刘 奇，李文君，彭喜云，张子健

(国网四川省电力公司成都供电公司, 四川 成都 610041)

0 引 言

电网故障中配电网故障比例较大，配电网传统阶段电流保护受电网方式影响也较大。随着配电网分布式电源的不断延伸扩容，其拓扑结构日趋复杂，过流保护定值在复杂配电网中不能实现很好配合而导致整定困难。配电网定值因整定失配造成的越级风险日益突出[1]。配电网通信专用光纤系统建设运行维护成本高，光纤差动保护不适合配电网使用[2]。如何快速精准切除故障，实现停电范围最小化，是目前配电网运行亟待解决的问题。

高带宽、高可靠性、低延时与低能耗的5G通信技术[3]与电力业务的融合应用，为促进电力业务创新带来了新的思路[4]。文献[5-6]提出基于5G网络的配电网差动保护方案，但差动保护需要解决两个主要的问题：1)CT饱和造成差动保护误动或拒动的问题[7]；2)差动保护两侧采样的通道时延、抖动精度是否满足要求的问题。文献[5]通过5G网络建立差动保护通道，试验测得通道最大延迟为137 379 μs，最小延迟为11 354 μs，可见5G差动保护存在网络通道延时不稳定问题。文献[8]提出一种新的电流差动保护判据，通过算法避免配电网差动保护的采样同步误差问题。

区域保护借助对等式通信网络，将区域内各断路器保护装置的采集信息、保护判别信息和断路器位置等信息与相邻断路器实时共享，使区域内各个断路器保护能够高效协调和配合[9]。配电网区域保护相较于差动保护，受CT饱和影响小，且无需高精度采样同步[10]。区域保护应用于配电网故障定位所需的信息量小，可靠性好[11]，能较好地兼顾保护快速性和选择性。

下面提出一种基于5G通信的配电网区域保护方案，依据区域内断路器的过流及方向标志的组合信号，判断区内故障则跳闸，区外故障则不动作，其选择性强、动作快速、灵敏度高，整定无复杂的配合关系。首先，介绍配电网5G区域保护的实现方案；其次，阐述区域保护动作原理；最后，实例分析该方案保护整定计算原则。

1 配电网5G区域保护实现方案

配电网5G区域保护实现方案如图1所示，在变电站低压侧负荷出线断路器、配电网环网柜或开关站配置分布式数据传输单元(data transfer unit，DTU)和客户前置设备(customer premise equipment，CPE)[12]。

图1 配电网5G区域保护实现方案

其中，分布式DTU完成间隔模拟量信息、断路器位置采集、区域保护等功能。区域内各个DTU之间的信息交互通道为5G无线通信网，保护控制信息处理采用间隔DTU直接向无线通信终端CPE 发信息，CPE将处理后的信息传入上一级或相关CPE再进行分析计算的模式，该模式可以降低信息交互量，减少信息通道处理延时，为配电网保护满足选择性要求争取了时间。

组网采用内部时钟授时模式，即5G基站通过GPS或北斗授时后，将时钟信号同时下发给区域内各CPE终端。CPE终端具备对DTU终端的授时功能，再通过光纤接口将时钟信号接入DTU，从而实现DTU内各保护装置的时钟信号同步。DTU将采用的各间隔过流信号和方向信号，传输给CPE终端至5G网络，实现各DTU之间的保护信号交互，通过比较两端或多段的过流及方向信号，进行区内、区外的故障识别，从而实现配电网故障的精准定位和隔离。

该方案不依赖外部对时设备，无需比较两侧断路器差流，因此对时精度要求不高，对通道延时和抖动要求低。通过5G网络传输交互的保护信号仅包括过流信号和方向信号，因此对传输带宽要求不高，5G的通道带宽完全满足要求[13]。目前，国网成都供电公司与中国电信、许继集团合作，在成都开展配电网5G区域保护试点工作，该方案已在成都青白江区铁路港片区配电网络应用成功。

