基于故障時刻自同步的波形比較式多端配電網快速保護方案

黃見虹，翟博龍，宋福海，肖澍昱，顧本碩，劉 偉，徐光福

（1.國網福建省電力有限公司，福建福州 350003；2.強電磁工程與新技術國家重點實驗室（華中科技大學） 湖北武漢 430074；3.南京南瑞繼保工程技術有限公司，江蘇南京 211102）

0 引言

隨著分布式電源滲透率穩步上升，配電網呈現出更加復雜的形態[1-7]。在此背景下，目前配電網中廣泛采用的基于單端就地量的三段式過流保護更易出現定值整定困難、選擇性難以保證甚至失去保護范圍等各種技術難題[8-14]。

鑒于配電線路常有較多分支的接線形式，如何實現多點電氣量的同步采集，以及合理應對因不同互感器傳變誤差、通信時延抖動等因素導致的不平衡差流，是新型配電網保護急需解決的關鍵問題。5G 技術為這些難題提供了解決方案?；谶吘売嬎悖∕obile Edge Computing，MEC）的5G 網絡切片技術可控制理論時延在15 ms 以內，且丟包率低于0.001%[15-23]，能夠滿足配電網保護對于數據傳輸快速性的要求。但應該注意到，目前5G 基本通過美國全球定位系統進行數據同步，其安全性和可靠性仍有待商酌[20]。

為擺脫配電網保護對GPS 同步時鐘的依賴，故障自同步技術應運而生。故障自同步技術是借助故障本身產生的數據突變特征進行采集同步的一種技術，同步過程無需借助外界的通信條件[24]?？紤]到配電線路相對較短，若忽略兩端檢測故障信息的時間差，即可利用該技術鎖定故障時刻。工程界已對故障自同步方法進行了初步探討，例如文獻[24]采用整條線路電磁波傳輸時間總長的一半作為補償時間差，提高了數據同步性能。

本文基于故障啟動時刻檢測自同步以及5G通信技術，提出了1 種面向配電網多分支接線形式的新型綜合快速保護方案。分析了基于故障檢測時刻進行保護數據自同步的實現方法。針對現有常見多分支配電線路，利用多端電流合成和Tanimoto 系數構建了波形相似度比較式保護新判據；利用5G 網絡數據實時傳輸功能，實現變電站集中決策中心和分布式配電終端的邏輯功能配合，形成一套適用于多端配電網的綜合快速保護方案，并經仿真測試驗證了所提保護新方案的有效性和優越性。

1 基于故障時刻檢測的自同步技術

常見的多分支多端配電網結構如圖1 所示。其中，S 表示系統電源，DG 表示分布式電源，L1—L3表示線路，CT 為電流互感器，P1～P6、Q1～Q6 表示有功和無功負荷。下面以MN線路段為對象，說明故障自同步方法的基本原理。

圖1 配電網典型結構圖Fig.1 Typical structure of distribution network

當圖1 所示配電網中MN線路上某處發生故障時，故障點附加電源沿線路向兩側傳送電磁波，MN兩側的CT3-1與CT3-2隨即檢測到故障分量。故障自同步以故障發生時刻為同步基準，據此將同一線路兩側保護裝置的內部時鐘進行調校，達到滿足保護要求下的同步性能要求，并將故障時域信息重新配置新時標。其基本原理如圖2 所示。

圖2 故障數據自同步原理Fig.2 Principle of fault data self-synchronization

圖2 中，tfM，tfN為故障發生時刻，tM，tN為M，N兩側保護裝置檢測到故障的時刻。故障自同步技術將故障檢測時刻代替故障發生時刻，以圖2 中M側故障檢測時刻為自同步參照點，將另一側故障時域信息的時標進行重配，校正量為故障檢測時刻差值Δtself-syn，即對N側采集的電流數據點調整其時標：

實際上，用故障檢測時刻代替故障發生時刻存在一定的誤差Terr，該同步誤差是由M，N兩側故障檢測延時不同造成的。由圖2 可得：

式中：ΔtLM，ΔtLN分別為M側、N側故障檢測時刻與故障發生時刻之間的誤差。

由式（2）可知，誤差主要由故障電磁波傳輸到兩側檢測裝置的時間差及兩側保護裝置離散采樣不一致引發。對于電磁波傳輸時間誤差，根據相關標準計算可知，該誤差值不大于0.167 ms[25]。對于保護裝置離散采樣不一致而引發的誤差，以4 kHz采樣率為例，該誤差最大為0.25 ms。因此Terr最大約為0.4 ms，對應同步相角誤差約為7°，完全能夠滿足配電網差動類保護的同步要求。

