划分至生产控制大区和管理信息大区9；根据业务系统的重要性及其对一次系统的影响程度，生产控制大区进一步被划分为控制区（安全区I）和非控制区（安全区II），管理信息大区则进一步被划分为安全区III和安全区IV10。2.1直接监视与控制电力生产过程的自动化控制系统电厂使用DCS来监控发电机组、辅机、调速、励磁、厂用电、锅炉、脱硫、脱硝、除尘及化水等系统。徐兴宪：电厂侧储能系统网络安全防护研究7山东电力技术第50卷（总第307期）2023年第6期这些直接监视与控制生产过程的系统，全部位于安全区I。DCS所有设备均位于安全区I之内，因此其所有的数据交互都是在安全区I内进行的，不存在跨安全区的数据交互过程。对应多台发电机组以及各辅助系统，分别设有多套互相独立的DCS，相互之间不发生联系。各DCS有一部分实时数据需要单向发送给SIS。SIS为每套DCS提供一台专用的数据采集接口机，各接口机从相应的DCS以用于过程控制的数据链接和嵌 入（Object Linking and Embedding for ProcessControl，OPC）方式采集数据，并采用约定好的报文格式向SIS的优化功能部分进行数据转发。储能监控系统与发电机组配合开展调频辅助服务，所以需要与机组DCS产生信息交换。2.2与电力调度相关的自动化系统与电力调度相关的自动化系统大致包括NCS、AGC、PMU、AVC、继电保护、保护信息子站、电能量计量采集、故障录波、脱硫脱硝烟气排放信息上传、大区电网调度控制中心（以下简称网调）智能操作票终端等。这些业务系统和功能模块，大部分位于安全区I，有些位于安全区II，极少数位于安全区III。2.2.1NCSNCS 包含 500 kV 升压站监控系统和 AGC 功能模块，该业务系统全部位于安全区I。NCS内部部署两套网络远程终端单元（RemoteTerminal Unit，RTU），分别连接至调度数据网的网调接入网（一平面）和省级电力调度控制中心（以下简称省调）接入网（二平面），向网调和省调进行实时数据的上送，并接收下行的AGC调节信号，调节发电机组功率，通信采用远动通信规约。NCS对收到的AGC调节指令，以硬接线方式向发电机组DCS中相关的调节控制对象输出；对发电机组功率信号，也以硬接线方式采集。此外，NCS有一部分实时数据需要单向发送给SIS，SIS采用与DCS中相同的方式采集与转发。电厂侧储能监控系统作为电网直接或间接调度对象，有大量数据需要上传至调度监视与控制，现行设计将调度信息汇入NCS，合并通过网络RTU向调度进行实时数据的上送。2.2.2PMU系统PMU负责采集电厂实时数据，向网调、省调广域测量系统上传数据。该业务系统全部位于安全区I。PMU系统由多台采集装置和两套相量数据集中器组成。多台采集装置以硬接线方式采集现场实时数据，两套相量数据集中器分别连接至网调接入网和省调接入网，向网调和省调进行 PMU 数据的上送。PMU系统与NCS分别连接调度网不同的网段。电厂侧储能系统部分数据需要通过 PMU 系统（需要扩展采集装置）向网调、省调上传。2.2.3其余业务系统电厂其余业务系统和储能监控系统一般无信息交换。该电厂电力监控系统各业务系统清单及分区情况见表1。表1发电厂业务系统分区电厂业务系统DCSNCS（含 AGC）PMUAVC继电保护保护信息子站电能量系统故障录波调度操作票烟气排放信息上传调度生产管理SIS生产控制大区安全区安全区管理信息大区安全区安全区注：表示对应业务系统分布于该分区。3电厂侧储能监控系统功能与网络架构电厂侧储能系统的主要功能是联合发电机组参与电网调频辅助服务，其监控系统跟踪并计算发电机组收到的AGC负荷指令与机组实发功率的差值，控制储能装置进入充电或放电模式，使发电机组合并功率（储能装置产生的功率叠加发电机组实发功率）快速满足AGC负荷指令的要求。因此其主要的输入信号是AGC负荷指令和机组实发功率信号，主要的输出信号是储能装置（充电或放电）功率信号，其余输入信号用于逻辑功能判断，其余输出信号是8储能系统中各个单元或模块的电压、电流、功率、故障等运行状态信号。储能监控系统的核心是储能电站能量管理系统（Energy Management System，EMS），用于实现全站储能变流器（Power Conversion System，PCS）的快速协调控制，以及站内供电系统、电池系统、变流器、升压变、保护测控等的全方位数据采集、处理、展示、控制、查询、维护。