电力网络规划范文

导语：如何才能写好一篇电力网络规划，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

【关键词】通信技术；智能电网；网络规划

0.概述

通信网是电网的重要组成部分，是电网企业管理现代化、信息化和电网自动化的基础，是现代电网生产指挥和电网安全稳定运行的基本条件。为了满足琼海市电网发展对通信的要求，进一步优化琼海供电局通信网的结构，不断提升通信网的装备水平和运行水平，力争把琼海供电局通信网建设成为一个结构完整、技术先进、功能齐全的先进数字通信网络，实现本地区电力通信网运行灵活可靠、满足需求的基本目标，结合琼海通信网的实际状况，编制本规划。

1.琼海电力网络现状与应用需求分析

1.1琼海地区电网骨干通信网现状

随电网建设和信息化建设，琼海供电局骨干通信网取得了长足发展。一是传输网经不断建设和优化，已形成“分层接入”的网架结构，传输网的保护和业务接入能力大幅提升；二是支撑网建设已初具备规模，基本实现全网传输设备的时钟同步，通信电源系统可靠性得到大幅提高；三是业务网络不断完善，已基本实现我局所辖110千伏及以上变电站，各基层单位的全方位覆盖。

琼海供电局现运行光纤通信网络结构有4张网：分别为泰科网、南京普天网、华为B网及阿尔卡特网。其中泰科网、南京普天网、华为B网分别承担了现阶段对调度大楼的通信及自动化业务，省骨干传输华为B网承载琼海地区部分变电站（110kV北坡、乘坡站）业务的同时，其主要业务为局办公OA、营销及财务网络。

图2-1 琼海局光通信网络示意图

根据琼海35kV防雷接地系统改造工程及调度自动化搬迁工程中的通信改造已完成部分，目前琼海地区阿尔卡特网络的网管及各网元节点业务最终将汇聚到新调度大楼通信机房内。如下图所示：

图2-2 琼海局阿尔卡特光网络覆盖示意图

现阶段光传输网络覆盖指标：

110kV及以上电压等级变电站光网络覆盖率：100%

35kV电压等级变电站光网络覆盖率：60%

各供电所光网络覆盖率：70%

1.2存在的主要问题

琼海地区电网通信网与坚强智能电网所需的通信信息化支撑相比，还存在以下几方面为题问题。

1.2.1 通信专业重视度不高

在电网规划和建设阶段对通信网考虑不够充分，难以做到通信网的统一规划、统一建设，从而造成通信网在骨干通信网在部分区域组网不合理，无法实现自愈保护等功能。

1.2.2 骨干传输网络较为脆弱，对电网的安全保障能力有待提高

琼海地区电网“一个中心，两级汇聚”的骨干网架的光纤资源已明显不足，多条主干层光缆线路满负荷运行，无法提供新的光纤路由，尤其是北部地区回局中心目前2根ADSS光缆承载大量重要业务，并已无备用纤芯，存在极大的安全风险；部分区域光缆线路资源枯竭，未构成环网，制约通信网络的发展；早期建设架空GYF光缆线路老旧，多处已出现纤芯中断的情况，对电网安全、稳定运行保障不足。

1.2.3骨干通信网传送能力不足，无法满足日益增长的业务对通信网络的需求

随着电力系统的基础建设和技术改造，各种继电保护信息、自动化信息、调度信息对传输通道资源需求量越来越大，“南北独立，分层接入”的传输网架通道资源已被大量使用：主干层传输环网的容量已不能满足日益增长的业务需求；上世纪90年代末建设的几个城区接入环网设备老化严重、扩展能力差、与新型通信设备不兼容，无法提供新的通道资源；采用无保护链方式接入的部分PDH通信站点设备老旧，运行方式薄弱。

1.2.4 骨干通信网光纤覆盖率相对较低

截止2011年底，琼海供电局所辖35千伏变电站光纤通信覆盖率低。

1.2.5 骨干支撑网络的发展不能满足对通信网智能化、自动化管理的要求

琼海供电局骨干通信网未建立统一的可检测重要光缆线路的在线测试系统；传输网管理系统硬件运行速度缓慢、软件操作复杂，不利于运行人员对通信站点的维护；通信机房动力及环境集中监控系统110千伏通信站点覆盖率低；110千伏通信站点电源系统薄弱，运行可靠性差。

1.2.6 调度交换网整体设备装备水平不高

琼海供电局220千伏变电站调度交换设备存在设备老化、容量不足等问题，安全性低，并且难以实现2M数字中继方式组网，尤其是官塘变调度交换机厂方已停止该设备的生产，无法提供足够的备品备件，存在较大的安全隐患；调度系统录音设备类型不统一，部分设备瘫痪，且配套电源部分薄弱。

1.2.7 行政交换网覆盖不足

截止2011年底，琼海供电局所辖部分基层单位仍未实现电力系统行政交换系统的全网覆盖。

各基层单位交换设备联网均采用低速率、可靠性差的PDH设备，无法进行统一管理和提供保护功能；部分基层单位设备服役时间较长，厂方已停止生产，无法提供备品备件。

1.2.8 配用电通信网发展停滞不前

琼海供电局配用电网络在规划和建设方面停滞不前，从而造成配用电通信网络规模小，覆盖范围不足，严重影响了智能电网的发展。

1.2.9 应急保障体系的建设不够完善

为了应对电力通信网的突发事故，需要在系统发生重大事故时组织临时运行方式，例如其它通信方式，各种应急物资等。而目前骨干通信网以无可用通信资源，微波电路均已超期服役，可靠性得不到保证，从而使得突发通信事故时系统运行方式的改变和调整比较困难。

1.3 智能电网对通信的需求分析

1.3.1 通信网的建设应满足建设现代化电网的要求

骨干通信网要达到35千伏以上变电站“站站通光纤”的目标。满足语音、调度自动化信息、继电保护、MIS联网、图像监控及电视电话会议的业务要求。

1.3.2 骨干通信网核心汇聚层的传输速率和容量要大幅提高

骨干通信网要具备大容量和高速率的基础条件，以满足电网运行设备及周边环境的远方自动化监控，并提供种业务的备用路由。

1.3.3 配用电通信网需要得到大力发展

配用电网的自动化、智能化要求通信网实现对配电网设备（包括开关、配变、故障指示器、分布式电源/储能/微网设备等）的开关分合、保护动作和异常信号、故障信息、配电终端状态自动化信息的传送。

2.通信技术选型原则

2.1可持续发展的原则

城市电力系统通信网络的规划应满足近期和远期电网发展的需求，以及不断提高的继电保护信号、调度信号以及自动化信息对通信网络的需求。

2.2协调发展的原则

既将电力系统通信网络规划纳入电网发展的整体规划，做到通信网络的总体规划，做到与电网发展相协调。

2.3超前发展的原则

准确预测业务增长需求，提高规划设计标准，保证通信网络承载能力适度超前。认真研究、科学分析骨干通信节点的分布，合理规划和布局通信网架结构。

2.4安全可靠的原则

积极采用运行可靠、技术先进、自动化程度高的设备和装置，应用智能组网、网络自愈等先进适用技术，保障电力系统通信网络的安全。同时，淘汰落后、运行稳定性差、存在安全隐患的设备。

2.5标准统一的原则

采用标准化典型设计以及接口标准统一的通信设备，既有利于建设、改造和管理，也有利于节约投资和成本。

2.6分层、分级的原则

电力系统通信网络的组网应贯彻分层、分级原则，根据电网变电站的布点，组织骨干通信网络和配用电通信网络。

3.优化重点

3.1配网调控一体化通信系统

配网调控一体化是在确保配电网安全运行的前提下，以配网自动化为基础，实现配网调度、监视和控制的统一集中管理。

配网调控一体化包含配网调度中心、区域配电通信核心节点（与10千伏开关站相关的上一电压等级110千伏变电站、作为核心通信节点的10千伏开关站）、10千伏开关站、环网柜等各种配电自动化终端所构成的通信网络。

3.1.1 配网调控一体化通信组网原则

（1）配网调度中心、区域配电通信核心节点间，采用EPON无源光网络设备组建1000M光纤网，合理利用骨干通信网光纤线路资源构建坚强的具有自愈保护功能光纤网络。

（2）10千伏开关站、环网柜等各种配电自动化终端信在满足光缆敷设条件的情况下，就近接入区域配电核心通信节点。

（3）在多个终端串接、具有光纤资源时，采用EPON（无源光网络技术），点对点提供多种业务。

（4）在不具备光缆敷设的条件下，可利用多种通信方式进行自动化信号的传输。

3.1.2 配网调控一体化通信系统光缆的建设和通信方式的选择

各配网调控一体化通信节点间按照就近接入，资源共享的原则，在光缆路由设计中根据地理分布情况尽量组成环路，以便将来链路故障时有冗余光缆可以迅速变更线路继续运行。各站点区域组网，集中汇接。

各配网调控一体化通信节点可根据实际情况，采用光纤通信方式连接：站点的通信方式，采用EPON无源光网络技术，优点是节约光缆，故障率低，维护容易。可根据实际地理位置及光源的衰减情况，配置相应的分光器。每个站点配置一台ONU设备，2个千兆EPON光口上行，4个100M接口下行，距离20KM内，满足开关站、配电自动化终端接入的实际需求，其中需要RS232和RS485接口的，可提供协议转换设备完成正常的接入功能。

3.1.3 配电调控一体化通信系统光纤组网方案

（1）配网调度中心-区域通信核心节点。

配网调度中心与琼海市重要的110千伏变电站、35千伏变电站集结点，其中包括110千伏嘉积变、110千伏泮水变、110千伏潭门变、110千伏培兰变、110千伏城区变、35千伏阳江变、35千伏博鳌变、35千伏东平变、35千伏大路变、35千伏长坡变、35千伏九曲变11个站组成光纤网状网，利用EPON技术组成具备保护功能的1000M光纤环网。

（2）区域通信核心节点-琼海市八个供电区域。

按照琼海市地理范围，划分为嘉积供电所、博鳌供电所、中原供电所、大路供电所、万泉供电所、阳江供电所、潭门供电所、长坡供电所八个区域范围，通过网线路通道建立具备业务功能的100M光纤环网。

（3）区域通信核心节点-嘉积城区供电区域。

按照嘉积城区地理范围，划分为城南、城北、城西三个区域范围，根据四级通信和信息网络的覆盖情况，建设配用电通信网骨干层光纤通信系统，采用EPON无源光网络技术。

图5-7 配网调控一体化通信系统组网方式示意图

3.2用电信息采集通信系统

琼海供电局用电信息采集系统的将建成一个大型的数据采集系统，管理多种通讯信道，同时接入负荷管理系统（终端）、集中抄表终端、计量装置监测终端等多种终端，自动采集所有电力用户的用电信息，实现客户用电信息管理、负荷控制、预付费控制等应用功能，通过集抄终端或配变状态监测终端接入公网配变用电信息，完成配变数据采集。

