系统保护业务需求分析及通信技术研究

王智慧，汪洋，秦璇，李艳波，王湖

(中国电力科学研究院，北京市 100192)

系统保护业务需求分析及通信技术研究

王智慧，汪洋，秦璇，李艳波，王湖

(中国电力科学研究院，北京市 100192)

随着电网规模不断扩大，现有的“三道防线”保护策略已经无法满足复杂电力系统安全稳定运行的需要，迫切需要构建新一代大电网安全综合防御体系，进而需要建立一种高速、实时、安全、可靠的电力通信网络，以支撑交直流协控、抽蓄控制、精准切负荷、全景状态感知等系统保护功能。基于电力通信网的现状，首先对系统保护业务的通信网需求进行详细分析，包括节点分布及业务流向、传输距离、通道带宽、通信时延等；其次对目前电力传输网技术进行研究分析，提出满足系统保护业务需求的两种传输技术方案，并进行了对比分析；最后对所提出的两种技术方案的通信时延进行实验验证，为系统保护通信网建设提供理论和实践参考。

系统保护；通信需求；传输技术；测试验证

0 引 言

目前，电力系统采取的保护策略基于“三道防线”，分别由常规继电保护装置、安全自动装置和系统解列装置完成[1]。第1道防线用于在电力系统发生永久故障后，通过断路器快速切除故障元件。但当系统出现功率波动、保护误动作时，可能出现线路过载，甚至导致连锁故障，因此需要第2道防线采用安全自动装置尽可能保证故障切除后系统的稳定性。但是也有一定的局限性：(1)实时性差，可能在自动装置动作前已经出现严重事故；(2)(系统保护通信网络技术体制及关键技术研究)全局协调性差，系统内部各级安全自动装置的动作不能协调配置，可能造成更大事故。因此需要第3道防线，即系统解列，在系统失去稳定后，将系统解列成若干稳定运行的小系统，以便后续快速恢复整个系统[2-3]。

随着经济的快速发展，电网的结构和规模日趋复杂，大电网的运行和控制面临更大的挑战。人为失误、设备故障、自然灾害等系统内部因素和外部因素都可能给系统的安全稳定运行造成较大威胁，传统的基于本地信息的保护策略已不能满足复杂电力系统安全稳定运行的需要[4-6]。因此，系统保护概念应运而生，它是通过现代通信技术获取电力系统中各点的实时信息、动态监控电力系统运行状况，综合分析、辨识可能给电力系统带来严重后果的扰动，并采取相应控制措施以消除或减轻扰动所造成后果[7-8]。

系统保护多频段、高精度全景状态感知和多场景、全过程实时智能决策，需要构建高速、实时、安全、可靠的通信网络。系统保护主要实现功能包括交直流协控、抽蓄控制、解列控制、精准切负荷、全景状态感知等。目前的通信网络难以满足上述采集和控制信息高速、安全传输的要求，因此有必要对系统保护通信网络的节点分布及业务流向、传输距离、通道带宽、通信时延进行需求分析，并对目前常用通信技术进行研究比较，提出面向未来的能够支撑系统保护远景需求的通信技术方案，并进行相关理论分析和实验室测试验证。

1 电力传输网现状

国家电网公司已建成覆盖华北、华东、华中、东北、西北、西南6个区域的传输网。一级骨干传输网主要覆盖国网公司总(分)部、省公司、国(分)调直调发电厂及变电站(换流站)。二级骨干传输网主要覆盖各区域，区域内各省、500 kV及以上直调变电站(换流站)及发电厂[9]。

一级骨干传输网采用SDH技术和OTN技术组网，其中SDH网络主要承载保护、安控类业务，为链型结构，干线速率为10 G、2.5 G级。二级骨干传输网结构有环形、网状、链式等，干线速率为10 G、2.5 G级[10]。目前一级和二级SDH骨干网络面临问题有：设备运行年限长，可靠性下降，故障率较高、部分设备停产，降低了整体保障能力和安全可靠性。

