电力通信网网络管理及规划的研究.doc

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、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/s2Mb/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），且提供时间信号精度能够达到 us 级别，可以满足电力生产业务对时间同步的需求，此外，时间同步组网技术也在发展，主要有三种，即 DCLS+E1 方式、NTP 方式、1PPS+STM-N 方式，DCLS+E1：该方式为目前比较成熟的时间同步组网技术，即采用同步设备的 DCLS接口，通过 SDH 网络的 E1 通道将该时间信号传输到各需要同步的节点，并通过手工或自动方式消除传输时延，该方案的理论精度为 us 级别，示意图如下图 3-15。1PPS+STM-N：该方式目前尚处于研究开发阶段，其基本原理是采用 STM-N 中的频率信号输出作为其时刻校正标准，该方案充分将频率同步与时间同步有机的结合在一起，避免了传输时延的产生。两种联网方式示意图比较如下； 图3 DCLS+E1、1PPS+STM-N比较示意图工作时，网元客户端首先向时间服务器发送一个 NTP 数据包，这个数据包被打上发送时的客户端本机时间标签 T1，服务器接收到这个数据包后也向客户端发送一个 NTP 数据包，这个数据包中含有3个时间标签：服务器接收到客户端 NTP 数据包时的时间标签T2、服务器发出 NTP 数据包时的时间标签 T3、客户端 NTP 数据包中原有的时间标签T1，客户端接收到这个数据包后也打上一个本机时间标签 T4（见图）。根据这4个时间标签就可以算出服务器客户间的传输时延和时钟偏差即下式：2.3.3 软交换技术软交换作为一个新兴的技术领域已从试验阶段发展到商用阶段，目前已经在国内外得到广泛应用。我国的电信运营商开始全面使用软交换替代原有的程控交换系统，在许多城市开通了商用 NGN 网络，国内一些企业用户也已规模采用软交换技术解决内部语音通信需求。图4 软交换体系结构图如图，其采用分层体系架构，分为接入层、传输层、控制层、业务层。各层功能与设备分别如下：接入层：利用各种接入设备实现不同用户的接入及不同信息格式的转换，其功能类似于传统程控交换机的用户模块或中继模块。主要设备包括信令网关（SG），中继网关（TG）、接入网关（AG）、综合接入设备（IAD）、无线接入网关（WAG）以及各种智能终端设备。传输层：用于承载软交换所需的具备高带宽、有一定服务质量（QOS）保障的 IP分组网络。控制层：是软交换网络的呼叫控制中心，该层设备称为软交换设备，其主要作用包括呼叫控制、业务提供、业务交换、资源管理、用户认证、会话初始协议代理等。业务层：利用各种设备为整个软交换网络体系提供业务上的支持，该层设备包括应用服务器（向业务开发者提供应用程序接口（API）以及授权和管理（AAA）服务器。控制层设备之间互通采用 SIP 或 SIP-T 协议；控制层设备与接入层网关设备之间互通采用 H.248 或媒体网关控制协议；控制层设备与智能终端互通采用 H.323 或 SIP；信令网关与控制层设备之间采用信令传送协议（SIGTRAN）。技术特点：该技术的主要特点是业务承载与呼叫控制分离。其缺陷在于 IP 承载网络的可靠性和安全性问题。应用定位：程控交换技术将逐步淘汰，NGN 网络是通信网络发展的趋势；在演变过程中，软交换系统与原有程控交换系统将在一段时间内长期共存。