含分布式电源配电网故障检测与定位研究综述

吴璐子，缪希仁，庄胜斌，傅敏毅，赵丹

(福州大学电气工程与自动化学院，福建 福州 350108)

0 引言

配电网在电网中最靠近用户，其故障后的快速复电是支撑供电可靠性的主要技术手段，因此，故障快速检测与精准定位已成为故障区域快速有效隔离的关键技术.

随着可再生能源的发展，从2014年开始，我国每年的风电和太阳能发电量均超过全社会新增用电量.截止2020年年底，我国风力发电累计装机容量已达281.53 GW，光伏发电累计装机容量达到252.88 GW.国家能源局“十四五”发展规划进一步推进可再生能源的发展，传统配电网将逐步发展为分布式电源高度渗透的新型电力系统.

新型电力系统配电网运行调控与故障特性将发生根本性变化，传统配电网保护存在技术局限性，亟待研究含分布式电源配电网的新型保护方法.因此，本研究分析传统配电网和含分布式电源(distributed generation,DG)配电网故障检测与定位研究现状，基于含分布式电源配电网故障特性分析，给出含分布式电源配电网故障检测与定位研究展望，指出故障快速检测与定位可实现含分布式电源配电网故障快速保护，以保障含分布式电源配电网的安全稳定运行.

1 配电网保护检测与定位研究现状

配电网是分配电能的电力网络，其安全稳定运行直接影响供电可靠性，可靠性很大程度上取决于配电网保护的准确性与灵敏性.传统配网保护适用于辐射型的网络结构，然而，目前还沿用传统配网保护方式，以解决多源多端网络架构的含分布式电源配电网保护，从而产生了诸多技术问题.因此，亟待开展含分布式电源配电网的新型保护原理研究，尤其是解决关键的故障检测与定位问题.

1.1 配电网继电保护检测现状

我国配电网的接线方式主要为电缆采用单环网或双环网接线、架空线采用放射式接线或分段联络接线[1]，但联络开关处于断开状态，故而传统配电网是单侧电源供电、辐射状的拓扑结构，一般采用三段式电流保护[2-3]或反时限电流保护，继电保护装置采用过流继电器以实现故障检测.

迄今，大多数配电网DG渗透率较低，鉴于传统继电保护故障检测适应性差，采用故障时线路DG强制退出措施，以保留原有传统保护配置方案的有效性.因此，现阶段主要从不同的约束条件入手限制DG准入容量，如基于输配协同[4]、继电保护动作[5]、保护可靠性[6]、谐波约束[7-8]和电压约束[9]等方式，以计算分布式电源在配电网中的最大准入容量.

随着DG渗透率的不断提高，限制容量的并网保护检测方式，在故障发生时可能出现大量DG的投切，将影响配电网的安全稳定运行，从而限制分布式电源的接入容量.因此，现有并网保护检测方式限制了接入配电网的DG容量，不利于新能源的并网消纳，亟待研究DG有效接入配电网的新型保护检测方式.

1.2 配电网继电保护定位现状

配电网故障跳闸后，由配电自动化系统实现故障定位[10-11]，以提升一线运维人员恢复故障区域供电的效率.配电自动化系统通过馈线终端装置(FTU)将故障信息上传至配电主站，由主站进行数据处理完成故障定位[12-13].基于FTU信息的定位方法主要分为两类，根据建模方式的不同可分为矩阵法[14-17]和人工智能法[18-21].

其中，矩阵法基于馈线终端FTU上传的信息形成故障信息矩阵，与拓扑关联矩阵运算后形成故障判断矩阵,该方法对信息准确度要求极高，运算速度快，但容错性较差.人工智能法基于开关函数建立求解模型，将故障区段作为解空间以获取最优解,该方法容错性好、种类多样且更新速度快，但存在运算速度慢、容易陷入局部最优等缺点,如采用遗传算法[18]、粗糙集理论[19]、和声算法[20]、仿电磁学[21]等算法以实现故障定位.

随着多类型分布式电源与电力电子设备的大量接入，配电网存在故障特性复杂化、模型构建难度大等多重挑战，因此亟待提升故障定位算法性能.

