山東電網精準切負荷系統的通信技術選型及建設方案研究

周 潔，于秋生，劉 磊，朱尤祥，鐘 睿

（國網山東省電力公司信息通信公司，山東 濟南 250001）

0 引言

特高壓直流工程投運后，山東電網將形成特高壓交直流大受端電網，電網結構形態和運行特性將發生本質變化。針對多回特高壓直流閉鎖，電網安全運行面臨故障初期暫態失穩、頻率快速跌落、主干通道潮流越限、省際聯絡線功率超用等問題，通過建設系統保護，實現多回直流調制、抽蓄機組啟停、常規切負荷（直接切除220 kV變電站內負荷）和精準切負荷（通過負荷控制終端精準切除大用戶負荷）4種控制，在特高壓直流故障后快速減少功率缺額，確保電網穩定運行。

精準負荷控制系統重點解決電網故障初期頻率快速跌落、主干通道潮流越限、省際聯絡線功率超用、電網旋轉備用不足等問題，根據不同控制要求，分為實現快速負荷控制的毫秒級控制系統和更加友好互動的秒級及分鐘級控制系統[1]。毫秒級控制系統針對頻率緊急控制要求，第一時限快速切除部分可中斷負荷；秒級及分鐘級控制系統，第二時限切除部分可中斷負荷，實現發用電平衡。因此如何實現毫秒級系統通信是目前建設毫秒級控制系統的重點，在研究毫秒級精準切負荷控制系統通信方案的基礎上，提出了基于PTN技術毫秒級精準切負荷控制系統通信方案[2]，有效地縮短了通信時延。

1 電網精準切負荷毫秒級控制系統功能結構

山東電網精準切負荷系統在青州換流站、臨沂換流站設置雙套切負荷主站，在220 kV站設置雙套切負荷子站 （暫定19個）。每個切負荷子站下轄110 kV站作為通信接入變電站，每個110 kV站下轄大用戶或開閉所。每個切負荷子站下轄110 kV站的個數，以及每個110 kV站下轄大用戶、開閉所的個數，均按照各地市公司實際情況確定。山東電網精準切負荷系統網絡架構如圖1所示。

圖1 山東電網精準切負荷系統架構

2 電網精準切負荷毫秒級控制系統通信網需求

毫秒級控制系統由區域電網協控中心站和省控制中心站、控制主站、控制子站和控制終端構成。

省內主要建設控制終端—控制子站—控制主站的通信系統。控制主站部署于山東青州換流站和臨沂換流站。每個地市選擇1～2個220 kV變電站部署控制子站，每套控制子站分別接入1臺地區級核心／匯聚層通信傳輸設備。在用戶站部署控制終端，通過光纖通道就近接入變電站。控制子站與控制終端之間利用市級電力通信網進行雙向通信，控制子站和控制主站之間通過省級電力通信網進行雙向通信。通信系統整體結構見圖2。

電網精準切負荷毫秒級控制系統通信網系統架構重點可分為3個部分。

控制子站到兩個控制主站的通道。根據山東電網切負荷控制子站的選點方案，利用現有山東省網光傳輸系統資源，滿足本工程控制子站至控制主站的通道要求。

用戶接入變電站至控制子站的通道建設。根據山東電網切負荷系統接入變電站的選點方案，利用現有各地市地區網光傳輸系統資源，通過站點接入補強、各級網絡增加互聯等方式進行網絡改造優化，滿足本工程用戶接入變電站至切負荷控制子站的通道要求。

圖2 毫秒級控制功能結構

用戶站至接入變電站的光纜物理路由建設。為滿足用戶站至接入變電站的接入信息要求，重點建設各大用戶站點的接入光纜。

重點討論用戶接入變電站至控制子站的通道建設技術選型[3]，探討是否可以選用PTN技術制式作為主要通信傳輸方式，充分利用地市級PTN網絡。

3 技術選型研究

3.1 利用SDH承載精準負荷控制業務

利用SDH承載精準負荷控制分為利用 “SDH+2M接口轉換”和“SDH+工業以太網交換機”2種方式。

3.1.1 利用SDH+2M接口轉換裝置

主要配置。在接入變電站為每個用戶控制終端配置1套接口轉換裝置，實現以太網光口至2M電口的轉換。由于下行廣播帶寬3M，因此每個控制子站與每個用戶之間需要2路2M捆綁，即每個接口轉換裝置需要實現1個以太網口至4個E1接口的轉換。在控制子站所在的樞紐變電站需具備2套SDH設備，每套SDH設備需匯集所有用戶的2×2M通道。

