“源网荷储”新生态下的新型电力通信系统

王晓明，黄 晟，吴芳琳

（国网浙江省电力有限公司海宁市供电公司，浙江 海宁 314400）

0 引 言

“源网荷储”一体化运营，系统深度融入了低碳新能源技术、先进信息通信技术和控制技术，具备洁净低碳、安全性可控、灵活有效、开放式交互以及智慧友好的特点。通过“源网荷储”一体化运营可以提高能源发展品质、系统运营效益及电源发展的综合经济效益，有助于推动国家生态文明建设，推动电力领域与自然环境的和谐可持续发展，也有助于推动地区间统筹发展。按照联合共建、互惠共赢的理念，充分发挥跨区“源网荷储”协同互济的功能，进一步拓展全国电能资源优化配置的区域范围和规模。建设现代化电力系统并非一蹴而就，新兴电力系统比重将逐步提高。同时，积极研究并预警环境风险，使其形成与各类电源品种、各类设施相互融合的新型国家综合基础建设。在“双碳”战略目标的引领下，构建以新能源为主体的新型电力系统已成为必然。新能源发展必然会带来新业务，作为新型电力系统承载业务的核心载体，新型电力通信系统需要适应新业务的发展趋势，并建成结构优化、调度灵活、高容量、高可靠以及多种组网模式协调发展的网络。

1 新型电力系统构建“源网荷储”新生态

1.1 发电侧：新能源为主体，煤电兜底保障

在新电力系统的形成过程中，新能源发电和化石燃料之间的博弈将由剧烈对撞向共存共生过渡。“双碳”目标的达成，将新能源推上了高速发展的黄金轨道。在风能、光伏规模化开发同时，氢能等新型再生能源得益于科技提升、生产成本降低双重推动，其应用规模将更加广阔，水电、生物质能发电、太阳能发电等将形成多元化的非化石资源环境。新能源虽然是电网安全平稳运转的责任基础，但同时也必须具有相应的主动保障、系统控制等功能，以分担电力系统费用增长的压力[1]。

化石能源电力占比持续减少是必然趋势，化石能源在电力能源构成中逐步由基础能源向调节能源过渡。需要重视的是，化石资源的重要性也不可小觑，特别是在寒潮或高温等特殊情况下，风能、光伏的出力下降，缺少煤电负荷兜底，整个动力系统的实时均衡就会遭到严重破坏。

目前，通常会在用户所在场地或附近建设10 kV分布式光伏电源，运行方式以10 kV 用户端自发自用为主，多余电量上网，且在配电网系统平衡调节发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。分布式电源监控系统通常具备数据采集和处理、有功功率调节、电压无功功率控制、孤岛检测、调度与协调控制以及与相关业务系统互联等功能。

1.2 电网侧：大电网与微网共荣共生

在新电力系统运行下，电网的运行生态特征如下：（1）增加特高压外运管道投资规模，确保大规模新能源并网消费；（2）微电网系统、局域网和大型柔性直连等新组网技术迅速发展，国家大电网与国家微电网融合，交流大电网与交直流配电网共存；（3）配电网将发展成为具有柔性管理和运营管理能力的新型智能柔性主动配电网，有利于保障分布式新能源、汽车、储能等能源基础设施和分布式发电设备，以满足用户双边潮流和多负荷供电的需求；（4）电网系统与管网、通信网、电视网以及交通网等系统集成，共同参与智慧城市和智慧生活建设，数字城市智慧能源生态系统已基本形成[2]。

1.3 负荷侧：由“源随荷动”转向“源网荷互动”

传统电力系统是一种超规模的非线性变化能量平衡系统，生产的模型为“源随荷动”，以精准控制的发电模式去适配基本可测的电力。新兴供电系统下，由于市场风光渗透率的增加，包括储能、分布式电力、不间断电源（Uninterruptible Power Supply，UPS）供电、冷却制热装置以及充电设施等多元化可调节设备的大量接入，发电侧、供电侧系统的复杂性增大。

