水电厂水情自动测报系统和电网水调自动化系统的发展回

第一篇：水电厂水情自动测报系统和电网水调自动化系统的发展回

水电厂水情自动测报系统和电网水调自动化系

统的发展回顾与展望

裴哲义

摘要

本文对我国水电厂水情自动测报系统和电网水库调度自动化系统的建设和发展情况进行了较为全面的回顾和分析,阐述了水调自动化系统在水电厂防洪和发电及电网经济运行等方面所发挥的作用和效益，提出了存在的问题和今后工作的建议，对今后水电厂水情自动测报系统和电网水调自动化系统的发展和运行管理将起到一定的积极作用。关键词：水情测报 水调自动化 回顾

展望

一、发展回顾

水电厂水情自动测报系统（以下简称测报系统）是一个集通信、计算机、水文和遥测等先进科学技术于一体的多学科系统工程，是水电厂和电网水库调度自动化的基础。电力系统水电厂测报系统建设从八十年代初开始起步，经过20多年不懈的努力和实践，测报系统的建设得到了很大发展。目前，电力系统大中型水电厂都建立了测报系统，并且已成为水电厂电力生产过程中重要的组成部分，正为水电厂的经济运行和安全渡汛发挥着越来越大的作用。

水电厂测报系统的建设发展主要经历了四个发展阶段：第一阶段为开发研制阶段，即1980－1990年。该阶段的一个重要特点是开发和引进并举，如丰满白山测报系统为引进美国SM公司的设备，黄龙滩水电厂测报系统是利用国产设备自行研制开发。经过近10年的努力，第一阶段约有11个测报系统投运； 第二阶段为快速发展阶段，即1990－1996年。该阶段的一个明显特点是系统建设速度加快，特别是原能源部“水电厂水情自动测报系统经验交流会”的召开，有效地推进了测报系统的健康顺利发展，该阶段建成投运的测报系统达42个，约为第一阶段测报系统建设数目总和的4倍，如新安江、五强溪和丰树坝等水电厂测报系统；第三阶段为稳步发展和提高阶段，即1996-2000年。该阶段的特点是系统建设速度有所减缓，系统建设管理的技术水平显著提高，技术革新和改造的力度加大，安康、富春江、龚嘴等水电站测报系统相继进行改造。特别是卫星通信技术在测报系统的应用，有效地提高了偏远山区、地形复杂地区测报系统运行的可靠性。同时，建设管理的水平也不断提高，《水电厂水情自动测报系统管理办法》和《水利水电工程水情自动测报系统设计规定》（DL/T 5051-1996）的颁布和实施，对提高水电厂测报系统的建设管理水平发挥了积极作用；第四阶段为实用化阶段，即2000年至今。该阶段的特点是以实用化为目标的技术改造力度进一步加大，系统可靠性和运行管理水平明显提高。《水电厂水情自动测报系统实用化要求和验收细则》的颁布和实施，有效地促进了测报系统管理水平的提高。2000年11月福建水口水电厂率先在全国通过了实用化验收，标志着水电厂测报系统管理进入了一个新的历史阶段。目前，已有白山、丰满、莲花、柘林、新安江、紧水滩、水口、鲁布革等近20座水电站测报系统通过实用化验收。其间，由于体制改革等原因，实用化验收工作暂缓进行，这就是为什么只有少数水电厂测报系统通过了实用化验收的重要原因。

水库调度从过去一厂一站的单库调度，发展到现在的梯级调度甚至全网或跨网的补偿调度，都需要有现代化的信息收集和处理手段，来保证及时和正确的水库调度决策，以保证电网的安全经济运行。因此，利用现代先进科技，建设电网水调自动化系统，就成为提升水库调度手段、提高电网经济效益和加强电网现代化管理的必然选择。

与水电厂测报系统的发展过程类似，电网水调自动化系统的发展大约也经历了四个阶段，不同的是由于计算机和通信技术的进步以及水电厂测报系统建设管理经验积累，电网水调自动化系统发展的四个阶段相对较短，且相互交叠。第一阶段为研发阶段，即1995年到1997年。经过3年的努力，1997年，西北和福建电网水调自动化系统相继投入运行。在研发阶段的后期，即1997年2月电力工业部颁发了《全国电网调度自动化“九五”计划纲要》（以下简称《计划纲要》），不仅明确提出国调中心电网调度自动化系统中要增加水调自动化功能，而且要求东北、华东、华中、西北网局和南方电力联营公司及10～14个省局建成水调自动化系统，实现水调信息自动采集、监视、处理、分析等功能；第二阶段为快速发展阶段，即1998年-2000年。《计划纲要》的颁布执行，大力推动了电力系统水调自动化工作，各有关网、省电力局（电力公司），特别是水电比重较大的广西、贵州及云南等单位，纷纷动员起来，按照《计划纲要》的目标和要求，结合本网的具体情况，因地制宜地开展了本网的水调自动化系统建设工作，使电网水调度自动化的建设进入一个新的时期。该阶段投运的项目有广东、广西、云南、贵州和南电联水调自动化系统；第三阶段为规范发展和实用化阶段，即2000年至2002年，该阶段投运的项目有华中、东北和甘肃等电网水调自动化系统。其间，为规范各级水调自动化系统的建设管理，国调中心于 2000年颁布了“电力系统水调自动化功能规范”和“电力系统实时数据通信应用层协议DL476—92在水调系中的应用”，并于2001年5月份，颁发了《电网水调自动化系统实用化要求和验收细则》；各有关部门以实用化为目标，严把建设质量，严格水调自动化系统管理。同时，积极应用先进的科学技术，不断扩展水调自动化系统功能，并通过多阶层技术、双网技术、GIS技术等先进技术的应用，使电网水调自动化系统的安全性、可靠性和实效性得到进一步提高。到2002年底，先后有福建、东北和华中电网水调自动化系统达到实用化要求，并通过了国调中心组织的实用化验收。第四阶段为联网运行阶段，即2003年至今，2003年8月，国调中心水调自动化系统二期工程投入运行，并完成了与东北、华中、西北和福建电网以及三峡和葛洲坝电站梯级水调自动化系统的接入工作，实现了国家电网内重点水电厂水雨情信息在国调侧的实时显示和分析功能，初步形成了国家电网互联水调自动化网络体系。其间新投运的项目还有湖南和四川电网水调自动化系统。截至目前，包括南方电网在内，全国已有国调、南方、东北、华中、西北、华东、福建、广东、广西、贵州、云南、甘肃、湖南、四川、江西、重庆、浙江、安徽和新疆电网共19个水调自动化系统建成投运。其中，东北、华中、西北、福建、甘肃、湖南、四川、江西电网8个系统达到了实用化要求并通过国调中心组织的专家验收（由于体制变化，南方电网没有进行实用化验收工作）。