储能EMS典型通信网络架构如图1所示，图中HMI 为人机交互界面（Human Machine Interface），SBMS 为电池能量管理系统（Energy Storage SystemBattery Management System），EMU 为能量监控单元（Energy Monitoring Unit）。图1储能EMS典型通信网络架构储能EMS典型通信网络构架由站控层、间隔层以及设备层构成。站控层包括EMS主机、数据服务器、工程师站以及软件系统，间隔层主要包括双网网络交换机，设备层包括PCS、SBMS、辅助设备及测控装置等。各子单元采用以太网通信方式，将底层各设备的信息上传至EMS主机中；储能EMS通过交换机连接电力调度数据网。4储能EMS产生的新增信息交互储能 EMS 与电厂生产监控系统产生的信息交互，一是为了实现辅助调频功能而必须交互传递监控信号，二是按照DL/T 23132021 参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范，向调度传递遥信、遥测、遥调等信号。分别列出与相关系统传递的信号来源与性质，并相应设计交互方式，分析采用该方式的合理性11。4.1与DCS信息交互（硬接线方式）4.1.1储能EMS需要读取DCS的信号硬接线方式包括数字量输入（Digitalin，DI）和模拟量输入（Analogin，AI）两种。储能EMS需要读取DCS的信息包括：机组AGC投运状态（DI）、一次调频动作标志位（DI）、机组实发功率（AI）、机组AGC指令（AI），高压厂用变压器有功功率、无功功率、电压、电流等信息（AI），从开关柜直采储能6 kV电源引接开关分合闸状态信息（DI）。4.1.2DCS需要读取储能系统的信号储能系统6 kV电源引接开关分合闸状态（DI），有功功率、无功功率、电压、电流、故障等信息（AI/DI）。DCS一般不读取储能电站内的设备相关信息。储能EMS与DCS交互的信息量不大，但比较重要，选用硬接线方式连接可保证信息传输的可靠性，且不增加网络通道。4.2与NCS信息交互（网络通信方式）储能EMS需要通过NCS连接调度数据网，上传到数据采集与监视控制系统（Supervisory ControlAnd Data Acquisition，SCADA）。4.2.1遥信储能系统充电状态、放电状态、充电闭锁、放电闭锁、投退状态、事故状态，各储能单元PCS运行状态、故障状态，各储能单元6 kV开关分合闸状态，储能电站6 kV母线进线开关状态，储能系统6 kV电源引接开关分合闸状态。4.2.2遥测1（进入SCADA）PCS总台数、储能额定功率、储能额定容量，储能系统实际有功功率、无功功率，储能系统可用PCS数，储能系统可用充电功率、可用放电功率、可用充电电量、可用放电电量、储能电池荷电状态（State ofCharge，SOC）、日充电量、日放电量，储能电站 6 kV母线电压、频率、有功功率、无功功率，发电机储能合并有功功率、合并无功功率，高厂变有功功率、无功功率、电压、电流，储能并网柜电流、有功功率、无功功率，储能单元柜电流、有功功率、无功功率，各PCS交流侧电压、电流、SOC。徐兴宪：电厂侧储能系统网络安全防护研究9山东电力技术第50卷（总第307期）2023年第6期4.2.3遥测2（进入AGC）发电机储能合并有功功率 1、有功功率 2，目标有功功率（返回值）。4.2.4遥控储能AGC请求投入/退出、储能AGC紧急召唤、一次调频进入测试。4.2.5遥调发电机及储能联合有功功率目标指令。储能EMS与NCS交互的数据量巨大，用硬接线方式较难实现，采用网络通信方式较为合理，但需要增加网络通道。4.3与PMU系统信息交互（硬接线方式）储能系统以下的遥控信息须通过 PMU 系统上传至调控中心：发电机和储能联合有功功率、无功功率，储能系统6 kV电源引接开关电压相量、电流相量、有功功率、无功功率，储能箱式变压器高压侧电压相量、电流相量、有功功率、无功功率，各 PCS 电压、电流。储能EMS与PMU系统交互的信息量不大，用硬接线方式容易实现，且不增加网络通道。储能 EMS 与电厂生产监控系统信息交互情况见图2。图2储能EMS信息交互情况5储能EMS网络防护技术措施设计与校核网络防护技术措施的核心，是落实“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证、综合防护”的总体原则，使用通用和专用的安全防护技术与设备，强化边界防护，加强网络、主机、应用和数据安全12。