CN102545197B - 基于有源激励微分状态原理的小电流接地保护方法与装置 - Google Patents

Abstract

基于有源激励微分状态原理的小电流接地保护方法与装置，本发明属于电力传输自动化领域，适用于中性点谐振接地方式运行的配电网络。采用有源微分激励测量配电网微分状态原理，提供一种新的单相接地故障保护方法与设施。该方法不受消弧线圈补偿状态的影响，也不受电网拓扑结构的影响；可在较大范围内承受接地电阻值与不对称分布电容的影响；具有较强的抗随机干扰能力并兼顾最佳的消弧效果，以提高单相接地故障保护的可靠性。

Description

基于有源激励微分状态原理的小电流接地保护方法与装置

发明所属领域：

本发明属于电力传输自动化领域，适用于中性点谐振接地方式运行的配电网络。既可用于变电站出线单一节点多分支式拓扑结构网，也可用于树枝型、链型或环型网，是一种集单相接地故障消弧、故障区段定位与自动保护功能为一体的新方法。

背景技术及其文件

目前世界各国的配电网大都采用中性点不直接接地方式(NUGS)。因其发生单相接地故障时，流过接地点的电流小，所以称其为小电流接地系统。可分为中性点不接地系统(NUS)、中性点经电阻接地系统(NRS)利中性点经消弧线圈接地系统(NES)。故障时由于三个线电压仍然对称，特别是中性点经消弧线圈接地系统，流过接地点的电流很小，不影响对负荷连续供电，《电力系统安全规程》规定仍可继续运行0.5～2小时。但小电流接地系统在单相接地时，非故障相电压会升为线电压，长时间带故障运行极易产生弧光接地，引起系统过电压并形成其它相接地故障，从而影响系统的安全。因此，需要一种接地后能选择故障线路，判断故障分区的装置实现故障检测与保护。

国内外针对这一课题进行了近20年的研究开发，提出过相当数量的解决方案，归纳起来，从选取故障识别信号角度可分为利用配电网传输电能的某些成分作为识别信号的“基波、谐波”方案与向配电网注入特定信号作为识别信号的“注入法”两类方案。前者主要包括“功率方向法”(美国专利6573726)、“暂态法”(中国专利CN101478149A)、“电流方向法”(日本专利P2009-38912A)、“导纳法”(欧洲专利EP1195872A)、“能量法”(《浙江大学学报》自然科学版，1998，7：451～457)等等。后者主要包括“直流注入法”(中国专利CN101303387A)、“S注入法”(中国专利CN10261304A)、“注入变频信号法”(《中国电机工程学报》，2000，1：29～32.36)等等。

小电流系统单相接地故障时出现的接地电流是由零序电压施加在线路对地分布电容上形成的。接地电流无法直接测量，只能测量线路上各节点的零序电流与零序电压，分析出接地点位置。零序电压与零序电流是配电网各区段导线对地分布电容、对地绝缘电阻、导线串联电阻、串联电感、接地点电阻、大地电阻、消弧线圈电感及其Q值、变压器阻抗等诸多电网分布参量的函数，因此零序电流与零序电压受上述各种参量的影响，会出现测不准现象。其主要影响表现在：

1.消弧线圈补偿状态：由于在欠补偿状态下单相接地故障可能引起电网局部谐振，国家电网公司《10kV～66kV消弧线圈装置运行规范》明确规定消弧线圈运行于过补偿状态，从而使各种“方向法”失效；消弧线圈的存在也会使“直流注入法”失效。

2.接地电阻：接地电阻的存在使零序电流减小，降低了其对各种干扰的信噪比，明显降低识别接地故障的分辨率，尤其会使各种“交流注入法”失效。

3.线路分布电阻、分布电容的损耗电阻、大地电阻：这些电阻以分布方式寄生在配电线路上，会影响零序电压、零序电流的相位角，从而影响各种靠“相位角”进行识别的方法。

4.三相分布电容不对称：不对称的分布电容会造成附加的零序电压、零序电流，会影响各种靠“电抗性分量”进行识别的方法。

5.随机干扰：配电网由操作、放电、电场与电磁感应而产生的随机干扰会影响各种“瞬态法”的可靠性。

由于电网任意一点出现接地故障都会使整个配电网所有节点都出现零序电流与零序电压，现有的各种识别算法如：“群体比幅比相法”(电力情报，1994，2：15～19)、“最大Δ(Isinj)法”(中国电力，1995，7：16～20)、“基于小波变换算法的基波/谐波识别法”(电力自动化设备，1999，6：8～1)等都需实时比较各个节点的信号幅度、相位、频谱，才有可能估计出故障点位置。这就要求所有检测节点必须物理位置靠近。所以目前各种小电流接地故障保护方案都仅适用于单一节点多分枝拓扑结构的配电网，如变电站出线位置，相应的设备也都被定义为“小电流接地故障选线装置”。对于链型，树枝型，环型等复杂网络，由于检测节点遍布在配电网上，无法实现实时比较，现有的方法都不能适用，目前还只能采用逐路、逐段拉闸断电的方法查找故障点，只是断电检查的方式有手动或自动的差别。

