黃見虹，翟博龍，宋福海，肖澍昱，顧本碩，劉 偉，徐光福

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

0 引言

隨著分布式電源滲透率穩(wěn)步上升，配電網(wǎng)呈現(xiàn)出更加復(fù)雜的形態(tài)[1-7]。在此背景下，目前配電網(wǎng)中廣泛采用的基于單端就地量的三段式過流保護(hù)更易出現(xiàn)定值整定困難、選擇性難以保證甚至失去保護(hù)范圍等各種技術(shù)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(xiàn)多點電氣量的同步采集，以及合理應(yīng)對因不同互感器傳變誤差、通信時延抖動等因素導(dǎo)致的不平衡差流，是新型配電網(wǎng)保護(hù)急需解決的關(guān)鍵問題。5G 技術(shù)為這些難題提供了解決方案?；谶吘売嬎悖∕obile Edge Computing，MEC）的5G 網(wǎng)絡(luò)切片技術(shù)可控制理論時延在15 ms 以內(nèi)，且丟包率低于0.001%[15-23]，能夠滿足配電網(wǎng)保護(hù)對于數(shù)據(jù)傳輸快速性的要求。但應(yīng)該注意到，目前5G 基本通過美國全球定位系統(tǒng)進(jìn)行數(shù)據(jù)同步，其安全性和可靠性仍有待商酌[20]。

為擺脫配電網(wǎng)保護(hù)對GPS 同步時鐘的依賴，故障自同步技術(shù)應(yīng)運而生。故障自同步技術(shù)是借助故障本身產(chǎn)生的數(shù)據(jù)突變特征進(jìn)行采集同步的一種技術(shù)，同步過程無需借助外界的通信條件[24]。考慮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(shù)鎖定故障時刻。工程界已對故障自同步方法進(jìn)行了初步探討，例如文獻(xiàn)[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(shù)據(jù)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(shù)，提出了1 種面向配電網(wǎng)多分支接線形式的新型綜合快速保護(hù)方案。分析了基于故障檢測時刻進(jìn)行保護(hù)數(shù)據(jù)自同步的實現(xiàn)方法。針對現(xiàn)有常見多分支配電線路，利用多端電流合成和Tanimoto 系數(shù)構(gòu)建了波形相似度比較式保護(hù)新判據(jù)；利用5G 網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)實時傳輸功能，實現(xiàn)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(wǎng)的綜合快速保護(hù)方案，并經(jīng)仿真測試驗證了所提保護(hù)新方案的有效性和優(yōu)越性。

1 基于故障時刻檢測的自同步技術(shù)

常見的多分支多端配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1 所示。其中，S 表示系統(tǒng)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(fù)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(wǎng)典型結(jié)構(gòu)圖Fig.1 Typical structure of distribution network

當(dāng)圖1 所示配電網(wǎng)中MN線路上某處發(fā)生故障時，故障點附加電源沿線路向兩側(cè)傳送電磁波，MN兩側(cè)的CT3-1與CT3-2隨即檢測到故障分量。故障自同步以故障發(fā)生時刻為同步基準(zhǔn)，據(jù)此將同一線路兩側(cè)保護(hù)裝置的內(nèi)部時鐘進(jìn)行調(diào)校，達(dá)到滿足保護(hù)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(biāo)。其基本原理如圖2 所示。

圖2 故障數(shù)據(jù)自同步原理Fig.2 Principle of fault data self-synchronization

圖2 中，tfM，tfN為故障發(fā)生時刻，tM，tN為M，N兩側(cè)保護(hù)裝置檢測到故障的時刻。故障自同步技術(shù)將故障檢測時刻代替故障發(fā)生時刻，以圖2 中M側(cè)故障檢測時刻為自同步參照點，將另一側(cè)故障時域信息的時標(biāo)進(jìn)行重配，校正量為故障檢測時刻差值Δtself-syn，即對N側(cè)采集的電流數(shù)據(jù)點調(diào)整其時標(biāo)：

實際上，用故障檢測時刻代替故障發(fā)生時刻存在一定的誤差Terr，該同步誤差是由M，N兩側(cè)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(cè)、N側(cè)故障檢測時刻與故障發(fā)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?shù)絻蓚?cè)檢測裝置的時間差及兩側(cè)保護(hù)裝置離散采樣不一致引發(fā)。對于電磁波傳輸時間誤差，根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)計算可知，該誤差值不大于0.167 ms[25]。對于保護(hù)裝置離散采樣不一致而引發(fā)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(yīng)同步相角誤差約為7°，完全能夠滿足配電網(wǎng)差動類保護(hù)的同步要求。

