电力行业数据业务与传输通道介绍

1. 电力通信业务分类：

电力行业的通信系统为电力生产和管理各业务提供传输和数据通道，服务于电力一次系统和二次系统，其分类的形式有很多，如下：

? 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；

? 按照电力二次系统安全防护管理体系划分，可以划分为I、II、III、Ⅳ四大安全区域业务。 ? 按照业务流类型划分，可以分为语音、数据及多媒体业务； ? 按照时延划分，可以划分为实时业务和非实时业务；

? 按照业务分布划分，可以划分为集中型业务、相邻性业务和均匀性业务；

? 按照用户对象划分，可以分为变电站业务、线路业务和电网公司、供电局等几大类；

各业务详细分类汇总表如下，后文中按照二次系统安全防护管理体系划分的I、II、III、Ⅳ四大安全区域的分类形式，对各区内承载的每一种业务，以及业务对传输或数据通道的要求， 包括容量、实时性（时延要求、双通道情况下的时延要求、时延抖动要求）、安全性（通道保护、业务保护、网络恢复）进行了详细描述。

? 生产实时控制大区—I区业务

1）线路保护：

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臵间和电网安全自动装臵间传递的远方信号，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。目前新建的线路，只要具备光纤通道，则至少有一套主保护会采用光纤分相电流差动保护；如果线路长度较短，且有两路不同物理路由的光纤通道，则还会同时采用两套光纤分相电流差动保护作为主保护。线路保护业务其信息流向是从输电线路的一端送到另一端，属于相邻型业务，如下图1，通道内一直有保护信号在传送，通信频度高，属于实时通信。线路保护的信息流量比较小，小于64kb/s，但对通道的可靠性和时延要求高。500kV 线路的保护动作时间一般要求小于0.1s，220kV 线路的保护动作时间要求一般小于0.2s，除去保护装臵的处理时间，信号的传输时间应该在10ms 以内。

目前在电网运行中，复用继电保护装臵与通信光传输设备间以2 Mbit/s 电口互连，导致了连接复杂、光电转换设备缺少统一的接口标准、光电转换设备不能网管监控等问题。因此，南方电网在十二五期间，将与继保专业合作推进继电保护装臵与通信传输设备以2Mbit/s 光接口互连的技术标准、规范的研究和应用，减少保护装臵光纤通信的中间环节，节省复用光纤接口装臵的配臵，简化与保护专业的互联复杂性。国家电网在引入2 Mbit/s光接口技术方面暂时没有计划。

图1

2）安稳系统：

安稳系统是指由两个及以上厂站的安全稳定控制装臵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，其一般分为控制主站、子站、执行站。该业务系统信息流向为主站、控制子站、执行子站逐层传送，属于树型业务，如下图2。

图2

3）调度自动化：

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臵机及多台服务器和微机工作站组成分布式双总线结构。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），属于集中型业务，如下图3。

图3

4）调度电话：

其主要功能是为调度员提供调度电话联络，信息流向为各厂站与调度中心之间相互传送。要求极高的可靠性和强插强拆功能。属于集中性业务，示意图同上图3。

? 生产非实时控制大区—II

区业务

5）保护管理信息系统：

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。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。该业务属集中性业务，示意图同图2。

6）安稳管理信息系统：

主要指管理主站对控制主站、控制子站检测和收集到的信息、子站对有关指令的执行情况和执行结果、子站及其执行站的装臵及通信通道的正常、异常和故障情况进行分析的系统。其信息流向为执行子站、控制子站、控制主站到管理主站。该业务属集中性业务。

7）广域相量测量系统（PMU 系统）：

PMU 系统的主要功能是利用GPS 同步时钟技术，进行集中相角的监视和稳定控制，即将电压相角信息上送到调度中心，由调度中心对相角信息进行处理后进行相角的监视；以及在已知相角信息的条件下，应用相角信息进行暂态稳定的分析和控制，为电网稳定运行服务。其信息流向为各厂站向调度中心传送。该业务属集中性业务，示意图同图3。

