1 系統(tǒng)保護

系統(tǒng)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(tǒng)保護功能架構

系統(tǒng)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(fā)電控制以及全網高精度錄波、實時監(jiān)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(tài)感知功能。近期系統(tǒng)保護架構如圖1所示。

1.2 系統(tǒng)保護業(yè)務需求

系統(tǒng)保護由區(qū)域協控總站、控制主站、控制子站和終端構成。區(qū)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(fā)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(zhí)行控制主站發(fā)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(yè)務類型

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

1.2.2 業(yè)務流向

分析認為系統(tǒng)內數據傳輸流向為：

1）區(qū)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(jié)點間無直接數據交互需求;

2）同一層級內節(jié)點間無橫向數據交互需求;

3）系統(tǒng)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(wěn)控數據實時傳輸,不進行存儲;

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

1.2.3 實時性需求

系統(tǒng)保護要求60 ms內對電網發(fā)、輸、配及直流系統(tǒng)全景狀態(tài)監(jiān)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(yè)務帶寬需求

穩(wěn)控信息及全景狀態(tài)感知類信息主要在位于330 kV及以上變電站、換流站、發(fā)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(wěn)控屬于控制信息,全景狀態(tài)感知屬于實時采集信息。

穩(wěn)控信息屬于傳統(tǒng)穩(wěn)控系統(tǒng)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(wěn)控系統(tǒng)均要求2 Mbps點對點專線帶寬。

全景狀態(tài)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(tài)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(tǒng)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(fā)信息,試點地區(qū)業(yè)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(tǒng)保護架構Fig.1 System protection architecture

不同業(yè)務的實時性及帶寬需求見表1所列。

表1 系統(tǒng)保護業(yè)務需求Tab.1 Business requirements of the system protects

1.3 系統(tǒng)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(huán)網的
220 kV變電站內,以及直流換流站和發(fā)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(tǒng)保護節(jié)點分布情況可知,傳統(tǒng)穩(wěn)控及全景狀態(tài)感知業(yè)務主要由區(qū)域網承載,精準切負荷業(yè)務主要由省網進行承載。

1.3.1 區(qū)域網帶寬需求

按照一個區(qū)域最多200個330 kV及以上變電站（含電磁環(huán)網220 kV）站、100個發(fā)電廠測算,若選擇區(qū)域協控主站、各功能主站為區(qū)域通信網骨干節(jié)點,選擇執(zhí)行站作為接入節(jié)點,每個接入節(jié)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(jié)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(jié)點,選擇負控終端作為接入節(jié)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(huán)網的專業(yè)技術需求不一致,導致部分區(qū)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(yè)務通道需要多級電路串聯和多級調度聯合分段監(jiān)控。現有國家電網公司用于承載保護業(yè)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(qū)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(tǒng)保護所需的全景實時監(jiān)測大流量數據功能要求和性能要求。

下文將針對系統(tǒng)保護適用光纖通信技術展開
分析。

 3 通信技術分析

系統(tǒng)保護業(yè)務具有高可靠性、高帶寬、低時延的特點,應采用先進、成熟的通信技術進行承載。目前電力系統(tǒng)應用較為成熟的適用通信技術主要有M