电网系统保护业务分析及通信承载方案研究

2018-03-21 12:58:31 电力信息与通信技术　点击量：评论 (0)

在交直流混连电网格局逐步形成、风电和光伏等新能源大量并网的建设背景下,为提升电网安全防御能力,国家电网公司提出构建系统保护,实现对电网运行风险预控、所有重要元件的全景状态感知、各种可控资源的多维协同控制。电力通信网是实现系统保护各项功能的重要前提,现有电力通信

随着大容量、远距离特高压直流输电技术的快速发展,风电和光伏等新能源大量并网,远距离跨区输电规模持续增长,电网格局与电源结构发生重大改变,交直流混连电网格局逐步形成,在电网“强直弱交”的过渡期间,系统稳定问题由局部、孤立向全局、连锁方向演化,电网安全防御能力急需提升。

针对公司电网目前存在的风险和问题,国调中心提出在智能电网调度技术支持系统^[1]（D5000）进行稳态检测与调控之外,平行构建控制功能相对独立的实时、紧急、闭环安全综合防御体系,即“系统保护”,实现对电网运行风险预控、所有重要元件的全景状态感知、各种可控资源的多维协同控制。以有效控制特高压交直流电网安全运行风险为目标,巩固第一道防线、加强第二道防线、拓展第三道防线^[2],涉及多项功能,包括源、网、荷三大领域。

系统保护的广域信息采集、多元协调精准控制等功能对电力通信专网的覆盖范围、传输速率、信号质量和安全性能等方面提出了全新的支撑要求。电力通信网作为电网重要组成部分^[3],是实现电网安全、稳定运行的重要保障,同时,也是实现系统保护各项功能的重要前提。长期以来,电力通信网主要随电网基建工程配套建设,网络无法统一规划设计,造成目前省际骨干传输网由多段长距离传输系统拼接形成,跨网、跨省区段存在光缆路由单一、带宽瓶颈等问题^[4],另外网内设备品牌庞杂,难以
管理。

本文将从系统保护功能架构及业务特点出发,分析系统保护业务需求,结合电力通信网建设现状,从技术原理、性能特点、组网方式、安全性等多个层面系统性分析适用于系统保护的光纤通信技术,保障不同类型业务传输的实时性、可靠性以及安全性要求,为系统保护各项功能实现提供前提保障。

1 系统保护

系统保护是利用最新的信息通信和保护控制技术,在加强第一道防线、拓展第二道防线、衔接第三道防线的基础上,构建的具有高可靠、高实时、高安全特性的新一代大电网安全综合防御体系。

1.1 系统保护功能架构

系统保护包括交直流协调控制、主动解列控制、抽水蓄能控制、精准切负荷控制、连锁故障预警及控制、广域联合发电控制以及全网高精度录波、实时监视预警等部分。近期主要实现交直流协调控制、主动解列控制、抽水蓄能控制、精准切负荷控制四大部分。远期将实现连锁故障预警及控制等全景状态感知功能。近期系统保护架构如图1所示。

1.2 系统保护业务需求

系统保护由区域协控总站、控制主站、控制子站和终端构成。区域协控总站接收控制主站上传的各直流故障信息、可切负荷信息等,给出决策或控制策略,并向各控制主站下达控制指令,进行负荷分配;控制主站负责收集各子站发送来的信息,同时也接收协控总站的控制指令,根据策略,向各子站下达控制指令;控制子站负责收集所辖终端的测量信息,汇总后上送至控制主站,并执行控制主站发来的控制指令,将指令下达到具体的终端,子站主要起上传下达的作用;终端负责将一、二次设备的测量信息上传给控制子站,并接收控制子站的控制指令,快速切除故障或可中断负荷^[5]。

1.2.1 业务类型

从系统保护实现功能来看,其业务主要包括稳控、精准切负荷、全景状态感知3种类型。其中稳控及精准切负荷业务属于控制类专线信息,全景状态感知属于采集类信息。

1.2.2 业务流向

分析认为系统内数据传输流向为：

1）区域协控主站、控制主站、控制子站和终端间数据逐级分层传输,跨层级节点间无直接数据交互需求;

2）同一层级内节点间无横向数据交互需求;

3）系统保护除了点到点的双向通信外,还存在点到多点实时通信;

4）稳控数据实时传输,不进行存储;

5）近期协控系统各级站点(协控主站、控制主站、控制子站和终端)均与区域外协控系统各站点间无数据交互需求。远期可能存在区域协控站之间的信息交互和备份。

1.2.3 实时性需求

系统保护要求60 ms内对电网发、输、配及直流系统全景状态监测,300 ms内对重要扰动故障防御控制,采集和控制通信时延均应要求控制在50 ms内。

1.2.4 业务带宽需求

稳控信息及全景状态感知类信息主要在位于330 kV及以上变电站、换流站、发电厂的测控一体化终端与其汇聚接入控制主站之间传输。稳控属于控制信息,全景状态感知属于实时采集信息。

