電網系統保護業務分析及通信承載方案研究

2018-03-21 12:58:31 電力信息與通信技術　點擊量：評論 (0)

在交直流混連電網格局逐步形成、風電和光伏等新能源大量并網的建設背景下,為提升電網安全防御能力,國家電網公司提出構建系統保護,實現對電網運行風險預控、所有重要元件的全景狀態感知、各種可控資源的多維協同控制。電力通信網是實現系統保護各項功能的重要前提,現有電力通信

隨著大容量、遠距離特高壓直流輸電技術的快速發展,風電和光伏等新能源大量并網,遠距離跨區輸電規模持續增長,電網格局與電源結構發生重大改變,交直流混連電網格局逐步形成,在電網“強直弱交”的過渡期間,系統穩定問題由局部、孤立向全局、連鎖方向演化,電網安全防御能力急需提升。

針對公司電網目前存在的風險和問題,國調中心提出在智能電網調度技術支持系統^[1]（D5000）進行穩態檢測與調控之外,平行構建控制功能相對獨立的實時、緊急、閉環安全綜合防御體系,即“系統保護”,實現對電網運行風險預控、所有重要元件的全景狀態感知、各種可控資源的多維協同控制。以有效控制特高壓交直流電網安全運行風險為目標,鞏固第一道防線、加強第二道防線、拓展第三道防線^[2],涉及多項功能,包括源、網、荷三大領域。

系統保護的廣域信息采集、多元協調精準控制等功能對電力通信專網的覆蓋范圍、傳輸速率、信號質量和安全性能等方面提出了全新的支撐要求。電力通信網作為電網重要組成部分^[3],是實現電網安全、穩定運行的重要保障,同時,也是實現系統保護各項功能的重要前提。長期以來,電力通信網主要隨電網基建工程配套建設,網絡無法統一規劃設計,造成目前省際骨干傳輸網由多段長距離傳輸系統拼接形成,跨網、跨省區段存在光纜路由單一、帶寬瓶頸等問題^[4],另外網內設備品牌龐雜,難以
管理。

本文將從系統保護功能架構及業務特點出發,分析系統保護業務需求,結合電力通信網建設現狀,從技術原理、性能特點、組網方式、安全性等多個層面系統性分析適用于系統保護的光纖通信技術,保障不同類型業務傳輸的實時性、可靠性以及安全性要求,為系統保護各項功能實現提供前提保障。

1 系統保護

系統保護是利用最新的信息通信和保護控制技術,在加強第一道防線、拓展第二道防線、銜接第三道防線的基礎上,構建的具有高可靠、高實時、高安全特性的新一代大電網安全綜合防御體系。

1.1 系統保護功能架構

系統保護包括交直流協調控制、主動解列控制、抽水蓄能控制、精準切負荷控制、連鎖故障預警及控制、廣域聯合發電控制以及全網高精度錄波、實時監視預警等部分。近期主要實現交直流協調控制、主動解列控制、抽水蓄能控制、精準切負荷控制四大部分。遠期將實現連鎖故障預警及控制等全景狀態感知功能。近期系統保護架構如圖1所示。

1.2 系統保護業務需求

系統保護由區域協控總站、控制主站、控制子站和終端構成。區域協控總站接收控制主站上傳的各直流故障信息、可切負荷信息等,給出決策或控制策略,并向各控制主站下達控制指令,進行負荷分配;控制主站負責收集各子站發送來的信息,同時也接收協控總站的控制指令,根據策略,向各子站下達控制指令;控制子站負責收集所轄終端的測量信息,匯總后上送至控制主站,并執行控制主站發來的控制指令,將指令下達到具體的終端,子站主要起上傳下達的作用;終端負責將一、二次設備的測量信息上傳給控制子站,并接收控制子站的控制指令,快速切除故障或可中斷負荷^[5]。

1.2.1 業務類型

從系統保護實現功能來看,其業務主要包括穩控、精準切負荷、全景狀態感知3種類型。其中穩控及精準切負荷業務屬于控制類專線信息,全景狀態感知屬于采集類信息。

1.2.2 業務流向

分析認為系統內數據傳輸流向為：

1）區域協控主站、控制主站、控制子站和終端間數據逐級分層傳輸,跨層級節點間無直接數據交互需求;

2）同一層級內節點間無橫向數據交互需求;

3）系統保護除了點到點的雙向通信外,還存在點到多點實時通信;

4）穩控數據實時傳輸,不進行存儲;

5）近期協控系統各級站點(協控主站、控制主站、控制子站和終端)均與區域外協控系統各站點間無數據交互需求。遠期可能存在區域協控站之間的信息交互和備份。

1.2.3 實時性需求

系統保護要求60 ms內對電網發、輸、配及直流系統全景狀態監測,300 ms內對重要擾動故障防御控制,采集和控制通信時延均應要求控制在50 ms內。

1.2.4 業務帶寬需求

穩控信息及全景狀態感知類信息主要在位于330 kV及以上變電站、換流站、發電廠的測控一體化終端與其匯聚接入控制主站之間傳輸。穩控屬于控制信息,全景狀態感知屬于實時采集信息。