5.1安全分区储能EMS因其业务功能重要性，是电力生产的重要环节，同时也是安全防护的重点与核心，且其数据通信使用电力调度数据网的实时子网进行传输，所以应将其划分在生产控制大区的控制区（安全区），并将其整个系统放置于一个安全区内。储能EMS内通信以网络为主，系统边界配以I/O输入输出装置。按生产控制大区管理规定，储能 EMS 中禁止选用具有无线通信功能的设备，其通信主服务器、操作系统应完成安全加固；操作系统及应用软件应进行梳理，关闭不必要的端口；配置入侵检测设备。储能EMS与NCS同属于安全区，且其监控信号与NCS高度融合，可视作NCS的一个扩展部分。5.2网络专用电力调度数据网是与电厂生产控制大区相连接的专用网络，承载电力实时控制、在线生产交易等业务。电厂端电力调度数据网应在专用通道上使用独立的网络设备组网，并划分为逻辑隔离的实时子网和非实时子网，分别连接控制区和非控制区13。该电厂电力调度数据网包括网调接入网和省调接入网，使用专用的通道和独立的网络设备组网，已按网调和省调的要求完成现场部署，均划分为逻辑隔离的实时子网和非实时子网，分别对应安全区I和安全区。储能EMS与NCS信息合并，经原RTU通道连接电力调度实时子网，符合网络专用的安全防护设计要求。5.3横向隔离横向隔离是电力监控系统安全防护体系的横向防线。电厂已在生产控制大区与管理信息大区之间布置了电力专用横向单向安全隔离装置，在生产控制大区内部的安全区之间同样布置了电力专用横向单向安全隔离装置，作为物理隔离。因储能EMS完整放置于安全区内，所以对电厂原有横向隔离设计不造成任何影响。5.4纵向认证纵向加密认证是电力监控系统安全防护体系的纵向防线。该电厂生产控制大区与调度数据网的纵向连接处已设置电力专用纵向加密认证装置，该装置经过国家指定部门检测认证，可实现双向身份认证、数据加密和访问控制。因储能EMS监控信息与NCS监控信息合并，经原RTU通道向网调和省调进行实时数据的上送，从10调度侧视为融合了储能系统的NCS，调度数据网不增加新的传输通道或网段，所以维持原纵向认证设计即可。5.5边界安全防护因储能EMS整个系统完整设置于安全区内，所以设计时只需要校核同属于安全区的各系统间安全防护。该发电厂同属于安全区内的各机组 DCS 之间、机组DCS与辅控DCS之间，不存在信息交换，各系统均独立布置，没有交集。在机组DCS与NCS、AVC之间，存在一定的信息交互，但都采用硬接线方式，未使用网络通信方式，所以相互之间是相对独立的。SIS为各机组DCS和NCS均部署一台专用数据采集接口机，接口机作为通信网关，使用不同的网络端口连接DCS或NCS的交换机。在安全区 I内部所有的涉网应用，均连接至网调及省调接入交换机，但相互之间不存在网络通信。接入交换机已从逻辑上划分成一个个网段，不同应用接入不同的网段，使接口相互之间是逻辑隔离的。储能EMS与机组DCS之间，虽有信息交互，但使用 I/O 通道，采用硬接线方式传输信息，保持相互独立。储能EMS一部分遥测信息，以硬接线方式直接采集，经电厂PMU系统上送调度数据网，不增加边界，不影响PMU系统原安全防护设计。储能EMS与电厂NCS监控信息高度融合，从调度侧视为融合了储能系统的NCS，电厂内可视为同一安全区内的同一系统14。但因储能EMS为技改后新增系统，单独布置、单独运维管理，为提高网络安全性，目前设计须增加边界安全防护，即在储能EMS与 NCS 之间双通信网络上分别增加网络防火墙装置，实现逻辑隔离、报文过滤、访问控制等功能。所选设备的功能、性能、电磁兼容性必须经过国家相关部门的测试和认证。6储能EMS网络综合安全防护设计综合安全防护包括物理安全、备用与容灾、防病毒、防恶意代码、补丁更新、入侵检测、主机与网络设备加固、应用安全控制等。综合安全防护设计重点是物理安全、备用与容灾设计和入侵检测。6.1物理安全1）机房须具有防盗、防破坏、防雷、防火、防水、防潮、防震、温湿度控制、电磁防护、防静电等物理安全防护措施，重要区域设置门禁。2）机 房 供 电 应 采 用 双 路 不 间 断 电 源 装 置（Uninterruptible Power Supply，UPS）和过电压防护设备。3）通信设备及其线缆沟道须满足安全可靠运行要求。6.2备用与容灾网络拓扑结构应采用冗余技术，提供主要网络设备、通信线路和数据处理系统的硬件冗余，保证系统的高可靠性。6.3入侵检测储能 EMS 应纳入电厂统一部署的入侵检测系统。