系統保護業務需求分析及通信技術研究

王智慧，汪洋，秦璇，李艷波，王湖

(中國電力科學研究院，北京市 100192)

系統保護業務需求分析及通信技術研究

王智慧，汪洋，秦璇，李艷波，王湖

(中國電力科學研究院，北京市 100192)

隨著電網規模不斷擴大，現有的“三道防線”保護策略已經無法滿足復雜電力系統安全穩定運行的需要，迫切需要構建新一代大電網安全綜合防御體系，進而需要建立一種高速、實時、安全、可靠的電力通信網絡，以支撐交直流協控、抽蓄控制、精準切負荷、全景狀態感知等系統保護功能。基于電力通信網的現狀，首先對系統保護業務的通信網需求進行詳細分析，包括節點分布及業務流向、傳輸距離、通道帶寬、通信時延等；其次對目前電力傳輸網技術進行研究分析，提出滿足系統保護業務需求的兩種傳輸技術方案，并進行了對比分析；最后對所提出的兩種技術方案的通信時延進行實驗驗證，為系統保護通信網建設提供理論和實踐參考。

系統保護；通信需求；傳輸技術；測試驗證

0 引 言

目前，電力系統采取的保護策略基于“三道防線”，分別由常規繼電保護裝置、安全自動裝置和系統解列裝置完成[1]。第1道防線用于在電力系統發生永久故障后，通過斷路器快速切除故障元件。但當系統出現功率波動、保護誤動作時，可能出現線路過載，甚至導致連鎖故障，因此需要第2道防線采用安全自動裝置盡可能保證故障切除后系統的穩定性。但是也有一定的局限性：(1)實時性差，可能在自動裝置動作前已經出現嚴重事故；(2)(系統保護通信網絡技術體制及關鍵技術研究)全局協調性差，系統內部各級安全自動裝置的動作不能協調配置，可能造成更大事故。因此需要第3道防線，即系統解列，在系統失去穩定后，將系統解列成若干穩定運行的小系統，以便后續快速恢復整個系統[2-3]。

隨著經濟的快速發展，電網的結構和規模日趨復雜，大電網的運行和控制面臨更大的挑戰。人為失誤、設備故障、自然災害等系統內部因素和外部因素都可能給系統的安全穩定運行造成較大威脅，傳統的基于本地信息的保護策略已不能滿足復雜電力系統安全穩定運行的需要[4-6]。因此，系統保護概念應運而生，它是通過現代通信技術獲取電力系統中各點的實時信息、動態監控電力系統運行狀況，綜合分析、辨識可能給電力系統帶來嚴重后果的擾動，并采取相應控制措施以消除或減輕擾動所造成后果[7-8]。

系統保護多頻段、高精度全景狀態感知和多場景、全過程實時智能決策，需要構建高速、實時、安全、可靠的通信網絡。系統保護主要實現功能包括交直流協控、抽蓄控制、解列控制、精準切負荷、全景狀態感知等。目前的通信網絡難以滿足上述采集和控制信息高速、安全傳輸的要求，因此有必要對系統保護通信網絡的節點分布及業務流向、傳輸距離、通道帶寬、通信時延進行需求分析，并對目前常用通信技術進行研究比較，提出面向未來的能夠支撐系統保護遠景需求的通信技術方案，并進行相關理論分析和實驗室測試驗證。

1 電力傳輸網現狀

國家電網公司已建成覆蓋華北、華東、華中、東北、西北、西南6個區域的傳輸網。一級骨干傳輸網主要覆蓋國網公司總(分)部、省公司、國(分)調直調發電廠及變電站(換流站)。二級骨干傳輸網主要覆蓋各區域，區域內各省、500 kV及以上直調變電站(換流站)及發電廠[9]。

一級骨干傳輸網采用SDH技術和OTN技術組網，其中SDH網絡主要承載保護、安控類業務，為鏈型結構，干線速率為10 G、2.5 G級。二級骨干傳輸網結構有環形、網狀、鏈式等，干線速率為10 G、2.5 G級[10]。目前一級和二級SDH骨干網絡面臨問題有：設備運行年限長，可靠性下降，故障率較高、部分設備停產，降低了整體保障能力和安全可靠性。

