大规模源网荷友好互动系统网络建设方案研究

大规模源网荷友好互动系统网络建设方案研究
杨鑫;钱君霞;徐春雷;霍雪松;陈向东;马鸿娟;顾艳莉
【摘要】通过介绍江苏大规模源网荷友好互动系统的系统建设模式,从网络构架、组网方式、网络通道等方面详细探讨了毫秒级、秒级精准切负荷系统营销控制大区和管理信息大区的网络建设方案,并提出了安全防护方案.目前,系统已在江苏电网投入运行,实现了电源、电网、负荷之间的快速协调控制,在特高压直流闭锁时提供有效支撑,确保了江苏电网作为受端大电网在紧急情况下的安全稳定运行.
【期刊名称】《浙江电力》
【年(卷),期】2018(037)010
【总页数】6页(P25-30)
【关键词】源网荷;网络架构;通道需求;安全防护
【作者】杨鑫;钱君霞;徐春雷;霍雪松;陈向东;马鸿娟;顾艳莉
【作者单位】江苏科能电力工程咨询有限公司, 南京 210036;江苏科能电力工程咨询有限公司, 南京 210036;国网江苏省电力有限公司, 南京 210024;国网江苏省电力有限公司, 南京 210024;国网江苏省电力有限公司, 南京 210024;江苏科能电力工程咨询有限公司, 南京 210036;江苏科能电力工程咨询有限公司, 南京 210036【正文语种】中文
【中图分类】TM73
0 引言
“十三五”期间，随着特高压交直流电网的快速发展，我国电网系统资源优化配置能力将显著提升。

在特高压电网建设的过渡期，电网“强直弱交”矛盾突出，一旦特高压直流发生故障，将导致华东电网频率稳定受到严重威胁。

因此，迫切需要创新思路，研究高可靠性、高安全性的保护控制技术，构建大电网安全综合防御体系[1-2]。

2016年，国网江苏省电力有限公司响应国家电网有限公司华东分部号召，率先启动了江苏大规模源网荷友好互动系统试点建设，该系统遵循电力系统实时平衡规律，从电网事故应急处置、需求侧管理等控制要求出发，应用计算机、光纤、4G通信技术，提升发电响应效率，细化可中断负荷控制类型，实现了“电源-电网-负荷”三者之间的友好互动和快速协调，提升了电网运行弹性，保障了电网安全、可靠、高效运行。

同年12月，国家电网有限公司在苏州组织召开了经验讨论会并向国调中心报送了《关于精准切负荷可中断负荷典型经验讨论会情况的汇报》（国调中心呈报[2016]055号），文件高度评价了国网江苏公司试点工作的成效，明确精准
负荷控制系统是公司系统应用负荷侧控制资源提升电网安全稳定控制能力的实践创新，意义重大，要求相关单位在借鉴江苏经验的基础上不断总结完善，进一步丰富系统内涵，扩大实施范围[3-5]。

2017年3月，国网公司信通部在国网江苏公司试点建设基础上，组织制订了《精准负荷控制通信系统建设指导意见（试行）》（信通通信[2017]33号文），该意
见结合精准负荷控制业务需求分析和通信网现状，从系统建设方案、专业支撑保障、业务带宽测算等方面对系统通信通道和网络结构进行了指导和规范，要求相关单位及时进行执行效果和经验总结分析，提出更新补充和滚动完善的意见建议，对各地区建设精准负荷控制系统提供了强有力的支撑，对精准负荷控制系统的建设提供支撑保障。

1 系统建设模式
本文针对江苏大规模源网荷友好互动系统的实际建设需求，从网络构架、组网方式、网络通道、安全防护等方面，详细介绍了毫秒级精准切负荷系统和秒级精准切负荷系统的网络建设方案，目前该系统已在江苏电网投入实际运行[6]。