二、效益综述

水电厂测报系统的建立，特别是电网水调自动化系统的建成投运，实现了水电厂及电网水情数据的自动采集、监视、处理和分析，为水电厂安全渡汛提供了及时准确的水情信息，也使全网范围内的水库优化调度及水火电优化调度成为可能。实践证明，水情自动测报及电网水调自动化系统在保证水电站防洪安全、保证电网安全经济运行以及增发水电方面发了挥重要作用，具有显著的经济效益和良好的社会效益。

1995年夏，丰满、白山发生了百年不遇的大洪水，丰满最大入库流量达16350m3/s，洪水期间，地方通信中断，人工报汛停止，但测报系统运行正常，发挥了关键作用。为水库调度决策提供了及时可靠的水情，赢得了水库调度的主动权，充分发挥了丰满、白山水库的联合调度和调蓄洪水作用。丰满最大出库流量仅有4500m3/s，削减洪峰72％，确保了丰满、白山大坝和下游人民生命财产的安全，社会效益显著。

福建省电网水调自动化系统能迅速、准确地采集电网调度范围内水电厂所辖流域的全部雨、水情信息和洪水预报结果，实现了雨水情信息采集、传输、水务计算、图形报表、汛情动态监视自动化。该水调自动化系统的各项功能达到较高的实用化水平，并便于2001年12月率先在全国通过了国调中心组织的实用化验收。水调自动化系统建成初期，就在“98.6”闽江特大洪水的调度中准确地提供了调度决策所需信息，对成功地抗御特大洪水，减轻上、下游地区洪灾损失发挥了重大作用。该水调自动化系统投运以来，通过不断完善，已成为一个具有防洪、发电和优化调度等辅助决策支持功能的调度自动化系统，在电网防洪、发电和水火电优化调度方面发挥了积极作用，取得显著成效。不仅实现了水电厂和电网的安全渡汛，且水能利用提高率在全国也连年名列前列。特别是2003年和2004年，福建电网连续两年遭遇历史特枯年份，水口、沙溪口、安砂等水库遭遇了有水文记载以来的最枯年份。在大旱之年，福建省电网水调人员充分利用水调自动化采集的雨水情实时信息及气象信息，密切监视水情变化趋势，认真做好来水分析，并利用已建成的“水电站群发电优化调度决策支持系统”，科学、合理地安排电网发电计划安排，在严重干旱的情况下，使得水库有限的水量得到最充分的利用，两年节水增发率均超过10%，节水多发电量总计约15亿kW.h。

华中电网水调自动化系统是一个采用先进的计算机及网络通信技术建立的，以华中电力调度通信中心为中心站，以6个网调直调水电厂为分中心站，并联结国家电力调度通信中心和湖南电网水调自动化分中心的广域计算机网络。该水调自动化系统数据来源多，种类复杂，涉及面广，不仅有来自华中电网重点水电厂的水情和发电信息，还有华中四省联络线及相关线路潮流信息及中心EMS系统和DMIS系统的有关信息；同时，水调自动化系统还具有下传水电厂的发电计划和相关水电厂水情信息的功能。各分中心可共享水调自动化系统多种水情、气象、电力数据，为水库发电、防洪提供了科学手段，发挥了水调自动化系统联网的优势。

该水调自动化系统自2001年底投入运行以来，在电力生产中发挥了重要作用，取得了很好的经济和社会效益，并于2002年12月通过了国家电力调度通信中心组织的实用化验收。水调自动化系统为水库调度人员及时了解网内主要水电厂的实时水雨情况及水电厂运行情况提供了技术保障，为调度决策提供了及时、科学的依据，水电厂水能利用提高率有明显提高，节水增发电量显著增加。2002年网调直调的考核水电厂水能利用提高率达到5.64%，比2001年提高1.54%，多增发电量3.834亿kW.h，若按当年华中电网平均上网电价0.267元/kW.h计算，相当于增加产值1.023亿元。

东北电网水调自动化系统的建成投运，为有效地实施水电厂的经济运行和电网水库调度运行管理提供了更加科学合理的决策支持手段，且取得了明显的经济效益。首先通过合理控制和抬高径流式水电厂的运行水位，提高发电效率，增加发电量。如在2002和2003年的调度过程中，通过及时跟踪分析红石和太平湾水电厂的水情变化和实际运行情况，保持高水位运行，提高水库发电效率，总计多发电量4100多万kW.h，折合人民币700多万元。再者是对大型水库进行优化调度，如2004年，针对春汛和主汛期的来水特点，充分发挥水调自动化系统信息快，覆盖面广的特点，及时跟踪来水情况，优化水库调度，合理安排电网和电厂的运行方式。云峰、水丰、桓仁三大水库共减少弃水24.7亿立方米。白山、丰满、云峰、水丰四大水库共节水增发4亿kW.h，水能利用提高率为达到8.63%。

初步形成的国家电网水库调度自动化网络，不仅在一定程度上实现了水情信息的共享，而且为国调中心监督和指导电网内重点水电厂的运行提供了基础和保障，为各级领导进行科学的决策提供了及时可靠的水情信息。通过各级调度部门的共同努力和精心调度，充分发挥互联水调自动化系统的功能和作用，密切跟踪水情，优化水库运行，提高水库发电效率，取得显著经济效益。2007年，国家电网年节水增发电量超过100亿kW.h，相当于节约标准煤约300多万吨，且为缓解电力供需矛盾做出了积极贡献。

三、存在问题

经过20多年的努力和发展，水电厂测报系统和电网水调自动化系统的发展取得了一定成就，建设、管理和运行方面也已步入正规化和规范化的轨道。全国大中型水电厂都建设了水情自动测报系统，包括国调在内的全国多数水电比重较大的电网调度机构都已建成了水调自动化系统，且在电网防洪和经济运行等方面发挥了积极的作用。但在发展过程中，仍然存在一些问题，主要表现在以下几个方面：

1、水调自动化系统建设发展不平衡。尽管全国已有国调、南方、东北、华中、西北、华东、福建、广东、广西、贵州、云南、甘肃、湖南、四川、江西、重庆、浙江、安徽和新疆电网共19个水调自动化系统建成投运，并有8个电网水调自动化系统达到了实用化要求，水调自动化建设取得了一定成就，但从系统建设和发展的整体角度来看，建设发展工作仍显不平衡。一是部分工作开展较早的单位，如东北、西北、福建和甘肃电网，根据水调工作的需要，结合电网调度自动化发展实际，已建或正在建设第二代的水调自动化系统，水调自动化系统的技术和应用管理水平迈上了一个新的台阶；二是一些系统还未达到实用化要求的单位，如华东、重庆等电网，正在积极地完善系统，尽早达到实用化要求，通过实用化验收；三是还有一些单位，水调自动化系统的建设工作相对滞后，仍处在规划和起步阶段，一定程度上影响了水电调度工作的质量和效率。