2 系统保护业务需求

2.1 节点分布及业务流向

系统保护以区域电网为实施主体，由区域协控总站、控制主站、控制子站和执行站构成。区域协控总站是实施集中协调控制的中枢决策大脑，根据实时状态监测信息及故障信息给出决策或控制策略，并将控制信息发送给控制主站。控制主站根据功能分为直流控制主站、抽蓄控制主站、解列控制主站、精准切负荷主站等，一般位于500 kV交流变电站、直流换流站或省电力公司内。执行站一般布放在330 kV及以上等级的变电站或电磁环网的220 kV变电站、直流换流站、发电厂(含抽蓄、新能源)以及大用户配电房，负责将一、二次设备的测量信息上传给相关控制主站，并接收控制主站的控制命令。系统保护业务架构如图1所示。

各节点之间的数据流向主要包括执行站与控制主站之间、控制主站与协控总站之间以及不同控制主站之间、不同区域协控总站之间等。系统保护通信网络除了点到点的双向通信外，还存在点到多点的实时通信。系统保护控制主站采用双重化配置，站内两套装置采用双主运行模式，协控总站需要异地异站配置。

图1 系统保护业务架构图Fig.1 Architecture of system protection

2.2 传输距离

根据我国“十二五”期间特高压交直流工程现状及“十三五”期间工程规划，系统保护区域内传输距离不超过3 000 km，区域之间传输距离不超过5 000 km[11]。

2.3 通道带宽

通道带宽与业务功能、帧结构及终端所在的变电站、发电厂或大用户配电房一次网架规模有关。

通道带宽W估算公式如下。

W=(L1+L2)8nf

(1)

式中：L1为数据帧长，L2为时标长度；n为变电站和发电厂元件数量或大用户配电房回路个数；f为采集频率。

2.3.1 传统稳控业务带宽

采集信息包括电气量和状态量。非母线元件的有功功率、无功功率值共2个电气量，每周波采集24个点，每个量4 B数据，2个量共用4 B时标，1个站22个元件，根据公式(1)计算得到：

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

(2)

状态量按32路考虑，每路1bit，共用4B的时标信息，每周波上传24个点。根据公式(1)计算得到：

W状态量=(4+4)×8×24×1 00020 bps=
0.08 Mbps

(3)

因此电气量和状态量总带宽为2.50Mbps。

2.3.2 全景状态感知带宽

采集信息包括电气量和状态量。变压器和线路的三相基波电压、电流相量、正序基波电压、电流相量、频率和频率变化率、有功功率、无功功率等20个电气量，母线的三相基波电压相量、正序基波电压相量、频率和频率变化率等10个电气量。每周波采集24个点，每个量按4B浮点数，共用4B时标，1个站按平均22个元件，6条母线，根据公式(1)计算得到：

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

(4)

状态量按256路考虑，每路1bit，共用4B的时标信息，根据公式(1)计算得到：

W状态量=(32+4)×8×24×1 00020 bps=0.33 Mbps

(5)

因此电气量和状态量总带宽为19.70Mbps。

2.3.3 精准切负荷带宽

采集信息包括遥测量和遥信量。遥测量包括母线三相电压，以及各回路的三相电流、三相有功及总有功、三相无功及总无功共14个电气量[12]。除母线三相电压3个量之外，其余11个均与回路相关。每个电气量按3个字节地址、2个字节数据、1个字节描述、7个字节时标考虑，即L1=6 B，L2=7 B，数据上传方式按照10 ms采集并上传计算，根据公式(1)计算得到：

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

(6)

遥信量包括每路开关的状态和门状态，包括3个字节地址、1个字节数据和7个字时标，即L1=4 B，L2=7 B。

W遥信=(4+7)×8×1 00010 bps=8.8 kbps

(7)

因此遥测和遥信总带宽1.13Mbps。

电力通信网系统网络拓扑结构一般分为3 层：核心层、骨干层和接入层。核心层、骨干层采用环形组网，分别部署协控站、控制主站；区域接入层采用星形组网，部署控制子站或执行站，各业务接入点就近双归接入区域骨干节点。