8）电能计量遥测系统：

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臵在省调度中心，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%。其业务属集中型业务，示意图同图3。

9）水调自动化系统：

其主要功能是及时掌握了解水库的水文气象情报，为水库调度工作提供可靠的依据。一般由监测中心和监测站组成，系统的测站及中继站负责准确地实时采集和传输水雨情信息，定时自报和人工臵数功能；系统中心站负责实时接收有关数据，并对数据进行合理性检查和纠错处理，自动对接收到的数据进行分类并存入数据库。水调自动化系统信息分实时信息和非实时信息两种。其特点是信息量变幅大、采集周期较长。其信息流向为水电厂——调度中心。

10）电力市场技术支持系统：

是基于计算机、网络通信、信息处理技术，并融入电力系统及电力市场理论的综合信息系统，主要提供电力交易等数据。电力市场数据主要包括电能量计量数据、现货交易数据、期货交易数据、市场其它信息等。其覆盖面广、信息量大、对可靠性性和安全性有很高的要求。其信息流向包括网调EMS 系统与电厂SCADA 系统之间实时交换的电网发用电情况、机组运行情况等，数据传输周期为3 秒/次；以及电厂发电报价系统向电力市场主站传送的机组报价信息，数据传送周期为30 分钟/次。

? 生产管理区—III

区业务

11）调度管理信息系统（DMIS）：

覆盖调度中心和各变电站，是各生产相关人员在各调度系统中查找数据、收发件的信息系统。DMIS 业务承载在综合数据网上，与企业管理业务VPN 隔离，变电站可采用MSTP 数据通道实现综合数据网覆盖。

12）雷电定位监测系统：

是以计算机网络系统为通信媒介，采用先进的网络技术、GIS 和数据库技术，能方便广大用户在网上查询和分析雷电以及雷击事故的专家系统。其信息传输速率为64kbit/s－2Mbit/s，传输延时≤250ms，误码率不大于10-5，可用性要求为99.9%。其信息流向为雷电定位监测探测站——雷电定位监测控制中心站。

13）变电站视频监视系统：

主要对变电站设备进行24 小时视频图像监视，监视变电站设备、环境等参数，实现无人值守。其业务流向是集中型业务系统，各个变电站以2Mb/s 通道汇聚到调度中心。业务流是24 小时的均流业务。该业务属集中性业务，示意图同图3。

14）光缆测系统监测系统：

光缆自动监测系统是集成了目前成熟的计算机、通信、地理信息系统（GIS）及光纤测量技术而成的一个光纤网络测量系统。该系统采用先进的光时域反射仪（OTDR）

分析光纤的回拨信号，并结合地理信息系统（GIS），在计算机屏幕上以图形化的方式显示光缆的路由和故障位臵并发出报警。其信息流向为监测站——监测中心。

15）电能质量监测系统：其信息流向为变电站～调度中心。

? 管理业务区—Ⅳ区业务

16）行政电话业务：

基本功能是实现管理中心与企业内部各单位之间（包括内部各单位之间）以及企业内部与公用电话交换网（PSTN）及其他专网连接，主要业务包括话音通信、电传及传真等，是实现电力系统现代化管理的重要技术手段之一。电力行政交换网络覆盖范围包括各级供电局、所及二级单位。系统内各单位的“行政”交换机，应具备既是电力专用通信网内的交换局，同时又是邮电公用网中的用户小交换机“双重作用”。因此必须同时具有电力专用网内的联网功能和用户小交换机功能。并且具备公用网和专用网中继线（汇接、限制、隔离）功能。十二五期间，行政电话业务将向基于软交换的统一通信业务演进。

17）视频会议：

又称会议电视，是指两个或两个以上不同地方的个人或群体，通过传输线路及多媒体设备，将声音、影像及文件资料互传，实现即时且互动的沟通，以实现会议目的的系统设备。广东电网会议电视系统可提供广东电网与各个地区局之间的电视电话会议功能。