自同步技術有效實施的前提是，故障能被準確及時檢測，使用突變量檢測算法可以保證精確檢測故障的計算，為了提高可靠性，僅當連續三點滿足突變量判據，保護才啟動，并以這3 個點中的第1個點所在時刻作為對應保護裝置安裝處的故障檢測時刻。突變量檢測判據為：

式中：i′m(x+n)，i′m(x)為檢測到的突變量；i′m(x-N)為m相電流第x-N個采樣點的值；N為每周期采樣點數；δset為設定門檻，可取0.1倍額定電流。

2 多端電流合成與波形比較式保護判據

現有配電網拓撲復雜，線路可能含有較多分支[26]?？紤]到配電網中新建或改造線路基本都采用一二次融合開關，使得傳統不可測分支的數量急劇減少，提升了配電網的運行狀態可觀測性與可控性。在分支可測情況下，采用本節提出的電流信息合成和波形比較式保護判據，可準確辨識故障位置。

2.1 多分支線路多端電流合成

如圖1 所示的配電結構，各級饋線在線路兩端配置電流互感器，線路中間所接分支電流可測，為便于應用雙端差動保護原理，需將可測分支電流合成到相近的線路兩端，以形成兩側合成電流。以圖1 中線路PQ 為例，多端電流合成步驟如下：

1）保護啟動判別，保存故障后10 ms 的數據，通過5G 網絡上傳至保護控制中心；故障信息被檢測后，分別選取CT2-3，CT2-4，CT2-5，CT2-6自各自檢測時刻向后10 ms 的故障相電流波形數據。

2）以線路干線兩側CT 的故障檢測時刻為參照點，對就近分支處CT 測量到的故障相電流重新分配時標：以CT2-3故障檢測時刻為參照點，使用第1節所提出的故障自同步方法，對CT2-4測量到的故障相電流波形進行故障自同步。同理，對照CT2-6的故障檢測時刻，對CT2-5進行自同步處理。

3）將線路兩側自同步后的故障相電流逐點相加和合成：對CT2-3，CT2-4的數據逐個采樣點進行加和，形成PQ 線路首端故障電流數據IL1-sta-before。對CT2-5，CT2-6的數據逐個采樣點進行加和，形成PQ線路末端故障電流數據IL1-end-before。對照首端數據IL1-sta-before，同樣采用第1 節的自同步校正技術，對IL1-end-before進行時刻校正。

4）歸一化處理：對IL1-sta-before和IL1-end-before進行線性歸一化處理，得到IL1-sta，IL1-end。即對于2 組波形數據中的每個采樣點IL1-sta-before(i)，IL1-end-before(i)，做如下處理：

式中：IL1-minsta-before，IL1-maxsta-before，IL1-minend-before，IL1-maxend-before分別為IL1-sta-before(i)，IL1-end-before(i)所有采樣值中的最小值和最大值。

2.2 Tanimoto波形相似度比較式保護判據

Tanimoto 相似度系數α可用來衡量2 組數據的具體差異，其計算式為：

式中：A，B分別為2 組用以比較相似性的數據。

從式（6）中可以看出，當A，B其中1 組數據出現全零時，α依然具有意義，并可以正常計算。

現有的波形相似度原理保護，主要使用余弦相似度或皮爾遜相似度等算法進行計算，但這2 種相似度算法不能出現全零數據集。然而，在配電網中這種情形極易出現的。因此，Tanimoto 相似度具有更強的優越性。

發生區外故障時，線路兩側流過貫穿性質電流，根據Tanimoto 相似度計算公式，α值接近為1。發生區內故障時，流過兩側電流互感器的波形必定有很大差別，對應時標位置的數據體現極性相反的特征。因此根據Tanimoto 相似度計算公式，該值明顯小于1，尤其當一組波形數據全為0 時，Tanimoto相似度結果為0。

