基于故障时刻自同步的波形比较式多端配电网快速保护方案

黄见虹，翟博龙，宋福海，肖澍昱，顾本硕，刘 伟，徐光福

（1.国网福建省电力有限公司，福建福州 350003；2.强电磁工程与新技术国家重点实验室（华中科技大学） 湖北武汉 430074；3.南京南瑞继保工程技术有限公司，江苏南京 211102）

0 引言

随着分布式电源渗透率稳步上升，配电网呈现出更加复杂的形态[1-7]。在此背景下，目前配电网中广泛采用的基于单端就地量的三段式过流保护更易出现定值整定困难、选择性难以保证甚至失去保护范围等各种技术难题[8-14]。

鉴于配电线路常有较多分支的接线形式，如何实现多点电气量的同步采集，以及合理应对因不同互感器传变误差、通信时延抖动等因素导致的不平衡差流，是新型配电网保护急需解决的关键问题。5G 技术为这些难题提供了解决方案。基于边缘计算（Mobile Edge Computing，MEC）的5G 网络切片技术可控制理论时延在15 ms 以内，且丢包率低于0.001%[15-23]，能够满足配电网保护对于数据传输快速性的要求。但应该注意到，目前5G 基本通过美国全球定位系统进行数据同步，其安全性和可靠性仍有待商酌[20]。

为摆脱配电网保护对GPS 同步时钟的依赖，故障自同步技术应运而生。故障自同步技术是借助故障本身产生的数据突变特征进行采集同步的一种技术，同步过程无需借助外界的通信条件[24]。考虑到配电线路相对较短，若忽略两端检测故障信息的时间差，即可利用该技术锁定故障时刻。工程界已对故障自同步方法进行了初步探讨，例如文献[24]采用整条线路电磁波传输时间总长的一半作为补偿时间差，提高了数据同步性能。

本文基于故障启动时刻检测自同步以及5G通信技术，提出了1 种面向配电网多分支接线形式的新型综合快速保护方案。分析了基于故障检测时刻进行保护数据自同步的实现方法。针对现有常见多分支配电线路，利用多端电流合成和Tanimoto 系数构建了波形相似度比较式保护新判据；利用5G 网络数据实时传输功能，实现变电站集中决策中心和分布式配电终端的逻辑功能配合，形成一套适用于多端配电网的综合快速保护方案，并经仿真测试验证了所提保护新方案的有效性和优越性。

1 基于故障时刻检测的自同步技术

常见的多分支多端配电网结构如图1 所示。其中，S 表示系统电源，DG 表示分布式电源，L1—L3表示线路，CT 为电流互感器，P1～P6、Q1～Q6 表示有功和无功负荷。下面以MN线路段为对象，说明故障自同步方法的基本原理。

图1 配电网典型结构图Fig.1 Typical structure of distribution network

当图1 所示配电网中MN线路上某处发生故障时，故障点附加电源沿线路向两侧传送电磁波，MN两侧的CT3-1与CT3-2随即检测到故障分量。故障自同步以故障发生时刻为同步基准，据此将同一线路两侧保护装置的内部时钟进行调校，达到满足保护要求下的同步性能要求，并将故障时域信息重新配置新时标。其基本原理如图2 所示。

图2 故障数据自同步原理Fig.2 Principle of fault data self-synchronization

图2 中，tfM，tfN为故障发生时刻，tM，tN为M，N两侧保护装置检测到故障的时刻。故障自同步技术将故障检测时刻代替故障发生时刻，以图2 中M侧故障检测时刻为自同步参照点，将另一侧故障时域信息的时标进行重配，校正量为故障检测时刻差值Δtself-syn，即对N侧采集的电流数据点调整其时标：

实际上，用故障检测时刻代替故障发生时刻存在一定的误差Terr，该同步误差是由M，N两侧故障检测延时不同造成的。由图2 可得：

式中：ΔtLM，ΔtLN分别为M侧、N侧故障检测时刻与故障发生时刻之间的误差。

由式（2）可知，误差主要由故障电磁波传输到两侧检测装置的时间差及两侧保护装置离散采样不一致引发。对于电磁波传输时间误差，根据相关标准计算可知，该误差值不大于0.167 ms[25]。对于保护装置离散采样不一致而引发的误差，以4 kHz采样率为例，该误差最大为0.25 ms。因此Terr最大约为0.4 ms，对应同步相角误差约为7°，完全能够满足配电网差动类保护的同步要求。