2 含分布式电源配电网故障特性分析

随着分布式电源并网，传统配电网逐步拓展为含分布式电源配电网，DG接入导致其故障特性与传统配电网存在诸多差异，给系统保护检测与定位带来新的技术挑战.

根据分布式电源并网方式的不同，分布式电源可分为两类：电机类和逆变类[22].电机类DG一般为直接并网的分布式电源，主要有柴油机发电、小型水力发电等类型.电机类DG提供的最大短路电流可达其额定电流的6～10倍，对配电网短路电流特性的影响较大[23].

逆变类DG一般为逆变器并网的分布式电源，主要有光伏发电、风力发电等类型.受逆变器控制策略及电力电子器件耐受力影响，逆变类DG承受的短路电流一般不超过其额定电流的1.5～2.0倍.不同于电机类DG，逆变类DG需具备低电压穿越功能[22,24]，故障时优先输出无功以支撑系统电压并在规定时间内保持不脱网.

2.1 DG间歇性接入的故障特性分析

计及分布式电源的保护检测，需满足不同运行工况下分布式电源间歇式接入的时空特性，如分布式电源不出力时的传统配电网保护检测要求，不同分布式电源间歇式出力、分布式电源全部出力等不同工况对含分布式电源配电网保护检测适应性要求.因此，含分布式电源配电网的复杂并网运行工况，给配电网保护检测及其可靠性提出了新的技术要求.

分布式电源间歇式接入时，配电网故障特性主要表现以下几点：

1) 逆变类DG的出力具有间歇性，当分布式电源出力期发生故障，由于逆变类DG故障电流通常不超过其额定电流的1.5～2.0倍，故障电流较小，增加了故障检测难度.当DG处于歇力期，针对变换器的不同可分为两种情况：单相变换器电力电子装置闭锁，此时DG类似空载特性；采用双向变换器的分布式电源，在歇力期DG将转换成负荷充电.此外，光伏与风电间歇特性存在较大差异.DG出力的不稳定性使得故障特性失稳，对保护检测的自适应性提出了更高的要求.

2) 不同时间段的出力特性、不同拓扑和控制策略的DG在不同并网点下的短路故障响应特性差异化较大，且电力电子高比例应用将形成由半导体电路产生的短路故障新特性，因此，故障电流难以定性分析和建模，且增加了故障检测算法的不确定性和随机性，给保护整定及故障方向判断带来困难[25-26].

3) 故障期间，逆变类DG呈现电流源特性，与传统同步发电机的电压源特性存在较大差异[27]，交流系统非电源侧短路故障下，由于逆变类DG的短路故障响应特性不同于传统交流同步发电机，基于“恒电压源+恒内阻抗串联”的传统交流同步发电机等效模型无法适用；低电压穿越期间，负序分量的存在对故障穿越的控制策略提出了新的要求[28-29].迄今，DG的不同运行状态与间歇性出力的时空关联特性尚未深入探索，现有等值模型难以适用，为保护检测带来新的技术挑战.

由此可见，分布式电源间歇式接入时，不同运行工况下配电网故障特性差异较大，因此，含分布式电源配电网故障保护检测研究难度大且要求故障检测方法要具备多工况适应性.

2.2 DG不同接入位置的故障特性分析

传统配电网故障电流一般从电源侧流向故障点，然而，含分布式电源配电网存在多电源点，故障短路电流呈现出多端多向的特性，传统配电网单一故障电流检测转换为多源故障检测，因此，准确实现故障检测与故障定位成为含分布式电源配电网保护的关键技术.

此外，DG接入位置的不同影响配电网继电保护检测性能，可能引起保护装置的误动或拒动.

1)DG接入线路首端.如图1所示，DG位于线路首端，如F1故障发生时，DG和系统电源共同提供短路电流，DG对配网保护的影响较小，只需调整保护整定值即可沿用传统配网保护.