自同步技術(shù)有效實施的前提是，故障能被準(zhǔn)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(dāng)連續(xù)三點滿足突變量判據(jù)，保護(hù)才啟動，并以這3 個點中的第1個點所在時刻作為對應(yīng)保護(hù)裝置安裝處的故障檢測時刻。突變量檢測判據(jù)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(shù)；δset為設(shè)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(hù)判據(jù)

現(xiàn)有配電網(wǎng)拓?fù)鋸?fù)雜，線路可能含有較多分支[26]?？紤]到配電網(wǎng)中新建或改造線路基本都采用一二次融合開關(guān)，使得傳統(tǒng)不可測分支的數(shù)量急劇減少，提升了配電網(wǎng)的運行狀態(tài)可觀測性與可控性。在分支可測情況下，采用本節(jié)提出的電流信息合成和波形比較式保護(hù)判據(jù)，可準(zhǔn)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(jié)構(gòu)，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(yīng)用雙端差動保護(hù)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(cè)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(hù)啟動判別，保存故障后10 ms 的數(shù)據(jù)，通過5G 網(wǎng)絡(luò)上傳至保護(hù)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(shù)據(jù)。

2）以線路干線兩側(cè)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(biāo)：以CT2-3故障檢測時刻為參照點，使用第1節(jié)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(jìn)行故障自同步。同理，對照CT2-6的故障檢測時刻，對CT2-5進(jìn)行自同步處理。

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

4）歸一化處理：對IL1-sta-before和IL1-end-before進(jìn)行線性歸一化處理，得到IL1-sta，IL1-end。即對于2 組波形數(shù)據(jù)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(hù)判據(jù)

Tanimoto 相似度系數(shù)α可用來衡量2 組數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)。

從式（6）中可以看出，當(dāng)A，B其中1 組數(shù)據(jù)出現(xiàn)全零時，α依然具有意義，并可以正常計算。

現(xiàn)有的波形相似度原理保護(hù)，主要使用余弦相似度或皮爾遜相似度等算法進(jìn)行計算，但這2 種相似度算法不能出現(xiàn)全零數(shù)據(jù)集。然而，在配電網(wǎng)中這種情形極易出現(xiàn)的。因此，Tanimoto 相似度具有更強(qiáng)的優(yōu)越性。

發(fā)生區(qū)外故障時，線路兩側(cè)流過貫穿性質(zhì)電流，根據(jù)Tanimoto 相似度計算公式，α值接近為1。發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時，流過兩側(cè)電流互感器的波形必定有很大差別，對應(yīng)時標(biāo)位置的數(shù)據(jù)體現(xiàn)極性相反的特征。因此根據(jù)Tanimoto 相似度計算公式，該值明顯小于1，尤其當(dāng)一組波形數(shù)據(jù)全為0 時，Tanimoto相似度結(jié)果為0。

為保留一定裕度，并盡可能確保保護(hù)的靈敏度，將保護(hù)的動作門檻Kset設(shè)置為0.9：

考慮到配電網(wǎng)點多面廣的特征，為經(jīng)濟(jì)實現(xiàn)多條線路Tanimoto 波形相似系數(shù)的計算，可考慮在故障發(fā)生后，將各電流互感器處的故障數(shù)據(jù)傳送至終端變電站內(nèi)保護(hù)控制中心集中處理，并使用本節(jié)提出的電流合成和波形比較方法，準(zhǔn)確辨識出故障線路后遙跳相應(yīng)開關(guān)隔離故障。具體流程如圖3所示。

圖3 波形比較式保護(hù)判據(jù)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(shù)；jitotal表示每條饋線的總級數(shù)。以圖1 所示配電結(jié)構(gòu)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(wǎng)綜合快速保護(hù)方案

3.1 借助5G網(wǎng)絡(luò)實現(xiàn)故障信息實時傳輸

5G 是第五代移動網(wǎng)絡(luò)通信技術(shù)，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(wǎng)電流差動保護(hù)提供了替代光纖信道的解決方案[27]。

在多分支配電網(wǎng)中，在每條饋線每級線路兩端及分支開關(guān)處布置分布式配電終端，整個區(qū)域配電網(wǎng)在終端變電站內(nèi)設(shè)有一個保護(hù)控制中心，如圖4所示。