自同步技术有效实施的前提是，故障能被准确及时检测，使用突变量检测算法可以保证精确检测故障的计算，为了提高可靠性，仅当连续三点满足突变量判据，保护才启动，并以这3 个点中的第1个点所在时刻作为对应保护装置安装处的故障检测时刻。突变量检测判据为：

式中：i′m(x+n)，i′m(x)为检测到的突变量；i′m(x-N)为m相电流第x-N个采样点的值；N为每周期采样点数；δset为设定门槛，可取0.1倍额定电流。

2 多端电流合成与波形比较式保护判据

现有配电网拓扑复杂，线路可能含有较多分支[26]。考虑到配电网中新建或改造线路基本都采用一二次融合开关，使得传统不可测分支的数量急剧减少，提升了配电网的运行状态可观测性与可控性。在分支可测情况下，采用本节提出的电流信息合成和波形比较式保护判据，可准确辨识故障位置。

2.1 多分支线路多端电流合成

如图1 所示的配电结构，各级馈线在线路两端配置电流互感器，线路中间所接分支电流可测，为便于应用双端差动保护原理，需将可测分支电流合成到相近的线路两端，以形成两侧合成电流。以图1 中线路PQ 为例，多端电流合成步骤如下：

1）保护启动判别，保存故障后10 ms 的数据，通过5G 网络上传至保护控制中心；故障信息被检测后，分别选取CT2-3，CT2-4，CT2-5，CT2-6自各自检测时刻向后10 ms 的故障相电流波形数据。

2）以线路干线两侧CT 的故障检测时刻为参照点，对就近分支处CT 测量到的故障相电流重新分配时标：以CT2-3故障检测时刻为参照点，使用第1节所提出的故障自同步方法，对CT2-4测量到的故障相电流波形进行故障自同步。同理，对照CT2-6的故障检测时刻，对CT2-5进行自同步处理。

3）将线路两侧自同步后的故障相电流逐点相加和合成：对CT2-3，CT2-4的数据逐个采样点进行加和，形成PQ 线路首端故障电流数据IL1-sta-before。对CT2-5，CT2-6的数据逐个采样点进行加和，形成PQ线路末端故障电流数据IL1-end-before。对照首端数据IL1-sta-before，同样采用第1 节的自同步校正技术，对IL1-end-before进行时刻校正。

4）归一化处理：对IL1-sta-before和IL1-end-before进行线性归一化处理，得到IL1-sta，IL1-end。即对于2 组波形数据中的每个采样点IL1-sta-before(i)，IL1-end-before(i)，做如下处理：

式中：IL1-minsta-before，IL1-maxsta-before，IL1-minend-before，IL1-maxend-before分别为IL1-sta-before(i)，IL1-end-before(i)所有采样值中的最小值和最大值。

2.2 Tanimoto波形相似度比较式保护判据

Tanimoto 相似度系数α可用来衡量2 组数据的具体差异，其计算式为：

式中：A，B分别为2 组用以比较相似性的数据。

从式（6）中可以看出，当A，B其中1 组数据出现全零时，α依然具有意义，并可以正常计算。

现有的波形相似度原理保护，主要使用余弦相似度或皮尔逊相似度等算法进行计算，但这2 种相似度算法不能出现全零数据集。然而，在配电网中这种情形极易出现的。因此，Tanimoto 相似度具有更强的优越性。

发生区外故障时，线路两侧流过贯穿性质电流，根据Tanimoto 相似度计算公式，α值接近为1。发生区内故障时，流过两侧电流互感器的波形必定有很大差别，对应时标位置的数据体现极性相反的特征。因此根据Tanimoto 相似度计算公式，该值明显小于1，尤其当一组波形数据全为0 时，Tanimoto相似度结果为0。