2)DG接入线路中段.如图2所示，DG位于线路中段对配电网保护的影响较大，具体影响需视故障点与DG的相对位置来决定.当DG上游线路如F1发生短路故障时，DG向故障点注入的短路电流对K1产生了类似“屏蔽”的效应，K1处保护装置检测到的故障电流幅值减小，可能引起K1保护拒动.当DG下游线路如F2发生短路故障时，系统和DG同时向故障点注入短路电流，此时，DG向K2所在区段提供助增短路电流，该助增电流可能提高K2保护的灵敏度或造成K2与相邻下一段线路的原有保护设置失去有效配合.当DG接入馈线的邻近线路如F3发生短路故障时，DG提供的反向短路电流将流过非故障线路L1及其保护K1处，可能引起K1保护误动.

图1 DG接入线路首端Fig.1 DG is connected to the head of the line

图2 DG接入线路中段Fig.2 DG is connected to the middle of the line

图3 DG接入线路末端Fig.3 DG is connected to the end of the line

3) DG接入线路末端.如图3所示，DG位于线路末端，DG对配网保护的影响仅限于DG接入处馈线.当DG近端F1发生故障时，由于距离较近，DG对故障点的影响相当于系统电源，K3保护动作；由于系统侧与故障点距离较远，L1线路K1处故障特征不明显，可能引起K1保护拒动，导致系统电源持续向故障点注入短路电流，无法实现故障完全隔离，形成非计划孤岛.当系统近端F2处或非DG接入馈线如F3处发生故障时，K1将检测到DG提供的反向故障电流，由于故障点F2/F3距离DG较远，DG提供的故障电流不足以引起K1保护动作；当F3处发生故障时，DG向K2提供的助增电流较小，但在一定程度上提升K2保护的灵敏度.

由此可见，含分布式电源配电网故障检测不仅从传统配电网单一故障电流检测转换为多源故障检测，而且DG接入位置不同、故障发生位置不同的情况下，将带来故障检测灵敏度问题，给故障检测可靠性及其故障有效辨识增加了技术难度.

3 含分布式电源配电网故障检测与定位研究现状

如上节所述，由于含分布式电源配电网故障特性与传统配电网存在较大差异，传统配电网故障检测与定位方法已无法适用，需针对分布式电源并网后的配电网保护做出相应的调整与改进.目前，针对含分布式电源配电网保护，国内外已开展了大量的研究工作，其现状按故障检测与定位概括如下.

3.1 含分布式电源配电网故障检测研究现状

故障检测实现感知及判断系统发生故障，其准确性可有效降低后续故障定位的误判率.国内外文献针对含分布式电源配电网故障检测研究，可归纳为以下3种.

近年来，灵渠基础设施及人文环境不断改善，同时列入世界文化遗产预备名单，相应知名度也在日渐提升，灵渠旅游已逐渐成熟。但笔者在田野调查之后，发现其中仍存在众多问题。灵渠文化遗产旅游不仅是一种经济产业，更是是一种文化活动，文化是灵渠旅游的灵魂。文化结构分为三个层面，外层的物质层面，中层的制度层面、内层的精神层面。灵渠旅游发展的一系列问题侧面反应了灵渠旅游规划的基本思想存在一些偏差，致使出现一系列不利于旅游发展的矛盾。笔者在此运用人类学理论对灵渠旅游发展提出几点建议。

3.1.1 基于阈值的故障检测方法

基于阈值的故障检测方法[30]设置动作阈值，若测量值超过阈值，则判定系统发生故障并启动保护装置.该方法原理简单、易于实现，但阈值选取不当，将引起误判，为此引入了自适应保护，可根据配电系统运行方式和故障状态变化自动调整检测阈值，以使含分布式电源配电网的检测性能处于最佳状态[31-34].其中，文献[31]根据支路贡献因子消除DG对保护的影响，从而得到自适应的整定阈值；文献[32]通过迭代法求解适用于逆变类DG的自适应阈值.然而，随着DG渗透率提高，阈值整定难度逐步加大，已无法适用高比例DG接入的配电网.

3.1.2 基于多端信息的故障检测方法

1)信号比较法.含分布式电源配电网具有多端供电的网络结构特点，可通过比较故障态下线路两侧的电气量，以检测区内故障或区外故障[35-40].配电网故障信息多且广，可利用电流幅值与相角[35-36]、电流相角突变量方向[37]、故障超前相的能量函数[38]、波形相关性[39-40]等，以实现含分布式电源配电网的故障检测.但信号比较法对通信的依赖性较高，故障时区段两端的数据需保持严格同步，数据失步将造成故障检测失准.

