多种通信方式研究报告11

1.绪论1.1研究背景我国长期处于用电负荷高速增长，城市化进程导致配电网络结构快速变化的状态，加上电力工业过去长期以来存在的“重发、轻供、不管用”的主观倾向，导致目前配电设备陈旧、自动化程度差、网架结构薄弱的配电网现状。经济的发展对配电网自动化提出了更高的要求，配电网自动化也是电力系统现代化发展的必然趋势。随着我国配电网自动化试点工程的逐步实施，认识得到了进一步提高，人们对系统可靠性、功能实用性、技术稳定性的思考更深入、更加实际了。配网自动化逐步发展成为供电企业实用化的、必不可少的一种生产手段。配电系统属于电力接入网络，其作用是分配电能，通常由110kV以下电压的线路和设备构成。配电网可按照电压等级分为高压配电网（35110KV）、中压配电网（10KV）和低压配电网（380/220V），配网自动化特指 10kV及以下的中压配电网自动化。配网自动化是一项系统工程，完整的配电网自动化系统包含了四个主要环节：供电网络、远动系统、通信系统、主站网络。配网自动化系统的基本构成：配网自动化系统是一项系统工程，它大致可分为三个子系统：配网自动化主站系统；配网自动化子站系统；配网自动化终端。实施配网自动化的首要目标是提高配电网的供电可靠性，实现高度可靠的配网自动化系统要遵循原则：具有可靠的电源点，具有可靠的配电网网架（规划、布局、线路），具有可靠的设备（一次智能化开关、二次户外 FTU、TTU等），具有可靠的通信系统（通信介质、设备），具有可靠的主站、子站系统（计算机硬件、软件、网络）。配电网覆盖面积广，技术和实施手段多样化，设备所处环境也非常复杂，系统建设周期长且难度极大，如何选择合适的通信技术将成为配电自动化改造的关键。1.2 国内外配电网通信现状及存在问题1.2.1 国外配电网通信现状国外从20世纪70年代就开始了配电自动化技术及产品的研究和开发，在日本、北美和欧洲已进行了大面积推广。相比较而言，日本、美国自动化系统的覆盖面积广，欧洲相对少。日本配电网以架空线路为主，架空线路易受环境、气候等自然因素和外力撞杆、断线等人为因素影响，为了保证高供电可靠性要求，研发了各种就地控制方式和配电线路柱上开关的远方监视和控制装置，构成网格式配电网络，实现故障后按时限自动顺序送电。通信方式最早以双绞线、音频电缆为主，少量的电力线载波方式;随着光缆成本的降低，最近几年光纤应用在增多。美国的配电网与日本基本相同，架空线路为多。在配电网自动化系统中通信方式主要采用无线通信，特别是扩频通信技术，由于可靠性高、保密性好，不需要许可证，在各个电力公司得到广泛应用。只有无线通信质量得不到保证时，因地制宜的采用光纤或专线电话通信。欧洲配电自动化系统的应用率远不及日本和美国，原因是欧洲配电网以电缆线路为主。由于电缆线路基本不受上述架空线路中环境、气候、可靠性等外界因素影响，所以即使没有自动化手段的支持，也能获得高供电可靠性，但是电缆线路的造价要远高于架空线路。但在20世纪80年代以后也得到了较多应用，其中有代表性的是英国EME电力公司、意大利国家电力公司(ENEL)、法国电力公司(EDF)、荷兰(EDON)、爱尔兰(EsB)、德国(vEM)以及比利时、西班牙、丹麦、芬兰等国的配电网自动化系统应用。主要的通信方式是无线公网、无线电台、电话线及载波通信从国外配电自动化系统采用的通信方式看，尚没有一种通信技术可以很好地满足配电系统自动化所有层次的需要。在一个配电自动化系统中，通常由多种通信技术组合成综合的通信系统各个层次按实际需求采用合适的通信方式1.2.3 国内配电网通信现状 在配网方面，国家电网公司635kV配电网线路共计16.06万条，总长164.8万公里，为实现自动抄表、配网管理、用户双向通信等功能，公司范围内的13个网省在部分地市开展了相关系统建设，配网通信系统的建设综合利用电力线通信(PLC)、GPRS、CDMA、23OMhz无线电专网等多种方式，形式多样，但缺乏统一的规划设计和功能规范，各地的发展均存在一定的局限性。 目前，国家电网公司的电力通信专网已颇具规模，MSTP/SDH技术得到广泛应用，基本建设了覆盖到各级变电站的光纤骨干网。据统计，光纤覆盖了95%以上的110/IOkV变电站和75%以上的35/10kV变电站，并且具备向下延伸的能力。35kV及以上的中高压配电网采用电力专用光纤网络，通信问题基本解决。而10kV及以下的中低压配电网通信尚待解决，也是制约配电自动化系统的关键和难点。在电力负荷控制系统和大用户远程抄表系统中采用23OMHz无线专用通道和GPRS/CDMA公网通信技术;配电自动化系统使用光(Modem)，少量使用光纤通信方式(xPON无源光网络技术)和23OMHz专用无线通信方式;低压抄表通信方式多使用窄带电力线载波PLC、短距离无线通信、EIARS485双绞线等通信方式。23OMHz专用无线通信方式带宽有限，用于点对多点业务，难以用于时间敏感的业务应用;光M通信方式没有充分利用光纤资源，可靠性和实时性得不到保障;GPRS/CDMA公网通信技术不适用于配电网干线通信，在安全性、稳定性、实时性方面尚无法得到可靠保证，并且难以适应时间敏感的保护与控制业务且要支付运行费用;标准光纤以太网不支持环网功能。