基于边缘计算和广域同步测量技术的 配电网故障定位方法*

田 鹏 秦 贺 侯乃乾 刘志强

(1. 国网山东省电力公司枣庄供电公司 枣庄 277100； 2. 国网山东省电力公司建设公司 济南 250000)

1 引言

现阶段我国配电网中，单相接地故障占全部故障的80%以上[1]。传统的暂态特征型故障指示器主要依据本地单一装置的零序电流和零序电压数据进行接地故障的判断定位[2]。因为接地故障发生后故障线和非故障线的特征差异以及故障点上游与故障点下游的特征差异无法被利用，造成单相接地故障判决的参数难以整定，单相接地故障区段定位成功率低。近三年出现的暂态录波型故障指示器利用电场启动录波，上送到主站进行故障区段定位[3]。这种方法定位准确度有待提高，而且增大了配电自动化主站的处理开销和通信带宽占用，给系统带来不稳定因素。

本文提出一种基于边缘计算和广域同步测量技术的配电网故障定位方法。该方法通过线路广域同步相电流设备提供同段母线波形数据，在母线上增设边缘计算单元监测零序电压、汇集同段母线录波数据，根据相似度量算法推导出余弦相似度以及变形的故障定位理论模型，并据此开发单相接地智能定位系统，实现该方法的工程应用和运行验证。

2 单相接地故障区段定位方法

2.1 配电网单相接地故障特征

小电流接地的单相接地故障有如下特征[4-5]。

(1) 零序电压：接地后出现零序电压，其大小与接地电阻成反比；

(2) 零序电流：非故障线路和故障线路故障点下游的零序电流为该线路的对地等值电容电流，相位超前于零序电压90°。中性点不接地或消弧线圈接地时，故障线路故障点上游的初始暂态零序电流为所有非故障线路的初始暂态零序电流之和，且与非故障线路和故障线路下游相位相反，滞后零序电压90°。

2.2 配电物联网的母线边缘计算

国家电网配电物联网为“云管边端”架构层级[6]。其中，“边”即边缘计算，计算分析功能扩展到网络边缘[7]。在每段母线设立对应的缘计算单元来处理故障定位问题，实现接地故障录波集中触发启动。边缘计算单元可安装于变电站内，亦可在线路上与配电终端监控开关等设备融合获得零序电压或单独安装电压互感器获得零序电压信号。

边缘计算单元需要满足以下要求：① 内置远传通信模块，与同一母线全部“端设备”广域同步电流相电流录波装置通信；② 中央处理器满足数据处理性能指标；③ 可集中式触发接地故障分析，汇集分支数据，其采样与广域同步相电流录波装置保持同步。

2.3 广域同步的相电流录波测量

以同步相量测量单元为核心的广域测量系统已经在主网大量使用[8]。新设计的广域同步相电流录波装置是在PMU 方案的基础上改进而成，步骤如下所述。

(1) 引入自动频率跟踪算法，装置周期性接收GPS/北斗授时信号作参考时钟，在两次接收间隔利用内部高频时钟(10.24 MHz)经专用的“基于计数器的迟早门”同步跟踪技术，动态化跟踪调节频率配置，将采样误差控制在1 μs 以下。

(2) 建立装置处理功耗与线路感应取能功耗的平衡机制，线路负荷高于4.5 A 即可全功能工作。

(3) 采用无线远传通信与边缘计算单元通信，合成高质量零序电流数据，使得基于相位关系的多点数据相似性比较类算法成为可能。

2.4 故障区段定位方法

广域同步相电流录波装置持续录波相电流数据，并带有绝对时间标签。边缘计算单元的零序电压监测模块持续监测零序电压变化，一旦发现零序电压变化值ΔU0超过设定阈值ε，可认为发生了单相接地故障，记录满足条件时刻的绝对时间标签T0，并将T0绝对时标下发到线路的各广域同步相电流录波装置。录波装置接收到该绝对时标后，将该绝对时标前P 后Q 个周波的录波数据上传到边缘计算单元，其中P 默认设置为4，Q 默认设置为12。边缘计算单元收集到同段母线所有线路录波装置返回的录波数据后，将各节点的相电流数据合成为零序电流数据I0(m,n)，并研判故障点。

边缘计算单元统计判断同段母线的所有安装位置零序电流是否都已获得。如果数据不完整，且还未超过设定的延长定时器T1，则继续等待数据上传，否则边缘计算单元将开始第一次故障判决。如果故障判决已确定故障区段，将结束整个过程，否则再等待T1时间，期间边缘计算单元向尚未上传数据的装置发出数据重调指令，整个过程可以重复D 次，D 为预设的次数。T1取180 s，D 取5 次。整个处理流程如图1 所示。