为保留一定裕度，并尽可能确保保护的灵敏度，将保护的动作门槛Kset设置为0.9：

考虑到配电网点多面广的特征，为经济实现多条线路Tanimoto 波形相似系数的计算，可考虑在故障发生后，将各电流互感器处的故障数据传送至终端变电站内保护控制中心集中处理，并使用本节提出的电流合成和波形比较方法，准确辨识出故障线路后遥跳相应开关隔离故障。具体流程如图3所示。

图3 波形比较式保护判据Fig.3 Waveform comparison based protection criterion

图3 中，i，j表示整型变量；itotal表示母线连接馈线的总条数；jitotal表示每条馈线的总级数。以图1 所示配电结构为例，取itotal=3，j1total=1，j2total=2，j3total=1。

3 基于波形相似度比较的多端配电网综合快速保护方案

3.1 借助5G网络实现故障信息实时传输

5G 是第五代移动网络通信技术，作为一种新型通信手段，具有高速率、大容量、低时延的特点。近年来，5G 信号覆盖范围增加，有条件为配电网电流差动保护提供了替代光纤信道的解决方案[27]。

在多分支配电网中，在每条馈线每级线路两端及分支开关处布置分布式配电终端，整个区域配电网在终端变电站内设有一个保护控制中心，如图4所示。

图4 基于5G实现数据传输Fig.4 5G network-based data transmission

以CT3-2处分布式配电终端为例，故障发生后，分布式配电终端将故障信息通过5G 终端模块（5G Customer Premise Equipment，5G CPE），经由近分布式配电终端的5G 基站传入5G 切片网络。5G 切片网络将信息传输至近终端变电站的5G 基站，再通过终端变电站内保护控制中心的5G CPE 送至站内保护控制中心，集中进行故障区段辨识与故障隔离等相关处理。

随后，终端变电站内保护控制中心的辨识和处理结果，经过相反的过程将命令传送至分布式配电终端。数据的传输路径为：终端变电站内保护控制中心→近终端变电站的5G CPE→近终端变电站5G基站→5G 切片网络→近分布式配电终端5G 基站→近分布式配电终端5G CPE→配电终端3-2→对应的故障区段断路器动作隔离故障。

3.2 波形比较式多端配电网综合快速保护方案

以5G 作为多端多级配电网终端变电站内保护控制中心和分布式配电终端信息传输的媒介，结合提出的故障自同步方法、信息合成以及Tanimoto 波形相似度比较式保护判据，可形成一种广泛适用于现有有源配电网的综合快速保护方案。具体流程如图5 所示。

图5 保护方案流程图Fig.5 Flow chart of protection scheme

图5 中，分布式配电终端处理流程用蓝色框标识，终端变电站内保护控制中心处理流程用橘色框标识。故障发生后，各分布式配电终端检测到故障信息并启动，打包一段包含故障启动时刻的故障相电流波形数据，使用5G 上传至终端变电站内保护控制中心。

终端变电站内保护控制中心使用第1 节和2.1节提出的故障自同步和电流合成方法，得到经重新配置时标的每级馈线两侧的故障相电流波形，随后依次计算各级线路的相似度参数αij，断定该级线路是否发生区内故障。得到故障区段辨识结果后，使用5G 下传命令至对应的分布式配电终端，故障区段两端的分布式配电终端向断路器发送跳闸命令，保护可靠动作隔离故障。

3.3 计及5G通信延时的保护方案速动性分析

本文所提方案各个环节的时延如图6 所示。

图6 保护方案用时示意图Fig.6 Schematic diagram of time consumption of protection scheme

图6 中，保护启动用时极短，连续3 个采样点突变量计算值满足条件即启动。以4 kHz 采样率为例，启动用时仅0.75 ms。故障后数据采集需固定用时10 ms（包括了突变量启动的3 个数据点）。根据现有5G URLLC 类应用于实时通信的网络切片规定，并结合前期示范工程实测数据，数据上行和下行时延均在10 ms 左右，因此5G 数据上传和下发共计耗时约20 ms。

终端变电站内保护控制中心集中处理用时部分取决于计算机的计算性能。所提的电流波形合成与Tanimoto 相似度比较算法，对目前工控机或服务器而言，其用时几乎可以忽略不记。