目前干线通信没有统一高效经济的传输交换和接入平台，也不支持数据加密、优先级业务传输;配电网接入通信协议多种多样，使得配电通信网接入更为复杂。这些问题的存在增加了配电通信网运行维护成本。 总体来看，我国建设的配电自动化系统不少是试验性工程，系统的稳定性、可靠性，特别是实用性有待考验。系统单位投资过大，阻碍配电自动化的推广。1.3 主要研究内容1.4 小结为保证安全、经济地发供电、合理分配电能、保证电力质量指标，防止和及时处理系统事故，就要求集中管理、统一调度，因此电力系统必须要有一个能够提供特殊保障性服务的通信系统做支撑。优质可靠的通信手段是电网安全稳定发电和供电的基础，而电力通信的理结构和服务对象决定了电力通信与电网密不可分。在电力系统中电力通信一直是不可疏忽的环节，它不但关系着电网的安全稳定运行，而且还为各种信息系统提供了通道，成为建设数字化电网的基础。做为行业性的专用通信网, 电力通信是随电力系统的发展需要而逐步形成和发展的。它主要用来缓解公网发展缓慢而造成的通信能力不足和填补公网难以满足的一些电力部门特殊的通信需求。电力专用通信系统和电力安全稳定控制系统、电力调度自动化系统合称为电力系统安全稳定运行的三大支柱。在电力通信传送网中，电力通信业务是电力网安全、可靠、稳定运行的重要保障。随着电力通信传送网规模的不断扩大发展，各种电力通信业务也在飞速的发展，很多电力通信业务对电力通信传送网的可靠性和时延性要求也越来越高。电力通信已成为电力系统的有机组成部分，目前并没有成熟的通信架构和相应的通信技术能满足智能电网对于通信的新需求。电力通信业务已广泛应用各种通信技术，随着电网向智能电网的发展和企业信息化进一步发展，对电力通信提出了高带宽、高可靠性、容灾、广覆盖等新的需求。中国电力通信网现状是“高压强、低压弱”，发展智能电网已提升为国家战略。智能电网通信未来建设重点是配用电自动化。随着城区配电网的结构越来越复杂, 对可靠性的要求越来越高。由于城网建设相对落后, 相关技术的应用相对滞后, 而实现配电网自动化的关键是电力系统通信方式的选择,2. 电力系统中的通信业务与通信技术2.1 电力系统通信业务的分类电力系统通信业务根据其功能、特点主要分为电网运行和企业管理业务。电网运行类业务又分为运行控制业务和运行信息业务；企业管理类业务又分为信息业务和办公业务。这些业务都依赖通信网络的支撑，但对通信的要求又不尽一致。运行控制业务作为电网控制的一个环节，直接关系到电网安全，由于此类业务对通信传输时延、通道可靠性要求极高，目前主要使用电力通信专网。该类业务主要有继电保护、安全稳定装置、调度自动化等。电力通信的业务可划分为关键运行业务和事务管理业务两大类。关键运行业务是指远动信号、数据采集与监视控制系统、能量管理系统、继电保护信号和调度电话等; 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。配网自动化通信系统是配网自动化系统中非常重要的环节, 是配电网自动化的神经系统。配电网运行数据的采集、配电网运行状态的改变、配电网的优化均通过通信系统。2.2 电力系统对通信技术的要求 配电自动化监控和管理系统对配电通信系统的要求有: （1）可靠性：为保障配电业务的可靠运行，承担监测信息采集和操控命令下发任务的配电网通信系统必须具有高可靠性，具有较强的抗单点/多点失效能力，关键的业务节点（配电所、配电线路）要有链路冗余保护。（2）安全性：配电网属于电力通信网接入层面，保证通信安全性、保密性对电力业务安全非常重要，通信网要能抵御黑客或病毒攻击，网络的物理隔离非常必要，专网是主要的建设思路。（3）业务能力：能够满足配电网络对通信管道双向高带宽、实时性的要求，符合各种电力通信规约，支持各种配电自动化终端设备主流接口，实现配网设备与通信系统的无缝对接。（4）适应性：通信系统需适应电力应用场景的需求，通信设备部署符合配电网网架结构，适应复杂的温度、湿度、雨雪等室内外环境，具有抗电磁干扰能力，支持各种常见的电力场景电源。（5）灵活、易扩展：随着地方经济的发展，配电网拓扑持续扩展更新，与之同步，通信系统的部署也应该具有灵活、易扩展的特性。（6）经济性：由于配电网覆盖面积大，终端站点数量众多，地理位置相对分散等特点，通信技术、设备的选择应配电网方面，配电网自动化系统遥信、遥测、遥控数据要求带宽很小，但数量庞大。配电网设备大多安装在线路上和配电房挂式柜中，操作空间狭窄，要求配电网通信设备能够便于安装和调试，减少日常维护量；又因配电网通信覆盖面广，通信设备必须具有远程管理功能。同时，配电网通信设备大多安装在室外，自然环境恶劣，要求设备具有工业级标准，能够承受要求较高的温度、湿度并具有防雷功能。这类业务应用的通信发展方向为数据传输时延更短，将缩短至毫秒量级；带宽更高，将达到几兆甚至几十兆；路径要可控、通信路由要更可靠，电网控制业务的路由必须是全程全网的管控，通信传输的时间参数将成为电网控制业务的关键参数；覆盖范围更广，将覆盖至 10 kV甚至是220/380 V电网；统一的时间、频率系统，电网控制业务、通信设备失去时间、频率将无法工作，后果不堪设想；此外，通信设备需要在更加苛刻的环境下稳定运行。这些变化对电力通信提出了更加严格的要求。