陳建坤，張 璨，許洪華，琚 誠，陳 勇

（國網(wǎng)南京供電公司，江蘇南京 210000）

0 引言

配電系統(tǒng)傳統(tǒng)的選擇性保護通常依據(jù)“時間—選擇”性原則，通過上下級斷路器不同的整定電流和延遲時間來實現(xiàn)，存在短路故障判別時間長、故障大電流時容易引起多級斷路器同時跳閘甚至越級跳閘等問題。主要原因是作為配電系統(tǒng)基礎保護元件的斷路器缺乏高效的故障識別方法，以及同級或相鄰斷路器之間缺乏信息交互的協(xié)作機制，導致其選擇性保護僅限于局部區(qū)域[1-6]。

現(xiàn)有常規(guī)故障檢測方法幾乎都是通過故障后穩(wěn)態(tài)量的分析來實現(xiàn)故障檢測[7-12]，無法達到快速檢測的目的。利用通信技術(shù)和復雜的智能算法對全域內(nèi)的節(jié)點信息進行分析處理，達到對短路故障的檢測和定位是一種研究趨勢[13-17]，但是勢必增加監(jiān)測系統(tǒng)的復雜度和計算量，導致軟硬件復雜性和成本增加。隨著“透明電網(wǎng)”概念[18-20]的深入根植，要求將現(xiàn)代信息技術(shù)與配電網(wǎng)相結(jié)合，實現(xiàn)運行各環(huán)節(jié)均可知可控。在當前的配電物聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)中，新一代智能斷路器具備了強大的本地狀態(tài)感知功能并配有藍牙、WIFI 模塊等本地網(wǎng)絡通信功能[21]，但其通信方式通常僅限于與中央主控單元進行“云—端”、“管—端”模式[22]的多對一單點數(shù)據(jù)交互，對配電線路從供電側(cè)到用戶側(cè)全域的多級斷路器之間的交互協(xié)作及各級之間遠距離配電電纜的狀態(tài)感知等方面尚不完善。而非接觸式電纜巡檢系統(tǒng)[23-25]的出現(xiàn)，解決了傳統(tǒng)巡檢系統(tǒng)由于接觸式安裝方式[26-29]導致的傳感與通信設備難以大范圍布點的問題，若能將其與智能斷路器結(jié)合，則可以實現(xiàn)二者的功能互補。

隨著電力物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)的發(fā)展，配電物聯(lián)網(wǎng)“云、管、邊、端”的技術(shù)層次架構(gòu)逐步完善[30]，通過物聯(lián)網(wǎng)已經(jīng)可以有效實現(xiàn)配電網(wǎng)各級保護元件之間的信息交換。配電智能終端作為“邊”設備[31]與日益成熟的智能化開關(guān)等“端”設備的部分功能呈現(xiàn)重疊的趨勢，“邊端融合”將成為降低物聯(lián)網(wǎng)投入成本，提高終端元件狀態(tài)感知范圍和故障識別效率的有效方法。本文將智能斷路器及非接觸式電纜巡檢系統(tǒng)的核心功能相結(jié)合，形成以斷路器為載體的“邊端”融合智能終端，解決配電線路全域選擇性保護技術(shù)的關(guān)鍵問題。同時降低物聯(lián)通信網(wǎng)絡構(gòu)建的復雜性和投入成本，為促進配電物聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展提供了新的解決方案以供探討。

1 全域選擇性保護的關(guān)鍵問題

實現(xiàn)低壓配電系統(tǒng)全域選擇性保護對故障檢測時間和故障切除速度都提出了更高的要求，因此需要解決短路故障狀態(tài)的快速感知和定位以及各級之間遠距離數(shù)據(jù)交互和協(xié)作的難題。

1.1 短路故障的快速感知與定位

為了降低短路故障對配電系統(tǒng)的危害，同時考慮引入?yún)f(xié)作物聯(lián)機制所需的通信時延，要求對故障的感知必須快速而準確。因此，需要采用對故障特征敏感的數(shù)學算法在故障出現(xiàn)的早期有效提取故障特征，并能準確識別各種類型的短路故障和定位故障位置或區(qū)域。在配電物聯(lián)網(wǎng)架構(gòu)中，故障的快速檢測和定位功能需要在“邊”層級通過智能裝置（Intelligent Electronic Device，IED）實現(xiàn)。