图7-1 用电信息采集系统结构示意图

3.2.1用电信息采集通信系统组网原则

用电信息采集系统在通信通道的优化上采用节约资源、就近接入的目标，通信通道可利用骨干通信网、配网调控一体化通信系统资源，将采集数据汇接至省公司用电信息采集主台。

3.2.2 用电信息采集通信系统组网方式

（1）台区变。

随琼海供电局用电信息采集系统建设，开展覆盖台区的光纤通信网络建设，根据用电采集系统项目安排，分阶段逐步实现通信网至台区变的光纤覆盖。用电信息采集系统通信方式可采用EPON光纤通信技术，利用ONU实现对10千伏线路上台区集中器和配变监测终端的覆；在不具备布放光缆条件的区域，采用与无线公网运营商合作的方式，利用GPRS/CDMA等无线通信方式，实现采集点的通信覆盖。

（2）台区变-用户。

在台区变集中器与采集器、电能表组成数据采集网络。根据琼海供电局现有户表的接口方式，在琼海地区可采用以下两种通信方式：

A、集中器+载波表

集中器与具有载波通信模块的电能表直接交换数据，集中器与电能表的抄表数传通信采用窄带电力线载波。

图7-2 集中器+载波表模式

B、集中器+窄带/宽带电力线载波采集器+RS-485表

集中器、采集器和电能表组成二级数据传输网络，采集器采集多个电能表电能信息，集中器与多个采集器交换数据。

集中器与采集器的本地数传通信采用窄带/宽带电力线载波方式；采集器与电能表之间的抄表数传通信采用RS-485总线方式。

图7-3 集中器+采集器+RS-485表

图7-4 用电信息采集系统通信组网示意图

3.2.3 八个供电所营业站点通信系统

琼海供电局营业站点光纤通信网络的规划遵循资源共享的原则，依托现有琼海供电局光纤通信网络的平台，充分利用已有光纤系统资源。营业所光纤通信系统优化根据营业站点地理分布情况，按照就近、分片原则进行。

琼海供电局所辖的营业站点区域组网，集中汇接，并通过现有220千伏变电站、110千伏变电站和35千伏变电站光缆资源统一接入骨干通信网。

琼海供电局所辖的营业站点的光纤通信可利用工业以太网交换机等先进适用的通信技术进行组网。

4.骨干通信网的优化

骨干通信网优化包括琼海供电局所辖的35千伏及以上变电站、直管供电分公司以及直调发电厂，优化的内容涉及传输网、业务网、支撑网。综合考虑琼海地区通信网络的发展及适应坚强智能电网建设的需要和通信信息技术的发展趋势，提出以下技术优化：

4.1传输网技术

4.1.1大力发展光纤通信，完善和丰富基础资源

基础网络的建设应以光纤通信方式为主，新建或改建的35千伏及以上输配电线路原则上同期敷设架空地线复合光缆（OPGW）或非金属自承式光缆（ADSS）。纤芯类型的选择充分考虑琼海智能化电网发展的需要，本着既要适度超前又要经济适用的原则，220千伏线路光缆芯数选择48芯及以上，110千伏骨干光纤通信网光缆芯数选择32芯及以上，110千伏末端光缆芯数选择24芯及以上，35千伏线路光缆芯数选择16芯及以上。

4.1.2坚持“光缆共享、电路互补”的技术路线

骨干通信网的光路由琼海供电局统一优化，并与海南电网光缆资源共享，电路层独立，形成相互补充和备用。

4.1.3全面提高通信网的承载能力，核心站点具备智能组网能力

按照通信全程全网的特点，新增光传输设备与现有骨干通信网传输设备应型号相同。作为核心站点的220千伏变电站配置智能光传输设备，容量为40Gbit/s，采用10Gbit/s速率光接口板，并配备以太网业务接口板；110千伏变电站光纤通信设备容量不小于2.5Gbit/s，采用622Mbit/s速率光接口板，并配备以太网业务接口板；35千伏变电站光纤通信设备容量不小于622Mbit/s，采用155Mbit/s速率光接口板，并配备以太网业务接口板。

4.1.4发展环形网和网状网结构的通信基础网架

骨干通信网网架结构应以网状网和环网为发展的方向，实现为业务应用提供N-2或N-1保护。积极探讨智能光设备的最佳应用，各级网络架构应层次清晰。局中心与220千伏变电站建成光纤网状网结构，110千伏变电站建成光纤环网或两点接入光纤通信网络结构，35千伏变电站以支链组网方式就近接入现有光纤通信网。

4.1.5积极跟踪通信技术的发展，不断探索新技术的应用

随着通信业务的快速增长及新的通信产品的成熟，适时引入先进的通信技术与智能技术、智能设备相结合，提高智能网应用水平，从根本上提升骨干通信网的业务接入能力、网络容量和可靠性。

4.2 业务网技术

4.2.1继电保护业务

220千伏线路配备两套光纤保护或安全自动装置，采用不同的路由的光缆纤芯进行传输。新上110千伏线路光纤保护通道具备独立纤芯，需要迂回组织通道的，线路跳接点不得超过两个；安全自动装置通道采用传输设备复用2M方式。

4.2.2调度数据网

地调、配调与核心通信设备采用各种容量的光口对接方式（根据业务需求），220千伏变电站调度数网业务通道采用复用2M方式，110千伏变电站调度数据网业务通道采用复用2M方式。

4.2.3信息四级网

110千伏、35千伏变电站信息四级网业务传输通道采用N*2M方式，辖区内各基层单位采用裸纤芯、10M/100M以太网方式。

4.2.4调度交换网

220千伏变电站、集控站、县调配置独立调度交换系统，与琼海供电局本部调度交换机通过光纤2M进行联网。35千伏变电站和110千伏变电站不配置独立调度交换系统，调度电话由琼海供电局本部调度交换机通过通信网络小号延长至变电站。所有调度交换机配备调度录音系统，实现对调度电话的录音和储存。

4.2.5行政交换网

琼海供电局本部和辖区县电力局配置独立行政交换系统，行政交换系统通过电力光纤2M与局本部交换机联网，并可与当地电信运营商进行联网，局本部行政交换机通过不同路由与当地电信运营商进行不少于2个光纤2M联网，与海南电网公司交换机通过不同路由的2个2M联网。全网推广采用共路信令组网，逐步淘汰随路信令，新入网及改造的交换设备必须以共路信令方式接入行政交换网。

4.3支撑网技术

4.3.1同步网技术政策

依托已有同步时钟系统，继续完善和优化地面基准时钟传输电路，确立天地互备的电力系统同步时钟系统和时间同步系统建设模式，积极推进频率和时间同步应用。

4.3.2网络管理系统

鉴于传输网管系统的重要性，应当加强传输网管服务器的管理，新建网管采用服务器+工作站的模式，从技术上、管理上确保传输网管系统运行平稳。

4.3.3通信电源系统

35千伏及以上变电站和重要通信站配置专用通信电源系统（含免维护蓄电池）和DC/DC模块。

琼海供电局本部通信中心站和220千伏变电站配置两套独立通信电源系统（每套通信电源系统至少配置1组不小于300Ah免维护蓄电池），110千伏变电站和35千伏变电站配置一套独立通信电源系统（110千伏变电站配置1组不小于200Ah免维护蓄电池，35千伏变电站配置1组不小于100Ah免维护蓄电池）。

4.3.4动力环境监控系统

通信电源配装电源监控系统，并经过独立光纤2M传至局本部监控中心，220千伏变电站、集控站、地调独立通信机房安装视频监控系统。

4.4 其他技术

4.4.1琼海供电局辖区内光纤通信设备类型不超过2种，以保证维护、检修质量及备品备件的储备。

4.4.2用户变电站建设光纤通信电路，光缆纤芯和设备容量参考琼海供电局骨干光纤通信网。用户光纤通信网与琼海供电局光纤通信网光口物理上隔离，业务传输采用2M背靠背转接方式。

4.4.3充分发挥数字微波、数字载波的作用，发挥备用通信电路作用。

5.配电通信网优化

配用电通信网是琼海供电局骨干通信网的延伸。网络优化范围是以琼海供电局骨干通信网的相关变电站（如220千伏/110千伏/35千伏）为通信接入点，向下覆盖到配电网开关站、配电室、环网柜、柱上开关、公用配电变压器、线路等以及网内专用变压器、供用电营业站点、工商业及居民用户表计、智能交互终端站点等相关设备。琼海供电局配用电通信网应形成配电通信网、用户接入网和用户室内网的分层式网络结构。

图5-1 配用电通信网网络层次结构示意图

5.1配用电网业务分析及通信新技术比较

配电通信网目前承载的业务主要包括：配电自动化业务、用电信息采集系统业务的远程通信部分。今后将承载的业务包括：视频通信业务、双向营销互动业务等。

表5-1 配电通信网组网技术比较

目前推荐适合配电通信网的组网技术有光纤专网（MSTP/SDH、EPON、工业以太网）、中压电力线通信、无线宽带专网等。

图5-2 配电通信网网络架构

5.2配电通信网技术优化

（1）配电主站与子站之间的传输通道宜采用MSTP/SDH技术组网。配电子站与配电终端之间传输通道宜采用以太网无源光网络（EPON）技术组网，光纤无法覆盖的区域可采用电力线载波（PLC）技术组网，无线公网在满足信息安全且无遥控要求的前提下也可作为补充。

（2）配电通信网的建设随电力线路同期建设ADSS光缆、普通光缆＼电缆附合光缆等，光缆芯数应考虑智能电网发展所需要通信信息化的需要，并留有一定余量，核心层10千伏线路光缆芯数不小于36芯，骨干层10千伏线路光缆芯数不小于24芯，末端站点光缆芯数不小于16芯。