在“十二五 ”期间，继电保护通信业务将推广采用光纤通道，同时要求装置能通过以太网接入站内自动化系统和继电保护信息系统，应能接受站内对时系统统一提供同步时钟信号，其实时性要求与当前要求保持一致，保护信号的传输时延要求在 12 ms以内；可靠性要求为 500 kV线路每套主保护和 220 kV线路两套主保护均采用 2条完全独立的通信通道。具有光纤通道的线路，其主保护优先考虑采用光纤电流差动保护；目前，电网公司及通信设备、保护装置厂家正在开展保护装置直接通过 2 Mbit/s光接口接入通信通道的研究，预计研究成功后将逐步网内推广，将来通信设备和保护装置间将采用统一的 2M光接口互连。继电保护业务指高压输电线路继电保护装置间传递的远方信号，是电网安全运行所必需的信号，要求通信时延在 12 ms以内，通信误码率 10-8，对通信通道路由、使用技术有严格要求，因通信方式安排不当会导致继电保护误动。通信通道中断要求立即响应，必须立即处理。继电保护业务主要采用光通信 2M电路、专用光纤芯、电力载波等电力通信专网，部分 220 kV线路还在使用专用高频收发信机。安全稳定装置业务由 2个及以上厂站的安全稳定控制装置通过通信设备联络构成的系统，其主要功能是切机、切负荷，实现区域或更大范围的电力系统的稳定控制，是确保电力系统安全稳定运行的第二道防线，要求通信传输时延30 ms（3级控制），通信误码率为 10-8，对通信的可靠性要求极高。安全稳定装置业务主要采用光通信 2M电路。2.2 电力系统中几种主流的通信技术与特点2. 2.1载波通信技术电力线载波通信（Power Line Carrier）是电力系统通信的一种主要方式，它始于二十世纪三十年代，至今仍为高压线路的主要通信方式之一，其原理是将信号按一定方式调制后，利用相应的耦合设备注入输电线，利用现有的输电线传递信息。配电载波通信集功率通道和通信通道、能量流与信息流于一体，可以利用现有的配电线路传输到电网关心的任何测控点，不需另铺专用通信线路，其优点主要如下：不必经过无线电管理委员会（FCC）的许可；形成电力专网：信号是加载在电力线上，不需要通信部门的审批或介入； 安全为电力公司所控制：运行过程中，设备的检修在电力部门内部，无需通信部门的配合，安全可以得到保证；基于网络的配电载波支持自由拓扑，具有极大的灵活性，连接沟通电力公司所关心的任何测控点；利用输电线作为通信，无需额外架设通信通道，降低了通信系统的建设成本。载波信号耦合方式的选择对载波信号的高效传输和配电网的稳定运行是很重要的，城区电缆网适合采用电感耦合的电缆屏蔽层载波技术。电感耦合装置（主要是耦合磁芯或磁环、高频信号线等）不直接与电力线相连，方便安装在如地下电缆沟、户外开关箱或配电分接箱内。利用电缆屏蔽层作为耦合导体的，将磁环套在地埋绝缘电缆上,电缆屏蔽层和大地构成信号回路传输载波信号，这种间接耦合方式的耦合装置与高压电力线间无需直接连接，耦合装置体积小、安全可靠、可不断电安装。2. 2.2无线通信技术近年来，无线通信接入技术得到长足的发展，无线通信接入系统具有非视距传输能力强、抵抗自然灾害能力强、传输距离远、带宽大、不受限于地面线路结构等优点。在配电网通信中，其中包括GPRS、WiMAX和McWiLL技术。l GPRS技术GPRS(GeneralPaeketRadioserviee，通用分组无线服务)是GSM基础上发展起来的一种分组交换的数据承载和传输方式，在嵌入式系统中应用非常广泛。由于GPRS通信网络实现了联网和漫游，使得利用网络传输数据无须再组建专用通信网络。采用短信方式传输数据的系统应用将越来越广泛，使得以短信方式传输控制命令及数据远程传输成为可能它突破了GSM网络只能提供电路交换的思维方式，而以封包(Packet)的方式来传输数据，通过增加相应的功能实体和对现有的基站系统进行部分改造就可实现分组交换。这种新的分组数据信道与当前的电路交换的话音业务信道极其相似，因此现有的基站子系统(BSS)从一开始就可提供全面的GPRS覆盖。它所依托的网络稳定可靠、覆盖面广、数据传输速度快，能够提供40一100kbi讹带宽，所以对地处偏远的变电站也能实现监控，而且能满足电网监控系统对通信的要求，达到实时监控目的。GPRS允许用户在端到端分组转移模式下发送和接收数据，而不需要利用电路交换模式的网络资源。从而提供了一种高效、低成本的无线分组数据业务。特别适用于间断的、突发性的和频繁的、少量的数据传输，也适用于偶尔的大数据量传输。GPRS还存在着按流量计算资费方式，非常适合于数据传输频繁、突发性强、流量不大的数据业务，还可以减少专用网络和通道建设的大量投资，而且不用企业自己维护，经济上是合算的;利用GPRS组网，满足建设速度快，质量高的要求。GPRS以其无线方式、传输距离远、实时性和可靠性好、成本相对较低等特点在现有的数据传输方式中具有很大的优势。GPRS的主要特点有：接入范围广。GPRS是在现有的GSM网上升级，可充分利用全国范围的电信网络，可以方便、快速、低成本的为用户数据终端提供远程接入网络的部署。高速传输。传输速率高，数据传输速度可达到57.6Kb/S，最高可达到171.2Kb/s。