（1）摘要 随着分布式电源的接入与不可测负荷分支的增加，配电网的故障特征发生了改变，导致传统单端量保护的死区问题难以避免。纵联保护以其优良的选择性和灵敏性在新型配电网中更具优势。然而，T接不可测负荷分支的存在使传统纵联保护方法的灵敏性与可靠性降低。因此，该文提出了基于等效负荷分支的功率纵联保护方法。首先，分析了传统功率差动保护适应性降低的原因；其次，结合配电线路与负荷的阻抗特征，提出了低数据同步需求的等效网络参数估计方法，分析了T接非线性负荷时的估算误差；然后，通过分析区内外故障不同条件下被保护线路两侧推算功率与测量功率的差值特征，构建了基于等效负荷分支的保护启动判据，有效降低了不可测负荷分支对保护的影响；最后，通过增设负荷投切识别判据避免保护误动。经仿真验证，在高比例新能源接入与大容量不可测负荷分支T接并网场景下，该保护方案能够灵敏、可靠地识别区内外故障，且具备较强的抗过渡电阻能力。
关键词：纵联保护 不可测分支 等效网络 同步性 负荷投切
配电网与用户直接相连，是保障供电可靠性的重要环节。随着大规模分布式电源（Distributed Generator, DG）并网运行，传统单电源辐射状配电网转变为多电源供电的复杂网络[1]，其故障特征发生显著变化。一方面，受控制策略的影响，DG故障输出电流与并网点电压呈非线性关系；另一方面，DG并网后故障电流分布复杂，不再具备单一方向性[2]。在此背景下，传统三段式电流保护的灵敏性与可靠性难以保证，亟须提出适用于有源配电网的新型保护方案。
针对以上问题，相关学者提出了基于本地信息的传统保护改进方法与基于双端信息的新型纵联保护方法。传统保护改进方法主要对保护定值进行调整优化。文献[3-5]分析了线路不同位置发生故障时，DG输出功率对短路电流的影响，并基于此对电流速断保护及限时电流速断保护进行整定，提高了传统保护的性能。文献[6]通过分析不同故障位置与故障类型影响下，保护安装处正序电压与电流之间的关系，提出了自适应正序电流速断保护，有效提升了保护的灵敏性。综上所述，传统保护改进方法主要基于本地信息构造保护判据，在一定程度上提升了保护的可靠性。但是随着新能源并网容量的提升，DG对流经保护安装处故障电流的助增、外汲作用进一步增强，导致传统保护改进方法的灵敏性与可靠性下降。
随着配电网供电可靠性需求的提升，基于双端信息的电流差动保护因其良好的灵敏性与选择性受到广泛关注。文献[7]提出了考虑DG并网位置的配电网馈电线路区域划分方法，基于分区结果明确了电流差动保护的安装位置。文献[8]通过分析保护两端正序电流在区内外故障时的幅相特性，构建了差动保护的自适应制动系数，提出了基于时域波形积分的电流差动保护。文献[9]考虑多DG并网场景，构建了自适应的保护动作量与制动量，提出了虚拟多端电流差动保护方案。电流差动相关保护方案动作的可靠性大多依赖线路两侧较小的电流相位差。然而，由于DG幅值受限、相位受控，故障发生后两侧保护测得的电流相位可能存在较大差异，从而限制了电流差动保护的性能。
随着量测技术的进步，馈线终端单元（Feeder Terminal Unit, FTU）、数据传输单元（Data Transfer Unit, DTU）等装置具备了电压采集功能。综合利用电流、电压信息的纵联保护方法具备更高的可靠性。文献[10]通过分析不同故障类型下各故障相的能量函数，提出了适用于有源配电网的能量方向纵联保护方法。该保护方案具备较强的抗过渡电阻能力。文献[11-12]充分利用故障前后信息，提出了基于似功率守恒的差动保护原理，有效地避免了保护死区问题。但以上保护方法主要针对被保护区域无分支线路的场景，且对数据同步性要求较高。由于配电线路区段较短且分支众多，若各区段双端均装设测量与同步通信装置，所需设备投资过大。因此，考虑工程实践问题，可适当扩大纵联保护范围，允许负荷以不可测分支形式T接并网。在配电网正常运行或发生区外故障时，由于不可测分支的分流作用，传统电流或功率差动保护存在误动风险。若提高保护门槛值躲过分支电流，则区内故障时保护灵敏性会显著降低。因此，为降低不可测分支的影响与通信数据同步性要求，研究新型纵联差动保护原理具有重要意义。
本文提出了基于等效负荷分支的功率纵联保护方案。在低数据同步需求的等效网络估计基础上，分析了区内外故障线路两侧推算功率与测量功率的差值特征，构造了基于该特征的保护启动判据与负荷投切识别判据。所提保护方案对数据同步性要求低，经仿真测试在不同故障类型与故障位置场景下均能正确动作，且具备较高的灵敏度与抗过渡电阻能力。
传统功率差动保护方案基于能量守恒定律构造保护判据。区外故障时，流入与流出线路的功率基本相等；区内故障时，由于故障点短路功率的存在，流入与流出线路功率存在较大差值。保护判据为
（1）
式中，
、
分别为线路上、下游的有功功率；
为功率整定值，与区外故障时最大不平衡功率相关。
随着大量DG与负荷分支T接并网，配电网拓扑结构愈发复杂。考虑量测及通信系统的投资代价较大，工程上难以保证所有T接节点均可实时观测。配电线路故障示意图如图1所示。图中，
