基于5G通信的配電網區域保護應用及整定分析

劉 奇，李文君，彭喜云，張子健

(國網四川省電力公司成都供電公司, 四川 成都 610041)

0 引 言

電網故障中配電網故障比例較大，配電網傳統階段電流保護受電網方式影響也較大。隨著配電網分布式電源的不斷延伸擴容，其拓撲結構日趨復雜，過流保護定值在復雜配電網中不能實現很好配合而導致整定困難。配電網定值因整定失配造成的越級風險日益突出[1]。配電網通信專用光纖系統建設運行維護成本高，光纖差動保護不適合配電網使用[2]。如何快速精準切除故障，實現停電范圍最小化，是目前配電網運行亟待解決的問題。

高帶寬、高可靠性、低延時與低能耗的5G通信技術[3]與電力業務的融合應用，為促進電力業務創新帶來了新的思路[4]。文獻[5-6]提出基于5G網絡的配電網差動保護方案，但差動保護需要解決兩個主要的問題：1)CT飽和造成差動保護誤動或拒動的問題[7]；2)差動保護兩側采樣的通道時延、抖動精度是否滿足要求的問題。文獻[5]通過5G網絡建立差動保護通道，試驗測得通道最大延遲為137 379 μs，最小延遲為11 354 μs，可見5G差動保護存在網絡通道延時不穩定問題。文獻[8]提出一種新的電流差動保護判據，通過算法避免配電網差動保護的采樣同步誤差問題。

區域保護借助對等式通信網絡，將區域內各斷路器保護裝置的采集信息、保護判別信息和斷路器位置等信息與相鄰斷路器實時共享，使區域內各個斷路器保護能夠高效協調和配合[9]。配電網區域保護相較于差動保護，受CT飽和影響小，且無需高精度采樣同步[10]。區域保護應用于配電網故障定位所需的信息量小，可靠性好[11]，能較好地兼顧保護快速性和選擇性。

下面提出一種基于5G通信的配電網區域保護方案，依據區域內斷路器的過流及方向標志的組合信號，判斷區內故障則跳閘，區外故障則不動作，其選擇性強、動作快速、靈敏度高，整定無復雜的配合關系。首先，介紹配電網5G區域保護的實現方案；其次，闡述區域保護動作原理；最后，實例分析該方案保護整定計算原則。

1 配電網5G區域保護實現方案

配電網5G區域保護實現方案如圖1所示，在變電站低壓側負荷出線斷路器、配電網環網柜或開關站配置分布式數據傳輸單元(data transfer unit，DTU)和客戶前置設備(customer premise equipment，CPE)[12]。

圖1 配電網5G區域保護實現方案

其中，分布式DTU完成間隔模擬量信息、斷路器位置采集、區域保護等功能。區域內各個DTU之間的信息交互通道為5G無線通信網，保護控制信息處理采用間隔DTU直接向無線通信終端CPE 發信息，CPE將處理后的信息傳入上一級或相關CPE再進行分析計算的模式，該模式可以降低信息交互量，減少信息通道處理延時，為配電網保護滿足選擇性要求爭取了時間。

組網采用內部時鐘授時模式，即5G基站通過GPS或北斗授時后，將時鐘信號同時下發給區域內各CPE終端。CPE終端具備對DTU終端的授時功能，再通過光纖接口將時鐘信號接入DTU，從而實現DTU內各保護裝置的時鐘信號同步。DTU將采用的各間隔過流信號和方向信號，傳輸給CPE終端至5G網絡，實現各DTU之間的保護信號交互，通過比較兩端或多段的過流及方向信號，進行區內、區外的故障識別，從而實現配電網故障的精準定位和隔離。

該方案不依賴外部對時設備，無需比較兩側斷路器差流，因此對時精度要求不高，對通道延時和抖動要求低。通過5G網絡傳輸交互的保護信號僅包括過流信號和方向信號，因此對傳輸帶寬要求不高，5G的通道帶寬完全滿足要求[13]。目前，國網成都供電公司與中國電信、許繼集團合作，在成都開展配電網5G區域保護試點工作，該方案已在成都青白江區鐵路港片區配電網絡應用成功。

