大电网稳定控制系统关键通信技术研究及应用

孔凡坊,任祖怡,王珠峰,汤耀景,王 瑞,李龙龙,王鹏翔

(1.国网浙江省电力有限公司 温州供电公司,浙江 温州 325000;2.南京南瑞继保电气有限公司,江苏 南京 211102)

当电力系统遇到大扰动后,作为电力系统第二道防线的安全稳定控制装置或者系统采取切机、切负荷、调制直流或调控新能源等措施,以保证电力系统安全稳定运行。安装在各电厂和变电站的稳定控制装置通过电力系统通信传输网络互联构成稳定控制系统,以实现区域或更大范围的稳定控制[1,2]。相关厂站的装置通过采样、计算和逻辑判断识别电力系统正常运行时的元件投停状态、功率潮流以及发生故障后的故障元件、故障类型,这些信息都需要在各个厂站的装置之间传输并传送到控制主站。控制主站接收到所有信息后根据离线仿真分析计算出的控制策略进行逻辑分析计算,决策出控制措施和措施量,再通过通信网络发送给相关厂站的装置执行。由此可见,稳定控制系统站间通信的安全性和可靠性对其影响很大,其性能和技术指标也会影响整个系统的性能[3-7]。

随着我国电力系统的快速发展,形成了特高压交直流互联电网的格局,风电、光伏等可再生能源大量并网,电网的结构和特性都发生了改变,局部电网的故障可能冲击整个大电网,电网安全稳定问题日益突出[8-13]。传统稳定控制系统主要是针对区域电网的安全稳定问题设计的,其通信架构、技术体系和处理能力已经无法应对跨区域互联电网大规模控制的需求。

在送端电网,大量的新能源机组取代了常规火电或水电机组,而新能源场站具有分布广、数量大的特点,并且常规电力通信网络无法全部覆盖,但是稳定控制系统需要能控制大量新能源场站的光伏逆变器或者风电机组。在受端电网,传统的稳定控制系统直接切除变电站馈线,导致整个工业用户或居民小区停电,造成较大的经济损失和社会负面影响,所以只能在配电网变电站或企业配电房安装控制终端来切除部分不重要的10 kV或380 V馈线[14]。不管在送端电网还是受端电网,每个区域稳定控制主站需要控制几千乃至上万个控制终端。因此,现代大电网稳定控制系统具有控制点多、分布广、控制对象复杂、通信方式多样的特点,而制约传统稳定控制系统的瓶颈恰恰是其通信架构、带宽、实时性和可靠性方面难以满足大量智能设备和海量数据高速处理的要求。针对上述需求,本文对传统稳定控制系统通信技术方面的局限性进行研究,提出现代电网大规模稳定控制系统通信架构、通信接口和通信协议等方面的新技术。

1 传统稳定控制系统的通信技术

我国电力系统的通信传输网经过几十年的发展,已经建成了以光纤通信为主的同步数字体系(Synchronous digital hierarchy,SDH)作为骨干的电力通信网络。稳定控制系统的装置之间以2 Mbps光纤复用通道的点对点通信模式为主,通信协议采用高级数据链路控制(High-level data link control,HDLC)[15,16]。通信帧内容一般包括电网相关节点的功率、电流、电压、控制措施量等模拟量和元件投运状态、断路器位置、故障类型、跳闸命令等开关量,装置在接收到远方发来的切机、切负荷等控制命令(跳闸命令或者控制措施量)后再采取多个重复帧的校验措施。由于1个厂站的稳定控制装置需要同时和多个厂站的装置通信,因此需要配置通信接口装置,扩展出多路符合G.703标准的2 Mbps电接口(E1)后接入SDH设备[17]。传统稳定控制系统的通信架构如图1所示。

图1 传统稳定控制系统通信架构图

现代大电网稳定控制系统的控制点越来越多,分布越来越广泛,控制对象和功能也越来越复杂,传统稳定控制系统在通信架构、通信接口、通信容量和兼容性等方面的局限性和不足也暴露出来了。