（3）城市配电通信网应加强光缆沟道的设计和建设，随入地电缆同期建设光缆通道。

（4）10千伏开关站等重要配电通信网站点配置DC/DC模块或UPS电源。新建开关站DC/DC模块安装在站用直流系统屏内。

5.2.1用户接入网技术优化

（1）对于新建或改建办公室、供电所应优先采用PFTTH光纤专网通信技术。

（2）仅需要实现用电信息采集系统业务的站点，用电通信网暂时无法覆盖的区域可采用通信运营商的无线公网通信方式作为过渡补充。

5.2.2用户室内网技术优化

用户室内网宜采用PFTTH技术（皮线光缆入户）或以太网组建局域网。

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篇2

关键词：网络规划、路由协议、IP地址、MPLS VPN

中图分类号：TM77 文献标识码： A

正文：

1、引言

在网络的拓扑设计中，我们遵守了如下四大原则。其一是拓扑可靠性原则，在各网络的拓扑设计中应遵循N-1的电路可靠性和N-1的节点可靠性原则。N-1的电路可靠性，即拓扑中去掉任何1条连线（电路），不影响节点的连通性。这就要求每个节点至少有两条不相关的电路与其他节点相连。N-1的节点可靠性，即拓扑中去掉任何1个节点，不影响其他节点的连通性，如A区节点故障不会影响其他节点的连通。其二是双出口原则，即每个骨干层网络到核心层网络有两个出口，两个出口应位于不同的地理位置（至少不在一个机房内），防止因外部原因（如停电）造成两出口同时失效。两出口的外联电路中，至少有两条没有相关性。其三是经济性，在保证可靠和畅通的前提下，网络电路的数量、总里程和带宽应尽可能减小，以降低网络的运行费用。最后是扩展性，即网络电路和节点的增加、减少以及修改应不影响网络的总体拓扑。

2、拓扑结构设计

该市电力数据调度网采用两级结构，分为核心层和接入层。核心层由市级的两个双平面结构组成，每个平面由四台高性能的路由器NE80全连接组成；接入层由各区或县的接入设备NE40和节点的三层以太网交换机LS-S3526C互联组成。核心层每个平面的4台路器组成全连接结构，并启用OSPF协议；接入层的每个区或县的网络连接各个发电站和变电站，其内部也启用OSPF协议。接入层节点共计176个，包括68个发电厂、6个500kV变电站和109个220kV变电站。接入层节点配置单路由设备，即每个接入节点配置1台三层以太网交换机LS-S3526C，配置24个FE端口，64MB内存。为了增加网络的可靠性，在接入层的边界路由器上采用静态路由分别引入到江南和江北网络核心层的两个不同平面上，以实现双链路连接，保证数据的可靠传输。

3、互联IP地址分配

本电力调度数据网使用的IP地址范围是10.33.X.X，第三个字节的X表示各个区或者县的地址，分别为1到12，用0表示市本级；第四个字节的X表示各个区或者县内不同变电站或发电厂的设备地址。其总体规划原则是以路由协议OSPF的拓扑结构为IP地址规划参考的第一要素，即按照OSPF协议的区域划分来规划IP地址段，保证OSPF的每个区域内的互联IP地址都可以聚合，以减少路由数量，降低网路负担。其次网管地址统一规划，并充分考虑IP地址的预留问题。

4、路由协议规划

在本工程中，采用OSPF作为核心层和接入层网络的内部路由协议IGP。每台设备的router id设置为该设备的Loopback地址，全网分为13个区域Area；其中

Area0由核心层的双平面结构的8个核心节点路由器NE80的Loopback接口，核心节点之间互联的接口，核心节点与12个区/县的骨干节点路由器NE40相连的接口，12个骨干节点的Loopback接口，12个骨干节点上联核心节点的接口组成。另外，该市辖区内的7个区和5个郊县分别按照地理位置从南到北划分为Area1、Area2、Area3、Area4、Area5、Area6、Area7、Area8、Area9、Area10、Area11、Area12。为了减少在整个OSPF路由域中的路由条目，在区域边界路由器（ABR）上可以进行路由聚合操作，向区域外部发送聚合后的路由信息，但是所有设备的loopback地址不进行聚合。这样可以大大减少network-LSA和router-LSA的泛洪范围，减少整个网络的路由波动。在ABR处对核心区域中的互联地址以及各区/县的骨干节点和接入层各个节点之间的互联地址进行路由聚合后。

根据本次工程网络结构的设置情况，边界网关路由协议BGP规划方面主要考虑设置两级路由反射器。第一级反射器设计方案如下，即核心层的8台路由器NE80和接入层的12个骨干节点的路由器NE40共20台设备组成一个Cluster。核心层的两个全连接的网络平面分别布置于江南和江北两个片区，其中每个全连接的网络平面的第一台路由器设为所在片区的路由反射器（RR），反射的客户机为其所在片区的其余所有核心层路由器和接入层骨干节点路由器。第二级反射器的设计方案如下，即接入层骨干路由器与所属行政区域内接入层所有节点路由器和以太网交换机组成一个Cluster，各个区或县辖区的接入层骨干节点路由器作为路由反射器（RR），其所属反射客户机为其所在辖区内接入层路由器。

5、MPLS VPN设计

根据XX市电力调度数据网的具体特点，核心层双平面结构中的8台路由器NE80作为P设备；各个区或者县所在辖区内接入层的骨干节点路由器NE40作为PE设备，实现本地应用系统与其他区或县的节点应用系统VPN路由的交换；接入层的三层交换机作为CE设备，仅与所在区或县的PE路由器交换路由。根据地理位置的分布情况，将XX市所辖的7各区和5个郊县均分别划分为一个VPN。

在电厂和变电站的接入中，采用分层PE的方式，采用华为3Com专用的HoPE技术，实现MPLS/VPN的分层管理。

采用的路由策略是根据路由的前缀、自治系统路径、团体属性、访问列表等属性和规则，控制路由的发送、接收，从而使VPN路由得到优化。

6、网络安全设计

通过MPLS VPN隔离不同类型业务，对用户验证身份的验证采用了PPP验证、WEB验证和端口验证等措施，PPP验证采用CHAP进行口令交换，以避免明文口令被侦听，并加密传输用户的帐号、密码等关键信息。设备安全防护方面采用了以下安全措施：其一是缺省要求身份验证，即对于非控制台的其它一切配置手段，必须要求设备配置身份验证；如果设备未配，将拒绝接受用户登录。其二是用户登录验证，即基于用户的登录口令来验证用户的登录权限。其三是终端超时注销，即对设备操作超时将挂断连接，禁止用户继续操作。其四是根据需要在设备上配置使能或禁止用户通过辅助端口对设备进行交互访问。最后一项安全措施是采用终端锁定，即根据网络安全管理的需要对终端进行锁定。

篇3

关键词：ASON；电力通信网；保护机制；可靠性

中图分类号：F407 文献标识码：A 文章编号：

Abstract: the paper ASON technology is presented, and the electric power communication network in the application of advantages. And with the dongguan power supply bureau backbone layer transmission B nets optical transmission network as an example, the realization of existing research ASON of SDH network with the improvement, the upgrade. Proof of electric power communication network system in application of technology will improve ASON business protective, improve the network topology structure, the promotion bandwidth capacity utilization, reliability and security.

Keywords: ASON; Electric power communication network; Protection mechanism; reliability

引言

随着电力系统的飞速发展，电力通信光传输网从组网技术到光网络规模有着质的飞跃。面对种类繁多的业务，电力通信网络不仅要有强大的交叉接入能力和控制能力，还应具有高效的带宽利用率和完备的安全保护功能。特别是支撑着未来电力系统安全、稳定、经济运行的重要基础设施(广域相量测量系统和广域稳定控制系统)，都对通信系统的响应时间和时延有严格的要求，需要网络具备高速率、高带宽、高覆盖、高可靠性等特点，即电力通信光网络运行具有灵活可控性。

如何在已有电力通信光传输网络基础上构建骨干通信网，并选择适合电力系统运行需求的通信技术成为电力通信网络研究的热点问题。它要求网络既满足电力骨干城域网具有高级别安全性和稳定性，又需要对现有网络的改造最小化，且为今后网络升级预留空间，便于今后新型业务的良好承载。自动交换光网络（Automatic Switched Optical Network，ASON)技术作为下一代光网络的核心技术之一，为构建电力通信骨干光网络提供了可能[1]。

ASON技术体制分析

在ASON的分层体系结构中，ASON由传送平面（TP）、控制平面(CP)、管理平面(MP)组成[1]。三个平面分别完成不同的功能。传送平面负责在管理平面和控制平面的作用下传送业务；控制平面根据业务层提出的带宽需求，控制传送平面提供动态自动的路由；管理平面负责对传送平面和控制平面进行管理。

ASON的最大特色是引入了控制平面。控制平面是ASON的核心，主要包括信令协议、路由协议和链路资源管理等。其中信令协议用于分布式连接的建立、维护和拆除等管理；路由协议为连接的建立提供选路服务；链路资源管理用于链路管理，包括控制信道和传送链路的验证和维护。

控制平面的核心功能是连接控制功能。在ASON中，连接不再是全部由管理层控制实现的固定连接了。它有三种类型的连接：交换式连接（SC），永久连接（PC）和软永久性连接（SPC）[1]。控制平面的另一关键技术是网络拓扑和资源的自动发现。主要包括自动邻居发现(NDISC)和自动业务发现(SDISC)。自动邻居发现协议是要解决光网络中对新增节点的自动发现以及处理问题。而自动业务发现是要解决对新发现的节点的业务功能的确认问题，通过业务发现，相邻网元能够了解每个网元提供的业务和确定可选的接口。

信令、路由和资源发现是实现ASON的三大关键技术，而这三个方面的研究工作可以说是实现光网络智能化的重点和难点之所在，一旦这些问题得到解决，光网络智能化的进程将向前迈出关键的一步。

本文主要通过对ASON技术的分析，给出了电力通信网络采用ASON技术的优势。并结合东莞供电局骨干层传输B网光传输网络为例，研究采用ASON实现对现有MSTP网络的进行改进、升级。

东莞供电局ASON光通信网络规划实现分析

目前，电力通信网络多采用传统的SDH环网传送，其具有较高的可靠性和快速倒换时间等优点。但SDH网络只涉及客户层信号的传送、复用、交叉连接、监控和生存性处理，通常不含交换功能，故只具备较低智能化传输功能。

以东莞供电局电力通信光网络为例，目前东莞电力通信网形成了以东莞骨干层传输B网调度为核心，传输制式为ASON/MSTP，容量级别为2.5G、622M、155M光纤网络。网络拓扑基本结构为SDH环网结构，保护方式一般采用二纤单向通道保护环，取东莞骨干层传输B网ASON/MSTP环网基本模型如图1所示[4]。

图1 东莞供电局骨干层传输B网ASON环网结构现状模型

在东莞供电局通信传输网络拓扑结构中，仅存在环状网和链状网。1个变电站节点通常配置左右2个光通道，2个EF数据业务通道，2个GBE数据业务通道，整个环对各种业务实现环型自愈，即当1个节点或某一段光缆发生故障时，相关节点业务会自动向环的另一个方向上倒换，倒换时间 t

从网络承载业务分析，目前二级电力通信网所承载的主要业务包括为调度生产和办公管理提供的专用电话、行政电话、数据网络、远动信息、生产MIS、电源监控、电量信息、遥视、五防等重要业务。不同业务对网络传输能力具有不同要求，如低延迟需求的话音业务要求网络实现最小跳数快速传输；而电源监控和数据网需要网络提供高带宽；远动RTU信息等重要业务需要传输路径具有高可靠性和稳定性。