占用資源分析。設某個接入變電站接入用戶數U個，則此接入變電站需配置U套接口轉換裝置，SDH需4U個E1接口。設地區總的用戶數為N個，則樞紐變電站兩套SDH各需匯集的2M接口數量為2N。由于SDH時隙為剛性管道，因此每個用戶2個方向共占用8M帶寬。即使不考慮SDH業務自愈保護，核心環帶寬需求為N×4Mbps。

時延分析。通信系統時延主要由接口轉換裝置時延和SDH傳輸時延組成。根據指導意見中的數據，接口轉換裝置時延達到150 ms數量級。根據SDH實際業務測試情況，對于300 km、10節點典型場景測試結果為8 ms數量級。因此，控制子站與用戶控制終端之間的最大時延在160 ms數量級，接入變電站和控制子站側的接口轉換裝置成為引起時延的主要因素[4]。

技術可行性分析。此方式需要大量的接口轉換裝置，對機房供電、屏位均提出更高要求，且接口轉換裝置成為故障易發點；帶寬占用率大，以幾個用戶較多的地市為例，現有的SDH網絡容量已無法滿足帶寬占用率小于70%的要求，若繼續使用現有SDH網絡承載，帶寬資源將更加緊張；可適用于點對點式的104規約。對于本系統擬采用的GOOSE協議，則需要在控制子站將下行報文復制給所有用戶，限制GOOSE協議的組播優勢。

綜上，利用SDH+2M接口轉換裝置接口多、時延大、占用端口多，且無法發揮GOOSE協議的先進性能，現有SDH網絡帶寬無法支持，技術可行性差，不予考慮。

3.1.2 利用SDH+工業以太網交換機

主要配置。為充分利用控制系統通信規約的組播特性，利用工業以太網交換機組網。在樞紐變電站配置2套匯聚交換機，在每個接入變電站配置1臺工業以太網接入交換機，通過2個以太網口接入MSTP設備。在MSTP網絡上開點對點以太網專線實現交換機的雙星型互聯。

占用資源分析。設有K個接入變電站，每個接入變電站MSTP設備需2個以太網口，控制子站變電站的2臺SDH設備各需K個以太網口。交換機之間通過以太網專線，每條鏈路需分配2個VC-12。每個接入變電站出口帶寬2×4M，核心層帶寬為K×4M。

時延分析。通信系統時延主要由傳輸網時延和交換機時延組成。根據測試結果，對于300 km、10節點典型場景測試結果為8 ms數量級。交換機時延在0.1 ms數量級。通信系統時延主要為SDH系統傳輸時延。

技術可行性分析。此方式對帶寬和端口占用數均以接入變電站數為基數，較SDH+2M接口轉換裝置低。

由于控制子站下行VLAN對組播組內用戶相同，因此專線方式難以做端口匯聚。對于接入變電站較多的地市，此方式依然在控制子站占用較多的以太網端口。此外，接入變電站普遍未配置以太網板，如需使用此方式，需要補充接入變電站的以太網板。

綜上，利用SDH+交換機專線方式技術可行，但濟南、青島、濰坊等11個地市的現有SDH網絡帶寬不支持，同時需要在接入變電站增加以太網板，因此各地市需大量擴建SDH。

3.2 利用PTN承載精準負荷控制業務

GOOSE報文特點及PTN承載方式。通用面向對象的變電站事件（GOOSE）是一種實時應用，最早用于傳送智能變電站間隔閉鎖信號和實時跳閘信號。GOOSE 網以高速 P2P（peer-to-peer）通信為基礎，替代了傳統智能電子設備 （IED）之間硬接線的通信方式，為智能變電站邏輯節點之間的通信提供了快速且高效可靠的方法。將GOOSE協議應用于精準負荷控制系統，等同于將智能變電站的間隔層和過程層在市級通信網的廣域通信網內實現。

二層組網即PTN統一采用PWE3封裝來承載仿真類業務，均在二層模式。即無論業務是何種格式，均將業務封裝入以太網接口中，作為以太網業務再封裝到PW和LSP中。可實現VPWS或者VPLS等點到點和點到多點的以太網業務模型。由于GOOSE報文符合標準的802.1Q，因此PTN在對其具有天然的承載能力。利用PTN承載的關鍵在于是否支持需求分析中的業務模型和是否具備業務隔離能力[3]。

