电力通信保障大电网安全运行的实践与思考

电力通信保障大电网安全运行的实践与思考 耿少博国网河北省电力有限公司2025年12月12日 大电网核心业务需求 随着新型电力系统加速构建与能源数字化转型深化，大电网安全运行面临新能源波动性、多层级业务交互复杂化等挑战。为支撑大电网构建“主动防御安全体系，电力通信网络驱需向“超高可靠、超低时延、智能调度”方向升级。一方面，需构建“多维度、高弹性”的业务通道，满足新能源并网、柔性负荷调节等场景下海量数据的实时传输需求，确保电网运行状态的全景感知与精准控制；另一方面，需实现通信资源的“精细化调度与智能优化”，提升网络资源利用效率，支撑多层级、多业务的高效协同。 继电保护装置作为第一道防线，其不正确动作往往会导致设备损坏、事故扩大，甚至系统稳定破坏。 对于输电线路而言，基于线路两侧电气量所构成的纵联保护具有天然的选择性，是最理想的线路保护原理。随着光纤通信技术不断发展，纵联保护特别是光纤电流差动保护已成为线路保护的“绝对主力 继电保护对通信的业务需求实际上就是线路纵联保护对通信业务的需求， 《继电保护和安全自动装置技术规程》 (GB/T14285-2023) 《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》（国能发安全【2023】22号） 按双重化原则配置的继电保护和安全自动装置，每套装置采用单通道接口方式时，两套装置的通信通道应相互独立：每套装置采用双通道接口方式时，同一装置的两个通道应相互独立。相互独立的通道，其接口装置、通信设备的电源应相互独立。 采用2Mbit/s数学接口复用通道时，宜选光信号复用通道方式，取消光电转换等中间环节 线路纵联差动保护所用通道，收发通道应采用同一路由，以确保收发延时一致。 用于继电保护的光纤数字接口通道，其单向时延不应大于12mS。 安全稳定控制系统作为第二道防线，同时也是提升电网输电能力的重要技术措施。 随着特高压及跨区互联电网发展，稳定控制技术也在持续升级进步，从几个装置的局部安全稳定I控制系统，发展到几十个装置的大型安全稳定控制系统，再到成百上干个装置的区域系统保护。目前公司跨区直流74%的输电能力依赖安全稳定控制系统，已成为大电网安全稳定运行的生命线 《电力系统安全稳定控制系统通用技术条件》（DL/T1092-2023）要求： 控制主站发出的控制命令经多级通道传输到最后一级执行装置的总传输延时，对光纤通道不宜大！于20ms。双套配置的两套稳控系统，其通信通道及相关接口设备应相互独立，并应使用不同的通道路由两套稳控系统延时差不宜大于10ms。 调度自动化系统是支撑电！网调度运行控制基础设施，可以实现电网监视全景化、安全评估动态化、调度决策精细化运行控制自动化、网厂协调最优化，是世界上最大的工业控制系统，包括近2干套各级调度自动化主站、5.5万个厂站监控系统及11万个调度数据网络节点。 按照DL/T5560-2019《电力调度数据网络工程设计规程》要求： 电力调度数据网通信链路应考虑N-1故障下的迁回需求。电力调度数据网络的自治域内的核心层、骨千/汇聚层节点间，任一节点应至少具备2条相互独立物理路由与其他节点互联，接入层节点宜通过2条相互独立物理路由的传输电路接入核心层节点或骨干/汇聚层节点。单通道故障不应导致电力调度机构直调厂站调度数据网节点失连。 通信挑战与技术措施 （一）线路纵差保护 保底方式安排 对通信系统的挑战 技术原则：线路正常运行时，不发生因通道交叉或收发不一致导致的线路保护误动。 各电压等级线路保护主备通道延时差可能导致的误动。 计算过程：假设某线路保护差动定值为Id，线路功率限额或线径载流量为lL。 应对技术措施 40最小时间差4t=(ms)21, 依据线路保护定值和线路功率限额，反向测算导致线路保护误动的通道收发不一致最小时间差，进而明确主备路由的链路长度最大差值，依此安排底线方式。 根据4t可折算出线路保护主备路由的链路长度最大差值按照河北公司所辖线路典型定值、线径载流量测算： 500干伏线路 220干伏线路 最大差值为308Km 最大差值为185Km （一）线路纵差保护 ?挑战 01光缆投运验收前，梳理门型架到ODF的回路，使用光缆普查仪测试导引光缆和一次线路的对应关系 01线路建设投运期间，可能存在双回电力线路与双光缆标识不一致甚至交叉等问题。 