但随着电力光纤通信网络规模的不断扩大，网络结构的复杂化，使得网络发生多点故障的可能性增加，故障带来的影响也更大（如汇集了大量变电站业务的骨干层节点发生通信故障将直接影响多站点通信以及电力系统本身的运行稳定性)。所以需要寻找生存性高的网络技术来保证业务系统的安全稳定运行。

随着电力业务不断发展需求和技术的不断进步使得ASON技术也就应运而生，它的出现深刻地改变了光传输网的体系和功能，为光网络的发展带来一个质的飞跃。然而，ASON从一个概念发展到成熟应用还需要做大量的工作，需要相关组织加快研究，尽快完善ASON标准，需要设备厂商生产出成熟可靠的产品，需要运营商谨慎、积极地探索网络的应用。随着ASON标准化进展的加快和ASON设备的进一步成熟，ASON即将步入实用化阶段。现有光传输网向ASON网络演进是光网络的发展趋势，随着技术的成熟，ASON将发挥越来越大的作用。

利用智能光网络技术应对东莞电力通信网中的多点故障

现针对东莞供电局实际通信网络城西某地区电力通信网进行基于ASON技术的网络改进。实际SDH环网拓扑结构图（含跳点通信方式）如图2所示。分析图2可知，所选取部分网络实际形成了两个环网结构，并在大寺、边村节点通过链状支路进行连接，即 “环网+链状网”结构。万码、王稳庄、微电子、南口等节点组成环网I，杨楼、边村、高村等节点组成环网II。由于通信网的业务中心汇聚方式，环网I、环网II均与原西青局核心节点进行光通信，实现业务交互。

图 2 东莞供电局骨干层传输B网拓扑结构图

基于连通度理论分析，绘制连通度分析度为3。在环二中的彭洞、立新、莞城站、东莞站点连通度均为3，一旦与之相连光纤链路断裂，则该站点数据将实现与环网中的其他站点为交互。分析万江站、进铺站点、东莞局1、东莞局2、莞城站点，其连通度为3，在环一中进铺站、陈屋站、板桥站、东莞局1进铺站的连通度为3。在环三中，万江站、彭洞站、莞城站的节点连接都为3。在主环一中，东莞局1站、东莞局二站、莞城站、水乡站、万江站、进铺站在正ASON域中形成整个中的骨干ASON域。其中环一、环二、环三ASON均需要跨骨干ASON网。经过ASON规划工具我们可以知道，在东莞电路骨干ASON传输网络中。各个ASON节点之间互为网络保护和ASON域的保护，它们之间的链路为关键链路。当任意部分出现问题，则节点和节点之间的业务不会出现任何连接故障，整个ASON传输网不会发生任何业务或将数据中断问题。

而在环一中多个站点通信方式包含东莞局1站进铺之间的链路，东莞局2莞城之间的链路链接。因此，若由于意外情况使得该段光缆断裂，均不可能影响网络中任何一个节点上的业务传输。因此，及时是骨干环中的任意两个关键节点出现故障或设备宕机，均不会影响到边缘层和接入层设备业务的正常接入，这样大大地提高了东莞电力传输B网的安全性、可靠性和稳定性。

ASON技术实现所构建的Mesh网络和永久保护、快速重路由功能有助于提高网络传输可靠性。同样分析现有网络，在东莞局1站、东莞局2站、进铺站、莞城站、彭洞站、陈屋等站在当前为ASON环网结构中，只能实现一主一备，即当主用电路故障，切换到备用电路。在目前的传输网络结构中，ASON/GMPLS域中，从东莞局1、东莞局2、立新站、彭洞站、莞城站、万江站、进铺站、陈屋站、板桥站均构成了3条光通路：a）东莞局1板桥站，东莞局1进铺站、东莞局1东莞局2；b）东莞局2东莞局1、东莞局2莞城、东莞局2新立；c）新立-->东莞局2、新立陈屋、新立彭洞；d)彭洞新立、彭洞万江、彭洞莞城等站均采用10G ASON/GMPLS域。但如果仅依赖MSTP技术，仅配备了“进铺东莞局1”和“莞城东莞局2”两条主－备光通路。而进铺站、莞城站区域是东莞市的高新工业园区，其用电负荷和电量监控具有较高等级。采用ASON技术以后，将同时利用3条链路，通过自动重路由技术，实现了光路的自动保护、恢复，提高保护180%倍，从而大幅度地提高了网络可靠性。

5结束语

ASON的提出，使得光网络向快速化、智能化方面又迈出了重要的一步。ASON 以其连接的智能性、资源管理的优化性、服务多样性等特点很好的解决了带宽快速部署、端到端配置和保护/恢复等问题，提供QoS、Cos/SLA/LAG和分布式的网络控制能力，必然成为下一代光网络的主流技术。本文通过研究ASON技术和与SDH网络共享，并通过东莞电力骨干层传输B网实际二级通信网的ASON网络改进分析，证明在电力通信网络系统中应用ASON技术将有效提高业务保护性，改善网络拓扑结构，提升带宽容量利用率、可靠性和安全性。这也正是电力通信网所孜孜以求的目标。

6参考文献：

[1] 程世盛,翟天喜.ASON技术特点及其在下一代光网络中的角色探讨.信息技术,2007, 31(11):70~72,75.

[2] .自动交换光网络的结构与进展.光通信技术,2006,30 (5):22~23.

[3] 李涛.电力通信网中ASON的应用研究.信息技术，2011,(1):33-36

篇4

关键词：智能电网；电力网络营销技术；应用

中图分类号：F407文献标识码： A

电力营销业务系统的主要构架，主要是通过具体的业务间的协作，对电力用户提供相应的服务，处理相关的电力营销业务。随着我国信息化技术的发展，电力营销业务系统逐渐的信息化，极大的推动了电力营销业务的向外扩展性。以电力营销具体数据为依据，以稽查监控技术为手段的监控系统，是保证电力营销业务顺利实施的保障，也能够有效的提升电力营销业务的监督力以及管控能力，推动电力营销业务向着全面化、精确化、自动化、智能化、现代化的方向发展。

1.电力网络营销概述

网络营销是在互联网技术及现代通讯技术基础上发展起来的现代营销方式。随着互联网、无线局域网以及网络接入终端的普及,网络成为人类不可缺少的必需品,上网成为人们的习惯之一，网络营销模式也逐渐的发展起来。网络营销理论主要有4种：4C理论、整合营销理论、网络软营销理论以及网络直复营销理论。4C理论中4C分别代表顾客、成本、便利、沟通，其核心思想是将消费者需求看作第一位，将产品放在第二位,更关注消费者的需求,将消费者纳入营销体系中，最大限度满足消费者需求。整合营销理论指的是将营销战略与网络技术相结合的营销措施。应用现代信息与通信技术,企业可以无缝集成客户关系管理、企业资源规划管理、供应链管理和企业商业智能，现了消费者对公司产品的偏好以及公司服务消费者之间的良性循环。网络软营销理论将顾客作为营销主动方，公司在营销中更注重消费者感受,使其自觉认可公司的营销方式。网络直复营销是采用一种或多种媒体相互作用实现交易的营销方式，过电话、电邮、微博等载体，实现广告与销售渠道的有效融合。

计算机网络的发展，将世界连成一个有机的整体，企业产业链调整可以在世界范围内进行，采用网络营销的优点包括降低企业成本、扩大中小企业的营销区域、有利于提高企业服务质量、实现全程营销、提高顾客购物效率等等；但电力网络营销也存在一定的风险性，如网络欺骗等等，客户也不能直观的了解产品，在网络安全、交易、营销对流等方面还存在一定的局限性。

2.智能电网对电力网络营销技术发展的影响

智能电网对电力网络营销的营销主要体现在并网电价、电力市场、价格体系、计量通信等方面。

智能电网采用分布式电源接入，改变了传统的垂直、单相的输配电结构，逐渐转变为多元、双向的供应网络。采用分布式电源，能够有效的降低发电设备的成本，从而降低电价。

智能电网的建设，很大程度上推动了电力市场的发展，使电力市场从传统向着自由竞争的电力市场发展，同样自由电力市场也正是分布式电源技术的基础。随着信息化技术的发展，我国加大了对电网智能化的研究，为电网质量、数量更上一个台阶。

智能电网采用分布式接入方式，但并网难、价格高等因素制约着分布式技术的发展，并且水能、太阳能、风能等自然能源也会受到很大的应该能够，并且其具有一定的随机性以及间歇性，使得电网质量与传统发电质量还存在很大的距离。就目前技术、能源等各方面而言，分布式可再生能源发电成本远远高于传统的发电成本。这就需要政府起到良好的宏观调控作用，采用补贴、目标引导、价格激励等方式，逐渐提升电力市场的竞争力。

在智能电网运行模式下，会产生大量的数据，电网运行质量可以通过数据的实时性以及准确性来衡量。采用分布式接入电网中，就必须确保相关的数据准确，包括上网电量、双向计量等等，一般来说这些数据都是通过智能电表获取。由于分布式电源具有随机性、间歇性，这就给电量计量准确性造成了更大的难度。[3]

3.电力网络营销技术在智能电网中的具体应用

在智能电网快速发展过程中，电力企业需要建立完善的电力网络营销体系，这也是未来电力营销体系的需求。在电力网络营销体系建立过程中，不仅需要对电力市场有深入的了解，还需要能够充分的发挥电力市场调节功能，处理电力供电过程中各项矛盾。

首先，电力企业需要树立新的营销理念，网络营销必须要以电力客户为中心，将电力用户作为主要的服务对象，不断的提升服务质量，满足客户各种个性化需求。建立完善的电力网络营销平台，实现电力供需双向平衡，在市场公平竞争的前提下，维护电力市场的稳定与繁荣[2]。

其次，电力企业需要加强对电力网络设施建设，为网络营销体统完善的物质基础，从而尽快的实现电力网络营销平台建设。我国目前电力营销业务较为完善，但在互联网应用方面还有待提高，相关部门还需要建立相应的电力商务网站，建立相应的电力网络营销截面以及配套的安全防护系统。

最后，电力企业还需要加强对智能电网下数据信息的管理，建立完善的数据管理制度。建立实施监督、分析体系，把握电力客户购电需求，根据市场需求实时对电力营销策略进行调整。另外，还需要加强对电力营销人员素质的培养，并积极开展各种网上促销活动。