2、水调自动化系统高级应用功能相对薄弱

经过十几年的发展，水调自动化系统形成了较为完善的系统应用平台和基础应用软件，而高级应用的功能则相对薄弱。一是高级应用功能不规范。表现在一些较早建设应用水调自动化系统的单位，如东北、华中、福建、广东等调度机构，在建设初期就开发了部分高级应用软件，系统投运时就具备了一定的高级应用功能。还有一些单位，系统初期投运以数据采集、处理为主，能完成日常水务管理功能，高级应用软件相对较少。虽然经过不断的完善，大部分系统具备了一定的高级应用功能。但总体来看，高级应用功能参差不齐，缺乏规范；二是高级应用软件不标准。由于高级应用功能缺乏统一的规范，加之由不同的单位开发，多为高校研究项目成果，各有特点，各有优劣，没有形成标准的、成熟的系列产品。

3、水电厂测报系统更新改造问题

80年代初至今，水电厂测报系统走过了20多年的发展历程，电力系统中大中型水电厂都建立了测报系统，并在防洪渡汛及经济调度方面发挥了积极有效的作用，测报系统的建设和运行取得了许多成功的经验。但不可回避的是，一些早期建设的测报系统将会不同程度地出现设备老化、备品备件不足、应用软件版本低等问题，测报系统更新改造和升级将是今后一个时期面临的不可忽视的问题。

4、整体运行管理水平需进一步提高

水电厂水情自动测报和电网水调自动化系统是一个有机的、不可割裂的整体，但由于管理体制等原因，使水调自动化系统运行管理面临新的挑战。一是一些水电厂水情自动测报系统管理不善，系统可靠性降低，出现漏报、迟报和错报现象，致使电网水调自动化系统数据准确性下降；二是由于水电站水情测报系统与电网水调自动化系统分属不同的管理主体，在信息报送范围和频度方面存在一定的问题和矛盾，致使水调自动化系统不能有效监控水电站流域水雨情和水库运行状态，一定程度上降低了水调自动化系统的效益；三是联网运行的水调自动化之间由于通信网络中断和数据不同步等问题，影响到整个系统的运行的稳定性和信息的可靠性。

四．展望与建议

水调自动化系统的建设和管理已成为现代水库调度工作中一项极为重要的内容，继续推进电网水调自动化系统建设和管理的不断创新，是水库调度管理工作创新和提高的前提和基础。特别是随着水调自动化系统的逐步投入和联网运行，电网体制改革的深化和电力市场的发展，电网水调自动化系统包括电厂测报系统，又面临新的应用环境和需求，电网安全生产和电力市场运营对水调自动化系统的运行管理的要求也越来越高。因此，加强电网水调自动化系统包括电厂测报系统的建设和管理，不仅是提高水库调度工作水平的需要，也是电网安全稳定运行和电力市场发展的需要。为适应电网生产和电力市场发展的需要，建议今后做好以下几个方面的工作。

1、加强水电厂水情自动测报管理，提高运行可靠水平

水电厂水情测报系统是电网水调自动化系统主要的信息来源，是水调自动化系统的基础和有机的组成部分，它们的运行水平直接关系到各网、省调水调自动化系统作用的发挥，也必将影响到互联水调自动化系统的运行，必须进一步加强管理，提高运行可靠水平。一是要加快更新改造的步伐，对一些早期系统，特别是备品备件不足、系统可靠性下降较多的系统，要按照《水情自动测报技术条件》（DL/T1085-2008）要求，实施更新改造，保证测报系统的安全稳定和可靠运行；二是健全规章制度，依法搞好管理。建设和管理是水情自动测报系统发挥效益的两个重要环节，管理好一个测报系统比建设一个测报系统更难。要按照《水情自动测报系统运行维护规程》（DL/T 1014-2006）要求，健全管理制度，规范数据格式，完善通用考核指标，并根据国调中心颁发的《水电厂水情自动测报系统实用化要求和验收细则》的要求，继续开展实用化考核和验收工作，促进测报系统运行管理工作的进一步提高，更好地发挥测报系统的作用；三是要在目前厂网分开的条件下，加强电厂水情自动测报系统与电网水调自动化系统界面管理，制定和细化有关的管理规定，不断探索新的管理方法和方式，确保水电站流域水情信息和水库运行信息完整、准确和及时的传送到电网水调自动化系统，以便调度部门进行科学的调度决策。

2、因地制宜推进水调自动化系统建设

采用先进实用的科学技术，因地制宜地开展电网水调自动化系统的建设，改善水电厂和电网水情信息采集、传输和交换的手段，不仅是提高水电厂防洪渡汛手段，进行科学水库调度的需要，同时也是适应新时期电力市场发展要求，适应现代电网管理的需要。因此，针对目前水调自动化系统发展建设不平衡的局面，还没有建设水调自动化系统的电网要按照调度“十一五”规划意见，结合电网的实际需要，因地制宜地开展水调自动化系统建设，提升水库调度技术手段，不断提高水库调度管理水平，尽早赶上水库调度自动化系统建设发展的步伐。

3、加强电网水调自动化系统的整体运行管理

随着新建水调自动化的不断投入，国家电网互联运行的水调自动化系统规模不断扩大。一方面，互连系统在实现信息共享，提高工作效率和管理水平方面将发挥更大和更重要的作用；另一方面，也对互联运行的水调自动化系统的整体管理水平提出了更高的要求。因此，已经建成水调自动化系统的单位，应不断完善水调自动化系统的功能，按照国调中心颁布的实用化标准和要求，切实落实各项功能和指标。不仅要保证水调自动化系统设备和软件的运行稳定，还要保证数据采集的准确和及时。同时要加强互联系统的整体管理，按照《国调水调自动化系统运行管理规定》要求，加强运行管理和指标考核，不断提高互联水调自动化系统的整体运行水平。

4、加强高级应用功能的研究开发和应用工作。

针对目前水调自动化系高级应用功能相对薄弱的问题，一是按照国调中心颁发的《电网水调自动化系统高级应用功能实用化要求和验收细则》的要求，不断完善和规范系统的高级应用功能，适应不断增长的水库调度工作的需要；二是针对电网水库调度工作的需要和电力市场发展的形势，开发规范、标准的高级应用程序，使水调自动化系统的高级应用功能更加科学、合理、实用；三是做好水调自动化系统的安全工作。要严格按照电力监管委员会发布的《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）和国调中心关于《电力调度系统二次系统安全防护实施意见》的有关要求，解决好水调自动化系统安全和网络安全的问题。