为不可测负荷分支的有功功率，由橙色虚线箭头表示。由于不可测分支的存在，传统功率差动保护功率整定值难以确定。此外，当图1中a、b点分别发生金属性接地故障时，线路n侧测量功率为0。传统功率差动保护区内外故障时启动量一致，增大了制动量
的整定难度。传统功率差动保护拒动误动风险并存。
图1 配电线路故障示意图
Fig.1 Schematic diagram of distribution line fault
因此，本文提出基于聚合等效负荷分支的纵联保护方案，通过充分挖掘故障前后线路两侧信息，构造高灵敏度无死区的保护判据，减小不可测分支对保护的影响。
不可测负荷分支的存在严重影响了保护的灵敏性与可靠性。传统网络参数估计方法对线路两侧信息的同步性要求较高。本节提出了基于线路电压幅值的等效负荷估计方法，量化了不可测负荷分支对保护的影响，降低了对量测装置同步性的要求。
含不可测负荷分支配电线路等效模型如图2所示。配电网中满足
与
，对线路mn间等效电路模型中红色点画线框内结构进行星三角等效变换，变换后各阻抗关系为
（2）
（3）
式中，
为两负荷间的线路阻抗；
和
为T接负荷阻抗；
、
和
为星三角等效变换后的阻抗。
图2 配电线路等效模型
Fig.2 Equivalent modeling of distribution lines
由此可知，等效变换前后的线路阻抗基本不变，负荷阻抗约等于等效变换前两负荷的并联。依次对配电网进行等效化简。化简后的等效T接分支拓扑结构如图3所示。
图3 等效T接分支拓扑
Fig.3 Equivalent T-junction network
等效负荷的并网位置与线路m端的距离
取决于被保护线路上不可测负荷分支的分布情况。等效后的配电网线路长度与等效前基本一致，T接负荷约等于被保护区域内负荷的并联。
在正常运行或发生区外故障时，配电线路mn内部拓扑结构及阻抗参数相对稳定，等效负荷并网位置与m端的距离、等效负荷参数
基本不变。在发生区内故障后，配电线路内部结构发生改变。因此，通过对等效网络参数的精准估计，基于被保护线路结构与参数的变化特征构造纵联保护判据，可有效解决不可测负荷分支并网后传统保护可靠性与灵敏性降低的问题。
DG并网运行后，会对图1所示配电系统的潮流方向产生影响。以母线指向被保护线路作为正方向，影响的具体表现为：当被保护线路下游重载且DG出力较小时，线路n处潮流方向与正方向相反；当被保护线路下游轻载且DG出力较大时，线路n处潮流方向可能出现与正方向相同的情况。不同场景下，图3结构中电气相量特征如图4所示。
图4 等效网络的电气相量特征
Fig.4 Electrical phasor of equivalent network
图4中，红色阴影部分表示忽略等效负荷的分流作用，由本侧电气量推算电压幅值与实际值的偏差。
表示母线m侧测得电压与电流相量的相位差，
表示等效负荷的阻抗角。由图4可知，若利用线路m、n侧电压电流信息对线路各点电压幅值进行估计，幅值相差最小位置即为等效负荷接入点。
由两侧测量值推算的线路电压幅值之差表示为
（4）
式中，
为差值函数，正常运行下，当取得最小值时，对应自变量的值即为等效负荷并网位置与线路m端的距离
；
为被保护线路长度；
为线路上任一点至m侧的距离；
、
与
、
分别为线路m侧与n侧测量电压、电流相量；
为单位长度线路阻抗。
结合图3的拓扑结构特征，可得
（5）
整理化简可得等效负荷阻抗估计值为
（6）
本节提出了等效负荷相关参数的估计方法。首先，通过线路m、n侧测量的电压电流相量推算线路各点电压幅值；其次，基于差值函数的最小值确定等效负荷并网位置；最后结合图3所示T型拓扑结构及配电网参数，提出了低数据同步需求的等效负荷阻抗估计方法。在线路电压波动与不同容量DG并网场景下，本方法的等效估计误差较小，仿真分析结果见附录第1节。
针对传统功率差动保护在保护近端发生金属性故障的死区问题，以及不可测负荷分支接入后保护可靠性与灵敏性下降的问题，本节提出基于等效负荷分支的纵联保护方案。通过推算功率与测量功率的差值特征构造保护判据，降低了两侧信号采样同步性的要求，提升了保护的可靠性。
计及不可测负荷分支的影响，被保护区域等效变换后的结构如图3所示。利用线路m侧测量的电压、电流相量对n侧复功率进行推算，具体方法为
（7）
（8）
（9）
式中，
、
分别为n侧电压、电流相量的推算值；上角标“*”代表取共轭；
、
、
分别为n侧推算的复功率、有功功率与无功功率。
线路n侧复功率测量值为
（10）
式中，
、
、
分别为线路n侧测量复功率、有功功率与无功功率。
在正常运行与区外故障场景下，若负荷均为线性电阻，被保护区域内部结构参数基本不变。线路两侧复功率的推算值与测量值满足关系为
（11）
线路m侧推算值与测量值关系同理。此外，实际工程中存在大量非线性负荷。ZIP模型是电力系统稳态分析中常用的非线性负荷模型，由恒阻抗（Z）、恒电流（I）与恒功率（P）模型构成。