2 配电网5G区域保护基本原理

2.1 区域保护构成

区域保护包括动态自适应过流保护和常规过流保护，环网柜馈线断路器投入常规阶段式过流保护，除馈线断路器外的所有进出线断路器均投入动态自适应过流保护。

如图2所示，线路断路器为变电站负荷出线断路器或环网柜、断路器站与下一级的联络断路器，取其正方向为负荷流出方向，如图中断路器1、断路器3、断路器5；母线断路器为线路接进环网柜或开关站的断路器，其正方向定义为由环网柜或开关站母线指向线路方向，如图中断路器2、断路器4、断路器6；馈线断路器为环网柜或开关站的负荷出线断路器，如图中断路器7—12。

图2 区域保护的断路器正方向示意和断路器属性

动态自适应过流保护基于电流启动信号比较原理，电流启动信号为当装置过流保护启动时判为电流启动。装置接收的电流启动信号分为两类：1)来自对侧线路装置；2)来自环网柜同母线进出线和母联装置。动态自适应过流保护分为T1、T2、T3时限，当信道通道正常且所有保护装置无故障时，动态自适应过流保护可以在T1时限快速切除故障；当信道通道损坏，通信异常时，保护仍然可以在T2时限快速切除故障；T3延时作为全线兜底后备保护时限，经固定延时动作。

2.2 线路断路器保护

线路断路器的动态自适应过流保护动作逻辑如图3所示，当装置检测故障电流大于“动态加速过流定值”时，保护启动。线路断路器本侧通过5G网络接收线路对侧的电流启动信号，结合本侧的故障电流特征，确定故障点发在线路区内或区外。

图3 线路断路器动态自适应过流保护动作逻辑

如图4所示，断路器1和2、断路器3和4、断路器5和6均互为一组本侧和对侧断路器。T1时限：通信正常时投入，作为本线路的快速主保护使用；动作条件为本侧过流且正方向，未收到对侧反方向启动GOOSE信号。T2时限：在本间隔通信终端故障时投入；动作条件为本侧过流且正方向，本间隔通信中断故障。T3时限：基站通信故障时，作为全线兜底后备保护投入；动作条件为本侧过流。由逻辑框图可以看出，T1和T2为互斥关系。

图4 线路断路器动态自适应过流保护

以图4中的3号断路器为例：当A点故障时，3号保护过流启动正方向，4号保护未启动或收到4号保护过流正方向启动GOOSE信号(若馈线有电源)，动态自适应过流保护T1动作，3号断路器跳闸；当B点故障时，3号保护无过流启动或反方向元件启动(如馈线有电源)，3号断路器不动作；当C点故障时，3号保护过流启动正方向，收到4号断路器保护过流反方向启动GOOSE信号，3号断路器不动作。

2.3 母线断路器保护

母线断路器的动态自适应过流保护动作逻辑如图5所示，当装置检测故障电流大于“动态加速过流定值”时，保护启动。同一母线的环网柜进出线及母联保护装置通过5G网络相互收发电流启动方向信号，确定故障点发生在母线区内或区外。

图5 母线断路器动态自适应过流保护动作逻辑

如图6所示，4号母线断路器作为本间隔时，相邻间隔是指4号断路器所在母线上的所有其余断路器(即5、9、10号断路器)。T1时限：通信正常时投入，作为母线故障的主保护使用，动作条件为本间隔过流且反方向，没有收到任意相邻间隔正方向启动GOOSE信号。T2时限：在本间隔通信终端故障时投入，动作条件为本间隔过流且反方向，本间隔通信中断故障。T3时限：基站通信故障时，作为全线兜底后备保护投入，动作条件为本侧过流。

以图6中的4号断路器为例：当A点故障时，4号保护过流启动反方向，没有收到任意相邻间隔正方向启动GOOSE信号，4号断路器跳闸；当B点故障时，4号保护过流启动正方向，4号断路器不动作；当C点故障时，4号保护过流启动反方向，收到相邻间隔5号断路器保护正方向启动GOOSE信号，4号断路器不动作。

图6 母线断路器动态自适应过流保护

2.4 馈线断路器保护

馈线断路器，如图2中断路器7—12，采用传统的过流保护，保护装置设有二段或三段过流保护，各段过流保护的电流和时间定值可独立整定。过流保护动作条件为最大相电流大于过流整定值，对应过流段保护动作，不带方向。