圖4 基于5G實現(xiàn)數(shù)據(jù)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(fā)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(jīng)由近分布式配電終端的5G 基站傳入5G 切片網(wǎng)絡(luò)。5G 切片網(wǎng)絡(luò)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(nèi)保護(hù)控制中心的5G CPE 送至站內(nèi)保護(hù)控制中心，集中進(jìn)行故障區(qū)段辨識與故障隔離等相關(guān)處理。

隨后，終端變電站內(nèi)保護(hù)控制中心的辨識和處理結(jié)果，經(jīng)過相反的過程將命令傳送至分布式配電終端。數(shù)據(jù)的傳輸路徑為：終端變電站內(nèi)保護(hù)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(wǎng)絡(luò)→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(yīng)的故障區(qū)段斷路器動作隔離故障。

3.2 波形比較式多端配電網(wǎng)綜合快速保護(hù)方案

以5G 作為多端多級配電網(wǎng)終端變電站內(nèi)保護(hù)控制中心和分布式配電終端信息傳輸?shù)拿浇?，結(jié)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(hù)判據(jù)，可形成一種廣泛適用于現(xiàn)有有源配電網(wǎng)的綜合快速保護(hù)方案。具體流程如圖5 所示。

圖5 保護(hù)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(lán)色框標(biāo)識，終端變電站內(nèi)保護(hù)控制中心處理流程用橘色框標(biāo)識。故障發(fā)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(shù)據(jù)，使用5G 上傳至終端變電站內(nèi)保護(hù)控制中心。

終端變電站內(nèi)保護(hù)控制中心使用第1 節(jié)和2.1節(jié)提出的故障自同步和電流合成方法，得到經(jīng)重新配置時標(biāo)的每級饋線兩側(cè)的故障相電流波形，隨后依次計算各級線路的相似度參數(shù)αij，斷定該級線路是否發(fā)生區(qū)內(nèi)故障。得到故障區(qū)段辨識結(jié)果后，使用5G 下傳命令至對應(yīng)的分布式配電終端，故障區(qū)段兩端的分布式配電終端向斷路器發(fā)送跳閘命令，保護(hù)可靠動作隔離故障。

3.3 計及5G通信延時的保護(hù)方案速動性分析

本文所提方案各個環(huán)節(jié)的時延如圖6 所示。

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

圖6 中，保護(hù)啟動用時極短，連續(xù)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(shù)據(jù)采集需固定用時10 ms（包括了突變量啟動的3 個數(shù)據(jù)點）。根據(jù)現(xiàn)有5G URLLC 類應(yīng)用于實時通信的網(wǎng)絡(luò)切片規(guī)定，并結(jié)合前期示范工程實測數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)上行和下行時延均在10 ms 左右，因此5G 數(shù)據(jù)上傳和下發(fā)共計耗時約20 ms。

終端變電站內(nèi)保護(hù)控制中心集中處理用時部分取決于計算機(jī)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(jī)或服務(wù)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(jī)構(gòu)斷路器，通常分閘需要60 ms 左右，若為永磁操作機(jī)構(gòu)，該時間可縮短至25 ms 左右。

綜上，所提綜合保護(hù)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(nèi)隔斷故障線路，動作迅速，完全可滿足多端有源配電網(wǎng)保護(hù)速動性要求。

4 綜合快速保護(hù)方案的仿真驗證

為驗證本文所提波形比較式多端配電網(wǎng)快速保護(hù)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(wǎng)仿真分析模型。系統(tǒng)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(fù)荷，均為0.4 MVA，功率因數(shù)為0.85。

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

4.1 故障數(shù)據(jù)自同步方法驗證

現(xiàn)對所提故障自同步方法進(jìn)行驗證。于線路L22中點設(shè)置金屬性兩相接地故障。配電網(wǎng)各保護(hù)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(lán)色框L1、灰色框L2、紫色框L3內(nèi)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(biāo)識，按照第1 節(jié)所提的故障自同步方法，以t2-1為自同步基準(zhǔn)，將各條配電線上CT 采集上傳的電流數(shù)據(jù)時刻t1-1～t3-2進(jìn)行校正。t1-1～t3-2進(jìn)行自同步校正后，最大誤差不超過0.15 ms，對應(yīng)相角不超過3°，完全滿足配電網(wǎng)差動類保護(hù)對于同步的要求，驗證了第一節(jié)的理論分析。

4.2 綜合快速保護(hù)方案有效性驗證

根據(jù)圖5 所示的保護(hù)方案流程，分別于圖7 所示配電網(wǎng)模型中不同位置設(shè)置不同類型、不同過渡電阻的故障，驗證所提保護(hù)方案的有效性。為檢測保護(hù)方案的適應(yīng)性，將故障位置設(shè)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(shè)置過渡電阻為0 Ω，3 Ω，10 Ω，30 Ω，故障發(fā)生時刻為4 s。