软交换技术在电力通信专网中应用的优势可有效解决远端供电所的语音用户接入需求，对比传统程控方式，可节省了配置相关光传输、PCM 设备的成本；可实现远程移动办公，解决员工出差随时使用办公电话的需求；用户开通方便，便于业务割接工作实施；采用分层模块化设计，减小了设备体积，有效节省机房空间。3 电力通信网管理及规划3.1 原则与目标电力通信网络的管理应以满足电网生产业务和管理业务需求为目标，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。应与通信技术发展相结合，紧密跟踪技术发展趋势，坚持网络先进性原则。应与电网规划相结合，要充分考虑电网规划对业务分布及通信网络等方面的影响，坚持网络扩展性原则。应与电网安全生产相结合，原则上通信类设备生命周期为 8-12 年、OPGW 光缆为20-25 年、ADSS 和管道光缆为 10-12 年。在设备已到生命周期终点时，应对设备进行评估，坚持网络安全性原则。应与电网“N-1”可靠性相适应，原则上要求调度机构和所有 220kV 及以上厂站线路保护、安稳系统、调度自动化、调度电话等关键生产业务通道必须具备两种不同通信方式，使得在单一故障下不会导致同一条线路的所有继电保护通信通道、厂站间安全自动装置通信通道或调度机构至厂站的调度电话、自动化业务通信通道中断，坚持重要业务通道“N-1”可靠性原则。应与标准化建设相结合，要建立通信设备配置的标准模型，为输变电配套通信工程建设提供参考依据。要通过对通信网络资源使用情况的评估分析找出网络存在的问题和瓶颈，并通过合理科学的规划达到网络优化的目的，促进资源的深度挖掘和优化配置，最大限度发挥网络资源效益，降低网络建设和运维成本，坚持网络经济性原则。在电力通信网络覆盖的薄弱环节，可采用公网资源作为电力通信的一种补充方式，提升电力通信网络的抗灾能力。3.2 电力通信网管理及规划3.2.1 运行方式的管理及规划根据上述现状与需求分析，电力通信网络体系架构应如图 4-1 所示，即底层传输采用传输 A 网和传输 B 网，主要承载各种控制业务及业务网络，其中传输 A 网用于承载线路保护、安稳系统、PCM 等业务及调度数据网，传输 B 网用于承载线路保护、安稳系统等业务及调度交换网、调度数据网等网络；调度数据网采用 IP over SDH 技术构建，主要用于承载调度数据业务及配网自动化业务，综合数据网采用光纤直连，主要用于承载生产管理信息业务及视频会议、软交换等网络。行政交换网采用软交换技术构建，承载在综合数据网络上；调度交换网采用程控交换技术，主要承载调度电话。图5 电力通信网运行方式管理结构框图3.2.2 调度数据管理及规划调度数据网应采用“IP over SDH”技术构建。调度数据网应覆盖地调（主、备）、县调、220kV 变电站、110kV 变电站及地调电厂。调度数据网应采用分层结构，采用核心层、汇聚层和接入层三层结构。调度数据网核心层、汇聚层应采用高端路由器配置，通过 PoS 接口接入 SDH 网络，核心层、汇聚层带宽为 4*155Mb/s；接入层采用低端路由器配置，通过 E1 接口接入 SDH网络，接入层带宽为 8*2Mb/s。调度数据网核心层、汇聚层每个节点至少具备 2 条上联或互联链路，接入层每个节点具备 2 条上联链路。汇聚层每个节点汇接的接入层节点数量不超过 10 个。调度数据网设备支持的路由协议应包括：BGP、OSPF、静态路由，应具备流量分类、队列调度、数据缓存、端口限速等流量整形和控制功能，应支持路由过滤及数据包过滤等控制功能。调度数据网应采用 MPLS 三层 VPN 技术划分为实时 VPN 和非实时 VPN。各级调度数据网应实现统一网管，并具备流量监测、入侵检测等功能。3.2.3 交换网数据管理及规划交换网数据管理分为业务数据管理和行政数据管理。