為保留一定裕度，并盡可能確保保護的靈敏度，將保護的動作門檻Kset設置為0.9：

考慮到配電網點多面廣的特征，為經濟實現多條線路Tanimoto 波形相似系數的計算，可考慮在故障發生后，將各電流互感器處的故障數據傳送至終端變電站內保護控制中心集中處理，并使用本節提出的電流合成和波形比較方法，準確辨識出故障線路后遙跳相應開關隔離故障。具體流程如圖3所示。

圖3 波形比較式保護判據Fig.3 Waveform comparison based protection criterion

圖3 中，i，j表示整型變量；itotal表示母線連接饋線的總條數；jitotal表示每條饋線的總級數。以圖1 所示配電結構為例，取itotal=3，j1total=1，j2total=2，j3total=1。

3 基于波形相似度比較的多端配電網綜合快速保護方案

3.1 借助5G網絡實現故障信息實時傳輸

5G 是第五代移動網絡通信技術，作為一種新型通信手段，具有高速率、大容量、低時延的特點。近年來，5G 信號覆蓋范圍增加，有條件為配電網電流差動保護提供了替代光纖信道的解決方案[27]。

在多分支配電網中，在每條饋線每級線路兩端及分支開關處布置分布式配電終端，整個區域配電網在終端變電站內設有一個保護控制中心，如圖4所示。

圖4 基于5G實現數據傳輸Fig.4 5G network-based data transmission

以CT3-2處分布式配電終端為例，故障發生后，分布式配電終端將故障信息通過5G 終端模塊（5G Customer Premise Equipment，5G CPE），經由近分布式配電終端的5G 基站傳入5G 切片網絡。5G 切片網絡將信息傳輸至近終端變電站的5G 基站，再通過終端變電站內保護控制中心的5G CPE 送至站內保護控制中心，集中進行故障區段辨識與故障隔離等相關處理。

隨后，終端變電站內保護控制中心的辨識和處理結果，經過相反的過程將命令傳送至分布式配電終端。數據的傳輸路徑為：終端變電站內保護控制中心→近終端變電站的5G CPE→近終端變電站5G基站→5G 切片網絡→近分布式配電終端5G 基站→近分布式配電終端5G CPE→配電終端3-2→對應的故障區段斷路器動作隔離故障。

3.2 波形比較式多端配電網綜合快速保護方案

以5G 作為多端多級配電網終端變電站內保護控制中心和分布式配電終端信息傳輸的媒介，結合提出的故障自同步方法、信息合成以及Tanimoto 波形相似度比較式保護判據，可形成一種廣泛適用于現有有源配電網的綜合快速保護方案。具體流程如圖5 所示。

圖5 保護方案流程圖Fig.5 Flow chart of protection scheme

圖5 中，分布式配電終端處理流程用藍色框標識，終端變電站內保護控制中心處理流程用橘色框標識。故障發生后，各分布式配電終端檢測到故障信息并啟動，打包一段包含故障啟動時刻的故障相電流波形數據，使用5G 上傳至終端變電站內保護控制中心。

終端變電站內保護控制中心使用第1 節和2.1節提出的故障自同步和電流合成方法，得到經重新配置時標的每級饋線兩側的故障相電流波形，隨后依次計算各級線路的相似度參數αij，斷定該級線路是否發生區內故障。得到故障區段辨識結果后，使用5G 下傳命令至對應的分布式配電終端，故障區段兩端的分布式配電終端向斷路器發送跳閘命令，保護可靠動作隔離故障。

3.3 計及5G通信延時的保護方案速動性分析

本文所提方案各個環節的時延如圖6 所示。

圖6 保護方案用時示意圖Fig.6 Schematic diagram of time consumption of protection scheme

圖6 中，保護啟動用時極短，連續3 個采樣點突變量計算值滿足條件即啟動。以4 kHz 采樣率為例，啟動用時僅0.75 ms。故障后數據采集需固定用時10 ms（包括了突變量啟動的3 個數據點）。根據現有5G URLLC 類應用于實時通信的網絡切片規定，并結合前期示范工程實測數據，數據上行和下行時延均在10 ms 左右，因此5G 數據上傳和下發共計耗時約20 ms。