基于以上结果，按照最大采集信息量带宽不超过20Mbps，一个区域最多200个变电站、100个发电厂考虑，则骨干层总带宽不超过20Mbps×300=6Gbps。

每个点的采集带宽20Mbps，平均每个控制主站接入20个点，接入网带宽20Mbps×20=400Mbps。

每个负荷点的采集带宽1Mbps，平均每个控制子站接入100个点，负荷域接入网带宽1Mbps×100=100Mbps。

因此建议核心层和骨干层带宽不低于10Gbps，接入层带宽不低于1G。

2.4 通信时延

从图1可以看出，3层拓扑结构下的协控站和执行站之间、控制主站之间、执行站之间的通信可能经过多个其他站点，这样如何控制好信息交换的延时就成为影响到系统保护性能的重要因素之一[13]。首先，时延可以分解为两部分，一部分是固定的，另外一部分是变化的，其中前者和物理因素等相关，后者和网络拓扑、网络中的节点数目以及网络状态等有关[14]。我们关注的是后者可变化时延是否满足要求。

按照系统保护的要求，60ms内要对电网发、输、配及直流系统全景状态感知(包括执行站采集时间、通信网络时延)。300ms内对重要扰动故障进行处理(包括故障感知时间、通信网络时延、命令确认时间、继电器出口动作时间、一次设备执行时间)。

上述全景感知和对重要扰动故障进行处理中的通信网络时延看作可变化时延，其他时延看作固定时延。

按照目前系统保护分层分域的功能架构，网络时延主要与传输距离有关，控制站命令确认时间与控制层级有关。控制指令网络时延按照1ms/100km考虑，则传输距离3 000km时的网络时延为30ms。命令确认时间与控制层级有关，当控制层为n时，控制指令最大穿越2(n-1)级。业务要求命令确认总时间不大于50 ms，传输距离不大于5 000 km，并设定T为每一层级的命令确认时间，L为每一层级的传输距离，则有：

2(n-1)T≤50 ms

(8)

2(n-1)L≤5 000 km

(9)

当n=5，T=7 ms时，命令确认时间为2×(5-1)×7 ms=56 ms，且L≤625 km。

对于全景状态感知，执行站采集处理时间按不大于20 ms，通信网络时延不大于40 ms考虑，最后的时延分配如图2所示。

图2 系统保护全过程时间分配示意图Fig.2 Time distribution of system protection whole process

3 通信技术研究

同步数字体系(synchronous digital hierarchy，SDH)在当前电力通信系统中应用范围广、数量庞大，对于实时性要求高的语音业务和传统的低速率电网实时控制业务(继保、安稳、调度自动化等)能够保证较高的承载效率和较低的传送时延。基于SDH的多业务传送平台(multi-service transfer platform，MSTP)是在SDH的基础上发展起来的,继承了SDH的所有优点，并在此基础上发展了更强的接入能力，更细致的时隙占用方式，能同时实现时分多址(time division multiplexing，TDM)/异步传输模式(asynchronous transfer mode, ATM)/以太网等业务的接入、处理和传送。SDH虽然可通过采用通用成帧规程(generic framing procedure，GFP)封装实现以太网业务承载，但承载效率只有80%～90%。对于要求高带宽、低时延的以太网业务，还需要网络设备的配合使用[15]。

光传送网(optical transport network，OTN)技术是面向高速率的下一代传送网的重要传送技术。其传输体制为波分复用，同SDH技术类似，为时隙交换，其线路带宽最大可达到100 G，，最小可到1 G宽带颗粒，可以提供2.5，10，40 G大颗粒业务的透明传送，并引入了强大的电层交叉能力，波长利用率更高。提供快速、可靠的大颗粒业务保护能力。但由于OTN设备是针对大颗粒通道传输的解决方案，其在小颗粒通道的传输上还需要辅助其他设备进行处理[16]。