5、加强基础理论研究，不断提高水文预报技术水平。

水文预报是一项基础性的水库调度工作，也是水电厂水情自动测报系统和电网水调自动化系统高级应用功能的基础功能。加强水文预报工作，提高水文预报的精度，延长预见期，不仅是水电厂和电网正常生产调度的需要，也是电力市场发展的需要，对提高电厂的市场竞争能力，优化电网资源配置都有重要的作用。因此，必须加强水文预报等基础理论技术的研究，特别是中长期水文预报技术的研究，力争在预报模型和方法上取得较大突破，以适应新时期电网调度和电力市场发展对水文预报工作的需要。

个人简历：

裴哲义 男 1963年生，硕士，高级工程师。1989年华北水利水电学院河流动力学硕士研究生毕业，1989年-2008年在国家电力调度通信中心从事水库调度管理工作。三峡水库投运后，直接从事三峡水库调度运行工作。

水电厂水情自动测报系统和电网水调自动化系

统的发展回顾与展望

裴哲义

摘要

本文对我国水电厂水情自动测报系统和电网水库调度自动化系统的建设和发展情况进行了较为全面的回顾和分析,阐述了水调自动化系统在水电厂防洪和发电及电网经济运行等方面所发挥的作用和效益，提出了存在的问题和今后工作的建议，对今后水电厂水情自动测报系统和电网水调自动化系统的发展和运行管理将起到一定的积极作用。关键词：水情测报 水调自动化 回顾

展望

Review and Expectation on the development of the Hydropower Station Hydrological Forecast Systems and the Grid Reservoir Operation Automation Systems

This paper presents you a general review and analysis on the development of the Hydropower Station Hydrological Forecast Systems(HSHFS)and the Grid Reservoir Operation Automation Systems(GROAS), which had brought about remarkable economic and social benefits in the respect of flood control, generation and the grid economic operation.The paper indicates the existing problems in the processes of construction and management of the HSHFS and GROAS，and puts forward some suggestions which may promote the further development of the HSHFS and GROAS.

第二篇：水电厂水情自动测报系统管理办法

电力工业部关于颁《水电厂水情

自动测报系统管理办法（试行）》的通知

电安生[1996]917号

各电管局，有关省、市、自治区电力局，各勘测设计院，有关水电开发公司，重点水电厂：

为切实加强水电厂水情自动测报系统的管理，充分发挥其在防洪、发电、保障水电厂安全运行等方面的综合作用，现颁发《水电厂水情自动测报系统管理办法（试行）》，请各有关单位认真贯彻执行。

附件：水电厂水情自动测报系统管理办法（试行）

1996年12月27日

附件：

水电厂水情自动测报系统管理办法

（试 行）

电 力 工 业 部

1996年12月27日

水电厂水情自动测报系统管理办法

（试 行）

一、总则

1.1 为加强水情自动测报系统（以下简称测报系统）的管理，保证正常运行，充分发挥其在防洪、发电等方面的作用，提高水电工程的综合效益，根据《中华人民共和国防汛条例》和能源部《水电厂防汛管理办法》，特制定本办法。

1.2 本办法适用于电力行业的大中型水电厂。其他水电厂可参照执行。1.3 水电厂应根据需要积极建设测报系统。

1.4 测报系统建设应遵照实用可靠、经济合理和技术先进的原则。设备选型原则上应立足于国内。

1.5 国家电力调度通信中心负责归口管理。

二、建设管理

2.1 新建水电工程，测报系统的建设按基建程序办理。

2.2 已建水电厂，由电厂提出测报系统可行性研究报告，报主管单位审查批准。立项后，由主管单位负责组织设计和方案审定。水电厂负责组织实施，主管单位负责监督。

2.3为保证工程施工质量和良好的售后服务，主管单位或业主宜在调查研究的基础上以招标或议标的方式选择设备和确定施工单位，中标承建单位应严格按设计要求进行施工。水电厂应组织有关人员积极参与测报系统建设的全过程，主管单位或业主负责监督。

2.4 测报系统建成后，水电厂要对测报系统进行不少于一个水文年的试运行，按有关规范和规定对测报系统的可靠性、畅通率和水文预报方案等进行严格考核。考核合格方可验收。

2.5 测报系统验收应按设计要求和有关规定，由主管单位或业主组织有关部门的领导和专家进行验收。考核验收资料应整理归档。

2.6测报系统验收后，经过2~3年的运行考核，运行正常，可取消人工测报站。但重点站必须有备用措施。

2.7 水电厂应要求设备供货和承建单位保证优质的售后服务，对测报系统发生的问题，要按合同及时解决。

三、运行管理

3.1 水电厂负责测报系统的运行管理和设备维护，指定切实可行的运行维护管理规程，建立技术档案，做到分工明确，责任落实。主管单位或业主负责监督管理。

3.2 为保证测报系统设备的安装、测试、巡查和维护，水电厂应配备必要的仪器、仪表和车辆。

3.3 测报系统的运行维护实行汛前检查、汛期巡查和汛后检查制度。3.3.1 汛前检查

水电厂应把测报系统的汛前检查列为防汛检查工作的内容之一，对测报系统进行全面的检查调试，特别是野外设备的运行状况和通信的畅通率等。主管单位应进行复查，发现问题及时处理。

3.3.2 汛期巡查

水电厂在汛期应对测报系统设备进行定期巡查，发现故障，及时处理。3.3.3 汛后检查

水电厂在汛后应及时对测报系统设备进行认真地检查维护和管理。3.4 汛期测报系统出现故障时，水电厂应及时组织抢修。

3.5 水电厂每年汛后应对测报系统的运行情况进行全面的总结，包括设备运行情况、水文预报的情况、测报系统的效益、存在的问题和改进的意见等。总结报告应于年底以前报主管单位。