本节基于PSCAD/EMTDC中负荷模型，研究非线性负荷对推算结果的影响[13]。配电网运行时，线路各点电压幅值波动变化。由于非线性负荷功率特性受并网点电压的影响，故障前后负荷阻抗不一致，导致复功率推算值与测量值存在偏差。ZIP模型下负荷功率估算误差如图5所示。
区外故障时，被保护区域内功率估算误差满足
图5 ZIP模型下负荷功率估算误差
Fig.5 Load power estimation error under ZIP model
（12）
式中，
为等效负荷功率估算误差；
为等效负荷功率估算误差上限，当线路两侧电压水平变化较小时，基本为0；
为可靠系数，考虑互感器测量误差、功率估算误差等因素，一般取1.2～1.5；
、
分别为故障前后线路m、n侧电压幅值的变化量；
、
分别为正常运行时线路m、n侧电压幅值；
为估算的负荷容量。
发生区内故障后，被保护区域内部结构会发生变化。令故障位置处于等效负荷并网点下游，区内故障后的配电网网络结构如图6所示。
图6 区内故障网络结构
Fig.6 Intra-area fault network structure
线路n侧电气量的推算公式为
（13）
（14）
（15）
式中，
、
分别为发生区内故障后流过阻抗
、
的实际电流推算值；
为线路n侧电压推算值；
为过渡电阻。
利用式（7）～式（10）求得的推算功率与线路n侧测量复功率的差值
主要由图6点画线框中的估算误差引起。线路n侧复功率的估算值与测量值误差可进一步表示为
式中，
为流经过渡电阻的故障电流，低电压跌落故障时幅值较小；
、
、
分别为由过渡电阻、配电线路、非线性负荷引起的复功率估算误差，其中，的幅值
=。与线路n侧测量电流基本一致，且主要由线路n侧下游DG输出电流与负荷电流组成。
配电网中以光伏为代表的DG经逆变器与电网相连。故障后DG有功、无功电流参考值
、
分别为
（17）
式中，
为DG故障前电流幅值；
为DG输出最大电流幅值；
为电压支撑系数；
为DG并网点运行电压与额定电压比值；
为DG输出额定电流幅值。DG受限幅控制策略的影响，最大电流幅值一般为负荷电流水平。
当过渡电阻与等效负荷阻抗处于同一水平时，故障电流与、的幅值较为接近。复功率估算误差主要由过渡电阻消耗功率
决定。
由此可得
（18）
当故障点处于等效负荷并网点上游时，由于电压跌落较小，等效负荷复功率估算误差项
较小，且故障与负荷电流大小关系未发生显著变化，式（18）仍成立。若过渡电阻进一步增大，其消耗功率逐步减小。为进一步分析式（18）成立时过渡电阻阻值范围，以图3为例，高过渡电阻且故障位置不同时，
与
的关系如图7所示。
图7 高过渡电阻时估算误差项大小
Fig.7 Estimated error term under high resistance
由图7可见，当过渡电阻处于较高水平（200 Ω）时，估算值与测量值的误差仍主要由过渡电阻消耗的功率决定，因此，误差值一般大于线路损耗。当发生区内两相短路故障时，故障点可等效为T接阻抗为
的二端元件。与单相/三相故障不同，
与
之间的相位差较大，该二端元件并非仅消耗有功功率，但两故障相复功率估算误差之和仍以有功功率为主。
当过渡电阻极低时，故障电流水平较高，短路功率远大于负荷功率。复功率估算误差主要由线路功率估算误差
决定。以线路中点为分界点，线路m、n侧估算复功率与测量复功率误差
、
满足关系为
（19）
由最大功率传输定律可知，当过渡电阻与线路电阻接近时，过渡电阻功率损耗与线路损耗处于同一水平。此时，过渡电阻仍较小，估算误差项内复功率关系如图8所示。
图8 过渡电阻较低时估算误差
Fig.8 Estimated error when transition resistance is low
由图8可进一步推得
（20）
式中，
为线路阻抗角。
为进一步分析式（19）、式（20）成立时不等式右侧的幅值水平，以图3所示拓扑结构及相关参数为例，低过渡电阻且故障位置不同时，
与
的大小如图9所示。
图9 低过渡电阻时估算误差项大小
Fig.9 Estimated error term under low resistance
由图9可知，两项的最大值满足关系为
（21）
进一步推得两侧估算复功率误差最大值满足
（22）
若正常运行时线路n侧下游空载，不等式（22）右侧接近0。为避免保护误动，需增设保护启动门槛值。综上所述，基于等效负荷分支的纵联保护判据为
（23）
式中，
为保护的启动量，在正常运行时基本为0；
为可靠系数，考虑电压、电流互感器的测量误差，一般取1.5；
为保护的制动量；
为保护启动门槛值，本文取0.05 MV·A，若区内负荷波动水平较高或抗过渡电阻能力要求较低，可适当提高门槛值。
配电网中的负荷存在频繁投切现象[14]。负荷投入瞬间等效于在负荷并网点并入幅值较大的等效阻抗，因此保护检测到的负荷投入特征与经较大过渡电阻短路的故障场景类似。由于过渡电阻主要呈阻性，而投入负荷呈阻感性，因此构造负荷投入判据为