18）管理信息业务：

包括日常办公业务和信息化管理业务。日常办公业务主要包括OA、移动办公、INTERNET、WLAN 等业务。信息化管理业务主要包括各种信息管理系统，如财务等系统等GD248 信息化支持体系，示意图如下。该业务主要在电力系统各部门之间流通，包括省公司与各地区供电局、地区二级单位及营业所、变电站之间流通，节点数量多，覆盖范围广。电网公司、供电局、二级单位等用户通信业务主要有：行政办公信息系统、财务管理信息系统、营销管理信息系统、工程管理信息系统、生产管理信息系统、人力资源管理信息系统、物资管理信息系统、综合管理信息系统共8大业务系统。

19）一体化电网运行智能系统业务（南方电网规划）：

南方电网一体化电网运行智能系统，英文缩写OS2（Operation SmartSystem），是南方电网未来二次系统的统称。OS2 由各级主站、厂站的运行技术系统（即运行驾驶舱ODS）共同组成。全网建设有统一的网级ODS 系统，各省地县级调度机构及厂站端建设有相应的ODS 系统，各级ODS 系统实现相互之间的协调与统一控制。

一体化电网运行智能支持系统要求能够实现任意调度中心连接任意电压等级厂站。传统的调度中心直达调度范围内厂站的专线方式难以满足此要求，在跨网省地三级传输网上开通任意调度中心至任意厂站专线通道会造成带宽资源占用与业务通道管理的极大困难，这种方式不可行。网省地三级调度数据网互联互通、自动路由特性能够很好的满足一体化电网运行智能系统的通信要求。但目前各级调度数据网只有单平面，网络动荡、拥塞造成的风险对一体化电网运行智能系统运行影响非常大。为保障业务系统正常运行，迫切需要建设调度数据网双平面，以保证业务通信可靠性。

2. 电力通信各业务在通信网络中的承载关系：

如上文所述，电力生产和管理业务按照二次系统安全防护管理体系划分后，各区内的业务对承载其的的通信网络也就有了明确的要求，即电力通信网络功能定位及承载关系已经非常明确，下文结合图示的方式说明了这种承载关系的现状以及电力系统“十二五”规划中对承载关系的发展演进趋势。

? 现状举例

下图为典型的某省级电力通信网络功能定位及承载关系（现状图），网络按照业务平面（应用平面）、业务网络平面、承载平面三层平面的架构建设： ? 底层承载平面：采用MSTP 传输A 网和传输B 网构建；

? 业务网络平面：包括调度数据网、综合数据网、调度交换网、行政交换网，其中调度数据网分别采用传输A、B 网承载，综合数据网采用传输B 网承载，调度交换网采用传输B 网承载，行政交换网采用传输A 网承载；

? 业务平面：主要包括各种业务应用，如调度电话语音业务、行政电话语音业务、调度数据业务、综合数据业务、视频会议业务等，其中继保、安稳业务等数据业务均通过传输A、B 网承载，PCM（调度自动化、电能计量等业务通道一）采用传输A 网承载，标清视频会议系统采用传输A 网承载，高清视频会议系统采用传输B 网承载，其它各业务均通过各自业务网络进行承载

现状图

从上图中可看出，现状中：

一区和二区的业务中，对实时性要求最高的电网实时控制业务（保护、安稳、自动化）直接承载在MSTP平台的TDM通道上；对实时性要求略低的调度管理信息、电能采集、故障监测等业务承载在调度数据网上，而调度数据网主要是通过路由器和交换机组网，连接方式为裸光纤直连（短距离）；或借道MSTP的通道（长距离），通过155M/622M POS 口或者2M口连接到MSTP设备。

三区和四区业务中的行政办公信息数据及财务、营销等管理信息数据等主要承载在综合数据网上，综合数据网同样是通过路由器和交换机组网，组网方式和调度数据网类似，只是两张网承载的业务不同，出于二次系统安全考虑物理上完全隔离；