以L22中點發(fā)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(fā)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(shù)與故障辨識結(jié)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(hù)方案有效性驗證Table 1 Effectiveness validation of protection scheme

從表1 可以看出，區(qū)外故障時，線路的Tanimoto相似度系數(shù)均逼近于1；區(qū)內(nèi)故障時，線路的Tanimoto 相似度系數(shù)均顯著小于門檻值0.9。保護(hù)判據(jù)式（6）均能夠有效辨識故障位置，所提保護(hù)方案具有較好的應(yīng)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(xiàn)象的原因解釋為：隨著過渡電阻增大，故障點的分流效應(yīng)變?nèi)?，電源會提供貫穿性電流到線路對側(cè)，從而導(dǎo)致兩側(cè)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(cè)的電流相似度急劇減小，因此Tanimoto 系數(shù)降低。

4.3 有源配電網(wǎng)適用性驗證

現(xiàn)進(jìn)一步驗證所提保護(hù)方案在有源配電網(wǎng)中的適用情況，特于圖7 所示配電網(wǎng)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(fēng)機(jī)、小水電機(jī)組3 種類型。過渡電阻30 Ω，記錄各線路段的相似度系數(shù)和保故障辨識結(jié)果，如表2 所示。

表2 分布式電源接入場景下保護(hù)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(qū)外故障時Tanimoto 相似度系數(shù)均逼近于1；區(qū)內(nèi)故障時Tanimoto 相似度系數(shù)均小于門檻值0.9，所提保護(hù)方案均能夠?qū)崿F(xiàn)區(qū)外故障不誤動、區(qū)內(nèi)故障可靠動作。

經(jīng)調(diào)整3 種類型分布式電源的容量，進(jìn)行多次試驗發(fā)現(xiàn)：隨著分布式電源容量提升，故障區(qū)段和非故障區(qū)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(cè)電源均向故障點饋流，增大了兩側(cè)的故障電流波形差異。3類分布式電源中，小水電機(jī)組接入后的差異最大，雙饋風(fēng)機(jī)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(wǎng)對于保護(hù)靈敏度的要求。

4.4 與其他保護(hù)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(hù)與傳統(tǒng)三段式過流保護(hù)、基于余弦相似度的波形比較式保護(hù)的動作性能。

為考察三段式過流保護(hù)和所提故障自同步波形比較式保護(hù)的動作性能，使用4.3 節(jié)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(shè)置于線路L22的上級饋線區(qū)內(nèi)出口、線路中點、下級饋線區(qū)內(nèi)出口3 個位置，過渡電阻設(shè)置0，30 兩個值。其中，線路L21，L22的三段式過流保護(hù)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(hù)和故障自同步波形比較保護(hù)的動作情況，如表3 所示。

表3 故障自同步波形比較保護(hù)與三段式過流保護(hù)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(hù)僅在區(qū)內(nèi)近區(qū)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(hù)范圍小。而所提故障自同步波形比較保護(hù)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(hù)和所提故障自同步波形比較式保護(hù)的動作性能，使用4.2 節(jié)仿真模型，將相間故障設(shè)置于線路L1的上級饋線區(qū)內(nèi)出口、線路中點、下級饋線區(qū)內(nèi)出口3 個位置，過渡電阻設(shè)置0，30 兩個值。記錄余弦相似度保護(hù)和故障自同步波形比較保護(hù)的動作情況，如表4 所示。

表4 故障自同步波形比較保護(hù)與余弦相似度的波形比較式保護(hù)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(hù)在發(fā)生金屬性故障時，可能由于數(shù)據(jù)出現(xiàn)全零集合，而使得保護(hù)算法失效；而本文所提的基于Tanimoto 相似度系數(shù)波形比較算法，能夠有效應(yīng)對這類數(shù)據(jù)集情形，在配網(wǎng)中更具適應(yīng)性。

5 結(jié)語

本文基于故障時刻檢測自同步技術(shù)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(wǎng)結(jié)構(gòu)的新型綜合快速保護(hù)方案。該方案利用5G 網(wǎng)絡(luò)快速傳輸配電終端采集數(shù)據(jù)，并結(jié)合變電站內(nèi)保護(hù)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(wǎng)保護(hù)新方案，仿真驗證了所提保護(hù)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。