在感知到短路故障發(fā)生后，需要使用相應分支線路上斷路器來執(zhí)行切斷故障線路的任務。為避免出現(xiàn)多級同跳或越級跳閘，需要各級斷路器之間能夠?qū)崿F(xiàn)信息交互，準確定位故障區(qū)域或位置，通過設定的協(xié)作機制在有效切除故障線路的同時保證非故障線路的供電可靠性。

1.2 全域數(shù)據(jù)的遠距離交互與協(xié)作

為了準確定位故障發(fā)生的位置，作為終端單元的斷路器需要將感知的本地信息和執(zhí)行結(jié)果與各級終端單元共享。而隨著配電網(wǎng)容量增大以及設備和負載的增加，以往多對一的單點通信方式難以承擔遠距離且海量的全域數(shù)據(jù)交互。因此從計算資源的角度考慮，諸如故障判斷及定位等感知數(shù)據(jù)的分析處理功能勢必下沉到邊緣側(cè)實現(xiàn)。而邊緣側(cè)實現(xiàn)決策輸出需要對各級終端感知數(shù)據(jù)進行融合并協(xié)調(diào)各級執(zhí)行控制主體的行為。但以往采用單點通信的本地化網(wǎng)絡方式難以完成上述目的，需要尋求一種新的本地化通信方式：既能滿足各級多點協(xié)作的要求，又能實現(xiàn)遠距離可靠通信。

2 全域選擇性保護的實現(xiàn)

根據(jù)第1 節(jié)對全域選擇性保護關(guān)鍵問題的分析，本文構(gòu)建了以配電網(wǎng)各級斷路器作為載體的低壓配電網(wǎng)協(xié)作物聯(lián)網(wǎng)模型，如圖1 所示。

圖1 低壓配電網(wǎng)協(xié)作物聯(lián)網(wǎng)模型Fig.1 Model of cooperative IoT for low voltage distribution network

圖1 中，IED0—IED3 為將非接觸電纜巡檢系統(tǒng)通信和處理單元與斷路器智能控制器結(jié)合構(gòu)成的“邊端融合”智能終端，在低壓配電柜進線側(cè)智能終端IED0 上加入小波能量譜算法進行邊緣計算，完成對配電線路短路故障的快速檢測和區(qū)域定位，并通過沿配電電纜布置的巡檢系統(tǒng)通信單元實現(xiàn)配電網(wǎng)全域多點協(xié)作功能。配電線路1 為單節(jié)點線路，配電線路2 為雙節(jié)點線路，BRK0—BRK3 為斷路器，D為電機負載，負載Load1—Load3 的容量分別為（50+J2.5）kVA，（100+J2.5）kVA 和（50+J2.5）kVA。各級饋線長度都在500 m 以內(nèi)，饋線的正序阻抗為（0.497+j0.086）Ω/km，零序阻抗為（2.387+j0.447）Ω/km。Z1～Z3 為線路上的仿真故障點。

2.1 短路故障快速檢測與定位的實現(xiàn)

為了解決短路故障的快速感知及定位，本文基于小波變換對信號突變特征提取上的優(yōu)勢，采用小波能量譜算法[24]研究同時實現(xiàn)短路故障檢測與定位的可行性。

2.1.1 小波能量譜算法原理

小波能量譜變換是在二進小波變換的基礎上將信號的細節(jié)能量以平方倍放大，增強對微弱信號突變特征的識別。本文采用三次B 樣條函數(shù)的導函數(shù)作為小波母函數(shù)，根據(jù)Mallat 算法遞推得到離散信號f（x）的小波能量譜變換公式為[32]：

式中：i為小波分解的尺度；k為信號序列數(shù)；hk和gk分別為小波母函數(shù)對應低通與帶通的濾波器脈沖響應系數(shù)；s2i f(x)為第i尺度下小波分解光滑分量，i為0 時表示原始信號f(x)；w2i f(x)為第i尺度下小波分解細節(jié)分量；E2i f(x)為第i尺度下該信號的細節(jié)能量；為第i-1 尺度下小波分解光滑分量。

小波能量譜分解尺度越高故障信號的奇異性越明顯，且計算越復雜。因此本文考慮選擇第4 尺度下的小波能量譜變換對短路故障電流波形進行分析。后續(xù)分析中，E4 表示檢測點處的電流在第4尺度變換后得到的細節(jié)能量值，E4max表示不同狀態(tài)下檢測到的E4 的最大值。