稳控信息属于传统稳控系统点对点专线类,由于控制信息数据量较小,现有工程实际运行时,稳控系统均要求2 Mbps点对点专线带宽。

全景状态感知信息包括电气量信息和非电气量信息,电气量包括三相电压、三相电流、有功、无功、频率、功角共计10个,每周波采集8个点,每个量按4 B浮点数和8 B时标信息考虑,1个变电站按50个元件,则总数据量10×（4 B+8 B）×8×50× 50×8=19.2 Mbps;非电气量包括油温、开关量、控制装置状态信息等,数据量可忽略,故每个点的采集类信息带宽可按19.2 Mbps考虑。

精准切负荷信息主要在位于220 kV及以下变电站、10 kV台变及居民用户的智能负荷控制终端与负荷控制主站之间传输,包括实时采集与控制信息。根据《国网信通部关于精准负荷控制通信系统建设指导意见（试行）的通知》（信通通信【2017】33号）,精准负荷控制的遥测信息包括母线三相电压、各回路三相电流、三相有功、总有功、三相无功及总无功14个电气量,平均每个控制终端按10个负荷回路进行估算,上报周期10 ms,每周波采集
8个点,每个量按4 B浮点数和8 B时标信息考虑,经计算总数据量为3×（4 B+8 B）×50×8+11×
（4 B+8 B）×10×50×8=528 kbps。控制信息为总开关的控制指令,且为突发信息,试点地区业务带宽为0.59 kbps,可忽略不计。故每个点的带宽可按
2 Mbps考虑。

图1 系统保护架构Fig.1 System protection architecture

不同业务的实时性及带宽需求见表1所列。

表1 系统保护业务需求Tab.1 Business requirements of the system protects

1.3 系统保护通信通道需求

控制主站根据功能不同一般位于500 kV交流变电站、直流换流站或省电力公司。测控终端一般位于330 kV及以上等级的变电站或电磁环网的
220 kV变电站内,以及直流换流站和发电厂（含抽蓄、新能源）。智能负荷控制终端一般位于330 kV以下变电站、10 kV台变及用户站内。

由系统保护节点分布情况可知,传统稳控及全景状态感知业务主要由区域网承载,精准切负荷业务主要由省网进行承载。

1.3.1 区域网带宽需求

按照一个区域最多200个330 kV及以上变电站（含电磁环网220 kV）站、100个发电厂测算,若选择区域协控主站、各功能主站为区域通信网骨干节点,选择执行站作为接入节点,每个接入节点的接入带宽为19.2 Mbps+2 Mbps=21.2 Mbps,则骨干层总带宽需要21.2 Mbps×300≈6 Gbps。接入层带宽按照每个控制主站平均接入20个点接入点进行测算,需要21.2 Mbps×20≈400 Mbps。

1.3.2 省负控网带宽需求

每个负控终端的采集带宽按2 Mbps测算,结合江苏精准切负荷实施方案,每个负控子站接入节点数量在200个左右,江苏精准负荷控制实施方案如图2所示。

图2 江苏精准负荷控制实施方案Fig.2 Precision load control plan of Jiangsu

从实施方案可见：省内负控网主站至各子站需要2路2 M通道（传输负荷总量信息）;子站至用户就近变电站需要 2路2 M通道（传输就近变电站汇集的用户接入信息）;用户就近变电站至各用户需要2 Mbps带宽（传输终端采集控制信息）。

因此,按照每省1个负控主站,20个控制子站,每个子站200个终端测算,若选择负控主站、控制子站为省负控通信网骨干节点,选择负控终端作为接入节点,则骨干层总带宽需求为2 Mbps×20=40 Mbps,接入层带宽需求为2 Mbps×200=400 Mbps。网络通道需求见表2所列。

表2 网络通道需求Tab.2 Demand for network channels

2 电力通信网建设现状

国家电网公司目前已建成覆盖国家电网公司总部、分部、省公司、地调等各级调度机构和35 kV及以上电压等级厂站的光通信网络。现有的电力通信网主要依托于电网基建工程配套建设,受电网网架结构限制,通信网的网络结构与构建保护性通信环网的专业技术需求不一致,导致部分区段存在光缆和带宽资源不足、网架密度偏低等问题,同时存在部分设备老旧、故障率高、设备型号庞杂难以管理的问题,一个重要业务通道需要多级电路串联和多级调度联合分段监控。现有国家电网公司用于承载保护业务的光传输网采用SDH技术体制构建,传输容量多为2.5 G,尤其是跨省、跨区域光传输通道资源瓶颈较为突出,从上文带宽需求结果看,现有网络难以满足系统保护所需的全景实时监测大流量数据功能要求和性能要求。

下文将针对系统保护适用光纤通信技术展开
分析。