穩控信息屬于傳統穩控系統點對點專線類,由于控制信息數據量較小,現有工程實際運行時,穩控系統均要求2 Mbps點對點專線帶寬。

全景狀態感知信息包括電氣量信息和非電氣量信息,電氣量包括三相電壓、三相電流、有功、無功、頻率、功角共計10個,每周波采集8個點,每個量按4 B浮點數和8 B時標信息考慮,1個變電站按50個元件,則總數據量10×（4 B+8 B）×8×50× 50×8=19.2 Mbps;非電氣量包括油溫、開關量、控制裝置狀態信息等,數據量可忽略,故每個點的采集類信息帶寬可按19.2 Mbps考慮。

精準切負荷信息主要在位于220 kV及以下變電站、10 kV臺變及居民用戶的智能負荷控制終端與負荷控制主站之間傳輸,包括實時采集與控制信息。根據《國網信通部關于精準負荷控制通信系統建設指導意見（試行）的通知》（信通通信【2017】33號）,精準負荷控制的遙測信息包括母線三相電壓、各回路三相電流、三相有功、總有功、三相無功及總無功14個電氣量,平均每個控制終端按10個負荷回路進行估算,上報周期10 ms,每周波采集
8個點,每個量按4 B浮點數和8 B時標信息考慮,經計算總數據量為3×（4 B+8 B）×50×8+11×
（4 B+8 B）×10×50×8=528 kbps。控制信息為總開關的控制指令,且為突發信息,試點地區業務帶寬為0.59 kbps,可忽略不計。故每個點的帶寬可按
2 Mbps考慮。

圖1 系統保護架構Fig.1 System protection architecture

不同業務的實時性及帶寬需求見表1所列。

表1 系統保護業務需求Tab.1 Business requirements of the system protects

1.3 系統保護通信通道需求

控制主站根據功能不同一般位于500 kV交流變電站、直流換流站或省電力公司。測控終端一般位于330 kV及以上等級的變電站或電磁環網的
220 kV變電站內,以及直流換流站和發電廠（含抽蓄、新能源）。智能負荷控制終端一般位于330 kV以下變電站、10 kV臺變及用戶站內。

由系統保護節點分布情況可知,傳統穩控及全景狀態感知業務主要由區域網承載,精準切負荷業務主要由省網進行承載。

1.3.1 區域網帶寬需求

按照一個區域最多200個330 kV及以上變電站（含電磁環網220 kV）站、100個發電廠測算,若選擇區域協控主站、各功能主站為區域通信網骨干節點,選擇執行站作為接入節點,每個接入節點的接入帶寬為19.2 Mbps+2 Mbps=21.2 Mbps,則骨干層總帶寬需要21.2 Mbps×300≈6 Gbps。接入層帶寬按照每個控制主站平均接入20個點接入點進行測算,需要21.2 Mbps×20≈400 Mbps。

1.3.2 省負控網帶寬需求

每個負控終端的采集帶寬按2 Mbps測算,結合江蘇精準切負荷實施方案,每個負控子站接入節點數量在200個左右,江蘇精準負荷控制實施方案如圖2所示。

圖2 江蘇精準負荷控制實施方案Fig.2 Precision load control plan of Jiangsu

從實施方案可見：省內負控網主站至各子站需要2路2 M通道（傳輸負荷總量信息）;子站至用戶就近變電站需要 2路2 M通道（傳輸就近變電站匯集的用戶接入信息）;用戶就近變電站至各用戶需要2 Mbps帶寬（傳輸終端采集控制信息）。

因此,按照每省1個負控主站,20個控制子站,每個子站200個終端測算,若選擇負控主站、控制子站為省負控通信網骨干節點,選擇負控終端作為接入節點,則骨干層總帶寬需求為2 Mbps×20=40 Mbps,接入層帶寬需求為2 Mbps×200=400 Mbps。網絡通道需求見表2所列。

表2 網絡通道需求Tab.2 Demand for network channels

2 電力通信網建設現狀

國家電網公司目前已建成覆蓋國家電網公司總部、分部、省公司、地調等各級調度機構和35 kV及以上電壓等級廠站的光通信網絡。現有的電力通信網主要依托于電網基建工程配套建設,受電網網架結構限制,通信網的網絡結構與構建保護性通信環網的專業技術需求不一致,導致部分區段存在光纜和帶寬資源不足、網架密度偏低等問題,同時存在部分設備老舊、故障率高、設備型號龐雜難以管理的問題,一個重要業務通道需要多級電路串聯和多級調度聯合分段監控。現有國家電網公司用于承載保護業務的光傳輸網采用SDH技術體制構建,傳輸容量多為2.5 G,尤其是跨省、跨區域光傳輸通道資源瓶頸較為突出,從上文帶寬需求結果看,現有網絡難以滿足系統保護所需的全景實時監測大流量數據功能要求和性能要求。

下文將針對系統保護適用光纖通信技術展開
分析。