边缘计算单元在进行故障判决定位时，采用相似度度量算法，提高算法抗干扰力和普适性。余弦相似度可把相似度量结果限定在[-1,1]之间，反映两组相量信号之间的夹角(相位)关系。度量不同配电分支的零序电流相似度，如式(1)所示

式中，ρ 为相似度系数；I0为零序电流；m1,m2为不同出线；k 为采样点位置，故障初始时刻为零序电压满足突变门限的采样点位置。

相似度度量之前，采用滤波器选取特征频段的零序电流数据做相似度度量[9-10]。选择在不同出线暂态零序电流最大值所在的装置之间进行余弦相似度度量，从而根据不同出线的相似度度量结果选择出故障线路。每条线路选出的装置与其他线路的余弦相似度度量结果求和并归一化得到式(2)

式中，thresρ′ 为低限阈值，取-0.5 或更小；2thresρ′ 为高限阈值，取0.5 或更大；minρ′ 为归一化形式度系数最小值，如果位于两个阈值之间，需要结合其他算法，例如暂态能量法等进行故障定位。

根据拓扑关系选择沿线装置，被选中的装置对故障线路而言有上下游相邻逻辑，继续进行度量迭代计算，能够明确故障点的区段。定位区段时采用余弦相似度变形的Tonimoto 系数计算，如式(5)所示

式中，(,1)nnρ+′ 为编号n 与编号n+1 两条相邻节点的Tonimoto 系数；k 为采样点位置；I0为零序电流；M1为故障支线；n 为相邻节点编号。记故障线路所有相邻节点计算的 Tonimoto 系数最小值为，如果满足，则故障在这两个相邻节点之间，即确定了故障区段。如果满足则故障位于故障线路的最下游 (其中thresρ′ 为低阈值，取 0.1；thres2ρ′ 为高阈值， 取0.7)。

3 工程应用及算例分析

基于边缘计算和广域同步测量的配网单相接地故障定位方法设计的配网单相接地智能定位系统，已在十余座变电站10 kV 侧进行了安装。经过一年多的实地应用，该系统单相接地故障区段定位功能成效显著，准确指示单相接地故障，且无误报和漏报。系统在实现故障定位的同时，结合零序电压突变持续情况，能够辨识接地故障持续时间。

3.1 区域内故障定位实例分析

以某日凌晨4 点发生在NG 站的单相接地故障为例。该变电站有7 条10 kV 配电线路，安装示意如图2 所示，其中圆圈表示广域同步相电流录波装置安装位置。

故障发生时的零序电压波形如图3 所示，从波形可以看出故障持续超过90 min。

该母线下7 条出线首端装置的零序电流波形如图4 所示，可以看到除19NG 线外，其他线路的波形变化大体一致，而19NG 线与24YZ、22BL、20GY、13LC、17SN 以及21ML 的零序电流基本反相，而且幅度最高。计算各配电出线的归一化余弦相似度数值如表1 所示。

表1 出线归一化余弦相似度数值

其中，19NG 线的数值小于阈值-0.5，并且和其他线路差距较大，可以确认故障线路为19NG 线。然后计算19NG 线沿线上下游相邻装置的Tonimoto系数，得到表2。

表2 故障线路上下游相邻节点Tonimoto 系数

可以看到2#与XD-12#之间的Tonimoto 系数小于阈值0.1，结合实际线路拓扑，2#在主线的下游还有40#，而和2#和40#之间的Tonimoto 系数也小于阈值，所以综合结果为故障在19NG 线2#与40#之间，而且可以排除分支线XD-12#的下游。

现场最终反馈结果为，DJ 支线的弓子线断线造成的单相接地故障在19NG 线2#与40#之间，与系统定位的故障区段一致。

3.2 区域外故障定位实例分析

以某日15 点发生在NG 站的单相接地故障为例，本次故障的各出线首套装置的零序电流如图5所示，波形相似度很高，进一步计算7 条线路与其他线路的归一化余弦相似度，得到表3 数据，最小的Tonimoto 系数为0.966 大于阈值0.5，所以判断接地故障发生在区域外。

表3 出线归一化余弦相似度数值

4 结论

本文提出了一种基于边缘计算和广域同步测量技术的配电网故障定位方法。

(1) 与传统配网故障定位相比，本文方法充分利用多点数据，边缘计算在终端侧发挥数据分析作用，有效规避了对主站的依赖和资源占用。

(2) 本文算法源于相似度度量理论，不受配电网络复杂拓扑结构影响，抗干扰和抗噪声能力强，可靠性和普适性较好，符合当前配电物联网建设需求。

(3) 基于本方法开发的配网单相接地智能定位系统，经工程应用验证真实有效，且定位精确度满足配电网运行故障处置要求。