（24）
（25）
式中，fp为三相中满足保护启动量大于制动量的相别的集合；
、
、
分别为满足保护启动量大于制动量相别的复功率估算值、实际值与误差值；Im表示取复数虚部；Re表示取复数实部；
为可靠系数，与等效负荷功率因数角
相关，满足
（26）
负荷功率因数
一般小于0.95，考虑测量误差等因素，取0.2。若被保护区内投入大容量感应电动机，其自启动过程中等效阻抗呈阻感性，本判据仍具备一定的适应性。但是，由于感应电动机自起动暂态电流中含有较高直流分量且衰减时间长，基于离散傅里叶变换（Discrete Fourier Transform, DFT）的相量计算误差较大，导致保护可靠性降低。针对此类问题，文献[15]提出了相关解决方法。
本文采用5G通信方式，保护动作由保护启动时间延时、数据提取打包时间、5G通信端到端延时时间、执行保护算法与故障判定时间、出口继电器动作时间构成，共43～59 ms[16-17]。纵联保护流程如图10所示。
图10 纵联保护流程
Fig.10 Vertical interconnection protection flow chart
具体步骤如下：
1）等效负荷估计：若保护装置不具备自同步功能，则故障前定时交换两侧电气信息；若具备，则取故障前20 ms电气信息。结合线路参数信息，利用式（4）、式（6）估算等效负荷并网点与阻抗。
2）保护启动判据：采用一段时间内线路mn两侧测量的功率变化量是否超出整定值作为保护启动判据。保护启动后两侧交换复功率估算值、故障前后电压幅值变化量与故障后电流幅值信息。
3）故障识别判据：采用电压水平是否高于电压整定值
作为不同过渡电阻水平故障识别判据，若
，则执行步骤4）；反之，则执行步骤5）。
4）高过渡电阻保护判据：求线路n侧的复功率推算值与测量值的差值，若同时满足式（23）和式（24），则发生区内故障；反之，则为区外故障。
5）低过渡电阻故障保护判据：求线路n侧的复功率推算值与测量值的差值，若满足式（23），则发生区内故障；反之，则为区外故障。
为验证基于等效负荷分支的纵联保护方案的灵敏性与可靠性，在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建如图11所示的10 kV配电系统仿真模型，接地方式为小电阻接地。其中，变压器等效阻抗为j0.34 Ω，线路阻抗为(0.17+j0.34)Ω/km，被保护区域内负荷均采用ZIP非线性负荷模型，线路长度及源荷容量如图11所示。
图11 配电网典型模型
Fig.11 Typical model of a distribution network
分别在图11所示配电系统线路上设置AB相接地、ABC三相接地两种不同类型故障，验证保护方案的可靠性。不同故障类型下的过渡电阻均为10 Ω。纵联保护的仿真结果如图12、图13所示。
图12 不同位置发生AB相接地故障保护判据值
Fig.12 Protection threshold values for phase AB ground faults at different locations
图13 不同位置发生ABC相接地故障保护判据值
Fig.13 Protection threshold values for phase ABC ground faults at different locations
由图12和图13可知，本保护方案在过渡电阻均为10 Ω的不同故障位置与不同故障类型场景下均能可靠动作，且在区内故障时灵敏度较高。
故障位置与过渡电阻是影响保护灵敏度的关键因素。为检验不同位置发生故障时纵联保护方案的抗过渡电阻能力，本节分别对区外、区内发生三相接地故障时，不同过渡电阻水平下保护的动作行为进行测试。区外故障时仿真测试结果如图14所示。
图14 区外故障保护动作情况
Fig.14 Out-of-area fault protection action status
由图14可知，区外故障发生后，随着过渡电阻从0 Ω变化到200 Ω，纵联保护的制动量始终大于启动量，且具备一定的裕度。纵联保护在区外故障发生后保护不误动。
为验证保护在区内故障时的灵敏度，在被保护线路不同故障位置与过渡电阻的场景下设置三相经过渡电阻接地故障进行仿真测试。由于不同场景下启动量与制动量间差异较大，为便于分析，对式（23）中不等式
进行等效变换，即
（27）
测试结果中启动量均大于门槛值0.05 MV·A。不同过渡电阻与故障位置下仿真结果如图15所示。
仿真测试结果表明，保护启动量与制动量对数值
始终大于0，且均不满足式（24）中负荷投切判据值。不同故障位置下，在保护门槛值设置为0.05 MV·A时，本保护方案在0～250 Ω范围内均能可靠动作，且在经250 Ω过渡电阻接地时仍具备一定的动作裕度。综上所述，本文所提保护方法在区外、区内故障时均能可靠动作，且具备较高的灵敏性与较强的抗过渡电阻能力。