业务熟局管理应采用程控交换技术组建，采用 2Mb/s 数字中继互联，全网统一使用 Q.SIG/DSS1信令。网络应覆盖地调（含备调）、110kV 及以上变电站等节点。地调调度交换机采用汇接交换机和用户交换机独立配置，汇接交换机应与所辖500kV 变电站和中调直调电厂的调度交换机建立直连中继电路。此外，地调还应配置调度台和录音系统。220kV 及以上出线厂站应不少于两级调度小号延伸，可采用 PCM、远端模块、VOIP等多种方式覆盖。交换路由设置应遵循“N-1”的安全性原则，确保调度中心至各调度点的调度指挥通信不得中断。相邻两级调度机构之间应设置直达中继路由。行政交换数据管理以实现全网逐步过渡到软交换网络。基于软交换的行政交换网络按照省地两级结构进行建设，两级软交换网络应实现互联。行政交换网覆盖地区供电局、县局、二级单位、供电所、营业所和变电站。基于软交换的行政交换网大用户节点如供电局、县局和二级单位宜采用软交换 AG设备进行覆盖，中小型用户节点如供电所和营业所采用不同级别的 IAD 设备覆盖，单个用户节点如变电站则直接采用 IP 电话覆盖。过渡期间可采用 TG 设备利用 E1 中继与现有程控交换网络互联，实现与软交换网络的互通。应与电信运营商语音交换网络互连，作为行政交换的备用手段。3.2.4 应急信息管理及规划应急通信优化主要包括应急通信网络优化、备用通信中心优化以及应急通信指挥系统优化三部分。应急通信网主要解决重要 220kV 及以上厂站、线路及各级调度中心的继电保护、安全稳定装置、调度自动化、调度电话等业务的应急通信。应急通信网的优化应在充分整合电力专用通信网资源的基础上，通过充分利用公网和其它专网的通信资源，采用光纤通信、载波通信、以及卫星通信等多种通信技术手段，因地制宜通过技术的组合使用以满足应急通信网对通信方式多元化和立体化的需求。厂站至调度机构的调度电话和调度自动化业务可用不同敷设方式光缆来提高抗灾能力，在覆冰区域，可适当采用 110kV 及以下低电压等级架空光缆、管道及地埋光缆，构成光缆敷设方式的多元化、立体化。不具备地埋或低电压等级架空光缆条件的厂站可采用卫星通信等无线通信来保障。在调度中心调度交换机之间可租用电信电路资源作为调度交换网应急冷备用通道；两级调度中心之间可租用公网电路资源作为 EMS 调度自动化的相互转发通道。对重要的 220kV 及以上的线路，应随线路架设电力线载波通信，确保继电保护业务能够随着受灾线路的抢修同期修复。在较为偏远的重要厂站，宜采用卫星通信方式解决调度电话和调度自动化业务应急备用。此外，应配合备用调度中心的建设来建立备用通信中心。备用通信中心不考虑 PCM专线通道，其设备原则上按照主用通信中心配置模式进行配置。各级调度中心（不含县调）均应建设应急通信指挥系统，采用卫星车及便携式终端设备配置，要求具备语音、数据和视频远传功能。4 电力通信网管理与优化实例4.1 工程背景以某地市级电力局电力通信网需求为例，按照第三章所述电力通信网管理及规划原则，结合作者从事电力通信网运行维护的多年经验，提出了电力通信网管理及规划方案。4.2 管理及规划方案4.2.1 传输系统管理及规划某市电力局光缆网管理及规划主要基于以下需求：满足继电保护业务的需求；满足省、地区光纤传输网组网需求；满足数据网络光纤直连组网需求；满足将来光纤网络其他纤芯需求。地区光缆网优化主要根据基建工程+专项工程进行。基建工程主要解决新建变电站的通信问题，专项工程主要解决纤芯资源不足、末端站点单光缆接入、部分35kV 变电站、供电所、营业厅无光缆接入等问题。原则上，新建骨干光缆至少采用 48芯 OPGW 光缆，边缘层采用 24 芯或 36 芯 OPGW 光缆，如遇特殊情况，可适当增加纤芯数量；纤芯种类采用 G.652b 光缆，也可采用 G.652d 光缆。