3 配电网5G区域保护整定计算原则

3.1 整定计算原则

动态加速过流保护的整定计算原则如下：

1)动态加速过流定值：按被保护线路末端相间故障时有足够的灵敏度整定，建议灵敏系数不小于2。

2)动态加速过流T1时限：应可靠大于“5G通信延时+10 ms”。通过试点项目的实际延时测试，建议T1取100 ms，可确保区域保护动作的选择性。

3)动态加速过流T2时限：应比T1延时多一个时间级差，并按配合关系整定。

4)动态加速过流T3时限：应比变电站10 kV出线过流末端保护延时少一个时间级差，并按配合关系整定。

实际整定计算时，正常情况下T2时限是闭锁状态，当5G通信异常时，T2时限才开放投入，因此可将T2和T3时限整定为同一时限，以简化各级断路器的配合关系。另外，各环网柜之间联络线两侧断路器的属性，应将“线路断路器”和“母线断路器”的保护控制字均置为1，两种保护逻辑互不影响，同时发挥保护作用，当供电方式变化时无需改变保护定值。

馈线断路器传统过流保护的整定计算原则如下：

1)过流保护Ⅰ段定值按避开3～8倍配电变压器励磁涌流整定，馈线在变电站出线Ⅰ段范围内时应力争本段有灵敏度，过流Ⅰ段时间取0 s。

2)过流保护Ⅱ段定值按避开本支线最大负荷电流整定，并确保有足够灵敏度，考虑自启动系数，可取1.35～2.4倍最大负荷电流，时间应小于变电站出线有灵敏度段和上级分段动作时间至少一个级差，取0.2 ～0.5 s。

3)过流Ⅲ段定值可考虑与过流Ⅱ段合并，为减少时间级差并简化计算，按过流Ⅱ段取值并确保有足够灵敏度，或者将过流Ⅲ段退出使用。

3.2 实例分析

国网成都供电公司在青白江试点的配电网5G区域保护包括110 kV变电站内10 kV楼港线916断路器、3个环网柜及各馈线断路器，如图7所示。馈线断路器的过流Ⅰ段时限均为0 s，过流 Ⅱ/Ⅲ段时限按0.4 s、0.2 s、0.1 s逐级配合。除馈线断路器外的其余断路器均投入动态加速过流保护，T1时限均取0.1 s，T2和T3时限按0.6 s、0.4 s、0.2 s逐级配合。

图7 配电网5G区域保护的动作时限

当2号环网柜母线发生短路故障时，905断路器过流启动反方向，未收到相邻间隔921、922、907断路器正方向启动GOOSE信号，满足母线侧动作条件，延时0.1 s跳开905断路器；903断路器过流启动正方向，但收到对侧905断路器反方向启动GOOSE信号，因此903断路器T1不会动作；916、901断路器同理，均不满足T1动作条件。通信故障时，916、901、903、905断路器均满足动作条件，905、903断路器经0.4 s延时跳闸，不会越级到901和916断路器。

当馈线922断路器线路发生短路故障时，通信正常时，922断路器传统过流保护动作，当达到过流Ⅰ段定值时，0 s跳闸；当未达到过流Ⅰ段定值时，0.2 s跳闸；905断路器过流启动反方向，但收到相邻间隔922断路器正方向启动GOOSE信号，因此905断路器T1不会动作；903断路器过流启动正方向，但收到对侧905断路器反方向启动GOOSE信号，因此903断路器T1不会动作；916、901断路器同理，均不满足T1动作条件。通信故障时，916、901、903、905、922断路器均满足动作条件，但922断路器经0 s延时或0.2 s延时跳闸，不会越级到其余断路器。

4 结 论

前面提出了一种基于5G通信的配电网区域保护方案，通过实际应用验证了该方案的可行性。配电网5G区域保护方案规避了配电网差动保护的采样同步问题，无需采样数据的精准同步。利用带方向性的动态加速过流保护和传统过流保护，实现了配电网短路故障的快速准确定位，具有优秀的快速性和选择性，可实现配电网停电范围最小化，极大提高了配电网供电可靠性。

该方案的保护动作逻辑和整定计算原则，在配电网区域保护整定计算工作中具有实际应用价值。后续将继续研究配电网5G区域保护与目前广泛使用的配电网自动化系统如何高效配合，以实现分布式自愈控制功能，故障跳闸后实现备用电源的快速恢复供电，进一步提高配电网供电自愈性。