本保护方案基于相分量构造保护相关判据，在单相故障、两相故障场景下具备一定的选相能力。当区内发生A相接地、BC相间短路故障，保护门槛值设置为0.05 MV·A，过渡电阻在50～250 Ω范围内时，保护的选相结果如图16、图17所示。各故障相负荷投切判据值均在0.2以下。
图15 区内故障保护动作情况
Fig.15 Intra-area fault protection action status
图16 A相接地故障后各相保护动作情况
Fig.16 Protection actions for each phase following a phase A ground fault
图17 BC相短路故障后各相保护动作情况
Fig.17 Phase protection actions following a BC phase-to-phase short-circuit fault
配电网正常运行时，纵联保护范围内T接负荷分支存在频繁投切现象[18]。大容量负荷投入时，保护检测到的电气特征与故障特征类似[19]。保护方案基于负荷功率因数与故障功率因数的差异，通过补充负荷投切识别判据避免保护误动。负荷投切对保护的影响见表1。
表1 负荷投切对保护的影响
Tab.1 The impact of load switching on protection
负荷容量/(MV·A)功率因数启动量/(MV·A)制动量/(MV·A)负荷投入判据值Kset是否动作 1.20.80.4100.0560.710否 0.90.3910.0540.521否 0.950.4060.0520.309否 2.40.80.8050.0640.706否 0.90.7810.0620.532否 0.950.8030.0590.304否
由表1可知，在区内发生不同容量与不同功率因数负荷投入的场景下，保护不误动。本保护方案通过增设负荷投入识别判据，克服了抗过渡电阻与负荷投切识别能力的矛盾问题，提升了保护的可靠性。
为了进一步验证本文所提保护方案在复杂配电网中的有效性，基于我国某市实际35 kV配电网故障录波数据进行分析。现场两侧三相二次系统故障录波如图18所示。
图18 现场故障录波
Fig.18 On-site fault recording diagram
实际工程的拓扑简图与相关参数、原始波形及其他相关元件动作情况见附录第2节。线路各相保护判别结果见表2。由表2可知，在某市35 kV实际配电网BC相故障场景下，本保护方案能可靠动作。
表2 线路各相故障判别结果
Tab.2 Fault identification results
相别启动量/(MV·A)制动量/(MV·A)门槛值/(MV·A)是否动作 A相0.6112.9330.704否 B相12.1464.2130.532是 C相10.4003.8520.304是
为验证不同DG渗透率下保护的性能，本节增加DG接入容量，在其渗透率处于40%～80%范围内，验证不同过渡电阻接地场景下保护的灵敏性与可靠性。不同DG渗透率下保护动作情况如图19所示。由仿真结果可知，DG渗透率变化对保护影响较小。在较高过渡电阻接地时，保护仍可正确动作。
图19 不同DG渗透率下保护动作情况
Fig.19 Protection action under DG permeability rates
与现有配电网纵联保护方法进行对比，不同保护方案可靠性分析见表3。
表3 不同保护方案可靠性分析
Tab.3 Reliability analysis of protection schemes
故障位置负荷容量/(MV·A)过渡电阻/Ω是否动作 文献[20]文献[21]文献[22]本文 f22.450√√√√ 3.6100√√√√ 4.8200√×√√ f42.410×√×√ 3.650×√×√ 4.8100√×√√
文献[20]利用区内故障时线路上游故障电流幅值远大于下游幅值且故障电流相位差异较小的特征构造保护判据，但未考虑不可测分支的影响。在区内负荷水平较高或区外故障导致区内非线性负荷等效阻抗变化明显的场景下，该保护方案存在误动风险。文献[21]基于区内故障线路两侧电流幅值差较故障前增大的特征，结合故障前后线路两侧电流正序分量的幅值差构造保护判据，降低了不可测线性负荷对保护的影响。但是随着非线性负荷比例升高，区外故障发生后线路两侧电流幅值差可能大于故障前，保护存在误动风险。文献[22]利用区段两端电压、电流正序故障分量，构造两侧线路推算阻抗与综合阻抗，将综合阻抗与线路阻抗之比作为阻抗系数，进而构造保护判据。该方法灵敏度较高，但在区外故障且T接不可测分支的负荷水平较高时，阻抗系数较大，保护方案存在误动风险。
结合仿真对比分析结果，进一步考虑工程实践条件，如同步性要求、故障选相等因素，对四种保护方案进行对比。具体对比结果见表4。