是常用有线Modem理想速率的两倍，是当前GSM网络中电路数据交换业务速度的十几倍，下一代GPRS业务的速度甚至可以达到384Kb/s，完全可以满足用户应用需求。快捷登陆。接入时间短，GPRS接入等待时间短，可快速建立连接，平均耗时为两秒。永远在线。提供实时在线功能。“实时在线”，或叫“永远在线”，即用户随时与网络保持联系，即使没有数据传送，终端还一直与网络保持联系，这将使访问服务变得非常简单、快速。按流量计费。用户只有在发送或接收数据期间刁占用无线资源，用户可以一直在线，计费方式是按照用户接受和发送数据包的数量，没有数据流量传递时，用户即使挂在网上也是不收费的。切换自如。用户在进行数据传送时，不影响语音信号的接收。数据业务和语音业务的切换有自动和手动两种方式，具体形式依据不同终端而定。采用分组交换技术，具有其他分组数据系统一样的高效特性，由于第三代移动通信采用的也是分组技术，所以采用的网络可以具备第三代移动通信的能力;GPRS核心网络层采用IP技术，底层可使用多种传输技术，方便与IP网络实现无缝连接。在自动抄表系统中，较之无线抄表，其他抄表技术均存在一定的缺陷。(1)485总线抄表:施工布线工作量大，网线易受人为破坏，线路损坏后，故障点不易查找，易受雷击和过电压的影响，传输距离短，网线长度不超过1200m。(2)红外抄表:系统抄表时需要工作人员到现场，用掌上机抄收采集器中存储的电能表数据，然后返回主站，自动化程度低，且抄收距离也大受限制。(3)低压电力线载波抄表系统，影响电力线载波传输质量主要有两个因素:一个是电力网络的阻抗特性及其衰减，另一个是噪声的干扰。第一个因素制约着信号的传输距离，第二个因素决定着数据传输的质量。由于我国的电网在传输数据过程中，经常会受无线电信号、电磁信号、脉冲信号的干扰，导致传输数据错码、丢码的情况，造成数据传输的结果与原表数据的误差。可见，低压电力线载波抄表的可靠性差。综上所述，无线抄表方式具有投资少、功能强、性能稳定、自动化程度高、易于维护的特点。l WiMAX技术WiMAX 是全球互通微波接入的缩写(Worldwide Interoperability for Microwave Access)，是一项基于IEEE 802.16标准的宽带无线接入城域网技术。 802.16标准系列包括多个标准，支持固定宽带无线接入系统空中接口标准IEEE 802.16-2004，支持移动宽带无线接入系统空中接口标准IEEE802.16e，还有正在讨论的IEEE802.16m。由于在 WiMAX技术物理层采用了MIMO/波束赋形以及OFDMA等4G的核心技术，已经在某些方面具有了4G的特征，容易将来过渡到4G。WiMAX是提供最后一英里的无线宽带接入技术，可以替代现有的有线和DSL连接方式来。WiMAX将提供固定、移动、便携形式的无线宽带连接，并最终能够在不需要直接视距基站的情况下提供无线宽带连接。WiMAX作为城域网接入手段，IEEE802.16d主要适用于无线传输和中小型企业接入，IEEE802.16e主要适用于家庭接入和个人终端接入，支持数据、语音和视频等业务，可与2G、3G、WLL、WLAN、NGN等网络混合组网。802.16d和802.16e之间的详细比较见表 21表 21：表 Error! No text of specified style in document.1 802.16d与802.16e的技术比较技术参数802.16d802.16e子载波数256(OFDM)/2048(OFDMA)256(OFDM)/128、512、1024、2048(OFDMA)带宽(MHz)1.75MHz20MHz1.25MHz20MHz频段211GHz6GHz双工方式FDD/TDDFDD/TDD移动性固定游牧，中低车速峰值速率75Mbps(20MHz)等15Mbps(5MHz)，30Mbps(10MHz)等调制方式QPSK，16QAM，64QAM信道编码卷积码、块Turbo码、卷积Turbo码、LDPC码链路自适应AMC、功率控制、HARQ小区切换不支持支持增强性技术智能天线、空时码、空分多址、宏分集(16e)、Mesh网络拓扑接入控制主动带宽分配、轮询、竞争接入相结合QoS支持4种QoS等级：UGS，RtPS，NrtPS，BE省电模式不支持支持空闲(Idle)、睡眠模式l McWiLL技术McWiLL（Multi-Carrier Wireless Information Local Loop，多载波无线信息本地环路）是国内北京信威通信技术股份有限公司自主研发的移动宽带无线接入（BWA）系统。McWiLL技术源于同步码分多址（SCDMA）技术，是在SCDMA技术基础上的演进和革新。早期 R1R3版本的SCDMA系统属于窄带SCDMA技术体系，主要侧重于语音通信，同时兼顾低速率的数据业务，而后从2003年开始，McWiLL技术开始研发，目前开发的McWiLL系统主要包括R4和R5两个版本，其中R4版本主要应用于固定无线接入系统，针对的是高速传输的宽带数据业务，并且已经获得了试验频段分配。而R5版本的McWiLL则定位于高速移动无线接入系统，支持120km/h的终端移动速度和漫游、切换等功能，同时支持高速数据业务和高效语音业务，并且针对我国现有的电信业务模式，专门定义了用于语音承载的物理信道和资源控制单元，目前此版本已经进入到系统测试阶段。