目前应用最多的IP技术标准为分组传送网(packet translate network，PTN)和IP化无线接入网(IP radio access network，IP RAN)。PTN是基于传输设备设计，主要进行二层传输，而IP RAN基于数通产品设计，具有强大的三层功能，主要应用在电信运营行业。PTN除了具备SDH/MSTP的功能，还有优越的IP分组传输性能，设备支持的接口也是多种多样。电力通信传输网络呈现高带宽、业务多样化、接口IP化，而SDH基于电路交换，时分复用，采用虚电路(vitual circuit，VC)硬管道，最大带宽10 Gbps，带宽固定分配，满足传统语音通信需求，但设备交换带宽利用效率较低，不能适应数据突发业务[17]。此外，SDH仅支持频率同步，不支持时间同步。相对于传统的SDH网络，PTN 技术几乎继承其所有优点，具备更加优越的IP分组传输性能；最大带宽可达100 Gbps，动态带宽大小精确控制，带宽利用率高；支持SDH所有保护方式，同时支持环网保护、1+1/1∶1 线性标签交换通道(label switched path，LSP)保护，更加适合电力系统业务发展趋势。采用边缘到边缘的伪线仿真(pseudo-wire emulation edge to edge，PWE3)实现对TDM/ATM 等电路业务的完美支持。同时支持精确的频率同步和时间同步功能。相对于SDH的时隙隔离，PTN采用逻辑隔离，明码传输，安全性有待增强。综合考虑现网投资和系统保护业务对实时性、安全性、可靠性的要求，在较长时间内仍需采用SDH网络来承载此类业务，同时采用PTN的方式来解决带宽瓶颈、业务IP化和多元化问题。在电力通信网中SDH网络和PTN网络仍将长期共存[18-19]。

4 测试验证

4.1 设备时延

4.1.1 SDH和路由器方案

数据在SDH设备内部的时延处理分布如图3横线所示。对于在上下业务节点，报文需要经过二层交换、VC映射、交叉连接、复用段和再生段开销处理等环节，时延理论值小于200 μs。而业务穿通节点直接将报文通过交叉连接模块透传，只做业务转发，时延理论值小于50 μs。

图3 SDH设备时延分布Fig.3 Time delay distribution of SDH devices

数据在路由器设备内部的时延处理分布如图4横线所示，上下业务时延包括MAC层处理、IP层处理、QoS模块、切片处理及交换网板处理模块，时延范围较大，一般在100 μs～10 ms。

在实验室搭建测试环境，将路由器光纤以太口(Gigabit ethernet, GE)口与SDH设备GE相连，使用数据网络测试仪通过路由器GE口发送100 M双向流量，设备时延测试值如表1所示。

从表2可以看出，SDH和路由器设备的以太网业务处理时延最大260 μs。SDH设备的E1业务处理时延最大333 μs，10 G业务穿通时延约6 μs，可忽略不计。

4.1.2 PTN方案

数据在PTN设备内部的时延处理分布如图5横线所示，上下业务时延包括支路适配、QoS处理、多协议标签交换(multi-protocal label switching, MPLS)交换及线路适配，时延理论值小于100 μs；而业务穿通节点对于报文只是转发，时延理论值小于20 μs。

在实验室搭建测试环境，使用数据网络测试仪通过PTN设备GE口发送1 000 M双向流量，设备时延测试值如表2所示。

图4 路由器设备时延分布Fig.4 Time delay distribution of router devices

图5 PTN设备时延分布Fig.5 Time delay distribution of PTN devices

表2 PTN设备时延Table 2 Time delay of PTN devices

从表2可以看出，PTN设备以太网业务处理时延最大约30 μs，远小于SDH和路由器设备。业务穿通时延最大8 μs，与SDH基本一致。

4.2 光纤传输时延

光纤传输时延主要取决媒质的折射率，信号经过光纤的传输时延[20]可以表示为

τ=ncL

(10)

式中：c为空气中的光速(3×105km/s)；n为光纤芯区折射率，典型值为1.48；L为传输距离，km。

根据公式(0)可计算出

τ=4.9 μm/km

(11)