表4 不同保护方案对比分析
Tab.4 Comparison and analysis of protection schemes
保护方案同步要求故障选相负荷投切T接负荷性质过渡电阻/Ω 线性非线性 [20]高××××＞200① [21]低××√×100 [22]高××××200 本文低√√√√＞250
①本方案被保护区域不含T接负荷分支。
相比其余保护方案，本文所提保护方案对双端通信同步性要求低，具备故障选相与较强的抗过渡电阻能力，且可有效识别负荷投切问题。综上所述，本保护方案具备较强的灵敏性与可靠性。
本文考虑配电线路T接不可测分支问题，提出了基于等效负荷分支的配电网纵联保护方案。该方案仅利用线路两端数据，无需为T接负荷分支增加额外的量测装置。保护方案具备以下优势：
1）考虑非线性负荷模型的影响，提出了对数据同步性要求低的等效网络参数估计方法与纵联保护判据，有效地降低了通信成本。
2）保护方案的可靠性与灵敏性较高，在区内故障时无死区，区外故障时不误动。在保护门槛值为0.05 MV·A时，具备250 Ω以上的抗过渡电阻能力。
3）充分考虑负荷投切对保护的影响，通过增设负荷投入识别判据，保证保护在大容量负荷投入的场景下不误动。
本保护方案的有效性在不同DG渗透率的典型配电网拓扑结构中已得到仿真验证，具备一定的工程应用前景。
附 录
1. 不同故障位置与故障类型下保护动作情况
在线路末端电压波动与不同容量DG影响下，估算误差主要由等效变换过程中忽略线路阻抗与负荷阻抗比值项导致。通过保护区外大容量负荷投切，模拟线路末端电压剧烈波动场景，结果见附表1。并通过投入多组不同容量的DG，模拟DG渗透率的影响。以图11为基本架构，DG1～3容量分别为1.5、0.5、1 MW，并网位置分别为线路16、15、14末端。仿真结果见附表2。
附表1 线路末端电压波动场景
App.Tab.1 Voltage fluctuation scenarios at line terminals
电压变化(%)并网点位置（误差）等效电阻（误差）等效电抗（误差） 01.8233.78525.025 -102.09(5.40%)32.214(4.65%)24.521(2.01%) +102.04(4.40%)34.006(0.65%)25.324(1.19%) -202.21(7.80%)31.875(5.65%)23.893(4.53%) +202.22(8.00%)34.102(0.94%)25.534(2.03%)
附表2 不同容量DG并网场景
App.Tab.2 Grid-connected DG with different capacities
DG投入并网位置（误差）等效电阻（误差）等效电抗（误差） 未投入1.98(基准)33.730(基准)24.948(基准) DG1, 21.83(3.00%)33.791(0.18%)25.133(0.62%) DG1, 31.79(3.80%)33.214 (1.53%)25.521(2.30%) DG2, 31.91(1.40%)33.651(0.23%)24.724(0.75%) DG1～31.75(4.60%)32.554(3.49%)24.412(2.15%)
由附表1可知，在电压波动范围为20%以内时，负荷估算误差在6%以内。由于线路长度较短，并网点位置估算误差相对较大，但整体在8%以内。由附表2可知，该方法在不同容量DG并网场景下的等效负荷参数估算误差在4%以内，并网点位置估算误差在5%以内，等效估计方法对多重DG控制策略交互影响的适应性强。
2. 实际配电系统中保护相关信息
配电线路总长12 km，被保护线路长度为5 km，区内不可测负荷分支总量为1.2 MV·A，区外负荷总量为2 MV·A，区外DG总容量为1.5 MV·A。拓扑简图与故障录波如附图1～附图3所示。
附图1 现场配电系统拓扑简图
App.Fig.1 Schematic diagram of on-site topology
附图2 保护1故障录波
App.Fig.2 Protection 1 fault recording diagram
附图3 保护2故障录波
App.Fig.3 Protection 2 fault recording diagram