McWiLL系统是完全基于IP分组交换的宽带无线系统，采用宏蜂窝网络结构，覆盖半径可达1050km，典型市内覆盖半径13km，可以实现真正意义上的非视距传输。传输速率上，5MHz的信道带宽下，R4系统的最大净荷吞吐量可达8Mbit/s，终端最大峰值数据速率3Mbit/s，而R5系统的基站净荷吞吐量可达15Mbit/s，终端最大峰值数据速率为5Mbit/s。图 Error! No text of specified style in document.1 McWiLL技术应用原理图l 230数传电台无线数传电台技术是集无线通讯技术、无线调制解调技术、计算机控制技为一体的技术，无线数传电台的工作频率大多使用在220一240MHz400一47OMHz频段，具有数话兼容、数据传输实时性好、专用数据传输通道、次建设投资、没有运行使用费、适用于恶劣环境、稳定性好等优点。有效覆盖径约有几十公里，可以覆盖一个城市或一定的区域。数传电台工作在窄带方式下，虽然国家无线电管理局划分出来了足够的频资源，但由于数传电台多为分布式的SCADA(SuPervisorycontrolAndDAcqulsition，即数据采集与监视控制系统)应用，因此无线频谱的利用率极低，制约了无线数传电台的发展。现在无线数传电台正由单一的数传电台正向微功率数传和网络化数传发展。2. 2.4光纤通信技术2.2.5(1)光纤通信技术的特点光纤通信的主要特点是传输容量大、高速率、传输距离长、抗干扰性强、绝缘性能好等，尤其是抗电磁干扰和绝缘性能好这两大特点可应用于变电所、高压线路等高电压强电磁干扰环境，是目前电力系统通信中正在逐步广泛应用的通信方式，除此之外，光纤成本不断下降，经济效益越来越显著。从国内外电网通信建设的趋势来看, 基本都在向光纤通信发展, 而且目前的光缆在技术和性能上已经非常稳定, 采用光纤传输在技术上已经成熟, 是建立大容量、高质量、高速的电力信息网的最佳选择。光纤通信在电力系统中有独特的资源优势和广泛的应用前景，光纤通信将成为电力通信网的主要通信方式。国内电力通信网以发展光通信为主，在此基础上发展数据网、语音交换网、时钟同步网、视频会议系统和电力系统独有的电力载波等作为电网的主要通信方式，并采用卫星通信、公网通信作为应急通信或辅助通信方式。近年来，继电保护、安全自动装置、自动化已普遍使用光通信技术，通道可靠性有了极大提高，摆脱了带宽、时延、可靠性等原有通信条件的束缚，跨区域的控制成为可能，跨系统的监视、分析成为现实。电流差动保护、新 EMS系统等新的电网控制技术得以广泛推广。目前，国内电网均已建成可靠的电力通信网络，形成了以光纤通信为主，微波、载波、卫星等多种通信方式并存，分层分级自愈环网为主要特征的电力专用通信网络体系架构。传输媒介光纤化，业务承载网络化，运行监视和管理正在逐步实现自动化和信息化。(2) 光纤通信系统的主要设备l 光端机光纤通信环路可以链接多个通信节点，为了防止因光缆光端设备或光接头等因素引起的光纤环路通信故障而造成整个光纤通信系统通信中断，可以采用光纤双环路通信和具有双环自愈功能的光端机设备，以提高光纤通信环路的可靠性。l 商用以太网交换机商用光纤以太网方式是在充分调研的基础上，借鉴了以太网络的通信模式，结合配电网终端的现状与未来发展趋势所提出的一种站端通信方式。以太网络技术的使用，使配电自动化系统在许多方面发生质的变化，可大大提高系统的信息交换速度，保障系统通信的高可靠性和高实时性。主要表现在：(1)通信速度大幅度提高：整个系统的实时性更高，更多的信息可以在信道上传送。(2)信息路由简单易行：以太网采用分层体系结构，可以使用路由器或网桥在IP层实现设备之间信息的路由。(3)系统技术指标得到很大提高：馈线故障隔离时间以及非故障区段恢复供电时间是调配自动化系统的两个比较关键的指标，这两个指标主要取决于系统的通信，因此通信速度、通信质量的显著提高能够大大缩短隔离时间和恢复时间。l 工业以太网交换机针对目前国内配电自动化通信现状，尝试使用新型工业光纤以太网代替光纤收发器和光端机，组建真正意义上的光纤以太环网。实现这种模式的前提是必须首先实现以太网络通信，理论上，工业以太网组网环上的交换机数量没有限制，但考虑网络的安全性、时延影响、操作维护等原因，用户在使用过程中一般限制在几十个之内。在某种程度上，工业以太网交换机组网方式雷同于商用网络交换机，但有其不可替代性。最重要一点就是它基于工业现场而设计的网络设备。其鲜明的特点具体表现为：工业以太网传输的信息多为短帧信息，长度较短，且信息交换频繁；工业以太网中周期与非周期信息同时存在，正常状态下，周期信息较多，而非周期信息较少；它的信息流向具有明显的方向性；其策略控制信息的传送有一定的顺序性；它的响应时间要求较严格，为毫秒甚至微妙级水平；应具有良好的环境适应性，即在高温、潮湿、震动、腐蚀、电磁干扰等工业环境中蚀、电磁干扰等工业环境中具有长时间、连续、可靠、完整地传送数据的能力，并能抗工业网的浪涌、跌落和尖峰干扰。