4.总结

智能电网是在信息化不断发展以及电力市场变化背景下发展起来的，是必然的也是必须的。智能电网发展与电力企业营销形式密不可分，随着计算机网络技术迅速发展，采用电力网络营销技术，建立有效的网络营销平台，为电力市场供需提供了一条新的途径，有效的缓解了电力发展压力，推动了电力市场自由竞争，促进电力企业的发展，为我国电力事业做出了巨大的贡献。

参考文献：

[1]陈明，赵红晨.对智能电网下电力网络营销模式的研究[J].中国科技投资.2013,18(7):288-289

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【关键词】电力网络；配电网；自动化

电力网络中的配电网自动化主要是指，在配电网络中，通常会利用分段开关把配电网供电线路分割成多个供电区域，当某区域发生故障时，自动化装置能够及时将分割该区域的开关跳开，隔离故障区域，同时也能够记录故障发生时设备的运行情况及故障信息，从而为分析故障、解决问题提供相应的有效数据并有助于尽快恢复供电，提高整个配电网络的供电可靠性。

一、配电网自动化的应用现状以及实施目的

1. 配电网自动化的应用现状

配电网自动化是指利用现代电子、计算机、通信及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网侧数据和用户侧数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化。

我国在配电网络方面的发展较为滞后，主要原因是由于我国电力建设资金短缺，长期以来侧重电源和大电网建设的缘故。这导致配电网技术的发展受到较为严重的影响并且造成设备落后、不安全因素较多等状况，极度制约了配电网用电质量及供电可靠性的提升。随着近几年来我国经济的飞速发展，配电网自动化技术在我国许多电力项目中得到了推广和普及。当今科学技术的迅猛发展使得电力网络上的远程调控成为了可能，有了科学上、技术上良好的依托，配电网的自动化不再难以实现。同时配电网自动化也能够改善供电质量，与用户建立更密切、更负责的联系，以优质的服务、合理的价格满足用户多样的要求，达到供电经济性及企业管理的双赢。

2. 配电网自动化的实施目的

由于长期以来配电网的建设不受重视，致使配电网网架结构薄弱，供配电能力低下。随着近几年来电力需求不断扩大，国家有关部门出台了相应的城网改造政策，提出要积极稳步推进配电网自动化的思路，这才使得配电网自动化技术得到充分的重视、发展和广泛应用。配电网自动化实现的目的可以归结为：

（1）提高城乡电网整体供电能力，提升电网供电可靠性，切实保证电能质量，确保向用户不间断优质供电；

（2）实现配电管理自动化，对多项管理过程提供信息支持，改善服务质量；

（3）提高管理水平及劳动生产率，为电力网络改革打下良好的技术及管理基础；

（4）减少运行维护费用和各种电能损耗，实现配电网经济运行

二、电力网络中配电网自动化的规划

1. 采取分区试点的模式

在配电网自动化规划中，应在相对比较熟悉的地区优先进行配电网的自动化建设，在建设过程中要考虑到系统的网架结构和相关子系统技术的长远性和先进性，对主站系统的建设尽量做到一步到位，为配网自动化建立良好的基础。同时，对配电网自动化系统的软硬件进行定期检查，确保可靠性和安全性。对于一些偏远地区，相关的通信设备可能不方便得以利用，可考虑在配电网改造之后，利用自动开关，对馈线进行监测和控制，为今后配电网系统留下通讯接口。

2. 对配电网的结构进行相应的改造

为了满足配电网自动化的需求，需要对配电网的结构进行相应的改造，这就需要严格的规划来优化配电网络系统。首先要增加配电网的主干线线径，以符合城市发展致用电量增长的情况，并符合网络重构和转移的需求。其次，将网络进行合理分段，尽可能的缩小供电系统故障所涉及的范围。最后，在部分地区可考虑采用环网式的结构，提高整个配电网运行方式的灵活性及互供互输的能力。

3. 对于配电网自动化的整体规划应遵从经济性

要实现配电网自动化系统的整体规划目标，就要充分考虑所在地区的经济发展水平。配电网的实际改造投资要在当地的经济能力承受范围以内。在电网的改造处于较为合理的状态后，再进一步对配电网的自动化进行整体规划，通过分步投资和实施，充分发展配电自动化系统。

4. 与现有系统合理衔接，避免重复建设

配电网自动化系统不仅要监控整个电网系统，还要分析故障的所在位置及故障情况。调度自动化系统和变电站自动化系统之间建设有光纤主干网，因此配电自动化的配电子站可以设在变电站内，通过配电自动化系统和调度之间紧密配合，实现网络的重构和故障的迅速隔离。除此之外，当进入迎峰度夏等用电紧张时期，自动化系统还可实现负荷控制，监控用户的负荷，有效的保障和维护供电系统的安全。在建设过程中需注意配合现今的通信通道，严格按照配电管理系统的优化模式进行整体规划，避免重复建设造成浪费。

三、配电网自动化实施建设的相应原则

1. 配网自动化设备应具备先进性、开放性及可持续性

配电网自动化需要对所辖范围内的全部柱上开关、开闭所、配电变压器进行监控和协调，既需实现遥控功能，又需具备对故障的识别功能，从而配合配电自动化主站实现配电网运行中的工况监测、网络重构和优化运行。由此可看出，配电自动化的系统结构应当是一个分层、分级、分布式的监控管理系统，遵循开放系统的原则，按全分布式概念进行设计。这就势必需要其具有一定的先进技术和相应的适应性，从而带动电力企业的业务水平和管理水平，使得整个配电系统的自动化结构更加明确清晰，同时也具备分散式的监测管理能力。

2. 配电网自动化的实施应考虑到多方面的实际情况

由于配电网自动化系统连接着众多分散用户，同时支撑着整个配电系统。因此，建议供电企业在实施配电网自动化技术的同时，要充分考虑到用户长期的、变化的以及潜在性的市场需求，同时按照现代化的电力营销模式对配电网自动化的实施做市场调查，将其作为整个电力营销策略的一个重要环节来实施。并且在实施的过程中要量力而行，结合参考供电系统已有的网络水平、变电站的自动化水平以及人员的整体素质水平，制定具体的实施计划。

3. 建立完整的供电信息平台

要在一个区域内实施完整的配电网自动化体系，必须将变电站建立成一个完整的信息平台，实施分层式的管理，主要由以下几个方面组成：

（1）整个配电系统的最高层，即电力配调中心局域网。它是整个配电网系统的运行中心，通过同一个数据库的信息来实现配电网自动化的多种服务功能，同时也可以使用相关的配电网自动化软件，运用这些分布式、开放式的先进技术来实现配电网自动化的有效扩展。调配中心的建设要实现统一数据库的共享，并紧密结合所处的地理信息系统，提高建设效率。

（2）处于配电网自动化系统的第二层便是变电站层，它是配调中心站与各个变电子站之间的通信网络系统。它利用各个变电子站原有的信息通道（如电缆、光纤等通信方式）或再创建一套通信设备来实现区域内供电和通信系统的监测和调控，将信息系统进行分层管理，减少中心层的负担。

（3）中压网，属于电力系统的第三层网络，主要是实现配电网自动化的数据传输和共享，它是整个电力系统的网络中心力量。对中压网的建设实施也是实现配电网自动化的关键。

（4）低压网是电力系统的第四层，主要是从各个配电变压器的低压侧出发，终到各个负荷，实现对各个负荷的监测和控制。在整个电力系统中，低压网的建设是必不可少的，由于其通信含量较小，一般可采用无线通信的方式。

4.适应配电网的长期发展

随着电网的不断发展，配电网的线路长度、设备容量等也在不断增长，配电网自动化技术应能适应发展中的配电网，同时，发展中的配电网更需要配电网自动化的助力。

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【关键词】电力系统；信息化；网格；调度信息化

1、电力信息化现状及问题分析

1.1中国电力行业信息化建设发展历程

电力信息化包括电力生产、调度自动化和管理三个方面。电力信息化的发展经历了以下三个阶段。

第一阶段是在电力信息化建设开始阶段。主要应用在电力实验数字计算、变电站所自动监测等方面。在计算机应用初期时期，国产DJS系列小型机是计算机的使用主体，这些计算机被用在科学计算和工程运算等方面。

第二阶段是电力信息化建设为专项业务应用阶段。在电力的广大业务领域里，计算机系统被慢慢的用上。在电网调度自动化、发电厂生产自动化控制系统等领域慢慢的开始使用计算机系统。此时，单项应用系统也慢慢的得到企业亲睐，有些企业开始使用此系统。

第三阶段是电力系统信息化建设发展最快的时期。随着信息技术和网络技术的变革和国际互联网的出现和发展，使电力行业信息化出现了急速发展。信息技术应用范围得到空间的发展，出现了前所未有的局面。

1.2中国电力行业信息化目前的状况

在公司的通信网、数据传输网和信息网络系统初步形成阶段，电力行业按照“统一领导、统一规划、统一标准、联合建设、分级管理、分步实施”的建网原则实行建网。当时，电力专用通信网已具备一定规模，形成了载波、光纤、微波、卫星、无线移动通信等多种类的通信媒介，而且通信范围也基本上覆盖了全国36个省公司。国家电力公司调度系统数据网络，国家电力公司信息网、电话会议网已基本建成

1.3电力信息化发展中的问题

尽管国内各级调度机构，各网省电网公司等部门建立了很多相应的应用系统和信息系统，为调度运行提供了有力的保障，但是随着业务的深度不断加深，从电力调度信息化过程来看一些问题慢慢凸显出来，主要有：

1.在电力调度系统内部，各套系统不能很好的整合在一起，资源不能共享，造成了冗余，且信息孤岛现象严重。

2.从电力调度信息化纵向来看，调度系统内和调度端，与发电厂，变电站等部门不能很好的沟通，信息不能很好的传递。

3.从电力调度信息化横向来看，调度系统与电网内的生产，规划，营销，气象等部门之间的信息不能很好的互联，信息共享度差。

1.4电力调度的业务

调度业务主要有以下几方面：以电网运行控制为核心，以发供电平衡为原则，进行计划排程和运行方式编排，监视控制电网在安全、稳定的状态下运行，通过各种电网运行技术的支持，以信息化技术、自动化、为支撑，以职能管理为保障手段，实现电网安全、稳定、优质、经济运行的目标。

2、目前信息共享的方案

基于EMS系统的存在的优缺点，本文提出信息共享必须达到的需求为：在横向信息传递上，调度中心内部各系统间需要共享各种数据和信息。而在纵向信息传递上，调度中心之间也需要共享各种电网运行数据和模型。鉴于调度自动化系统中的发展现状，目前大多采用建设公共信息平台来开展调度数据整合工作，公共信息平台系统采用IEC61970系统标准为参考，依照电管管理模型和电网监控模型，形成了开放式信息集成系统的数据平台。改平台需要在各级EMS系统间建立模型和图形交换。在改平台上面，电网可以进行数据采集，运行动态数据交换和共享机制，并最终实现数据分级采集，维护和系统共享。