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Abstract With the large-scale integration of distributed generation (DG), traditional single-source radial distribution networks have evolved into complex multi-source power supply networks, resulting in significant changes in their fault characteristics. The sensitivity and reliability of traditional three-stage overcurrent protection are difficult to guarantee. Pilot protection, with its superior selectivity and sensitivity, demonstrates greater advantages in modern distribution networks. Considering engineering implementation costs, distribution networks permit loads to be connected as non-measurable branches in a T-configuration. Due to the current diversion effect of these non-measurable branches, traditional current or power differential protection faces a risk of maloperation during external faults or under normal operating conditions. Raising the protection threshold to account for the current of large-capacity load branches would significantly reduce protection sensitivity for internal faults. Therefore, to mitigate the impact of non-measurable branches on the protection scheme, this paper proposes a pilot protection method based on an equivalent load branch.
Firstly, the reasons for the reduced adaptability of traditional power differential protection following the T-connection of non-measurable load branches are analyzed, highlighting the dead-zone issue of conventional protection during metallic grounding faults at the line outlet. Secondly, by integrating the impedance characteristics of distribution lines and loads and based on the principle of star-delta equivalent network transformation, a network parameter estimation method with low data synchronization requirements is proposed using the phase voltage and current information from both ends of the protected line. The estimation error for T-connected nonlinear loads is analyzed, and an adaptive restraint setting method based on voltage variation characteristics is constructed. Then, by analyzing the difference characteristics between the calculated and measured power at both ends of the protected line under different voltage sag levels during internal and external faults, as well as the influence of fault output characteristics from external distributed generation sources on the protection, a protection initiation