2 系統保護業務需求

2.1 節點分布及業務流向

系統保護以區域電網為實施主體，由區域協控總站、控制主站、控制子站和執行站構成。區域協控總站是實施集中協調控制的中樞決策大腦，根據實時狀態監測信息及故障信息給出決策或控制策略，并將控制信息發送給控制主站。控制主站根據功能分為直流控制主站、抽蓄控制主站、解列控制主站、精準切負荷主站等，一般位于500 kV交流變電站、直流換流站或省電力公司內。執行站一般布放在330 kV及以上等級的變電站或電磁環網的220 kV變電站、直流換流站、發電廠(含抽蓄、新能源)以及大用戶配電房，負責將一、二次設備的測量信息上傳給相關控制主站，并接收控制主站的控制命令。系統保護業務架構如圖1所示。

各節點之間的數據流向主要包括執行站與控制主站之間、控制主站與協控總站之間以及不同控制主站之間、不同區域協控總站之間等。系統保護通信網絡除了點到點的雙向通信外，還存在點到多點的實時通信。系統保護控制主站采用雙重化配置，站內兩套裝置采用雙主運行模式，協控總站需要異地異站配置。

圖1 系統保護業務架構圖Fig.1 Architecture of system protection

2.2 傳輸距離

根據我國“十二五”期間特高壓交直流工程現狀及“十三五”期間工程規劃，系統保護區域內傳輸距離不超過3 000 km，區域之間傳輸距離不超過5 000 km[11]。

2.3 通道帶寬

通道帶寬與業務功能、幀結構及終端所在的變電站、發電廠或大用戶配電房一次網架規模有關。

通道帶寬W估算公式如下。

W=(L1+L2)8nf

(1)

式中：L1為數據幀長，L2為時標長度；n為變電站和發電廠元件數量或大用戶配電房回路個數；f為采集頻率。

2.3.1 傳統穩控業務帶寬

采集信息包括電氣量和狀態量。非母線元件的有功功率、無功功率值共2個電氣量，每周波采集24個點，每個量4 B數據，2個量共用4 B時標，1個站22個元件，根據公式(1)計算得到：

W電氣量=(2×4+4)×8×24×1 00020×22 bps=
2.42 Mbps

(2)

狀態量按32路考慮，每路1bit，共用4B的時標信息，每周波上傳24個點。根據公式(1)計算得到：

W狀態量=(4+4)×8×24×1 00020 bps=
0.08 Mbps

(3)

因此電氣量和狀態量總帶寬為2.50Mbps。

2.3.2 全景狀態感知帶寬

采集信息包括電氣量和狀態量。變壓器和線路的三相基波電壓、電流相量、正序基波電壓、電流相量、頻率和頻率變化率、有功功率、無功功率等20個電氣量，母線的三相基波電壓相量、正序基波電壓相量、頻率和頻率變化率等10個電氣量。每周波采集24個點，每個量按4B浮點數，共用4B時標，1個站按平均22個元件，6條母線，根據公式(1)計算得到：

W電氣量=(20×4+4)×8×24×1 00020×22+
(10×4+4)×8×24×1 00020×6 bps=19.34 Mbps

(4)

狀態量按256路考慮，每路1bit，共用4B的時標信息，根據公式(1)計算得到：

W狀態量=(32+4)×8×24×1 00020 bps=0.33 Mbps

(5)

因此電氣量和狀態量總帶寬為19.70Mbps。

2.3.3 精準切負荷帶寬

采集信息包括遙測量和遙信量。遙測量包括母線三相電壓，以及各回路的三相電流、三相有功及總有功、三相無功及總無功共14個電氣量[12]。除母線三相電壓3個量之外，其余11個均與回路相關。每個電氣量按3個字節地址、2個字節數據、1個字節描述、7個字節時標考慮，即L1=6 B，L2=7 B，數據上傳方式按照10 ms采集并上傳計算，根據公式(1)計算得到：

W遙測=3×(6+7)×8×1 00010+
11×(6+7)×8×10×1 00010 bps=1.12 Mbps

(6)

遙信量包括每路開關的狀態和門狀態，包括3個字節地址、1個字節數據和7個字時標，即L1=4 B，L2=7 B。

W遙信=(4+7)×8×1 00010 bps=8.8 kbps

(7)

因此遙測和遙信總帶寬1.13Mbps。

電力通信網系統網絡拓撲結構一般分為3 層：核心層、骨干層和接入層。核心層、骨干層采用環形組網，分別部署協控站、控制主站；區域接入層采用星形組網，部署控制子站或執行站，各業務接入點就近雙歸接入區域骨干節點。