主管单位应对所辖电厂的测报系统运行情况进行全面的总结，并于年底前报国家电力调度通信中心。

3.6 汛后水电厂应针对测报系统存在的问题制定整改计划，落实整改措施。重大问题报主管单位研究决定。

3.7 测报系统的运行管理水平应作为水电厂运行管理和企业达标创一流的一项考核内容，由主管单位负责考核。

四、人员

4.1 水电厂应按设计要求配备具有较高技术水平的通信、水文和计算机等方面的专业技术人员。

4.2 为提高运行管理和维护人员的素质，应加强专业培训工作。4.2.1 水电厂应组织有关人员积极参加承建单位的培训工作。

4.2.2 主管单位应有计划地组织所辖水电厂测报系统运行维护管理人员的培训工作。

4.3 测报系统维护人员长年从事野外工作，应享受野外巡线人员的待遇。4.4 水电厂或其主管单位应维持测报系统运行维护管理人员的相对稳定。

五、奖罚

5.1 各级主管部门应对所辖水电厂测报系统的运行管理水平进行考评，对运行管理成绩显著的单位和个人应给予表彰。

5.2 对违反本办法规定，发现问题未及时采取措施，致使测报系统不能正常发挥作用，造成严重后果的，应追究直接责任人和单位主管领导的责任。

六、附则

6.1 各单位可根据本办法制定实施细则。6.2 本办法由电力工业部负责解释。6.3 本办法自发布之日起执行。

第三篇：水文自动测报系统规范

水文自动测报系统规范 总 则

1.0.1 为适应我国水文自动测报系统的发展，做好水文自动测报系统规划、设计、建设和运行管理，统一技术标准，特制定本规范。

1.0.2 本规范适用于江河、湖泊、水库、水电站等水文自动测报系统的规划、设计、建设和运行管理。

1.0.3 水文自动测报系统属于应用遥测、通信、计算机技术，完成江河流域降水量、水位、流量、闸门开度等数据的实时采集、报送和处理的信息系统。

1.0.4 按水文自动测报系统规模和性质的不同可分为水文自动测报基本系统和水文自动测报网。水文自动测报基本系统由中心站(包括监测站)、遥测站、信道(包括中继站)组成。水文自动测报网是通过计算机的标准接口和各种信道，把若干个基本系统联接起来，组成进行数据交换的自动测报网络。

1.O.5 新建水利、水电工程需要建设的水文自动测报系统，应作为工程规划设计的组成部分，并将系统的建设纳入工程建设一并实施。

1.O.6 本规范中涉及水文测验、水文情报预报的精度要求，应按有关的国家标准和行业标准的规定执行。水文自动测报系统规划和可行性研究报告的编制

2.1 基本资料收集和可行性论证

2.1.1 进行水文自动测报系统的规划设计，应收集下列基本资料：

(1)计划建设水文自动测报系统地区的大比例尺地形图。

(2)流域内已建水文站网、报汛站网、邻近地区遥测站网方面的资料。

(3)流域的气象、水文资料：包括重要水文站的最高最低水位、短历时暴雨雨强、洪水产流汇流时间、洪水传播时间、防洪标准和洪水灾害，降雪量占降水量的百分比，最高、最低气温，相对湿度的

平均值和最大、最小值，日照时数最少的持续时间等特征资料。

(4)雷电情况与地震烈度。

(5)已建和计划建设的水利工程布局，以及重要水利工程的技术资料。

(6)现行的水文预报、防洪调度方案，预报和调度工作的要求。

(7)流域内无线电台设置情况和发展规划。

(8)流域的社会经济、交通、供电和通信情况。2.1.2 建设水文自动测报系统的可行性论证包括：

(1)依据建设目标、功能要求，所在地区的水文气象特征与地形条件，当前国内外的技术、设备状况，论证实现建设目标的技术可行性。

(2)分析估算所建系统在防洪、水利调度诸方面可以取得的经济效益和社会效益。

(3)编制投资框算，提出系统建成后运行管理所需的人员与经费计划。2.2 水文自动测报基本系统的规划

2.2.1 进行基本系统规划，是通过对当前和远景的建设目标、任务和效益的分析论证，确定系统功能和建设规模，为编制可行性研究报告和进行设计提供依据。规划内容为：

(1)布置遥测站网。

(2)规定各类遥测站向中心站报送的数据类别、频度以及和外部进行数据交换的任务。

(3)规定系统功能和主要技术要求。

(4)初步选定遥测站通信设备的工作频率。

(5)提出土建工程要求。

(6)提出建设规模和分期发展计划。

2.2.2 根据预报和调度的需要，按照下列规定布设和调整遥测站网。

2.2.2.1 按测报数据类别的不同，遥测站分为水文遥测站(包括水文站、水库站、闸坝站)和雨量、水位遥测站两类。应在流域的水文和报汛站网基础上，以满足控制测区水、雨情变化和预报、调度需要为目标，布设遥测站网。

2.2.2.2 为了既保持水文资料的连续性，又尽可能减小组建通信网的困难，应按下列要求布置遥测站点：

(1)水文，水位，水库，闸坝站一般不得变更其位置。

(2)所设代表性雨量站，可按既满足通信要求，又能取得代表性较好之降水资料的原则调整其位置。

(3)对于既是代表性雨量站又是控制降水量长期变化规律的基本站，如通信条件很差，允许另建一遥测雨量站满足水文预报的需要。

(4)无人值守，委托管理的遥测站，要尽可能设在靠近居民点，交通方便，便于维护看管的地点。

(5)水位遥测站的测井和设在闸坝上下游的水位遥测站的位置选择，应符合GBJl38-90《水位观测标准》的规定。

2.2.3 遥测站的观测项目和报送次数，应按测站类别和预报、调度的需要规定。根据当前的技术条件，可按由遥测端机自动完成雨量、水位、闸门开度的采集和报送，目前尚不能进行自动测报的流量、含沙量、蒸发量以及河道断面等则按通过人工置数装置报送进行设计。2.2.4 根据建设目标和近期发展计划按下列要求规定水文自动测报基本系统的功能和主要技术要求。

2.2.4.1 规划阶段应对下列系统功能提出具体要求：

(1)中心站完成一次全部遥测站巡测、预报作业和调度方案分析计算的时间要求；对中心站随机召测单站数据和定时巡测的要求；巡测的最小时间间隔的要求。

(2)中心站对接收水情电报、电话报汛、传真信息的要求，以及和外部进行信息交换的要求。

(3)中心站对系统工作状态的监测功能。

(4)中心站的数据处理功能：如需要整理、打印和显示的水文图表之种类、格式；数据合理性检查与缺漏插补；完成预报和调度作业的处理任务；需联机存储的数据类别、数量和存贮时间。

(5)测站是否应具有在当地显示水位、闸门开度和时段降雨量、越限报警、遥测设备自动检测、电源报警的功能。

(6)防雷要求。

(7)系统可靠性的要求：如设备的平均无故障工作时间，数据传输可靠性与误码率，备用措施等。

2.2.4.2 为使系统能可靠运行和便于管理，在规定系统功能时，还应满足以下要求：

(1)系统应能可靠运行，特别是在暴雨洪水灾害时期能及时准确地报送水、雨情数据，按时发布洪水警报和预报。为此，应采取增加备用设备，提高中继站和重要测站设备可靠性的措施。

(2)不应强求系统承担可能会影响可靠性的任务。一般情况下，不应要求水文自动测报系统承担通话任务。

(3)遥测站的设备应力求结构简单、可靠、省电。

(4)应为系统扩展留有余量，如与其它系统间的联系、增加遥测站、增加测报参数、扩展中心站软件功能等。

(5)对承担着测报水情和积累水文资料双重任务的遥测站，要配备数据存贮记录装置，以逐步改变遥测站和人工观测站平行工作的状况。

2.2.5 根据本地区无线电台设置情况、地形条件和联网传送数据的需要，按照必须避开同频干扰，尽量避开其它干扰的要求，从国家无线电管理委员会分配给水文遥测的频段中初步选定系统的工作频率。