2.2.6 配网通信EPON的解决方案EPON技术作为一种稳定、成熟、性价比高的通信接入技术，十分适合电力系统的建设和改造，尤其适用于配电网自动化和用电信息采集等通信接入吗。2.6.1 EPON技术的特点（1）EPON标准开发，技术成熟、产业规模庞大，全球应用广泛，国内设备商占据主流，价格每年递减。（2）EPON采用点到多点技术，终端到终端之间为并联关系，且在光传输途中不需要电源，没有电子部件，容易铺设，节约长期维护成本和管理成本。（3）EPON能够提供丰富的产品系列和灵活的设备形态，适合各种业务接入和场景部署，全面承载IP、VoIP、WiFi、TDM、xDSL、IPTV、CATV、RS232/RS485等业务，兼顾各种应用场景，具有高带宽、低延时等特点，能为电力行业提供智能电网、配电网自动化、用电信息采集、电力大楼/营业厅接入、PFTTH电力光纤入户等专业、可靠的通信解决方案，能够完全满足智能电网坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动的要求。l 可以很好的实现数据加密、防止各种Dos攻击和系统漏洞攻击、防止非法用户和非法设备接入、不同业务近似物理隔离，全面保证整个系统的安全可靠。l OLT本身的主控交换板、电源、上联板等关键板件能够实现冗余保护和热插拔，具有极高的可靠性，同时通过手拉手的组网方式能够实现OLT的异地容灾，保护切换时间超短。l EPON支持星型、树型、链型、环型以及混合型等各种灵活组网，适应各种网络拓扑，并提供typeD、手拉手全保护方式，实现ONU的双归属，保护OLT设备、主干光纤、分光器、分支光纤、PON端口，进一步提高网络的安全性、可靠性，使整个通信系统具备抗单点和多点故障能力。（4）为电力量身定制的ONU，按照电力EPON标准高要求设计，具备工业级性能。（5）提供综合网络管理系统，部署快捷，开通简便，运维轻松，实现自动化和流程化的资源规划、设备开通、业务发放、性能监控和端到端故障诊断，提供ONU离线和批量配置，实现即插即用、即开即通和现场零配置，保证优质服务，节约运维成本。2.6.2 EPON配电网自动化解决方案图1所示为配电网自动化解决方案示意图。OLT放置在变电站。各个变电站位于SDH/MSTP传输环上，变电站通信层完成通信终端的汇聚并通过SDH/MSTP与主站系统进行通信。OLT向下，通过不同的ODN网络，形成不同级别的光纤链路保护。图1中两侧为TYPE D保护，OLT出2个PON口，组成2条链路互为备份，各开闭所、环网柜或者柱上开关处的ONU可以通过双PON口分别连接到这2条链上，每条链上的分光器均采用1*2非均匀分光器，可对主干光纤、分光器、分支光纤、PON端口等进行保护。为了进一步提高安全性、可靠性，重要站点可以采用2个OLT各出1个PON口组成手拉手双链的保护方式，如图1的中间部分。各个双PON口ONU分别连接到这2条链上，这样可以实现OLT设备、主干光纤、分光器、分支光纤、PON端口全网的保护，任何一台OLT、一个分光器、一条光缆或者一个PON口出现故障都不影响ONU的正常使用。在手拉手保护方式下，切换时间小于50毫秒，能够大大提高网络的可靠性，很好的实现精细配电。终端信息层采用的ONU可以提供FE、RS232、RS485等接口与RTU、FTU、TTU、DTU和视频监控终端等设备互联，进行信息采集和控制，并且能适应各种恶劣环境。2.6.3 EPON用电信息采集解决方案图2所示为用电信息采集解决方案示意图。根据光纤延伸的程度，用电信息采集将出现图中所示的3种应用场景。（1） 左侧，电能表经RS485总线上联至ONU，用电信息直接进入到EPON系统。（2） 中间，电能表经RS485总线上联至采集器，采集器通过RS232接口与ONU相连，用电信息进入到EPON系统。（3） 右侧，电能表经RS485总线上联至采集器，由采集器进行一次汇聚，再通过PLC上联至集中器，又经过一次汇聚，最终集中器通过FE接口与ONU相连，用电信息进入到EPON系统。 最终EPON系统把采集到的用电信息上传到主站系统。该方案根据实际情况可以采用均匀分光器进行星型组网，也可以采用非均匀分光器进行单链组网或双链手拉手组网，其中双链手拉手组网可靠性最高。主站系统控制层主要完成用电信息的提取、分析以及优化等功能，并完成对通信汇聚设备、通信终端等设备的管理。该方案可大大提高用电信息采集的实时性、可靠性和效率。2.6.4 EPON网络规划解决方案 EPON对于电力行业是一项新技术，除了要关注OLT、ONU设备之外，更繁杂的工作在于网络的规划和实施。通常在一个城区，电网是以一个或多个中心高等级变电站为核心，若干分散的低等级变电站为辅助，延伸出10KV的配网主干线路，开闭所、环网柜、柱上开关等挂在主干线路上，是一种发散的网状结构。配网自动化系统按照电网容量大小可分成两层或三层，三层结构包括：主站系统层、子站系统层、终端层。其中子站层可处理业务，也可只完成通信转发任务，在较小的配网自动化系统中，子站层可忽略。三层结构的通信方案由两部分组成：骨干通信层和接入通信层。骨干通信层通常用SDH/MSTP组网，负责主站所在地配调中心和子站所在地变电站之间的通信，而接入通信层则是负责子站所在地变电站和各监测终端（DTU/FTU/TTU/RTU）所在地开闭所/环网柜/杆柱等之间的通信。