2.1.2 短路故障的快速檢測與定位

對于圖1 中只含1 個節(jié)點的配電線路1，由于正常運行狀態(tài)下和故障狀態(tài)下E4max存在明顯差異性，可以將各種正常運行狀態(tài)對應的E4max中的最大值設為下限，以各種故障狀態(tài)對應的E4max中的最小值為上限，在二者之間選擇合適的數(shù)值作為短路故障檢測的閾值以XD表示，將E4max與XD進行比較即可完成短路故障的快速檢測[33]。對于含有多個節(jié)點的多級配電線路，還需要對短路故障區(qū)域進行定位。因此，需要研究故障電流小波能量譜波形特征與故障區(qū)域之間的關(guān)系。以E4max1表示電流信號經(jīng)過小波變換后得到的小波能量譜波形的第一個峰值，并且將故障點與檢測點之間的距離設為d（單位為m，下文同）。

為反映E4max1與d之間關(guān)系，引入折算值E4′max1和E4″max1。E4′max1=Ke/E4max1，Ke=105為放大倍數(shù)[33]；E4″max1=KrKb，Kb為實際故障初始相角θc=150°（θc的單位為°，下文同）時的E4′max1表示的基準值，Kr為折算系數(shù)。圖2 為θc不同時E4′max1，E4″max1與d的關(guān)系。

圖2 θc不同時E4′max1，E4″max1與d的關(guān)系Fig.2 Relationship between E4′max1，E4″max1 and d under different θc

由圖2（a）可知，當實際故障初始相角θc不同時，在IED0 檢測到的E4′max1與d存在不同的關(guān)系曲線，需要進行數(shù)據(jù)處理，通過折算值E4″max1來消除θc的影響，折算系數(shù)Kr用Kb與其它故障相角下（θc≠150°）E4′max1的比值表示，計算公式為：

為消除θc隨機變化對Kr取值的影響，利用最小二乘法對θc與Kr的關(guān)系曲線進行擬合，擬合結(jié)果為：

將不同θc情況下故障位置關(guān)系統(tǒng)一為1 條曲線，如圖2（b）所示。用同樣的方法對圖2（b）中E4″max1與d的關(guān)系進行分段擬合，擬合結(jié)果為：

對于兩相和三相短路故障，也可以得到相應的數(shù)學表達式。因此，理論上可以利用IED0 檢測到的故障電流小波能量譜波形的E4″max1近似地反映故障點到檢測點的距離d，進而確定故障點所在區(qū)域。

對于如圖1 所示的配電線路2，由于只含2 個節(jié)點，可利用式（4）計算出當負載支路2 所在的節(jié)點發(fā)生θc=150 °情況下單相、兩相和三相短路時的E4″max1值（由于本文中該節(jié)點與檢測點IED0 的距離為50 m，因此選擇式（4）中0≤d≤100 的區(qū)間計算相應的E4″max1），進而確定故障區(qū)域識別閾值以Tl表示。在實際運行中，可根據(jù)實時獲取的E4″max1值與Tl的大小關(guān)系，判定短路故障所在的區(qū)域。由本節(jié)分析可知，若要利用E4″max1對故障區(qū)域進行定位，需要確定故障類型和實際故障初始相角θc，進而需要研究如何利用電流及其小波能量譜值來確定θc和故障類型。

2.1.3 故障初始相角θc的確定

計算θc必須先檢測電流過0 值的時刻和電流E4 值達到XD的時刻這2 個參數(shù)。為此本文在PSCAD 中搭建了過0 點檢測模塊和θc計算模塊。若將故障電流的E4 值達到XD的時刻假設為故障發(fā)生時刻，此刻故障初始相角值θ為：

式中：KN為從電流過0 點開始到故障電流的E4 值達到XD時仿真模型循環(huán)運行的次數(shù)；ST為PSCAD中的仿真時間間隔，本文設定為1 us。

通過仿真發(fā)現(xiàn)，θ的值與實際的θc值之間的差值在6°～10°之間。因此，本文取所有誤差值的算術(shù)平均值7.1°作為補償值，可以得到θc計算公式為：

本文所用的故障特征值為小波能量譜值，由于故障發(fā)生在電流負半波的小波能量譜波形特征與發(fā)生在正半波時的一致，因此計算θc時僅需考慮電流半個周期的情況即可。