2.2.6 根据各遥测站的地形、交通条件、河道情况与居民点的距离等，提出遥测站站房结构、尺寸，水位测井，天线塔和中心站机房等土建工程应满足的基本要求。

2.2.7 根据防洪、洪水预报和调度的需要提出系统的建设规模，根据资金、人力、技术条件制定分期建设的目标和计划。2.3 水文自动测报网规划

2.3.1 水文自动测报网的规划，应根据联网的各基本系统的规划、设计和各级防汛部门对遥测数据的需求，确定网络规模、信息流向、信息量、信息交换的次数和内容，以及各节点站的功能。

2.3.2 当测报网所在地区已建成或即将建成水利行业的计算机网络时，应依靠该网络的数据传输系统组建水文自动测报网。若不具备上述条件则应作为独立系统进行规划和设计。2.4 可行性研究报告的编制 2.4.1 可行性研究报告是项目报批和进行设计、鉴定、验收的依据，应由建设单位根据规划工作报告自行编制或与承建单位共同编制。其内容应包括：

(1)建设目标。

(2)遥测站网布设。

(3)功能要求和主要技术指标。

(4)选择的工作体制，数据传输通讯方式，遥测电台的工作频率。

(5)系统和设备可靠性的要求。

(6)对开发数据处理和预报、调度作业软件的要求。

(7)对遥测站房、水位测井、天线塔、中心机房等土建工程的要求。

(8)考核、验收办法。

(9)进度要求。

(10)附件：包括系统设计所需的明细资料，如遥测站一览表等。

第四篇：浅论电网调度自动化系统

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浅论电网调度自动化系统

作者：李燕平

来源：《科技创新导报》2011年第27期

摘 要:电网调度自动化系统是以电力系统发电输电为控制与管理对象,由计算机硬件、软件、远动和信道等组成的一个复杂系统。随着电网调度自动化系统功能的日臻完善与提高,其在电网安全、经济、优质运行方面发挥了愈来愈大的作用,成为电网调度不可分割的一部分。关键词:电网调度调度自动化配电自动化

中图分类号:TM734 文献标识码:A 文章编号:1674-198X(2011)09(c)-0138-02

引言

电网调度自动化经历了几个发展阶段。早期,调度员没有办法及时地了解和监视各个电厂或线路的运行情况,更谈不上对各电厂和输电网络进行直接控制。调度员和系统内各厂站的惟一联系方式是电话。调度员根据各厂站值班人员情况汇总进行分析,花费很长时间才能掌握电力系统运行状态的有限信息。结合这些有限的“历史”信息,加上个人经验选择一种运行方式,再用电话通知各厂站值班人员进行调整控制。显然,这种落后的状况与电力系统在国民经济发展中所占的重要地位是很不相称的。电网调度自动化的发展过程

电网调度自动化发展的第一阶段是远动技术的采用。安装在各个厂站的远动装置采集各机组出力、各线路潮流、各母线电压等实时数据及各断路器等开关的实时状态,然后通过远动通道传给调度中心并直接显示在调度台和模拟屏上,调度员可以随时看到这些运行参数和系统的运行方式。

电网调度自动化发展的第二阶段是计算机在电力系统调度工作中的应用。现代电力系统的结构和运行方式越来越复杂,同时,现代工业和人民生活对电能质量和供电的可靠性的要求越来越高,人们对系统运行的经济性也越来越重视,为了全面解决这些问题,需要对电力系统中大量数据进行复杂的计算,计算机的应用满足了日益复杂的电力系统的实际需要。首先应用计算机技术进行电网离线计算,然后参与电力系统的安全监视和控制,这就是监视控制和数据收集系统(SCADA)。

电网调度自动化发展的第三阶段是在SCADA的基础上,又发展为包括许多应用功能的能量管理系统(EMS),基于UNIX(或PC／Windows)的开放分布式EMS系统,通过高级应用软件的快速计算和实时智能分析,帮助调度员对电网深层把握,及时处理电网可能发生的潜在问题,提供电网改造、扩展的技术依据。调度自动化系统

根据所完成功能的不同,调度自动化系统可划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理及运行状态的分析和控制子系统、人机联系子系统,各部分互相配合,缺一不可。信息采集和执行子系统的基本功能,是采集各种表征电力系统运行状态的实时信息。该系统还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调节或控制命令。信息传输子系统提供了信息交换的桥梁,其核心是数据通道。信息处理及运行状态的分析和控制子系统是整个调度自动化系统的核心,以计算机为主要组成部分,完成对采集到的信息的各种分析计算及处理,进而实现对电力设备的控制与操作。人机联系子系统将传输到调度控制中心的各类信息进行加工处理,通过各种显示设备、打印设备和其他输入输出设备,将这些实时信息提供给调度人员使用。调度自动化系统的作用或好处有以下几方面:

(1)安全

利用显示器可随时监视电网运行状况,向调度员提供有关负荷与发电情况,电压、电流及功率潮流,电网频率及稳定极限等信息;在电网运行条件出现重要偏差时,及时自动告警,并指明或同时启动纠偏措施;当发生事故(如解列)时,可以给出显示,并指出解列处所,使事故得到及时处理,有助于防止事故扩大,减少停电损失。

(2)提高运行质量

实现自动发电控制(AGC),可以自动维持频率合格和联络线功率为事先安排的预定值;实现无功／电压自动调节,可显著提高全电网的电压质量。

(3)经济

实现在线经济调度可以合理利用一次能源,降低全系统发电成本和电网损耗。

(4)运行记录自动化

自动记录电网的正常运行情况、事故运行情况和事故的顺序事件记录,有助于减轻运行人员的重复劳动,还可用于事故分析。配电自动化系统

通常把配电系统的监视、控制和管理的综合自动化系统称为配电管理系统(DMS)。它可以是集中式的,也可以是分层分布结构的。其内容主要包括配电自动化系统(DAS),配电网络分析和优化(NA),工作管理系统(WMS)等高级应用功能。

配电自动化系统(DAS)则是一种可以使配电企业在远方以实时方式监视、协调和操作设备的自动化系统,内容包括配电网数据采集和监控(配网SCADA)、地理信息系统(GIS)和需方管理(DSM)几个部分。

配电自动化的主要应用对象是配电网运行管理人员,其次是其他的生产技术人员,管理人员。因此对于一个配电自动化系统,首先应满足最基本生产运行需要,对于很多由其边际效益产生的功能,可以在其基本功能得到满足后再做更多的扩展。