(1)系统内2个稳定控制装置之间通过点对点的通信模式互联,某一时期的某个电网稳定控制系统只能根据当时的情况来定制化设计其通信架构和通道互联关系。当电网变化后改造该系统时,需要重新设计新的通信架构和协议,相关厂站的装置都需要重新开发软件。

(2)站间通信带宽是2 Mbps,为了提高通信可靠性,一般采用1 bit转4 bit的编码。稳定控制系统要求每1.667 ms全网交换1次数据,这样每1.667 ms传输的有效信息一般不大于32 Byte。若传输的数据量较大时,需要采取分帧通信的模式,这样通信实时性就降低了。

(3)一般情况下,设计稳定控制系统时,各站装置生产厂商根据系统功能自定义站间通信协议,装置之间的通信互操作性较差,很难适应目前智能电网二次设备的技术要求。

(4)随着跨区域互联电网规模持续扩大和大量新能源厂站不断接入,受端电网的控制对象深入广大工业企业用户,接入系统的执行站或控制终端数量高达几百或者数千个。传统稳定控制系统只能通过不断扩展更多的通信接口装置来扩容,增加了投资成本,降低了运行维护效率,也大大降低了通信可靠性。

2 STM-1大容量数据传输技术

对于常规稳定控制装置,同时与多个站通信时一般通过通信接口装置进行扩展,但1台通信扩展装置(以国内某主流厂商的装置为例)最多支持22个2 Mbps通道。若对外的通道超过22个,则需要配置多台从稳定控制装置和多台通信接口装置,同时开通相应个数的通道,通信配置如图2所示。

图2 多台通信接口装置级联配置图

若区域稳定控制主站需要接入数百个甚至上千个执行站,采用图2的通信架构存在以下问题:

(1)级联装置多,可靠性低,常规稳定控制装置的通信接口有限;

(2)占用了大量2 Mbps通道,而现有SDH设备E1板卡的E1接口数量有限;

(3)需要铺设大量的同轴电缆,成本高,现场施工、调试、维护困难。

本文提出了同步传送模块(Synchronous transfer module-1,STM-1)大容量数据传输技术,如图3所示。采用现场可编程门阵列(Field-programmable gate array,FPGA)硬件编码技术,将控制子站输出的63帧符合IEEE 802.3标准的过程层快速以太网(Fast ethernet,FE)报文转化为63路HDLC报文,再将63路HDLC模块聚合到1个STM-1接口模块;反之将STM-1接口模块的数据解析到63路HDLC模块后再转化为以太网报文。

图3 FE接口和STM-1接口转换原理图

单个稳定控制主站一般最多可以提供16个FE接口,这样最多就可以控制1008个稳定控制子站或执行站。采用该技术,大幅提高了稳定控制装置通信配置的集成度,同时因中间通信环节减少,有效缩短了站间通信传输时延。通信接口装置直接与SDH的STM-1接口相连,1个STM-1光纤接口可以代替原来63个E1同轴电缆接口,大大减少了同轴电缆的投资和敷设工作量,也降低了现场通道接错的概率,同时提高了整个系统的通信可靠性和稳定性。

3 多控制终端聚合传输技术

大规模稳定控制系统通信联络通常是建立在电力系统通信传输网的基础之上的,但是大多数光伏电站、风电场、工业企业用户都不属于国家电网或者南方电网,它们也没有建设和电力通信网相联通的通信设备。控制安装在这些场站的稳定控制执行站(控制终端)是需要研究的新通信技术。

通常总可以找到距离这些场站最近的110 kV或者220 kV变电站(称为就近变电站),这些站肯定配置有电力通信设备,且处于电力通信网的末端。在就近变电站安装1台通信聚合装置,对上通过E1电接口接入SDH网络;为提高系统的接入能力,对下使用HDLC协议与多个控制终端通信,并聚合到1个E1接口,如图4所示。具体实现有以下2种方案:

(1)将就近变电站通信聚合装置对下每个2 Mbps光纤通道的应用数据整合到1帧数据包,通过2个E1接口分别上送至控制子站双套装置。

(2)考虑到系统对上行数据(电网稳态数据)与下行数据(控制命令)的实时性要求有所区别,对上行数据采用时分复用的方式上送,对下行数据采用直接转发的方式下发。

图4 多控制终端聚合传输示意图

多个控制终端接入就近变电站通信聚合装置的方式有2种:一种方式是采用星型结构的通信架构,即每个控制终端和通信聚合装置之间采用点对点2 Mbps光纤通信;另一种方式是多个控制终端和通信聚合装置之间采用100 Mbps光纤以太网通信,构成光纤自愈环形网络,并采用过程层协议报文传输数据,如图5所示。

图5 多终端光纤自愈环网聚合传输示意图

自愈环形组网优点是:

(1)可靠性,当环网中任一处光纤断开时,网络里的其他装置仍可正常运行;

(2)经济性,部分场景下可节省光缆投资;

(3)灵活性,扩建控制终端设备灵活。

以通信聚合装置聚合8个控制终端为例,若结合采用第2章所述的STM-1大容量数据传输技术,单个稳定控制主站可以控制高达8 000多个控制终端。

4 大规模无线接入通信技术

大规模稳定控制系统中由于控制执行站点多面广且分布分散,导致光纤部署施工难度大、成本高,无法满足对所有控制执行站的全覆盖。由于230 MHz电力无线专网具有覆盖面广、成本低、抗干扰能力强、传输距离远等特点,可采用无线通信承载电力通信业务。目前电力无线专网技术主要有2种,分别为中兴和普天基于230 MHz的LTE230技术、华为基于NB-IOT230的IOT230技术[18-20]。本文提出将电力无线专网技术应用于稳定控制系统的站间通信,重新开发并设计了站间通信机制,具体措施是:

(1)通信接口由2 Mbps光接口变为100 Mbps光纤以太网接口;

(2)通信协议由HDLC协议变为用户数据报协议(User datagram protocol,UDP)。

基于电力无线专网的系统通信架构图如图6所示。

在经济技术分析方面,若1个省级电网实施稳定控制系统建设,在控制执行站数量为500个左右的情况下,采用无线通信接入方案比采用专用光纤接入方案的通信建设投资节省50%左右。对于光纤通信铺设距离远、难度大甚至条件不允许的厂站,一般来说,只要在电力无线专网覆盖范围内,即可采用无线方式接入,满足大规模稳定控制系统海量可控资源的控制要求。对采用IOT230技术的专用光纤通信方式和电力无线专网方式的各项技术指标分别进行比较,结果如表1所示。

图6 基于电力无线专网的系统通信架构图

表1 专用光纤和电力无线专网技术指标比较表

从现场联调时多次测试整组动作的时间结果来看,电力无线专网通信方式耗时比专用光纤多30～60 ms,但整体能满足大规模稳定控制系统整组动作时间≤200 ms的要求。随着5G技术在电力系统的大规模应用,5G无线接入方式相比专用光纤方式增加的耗时将降低至10 ms左右。

5 站间IEC 61850通信技术

由前文可知,传统稳定控制系统在通信架构、通信接口和兼容性方面存在一定的不足。本文依据IEC 61850-90-1标准,借鉴智能变电站在面向通用对象的变电站事件(Generic object oriented substation event,GOOSE)通信技术方面的成功经验,提出了站间IEC 61850通信技术。

如图7所示,系统内所有稳定控制装置提供100 Mbps光纤以太网接口并连接到SDH设备,通过SDH设备构成了广域以太网,各个装置的过程层GOOSE报文和站控层制造报文规范(Manufacturing message specification,MMS)报文在网络上进行组播传输。为了节约通信带宽,防范网络风暴,将广域网络进行虚拟局域网(Virtual local area network,VLAN)划分,分配时隙,以避免组播报文的无限制传输[16]。