故障线路断路器跳闸用时，亦即断路器接收到跳闸信号到完成开断的时间。目前最常使用的弹簧操作机构断路器，通常分闸需要60 ms 左右，若为永磁操作机构，该时间可缩短至25 ms 左右。

综上，所提综合保护新方案，在计及断路器动作时间后，整体仍可以保证在100 ms 以内隔断故障线路，动作迅速，完全可满足多端有源配电网保护速动性要求。

4 综合快速保护方案的仿真验证

为验证本文所提波形比较式多端配电网快速保护方案的动作性能，基于PSCAD／EMTDC 搭建如图7 所示的10 kV 典型多端有源配电网仿真分析模型。系统阻抗为j0.416 Ω，变压器变比为110/10 kV，Y0-Δ接线，容量6.3 MVA；L1，L21，L22，L23，L4为架空线路，长度分别为3 km，4 km，8 km，3 km，10 km，正序阻抗为0.345+j0.27 Ω/km；L3 为电缆线路，长度为6 km，正序阻抗为0.069+j0.34 Ω/km；DG1 为分布式电源；3 处故障点为f1，f2，f3；（P1+jQ1）～（P7+jQ7）为负荷，均为0.4 MVA，功率因数为0.85。

图7 10 kV多端配网线路模型Fig.7 Line model of 10 kV multi-terminal distribution network

4.1 故障数据自同步方法验证

现对所提故障自同步方法进行验证。于线路L22中点设置金属性两相接地故障。配电网各保护装置安装处的故障相（任取2 故障相中的1 相）故障前后波形如图8 所示：

图8 故障自同步方法验证Fig.8 Validation of fault self-synchronization method

图8 中，蓝色框L1、灰色框L2、紫色框L3内分别表示线路L1，L2，L3上安装的电流互感器测量的故障相电流波形。红色竖线表示各自的故障检测时刻，并用t标识，按照第1 节所提的故障自同步方法，以t2-1为自同步基准，将各条配电线上CT 采集上传的电流数据时刻t1-1～t3-2进行校正。t1-1～t3-2进行自同步校正后，最大误差不超过0.15 ms，对应相角不超过3°，完全满足配电网差动类保护对于同步的要求，验证了第一节的理论分析。

4.2 综合快速保护方案有效性验证

根据图5 所示的保护方案流程，分别于图7 所示配电网模型中不同位置设置不同类型、不同过渡电阻的故障，验证所提保护方案的有效性。为检测保护方案的适应性，将故障位置设为线路L22中点（f1），并考虑相间故障、两相接地故障、三相对称故障等可能的故障类型，设置过渡电阻为0 Ω，3 Ω，10 Ω，30 Ω，故障发生时刻为4 s。

以L22中点发生两相金属接地故障为例，L2线路各处的电流测量波形如图9 所示（故障相），各波形均为故障自同步之后的波形，故障时刻对齐到4 s 处。

图9 L22中点两相金属接地故障时的CT波形Fig.9 CT waveforms for two-phase metal grounding fault at midpoint of L22

除L22中点发生两相金属接地故障外，还对各种不同的故障条件开展了仿真测试，计算得到的线路Tanimoto 相似度系数与故障辨识结果如表1 所示，限于篇幅，其它条件下的仿真波形图不再展示。

表1 保护方案有效性验证Table 1 Effectiveness validation of protection scheme

从表1 可以看出，区外故障时，线路的Tanimoto相似度系数均逼近于1；区内故障时，线路的Tanimoto 相似度系数均显著小于门槛值0.9。保护判据式（6）均能够有效辨识故障位置，所提保护方案具有较好的应用效果。

随着过渡电阻增大，波形相似度的差异逐渐减小，可将这种现象的原因解释为：随着过渡电阻增大，故障点的分流效应变弱，电源会提供贯穿性电流到线路对侧，从而导致两侧波形相似度更接近。

相较于两相相间短路和两相接地短路故障，三相短路故障后线路的Tanimoto 较小。这是由于一般来说，三相短路的故障电流最大，使短路点左右侧的电流相似度急剧减小，因此Tanimoto 系数降低。