因此光信号中的传输时延4.9μs/km，再考虑整个系统中再生器和复用器引入的少量时延，整个光缆系统所产生的时延可按照5μs/km考虑。

测试时2台OTN设备之间分别采用1m尾纤和1 000km长纤(含20个线路放大器、19个色散补偿模块)连接，使用数据网络测试仪通过OTN设备GE口发送1 000M双向流量，2次测试结果相减，得出1 000km光纤的时延如表3所示。

表3 光纤传输处理时延
Table 3 Fiber transmission time delay

从表3可以看出，1 000 km光纤实际时延测试平均值为5.27 ms，比理论值多0.27 ms。

4.3 组网时延

4.3.1 SDH和路由器组网

SDH和路由器组网时延测试拓扑如图6所示。

图6 SDH和路由器组网拓扑Fig.6 Network topology of SDH and router devices

路由器和SDH通过GE口互联，SDH之间通过STM-64 POS口互联。NE1～NE4模拟区域骨干层的4个控制主站，NE5～NE8模拟区域接入层的4个执行站。数据网络测试仪T1在NE1和NE8之间发送50 M测试流量，模拟控制站NE1和执行站NE8之间的业务流量，中间经过4级转发，如图6中虚线所示；数据网络测试仪T2在NE4和NE7之间发送400 M背景流量(20条20 M流量，混合包长)，模拟区域接入层业务流量；数据网络测试仪T3在NE1和NE2之间发送4 G背景流量(400条10 M流量，混合包长)，模拟区域骨干层业务流量；网络损伤仪T4在NE4和NE7之间模拟3 000 km条件下的线路时延和SDH设备穿通时延，线路时延按测试值5.27 ms/1 000 km，SDH穿通时延按测试值6.5 μs/节点，平均每100 km 1个节点[21]。网络时延测试结果如表4所示。

从表4可以看出，在3 000 km传输距离、4级路由条件下，SDH和路由器组网时延最大值约19.20 ms。

表4 SDH和路由器组网时延
Table 5 SDH and router network time delay

4.3.2 PTN组网

PTN组网时延测试拓扑如图6所示，测试条件不变，网络时延测试结果如表5所示。

表5 PTN组网时延
Table 5 PTN network time delay

从表5可以看出，在3 000 km传输距离、4级路由条件下，PTN组网时延最大值约16.58 ms，比SDH和路由器组网少2.62 ms，两种组网均可以满足各类电力生产业务信息的传输延时要求,PTN组网较SDH和路由器组网在时延方面具有优势。SDH和PTN在网络可靠性及安全性方面有待进一步研究和测试验证。

5 结 论

基于系统保护业务需求分析，通信网络结构包括核心层、骨干层和接入层。核心层和骨干层带宽不低于10 Gbps，接入层带宽不低于1 Gbps。区域内传输距离不超过3 000 km，采集信息通信时延不超过40 ms，控制信息通信时延不超过30 ms。控制主站和协控站通信设备均满足“双路由、双设备、双电源”的要求。提出了满足系统保护业务需求的SDH和PTN两种传输技术方案，并进行了对比分析。通过实验室验证，在 3 000 km传输距离、4级路由条件下，SDH和路由器组网时延和PTN组网时延均满足系统保护业务需求。PTN组网在时延方面更具有优势，但两种技术方案在网络可靠性及安全性方面有待进一步研究和测试验证。

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(编辑 刘文莹)

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

国家电网公司科技项目(系统保护通信网络技术体制及关键技术研究)

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，硕士，高级工程师，主要研究方向为电力系统通信技术研究与设备测试；

汪洋(1981)，男，博士，高级工程师，主要研究方向为电力系统信息通信技术；

秦璇(1981)，女，硕士，工程师，主要研究方向为电力系统通信技术研究与设备测试；

李艳波(1982)，男，硕士，工程师，主要研究方向为电力系统通信网络测试；

王湖(1982)，男，工程师，主要研究方向为电力系统通信网络测试。