配网SCADA与AM/FM/GIS系统的集成方式可以分为松散集成和紧密集成两种方式。在松散集成方式下,SCADA系统与AM/FM/GIS系统耦合比较松散。SCADA系统作为一个独立的平台存在,满足所有常规的调度自动化中SCADA的功能,同时将监控的对象由厂站内相对集中的设备扩充到馈线、配电站等分散的配网设备。SCADA系统和AM/FM/GIS或其他系统通过交换实时数据进行集成。在紧密集成方式下,SCADA系统与AM/FM/GIS系统是一个整体。SCADA系统只提供基本的数据采集和监控服务,即不维护运行画面,也不对网络建模,只是作为后台系统向AM/FM/GIS系统提供实时数据,同时接受AM/FM/GIS系统的命令进行遥控操作。传统的SCADA(调度自动化中的应用)比如图形、报表、曲线、告警等表示层的应用都集成在AM/FM/GIS系统中。

配网SCADA和AM/FM/GIS系统可以独立运行,因此SCADA和AM/FM/GIS不但有自己的数据库,还有各自的图形系统。为实现无缝集成,从程序设计角度考虑,SCADA和AMIFMIGIS应提供组件化的实时画面浏览控件,这样SCADA和AM/FM/GIS都能很方便地集成对方的图形系统。对于SCADA,还必须提供实时数据接口控件和实时数据检索控件,从而使AM/FM/GIS能方便地利用SCADA的实时数据实现自己的各种功能。结语

传统的电网设备功能单一,不能从系统运行全局进行优化分析,互相之间无法协调配合,更无法作出超前判断采取预防性措施。而电网调度自动化系统则有一套可靠的通信系统,是在对全系统运行信息进行采集分析的科学基础上,由计算机监控作出纵观全局的明智判断和控制决策。发展完善电网调度自动化系统,不仅是实现“一强三优”科学发展战略的现实需求,同时也是为了满足市场环境多变这个“大势”所趋。

参考文献

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第五篇：电网配网自动化通信系统规划

电网配网自动化通信系统规划

摘要：可靠的电力供应是保证现代生活方式的先决条件，随着我国经济社会持续健康发展和人民生活水平不断提高，对坚强电网建设、电网安全稳定运行、电能质量和优质服务水平提出了更高要求。如何建设自愈、优化、互动、兼容的智能配电网，进一步提升电力生产过程的自动化，提高企业信息化管理和服务水平，实现配网精益化管理是目前主要需解决的问题。本文主要讨论电网配网自动化通信系统规划。

关键词：配网自动化，通信系统，电网 正文：

一、配电自动化的定义

通常，110KV 及以下电力网络属于配电网络，配电网直接供电给用户，通过众多挂接于上面的配电变压器，将电能分配给诸用户。随着国民经济的高速发展，电力用户对电能质量和供电可靠性的要求越来越高，电压波动和短时的停电都会造成巨大的损失。因此，需要结合电网改造在配电网中实现配电自动化，以提高配电网的管理水平，为广大电力用户不间断的提供优质电能。

配电自动化（Distribution Automation，简称 DA）就是利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、用户数据、电网结构数据和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理的现代化。配电系统自动化是配电系统运行、管理的有机组成部分。

配电自动化系统（Distribution Automation System，简称DAS)，从功能上可以分为两大部分内容，即包括基础配电自动化和配电管理层。基础配电自动化主要实现数据采集、运行工况监视和控制、故障实时处理，主要包括变电站（配电所）自动化系统、馈线自动化（Feeder Automation，简称为FA)、配电SCADA系统。配电管理层主要实现配电管理、停电管理、工程管理、电能计量管理及配电高级应用。其主要内容包括配电工作管理系统、用电管理自动化系统、配电高级应用软件（D-PAS）。

通常把从变电、配电到用电过程的监视、控制和管理的综合自动化系统，称为配电管理系统（Distribution Managerment System，简称为DMS）。

配电自动化从功能上讲应包括配电网络的数据采集与控制(SCADA)、馈线自动化(FA，即故障定位、隔离、非故障区段的恢复供电）、负荷管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）、配电应用分析(PAS)等。配网自动化系统的特点是：信息量大；在线分析和离线管理紧密结合；应用分析和终端设备紧密结合；一次设备和二次设备紧密结合。

二、配电自动化的建设内容

配电网自动化系统的建设应包括以下五方面：配电网架规划、馈线自动化的实施、配电设备的选择、通信系统建设和配网主站建设。

1、配电网架规划

合理的配电网架是实施配电自动化的基础，配电网架规划是实施配电自动化的第一步，配电网架规划应遵循如下原则：

遵循相关标准，结合当地电网实际；

主干线路宜采用环网接线、开式运行，导线和设备应满足负荷转移的要求；

主干线路宜分段，并装设分段开关，分段主要考虑负荷密度、负荷性质和线路长度；

配电设备自身可靠，有一定的容量裕度，并具有遥控和某些智能功能。

2、配电网馈线自动化

配电网馈线自动化是配电网自动化系统的主要功能之一。配网馈线自动化是配电系统提高供电可靠性最直接、最有效的技术手段，目前供电企业考虑配网自动化系统时，首先投入的是配网馈线自动化的试点工程。

馈线自动化的主要任务是采用计算机技术、通信技术、电子技术及人工智能技术配合系统主站或独立完成配电网的故障检测、故障定位、故障隔离和网络重构。目前通过采用馈线测控终端（FTU）对配电网开关、重合器、环网柜等一次设备进行数据采集和控制。因此，FTU、通信及配电一次设备成为实现馈线自动化的关键环节。

配网馈线自动化主要功能包括：配网馈线运行状态监测；馈线故障检测；故障定位；故障隔离；馈线负荷重新优化配置（网络重构）；供电电源恢复；馈

线过负荷时系统切换操作；正常计划调度操作；馈线开关远方控制操作；统计及记录，包括开关动作次数累计、供电可靠性累计、事故记录报告、负荷记录等。

配电网馈线自动化系统与其它自动化系统关系密切，如变电站综合自动化系统、集控中心站、调度自动化系统(SCADA)、用电管理系统、AM/FM/GIS地理信息系统、MIS系统等。因此必须采用系统集成技术，实现系统之间信息高度共享，避免重复投资和系统之间数据不一致。

3、配电自动化系统的设备选择

在配电自动化系统中，配电设备应包括一次设备如配电开关等，二次设备如馈线远方终端（FTU）、配变终端单元（TTU）等，以及为一、二次设备提供操作电源和工作电源的电源设备。

实施配电自动化，必须以重合器、分段器、负荷开关等具有机电一体化特性的自动配电开关设备为基础。在架空线路上作为分段和隔离故障用的开关应该具有免维护、操作可靠、体积小和安装方便的特点，并且能适应户外严酷的环境条件。

