电力通信网网络管理及规划的研究

电力通信网网络管理及规划的研究

【摘要】电力通信网运行方式管理是提高运行网络可靠性的重要手段，是运维可靠性的主要内容，是加强通信规划、建设、技改、检修等全程管理的有效措施，它保证各项通信运行工作高效开展，达到通信资源的最优配置。本文主要针对电力通信网管理和规划进行了研究，目标是以满足电网和企业信息化对通信的需求为基础，以提高通信网络安全可靠性为目标，构建“技术先进、安全可靠、高速宽带、全方位覆盖”的电力通信网，为整个电力生产和信息化管理提供有效的、先进的保障和管理支撑。

【关键词】电力通信网；管理；规划

1 引言 1.1 研究意义

电力通信网的安全性、可靠性直接关系到电力系统安全稳定运行。随着电力通信网的发展，大量电力系统业务需要通过电力通信网进行传输，电力系统对于通信网的依赖性在不断增大，通信网故障对电力系统的影响也愈加严重。因此，电力系统生产运行部门对电力通信网的质量要求也越来越高，不但要求电力通信网能够提供足够的通信能力，更要求电力通信网要具有很高的实时性、安全性和可靠性。提高电力通信网的通信质量、增加电力通信网的可靠性不仅依靠通信网的设计阶段，更需要建立一套对运行网络不断优化、健全的可靠性管理方法，即通信网运行方式管理。只有通过有效的可靠性设计，同时结合运行过程中的可靠性管理，才能满足电力通信网的飞速发展和电力系统对电力通信网可靠性要求。

1.2 国内外研究现状

电力线通信技术出现于20世纪20年代初期。应用电力线传输信号的实例最早是电力线电话，它的应用范围是在同一个变压器的供电线路以内，将电信号从电力线上滤下来。1991年美国电子工业协会确认了三种家庭总线，电力线是其中一种。1997年10月，Northern Telecom公司宣布进行数字电线技术的开发，这项技术将使电力公司能够在电力线上以1Mbps的速度传送数据和话音业务。后来西门子的PLC技术将电力线总线的家庭扩大到小区的电信接入网端口，而且能以1Mbps的速率传输数据。技术进展后来逐渐加快。中国20世纪40年代已有日本生产的载波机在东北运行，作为长距离调度的通信手段。从1999年起，中国电科院就开始对高速PLC进行研究，并在2001年8月，在沈阳建立了第一个实验网络。随着研究的深入，PLC也向更高速率发展，例如将速率提高到100Mb/s，甚至200 Mb/s。届时，高速PLC将为宽带接入通信做出更大贡献。

1.3 论文主要内容

本文主要针对电力通信网运行方式优化进行了研究。论文在对各通信系统的基础属性、电力系统业务需求、电力通信网技术分析及发展趋势的充分论述基础上开展，对电力通信网子网运行方式作了深入研究，结合某市电力通信网络现状，提出电力通信网运行方式规划方案。

2 电力通信网络 2.1 电力通信网络概念

电力线通信全称是电力线载波（Power Line Carrier – PLC）通信，是指利用高压电力线（在电力载波领域通常指35kV及以上电压等级）、中压电力线（指10kV电压等级）或低压配电线（380/220V用户线）作为信息传输媒介进行语音或数据传输的一种特殊通信方式。高压电力线载波技术已经突破了仅限于单片机应用的限制，已经进入了数字化时代。并且随着电力线载波技术的不断发展和社会的需要，中、低压电力载波通信的技术开发及应用亦出现了方兴未艾的局面。

2.2电力通信网主要业务

电力通信业务按照业务属性划分大致可以分为两大类，即生产业务和管理业务；按照业务流类型划分，又可以分为语音、数据及多媒体业务；按照时延划分，又可以划分为实时业务和非实时业务；按照业务分布划分，又可以划分为集中性业务、相邻性业务和均匀性业务；按照用户对象划分，又可以分为变电站业务、线路业务和电网公司、供电局、供电所、营业所等几大类；按照电力二次系统安全防护管理体系划分，又可以划分为 I、II、III、Ⅳ等四大安全区域业务。