配电线路拓扑虽然复杂，但多是链型串接，因此接入通信层可以利用电缆的走势合理敷设光纤，同时也使电力环和通信环统一起来。为保证通信的可靠，配网自动化通信接入一般选用手拉手组网，就一条手拉手链路而言，通常将链路上连接的两个OLT放于一个或两个变电站，每个OLT的PON口下挂一条通信链，每条通信链通过1*2分光器进行不等分分光，光功率分配较少的一端接ONU，较多的一端接下一级不等分分光器，依次连接下去，而每个ONU通过双PON口连到两个OLT的PON口上。这样可以实现OLT设备、主干光纤、PON端口、分光器、分支光纤全网的保护，任何一台OLT、一个PON口、一个分光器或者一条光缆出现故障都不影响ONU的正常使用。在手拉手保护方式下，切换时间小于50毫秒，能够很好地实现精细配电。2.6.5 EPON数据业务相关规划解决方案l 带宽模型带宽模型计算用来评估变电站SDH现有的资源能否满足配网自动化或用电信息采集数据业务传输。以配网自动化业务为例计算带宽模型。目前DTU采用104协议，最大帧长约4Kb，一般下行命令小于100b，每秒问答处理按1次计算。因此每ONU通用带宽：上行4K*8=32Kbps，下行100*8=800bps。若每个OLT满配40个PON口，每PON口最多下挂12个ONU链型组网，则每个OLT通用带宽：上行32K*40*12=15.3Mbps，下行800*40*12=0.384Mbps。因此，要求SDH至少能提供超过15Mbps的带宽。如果目前的SDH只可满足现网要求，那么日后在开关站增加视频监控，则需要更高的带宽。l IP地址规划为了便于EPON设备的维护，EPON设备需配置管理地址，OLT可采用带内管理方式，由于OLT数量相对较少，故所有OLT的管理可以使用一个或者两个网段进行管理，网关可配置在上层的交换机或路由器上。而对于ONU的IP地址管理，若使用一个管理网段进行管理的话，后期会因ONU扩容导致主机数量众多，而引起广播风暴，因此需要为ONU分配多个网段进行管理，同样将各个网关配置在上层交换机或路由器上，分配原则遵循同一手拉手链路上的ONU使用同一网段。管理网段可能超过数十个，因此上层的交换机或者路由器设备需支持数十条的路由表项。2.6.6 EPON的运维解决方案无论EPON承载配用电网何种业务，良好的网络运维系统是通信接入方案完善的重要标志。专门为EPON配用电通信定制的网管系统具有如下功能。l 将设备、网络、线路、终端、环境纳入全程综合管理。l 支持图形化的界面，支持手拉手拓扑结构的自动生成，可灵活定义手拉手保护组。l 支持手拉手链路状态通过不同颜色区分，包括主用链路、备用链路、中断链路、非活动链路等。l 拓扑图上可直观看到ONU的告警信息，一目了然。l 业务配置过程简化，做到即插即用、即开即通、现场零配置。l 支持告警管理、故障预警、快速准确的故障定位、远程故障处理、终端设备快速更换。l 支持远程升级、批量升级、性能监视统计、分权分域分组管理、资源管理统计。l 提供北向接口、融合各业务平台。3. 配网自动化系统多种通信技术混合组网方式应用与研究3.1 适用于主站几种控制的通信技术3.2适用于分布式FA控制的通信技术3.2.1 智能分布式FA系统研究 智能分布式FA系统是配网自动化系统DAS的一个重要组成部分。系统的基本步骤可分为故障定位、故障隔离、非故障区恢复供电和配电网络重构四个部分。根据我国电力工业体制改革方案，“十五”以后逐步实行输配分开。配电环节的开放，分散发电装置将得以广泛使用，可以在合适的地点提供合适的能源解决方案，从而降低线路损耗，提高能量转换效率。零售市场环境下配电自动化解决方案的主要困难在于：分散发电装置的布置及投运的不确定性，使得配电网络运行方式经常变动，传统保护整定值与集中处理的FA解决方案很难适应变化。集中式FA需要建立有效而可靠的通信网络，对主站或从站的依赖性强，FTU等采集装置必须配备储能电池。而分布式智能FA则通过上位机根据配电网络的实时拓扑结构配置现场FTU的相关信息，并将控制策略下载到现场的FTU中，由现场FTU根据所下载的控制策略与信息自动进行故障定位，并执行相关的开关分闸与隔离动作，不依赖于主站或从站，建设成本低。因此将有广阔的应用前景。3.2.2 分布式FA控制系统的特点和对通信技术的要求 所谓FA系统是指电力配电网馈线自动化（FeederAutomation,简称FA），是配电自动化中最重要的内容之一。馈线自动化的作用一般包括：在正常状态下，实时监测馈线的电压、电流、有功功率、无功功率等参数以及开关设备的运行状态，实现线路开关的分合闸操作，通过网络重构达到负荷平衡化和降低线损的目的。在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电，最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间。 3.2.3 适用于分布式FA系统的通信技术3.2.3.1 光纤以太网通信技术目前，工业以太网交换机在变电站自动化站内设备的联网方面，配网自动化方面有较多应用。