江苏大规模源网荷友好互动系统根据大电网发生严重故障下负荷紧急控制的不同要求，分为毫秒级精准切负荷系统和秒级精准切负荷系统。

针对频率紧急控制要求，毫秒级控制系统第一时限快速切除部分可中断负荷，可有效抑制电网频率下降；根据需求侧管理目标，秒级控制系统第二时限切除部分可中断负荷，解决电网潮流越限和系统备用不足等问题，实现发用电平衡[7-9]。

秒级精准切负荷网络分为营销控制大区网络和管理信息大区网络。

其中，营销控制大区网络实现用户侧电网安全指令的秒级响应，构建用户侧至主站端负控快速响应系统的传输通道。

管理信息大区网络则实现与现有信息网的逻辑隔离，分配专用的网络流量资源，用于支撑主站端负控采集系统与用户侧负荷终端用电信息等数据的可靠传输。

毫秒级精准切负荷网络则提出了一种适应大规模、多类型负控终端毫秒级响应的分层分区网络构架。

骨干层采用基于SDH（同步数字体系）光传输网的2M专用通
道通信，接入层采用专用光纤、无线4G、光电实时转换等多种通信接入技术，实现了普通工业用户、燃煤电厂可中断辅机、翻水站、储能电站等多类型可中断负荷的可靠接入，解决了海量负控终端接入的困难和难以毫秒级响应控制命令的难题。

2 网络建设方案
2.1 网络构架
2.1.1 秒级精准切负荷网络
秒级精准切负荷网络架构设置采用主站层、核心（汇聚）层、接入层及终端层4
个层次。

控制指令等数据信息经核心（汇聚）层传输，在主站层秒级精准切负荷系统及终端层大用户控制终端之间交互。

江苏电网秒级精准切负荷系统网络节点分布如表1所示，网络构架如图1所示。

表1 江苏电网秒级精准切负荷系统网络节点分布网络层级营销控制大区管理信息大区主站层省公司调度主站省公司调度主站核心层 13个地市公司 13个地市公
司及下辖县公司汇聚层地市公司下辖县公司（苏州、南京、徐州）接入层终端层
接入变电站大用户接入变电站大用户
2.1.2 毫秒级精准切负荷网络
毫秒级精准切负荷网络采用分层分区结构设计，架构设置采用控制中心站、控制主站、控制子站及控制终端4个层次。

控制中心站与江苏省调D5000（智能电网调
度控制系统）、华东协控总站等进行信息交互。

控制中心站上传江苏地区可中断负荷容量至协控总站，接收协控总站切负荷容量指令；各地市控制主站上传所辖地区可中断负荷容量至控制中心站，接收控制中心站切负荷命令；控制子站将可中断负荷分层级上传至对应控制主站，接收对应控制主站切除层级命令；大用户负控终端、燃煤电厂可中断辅机终端及翻水站、储能电站控制终端将各自可中断负荷容量经就近接入变电站上传至对应控制主子站，接收上级切负荷命令[10-12]。

江苏电网毫秒级精准切负荷系统网络节点分布如表2所示，网络构架如图2所示。

2.2 组网方案
表2 江苏电网毫秒级精准切负荷系统网络节点分布网络层级具体站点调度主站及
总站层华东网调、江苏省调、华东协控总站中心站层主站层1座控制中心站（苏州）4座控制主站（淮安、泰州、苏州、南京）子站层 16座控制子站（12个地市各1座、苏州4座）终端层大用户、储能电站、翻水站、燃煤电厂
2.2.1 秒级精准切负荷网络
（1）营销控制大区网络。

核心层省-市间采用环网方式组网，由省公司和13个市公司节点组成。

省公司核心路由器和13个市公司骨干路由器间采用POS（基于
SDH的数据包接口）互联，采用CPOS（基于通道化的POS接口）下联所辖变电站；方天公司设备接入骨干路由器采用POS接口上联至省公司核心路由器。