終端變電站內保護控制中心集中處理用時部分取決于計算機的計算性能。所提的電流波形合成與Tanimoto 相似度比較算法，對目前工控機或服務器而言，其用時幾乎可以忽略不記。

故障線路斷路器跳閘用時，亦即斷路器接收到跳閘信號到完成開斷的時間。目前最常使用的彈簧操作機構斷路器，通常分閘需要60 ms 左右，若為永磁操作機構，該時間可縮短至25 ms 左右。

綜上，所提綜合保護新方案，在計及斷路器動作時間后，整體仍可以保證在100 ms 以內隔斷故障線路，動作迅速，完全可滿足多端有源配電網保護速動性要求。

4 綜合快速保護方案的仿真驗證

為驗證本文所提波形比較式多端配電網快速保護方案的動作性能，基于PSCAD／EMTDC 搭建如圖7 所示的10 kV 典型多端有源配電網仿真分析模型。系統阻抗為j0.416 Ω，變壓器變比為110/10 kV，Y0-Δ接線，容量6.3 MVA；L1，L21，L22，L23，L4為架空線路，長度分別為3 km，4 km，8 km，3 km，10 km，正序阻抗為0.345+j0.27 Ω/km；L3 為電纜線路，長度為6 km，正序阻抗為0.069+j0.34 Ω/km；DG1 為分布式電源；3 處故障點為f1，f2，f3；（P1+jQ1）～（P7+jQ7）為負荷，均為0.4 MVA，功率因數為0.85。

圖7 10 kV多端配網線路模型Fig.7 Line model of 10 kV multi-terminal distribution network

4.1 故障數據自同步方法驗證

現對所提故障自同步方法進行驗證。于線路L22中點設置金屬性兩相接地故障。配電網各保護裝置安裝處的故障相（任取2 故障相中的1 相）故障前后波形如圖8 所示：

圖8 故障自同步方法驗證Fig.8 Validation of fault self-synchronization method

圖8 中，藍色框L1、灰色框L2、紫色框L3內分別表示線路L1，L2，L3上安裝的電流互感器測量的故障相電流波形。紅色豎線表示各自的故障檢測時刻，并用t標識，按照第1 節所提的故障自同步方法，以t2-1為自同步基準，將各條配電線上CT 采集上傳的電流數據時刻t1-1～t3-2進行校正。t1-1～t3-2進行自同步校正后，最大誤差不超過0.15 ms，對應相角不超過3°，完全滿足配電網差動類保護對于同步的要求，驗證了第一節的理論分析。

4.2 綜合快速保護方案有效性驗證

根據圖5 所示的保護方案流程，分別于圖7 所示配電網模型中不同位置設置不同類型、不同過渡電阻的故障，驗證所提保護方案的有效性。為檢測保護方案的適應性，將故障位置設為線路L22中點（f1），并考慮相間故障、兩相接地故障、三相對稱故障等可能的故障類型，設置過渡電阻為0 Ω，3 Ω，10 Ω，30 Ω，故障發生時刻為4 s。

以L22中點發生兩相金屬接地故障為例，L2線路各處的電流測量波形如圖9 所示（故障相），各波形均為故障自同步之后的波形，故障時刻對齊到4 s 處。

圖9 L22中點兩相金屬接地故障時的CT波形Fig.9 CT waveforms for two-phase metal grounding fault at midpoint of L22

除L22中點發生兩相金屬接地故障外，還對各種不同的故障條件開展了仿真測試，計算得到的線路Tanimoto 相似度系數與故障辨識結果如表1 所示，限于篇幅，其它條件下的仿真波形圖不再展示。

表1 保護方案有效性驗證Table 1 Effectiveness validation of protection scheme

從表1 可以看出，區外故障時，線路的Tanimoto相似度系數均逼近于1；區內故障時，線路的Tanimoto 相似度系數均顯著小于門檻值0.9。保護判據式（6）均能夠有效辨識故障位置，所提保護方案具有較好的應用效果。

隨著過渡電阻增大，波形相似度的差異逐漸減小，可將這種現象的原因解釋為：隨著過渡電阻增大，故障點的分流效應變弱，電源會提供貫穿性電流到線路對側，從而導致兩側波形相似度更接近。

