0 引言

華東區域電網目前已成為單一國內最大的區域電網和電壓等級最高的交直流混聯電網,共計有11條±500 kV及以上直流線路饋入,3條1 000 kV特高壓線線路,覆蓋調度點超過300個。隨著復奉、錦蘇及賓金三大特高壓跨區直流輸電線路輸送電量的持續提升,華東電網已成為典型的受端電網,電網的系統特性從“以熱穩定和短路電流超標矛盾為主”轉變為“頻率穩定和電壓穩定問題突出、多類穩定問題并存且相互耦合”的特征,系統穩定和可靠運行保障要求不斷提高。

國家電網公司提出的建設系統保護的新理念,是對傳統的電網調度模式的一次重大突破。系統保護依托先進的信息通信技術,實時采集電網狀態信息,整合廣泛分布于全網的多種控制資源,根據預先設定的安全穩定控制策略,自動實現有序、分層的多資源協同控制,防止電網擾動和風險的進一步擴大化,能有效地提升電網防御的廣度和深度,對電網安全穩定運行意義重大^[1-5]。

隨著2016年7月國家電網系統保護首期試點項目——華東電網頻率緊急協調控制系統正式投入運行,電力通信網對大電網安全的基礎支撐作用愈發顯現,同時也對電力通信網的建設發展提出了新的要求^[6-8]。

 1 華東區域系統保護通道組織及存在的主要問題

1.1 華東電網頻率緊急協調控制系統及通道現狀

華東電網頻率緊急協調控制系統包括華東電網協控運行總站、多直流協調控制主站、抽蓄協調控制主站和精準負荷控制四大部分。華東電網協控運行總站、多直流協調控制主站和抽蓄切泵控制主站設置在±800 kV蘇州換流站,切負荷控制中心站設置在江蘇500 kV木瀆變。

華東頻率協控系統的結構分為3層,第一層為協控總站;第二層為直流主站、抽蓄主站和快速切負荷控制中心站;第三層為各直流子站、各抽蓄子站和各切負荷控制子站和執行站,共包括8個直流子站、7個抽蓄子站以及江蘇精準切負荷系統各切負荷控制子站及其相關切負荷執行站。各裝置之間通過專用2 M通信通道相互聯絡。已投運的華東電網頻率緊急協調控制系統結構如圖1所示。

圖1 華東電網頻率緊急協調控制系統結構（現狀）Fig.1 Structure of East China power grid frequency emergency coordination control system

1.2 華東系統保護通道組織存在的主要問題

2016年建設的華東電網頻率緊急協調控制系統業務通過國網一級、華東二級、各省三級通信傳輸網轉接組織通道,路由組織復雜,各級通信設備品牌不一致,網管不統一,需協調各級通信運行部門組織通道,華東網管無法全程全網統一監控管理,不利于突發情況下故障的快速定位和處置。

以目前瑯琊山抽蓄子站—蘇州抽蓄主站的系統保護通道組織為例,需通過國網一級網朗訊設備、華東二級網愛立信設備、安徽三級網華為設備共同組織。通道開通和搶修需三地運維部門聯合作業,不利于迅速響應和工作開展。瑯琊山抽蓄子站—蘇州抽蓄主站通道組織示意如圖2所示。

圖2 瑯琊山抽蓄子站—蘇州抽蓄主站通道組織示意Fig.2 Schematic diagram of circuit organization between two pumped storage power plant

此外,結合區域內一、二、三級骨干光傳輸網分析,華東二級光傳輸網與國網一級傳輸網以及各省的三級傳輸網在部分傳輸段均承載在相同的500 kV線路光纜上,各級傳輸網絡存在共用光纜、共用機房、共用電源問題。一旦相關光纜、站點基礎設備出現故障,將同時影響各級傳輸網,且可能造成無備用傳輸鏈路可用的情況,直接影響系統保護業務的可靠性,威脅電網的安全運行^[9-13]。

 2 系統保護業務需求

2.1 業務帶寬及流向分析

華東系統保護主用協控總站設置在蘇州換流站,備用協控總站設置在紹興換流站,直流協控主站、抽蓄協控主站設置在蘇州換流站,上海、江蘇、浙江、安徽的精準負控主站分別設置在省內500 kV樞紐變電站,福建暫無精準負控系統建設計劃。

華東系統保護業務需求包括總站與直流主站、總站與抽蓄主站、總站與精準負控主站;直流主站與直流執行站、抽蓄主站與抽蓄執行站以及精準負控主站與省內終端站之間的通道。其中精準負控主站與省內終端由省公司網絡承載,不在華東通道組織考慮范圍。各子站之間、終端之間不需要直接通信。根據系統保護裝置配置（所有站間均配置雙套裝置,且為A/B雙口）,各站點裝置間的通道需求均為4×2 M,且傳輸設備必須滿足“雙設備、雙電源、雙路由”的要求。華東電網頻率緊急協調控制系統通道組織如圖3所示。