根据传输网络技术体制，结合传输网络现状评估，将采用 MSTP 与 ASON 技术相结合规划传输 A 网、完善传输 B 网。图6 电力局传输系统管理与规划图4.2.2 调度系统管理及规划根据调度数据网技术体制及网络现状，调度数据网的优化目标主要是增强网路可靠性，提升网络容量，扩大网络覆盖面，为未来配网自动化业务的承载打下坚实的基础。通过在 110kV 站点配置接入路由器，实现所有 110kV 站点覆盖，接入层带宽升级为 2*2Mb/s。针对汇聚节点数量太少的问题，通过选择部分接入层的 220kV 站点升级为汇聚节点，加强网络可靠性及接入能力，同时将汇聚链路带宽升级为 622Mb/s，解决带宽不足问题。图7 电力局调度数据系统管理与规划图网络继续采用三层结构组网，即核心层、汇聚层、接入层，各层节点如下。核心层：核心节点设置在电力局总调。汇聚层：设置在该电力局下属区、县的变电站。节点为汇聚节点，汇聚层带宽为 4*155M。接入层：接入节点设置在县局、其他 220kV 变电站和所有 110kV 变电站。局、站之间的拓扑管理规划如下图：图8 电力局调度数据局、站规划图4.2.3 交换系统管理及规划根据调度交换网技术体制和电力调度交换网现状，地区调度交换网的优化目标为：一是通过汇接交换机和用户交换机独立配置，采用 2M 中继方式实现所辖 500kV 变电站和中调直调电厂的调度交换机汇接；二是通过备用调度交换机的配置，增强调度交换网的可靠性。调度交换网的可靠性主要在于网络结构的加强和主备用调度交换系统的建设。对于主备用调度交换系统的实现：可采用透明网络关联主、备调两台调度交换机，为系统提供无缝连接，实现同组异步调度台主、备调互放。调度交换网络结构加强可采用复合型网络结构，实现路由迂回；同一局向的中继电路按不同传输路径电路交叉配置；通过数据网以 IP 中继连接。图9 电力局调度交换系统规划图两台调度交换机之间采用 2Mb/s 进行局间互联，两个调度交换机之间采用透明信令组网，每台交换机都和调度交换网有 2M 连接，从而确保每一台调度交换机都可以独立入网。通过这样主、备调的部署，当任何一台调度交换机出现故障时，其备用的调度交换机完全可以承担汇接、呼入、呼出的调度通信，同时维护人员有充足的时间去进行设备的检修，备品备件的更换，有利保障了电力调度网的稳定运行。此外，连接到两个交换机的多个调度台实现同组共屏受理来话，调度信息就在两台交换机之间相互传递，调度台双 U 接口的信号线接入方式，可以同时接入到两台调度交换机或同一调度交换机的不同 U 接口电路上，从而为调度台提供了相互备用的两条信号链路，极大增强了抵抗各种恶性灾害事故的能力。4.2.4 其他系统管理及规划其他系统管理和规划主要是指行政数据交换系统和同步优化网络，其拓扑结构图如下：图9 电力局通信网行政数据管理和规划拓扑图图10 电力局通信网同步优化网络管理和规划拓扑图4.3 效果分析5 结论和展望5.1 结论（）电力通信网络管理和规划应该主要注重以下几个方面的内容：（1）传输网、调度数据网、调度交换网等三大网络的完善及评估优化方法；（2）业务通道和网络自身的可靠性策略，重点关注传输网的 N-2 优化；（3）调度数据网双平面技术研究；（4）语音交换新技术（VOIP、软交换）在电力系统的应用研究。（）论文中所述的管理和规划方法在工程实用中能够起到良好的效果。 5.2展望展望未来，随着信息化步伐的加快，电力通信网络将进入 NGN 时代，以“软交换”技术为标志的下一代电力通信网将逐步建成；此外，随着智能电网业务的开展，以“物联网”技术为指导、以光纤通信为核心，以无线通信为延伸的智能电网通信网络也将最终形