6.4设备选型在设备选型时，禁止选用国家能源局通报存在漏洞和风险的系统及设备。7储能电站远程诊断系统网络安全设计目前不少电厂侧储能项目设置了远程运维系统，用于远程开展信息监视、数据分析、运维等数字化管理。从网络安全合规的角度，该系统应仅单向向外部传输数据，即设计为远程诊断系统。从网络安全防护的角度，设计远程诊断系统时，数据传递应按采集、优化与管理三段式设计，系统分为三大部分15，分别位于安全区、安全区和安全区。数据采集功能部分在安全区I，在储能EMS站控层设置数据采集接口机，用于电池仓及PCS仓等的信息采集；信息采集后须经隔离发送到安全区II，进行数据优化；优化后的数据须经隔离后转发送至安全区III，由数据管理功能部分负责接收，生成各类分析报表。远程诊断系统在数据采集接口机后应设计部署一台正向横向物理隔离装置，实现安全区与安全区之间的横向隔离；在优化功能部分和管理功能部分的通信端口之间，应设计部署一台正向横向物理隔离装置，实现安全区与安全区之间的横向徐兴宪：电厂侧储能系统网络安全防护研究11山东电力技术第50卷（总第307期）2023年第6期隔离。若需要向外网服务器传输数据，还须再次设置正向横向物理隔离装置。以此实现储能电站数据跨安全区传输时，依次传输且在每个安全区的边界均有横向物理隔离实施防护。电厂侧储能电站增加远程诊断系统后，整体监控系统安全分区、信息传递及防护措施见图3。图3电厂侧储能监控系统防护全貌8结束语研究电厂侧储能系统在接入发电厂生产系统前应落实的网络安全防护措施，通过分析电厂防护情况以及储能监控系统与生产系统的信息交互情况，选择合理的交互方式。储能监控系统的主要业务系统及功能模块应划归在安全区I，并按安全区I设计网络架构及防护措施。储能监控系统与DCS之间通信应采用硬接线方式。储能监控系统可与NCS数据融合上传调度，在两者通信网络边界增加防火墙。储能监控系统与PMU系统之间通信应采用硬接线方式。储能监控系统完成初步设计后，应按网络安全防护规则开展全厂防护校核，重点校核边界安全防护。储能监控系统应同步开展综合安全防护设计。若设置远程诊断系统，数据传递应至少按三段式送出模式穿越安全区边界。需要注意的是，根据电力系统管理要求，相关监控系统安全防护设计方案须报送上级主管部门审核，获得批准或备案后才能进入实施环节。参考文献1国家发改委.电力监控系统安全防护规定 EB/OL.（2014-08-01）2022-08-30.http：/ 36号 电力监控系统安全防护总体方案Z.2015.3华东电网有限公司.调分中心 231号 华东电网电力监控系统安全防护管理细则（试行）Z.2016.4全国电力储能标准化技术委员会.参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范：DL/T 23132021 S.北京：中国电力出版社，2021.5于昌海，吴继平，杨海晶，等.规模化储能系统参与电网调频的控制策略研究 J.电力工程技术，2019，38（4）：68-73.6徐飞阳，薛安成，常乃超，等.电力系统自动发电控制网络攻击与防御研究现状与展望 J.电力系统自动化，2021，45（3）：3-14.7叶卫，王文，董科，等.面向变电站网络的虚假数据注入攻击定位与溯源技术研究 J.浙江电力，2022，41（7）：101-106.8郑国晨.电力系统二次安全防护现状与建议 J.通讯世界，2018（9）：91-92.9张召亮，孙萌.电力监控系统二次安全防护改造方案设计与实现 J.河南城建学院学报，2019，28（1）：60-64.10 杨钊.电力监控系统二次安全防护策略研究 J.电工技术，2018（13）：118-119.11 李楠芳，邵巍，王旭，等.电力监控系统的二次安全防护要点分析 J.中国新通信，2018，20（2）：213.12 高夏生，黄少雄，梁肖，等.电力监控系统安全防护要素 J.电脑知识与技术，2017，13（8）：212-214.13 章伟华.电力监控系统网络安全防护探讨 J.信息记录材料，2017，18（6）：46-47.14 邵忠卫，李国良，刘文伟.火电联合储能调频技术的研究与应用J.山西电力，2017（6）：62-66.15 张文建，崔青汝，李志强，等.电化学储能在发电侧的应用 J.储能科学与技术，2020，9（1）：287-295.收稿日期：2022-09-01修回日期：2023-02-26作者简介：徐兴宪（1975），男，硕士，高级工程师，从事发电厂基建、生技等管理工作。12