馈线远方终端（FTU）用于采集开关的运行数据、控制开关的分合，为了达到“四遥”的功能，必须具有通信的功能。

配变终端单元（TTU）用于采集配电变压器低压侧的运行数据，控制低压电容器投切用于无功补偿，通信的实时性要求低。

4、配电自动化的通信系统

通信系统是主站系统与配电网终端设备联接的纽带，主站与终端设备间的信息交互都是通过通信系统完成，因此必须有稳定可靠的通信系统，才能实现配电自动化的功能。

配电自动化系统的通信方式有：光纤通信、电力线载波、有线电缆、无线扩频、借助公众通信网等多种。

配网自动化系统的通信具有终端设备多，单台设备的数据量小，实时性要求不同的特点，因此应因地制宜，根据当地环境和经济条件确定合理的通信系统，同时要考虑调度自动化通信系统的建设。

5、配电自动化系统的主站系统

主站是整个配电自动化系统的监控管理中心。

三、配电自动化通信系统

本文主要讨论配网自动化通信系统的规划，其他方便不作讨论。

1、配网通信网络架构

配网通信网络可分为通信主站、通信汇聚设备、通信终端三类通信节点，各类节点定义，及与配电网业务节点对应关系如下：

a)通信主站：负责将通信汇聚设备传送的信息送到配电网自动化主站系统（包含配电主站与区调分站系统），一般设置在地调或区调分局。

b)通信汇聚设备：一般设置在 110kV 或 220kV 变电站。通信汇

聚设备设备的功能：作为通信中继，负责汇聚接入层的各个通信终端的数据信息帧，并将其重组，转换为骨干层传输的数据，完成传输数据所必要的控制功能、错误检测和同步、路由选择、传输安全等功能。因此通信汇聚设备设备需要具

备支持多介质和多协议的能力。

c)通信终端站：与配电终端设置在一起，直接接收配电终端的 数据，负责传输各 10kV配电信息的通信终端站点，包括各室内开关站、配电房、带开关的户外开关箱、环网柜等。

根据配电网通信网络节点功能及配网业务流向，可将配电网通信分为主干层和接入层两层网络结构，其层次结构示意如下图所示：

各网络层次的定义如下：

a)配网通信主干层：指各通信汇聚设备与通信主站之间的通信。

b)配网通信接入层：指通信终端站与通信汇聚设备之间的通信。在通信终端站较集中的区域宜设置汇聚通信终端站，实现对附近区域通信终端站的汇聚功能。

四、、规划方案

以肇庆供电局为例。

1、主干层网络技术方案

目前，广东电网肇庆供电局已建设主干网的传输A 网、传输B 网和调度数据网。中压配电网作为输电网及高压配电网（110kv）的延伸，中压配电网主干网的建设必须依靠输电网及高压配电网（110kv）的通信网络对数据进行传输。

考虑配网通信点独立性，并结合广东电网各地供电局已有的配网自动化主干层网络现状，供电局主干层传输网优先采用全部具备MSTP功能的传输B 网承载，对不具备传输B 网的站点临时采用传输A 网（不采用光端机、光收发器作临时通道），待传输B 网完善后逐步转移。

根据肇庆地区传输 B 网现状，传输B 网使用同一厂家设备，并且所有站点设备均具备 MSTP 功能，主站与汇聚站点之间能够实现MSTP 互联互通。由配网自动化数据通信带宽分析可看出，每个通信汇聚设备带宽需求为 3.12M。现在肇庆传输网接入层带宽容量为155M，可满足配网通信需求。

每个通信汇聚设备采用一个MSTP 百兆口与汇聚交换机互联，传输带宽为N×2M（N根据归属节点数量，一般配置 2～5个）。

2、接入层网络技术方案

通信技术选择

目前，肇庆供电局已经建设的配网自动化系统接入层网络的通信方式全部采用光纤通信和无线。具体技术选择原则如下：

C类区域

1.C 类区域实现“三遥”功能的终端设备点，全部采用光纤通信方式；对于光纤不能到达或者难于建设的偏远终端节点可考虑采用载波通信方式，作为光线通信的补充；

2.C 类区域主干线路实现“二遥”功能的终端设备点(占 40%，不含架空开关)采用光纤通信方式，支路的终端设备点(占60%，不含架空开关)采用 GPRS/CDMA 等无线公网通信方式。

3.C 类区域主干线路实现“一遥”功能的终端设备点全部采用

GPRS/CDMA 等无线公网通信方式。

4.C 类区域光缆建设分三层建设，即骨干层、汇聚层和接入层，其中骨干层光缆规划 48 芯，汇聚层和接入层光缆为 24 芯。

5.光纤通信方式采用工业以太网交换机和PON 两种技术。6.架空开关全部采用无线公网通信方式。

3、设备配置方案

根据前面对工业以太网与 PON 技术分析比较，综合考虑现有配网自动化配网终端规划方案，建议优先考虑采用工业以太网技术组网，其网络结构如下图所示：

如上图所示，设备配置方案如下：

1.每个通信汇聚设备分别配置 1 台汇聚三层交换机；

2.采用光纤通信方式的通信终端站分别配置 1 台二层工业以太网交换机； 3.采用无线公网方式的通信终端站分别配置1套无线设备终端。

采用工业以太网交换机和PON 两种技术组网珠海供电局实例方案：

珠海局1网管终端1珠海局2已有网管交换机网管终端2网管终端3兰埔站夏湾站拱北站白石开关站银海开关站侨光开关站拱北站OLT拱北片区#7光交接箱ODN拱北片区#1光交接箱ODN白石开关站OLT拱北片区#3光交接箱ODN兰铺站OLT拱北片区#11光交接箱ODN银海开关站OLT银海开关站 拱北片区#8ODN光交接箱ODN侨光开关站OLT 侨光开关站ODN夏湾站OLT 拱北片区#9光交接箱ODN跨境＃3户外环网柜ONU跨境＃4户外环网柜ONU金河湾ONU百合花园三期电房ONU富祥花园电房ONU跨境＃1户外环网柜ONU跨境＃2户外环网柜ONU跨境＃5户外环网柜ONU百合花园电房ONU南苑电房ONU海荣新村电房ONU夏一Ⅰ线3＃户外环网柜ONU夏一Ⅰ线1＃户外环网柜ONU莲花路电缆分接箱ONU银海开关站户外环网柜ONU西南资源1#电缆分接箱ONU拱北污水厂2＃电缆分接箱ONU市政处户外环网柜ONU粤海国际花园一、二区电房ONU海关大院户外环网柜ONU粤华路电缆分接箱ONU三层工业以太网交换机ODN二层工业以太网交换机ONU以太网线OLT光纤

五、结论和建议

展望未来，随着智能配网技术的发展，如何为配网自动化业务 提供可靠、高效的通信通道是建设智能配电网的关键所在。十二五期间，应该积极关注光纤、WiMAX 无线通信等通信新技术，选择合适时机进行试点，为实现数字供电发展战略目标，为建设智能配电网奠定坚实的基础。

--------------------参考文献：

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