2 配電網5G區域保護基本原理

2.1 區域保護構成

區域保護包括動態自適應過流保護和常規過流保護，環網柜饋線斷路器投入常規階段式過流保護，除饋線斷路器外的所有進出線斷路器均投入動態自適應過流保護。

如圖2所示，線路斷路器為變電站負荷出線斷路器或環網柜、斷路器站與下一級的聯絡斷路器，取其正方向為負荷流出方向，如圖中斷路器1、斷路器3、斷路器5；母線斷路器為線路接進環網柜或開關站的斷路器，其正方向定義為由環網柜或開關站母線指向線路方向，如圖中斷路器2、斷路器4、斷路器6；饋線斷路器為環網柜或開關站的負荷出線斷路器，如圖中斷路器7—12。

圖2 區域保護的斷路器正方向示意和斷路器屬性

動態自適應過流保護基于電流啟動信號比較原理，電流啟動信號為當裝置過流保護啟動時判為電流啟動。裝置接收的電流啟動信號分為兩類：1)來自對側線路裝置；2)來自環網柜同母線進出線和母聯裝置。動態自適應過流保護分為T1、T2、T3時限，當信道通道正常且所有保護裝置無故障時，動態自適應過流保護可以在T1時限快速切除故障；當信道通道損壞，通信異常時，保護仍然可以在T2時限快速切除故障；T3延時作為全線兜底后備保護時限，經固定延時動作。

2.2 線路斷路器保護

線路斷路器的動態自適應過流保護動作邏輯如圖3所示，當裝置檢測故障電流大于“動態加速過流定值”時，保護啟動。線路斷路器本側通過5G網絡接收線路對側的電流啟動信號，結合本側的故障電流特征，確定故障點發在線路區內或區外。

圖3 線路斷路器動態自適應過流保護動作邏輯

如圖4所示，斷路器1和2、斷路器3和4、斷路器5和6均互為一組本側和對側斷路器。T1時限：通信正常時投入，作為本線路的快速主保護使用；動作條件為本側過流且正方向，未收到對側反方向啟動GOOSE信號。T2時限：在本間隔通信終端故障時投入；動作條件為本側過流且正方向，本間隔通信中斷故障。T3時限：基站通信故障時，作為全線兜底后備保護投入；動作條件為本側過流。由邏輯框圖可以看出，T1和T2為互斥關系。

圖4 線路斷路器動態自適應過流保護

以圖4中的3號斷路器為例：當A點故障時，3號保護過流啟動正方向，4號保護未啟動或收到4號保護過流正方向啟動GOOSE信號(若饋線有電源)，動態自適應過流保護T1動作，3號斷路器跳閘；當B點故障時，3號保護無過流啟動或反方向元件啟動(如饋線有電源)，3號斷路器不動作；當C點故障時，3號保護過流啟動正方向，收到4號斷路器保護過流反方向啟動GOOSE信號，3號斷路器不動作。

2.3 母線斷路器保護

母線斷路器的動態自適應過流保護動作邏輯如圖5所示，當裝置檢測故障電流大于“動態加速過流定值”時，保護啟動。同一母線的環網柜進出線及母聯保護裝置通過5G網絡相互收發電流啟動方向信號，確定故障點發生在母線區內或區外。

圖5 母線斷路器動態自適應過流保護動作邏輯

如圖6所示，4號母線斷路器作為本間隔時，相鄰間隔是指4號斷路器所在母線上的所有其余斷路器(即5、9、10號斷路器)。T1時限：通信正常時投入，作為母線故障的主保護使用，動作條件為本間隔過流且反方向，沒有收到任意相鄰間隔正方向啟動GOOSE信號。T2時限：在本間隔通信終端故障時投入，動作條件為本間隔過流且反方向，本間隔通信中斷故障。T3時限：基站通信故障時，作為全線兜底后備保護投入，動作條件為本側過流。

以圖6中的4號斷路器為例：當A點故障時，4號保護過流啟動反方向，沒有收到任意相鄰間隔正方向啟動GOOSE信號，4號斷路器跳閘；當B點故障時，4號保護過流啟動正方向，4號斷路器不動作；當C點故障時，4號保護過流啟動反方向，收到相鄰間隔5號斷路器保護正方向啟動GOOSE信號，4號斷路器不動作。

圖6 母線斷路器動態自適應過流保護

2.4 饋線斷路器保護

饋線斷路器，如圖2中斷路器7—12，采用傳統的過流保護，保護裝置設有二段或三段過流保護，各段過流保護的電流和時間定值可獨立整定。過流保護動作條件為最大相電流大于過流整定值，對應過流段保護動作，不帶方向。