汇聚层根据业务需求在苏州、南京、徐州3个地区部署，市-县间采用星形方式组网，市公司骨干路由器和下辖县公司汇聚路由器之间采用FE（快速以太网接口）
互联；采用CPOS接口下联所辖变电站。

接入层采用星形方式组网，由13个地市变电站组成，其中，苏州、南京、徐州3
个地区变电站新增接入路由器采用E1（2M数字信号接口）上联至所在市公司骨
干路由器及县公司汇聚路由器；其余地区变电站新增接入路由器采用E1接口上联至市公司骨干路由器。

变电站三层交换机采用FE接口上联至站内新增接入路由器，采用GE（千兆以太网接口）下联至用户侧接入交换机。

（2）管理信息大区网络。

汇聚层市-县间采用环网方式组网，市公司三层核心交
换机和县公司三层汇聚交换机采用GE接口互联；市公司三层核心交换机和县公司三层汇聚交换机采用FE接口下联所辖变电站。

接入层采用星形或环型方式组网，变电站三层汇聚交换机采用FE接口上联至所在市、县公司三层核心交换机和三层汇聚交换机，采用GE接口下联至用户侧接入交换机。

2.2.2 毫秒级精准切负荷网络
毫秒级精准切负荷系统控制中心站、控制主站、控制子站稳控装置均按双重化考虑，通过2M通道实现控制指令等信息逐层传输至控制终端。

控制中心站稳控装置A、B套通过光口与光电转换装置互联，光电转换装置E1接
口经华东江苏传输网、省级厂站传输网SDH设备与控制主站对应SDH设备互联。

图1 江苏电网秒级精准切负荷系统网络构架示意
控制主站稳控装置A、B套通过光口与光电转换装置互联，光电转换装置E1接口
经华东江苏传输网、省级厂站传输网SDH设备与控制中心站、控制子站对应SDH
设备互联。

苏州地区控制子站稳控装置A、B套通过E1接口与2M转换装置互联，2M转换装置E1接口经该地区光传输网SDH设备与接入变电站SDH设备互联。

其他地区控制子站稳控装置A、B套通过光口与155M转换装置互联，155M转换装置155M光口经该地区光传输网SDH设备与接入变电站SDH设备互联。

用户、储能电站、翻水站等控制终端通过裸光纤通道与接入变电站2M转换装置互联，2M转换装置E1接口与该站内光传输网SDH设备互联。

燃煤电厂可中断辅机通过接口转换装置E1接口与该电厂SDH设备互联，经该电厂所属光传输网络与所属地区控制子站SDH设备互联，控制子站SDH设备E1接口经控制子站电厂专用光电转换装置光口与控制子站稳控装置A、B套互联。

2.3 网络通道需求
2.3.1 秒级精准切负荷网络
（1）营销控制大区网络。

核心层省公司核心路由器和13个市公司、方天节点的骨干路由器间互联，带宽均按155M计。

汇聚层苏州、南京、徐州地区县公司汇聚路由器和市公司骨干路由器间互联，带宽按100M计。

县公司汇聚路由器和市公司骨干路由器下联变电站，带宽按155M计。

接入层苏州、南京、徐州地区变电站接入路由器上联至所在市、县公司路由器，带宽按2M计；其余地区变电站接入路由器上联至所在市公司，带宽按2M计。

图2 江苏电网毫秒级精准切负荷系统网络构架示意
（2）管理信息大区网络。

汇聚层市公司三层核心交换机和县公司三层汇聚交换互联，带宽按622M计；市公司三层核心交换机和县公司三层汇聚交换机下联所辖变电站，带宽按100M计。

接入层变电站三层汇聚交换机上联至所在市、县公司三层核心交换机和三层汇聚交换机，带宽按2M计。

2.3.2 毫秒级精准切负荷网络
协控总站至控制中心站采用4×2M独立的2M专用光纤通道；控制中心站至各控
制主站、控制主站至各控制子站、控制子站至接入变电站、控制子站至燃煤电厂、接入变电站至大用户均采用2×2M独立的2M专用光纤通道。