2.1.4 故障類型的確定

故障電流的各序分量可以反映短路故障的類型。各序分量求解公式為：

式中：I0，I+，I-分別為電流的零序分量、正序分量和負序分量；Ia，Ib，Ic分別為三相電流有效值；j 為虛數(shù)。

由式（7）可知，零序電流分量只出現(xiàn)在單相接地短路故障中；負序分量出現(xiàn)在非對稱短路故障中；正序分量在各種短路故障類型中都會出現(xiàn)。本文在PSCAD 中搭建了基于三相電流的序分量電流求解模塊，當檢測到電流的零序分量時，即判定系統(tǒng)發(fā)生接地短路故障；當檢測到電流的負序分量且沒有零序分量時，即判定系統(tǒng)發(fā)生兩相短路故障；當檢測到故障，但僅檢測到電流的正序分量時，即判定系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障。完整的短路故障快速檢測與定位程序流程如圖3 所示。

圖3 短路故障快速檢測與定位程序流程圖Fig.3 Flow chart of fast detection and location of short circuit fault

2.2 遠距離多點通信的實現(xiàn)

當通信距離較長時，通常需要增設中繼模塊實現(xiàn)遠距離的數(shù)據(jù)傳輸，導致成本的增加。非接觸式電纜巡檢系統(tǒng)根據(jù)工程實際應用[34]，沿配電線路每500 m 內(nèi)安裝各個巡檢單元以消除線纜電壓損耗的影響，若將其與智能斷路器結(jié)合，由于目前常用無線通信模塊的通信距離一般都大于500 m，則可以節(jié)省增設通信中繼模塊的額外投入。以無線串口模塊AS62-T20 為例，其工作功率為100 kW，工作電流小，通信距離最大可達3 000 m，適合長期掛網(wǎng)運行。

在圖1 的模型中，只需將進線側(cè)IED0 設計為“邊”層級智能終端進行短路故障檢測和定位的邊緣計算，并將分析和處理結(jié)果通過巡檢系統(tǒng)通信單元向各級斷路器發(fā)送，其余各級和相鄰級的斷路器只需將執(zhí)行結(jié)果通過巡檢系統(tǒng)通信單元進行信息交互，即可方便地實現(xiàn)“端”層級元件進行狀態(tài)感知和簡單的數(shù)據(jù)交互，而“邊”層級智能終端進行數(shù)據(jù)處理和復雜計算的配電物聯(lián)網(wǎng)運行模式，其多點協(xié)作物聯(lián)架構(gòu)如圖4 所示。

圖4 多點協(xié)作物聯(lián)架構(gòu)Fig.4 Architecture of coordinated multi-point IoT

圖4 中，T 為進線變壓器，IED0—IED5 為各層級采用的智能終端，QF1—QF 6 為各層級線路上的斷路器。在全域選擇性保護策略中，若線路正常運行，各級斷路器感知單元實時監(jiān)測各級線路狀態(tài)，通信單元按預設的時間定期啟動進行線路狀態(tài)和斷路器本體狀態(tài)信息的交互；當發(fā)生短路故障時，立刻啟動所有通信單元，并由IED0 完成故障識別與定位，同時將信息發(fā)送給各級IED，各級的IED 接收并確認短路發(fā)生位置后與本級斷路器位置進行比較判別。若故障不是發(fā)生在本級線路，則本級斷路器閉鎖不會跳閘；若確認為本級故障則執(zhí)行本級斷路器跳閘；當故障位置的斷路器執(zhí)行失敗時，將執(zhí)行結(jié)果與上級IED 進行信息交互，則上級斷路器解鎖并跳閘執(zhí)行后備保護。通過全域IED 的信息交互即可實現(xiàn)全域的選擇性保護。

3 仿真驗證

將圖1 所搭建的模型中各級斷路器設置為相同動作參數(shù)，以便在仿真時用來確認多級同跳或越級跳閘是否存在。通過在饋線部分的Z1，Z2，Z3 處設置短路模擬故障，對本文所提的早期檢測與定位及全域選擇性保護方法的有效性進行仿真驗證。