2)信息融合法.由于小电流接地系统单相接地故障检测难度大，利用单一量测数据难以适应配电网复杂的故障情况.文献[41]综合利用电气量信息、保护信息和断路器信息构造故障判据，构建多代理故障诊断解析模型，利用人工智能算法求得最优解；文献[42]通过可疑故障元件库和故障诊断模型，采用Petri网技术进行故障诊断，实现故障检测；文献[43]构造包含正序电流、负序电流和分相全电流比幅的新型综合判据，故障时可自动优选灵敏度最高的子判据实现故障检测.然而，由于信息融合法处理的故障信息较多，因此，该方法用时相对较长，且仍无法避免检测死区问题.

3.1.3 其它故障检测方式

基于故障信息的深度分析，提出新的故障检测方式[44-46]，以适应高渗透率的含分布式电源配电网保护技术的发展.其中，文献[44]提出了补偿阻抗的概念，通过比较补偿阻抗极性的不同来检测故障并实现故障定位；文献[45]通过分析比较正序电流和故障前并网点电压相位，由此提出利用相位差的正弦值检测正向故障的方法，再依据节点类型实现故障定位隔离.

综上所述，现有的含分布式电源配电网保护检测方式未充分利用故障暂态特性，而电力电子设备具有耐受性限制，要求配电网保护装置具备较好的快速性，因此，亟待研究新型的故障检测技术，以提升配电网保护的快速性.

3.2 含分布式电源配电网故障定位研究现状

故障定位实现故障后准确查找故障区域，隔离故障区域并实现非故障区域的快速复电，以提高供电可靠性.随着DG渗透率的不断提高，含分布式电源配电网的网络结构、电源特性等发生了根本性变化，原有以辐射型为主的电网故障定位算法已无法适用，沿用原有算法将可能导致误判，因此，亟待研究新的故障定位算法.

3.2.1 基于传统配电网故障定位算法的改进算法

1) 注入法.在配电网故障后，利用诸如电压互感器等信号注入设备向系统注入某种特殊信号，通过查验信号流过的路径来定位故障的准确位置[47-48]，主要包含S注入法、单端注入行波法、端口故障诊断法和加传递函数法等[49].

注入法需要额外的信号注入源和辅助检测装置，经济性较低，且测距结果的可靠性受分布电容、过渡电阻等影响较大[49]，可与其它方法相结合以改进算法性能，如文献[50]利用FTU和S注入法配合的方式，消除了线路对地电容的影响；文献[51]基于柔性开关设备(SOP)进行功能拓展，将其作为信号注入源，实现含分布式电源配电网的故障定位.

2) 行波法.测量电压、电流行波到故障点的传播时间以确定故障距离[52-53]，具有不受系统参数、过渡电阻及系统运行方式等影响的优点[54].将行波法与机器学习方法相结合，可实现复杂配网的分支线故障定位[55].

单端行波法利用行波的折反射特性，根据初始行波波头与来自故障点的第1次反射波波头的时间差来实现故障定位[56]，单端法在拓扑结构复杂、多源的配电网中难以适用.双端行波法根据故障点产生的行波到达线路两端的时间差来实现故障定位，通过行波信号差异的分析，可解决含分布式电源配电网的故障定位问题[57]，但由于需要双端通信，所以每个分支节点都需加装检测装置，且算法对时钟同步有严格要求，增加了定位成本.

3) 阻抗法.基于故障电压与故障电流值，计算故障点到测距装置间的线路阻抗，根据故障回路阻抗与故障距离成正比的关系求取故障距离.阻抗法相比于其它定位方法，具有原理简单的优点，是目前应用最为广泛的故障定位技术，但易受过渡电阻、线路分支等因素影响，出现伪故障点[58]，无法应用于直流输电线路，但改进的阻抗法可应用于缆线混合的含分布式电源配电网中[59].