3 安全防护方案
3.1 秒级精准切负荷网络
依据《电力监控系统安全防护规定》要求，营销控制大区网络采取“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的安全策略，在省公司、13个地市公司配置漏洞
扫描系统、网管系统、IDS（入侵检测系统）；在省公司配置千兆正向物理隔离、千兆反向物理隔离和主站防病毒系统，保证了营销控制大区网络业务的安全和可靠运行。

依据《国家电网公司智能电网信息安全防护总体方案》（国家电网信息
[2011]1727号）要求,管理信息大区网络采用遵循“分区分域、安全接入、动态感知、全面防护”的安全策略，在13个地市公司配置IDS、千兆纵向防火墙，避免产生网络风暴，对信息网造成冲击，影响信息网业务的安全和可靠运行[13]。

3.2 毫秒级精准切负荷网络
毫秒级精准切负荷系统控制中心站、控制主站、控制子站装置通过电力调度数据网和江苏省调、华东网调D5000系统通信，在安全防护上，站内装置通过纵向加密装置接入调度数据网，确保了各层级站内装置与D5000调度主站通信的安全性；控制中心站、控制主站、控制子站及接入变电站间采用基于SDH传输网的2M专用通道通信，物理层、链路层均采用电网安全稳定控制专业私有协议编码进行通信，确保了各层级间2M专用通道的安全性；此外，用户控制终端采用裸光纤汇聚至
接入变电站，理论上存在从用户侧设备虚报可切负荷量来攻击系统的路径，但调度D5000系统可实时监控可切负荷总量，即时找出负荷量异常的用户，且仅攻击系
统入口端的单个用户，对整个系统的功能不构成实质性影响。

4 性能指标分析
江苏大规模源网荷友好互动系统网络必须具备严格的实时性要求，实时性指标主要体现在系统的整组动作时间上[14]。

在秒级精准切负荷系统的联调测试中，调度主站由故障采集到故障、越限判断的故障信息采集判断时间为7 s，从调度主站发出切负荷模拟命令到用户分路开关实际跳开的用户终端开关跳闸响应实测时间平均为4.242 s，整组动作时间小于12 s，满足了秒级精准切负荷系统对于可中断负荷精准实时控制能力的时延要求。

在毫秒级精准切负荷系统的首次实测演练中，苏州地区4组光纤专线用户从苏州换流站直流子站发生故障到可中断负荷切除的整组动作时间为：光纤用户1为196 ms，光纤用户2为211 ms，光纤用户 3为 222 ms，光纤用户 4为 213 ms，均小于300 ms，达到预定技术指标。

在后续毫秒级精准切负荷系统扩建过程中，在整组动作时间的组成上增加了控制中心站的计算决策耗时以及控制中心站与控制主站之间的通信耗时，根据工程经验值，控制中心站的计算决策耗时为10 ms，控制中心站与控制主站之间的通信耗时为10 ms，总体耗时增加20 ms，针对光纤用户，总体动作时限仍然在300 ms的整组动作时间要求之内。

由此可知，毫秒级精准切负荷系统整体网络构架可以满足《国网信通部关于印发精准负荷控制通信系统建设指导意见（试行）的通知》（信通通信[2017]33号文）中对于系统时延需求的要求：毫秒级控制系统相关处理时间及时延包含故障信息采集及决策时间、通道传输时间、用户站点转接装置延时时间、分路开关跳开时间，总体时延要求小于650 ms。

5 结语
本文介绍了江苏大规模源网荷友好互动系统中毫秒级精准切负荷系统和秒级精准切负荷系统的整体网络建设方案，该系统在江苏电网的正式投运验证了其方案的可靠性、安全性及实时性，对江苏大规模源网荷友好互动系统满足华东电网频率紧急控
制对江苏切负荷容量分配的要求提供了有力的支撑，为国网公司系统进一步丰富精准负荷系统的推广应用积累经验[15]。

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