criterion based on the equivalent load branch is established. This effectively reduces the impact of non-measurable load branches on the protection. Finally, leveraging the differences in power factor characteristics between transition resistance and large-capacity loads, along with the difference characteristics between estimated and measured power under different fault types, a load switching identification criterion is introduced. This prevents protection maloperation and effectively enhances protection reliability.
Verified through PSCAD simulations and actual field fault recording data, the proposed protection scheme offers the following advantages: (1) It fully considers the influence of nonlinear load models, proposing an equivalent network parameter estimation method and a pilot protection criterion with low data synchronization requirements, thereby effectively reducing communication costs. (2) The protection scheme exhibits high reliability and sensitivity, featuring no dead zone for internal faults and no maloperation for external faults. With a protection threshold of 0.05 MV·A, it demonstrates a transition resistance withstand capability exceeding 250 Ω. (3) It fully accounts for the impact of load switching on protection. By incorporating a load energization identification criterion based on the active/reactive power difference ratio, it ensures the protection does not maloperation during scenarios involving high-capacity load energization. The effectiveness of this protection scheme has been validated in typical distribution network structures with varying distributed generation penetration levels, demonstrating considerable potential for engineering application.
keywords：Power pilot protection, unmeasurable branches, equivalent networks, synchronism, load switching
DOI: 10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.251586
中图分类号：TM614
国家电网有限公司科技项目资助（5400-202455377A-3-2-ZX）。
收稿日期 2025-09-11
改稿日期 2026-01-06
李 澳 男，1999年生，博士研究生，研究方向为新型配电网安全防御技术。E-mail：1549762941@qq.com
赵玉枫 男，1994年生，博士，讲师，研究方向为新型电力系统安全防御技术。E-mail：hdzyf@ncepu.edu.cn（通信作者）