2.2.1 远程线保

电力系统继电保护是电力系统安全、稳定运行的可靠保证。继电保护信号是指高压输电线路继电保护装置间和电网安全自动装置间传递的远方信号，是电网安全运行所必需的信号，电力系统由于受自然的（雷击、风灾等）、人为的（设备缺陷、误操作等）因素影响，不可避免地会发生各种形式的短路故障和不正常状态，短路故障和不正常状态都可能在电力系统中引起事故。为了减轻短路故障和不正常状态造成的影响，继电保护的任务就是当电力系统出现故障时，给控制设备（如输电线路、发电机、变压器等）的断路器发出跳闸信号，将发生故障的主设备从系统中切除，保证无故障部分继续运行。在电力系统中，对通信有要求的继电保护主要是线路保护。线路保护应用在输电线路上，包括 500kV、220kV 和部分 110kV 线路。线路继电保护方式按原理分类主要有微机高频方向保护、微机高频距离保护、光纤电流差动保护等几种方式。光纤分相电流差动保护原理简单、动作可靠性高、速度快，所以很快得到了大范围的应用。

2.2.2 智能调度

该系统主要提供用于电网运行状态实时监视和控制的数据信息，实现电网控制、数据采集(SCADA)和调度员在线潮流、开断仿真和校正控制等电网高级应用软件（PAS）的一系列功能。一般由自动切换的双前置机及多台服务器和微机工作站组成分布式双总线结构，系统结构图如下：

图1 智能调度结构图

如图1，只能调度其信息类型包括两部分，一部分为调度中心 EMS 系统与厂站 RTU 交换的远动信息（包括遥测、遥信、遥控、遥调信息）；另一部分为调度中心 EMS 系统之间交换的数据信息。该业务带宽要求为 64kb/s－2Mb/s，通道传输时延≤30ms，基于光纤 SDH 通道误码率不大于 10-9，其信息流向为各地调（EMS）或厂、站（RTU）——调度中心（EMS）。

2.2.3 自动计量

电能计量系统是对整个电网众多计量点的数据进行自动采集，自动传输、存储和处理，用于监控整个电网的负荷需求。为用电营销系统、EMS 系统、PAS 系统、MIS 系统等相关系统提供准确、可靠的电量等基础数据。此系统的主站系统设置在省调度中心，计量对象包括各厂站的电量结算关口计量点和网损、线损管理关口计量点以及根据管理需要所需采集的用户电量结算关口计量点等。其信息流向为各厂、站（ERTU）——中调（EAS），传送方式采用定时传送（现运行为 15min）和随机召唤传送两种方式。各厂站传输速率为 64kbit/s，传输延时也不宜过大，要求传输误码率必须不大于 10-6 ，可用性要求为 99.99%。

2.2.4 综合信管

保护管理信息系统由主站、分站与子站三层结构构成，其主要功能是通过实时收集变电站的运行和故障信息，为分析事故、故障定位及整定计算工作提供科学依据，以便调度管理部门做出正确的分析和决策，来保证电网的安全稳定运行。

如目前国内某些供电局采用的GD248综合信息管理体系如下图：

图2 GD248综合信息管理体系

如图，其信息流向为主站/分站与子站之间双向传送，其中绝大部分信息流是从子站向主站/分站传送，主站只有少量轮询信息向子站发送。子站向主站/分站系统上传信息的方式分为主动和被动两种。

2.3 电力通信网关键技术 2.3.1 通信技术

根据 2008 年“电信网络新技术白皮书”，下一代通信网体系架构的发展将呈现开放化、IP化、宽带化、传送智能化、移动多媒体化等趋势，网络融合将成为通信网未来的发展方向，整个通信网络体系架构将从分立的局面逐步走向融合。IP 化：电信网络 IP 化是近年来电信技术发展的一大特点，

IP 化的网络有着传统电路交换网所不具备的优势，例如没有复杂的时分复用结构，有业务量才占用网络资源，宽带化：最近几年，高清晰度电视（HDTV）、在线存储和备份等新业务层出不穷，移动化：通信技术的移动化趋势主要体现在接入层面，用户越来越多地通过移动接入技术接入网络和业务，行业发展的重心逐渐从固定网向移动网转移，移动网的用户数、业务量和业务收入都远远超过固网并保持快速增长势头。

2.3.2 同步网络技术

同步网包括时间同步网和频率同步网，目前同步设备既能提供时间信号（1PPS、DCLS、IRIG-B），又能提供频率同步信号（2Mb/s、2MHz），且提供时

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