3、基于网格技术的信息共享

3.1网格技术

网格是一种新型网络，它能带来巨大处理、存储能力，并且能带来其他IT资源。通过共享网络技术，网格计算可以将不同地点的大量计算机相联，形成虚拟的超级计算机，将各处计算机的多余处理器能力合在一起，从而实现资源的全面共享和协同。

作为下一代互联网的新标准，网格技术以及逐渐普遍化，电力网格是网格技术在电力调度自动化领域应用的专有名词。

3.2电力网格

网格技术室有望成为解决分布式大规模数据处理和计算的工具。电力网格因具有很强的分布式处理和信息集成能力，因而电力网格可以在不同区域内实现调度中心之间数据交换，解决了电力网络中数据无法共享的问题。而基于网格技术的EMS平台则是研究电力网格功能结构特点个技术的基础工具。该技术有望解决存在于电网调度系统的中的分布，异构等问题。

3.3基于网格技术的信息共享

在建立基于网格技术的信息共享平台时，我们需要考虑电力调度中心各系统的数据及需求。因此建立以网格为底层的集成支撑环境需要实现数据整合和应用功能整合，达到数据共享，数据传输一致，应用功能增大的目的。以网格技术建立的信息共享平台可以称之为“电力数据网络”。电力数据网格的体系结构如下图1

3.4网格技术实现信息共享的好处

采用网格技术可以按照原来的数据存放的格式和位置，而不必像公共信息平台一样把数据全部集中到一起，可以完全按照数据的自然特性进行共享是用网格技术实现信息共享的最大好处。

参考文献

[1]杨胜春，姚建国，杨志宏等.网格技术在电力调度信息化中的应用的探讨[J].电网技术，2006，30，10-12.

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关键词：电力网络 营销技术 智能电网 应用研究

中图分类号：U665文献标识码： A

前言

随着智能电网的发展，电力网络营销成为可能。一方面改变的是传统的电力市场布局，使得电力产品不再是一家独大的垄断式价格。另一方面在售电时可以实现阶梯电价、分时电价、峰谷电价、绿色电价等电价销售模式。这两方面都会使用户可以根据自己的实际使用情况有更自由廉价的选择空间。

一、智能电网的定义

电力网络包括变电、输电、配电3等个环节，并把分布在全国各地的发电厂和用电户连成一体，把集中生产的电能分散送达使用电能的千家万户。电力网络主要由电力线路、变电所和换流站组成。按功能可分为输电线路、区域电网、联络线和配电网络。当前网络高度发达，因此在电力配送中应用智能网络系统就成为当前最先进的电力配送技术。智能电网就是电网的智能化（智电电力），也被称为“电网2.0”，它是建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标，其主要特征包括自愈、激励和包括用户、抵御攻击、提供满足21世纪用户需求的电能质量、容许各种不同发电形式的接入、启动电力市场以及资产的优化高效运行。

二、网络营销技术在智能电网中应用的可行性

1、相比传统电网智能电网的优势

与现有电网相比，智能电网体现出电力流、信息流和业务流高度融合的显著特点，其先进性和优势主要表现在：（1）具有坚强的电网基础体系和技术支撑体系，能够抵御各类外部干扰和攻击，能够适应大规模清洁能源和可再生能源的接入，电网的坚强性得到巩固和提升。（2）信息技术、传感器技术、自动控制技术与电网基础设施有机融合，可获取电网的全景信息，及时发现、预见可能发生的故障。故障发生时，电网可以快速隔离故障，实现自我恢复，从而避免大面积停电的发生。（3）柔/直流输电、网厂协调、智能调度、电力储能、配电自动化等技术的广泛应用，使电网运行控制更加灵活、经济，并能适应大量分布式电源、微电网及电动汽车充放电设施的接入。（4）通信、信息和现代管理技术的综合运用，将大大提高电力设备使用效率，降低电能损耗，使电网运行更加经济和高效。（5）实现实时和非实时信息的高度集成、共享与利用，为运行管理展示全面、完整和精细的电网运营状态图，同时能够提供相应的辅助决策支持、控制实施方案和应对预案。（6）建立双向互动的服务模式，用户可以实时了解供电能力、电能质量、电价状况和停电信息，合理安排电器使用；电力企业可以获取用户的详细用电信息，为其提供更多的增值服务

2、网络的发展和国家电网建设的有利因素

网络营销是在互联网技术及现代通讯技术基础上发展起来的现代营销方式。随着互联网、无线局域网以及网络接入终端的普及，网络成为人类不可缺少的必需品，上网成为人们的习惯之一，利用互联网进行营销的销售模式也应运而生。智能网络把世界连为一体，网络营销的优势主要有：能够降低企业成本、实现全程营销、有利于提高企业服务质量和顾客购物效率、扩大中小企业的营销区域。电力产品的销售因为其产品的独特性可以有效的借助网络营销模式。借助智能网络营销技术可以分散能源和储能设备进行集控,优化区域营销资源,及时掌控负荷分配。通过资源的灵活调配规避购售电风险,在拓展整个营销市场空间的同时,实现资源利用的最大化和利益分配的合理化。目前，国家电网公司正在全面建设以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、水平先进的坚强智能电网系统，相信在2020年前后中国的智能电网技术即可达到基本覆盖全国。基于此，我们有理由相信电力网络营销技术一定可以借助智能网络真正的服务于消费者。

三、网络营销在智能电网应用中的技术要点

电力网络营销尤其非常明显的优势，但是也存在劣势和风险之处：网络的欺骗性、网络营销在消费者、产品、企业等方面的局限性、网络本身的安全性、网络营销对物流的依赖性等。

所以，在智能电网发展的大背景下，制定有效的电力网络营销策略是智能电网下电力营销体系的重要组成部分，未来电力网络营销需要涵盖目前电力营销中的各个功能模块。电力网络营销能够通过交互技术以及后台数据库迅速进行电力市场动向分析和市场研究，电力网络营销还能充分发挥市场作用合理调节电力供需矛盾。

1、构建系统完善的智能电网和云计算平台

智能电网的建设需要深化电力系统各环节的数据采集、传输、存储和利用，实现数据采集数字化、生产过程自动化、业务处理互动化、经营管理信息化、售后服务便捷化；借助智能电网建设，全面提升电力企业生产、经营、管理水平。电力系统智能网络中包含很多应用程序系统，其中有营销业务系统、营销管控、采控系统、综合管理平台、售后服务平台、协同办公系统等等。电力行业计算机网络应用程序管理平台需要系统的设计和完善网络管理、计算机网络系统及计算机应用程序。

智能电网建设中的重要一点就是智能云计算的构建。智能电网营销云计算的构建需要抽调专业技术人员，根据营销业务系统、营销监管系统和营销信息采集系统的数据变化，利用网络共享平台，对客户电力设备运行状况、用电量状况、用电费用状况等进行实时监测分析，同时结合天气变化、企业生产情况等进行有效地对比分析，不仅可以掌握客户实际用电情况，甚至可以具体到某个设备，实现对设备负荷的精准控制；当客户设备发耗电发生骤然变化是甚至可以及时通知客户采取措施，确保设备安全运行；通过对客户耗电状况数据记录分析，并协同其他同类用户信息资料进行对比，可以为客户节能改造提供参考和建议。利用智能电网营销技术之后可以使电力企业的营销不止停留在电力产品本身上，更可以提升到用电服务上。通过“云计算”服务，电力企业可对每个类别、每个行业的客户用电情况都有了详细的了解，并且可以根据客户的实际生产经营情况制定个性化高效节能的用电方案。加紧智能电网建设，让智能电网营销服务真正成为客户用电的诸葛军师。

2、加强人才队伍建设

目前的供电公司营销队伍缺乏既懂网络技术又懂营销管理的复合型人才。 网络营销是营销理论与信息技术的有机融合，这就要求供电公司从事网络营销的人员应该具备综合性的业务素质。因此，加强企业人才队伍建设迫在眉睫。一方面可以从加强培训和继续教育引导单一人才向复合型人才转变，另一方面需要引进懂网络，又有云计算智能网络构建经验的优秀人才加以培养。此外，还必须加强企业员工的服务意识培养，提高供电企业营销人员服务水平，确保电力网络营销顺利进行。

结束语：综上所述,企业可以在一定范围内对产业链进行调整，网络营销的优势主要有：能够降低企业成本、实现全程营销、有利于提高企业服务质量和服务效率，为广大电力客户提供方便、快捷、高效的用电营销服务。

参考文献

[1]. 崔凯;李敬如;陈伟;张昊昱.城市电网负荷预测方法研究[J].电力技术经济.2009(04)

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关键词：标准化;布局规划;

随着城市土地资源的日趋紧张，电力部门编制的城市电力网规划在实施中日益受到用地和线路走廊等条件的制约，在电网建设中经常会出现规划变电站无地理落点、规划线路无地理走廊或者征地拆迁代价高昂等问题，甚至造成规划网络结构被迫调整的被动局面。究其原因主要是电力规划缺少城市规划专业部门的联合，在技术上侧重于电力专业规划，未充分运用城市规划专业的技术方法，因而在规划深度上多停留在城市总体规划阶段，未能深化为城市控制性详细规划，难以确定电网设施在城市规划图中准确的地理位置，以至电网设施的用地和走廊在城市控制性规划中无法控制、预留和保护，从而规划电力网难以在城市地理布局中如期实现。

1城市电网设施的标准化

电网设施标准化内容较广泛，在电网设施布局规划中，主要侧重于变电站、开关站、电力线路的规模、主接线、架设方式和布置型式的标准化，目的是在电网设施布局规划阶段就直接确定用地规模和线路走廊。

1 . 1变电站设施的标准化

变电站规模标准化。依据国家电网公司《城市电力网规划设计导则》对变电站主变压器台数和容量的推荐值，并与国内外同类城市比较，确定变电站的标准规模。在泉州市区及负荷发展较快的沿海县市城市核心区、工业区等区域规划110kV变电站标准规模为3×63MVA，沿海县市其余地区规划110kV变电站标准规模为3×50MVA，内陆山区县规划110kV变电站标准规模为3×40~50MVA。

变电站布置型式标准化。考虑城市分区规划功能定位差异，110 kV变电站型式可分为全户内+GIS、半户内+GIS、半户内+AIS、全户外+AIS四种方案，按照与所在分区规划功能相协调的原则进行合理选用。

1 . 2电力网络和变电站主接线标准化

目前泉州地区110kV电网主要形成辐射、T接及链式供电结构，110kV变电站主接线以两线三变扩大桥及单母线分段接线为主。考虑到电网结构可靠性、适应性、灵活性和简化接线等方面的要求，推荐110kV变电站接线模式主要考虑环网、单（双）电源辐射、T接及其组合。在经济较发达、负荷密度大、供电可靠性要求较高的地区如泉州市区、晋江、石狮、南安中南部等负荷中心区，可采用三线三变接线模式。

