基于5G通信技术的电网保护和区域自动控制系统研究与应用

魏庆海

（国家电网公司，河南 三门峡 472000）

0 引 言

电力系统的一次网络结构是由“发、输、变、配、用”5部分组成，而且每一部分都具有极强的同一性。发电部分由多台同类发电机和变压器组构成，输电部分由多条线路和变电设备构成，变电和配用电系统也是如此。这些发电或输电设备分布于不同的地理位置，交流、直流、柔性方式各异，而电力属性却完全可以按类别协调控制和保护[1]。目前，同一发电站、同一变电站在不同容量和电压等级框架下，“发、输、变、配、用”5部分设备都具有独立的多套二次系统保护和自动装置，只是参数、动作限值及时间各有差异。通过现场交流采样，利用5G通信技术传输，实现同一类设备用一套保护。进行巡回检测，经过定值比对作用于对应的开关，针对故障性质进行选择性的重合，保证电网安全稳定运行。根据研究，这种自动控制模式完全可以实现[2]。

1 5G通信技术的支撑

5G技术是实现工业控制现代化的前提。电力系统要实现自动化，必须以先进的通信技术作为依托。与4G相比，5G具有更高的速率、更宽的频带、更高的可靠性以及几乎忽略的延时等特征，这些正与所研发的网络保护及区域控制系统的要求相吻合。

目前，5G网络已成功在电气化轨道交通、系统远程监控智能化、工业控制等领域得到广泛应用。将5G技术应用于电网自动化切实可行且具有广阔的发展前景，能够满足电力系统需求。从5G应用于航空航天、智能制造、高清视频以及自动驾驶领域的情况来看，5G技术水平与电力系统自动化可靠性、灵敏性、正确性的要求相符[3-6]。

2 网络保护和区域自动控制系统的架构

电力系统是一个庞大的网络，其研究与应用必须和电网结构、调度管理体制、行政区划紧密结合，形成电网运行与管理体制的高度统一。按现行电网结构和调度业务关系，构建层间与区域相结合的3级网络保护和区域自动控制体系是本研究的基本思路。

（1）国家调度控制体系。建设跨国、跨区、跨省电网的二次系统体系，主要是跨国±400～±1 100 kV直流、跨区、跨省1 000 kV特高压交流和±500 kV直流。

（2）省级调度控制体系。建设省内与地级电网界面以上的各电压等级的输变电设备自动化系统。

（3）地市调度控制体系。建设地市区域内各电压等级输变电设备的自动化系统。

3 5G数据传输的控制策略

电力系统中通常采用光纤作为通信网络传输载体，为了保证采集、转换、传输、分析、决策以及出口6个串联环节的同一性，对可能存在的误差必须进行策略修正，以保证系统的安全可靠运行[7]。

（1）延时控制策略。若多站之间数据延时过大，则容易产生信息控制错误。为保证数据采集的同时性，需要在5G传输的数据包中增数据生成系统，以便始末两端用校时的方法减少延时误差。

（2）拥塞控制策略。在数据超过阀值或开关量未发生变化时，向关联站按设定规则发送高频数据，确保主站能够及时准确采集到输变电现场实际数据，做出正确的判断和决策。

（3）在线控制策略。电力系统的保护与控制必须是实时在线，时限在毫秒和微秒范围内，需具有高分辨率和极强的自适应性，以满足电力自动化的要求。

（4）手动操作的离线控制策略。电力系统控制需满足就地和远程、手动和自动的控制要求，以实现手动操作的离线控制。

4 基于5G通信技术的电网网络保护和区域自动控制系统

4.1 网络保护归类和集中控制原则

电力系统是一个拓朴网络结构，由于各电压等级和跨地区输电的存在，形成了非线性多节点的巨阵方程，因此对网络保护要实现分区集中控制，同时进行系统的归类，以实现用最少的资源发挥出最大的保护和控制效果。

网络保护归类和集中控制原则共有8个。一是配置与电压等级相统一，不同电压等级的保护和自动装置有不同的配置方式；二是配置与一次电网的输电方式相统一，直流输电、背靠背直流输电、交流输电各自归类；三是配置与保护类型相统一，将同一保护类型纳入同一巡回检测模块系统形成独立的体系；四是配置与元件性质相统一，同一电压等级的发电机组、变压器、线路基本属于同一配置原则；五是区域内安全自动装置与控制对象相统一；六是电网监视信号系统和现场管理监视系统相统一；七是无功补偿与电压调整系统相统一；八是区域内电网设备操作系统与管理类操作系统相统一。

基于这种分类体系控制原则，构建一种分层分区保护控制的网络化格局。电网网络保护采样与控制示意如图1所示。

图1 电网网络保护采样与控制示意图

4.2 技术方案

基于5G通信技术的电网网络保护和区域自动控制系统整体方案共由6个层次构成。

（1）子站端采样。在子站端采集电力系统发电、输电、变电、配电的运行参数以及环境和消防参数，包括电流、电压、频率、湿度、压力、极限位置等。

（2）数模转换。将子站端中全部采样参数的模拟量转换成数字量。

（3）网络传输。应用现有的5G数字通信系统，将已转换的数字信号传送至主站端。

（4）主站接收分类。对传送到主站的数字信号进行分类，分别是网络保护与自动控制系统、手动操作与控制系统、实时监视与测量系统以及电力电量计算与管理系统。

（5）巡回检测与校准定值比对。将与网络保护和区域自动控制系统相关的参数按规定的频次与定值比对，明确是否发生故障或需要系统调解操作，做出决策判断。

（6）出口操作与调控。将瞬时故障的设备切除后再次投入系统运行，将永久故障的设备按次序重合，在切除后另行处理。对于需要调节的无功补偿、变压器有载分接、直流输电的功率变动以及管理类的监视与控制，将根据自动和手动两种模式远程作用于现场设备[8-11]。网络保护与区域自动化控制系统整体如图2所示。

图2 网络保护与区域自动化控制系统全图

5 结 论

通过构建网络保护模式，开创性地将巡回检测技术应用于电力系统自动控制中，实现了区域电网同类保护和自动装置的一对多控制目标，突出体现了用一套保护控制多个元件、由分散控制向集中控制、由就地控制向远程控制、由一维点线决策向三维立体决策、由单项监控向复合监控的转变，提高了电网运行的现代化水平。理论上该研究的应用能使系统造价和管理成本大幅降低，同时为用户侧管理和防止窃电提供了全天候的监控措施。