从负载侧的特征来看：（1）生产、运输、建设等负载侧用电替换技术水平大幅提高；（2）能源生产与服务领域多元化发展，水、电、天然气等多资源深度耦合，资源梯级利用、检测效率改善等综合应用服务要求形成新常态；（3）负荷侧由于储能、分布式发电等各种设施的连接，配网侧从单向、被动、通用化的能源消费模型向融入各种要求、自主参与、客制化的双方交互模式转化，用能模型由“源随荷动”向“源网荷互动”转化；（4）负荷侧信息应采尽采、数据信息高度共享，利用数字化技术手段可实现对终端用能状况的全面了解与智能交互。

2 实现“源网荷储”友好互动的通信系统需求

新型通信系统的技术选型应匹配各种业务的需求，考虑“源网荷储”各类业务的规模与数据传输效率。同时，新型电力通信系统需满足安全性、可靠性以及经济性等要求。安全性要求坚持安全分区、横向隔离、纵向认证等原则；可靠性要求考虑通道备用、自愈保障等能力；经济性要求合理选择、经济覆盖原则。通信业务的交互控制系统一般都是针对源网荷的时间特点和用电情况建模，形成系统模式并对其具体的互动功能加以确定，并基于正常运行下的时间特点和系统控制能力，根据现代柔性电网分析和安全防范理论来提出“源网荷储”交互控制方法和技巧，以保证系统的工作状态正常，同时还要按照目前对这方面的有关规范和标准，对其中的不适应性问题加以检验[3]。

2.1 电力通信网的网络架构简介

电力通信网由骨干通信网和终端通信接入网组成。其中骨干通信网涵盖35 kV 及以上电网厂站及各类生产办公场所，通常为多业务传送平台（Multi-Service Transport Platform，MSTP），部分地方建有光传送网（Optical Transport Network，OTN）平台，主干通道的带宽为10 Gb/s，为通信多业务接入、承载奠定了较好的基础。终端通信接入网是电力通信网的重要组成部分，是电力骨干通信网的延伸，按通信范围可分为远程通信与本地通信，按电压等级可分为10 kV 中压通信网和0.4 kV 低压通信网。

10 kV 中压通信网是承载变电站10 kV 出线至配电网开关站、环网单元、柱上开关、配电变压器10 kV分布式电源站点等业务的通信系统。0.4 kV 低压通信网是承载用电信息采集、电力需求侧管理、负荷监控、电能采集管理以及充电桩管理等业务的通信系统。

2.2 “源网荷储”系统典型业务通信需求

配电自动化终端相关业务主要包括终端上传主站的遥测、遥信等信息采集类业务，以及主站下发终端的常规总召、线路故障定位（定线、定段）隔离、恢复时的遥控命令等。目前，数据传输单元（Data Transfer Unit，DTU）、配电开关监控终端（Feeder Terminal Unit，FTU）、配电变压器监测终端（distribution Transformer supervisory Terminal Unit，TTU）、故障指示器终端数据的带宽约为19.2 kb/s，未来随着TTU对低电压配电网的精益化管理，带宽需求预计会有所提高。配电自动化业务端到端时延要求为秒级，对通道时延要求宜小于2 s。

配电（站房）环境状态监测是采集配电房、开闭所等的温度、湿度、水位、地理位置等信息数据和线路侧与用户侧电缆的接头温度以及电缆井的井盖位移、可燃气体、有害气体、环境温湿度、电缆温度等信息，实现配电环境信息及状态监控。配电监测终端的业务数据量约为20 kb/s，采集类业务端到端时延要求为秒级，对通道时延要求宜小于6 s。

储能系统监控终端具备协调控制、运行信息采集、事件记录、对时、远程维护和自诊断、数据存储以及通信等功能，实现对储能电池电压、电流、温度、状态量，变流器输入输出电压、电流、输入输出功率、电量以及电能质量，储能设备中热、气、烟、火等信息的采集和计算，并传送至储能设备就地监控主机或站级监控系统，再通过电力数据通信网络将数据上传至区域主监控或调度系统。储能监控终端的数据带宽约为34 kb/s，电能计量业务的数据带宽为1 ～2 kb/s，业务端到端时延要求为秒级，对通道时延要求宜小于2 s。