1 . 3线路设施标准化

为协调城市用地紧张、分区功能差异较大、电缆造价高昂的相关问题，泉州地区高压线路以架空线路为主，以节约土地资源为目的，架空线路以同杆双回（或多回）架设为主。城市中心区沿着已建成的道路架设的架空线路采用钢管杆；城市规划区除城市中心区外沿着规划道路架设的架空线路采用角钢组塔；在架空线路技术上难以架设通过或者对立面景观有特殊要求的区域可考虑采用电缆。具体型式依据所经过区域规划功能性质合理选用。

2负荷预测

负荷预测是城市电力网规划设计的基础，不同阶段的规划侧重的预测方法也有所差异。城市电力网规划属总体规划阶段，负荷预测面积较大，一般采用弹性系数法、灰色理论法等宏观的预测方法。而城市电网设施布局规划则属于控制性详细规划阶段，需要采用更细的分区负荷预测以明确变电站位置。在分区土地利用规划和控制性详细规划多已完成的基础上，将规划区按建设用地性质划分为负荷预测分块，采用更直观的建筑面积指标法和负荷密度法进行预测，并与整个分区负荷预测结果对比校验。

2 . 1负荷密度法

只需要土地利用规划完成即可，适用范围广。分区预测负荷=该类用地单位面积负荷指标×用地面积×同时率，同时率一般取0.8。

2 . 2饱和负荷密度预测

对照国内外发展轨迹相近、发展较饱和城市的用电指标，主要采取人均综合用电指标法和负荷密度法，以对用地困难的城市中心区预测布点。

2 . 3负荷预测校验

因分块负荷预测仍存在着不确定因素和系数选取弹性，为减少偏差，需要将分块预测结果累加为分区负荷预测数据，使之与饱和密度预测、与多方法预测的分区预测结果校验，并适当调整预测系数，提高负荷预测的适应性，以解决站点预留不足的问题。

3电网设施地理布局

依照城市电力网规划、城市分区规划和片区控制性详细规划，运用电网设施标准化和分块负荷预测的成果，电力部门和城市规划部门联合确定电网设施 (变电站、开关站和高中压线路等)的地理位置和供电范围，按照与片区规划相协调的原则，选取变电站和线路形式，经现场初勘确定站址坐标和线路走廊，将规划电网设施全部布局到城市规划文本中，通过政府审查，成为城市控制性规划。

3 . 1变电站地理布局

经过编制分区负荷密度以及负荷分布图，确定各变电站的供电范围和位置，选定变电站型式，并经现场初勘，确定各分区所有规划变电站地理坐标。

3 . 1 . 1编制每个规划变电站供电分区图。依照分块负荷预测的结果，在片区详规图或分区规划图中绘制出各分地块的负荷密度和负荷分布图。考虑目标网架、行政分区、自然阻隔 (山脉、水域等)、负荷密度等约束条件，按变电站容量，调整分割各负荷块，确定每个变电站的供电分区，使变电站容量和所供分区预测负荷平衡。

3 . 1 . 2确定规划变电站坐标。依照所处地块的规划用地性质，确定选用变电站的布置型式和用地面积，并初勘建设条件，确定边界坐标，将所有规划变电站站址边界坐标列入城市规划和土地利用规划文件。变电站型式一般按表1所示选用。

表1 变电站站址规划用地控制面积

电压等级(kV) 最终规模(MVA) 型式 用地面积(m2)

110 3×40、3×50

3×63 户内式（GIS） 3000（75×40）

半户外式 4250（85×50）

户外式 5100（85×60）

3 . 2电力线路地理和空间布局

依照《城市电力网规划》和上述标准接线方式，初选线路路径。综合片区现状、规划用地性质、景观要求、规划道路等条件，选定标准化电力线路设施 ，在城市规划文本中明确线路所经片区的预留路径、建筑限高、道路两侧管沟、桥涵、绿化带等的规划控制要求，实现线路走廊的控制预留。

3 . 2 . 1架空线路设施布局。架空线路尽可能沿山体和规划道路绿化带建设，采用钢管杆塔双回（或多回）同时架设，110 kV架空线路走廊按30m控制预留。

3 . 2 . 2电缆线路设施布局。电缆敷设方式主要采用电缆沟和排管，隧道由于造价极高而甚少采用。电缆走廊原则上布置于道路东、北侧人行道上，在电缆密集处，道路双侧预留电缆走廊，若人行道无法敷设，则可以选择布置于绿化带或非机动车道下，电缆路由通道尺寸一般不应小于2.5m（宽）×2.0m（深）。电力电缆相互间以及电力电缆与管道等地下构筑物间最小允许距离应符合《城市地下电缆设计技术规范》（DL/T 5221-2005）的要求。

4适应性策略

电力设施布局规划应当具备对城市规划调整、负荷预测、路网建设时序等变化的适应性，在实践中可采取以下策略:

4 . 1规划互动机制

城市规划调整将直接影响城市电网设施布局规划，电力部门和规划部门必须建立及时联合修编的机制，一旦城市规划调整、深化或负荷预测发生较大偏差，双方必须互通信息，及时采取修编措施。2009年泉州电业局开创性地通过电力部门与泉州市城乡规划局联合办公的试点工作，在第一时间动态掌握地方规划建设的各项信息，事先做好各项规划建设的衔接工作。

4 . 2 按饱和密度预留

城市中心区建成后，再增加新的电网设施将极其困难，因此应当按照远景饱和密度在分区规划和控制性详细规划中预留足够站点和走廊，再依据实际负荷增长逐步建设。

4 . 3预留增容空间

对供电区远景负荷预测较困难、增容更经济的变电站，可考虑在建筑、各侧设备、进出线走廊，预留增大1～2级容量的裕度。

4 . 4过渡中间接线的优化

在电源站点未建成或者规划路网建设滞后，变电站进线需采取过渡中间接线时，应结合目标网架、路网建设时序和改接停电的要求进行优化，使中间接线易于过渡到规划目标网络。

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【关键词】大运行体系；电网调控；安全风险；对策

在科学技术飞速发展的今天，智能化技术在电网中的有效运用，客观上促进了电力网路的大运行体系的构建与完善。从总体上讲，电力公司的电网运行状态与运行结构在大运行体系下发生了极大的调整与变化，运行特性变得日益复杂，且出现了诸多安全隐患与安全问题。编者结合自身经验，深入分析大运行体系下的电网调控运行中的安全风险，并提出针对性的举措，以期给业内工作者提供理论参考与借鉴。

1 大运行体系下的风险影响因素

电网故障主要有内外部两方面的影响因素组成。外部影响因素主要有地质灾害、气候灾害等不可抗力以及人为原因等；内部影响因素则包含：

1.1 集约化风险

与传统电网管理模式不同，大运行体系采取的是集约化管理，其管理的业务涉及到了自动化主站的运行维护、整体监控、继电保护管理等，随着管理业务的增多，调控工作就需要更加具体与全面，因而出现安全风险的几率也会上升。

1.2 硬件风险

电力网络中存在这大量的电气设备，每一个设备的的质量晕运行状态都会影影响到电力调控运行的安全，若设备存在安全风险，则会导致电力事故的发生。

1.3 管理风险

随着自动化技术在电力网络中的应用，电力网络的运行效率有了极大的提升，但是如果自动化的管理体系存在漏洞或出现问题，或者人员缺乏操作经验，就容易造成电力事故。

1.4 系统死机后崩溃造成的事故风险

运行系统是电力网络运行管理重要组成部分，对电力网络的运行起着至关重要的作用。如果系统死机或崩溃瘫痪，则及容易造成电力事故。

从上述因素来看，内部安全风险因素是可以被控制的。因此，相关工作人必须对大运行体系下的电网调控运行安全风险控制的重视力度，并采取相应的措施规避安全风险，只有这样才能有效的控制安全风险，减少电力故障与事故的发生，保证电力系统的安全、高效运行。

2 安全风险的管理思路

2.1 构建标准流程

当前，智能化技术已在电力网络中得到普遍推广用与运用。随着电子计算机网络技术在电网系统中的应用，电网调度工作逐渐实现了程式化，调度操作基本上已经有了标准化的操作流程能够参考。因此，在科学技术的支持下，强化管理过程中的操作流程的可行性，梳理调控运行业务流程，并规范每一流程、每一员工的标准化流程，进而完善整个电网调控的操作规范，实现用标准化的流程与操作规范降低电网调控中的安全隐患。

2.2 提高对自动化的调控能力

操作失误是导致电网事故的主要原因之一。电网调控人员的自身素质会影响到其操作过程，可能会在调控作业中出现操作失误，从而造成电网事故。因此，电力公司必须在计算机网络技术的支持下，完善自动化操作流程，对各操作步骤加以判断、识别、调控，进而确保操作流程的标准化，完成降低人员因素对电网调控的影响。

2.3 完善智能化风险防范机制

在电力网络调控的各操作过程中，都会存在一定的风险。因此，在控制电网调控运行安全风险中，应在计算机技术的技术支持下，采用智能化技术失错误操作与错误流程进行风险监控，最大程度的降低流程或操作错误造成的严重影响，降低电力调度运行的安全风险。

2.4 健全电网安全运行的监督机制

电力公司应经常开展安全巡视活动，及时发展问题并解决问题，避免违章操作行为的出现，降低人为因素与设备造成的安全风险。

2.5 加强电网管理人员的培训与考核

电力公司应定期开展对调度人员的专项技能培训，提高调度人员的专业技能水平，提升员工正确操作与快速处理事故的能力，减少员工错误操作与错误调度额引起的电力事故。

3 安全风险的应对措施

3.1 全局化的沟通协调

电网调控的大运行体系是一项宏观的管理模式，因此必须控制整个电力系统的短板，加强电电力网络的全面发展与建设。对电力网络的重点区域与重点环节进行具有针对性的强化工作，完善电力系统的薄弱环节，组织专项人力、物力、财力对系统薄弱环节进行严格的勘察与采集数据，然后对收集到的数据进行系统的整理与分析，并提出针对电网薄弱环节的可行性发展目标与实施规划，从全局出发协调国家电网与地方电网的关系，使地方电网建设与国家电网实现接轨，实现大范围的统一控制管理体系。同时，在电网建设与管理方面，应加强各单位部门之间的沟通与协调，实现从设计到建设再到人员培训的一致性，保证大运行体系下电网调控运行的协调统一。只有做到这样的全局化沟通协调才能减低电网设计、建设施工与人员仅能培训的差异性，保证管理中执行操作的统一标准，实现电力系统的安全风险控制也在同一平台或水平上的统一，进而实现大运行体系下电网调控运行的安全性。