在配网自动化，工业以太网交换机通过双光口级联、快速环网保护等技术手段形成了解决方案，这种解决方案通过设备中继方式可以提供长距离的传输和覆盖，组网方式简单。如图2所示为配电网分布式控制工业以太网交换机解决方案示意图。与图1的区别在于终端信息层。两个变电站之间通过交换机组成环网拓扑，可以实现设备级和网络级的保护。网络中各节点处于平等地位，各节点间可直接通信，每个节点处可接多个终端。工业以太网交换机技术的延时技术3.2.3.2 EPON通信技术在配电网分布式控制中，对终端开关状态的监控及控制报文的下发时延有很高的要求，下面对EPON技术用于配电网分布控制中的时延及带宽分配进行分析。在配电网分布式控制中，终端之间报文的发送比较频繁，主要为广播方式，因此时延分析主要为报文从一个ONU发送到另一个ONU接收的时间。报文从ONU1缓存区发送到ONU2接收的流程为，ONU1发送上行申请REPORT消息，OLT根据申请带宽分配时隙，ONU1在分配的时隙到达时将缓冲区数据发送到OLT,经过OLT的广播转发，ONU2接收到数据。下面讨论在这一过程中的总延时，这里考虑最坏情况下的最长延时。设上行帧周期为，若缓冲区数据到达时，前一次申请消息已经发送，则ONU1需要等待时间才能向OLT发送本次请求REPORT，然后请求消息经光纤传输到OTL，OTL发送授权经光纤传输到ONU1，ONU1收到授权后在分配的时隙发送数据，此时距离上个上行帧时间为，数据传输到OLT,经OLT的处理转发后通过光纤传输到ONU2。由于OLT的授权和处理转发时间很短可以忽略，则整个过程中的总时延为两倍的上行帧周期加上四个数据在光纤上的传输时间。ONU和OLT间最大传输距离20km光纤传输时延0.1ms，故有总延时。根据工程中具体对实时性的要求，设时延限定值，则有下面考虑下在实际工程中如何根据具体需求对带宽进行分配。设OLT下接了N个ONU，每个ONU下接L个终端，每个终端发送报文长度最大为I字节，终端报文的优先级均设为最高。由于每次上行帧发送数据时需要发送下次的请求REPORT，令REPORT长度为P字节，为了保证在授权时隙到达时ONU可将每台终端报文能够一次发送，给ONU分配的带宽应该不小于。故最大带宽设定要求为综合考虑以上的时延和带宽分配要求，需要满足不等式因EPON上行速率，有 带入上式得到解不等式得进一步化简为由此，我们得到ONU数量N，每个ONU下终端数量L，终端发送最大报文长度I，需要满足的关系式。根据这一关系式，可以由规定的时延限定值来计算终端可接的数量，根据不同的要求来进行工程设计。例如，一般来说一个ONU有8个缓冲队列，即可接8个终端，一般104协议最大帧4KB。以太网帧长1518B.按照配电自动化系统实时数据传输的要求为，远动四遥，即遥测、遥信、遥控、遥调时延小于10ms，馈线保护检测等小于10ms。，终端总数152，终端总数424IEC61850是关于变电站综合自动化通信体系结构的国际标准，其中规定GOOSE报文传输延时在4ms内。，终端总数56，终端总数152通过以上的时延及带宽计算我们可以看出EPON技术在实时性上满足分布式控制的要求。3.3 满足基于IEC61850的GOOSE报文实时性需求的通信技术由于在实际配电网应用中，电力系统自动化功能的实现是由众多制造厂商的设备以及采用不同接口的子系统共同参与配合完成的，历史上各厂商的设计没有一个统一的标准，所采用的技术规范、数据规范不一致，相互之间很难进行信息共享、交互。同时多种通信协议的采用使得不同厂家的设备间通信必须通过大量的协议转换来完成，从而浪费了大量的人力物力，并且必然影响系统的实时性能与可靠性。IEC61850与以往变电站自动化系统通信协议不同，除了定义变电站自动化系统的对整个系统的功能模型、通信网络和体系结构、对象模型、测试方法等进行了全面详尽的通信要求和数据交换外，并考虑延伸到配电自动化系统，把配电自动化系统中的各个终端设备作为一个新型的IEC61850智能电子设备（IED）来设计，基于IEC61850来完成IED之间、IED与主站系统之间的网络化通信。要保证GOOSE报文实时性需求，首先必须了解GOOSE报文端对端发送接收时，所产生的时延构成，通过分析其特点和组成要素，找出尽量降低延时的措施。GOOSE报文延时构成结构为：发送端处理延时t1、网络传输延时t2、接收端处理延时t3，总的时延t总是从发送端IEDA的GOOSE报文发送到接收端IEDB处理的全部时间，即t总=t1+t2+t3。(1)IEDA发送端处理延时t1：包括GOOSE报文发送端的数据分段、报文封装以及报文排队到达GOOSE处理发送器的所有时间。(2)IEDB接收端处理延时t3：包括GOOSE报文接收端的报文解析（拆封装、解析报文头）、数据连接拼装以及GOOSE报文到达通知和数据复制给GOOSE应用端。(3)网络传输时延t2：GOOSE报文从IEDA GOOSE处理发送器到IEDB的GOOSE报文处理接收器的所需全部时间。t2由三部分组成，t2=tx+ty+tz（tx为排队延时、ty为传输延时、tz为传播延时）。tx为开始传输前的所有网络排队时间，网络数据链路方法决定了tx的时延，因为在以太网中一般采用载波监听多路访问/冲突检测方法，所以排队时间为不确定的。传输时延ty是