基于以上結果，按照最大采集信息量帶寬不超過20Mbps，一個區域最多200個變電站、100個發電廠考慮，則骨干層總帶寬不超過20Mbps×300=6Gbps。

每個點的采集帶寬20Mbps，平均每個控制主站接入20個點，接入網帶寬20Mbps×20=400Mbps。

每個負荷點的采集帶寬1Mbps，平均每個控制子站接入100個點，負荷域接入網帶寬1Mbps×100=100Mbps。

因此建議核心層和骨干層帶寬不低于10Gbps，接入層帶寬不低于1G。

2.4 通信時延

從圖1可以看出，3層拓撲結構下的協控站和執行站之間、控制主站之間、執行站之間的通信可能經過多個其他站點，這樣如何控制好信息交換的延時就成為影響到系統保護性能的重要因素之一[13]。首先，時延可以分解為兩部分，一部分是固定的，另外一部分是變化的，其中前者和物理因素等相關，后者和網絡拓撲、網絡中的節點數目以及網絡狀態等有關[14]。我們關注的是后者可變化時延是否滿足要求。

按照系統保護的要求，60ms內要對電網發、輸、配及直流系統全景狀態感知(包括執行站采集時間、通信網絡時延)。300ms內對重要擾動故障進行處理(包括故障感知時間、通信網絡時延、命令確認時間、繼電器出口動作時間、一次設備執行時間)。

上述全景感知和對重要擾動故障進行處理中的通信網絡時延看作可變化時延，其他時延看作固定時延。

按照目前系統保護分層分域的功能架構，網絡時延主要與傳輸距離有關，控制站命令確認時間與控制層級有關。控制指令網絡時延按照1ms/100km考慮，則傳輸距離3 000km時的網絡時延為30ms。命令確認時間與控制層級有關，當控制層為n時，控制指令最大穿越2(n-1)級。業務要求命令確認總時間不大于50 ms，傳輸距離不大于5 000 km，并設定T為每一層級的命令確認時間，L為每一層級的傳輸距離，則有：

2(n-1)T≤50 ms

(8)

2(n-1)L≤5 000 km

(9)

當n=5，T=7 ms時，命令確認時間為2×(5-1)×7 ms=56 ms，且L≤625 km。

對于全景狀態感知，執行站采集處理時間按不大于20 ms，通信網絡時延不大于40 ms考慮，最后的時延分配如圖2所示。

圖2 系統保護全過程時間分配示意圖Fig.2 Time distribution of system protection whole process

3 通信技術研究

同步數字體系(synchronous digital hierarchy，SDH)在當前電力通信系統中應用范圍廣、數量龐大，對于實時性要求高的語音業務和傳統的低速率電網實時控制業務(繼保、安穩、調度自動化等)能夠保證較高的承載效率和較低的傳送時延。基于SDH的多業務傳送平臺(multi-service transfer platform，MSTP)是在SDH的基礎上發展起來的,繼承了SDH的所有優點，并在此基礎上發展了更強的接入能力，更細致的時隙占用方式，能同時實現時分多址(time division multiplexing，TDM)/異步傳輸模式(asynchronous transfer mode, ATM)/以太網等業務的接入、處理和傳送。SDH雖然可通過采用通用成幀規程(generic framing procedure，GFP)封裝實現以太網業務承載，但承載效率只有80%～90%。對于要求高帶寬、低時延的以太網業務，還需要網絡設備的配合使用[15]。

光傳送網(optical transport network，OTN)技術是面向高速率的下一代傳送網的重要傳送技術。其傳輸體制為波分復用，同SDH技術類似，為時隙交換，其線路帶寬最大可達到100 G，，最小可到1 G寬帶顆粒，可以提供2.5，10，40 G大顆粒業務的透明傳送，并引入了強大的電層交叉能力，波長利用率更高。提供快速、可靠的大顆粒業務保護能力。但由于OTN設備是針對大顆粒通道傳輸的解決方案，其在小顆粒通道的傳輸上還需要輔助其他設備進行處理[16]。