3.2 提高操作人员的职业技能与业务素质

人员是电网调控安全运行的最主要的主观因素，极大的影响着系统的安全有效运行。由于电力运行系统是在程序下运行的，但这些程序的设置与管理离不开管理与控制人员，所以电力公司的首要任务就是要提升人员的专业技能与业务素质。如果员工在电力调控中心出现操作失误，将直接影响到整个电网调控运行安全性与质量。这就要求电力公司在加强安全风险防范工作时必须对操作人员进行针对性的培训，提升其操作能力与技术水平。此外，还应加强对操作人员的考核，确保操作管理人员的技能水平符合电网发展的需要。同时，建立与完善相应的考核制度，对操作人员进行定期考核，鞭策操作人员提升自身技能能力与业务水平。

3.3 完善计算机与网络系统

计算机系统是电网控制管理的重要硬件设施，并且适应性的系统能给电网调控的安全性提供基本的保证。稳定运行的计算机系统是电网安全有效运行的基本条件，所以，电力公司要想提升电网调控运行的安全风险防范水平，必须将安全的计算机系统纳入电网建筑工作重点中。此外，在电网系统升级时还应该首先保证计算机系统的运行，并利用先进的技术与管理经验完善电网管理控制系统，保证电网系统的适应性与安全性。同时电力公司还应开展计算机系统仿真演练与更新数据库，提高对电网运行系统的监督与控制力度。

4 总结

基于大运行体系的电网调控运行应实现不同级别的电网协调与宏观统一，在全局角度下进行安全风险控制，并对风险继续针对性的分析与评估，提出相应的安全风险控制措施。同时，电力公司还应该在配合电网全面协调管理的基础上加强操作管理人员的培训力度，提高员工的素质；完善电网运行系统中的计算机系统，保证从微观到宏观上实现对电网调控运行中的安全风险控制，提升电网运行的安全性。

参考文献：

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1.1技术路线万州城区电力基础设施网络的健康评价分三个步骤.第一步,运用社会网络分析原理,构建现状和规划两个网络.第二步,根据电力基础设施健康运行的要求和社会网络分析方法的计算模型,建立计算指标和评价模型.第三步,计算两个网络拓扑结构的相关指标,对比分析计算数据,得出结论,提出电力基础设施规划网络的优化策略.

1.2研究方法及网络构建社会网络分析方法发源于计量社会学,用于研究社会活动中不同行动者的相互关系.其基本原理是将行动者作为“点”,行动者之间的关系作为“线”,从而构建一张行动者“网络”.由于其原理清晰,操作简单,目前在城乡管理结构、产业集群结构、区域经济结构、社区社群网络及工业园区结构等领域均有运用.在万州城区电力基础设施中,各级变电站及其他线路节点被认为是“点”,“点”之间的连接关系即为“线”,“线”在一定程度上反应的是线路设施.“点”之间存在连接关系计为“1”,不存在连接关系计为“0”,并通过社会网络分析软件Ucinet构建了现状与规划两张空间拓扑网络关系图(图5和6).社会网络分析模型与传统线路接线图(图2和3)具有一定的相似性,均能清晰地表达出设施网络中电器元件的位置、配线方式和接线方式,但社会网络分析方法能够更为直观的表达出基础设施网络整体的拓扑关系,涵盖网络整体结构及单个设施的网络特性评价.相比于国内外电力网络研究中常用的网络图模型、Agent模型、物理模型、系统动力学模型或投入产出模型等传统分析方法,社会网络分析方法擅长于网络个体间关联关系的分析,即能表达网络结构的整体特征,也能反映个体在整体的位置,以及描述整体对个体的影响程度.弥补了传统分析方法缺乏网络间关联关系分析能力的不足.对电力等工程型基础设施网络的健康评估、规划布局等问题,更有针对性.另外,社会网络分析方法的技术过程更简单,研究结论也更简明.

1.3评价模型与指标通常,工程型基础设施网络的健康程度取决于网络自身的拓扑结构合理性和运行状态的效率与稳定.万州城区电力网络的建设与运行数据表明,影响网络结构的健康因素有网络完备度和凝聚度、网络层级关联度、局部稳定成份比例以及网络节点脆弱性等4个方面.网络健康运行则应该维持荷载在整个网络中的均衡分布,避免容载比过高.社会网络分析方法中的密度、凝聚子群、K-核、Lambda集合、切点和中心度等计算模型可以对这些指标予以对应的定量计算.由此,建立健康评价模型和指标。

2计算过程

2.1网络拓扑结构评价1)网络整体完备度网络密度公式可以测定网络整体完备程度,计算公式。P为网络密度,L为网络中实际存在的连接数,n为网络中实际存在的节点数.现状电网整体完备度为0.0493,凝聚力系数为0.308,节点间平均距离为4.038.规划电网整体完备度为0.0271,凝聚力系数为0.277,节点间平均距离为4.245.由此,现状电力网络的整体完备度及凝聚力系数均小于规划,节点间平均距离大于规划,说明现状电力网络的完备度优于规划(图5和6).2)网络局部稳定度“K-核”(K=1,2,3…)是建立在点度数上的凝聚子群概念,表达一个子图中的全部点至少与其他子图中的“K”个他点相连.由此,“K”值越高、“K-核”占比越高,则该网络的局部稳定成分越多,网络整体也就越稳定.现状电网中,“2-核”共有19个,占网络整体的35.85%,其中变电站节点9个,线路节点10个.规划电网中,“2-核”共有58个,占网络整体的59.79%,其中变电站节点35个,线路节点28个.规划电网的“2-核”成分明显高于现状,局部稳定性有较大提升(图7和8).同时发现,变电站A17在现状与规划电网中都不是“2-核”成分,急需提高其稳定性.3)网络层级边关联度“Lambda集合”是网络整体结构稳定性的评价因子,通过网络中某2个点的“边关联度”指数给出定量测量.边关联度指数可标记为s(i,j),等于为了使得这2个点之间不存在任何路径,必须从图中去掉的线的最小数目,该值越大二者之间的关系越稳健.由Ucinet软件计算可知,现状电网有1,2,3,4和5等五个级别,边关联比例分别为100%,50.94%,33.96%,11.32%,3.77%;规划电网有13个级别,边关联比例分别是100%,73.20%,54.64%,37.11%,27.83%,20.62%,11.34%,8.25%,6.19%,5.15%,4.12%,3.09%及2.06%.对比发现,现状电网50.94%的边关联分布在“2”以下,规划电网54.64%的边关联分布在“4”以下.由此,规划电网的边关联度指数(s)更高,整体稳定性优于现状(图9和10).4)网络节点脆弱性“切点”是网络中联系的关键节点.一旦去掉,网络将分离成多个独立的部分.分析切点在整个网络的占比,可衡量网络的节点脆弱程度.计算可知,现状电网中“切点”占比为30.19%,规划电网为25.77%.两者在节点脆弱性上的差异性不明显(图11和12).

2.2网络运行状态评价为避免网络局部出现过载,需要使直接荷载与过境荷载两种不同类型的电力荷载在网络中处于均衡分布的状态,需要对网络运行中上述两种荷载的分布情况进行评估.1)直接荷载均衡度①节点荷载压力度数中心度用来衡量单个点在网络中占据的核心性,该值越高越处于网络的中心位置,往往也意味着更大的荷载压力.度数中心度可以分为两类:绝对中心度与相对中心度,前者根据与节点直接相连的节点数目,测量出来的中心度可称为“局部中心度(localcentrality)”,后者是前者的标准化,适用于对不同规模的网络进行横向比较,本研究选择相对中心度作为衡量节点荷载压力的指标.公式为Dss(n1),(2)式中,Ds为相对度数中心度,s为与某一节点直接相连的对象数,n为节点数.计算可知,现状电网A19(500kV),A11(220kV)的相对中心度最高,其值分别为0.19和0.17;其次110kV变电站节点A1,A9,A13,A12,A7及线路节点a29,其值分别为0.11,0.09,0.09,0.09,0.09和0.09.上述节点相对其他节点而言,面临着更大的荷载压力.规划电网A19(500kV)的相对中心度最高,其值为0.22;其次A11(220kV),A1(110kV),A9(110kV),B12(220kV),B33(220kV),A13(110kV)和A12(220kV),其值分别为0.15,0.13,0.12,0.11,0.10,0.09和0.09(图13和14).分析得知,现状电网A11(220kV)有过载风险,虽然规划电网增加了2个220kV变电站(B12,B33),但并未降低现状A11的过载风险.②网络荷载压力“度数中心势”能评价网络的整体中心性,可评估网络运行中荷载的整体分布情况,防止网络出现局部失衡.2)过境荷载均衡度分析中间中心性测量的是一个点(线)在多大程度上位于图上其他点(线)的中间.在网络中,中间中心性高的点(线)需要承受更多的过境荷载压力,容易出现过载问题.中间中心性主要通过“中间中心势”和“度数相对中间中心度”予以测定.前者适用于评价网络整体,后者衡量单个节点的中间中心性.对比可见,规划电网中线路的中间中心度有所下降,过境荷载压力有所缓解.同时,可以看出现状电网中间中心度高的线路主要集中在A19(500kV)及A11(220kV)变电站,这在一定程度上也反应出了供电的层级关系,规划电网在增加了500kV变电站B17后这种情况并未得到改善,相反使得A11及A19周围过载线路更为密集,因此规划电网在进行与B17配套的线路设计时存在缺陷.

3结论与讨论

3.1研究结论上述计算可知,万州城区电力基础设施的规划网络整体上优于现状.首先,虽然现状电网在整体结构上比较完备与紧凑,但由于线路布置方式等原因,规划电网具备更高比例的局部稳定结构,电网的整体稳定性更强.其次,荷载在规划网络中的层级分布更加合理,尤其在220kV变电站层面上的荷载分布更加均衡.第三,过境荷载在规划电网的全网分布更加均衡,过境荷载过载现象在一定程度上有所降低.但是,规划电网仍然存在一些问题.首先,新增加的500kV变电站在网络中的作用并未得到充分体现,一定程度上存在使用浪费情况.其次,荷载在220kV变电站上分布有所改善,但是对于现状网络中220kV变电站的使用情况未产生改善作用,该部分变电站仍然存在一定程度上的浪费.第三,A19(500kV)等节点存在较大的过境荷载压力.第四,新建线路主要围绕着变电站A19(500kV)及A11(220kV)进行扩展,并未从整体全局出发考虑问题.第五,A17等变电站在网络中处于不稳定部分.针对以上问题,有必要从电网拓扑结构设计与工程加固等两个方面进行着手予以调整和改善.