3.2.2 新型含分布式电源配电网故障定位算法

1) 基于PMU的故障定位算法.同步相量测量装置(phasor measurement unit，PMU)的应用为故障定位提供丰富的数据来源，与传统的馈线终端相比，其采样频率更高、成本更低，幅值和相位误差仅为0.5%和0.01%[60]，可沿线安装并通过无线专网、4G、5G、有线等多种通信方式.文献[61]利用三相电压/电流同步相量数据，提出基于时空特征矩阵 Frobenius范数的短路故障区段定位算法，可自适应拓扑结构变化、通信中断等场景；文献[62]引入微型同步相量测量装置，通过优化配置，利用不平衡电流实现故障定位.

2) 基于零序分量的故障定位算法.我国配电网多为小电流接地系统，单相接地故障占故障的80%以上[63].当配电网发生单相接地故障，暂态零序分量的故障特征丰富且突出，可用于接地故障的检测与定位.

DG的加入不影响线路的暂态零序电流分布，文献[64]采用小波分析提取暂态零序电流细节分量，通过幅值和相位的比较定位故障，但需每个分支节点配置测量装置；文献[65]通过分析故障零序电流特征，建立含DG配网零序阻抗模型，仅依靠源端测量数据即可定位故障区间；文献[66]无需配置测量点，在配电自动化的基础上，提出基于零序电流衰减周期分量相位差的故障定位方法.

3) 其他故障定位方法.在分析含分布式电源配电网故障时馈线的各电气量变化特征基础上，构造基于故障电流、电压的故障馈线区段定位方法[67-69].文献[67-68]在测量各个电源在系统故障前后的电压变化量基础上，利用电压变化量对系统进行故障定位.

综上所述，传统配电网故障定位改进算法无法满足高渗透率下的含分布式电源配电网定位精度要求；现有新型故障定位算法，在一定程度上解决了含分布式电源配电网故障定位问题，但在配电网故障信号去噪、特征提取有效性等方面有待加强，以提高新型故障定位算法的适用性.

4 含分布式电源配电网故障检测与定位研究展望

随着逆变类DG大量并网、多类型的电力电子设备规模化接入，故障时，一方面，电力电子投退可能导致电压/频率失稳，危害电网安全；另一方面，电力电子设备自身对短路电流的耐受值十分有限.因此，为减小故障对电力电子装备交直流两侧的影响，交流侧故障时，DG应及时退出，以计划性孤岛方式运行；直流侧故障时，DG并网保护通过快速检测识别故障并分断并网断路器，避免直流侧故障扩大至交流侧，快速检测与定位隔离能够最大限度地降低电网扰动风险，提高系统稳定性与可靠性.因此，亟待研究含分布式电源的配电网故障检测与定位，以应对新型电力配电网安全运行的系统保护需求.

4.1 含分布式电源配电网故障检测研究展望

对于故障检测而言，现有智能型保护检测装置大多是利用故障后一个周波的稳态数据(故障已发生5～10 ms)，短路电流已达至较大数值，此时隔离故障对线路、设备及开关的动热稳定性要求很高，因而故障快速检测的研究显得十分必要.含分布式电源配电网的故障快速检测能够避免过大的短路电流损害开关设备的使用寿命，并有效保障含电力电子设备的配电网稳定性，可以从以下三个方面加以考虑.

1) 故障检测速度.配网故障快速检测[70-71]关键在于暂态特征提取，利用故障暂态特征可实现故障快速检测.充分解析故障时直流侧对交流测的影响，研究适用于含分布式电源配电网的故障检测新方法，如利用小波变换提取暂态零序电压故障跌落特征，以渗透率为33%的含分布式电源配电网为对象加以实验，结果显示零序电压能够实现全相角范围下的故障检测，检测用时在1 ms以内.

2) 自适应阈值设置.检测算法的关键在于阈值的选取，阈值需兼顾速动性与准确性，过小的阈值在干扰工况下容易发生误判，过大的阈值将增加故障检测的时间.DG接入迫使传统的故障模型做出相应的调整，模型需兼顾分布式电源间歇式接入与低电压穿越期间的故障新特性，使用如孪生计算等构建含分布式电源配电网模型，尽可能地贴合实际配电网运行特性，根据配电网拓扑结构及运行方式变化，以自适应获得相应的故障检测阈值.