3 构建新型电力通信系统的措施

3.1 新型电力通信系统技术类别

新型电力通信系统接入网通信技术按照数据流向可以分为远程通信技术与本地通信技术。远程通信技术指末端业务终端或边缘汇聚终端直接与骨干通信网连接的通信接入技术，主要应用于10 kV 配电网业务与部分直连骨干网的0.4 kV 配用电业务，可以采用光纤专网、电力无线专网、无线公网、中压电力线载波以及北斗短报文卫星等通信方式。本地通信技术指末端业务终端与边缘汇聚终端连接的通信接入技术，主要应用0.4 kV 通信网业务，可选择电力线载波通信（包括载波＋无线双模）、短距离无线通信（如ZigBee、可信Wi-Fi、蓝牙等）、低功耗长距离无线通信（如LoRa 等）、串口通信（如RS-232、RS-485 等）以及本地以太网等。

以太网无源光网络（Ethernet Passive Optical Network，EPON）是一种光纤接入网技术，它采用点到多点结构、无源光纤传输，优点是通信速率高、带宽高、抗电磁干扰能力强，但其部署成本高、建设周期长、施工难度大，适用于大带宽、高可靠、低时延类业务[4,5]。

光纤工业以太网是以光纤为通信介质的工业以太网，可以在光缆和双绞线上传输，并根据工业控制对网络可靠性能的要求加强了冗余功能设计，而且在产品设计、材质选用等方面充分考虑了实时性、可靠性、抗干扰等工程应用需要。

无线公网采用的网络制式主要为2G、3G、4G、5G 以及DL-IoT 等，2G/3G 网络性能已经无法满足目前通信需求，现在最常用的是4G 网络和5G 网络，覆盖半径为1 ～3 km。5G 支持增强移动宽带、海量连接和低时延高可靠连接3 大场景。

低压电力线载波通信分为窄带载波和宽带载波2种。我国窄带载波的工作频率为9 ～500 kHz，多采用频移键控（Frequency Shift Keying，FSK）技术、扩频型频移键控（Spread Frequency Shift Keying，S-FSK），已广泛应用于用电信息采集领域。

3.2 通信技术选型策略

依据相关电网规划设计技术导则中的划分标准，按供电区域的负荷密度，业务场景可划分为A+、A、B、C、D 以及E，每种供电区域的划分不交叉、不重叠。A+类供电区域的负荷密度最高，承载的业务类型最多，重要性最高；E 类供电区域的负荷密度最低，承载的业务类型最少，重要性相对较低。一般将A+、A、B 类区域统一称为终端密集区域，C、D、E 类区域统一称为终端分散区域。

各类业务场景规划方案不尽相同，应按照实际情况，根据不同业务场景进行规划设计。A+、A 供电区域及并入10 kV 配电网的分布式电源接入区域优先自建光纤专网，以EPON 光纤技术为主。对于新建（改造）10 kV 线路全程为电缆线路，应同步敷设光缆；对于存量不具备光纤覆盖条件的区域及重要负荷用户，随电网改造逐步实现光纤覆盖。B 类区域比照市区建设方案，租建合一，自建为主、租用为辅。C 类区域通常为城市周边郊区地带，建设方案应租建合一，以租用公网为主，自建无线专网为辅。D 类偏远地区中，建设方案应以租用公网为主，满足一次设备遥测和遥信功能。并入10kV 配电网的分布式电源接入区域比照郊区建设方案，以自建光纤专网为主。

4 结 论

文章聚焦新型电力通信系统的新业务需求，关注5G、可信Wi-Fi 等新技术的性能特点，针对通信网的覆盖范围、业务承载能力、灵活便捷性以及技术安全性等方面进行分析并提出建设建议，支撑新型电力系统数字技术支撑体系落地，推动传统电力业务数字化转型升级，为新型电力系统的通信网建设提出新方案。