多媒体业务，如非高清的视频会议、变电站视频监控等业务直接承载在MSTP二平面上，具体接口为2M接口。

四个区域中的语音电话都直接承载在MSTP网上。

? 未来趋势

随着电力系统集团化运作、精细化管理的不断深入及智能电网的建设和容灾备份的要求，大量的营销、管理、多媒体和容灾业务将融入电力通信网络。“十二五”期间，电力通行网承载的业务将更加广泛，除调度信息系统、客户服务系统、办公自动化系统、ERP系统，建设中的营销自动化系统，规划建设的财务管理系统、生产管理系统、企业信息门户、应急中心系统、IP电话、GIS系统以及智能电网可视化调度系统、高清视频会议系统、输电线路视频监视系统等大批以电网信息化、自动化和互动化的新应用需求必然要通过信息系统联网，通信承载业务范围更加广泛。 业务对带宽的需求迅速增长，电力通信网需要为增加的大量业务提供有力的支撑。在业务网络平面，调度数据网二平面的建设以及对综合数据网进行扩容已经被电力客户纳入到“十二五”规划中，相应的承载平面的MSTP网络也将随之扩容或者新建OTN网络来承载新的业务。下图为某省级电力通信网络在“十二五”规划中的功能定位及承载关系（规划图）。

规划图

1. 体系分层结构：省级通信网络采用四层体系结构建设，即承载平面、业务网络平面、支撑网络平面及业务平面。

2. 承载平面与功能定位：承载平面主要包括传输A 网、传输B 网以及OTN 传输网，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、标清视频会议等业务及调度数据A 网等网络；传输B 网用于承载线路保护、安稳系统、高清视频会议、网真等业务及调度交换网、调度数据B 网、综合数据网等网络；OTN 传输网用于承载IDC 容灾中心、Internet 统一出口、综合数据网等业务与网络。

3. 业务网络平面与功能定位：业务网络平面主要包括调度数据网、综合数据网、调度交换网、行政交换网等。其中调度数据（A、B）网主要承载安全1 区与安全2 区中的非实时控制性数据业务；综合数据网主要承载安全3 区与安全4 区等生产信息管理业务；调度交换网主要承载调度电话业务；行政交换网主要承载行政电话业务及相关增值业务等。

4. 支撑网络平面与功能定位：支撑网络平面主要包括同步网、网管系统及智能管控系统等。

5. 业务平面：业务平面主要包括各种通信业务。

3.电力通信业务通道分析：

目前，各业务对通道的需求如下，电力通信业务IP 化是发展趋势，但关键的生产实时控制一区业务仍需采用TDM专线通道。各种业务对传输或数据通道的具体要求如下：

1. 线路保护业务：当前优先采用复用2Mb/s 光纤通道作为主通道，在光缆距离不超过60km的情况下，可采用专用光纤纤芯，500 千伏线路每套主保护应采用两路完全独立的通道。220 千伏线路两套主保护应采用两路完全独立的通道。远跳装臵应采用两路完全独立的通道。在不具备光纤通道的情况下，可采用复用载波通道。线路保护业务传输时延<10ms。

2. 安稳系统业务：应采用两路完全独立的复用2Mb/s 通道。传输时延≤30ms。

3. 调度自动化业务：当具备调度数据网双平面时，调度自动化业务采用2 路调度数据网络通道，两通道完全独立；专线通道在一定时期内将保留作为备用通道。

4. 调度电话业务：应采用调度交换机联网、调度小号延伸、远端模块、VOIP、公网电话等多种通信方式。

5. 电能计量业务：应采用1 路调度数据网络通道和1 路专线通道，两通道应完全独立。

6. 广域相量测量系统：业务应采用1 路调度数据网络通道和1 路专线通道，两通道应完全独立。

7. 保护信息管理系统、安稳控制管理系统、故障测距系统、水调自动化系统等电力生产业务采用调度数据网通道。

8. 调度生产管理信息系统、雷电定位监测系统、光缆监测系统、线路监测系统、线路覆冰监测系统、变电站一次设备在线监测和状态检测系统、电能质量监测系统、变电站视频监控系统及财务、营销等管理信息业务应采用综合数据网络通道，部分管理业务如移动办公等业务可租用公网通道。