相較于兩相相間短路和兩相接地短路故障，三相短路故障后線路的Tanimoto 較小。這是由于一般來說，三相短路的故障電流最大，使短路點左右側的電流相似度急劇減小，因此Tanimoto 系數降低。

4.3 有源配電網適用性驗證

現進一步驗證所提保護方案在有源配電網中的適用情況，特于圖7 所示配電網模型的架空線路L23末端接入分布式電源DG1，以考察所提方案在含分布式電源情況下的故障辨識能力。分別考慮逆變型光伏電源、雙饋風機、小水電機組3 種類型。過渡電阻30 Ω，記錄各線路段的相似度系數和保故障辨識結果，如表2 所示。

表2 分布式電源接入場景下保護有效性驗證Table 2 Effectiveness validation of protection under scenario of integrating distributed generation

分析表2 可知，在有分布式電源接入的情況下，區外故障時Tanimoto 相似度系數均逼近于1；區內故障時Tanimoto 相似度系數均小于門檻值0.9，所提保護方案均能夠實現區外故障不誤動、區內故障可靠動作。

經調整3 種類型分布式電源的容量，進行多次試驗發現：隨著分布式電源容量提升，故障區段和非故障區段的波形相似度差異也增大。相比于單電源配電線路，雙電源線路故障后，兩側電源均向故障點饋流，增大了兩側的故障電流波形差異。3類分布式電源中，小水電機組接入后的差異最大，雙饋風機次之，逆變型光伏電源受制于限流控制，線路故障后饋流幅值相對較小，因此耐受過渡電阻的能力稍弱，但也完全能夠隔離30 Ω以上的相間故障，仍可滿足配電網對于保護靈敏度的要求。

4.4 與其他保護算法的比較分析

選取典型故障場景，對比所提的故障自同步波形比較式保護與傳統三段式過流保護、基于余弦相似度的波形比較式保護的動作性能。

為考察三段式過流保護和所提故障自同步波形比較式保護的動作性能，使用4.3 節仿真模型，DG 處為容量1.5 MVA 的逆變型光伏電源，將相間短路故障設置于線路L22的上級饋線區內出口、線路中點、下級饋線區內出口3 個位置，過渡電阻設置0，30 兩個值。其中，線路L21，L22的三段式過流保護定值分別整定為3.020 kA，1.639 kA，0.646 kA；2.190 kA，1.388 kA，0.619 kA。延時整定值：Ⅰ段0 s，Ⅱ段0.3 s，Ⅲ段分別為1.5 s 和2 s。記錄三段式過流保護和故障自同步波形比較保護的動作情況，如表3 所示。

表3 故障自同步波形比較保護與三段式過流保護動作情況對比Table 3 Comparison of actions between three-stage overcurrent protection and waveform comparison based fault self-synchronization protection

從表3 可以看出，三段式過流保護僅在區內近區金屬性故障時，能夠快速有效切除，對于過渡電阻耐受不佳，保護范圍小。而所提故障自同步波形比較保護能夠快速有效辨識，不受故障位置影響。

為考察基于余弦相似度的波形比較式保護和所提故障自同步波形比較式保護的動作性能，使用4.2 節仿真模型，將相間故障設置于線路L1的上級饋線區內出口、線路中點、下級饋線區內出口3 個位置，過渡電阻設置0，30 兩個值。記錄余弦相似度保護和故障自同步波形比較保護的動作情況，如表4 所示。

表4 故障自同步波形比較保護與余弦相似度的波形比較式保護動作情況對比Table 4 Comparison of actions between cosine similarity based protection and waveform comparison based fault self-synchronization protection

從表4 可以看出，基于余弦相似度的波形比較式保護在發生金屬性故障時，可能由于數據出現全零集合，而使得保護算法失效；而本文所提的基于Tanimoto 相似度系數波形比較算法，能夠有效應對這類數據集情形，在配網中更具適應性。

5 結語

本文基于故障時刻檢測自同步技術以及Tanimoto 波形相似度比較算法，提出一種適用于含多分支多端配電網結構的新型綜合快速保護方案。該方案利用5G 網絡快速傳輸配電終端采集數據，并結合變電站內保護控制中心集中決策判斷，形成了快速隔離故障線路的配電網保護新方案，仿真驗證了所提保護方案的有效性和快速性，且在分布式新能源高滲透率接入的情形下具有良好的適用性。