圖3 華東電網頻率緊急協調控制系統通道組織示意Fig.3 Circuit requirements of East China power grid frequency emergency coordination control system

由于系統保護架構呈星形匯聚,且華東區域協控總站與抽蓄協控主站、直流協控主站同在蘇州換流站,本期華東系統保護通信通道帶寬需求最大的斷面集中在蘇州換流站截面,其通道總需求為24×2×4×2 Mbps=384 Mbps。

2.2 時延要求

華東電網頻率緊急控制系統采取多直流聯合控制、抽蓄切泵及精準負荷緊急控制等多種措施,應對電網頻率、電壓等穩定問題,所有控制指令要求在事故后300 ms以內下達至執行子站。其中,控制通道時延應控制在50 ms內。緊急頻率協調控制時延控制順序及時延組成分析見圖4、圖5。

圖4 頻率緊急協調控制時延控制示意Fig.4 Frequency emergency coordination control system time delay control plan

圖5 頻率緊急協調控制時延組成分析示意Fig.5 Composition analysis of frequency emergency coordination control system time delay control

 3 華東系統保護通信網建設方案

3.1 承載平面和技術體制的選擇

現有華東二級光傳輸網主要基于區域內500 kV OPGW光纜、采用10 G/2.5 G SDH設備組網,已經覆蓋了除浙江南部以外所有的華東調度點,且設備品牌集中度較高,由華東網管統一監視和管理,可以滿足華東系統保護業務A通道的組網要求。建設系統保護通信網主要需要解決的是系統保護業務B通道的需求^[15]。綜合考慮系統保護業務對通道可靠性、時延要求,以及技術成熟度、建設/維護成本等因素,新建系統保護通信網仍采用SDH/MSTP平臺組網。

新建系統保護通信網將全面覆蓋華東系統保護各個站點,同時,對現有華東二級傳輸網進行局部擴容實現對浙江南部和福建相關站點的覆蓋。上述網絡建成后,將形成二級網雙平面結構,分別用來承載華東系統保護的A、B通道,并實現系統保護業務通道全程統一網管監視管理。

3.2 網絡組織

由于區域內各級通信網絡設備共享光纜、機房等基礎資源,在前期建設方案收資階段已發現多個區段、多個站點存在纖芯、機房、電源等基礎資源緊張的問題,同時,為了增強新建傳輸平面網絡結構的可靠性以及減少與現有平面的關聯性,新建傳輸網主環依托近年來建設的區域內交流特高壓光纜組網,路由為：東吳站—練塘站—安吉站—蕪湖站—古泉換—淮南站—盱眙站—泰州換—東吳站。同時,利用直流特高壓光纜和省際500 kV聯絡光纜增加網格密度,提升網絡的靈活性和健壯性。

新建系統保護通信網覆蓋了華東調控分中心、主備用協控總站、各省精準負控主站、直流換流站、抽蓄電站及途經變電站,網絡整體采用“特高壓主環+分省支環”的結構,主環和支環均采用10 Gbit/s速率,抽蓄電站和浙江南部支鏈采用2.5 Gbit/s速率,共覆蓋了88個節點。

 4 結語

電信運營商網絡發展已全面實現業務IP化,并向更高的帶寬、多業務融合、智能化調度發展,力求降低成本、提升資源使用效率。反觀電力通信,關注的重點始終圍繞安全生產,對傳輸通道的時延、安全、穩定等方面有著更高的要求,力求簡單可控,提升通信網的容災能力。因此,SDH/MSTP技術在歷經多年以后在電力專網中仍占據主流地位。但隨著各級網絡不斷擴容、基于安全考量的設備堆疊,光纜纖芯以及機房基礎設施已嚴重制約了電力通信網的進一步發展。在本次華東系統保護通信網建設方案收資過程中,多個區段的光纜資源、多個站點的機房屏位、電源容量告急,導致方案不斷進行被動調整。同時由于缺乏基礎資源冗余,也給各級通信網的長期安全穩定運行帶來隱憂。在技術上尚未有重大突破,安全標準不斷提升的背景下,當務之急是加快光纜等基礎設施的建設和改造。同時,應進一步加強各級通信網的互聯互通,以便在緊急情況下迅速組織業務迂回,提升各級通信網的應急處置能力。此外,應結合一、二級骨干傳輸網網管集中工作,為后續實現更加充分的一、二級通信網絡資源共享奠定基礎,逐步實現跨省傳輸網資源的優化和整合,緩解光纜及機房基礎設施的瓶頸。