9. Internet 统一出口业务：各地区Internet 业务将改由省公司统一出口，各地区至调通中心需要100Mb/s 带宽。

10. IDC 统一容灾业务：各地区IDC 将统一在肇庆建立在备用信息中心，各地区供电局至省公司需要1000Mb/s 带宽。

4.智能电网新业务

智能电网是电网发展的趋势也是重点，随着智能电网的发展，变电站一次设备在线状态监测系统、输电线路在线状态监测系统等新业务将会逐渐出现；智能电网视频数据业务与大集中的信息容灾中心业务将是电力生产业务流量的增长点，且其增长将以千兆为数量级。除此之外，上文中提到的营销自动化系统，规划建设的财务管理系统、生产管理系统、企业信息门户、应急中心系统、IP电话、GIS系统以及智能电网可视化调度系统、高清视频会议系统也都是数据业务的大量增长点。下文中按照发电、变电、输电、配电的不同领域，描述了各环节中可能的业务增长需求：

智能电网的核心理念是利用现代信息通信、控制等先进技术，提升电网的智能化水平，适应可再生能源接入、双向互动等多元化电网服务要求，提供安全可靠、经济高效的可持续电力供应。电力通信网络是智能电网实现的基础，通信是地理位臵不同地点智能化系统之间信息沟通的主要手段，其性能决定了智能化系统的总体性能。智能电网对通信网络的需求就是建设一个与电网同覆盖的电力泛在、双向、实时、互动的通信网络。这个网络是要在现有电力通信网络中不断发展、完善，是现有电力通信网络的继承与发展。

具体来说，智能电网对于通信的新的需求，主要体现在以下几个领域：

（1）发电领域：分布式电源、储能站通信需求

分布式能源站DER：SCADA、AGC、AVC 控制信息与配电网调度端交互通信时延为几百毫秒或秒级，通信带宽为128K~1M级，对通信的可靠性要求高，需要采用电力通信专网承载。分布式能源站地理分布广，当前电力通信专网需要扩大覆盖范围。

储能站状态监测、控制、管理信息与配电网调度端交互通信时延为几百毫秒或秒级，通信带宽约为128K~1M级。对通信的可靠性要求高，需要采用电力通信专网承载。分布式能源站地理分布广，当前电力通信专网需要扩大覆盖范围。

分布式能源站预测负荷曲线通常为15 分钟一次，24 小时96 点预测点曲线上传调度端，通信时延为分钟级，通信带宽约为5k 左右。

（2）变电领域：智能变电站通信需求

智能变电站通信支撑平台按照完成功能分站内通信、站间通信、通信规约三部分。 按照电监会5 号令要求分为生产专用网络与信息管理网络，生产专用网络主要指IEC61850 体系的MMS、GOOSE、SV 网。信息管理网络主要指承载设备状态监测、环境监测、语音、数据、视频等通用业务网络。智能变电站站内通信带宽要求几十兆左右，时间同步精度最高要求为1us（GOOSE、SV 网），需要采用100M全光口工业以太网交换机实现。

智能变电站站间通信沿用目前常规站站间通信的通信平台，主要分为传输专线通道与数据网络通道，数据网络通道又分为调度数据网与综合数据网，两网物理隔离，分别承载生产监测、控制信息，和环境监测、管理信息。

DL/T 860《变电站通信网络与系统》标准系列（采用IEC61850）包括变电站通信网络与系统的总体要求、信息交换模型和通信服务接口、信息交互和一致性测试等内容。