02结合保护验收或定检调试，将通信设备与保护装置的收发光功率调整至合适区间 光2M保护通信设备与保护装置收发光功率门限不一致，缺少统一的参数要求和联合调试措施。 二）安全稳定控制 对通信系统的挑战 单套稳控主站与运行元件子站间通信中断（双接口装置通道N-2、单接口装置通道中断或2M切换装置异常）导致主站误判对应元件停运状态，由于部分网省稳控无闭锁机制，如该套稳控系统退出前发生电网N-1故障稳控主站将误执行N-2动作策略，误动切除运行元件或并网机组。 （二）安全稳定控制 对通信系统的挑战 涉稳运行元件发生故障前200ms（若大于1s，主站将告警）或过载判据满足的延时期间（为躲过非周期量衰减，一般延时为数秒，河北取10s），若通信通道中断，稳控主站将无法获取元件投停状态，内部判据取值失败或返回，造成本套装置拒动。 部分网省稳控或系统保护策略由数台主子站分工管理，通道配置与稳控策略高度耦合，系统设计、运维检修复杂度较高。 （二）安全稳定控制 应对技术措施 子站子站(Y1)(Y2) 加强稳控装置“双通道、三路由”管理，不满足条件的加装2M切换装置，提高通道裕度。联合系统专业，强化三道防线信息系统和通信网管的信息对接，在度冬度夏大负荷期间做好运行衔接，为实时指挥和事故分析提供依据。：加强通信网和稳控系统在设计、检修环节的协同，丰富集中式、分布式稳控站点的通道资源，做好专业间检修票卡的会签，确保安全。 河北新能源送出安控系统A双通道 （二）安全稳定控制 对通信系统的挑战 稳控接口设备部署在通信机房，设备供电取自通信电源，接地要求存在差异，存在运行风险，单接口设备接方向较多，单设备或主链路可能导致多子站同时中断，影响主站正常运行。 应对技术措施 强化接地连接可靠性，定期检查接地连接点紧固性、接地线缆完整性。强化设备运行环境管控，定期清洁除尘，杜绝暴力施工。 （三）调度自动化-数据网络 需求带宽挑战 技术背景：随着新一代调度系统建设，部分网省正在推进地调集中备调建设，主用服务器部署于各地调，备用服务器部署于省调备调，人机工作站客户端部署于县调，其中人机工作站位于控制区，峰值带宽实测约150M。 计算结果： 调度数据网总需求带宽B0=B1/p1+B2/p2+B3/p3 据此测算县调~地调汇聚节点带宽需增加188M，地调~省调备调需增加N*188M带宽。 备注：根据DL/T5560-2019《电力调度数据网络工程设计规程》测算 其中B1为控制区数据的网络带宽、B2为非控制区数据的网络带宽、B3为网络管理数据的网络带宽，p1取值80%p2取值60%，p3取值90%。控制区流量B1计算按照可能出现的最大传输信息量情况计。 （三）调度自动化-数据网络 应对技术措施 ·按照新一代调度系统和集中备调建设规划，同步测算调度数据网拓扑、带宽等承载需求。稳步推进地市公司OTN工程建设和省公司OTN扩容工程建设，搭建好大带宽业务接入平台。 三）调度自动化-数据网络 对通信系统的挑战 多数220千伏新能源站点存在出局路由同路径部分110干伏及以下站点存在出局光缆单路由，可能因出局光缆故障导致调度数据网双平面全部中断。 应对技术措施 针对新能源多级串接、影响县域供电的重要110于伏及以下变电站等重点场景，谋划补强光缆路由资源，研究试点无线专网等终端接入技术，提高末端和中压电网通信资源裕度 （三）调度自动化-调度场景 对通信系统的挑战 宽频测量：以高速采样为基础，实现电网0~2500Hz范围内基波、谐波和间谐波信号的统一测量，为实时业务，业务通道应满足低时延（单向时延≤100ms）和高可靠性要求，目前国调已推动主网和新能源场站PMU改造项目。 新能源预测：电力平衡、现货出清等业务的重要基础，提供各区域、节点的短期（次日）、超短期（15min）负荷预测曲线，为非实时业务通信通道应具备可靠性和稳定性。 基波 2-50次谐波 间谐波 高于50次谐波 （三）调度自动化-调度场景 对通信系统的挑战 宽频测量、新能源预测与其他业务共享通信链路带宽，可能因带宽不足导致的网络拥塞，需制定通信服务的量化保障措施 应对技术措施 DL/T5560-2019《电力调度数据网络工程设计规程》测算： 联合自动化等业务部，研究简化主站宽频测量接入，在各级调度主用系统保持采用双平面连接方式，在备用系统简化采用单平面接入方式，均衡分配在双平面调度数据网，降低宽频测量等业务流量。 联合自动化等业务部门，开展新能源预测等超短期业务流量测算。 THANK YOU