目前應用最多的IP技術標準為分組傳送網(packet translate network，PTN)和IP化無線接入網(IP radio access network，IP RAN)。PTN是基于傳輸設備設計，主要進行二層傳輸，而IP RAN基于數通產品設計，具有強大的三層功能，主要應用在電信運營行業。PTN除了具備SDH/MSTP的功能，還有優越的IP分組傳輸性能，設備支持的接口也是多種多樣。電力通信傳輸網絡呈現高帶寬、業務多樣化、接口IP化，而SDH基于電路交換，時分復用，采用虛電路(vitual circuit，VC)硬管道，最大帶寬10 Gbps，帶寬固定分配，滿足傳統語音通信需求，但設備交換帶寬利用效率較低，不能適應數據突發業務[17]。此外，SDH僅支持頻率同步，不支持時間同步。相對于傳統的SDH網絡，PTN 技術幾乎繼承其所有優點，具備更加優越的IP分組傳輸性能；最大帶寬可達100 Gbps，動態帶寬大小精確控制，帶寬利用率高；支持SDH所有保護方式，同時支持環網保護、1+1/1∶1 線性標簽交換通道(label switched path，LSP)保護，更加適合電力系統業務發展趨勢。采用邊緣到邊緣的偽線仿真(pseudo-wire emulation edge to edge，PWE3)實現對TDM/ATM 等電路業務的完美支持。同時支持精確的頻率同步和時間同步功能。相對于SDH的時隙隔離，PTN采用邏輯隔離，明碼傳輸，安全性有待增強。綜合考慮現網投資和系統保護業務對實時性、安全性、可靠性的要求，在較長時間內仍需采用SDH網絡來承載此類業務，同時采用PTN的方式來解決帶寬瓶頸、業務IP化和多元化問題。在電力通信網中SDH網絡和PTN網絡仍將長期共存[18-19]。

4 測試驗證

4.1 設備時延

4.1.1 SDH和路由器方案

數據在SDH設備內部的時延處理分布如圖3橫線所示。對于在上下業務節點，報文需要經過二層交換、VC映射、交叉連接、復用段和再生段開銷處理等環節，時延理論值小于200 μs。而業務穿通節點直接將報文通過交叉連接模塊透傳，只做業務轉發，時延理論值小于50 μs。

圖3 SDH設備時延分布Fig.3 Time delay distribution of SDH devices

數據在路由器設備內部的時延處理分布如圖4橫線所示，上下業務時延包括MAC層處理、IP層處理、QoS模塊、切片處理及交換網板處理模塊，時延范圍較大，一般在100 μs～10 ms。

在實驗室搭建測試環境，將路由器光纖以太口(Gigabit ethernet, GE)口與SDH設備GE相連，使用數據網絡測試儀通過路由器GE口發送100 M雙向流量，設備時延測試值如表1所示。

從表2可以看出，SDH和路由器設備的以太網業務處理時延最大260 μs。SDH設備的E1業務處理時延最大333 μs，10 G業務穿通時延約6 μs，可忽略不計。

4.1.2 PTN方案

數據在PTN設備內部的時延處理分布如圖5橫線所示，上下業務時延包括支路適配、QoS處理、多協議標簽交換(multi-protocal label switching, MPLS)交換及線路適配，時延理論值小于100 μs；而業務穿通節點對于報文只是轉發，時延理論值小于20 μs。

在實驗室搭建測試環境，使用數據網絡測試儀通過PTN設備GE口發送1 000 M雙向流量，設備時延測試值如表2所示。

圖4 路由器設備時延分布Fig.4 Time delay distribution of router devices

圖5 PTN設備時延分布Fig.5 Time delay distribution of PTN devices

表2 PTN設備時延Table 2 Time delay of PTN devices

從表2可以看出，PTN設備以太網業務處理時延最大約30 μs，遠小于SDH和路由器設備。業務穿通時延最大8 μs，與SDH基本一致。

4.2 光纖傳輸時延

光纖傳輸時延主要取決媒質的折射率，信號經過光纖的傳輸時延[20]可以表示為

τ=ncL

(10)

式中：c為空氣中的光速(3×105km/s)；n為光纖芯區折射率，典型值為1.48；L為傳輸距離，km。

根據公式(0)可計算出

τ=4.9 μm/km

(11)

因此光信號中的傳輸時延4.9μs/km，再考慮整個系統中再生器和復用器引入的少量時延，整個光纜系統所產生的時延可按照5μs/km考慮。

測試時2臺OTN設備之間分別采用1m尾纖和1 000km長纖(含20個線路放大器、19個色散補償模塊)連接，使用數據網絡測試儀通過OTN設備GE口發送1 000M雙向流量，2次測試結果相減，得出1 000km光纖的時延如表3所示。