3) 噪声干扰.现场设备信息采集过程中的白噪声和有色噪声，将影响故障信息的获取.通过滤波技术可有效保留故障特征，以提高故障检测算法的准确性.大量电力电子设备接入，引起含分布式电源配电网谐波频率特性与传统配电网存在明显差异.DG的位置、出力间歇性使配电网络等值阻抗发生变化，从而直接影响系统谐波分布.可利用配电网谐波特性提高小电流接地系统的故障检测能力[72-73]，如文献[73]提出了计及频率特征的电流幅值差动保护.

4.2 含分布式电源配电网故障定位研究展望

对于故障定位而言，现有配电网多为小电流接地系统，谐振接地系统故障特征微弱，故障电压、电流跌落较小，故障定位难度大.受DG影响，故障长期未解除将带来极大的安全隐患，且可能扩大事故范围.含分布式电源配电网故障电流的双向性将给故障定位算法带来新的挑战，可从以下三个方向加以考虑.

1) 定位速度.随着电力系统数字化转型，量测装置部署广泛，电力大数据技术发展迅猛，配电网正逐步实现系统状态全面感知，为故障定位提供丰富的数据来源[62,74].由故障快速检测为后续故障定位及保护实施争取时间空间，定位算法启动确认故障发生区段，开关快速操作机构配合保护动作，迅速隔离故障区域，以实现含分布式电源配电网的故障快速保护.

2) 定位原理.基于配电网单相接地故障频发，计及不平衡电流的影响，研究利用单相接地故障本身所产生信号的故障定位原理.节点注入电流测量值与计算值间的差别将产生不平衡电流，通过研究不平衡电流对故障定位的影响，分析不平衡电流特征，也可将其作为定位判据使用[64].传统故障定位算法，在配网多分支结构下，易产生定位误差，需剔除伪故障点.可研究新型故障定位方法，如利用健全区段间波形相似度高而故障区段波形差异大的特性[75]，通过相似度衡量算法实现故障定位.

3) 测距精度.故障测距是为了定位故障的具体位置以降低人工巡查的时间成本[49]，以快速恢复故障区域的供电，避免长时间停电引起的用户投诉，对提高供电质量和经济运行有着重要意义.故障测距的精确性使得其推广需要大量的配网布点，需要研究低成本、抗干扰的能适应各种场景的实用化测距装置.此外，还可通过研究故障电压电流在配电网络的分布特性，优化测距装置的配置，仅依靠源端就能实现全系统的故障测距方法.

5 结语

新能源接入和人工智能应用有机结合，推动了配电网由传统的被动型朝着主动、智能型转变，智能配电网的有源特性使其电力电子化特征日益显著，要求配电网在保障可靠性的同时还应提升快速性.然而，现有的保护技术已无法满足新能源高渗透率及电力电子装置高比例接入的“双高”需求，因此，针对配电网故障快速保护的关键问题，本研究综述故障检测与定位研究现状，提出含分布式电源配电网故障检测与定位研究展望，并得出以下结论.

1) 含分布式电源配电网的多源特性使传统配电网检测与定位方案不再适用，现有的含分布式电源配电网保护通常采用限制准入容量的方式，其不利于构建以新能源为主体的新型电力系统的发展.

2) 改进的含分布式电源配电网故障检测与定位方案分为两大类.一是针对传统方法的改进，在故障检测中体现为阈值的自适应整定；二是提出新型故障检测与定位方法，在故障检测中体现为信号纵联比较与信息融合.随着逆变类DG持续接入，上述两类方案均未考虑电力电子装置规模化的含分布式电源配电网故障新特性，因此，应针对现有的含分布式电源配电网开展快速性保护的理论与应用研究.

3) 故障快速检测与故障定位是实现保护快速性的主要途径，在系统发生故障时快速检测且加以故障辨识，通过故障定位算法确定故障位置，在此基础上，保护装置与开关机构联动切除故障，以实现故障区域安全快速隔离.