3 配電網5G區域保護整定計算原則

3.1 整定計算原則

動態加速過流保護的整定計算原則如下：

1)動態加速過流定值：按被保護線路末端相間故障時有足夠的靈敏度整定，建議靈敏系數不小于2。

2)動態加速過流T1時限：應可靠大于“5G通信延時+10 ms”。通過試點項目的實際延時測試，建議T1取100 ms，可確保區域保護動作的選擇性。

3)動態加速過流T2時限：應比T1延時多一個時間級差，并按配合關系整定。

4)動態加速過流T3時限：應比變電站10 kV出線過流末端保護延時少一個時間級差，并按配合關系整定。

實際整定計算時，正常情況下T2時限是閉鎖狀態，當5G通信異常時，T2時限才開放投入，因此可將T2和T3時限整定為同一時限，以簡化各級斷路器的配合關系。另外，各環網柜之間聯絡線兩側斷路器的屬性，應將“線路斷路器”和“母線斷路器”的保護控制字均置為1，兩種保護邏輯互不影響，同時發揮保護作用，當供電方式變化時無需改變保護定值。

饋線斷路器傳統過流保護的整定計算原則如下：

1)過流保護Ⅰ段定值按避開3～8倍配電變壓器勵磁涌流整定，饋線在變電站出線Ⅰ段范圍內時應力爭本段有靈敏度，過流Ⅰ段時間取0 s。

2)過流保護Ⅱ段定值按避開本支線最大負荷電流整定，并確保有足夠靈敏度，考慮自啟動系數，可取1.35～2.4倍最大負荷電流，時間應小于變電站出線有靈敏度段和上級分段動作時間至少一個級差，取0.2 ～0.5 s。

3)過流Ⅲ段定值可考慮與過流Ⅱ段合并，為減少時間級差并簡化計算，按過流Ⅱ段取值并確保有足夠靈敏度，或者將過流Ⅲ段退出使用。

3.2 實例分析

國網成都供電公司在青白江試點的配電網5G區域保護包括110 kV變電站內10 kV樓港線916斷路器、3個環網柜及各饋線斷路器，如圖7所示。饋線斷路器的過流Ⅰ段時限均為0 s，過流 Ⅱ/Ⅲ段時限按0.4 s、0.2 s、0.1 s逐級配合。除饋線斷路器外的其余斷路器均投入動態加速過流保護，T1時限均取0.1 s，T2和T3時限按0.6 s、0.4 s、0.2 s逐級配合。

圖7 配電網5G區域保護的動作時限

當2號環網柜母線發生短路故障時，905斷路器過流啟動反方向，未收到相鄰間隔921、922、907斷路器正方向啟動GOOSE信號，滿足母線側動作條件，延時0.1 s跳開905斷路器；903斷路器過流啟動正方向，但收到對側905斷路器反方向啟動GOOSE信號，因此903斷路器T1不會動作；916、901斷路器同理，均不滿足T1動作條件。通信故障時，916、901、903、905斷路器均滿足動作條件，905、903斷路器經0.4 s延時跳閘，不會越級到901和916斷路器。

當饋線922斷路器線路發生短路故障時，通信正常時，922斷路器傳統過流保護動作，當達到過流Ⅰ段定值時，0 s跳閘；當未達到過流Ⅰ段定值時，0.2 s跳閘；905斷路器過流啟動反方向，但收到相鄰間隔922斷路器正方向啟動GOOSE信號，因此905斷路器T1不會動作；903斷路器過流啟動正方向，但收到對側905斷路器反方向啟動GOOSE信號，因此903斷路器T1不會動作；916、901斷路器同理，均不滿足T1動作條件。通信故障時，916、901、903、905、922斷路器均滿足動作條件，但922斷路器經0 s延時或0.2 s延時跳閘，不會越級到其余斷路器。

4 結 論

前面提出了一種基于5G通信的配電網區域保護方案，通過實際應用驗證了該方案的可行性。配電網5G區域保護方案規避了配電網差動保護的采樣同步問題，無需采樣數據的精準同步。利用帶方向性的動態加速過流保護和傳統過流保護，實現了配電網短路故障的快速準確定位，具有優秀的快速性和選擇性，可實現配電網停電范圍最小化，極大提高了配電網供電可靠性。

該方案的保護動作邏輯和整定計算原則，在配電網區域保護整定計算工作中具有實際應用價值。后續將繼續研究配電網5G區域保護與目前廣泛使用的配電網自動化系統如何高效配合，以實現分布式自愈控制功能，故障跳閘后實現備用電源的快速恢復供電，進一步提高配電網供電自愈性。