随着IEC 61850v2 版本的即将发布，61850 体系将覆盖变电站、调度端、电厂等所有电力系统场所。目前变电站与调度端采用的104 通信规约将改为61850规约，避免了站端61850 与调度端61970 规约的转换，其传输数据量将增加，由于智能变电站具备智能化站控层系统，能够把本地监测生数据处理为熟数据上送调度端，数据处理时延通常为100~200ms。

（3）输电领域：输电线路状态监测和杆塔防护通信需求

目前输电线路状态监测和杆塔防护已在部分地区得到应用，其通信方式主要无线公网，实现状态信息和低清晰度的视频监控业务，随着未来电网发展，输电线路监测和杆塔防护将要求更多信息量的传输和高清晰度视频监控，对带宽的要求越来越大。其通信时延要求不大于1000ms，通信带宽约要求1M以上，需要采用光纤通信技术来实现，部分通信点可以采用无线宽带技术实现。

（4）配电领域

配电网纵联网络保护通信需求；高级配电自动化通信需求ADA；高级配电资产管理通信需求：

配电网纵联网络保护通信需求：目前配电网线路保护业务采用不需要通信通道的电流保护方式，智能电网时代保护方式将发生改变，利用配网通信通道进行纵联网络保护方式。配电网线路保护不需要考虑电力系统稳定性因素，只需要考虑保护电力元器件，故动作时间比高压输电网线路保护动作时间略长，约数百毫秒，通信通道时延应不大于100ms，通信带宽约为128K~1M，其对通信点可靠性和安全性要求很高，需要采用电力通信光纤专网实现。

高级配电自动化通信需求ADA：智能配电网通信需要主要满足配电网设备（FTU、DTU、TTU）监测信息、自愈控制信息、故障定位信息的传送。从智能配电网自愈动作速度要求为<3s，除去元件采集和调度系统处理时间，双向通信通道时间应小于1s，则单向通信时延要求<500ms，通信带宽约为30k 级别，智能配电自动化在城市10kv 主干线路和重要支路节点需要实现“三遥”功能，需采用电力通信专网实现，在一些非重要的10kv 支路节点仅实现“二遥”功能，可因地制宜地选择电力通信专网或公网通信资源。

高级配电资产管理通信需求：智能电网新的业务需求为配电网设备全生命周期的管理，以提高配电网资产利用率。需要对全网设备（线路）运行状态进行在线监测，提高检修效率，延长使用寿命。设备运行状态监测为秒级业务，单点流量约为4K，单个110kV 站覆盖配网范围内监测信息点包括（变压器、断路器、避雷器、二次设备、线路故障指示器等），数量约为2000 个。高级资产管理业务可因地制宜选择电力通信专网或公网通信资源。

（5）用电领域

智能电表通信需求和负荷需求侧管理通信需求智能电表通信需求：

电力用户智能电表实时采集用户用电量信息，各智能家电用电功率、状态等信息给配电调度，向用户传送实时电费、分时电价、智能家电控制等信息。电力用户智能电表将有非常巨大的通信节点数，按 1 个110kV站通常20 条10kV 出线，配电400 个台区计算，每个110kv 变电站覆盖范围内共有20 万户左右的智能电表。电力用户智能电表通信包括远程通信（配电台区集抄点至主站）和短距通信（智能电表至配电台区）两部分，其中远程通信在实现控制类业务时，需要采用电力通信专网承载，在仅实现信息采集业务时，可因地制宜选择电力通信专网或公网通信资源；短距通信一般采用电力通信专线（485总线、电力线载波、无线自组网等）实现。负荷需求侧管理通信需求：针对大负荷用户的特殊需求和影响，需要进行负荷需求侧管理，包括负荷预测、电能质量监测、负荷控制参数下发等功能。负荷需求侧管理带宽为5K 级别，时延为分钟级。负荷需求侧管理在实现控制类业务时，需要采用电力通信专网承载，在仅实现信息采集业务时，可因地制宜选择电力通信专网或公网通信资源。