表3 光纖傳輸處理時延
Table 3 Fiber transmission time delay

從表3可以看出，1 000 km光纖實際時延測試平均值為5.27 ms，比理論值多0.27 ms。

4.3 組網時延

4.3.1 SDH和路由器組網

SDH和路由器組網時延測試拓撲如圖6所示。

圖6 SDH和路由器組網拓撲Fig.6 Network topology of SDH and router devices

路由器和SDH通過GE口互聯，SDH之間通過STM-64 POS口互聯。NE1～NE4模擬區域骨干層的4個控制主站，NE5～NE8模擬區域接入層的4個執行站。數據網絡測試儀T1在NE1和NE8之間發送50 M測試流量，模擬控制站NE1和執行站NE8之間的業務流量，中間經過4級轉發，如圖6中虛線所示；數據網絡測試儀T2在NE4和NE7之間發送400 M背景流量(20條20 M流量，混合包長)，模擬區域接入層業務流量；數據網絡測試儀T3在NE1和NE2之間發送4 G背景流量(400條10 M流量，混合包長)，模擬區域骨干層業務流量；網絡損傷儀T4在NE4和NE7之間模擬3 000 km條件下的線路時延和SDH設備穿通時延，線路時延按測試值5.27 ms/1 000 km，SDH穿通時延按測試值6.5 μs/節點，平均每100 km 1個節點[21]。網絡時延測試結果如表4所示。

從表4可以看出，在3 000 km傳輸距離、4級路由條件下，SDH和路由器組網時延最大值約19.20 ms。

表4 SDH和路由器組網時延
Table 5 SDH and router network time delay

4.3.2 PTN組網

PTN組網時延測試拓撲如圖6所示，測試條件不變，網絡時延測試結果如表5所示。

表5 PTN組網時延
Table 5 PTN network time delay

從表5可以看出，在3 000 km傳輸距離、4級路由條件下，PTN組網時延最大值約16.58 ms，比SDH和路由器組網少2.62 ms，兩種組網均可以滿足各類電力生產業務信息的傳輸延時要求,PTN組網較SDH和路由器組網在時延方面具有優勢。SDH和PTN在網絡可靠性及安全性方面有待進一步研究和測試驗證。

5 結 論

基于系統保護業務需求分析，通信網絡結構包括核心層、骨干層和接入層。核心層和骨干層帶寬不低于10 Gbps，接入層帶寬不低于1 Gbps。區域內傳輸距離不超過3 000 km，采集信息通信時延不超過40 ms，控制信息通信時延不超過30 ms。控制主站和協控站通信設備均滿足“雙路由、雙設備、雙電源”的要求。提出了滿足系統保護業務需求的SDH和PTN兩種傳輸技術方案，并進行了對比分析。通過實驗室驗證，在 3 000 km傳輸距離、4級路由條件下，SDH和路由器組網時延和PTN組網時延均滿足系統保護業務需求。PTN組網在時延方面更具有優勢，但兩種技術方案在網絡可靠性及安全性方面有待進一步研究和測試驗證。

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(編輯 劉文瑩)

Requirement and Communication Technology of System Protection

WANG Zhihui, WANG Yang, QIN Xuan, LI Yanbo, WANG Hu

(China Electric Power Research Institute, Beijing 100192, China)

With the rapid expansion of electrical power network, the existing “three lines of defense” strategy has been unable to meet the requirement of the complex power system security and stable operation. A new generation of large electric power integrated defense system is urgently necessary. Furthermore, It is required to build a high-speed, real-time, safe and reliable electric power communication network to support the system protection function, such as AC/DC control, pumped storage control, accurate load shedding, panoramic perception, etc. Based on the current situation of power communication network, firstly this paper analyses the business requirement of system protection including site distribution and information flow, transmission distance, channel bandwidth, and communication time delay. Secondly, this paper compares varies communication techniques and chooses two appropriate technologies to fulfill the system protection requirement. Finally, this paper carries out a test verification on time delay of two technology schemes, which provides a theoretical and practical reference for the construction of system protection communication network.

system protection; communication requirement; communication technology; test verification

國家電網公司科技項目(系統保護通信網絡技術體制及關鍵技術研究)

TM 73

A

1000-7229(2017)05-0116-08

10.3969/j.issn.1000-7229.2017.05.016

2017-03-20

王智慧(1981)，男，碩士，高級工程師，主要研究方向為電力系統通信技術研究與設備測試；

汪洋(1981)，男，博士，高級工程師，主要研究方向為電力系統信息通信技術；

秦璇(1981)，女，碩士，工程師，主要研究方向為電力系統通信技術研究與設備測試；

李艷波(1982)，男，碩士，工程師，主要研究方向為電力系統通信網絡測試；

王湖(1982)，男，工程師，主要研究方向為電力系統通信網絡測試。