智能变电站的过程层和站控层已经有采用IEC 61850规约进行通信的成功经验,但都是应用于单个变电站内部各个智能装置之间的通信。稳定控制系统对实时性和可靠性要求极高,而稳定控制系统站间通信由基于SDH设备的电力通信网承载, 其通信带宽是有限的。因此本文提出的技术对GOOSE报文的内容进行优化, 对大规模稳定控制系统的数据交换带宽进行评估,对稳定控制装置通信虚端子和控制策略解耦设计。分析研究和测试表明,采用站间IEC 61850通信技术后,技术指标具有较大的改进,结果如表2所示。

图7 采用站间IEC 61850通信技术的系统通信架构图

表2 站间通信技术指标对比表

相比于传统站间通信技术,站间IEC 61850通信技术具有接口标准化、数据传输容量大、互操作性强、可靠性高的优点。

6 综合应用和验证

为解决单回或多回直流闭锁后受端电网的安全稳定问题,国家电网在多个区域建设了系统保护,即交直流互联电网大规模安全稳定控制系统,一般包括控制主站、控制子站、切负荷主站、数十个切负荷子站和几百～几千个切负荷终端,按分层分布的体系架构建设。此类系统是迄今为止国内乃至世界上规模最大的稳定控制系统,其控制范围、站点数和传输数据量是一般稳定控制系统的数十倍。

图8是综合示范应用——某大区域电网稳定控制系统的系统配置和通信结构示意图。该系统包含2个控制主站、6个控制子站、2个切负荷主站和20个切负荷子站。由于该电网安全稳定问题突出,控制策略复杂,控制措施量大,所以该系统控制站点数量多,站间交互信息量大,且后期还需要扩容。若采用控制主站-控制子站-切负荷主站-切负荷子站4层点对点2 Mbps通信的传统技术,在总通信时延和可靠性方面的性能较差,因此上述30个控制站采用了IEC 61850通信技术。

图8 综合示范应用的系统配置和通信架构示意图

目前该系统的控制终端数量高达680个,每个子站都需要控制几十个终端,个别子站需要控制上百个终端,所有终端分布在某省所有地市的电力用户中。整个系统解决的是特高压直流闭锁后电网的安全稳定问题,对系统的整组动作时间和可靠性要求极高,而且在装置数量、配置和接入等方面需求十分灵活多样。因此切负荷子站和控制终端之间的通信综合了STM-1大容量数据传输、多控制终端聚合传输和大规模无线接入通信技术。该系统在投运前对所有控制装置和通信接口装置进行了单体测试,对全系统进行了联调测试,重点测试了系统的各项性能指标,并和传统稳定控制系统进行了对比,如表3所示。示范应用系统的各项性能指标大部分高于传统稳定控制系统,也高于国家标准[1,2,21],完全满足大电网安全稳定的要求,并在实时性、灵活性、可靠性和经济性方面有较大的提升。

表3 示范应用系统和传统系统性能指标对比表

7 结束语

本文分析了大电网稳定控制系统控制点多、分布广、控制对象复杂、通信方式多样的特点,研究了传统稳定控制系统在通信架构、带宽、实时性和可靠性方面的局限性。本文提出的STM-1大容量数据传输技术解决了传统稳定控制装置级联多、通信接口少、调试维护困难的缺点,大幅提高了稳定控制主站通信配置的集成度,有效缩短了站间通信传输时延,同时提高了整个系统的通信可靠性和稳定性;多控制终端聚合传输技术解决了电力通信网不能覆盖的大量新能源场站和广大工业企业用户的控制问题,倍增了控制对象,通过光纤自愈环网的形式保证了控制系统的灵活性和经济性;大规模无线接入通信技术充分发挥无线网络广覆盖、远距离、低成本的特点,扩大了稳定控制系统的控制范围,节约了投资;站间IEC 61850通信技术解决了传统稳定控制系统通信设计按工程定制、数据传输容量低、互操作性差的缺点,实现了通信接口和通信协议的国际标准化。本文所提出的关键通信技术除了应用于国内电力系统,目前已经成功应用于厄瓜多尔国家电网稳定控制系统和巴西美丽山±800 kV特高压直流稳定控制系统,助力中国领先的电网稳定控制技术推广到更多的国家。