根據(jù)圖3 的程序流程，在PSCAD 軟件中利用Fortran 語言設計并編寫了小波能量譜算法以及短路故障檢測、定位和保護所需的各功能程序。仿真驗證時，首先在單節(jié)點配電線路1 的Z1 處設置θc分別為27°，73°，141°的單相、兩相和三相短路故障，短路故障檢測閾值XD設置為1 000，所有斷路器均正常工作。仿真結(jié)果表明只有BRK1 動作，斷路器正常工作時單節(jié)點線路仿真結(jié)果如表1 所示。

表1 斷路器正常工作時單節(jié)點線路仿真結(jié)果Table 1 Simulation results of single node line under normal operation of circuit breaker

表1 中，t1表示從短路故障發(fā)生到斷路器BRK1斷開的時間間隔，表示在斷路器BRK1 斷開時刻，故障電流達到負載額定電流的倍數(shù)。驗證結(jié)果表明該方法可以實現(xiàn)短路故障的早期檢測并且不會出現(xiàn)越級跳閘。

然后分別在雙節(jié)點配電線路2 的Z2（d=50 m）和Z3（d=500 m）處設置單相短路故障，根據(jù)仿真模型線路參數(shù)將短路故障檢測閾值XD設置為10 000，定位閾值Tl設置為0.123 6，所有斷路器正常工作時雙節(jié)點線路單相短路故障仿真結(jié)果如表2 所示。

表2 斷路器正常工作時雙節(jié)點線路單相短路故障仿真結(jié)果Table 2 Simulation results of single phase short circuit fault on double-node line under normal operation of circuit breaker

隨后，在同樣條件下設置Z3 處發(fā)生三相短路故障，并在保護程序中禁止向斷路器BRK3 輸出跳閘信號以模擬BRK3 執(zhí)行失敗的情況。同時，在各級IED 的程序中進行解鎖判斷時均延遲1 ms，用來模擬通信速率為9 600 bps 下信息交互延遲現(xiàn)象。BRK3 執(zhí)行失效時雙節(jié)點線路三相短路故障仿真結(jié)果如表3 所示。

表3 BRK3執(zhí)行失效時雙節(jié)點線路三相短路故障仿真結(jié)果Table 3 Simulation results of three-phase short circuit fault on double-node line in case of BRK3 execution failure

對比表2 和表3 的數(shù)據(jù)可知：當配電系統(tǒng)斷路器均正常運行時，短路故障可以在早期被檢測和定位，且實現(xiàn)正常的選擇性保護；當故障位置所在的斷路器出現(xiàn)保護執(zhí)行失效時，其上級斷路器可以快速實現(xiàn)后備保護。進而說明在圖1 和圖3 所示的協(xié)作物聯(lián)運行架構(gòu)下，可以有效實現(xiàn)配電網(wǎng)全域的選擇性保護。

4 結(jié)語

本文將小波能量譜算法引入配電系統(tǒng)故障保護中，在實現(xiàn)短路故障快速檢測的同時，完成故障區(qū)域的準確定位，降低了算法的復雜性和計算工作量，可以通過配電網(wǎng)進線側(cè)的斷路器智能終端完成故障檢測和定位算法的邊緣計算，實現(xiàn)“邊端融合”的架構(gòu)。無需額外的中繼措施即可利用多點短距離交互通信實現(xiàn)配電系統(tǒng)全域的遠距離通信，讓各級斷路器準確獲知短路故障所在區(qū)域并可將斷路器執(zhí)行結(jié)果進行信息交換，通過物聯(lián)協(xié)作的模式解決了多級同跳和越級跳閘的問題，并通過PSCAD 仿真驗證了所提出的“邊端融合”架構(gòu)下的全域選擇性保護的有效性。而在實際應用中只需利用現(xiàn)有智能斷路器和配電電纜巡檢單元，即可實現(xiàn)了配電物聯(lián)網(wǎng)架構(gòu)下的全域選擇性保護，避免了重復投入，為探討配電物聯(lián)網(wǎng)的整體設計和建設提供新的思路。

現(xiàn)有配電物聯(lián)網(wǎng)各層級執(zhí)行主體和智能終端相結(jié)合，既能發(fā)揮“邊端融合”的技術(shù)優(yōu)勢，又可以提供性價比極高的整體解決方案。隨著斷路器自診斷技術(shù)和電力設備狀態(tài)檢修技術(shù)的不斷發(fā)展，基于狀態(tài)感知與信息交互的配電網(wǎng)協(xié)作物聯(lián)模型將更加豐富和完善，其行為模型和決策輸出也將更加的靈活和智能。