4.3 有源配电网适用性验证

现进一步验证所提保护方案在有源配电网中的适用情况，特于图7 所示配电网模型的架空线路L23末端接入分布式电源DG1，以考察所提方案在含分布式电源情况下的故障辨识能力。分别考虑逆变型光伏电源、双馈风机、小水电机组3 种类型。过渡电阻30 Ω，记录各线路段的相似度系数和保故障辨识结果，如表2 所示。

表2 分布式电源接入场景下保护有效性验证Table 2 Effectiveness validation of protection under scenario of integrating distributed generation

分析表2 可知，在有分布式电源接入的情况下，区外故障时Tanimoto 相似度系数均逼近于1；区内故障时Tanimoto 相似度系数均小于门槛值0.9，所提保护方案均能够实现区外故障不误动、区内故障可靠动作。

经调整3 种类型分布式电源的容量，进行多次试验发现：随着分布式电源容量提升，故障区段和非故障区段的波形相似度差异也增大。相比于单电源配电线路，双电源线路故障后，两侧电源均向故障点馈流，增大了两侧的故障电流波形差异。3类分布式电源中，小水电机组接入后的差异最大，双馈风机次之，逆变型光伏电源受制于限流控制，线路故障后馈流幅值相对较小，因此耐受过渡电阻的能力稍弱，但也完全能够隔离30 Ω以上的相间故障，仍可满足配电网对于保护灵敏度的要求。

4.4 与其他保护算法的比较分析

选取典型故障场景，对比所提的故障自同步波形比较式保护与传统三段式过流保护、基于余弦相似度的波形比较式保护的动作性能。

为考察三段式过流保护和所提故障自同步波形比较式保护的动作性能，使用4.3 节仿真模型，DG 处为容量1.5 MVA 的逆变型光伏电源，将相间短路故障设置于线路L22的上级馈线区内出口、线路中点、下级馈线区内出口3 个位置，过渡电阻设置0，30 两个值。其中，线路L21，L22的三段式过流保护定值分别整定为3.020 kA，1.639 kA，0.646 kA；2.190 kA，1.388 kA，0.619 kA。延时整定值：Ⅰ段0 s，Ⅱ段0.3 s，Ⅲ段分别为1.5 s 和2 s。记录三段式过流保护和故障自同步波形比较保护的动作情况，如表3 所示。

表3 故障自同步波形比较保护与三段式过流保护动作情况对比Table 3 Comparison of actions between three-stage overcurrent protection and waveform comparison based fault self-synchronization protection

从表3 可以看出，三段式过流保护仅在区内近区金属性故障时，能够快速有效切除，对于过渡电阻耐受不佳，保护范围小。而所提故障自同步波形比较保护能够快速有效辨识，不受故障位置影响。

为考察基于余弦相似度的波形比较式保护和所提故障自同步波形比较式保护的动作性能，使用4.2 节仿真模型，将相间故障设置于线路L1的上级馈线区内出口、线路中点、下级馈线区内出口3 个位置，过渡电阻设置0，30 两个值。记录余弦相似度保护和故障自同步波形比较保护的动作情况，如表4 所示。

表4 故障自同步波形比较保护与余弦相似度的波形比较式保护动作情况对比Table 4 Comparison of actions between cosine similarity based protection and waveform comparison based fault self-synchronization protection

从表4 可以看出，基于余弦相似度的波形比较式保护在发生金属性故障时，可能由于数据出现全零集合，而使得保护算法失效；而本文所提的基于Tanimoto 相似度系数波形比较算法，能够有效应对这类数据集情形，在配网中更具适应性。

5 结语

本文基于故障时刻检测自同步技术以及Tanimoto 波形相似度比较算法，提出一种适用于含多分支多端配电网结构的新型综合快速保护方案。该方案利用5G 网络快速传输配电终端采集数据，并结合变电站内保护控制中心集中决策判断，形成了快速隔离故障线路的配电网保护新方案，仿真验证了所提保护方案的有效性和快速性，且在分布式新能源高渗透率接入的情形下具有良好的适用性。