測試方案。在A、B、C 3個市級通信網分別開展了華為、中興、烽火PTN設備的現網設備的測試。測試從3個方面出發，測試示意如圖3所示。功能性測試，PTN現網是否支持以太網組播、是否支持對VLAN的隔離、是否可實現精準負荷控制系統業務的流量收發模型；安全性測試，模擬配置誤操作場景，觀察對業務和網絡的影響；性能測試，PTN承載較長（1 000 Byte以上）的以太網組播報文24 h傳輸性能，包括時延、抖動、丟包、誤碼等。

測試結論。測試結果表明，PTN設備具備識別以太網組播報文的能力，并可自動向組播組內的所有端口轉發。通過正確配置，PTN可識別業務VLAN，進行不同用戶的隔離。因此PTN在功能上滿足精準負荷控制業務的要求，并可實現隔離要求。

圖3 PTN承載精準負荷控制業務現網測試示意

在開通專網業務時，PTN通過偽線（PW）的水平分割，防止二層網絡成環，避免廣播風暴。測試模擬了由于誤操作在某設備上未開啟水平分割的場景，發現可引起不必要的轉發流量。但由于在出口會有VLAN識別隔離，無用流量會被端口過濾，不會引起不同用戶之間的隔離問題。測試證明，利用PTN直接承載控制終端技術上可行。

對360km長度光纜、13節點PTN場景、1518Byte長度二層組播報文24 h長時間測試，時延均值為2.2 ms，無丟包、誤碼。同等長度和節點的SDH網絡，時延為7.8 ms。因此PTN在承載以太網報文的效率和轉發速率方面遠遠優于SDH，可為精準負荷控制系統提供可靠的低時延通道。

根據上述分析內容，從安全性、效能與成本等幾方面考慮，山東電網毫秒級精準切負荷控制系統相關通信業務通過PTN承載具有可行性。

4 建設方案

基于上節通信通道可行性對比，選擇擴建PTN方式作為主推方案設計，并配以工業光纖交換機接入用戶控制終端，統一運行方式，保證業務安全[5]，具體建設方案如圖4所示。

圖4 山東電網精準切負荷系統通信系統結構

4.1 控制子站與控制主站之間光通信系統建設方案

控制子站所在變電站應具備2套地區級傳輸設備，分別接1臺控制子站裝置。同時，控制子站裝置至2個控制主站裝置之間的A、B通道分別由省級骨干A網、B網承載，采取E1專線通道傳輸，應全程滿足“雙設備、雙路由”的要求。

對于具有省網設備的控制子站，直接通過省網設備接入省級SDH傳輸網。對于沒有省網設備的控制子站，通過地區網就近接入500 kV變電站，并在500 kV變電站地區網及省網SDH設備上增配155M光接口板，實現“1+1”光口對接。

4.2 控制子站與接入變電站之間光通信系統建設方案

接入變電站至控制子站的通信網絡，應滿足“雙路由”，控制子站應滿足“雙設備”。

接入變電站配置1套16口光纖工業以太網交換機，通過2個百兆以太網電口分別接入PTN的2個不同的百兆以太網電口板。接入變電站PTN設備通過地區級PTN傳輸網絡接入控制子站2套PTN設備，各開1路以太網專線，保證兩條專線路由不相同。對于不滿足“雙設備”要求的控制子站，新增加1套匯聚層PTN設備，對兩側變電站各開1條GE光路。

4.3 光纜建設方案

用戶終端采用裸光纖方式匯聚至接入變電站，用戶站控制終端通過專用光纜使用百兆以太網光口接至接入變電站光纖以太網交換機。當用戶站存在多個控制終端，采用星形或環形光纖組網。星形組網場景，各控制終端分別接至接入變電站的光纖以太網交換機。環形組網場景，環形兩端的控制終端各以1個光路接至接入變電站的光纖以太網交換機。對于沒有光纜接入變電站的用戶，結合通信網規劃新架設光纜。

5 結語

詳細分析了PTN技術在山東電網精準切負荷系統中的應用設計，該方案網絡信息安全、雙設備和雙路由等要求均不低于SDH技術承載時的技術標準，充分利用了山東公司現有的PTN通信網絡資源，為其他電網企業提供借鑒。