现有的各种技术几乎都没有从原理层面对其抗干扰性能与可靠性进行论述，实践中也都没能摆脱可靠性不足、适用范围狭窄的困扰。小电流接地保护系统的可靠性与适用性成了长期困扰配电领域的技术难题。

发明的目的

本发明针对现有小电流接地故障保护系统可靠性差的现状，把消弧功能与小电流接地故障保护相统一，提供一种新的保护原理，可靠的实现接地故障检测、故障区段定位、保护方式决策、保护动作实施的一体化解决方案。该方法不受消弧线圈补偿状态的影响，也不受电网拓扑结构的影响；可在较大范围内承受接地电阻值与不对称分布电容的影响；具有较强的抗随机干扰能力并兼顾最佳的消弧效果。保护过程不需经过二次合闸操作，非故障区段用户不承受断电困扰；继电保护信息可送入电网运行调度信息系统，便于更高层次调度决策。

发明的技术方案

本发明由控制设施与检测设施两种基本单元组成：

在变电站母线出口位置设置一套<控制设施>，在配电网络每个希望实施分区保护的节点设置<检测设施>。<控制设施>与<检测设施>实时监测零序电压，零序电压超过相电压30％表示出现单相接地故障，否则表示无单相接地故障。在未发生单相接地故障情况下，控制设施定期设置消弧线圈电感量，使消弧线圈自动适应电网拓扑结构的变化。在发生单相接地故障情况下，控制设施控制<调制电抗器>的电感量，向电网引入微分激励；各检测设施响应微分激励，测量本区段的微分状态；控制设施与检测设施通过通信系统相互交换信息，实现小电流接地故障分段识别与保护。

控制设施设置消弧线圈电感量的方法是：在电网某一相与地之间串联连接一只开关、一只电阻与一只电流互感器；在无故障正常运行状态下，控制设施定期通过操作该开关把电阻接入相线与地之间，形成幅值低于相电压30％的零序电压，并通过电流互感器测量流过该电阻的电流。通过调节消弧线圈电感量，使流过该电阻的电流最小，则此时的消弧线圈电感量即为临界补偿值，然后按运行规程规定的脱谐度计算并设定消弧线圈的电感量，使消弧线圈的设置值自动适应电网拓扑结构的变化。

在消弧线圈上并联连接一只调制电抗器，出现单相接地故障时，控制设施在调制期间分别按<设置编码>与<检测编码>控制调制电抗器的电感量，向电网提供有规律的微分激励；通过控制<调制度>控制微分激励的强度。

调制编码的原则是：编码与基准矢量同步，每个工频周波对应为1个bit，调制编码‘1’对应于调制电抗器向趋近临界补偿方向改变电感量，调制编码‘0’对应于调制电抗器向远离临界补偿方向改变电感量，电感量的变化范围由<调制度>表征。编码采用任意二进制组合，<设置编码>应与<检测编码>能明显区分，使调节<调制度>与测量<微分状态>操作互不影响。

控制<调制度>的方法是：控制设施采用<设置编码>调节调制电抗器的电感量并测量零序电压，按编码‘1’时零序电压减编码‘0’时零序电压的差除以编码‘1’时零序电压乘以100％计算调制度；并从零序电压变动中还原出调制编码：零序电压幅值变大的周波对应为编码‘1’，零序电压幅值变小的周波对应为编码‘0’，如不能还原出正确的编码，增加电感量变化范围以提高调制度以提高微分激励的强度；最高调制度应保证调制电抗器与消弧线圈并联的总电感量不大于临界补偿电感量。

出现单相接地故障时，<检测设施>的工作过程是：检测设施以基准矢量作同步信号，测量零序电压与零序电流，并根据零序电压与零序电流的变化还原出调制编码：零序电压幅值变大或零序电流幅值变小的周波对应为编码‘1’，零序电压幅值变小或零序电流幅值变大的周波对应为编码‘0’。如还原出的调制编码与系统设定的编码不一致，则认定为电网随机干扰，不予响应；如还原出的调制编码与系统设定的编码一致，保留测得的零序电压与零序电流，用以计算本区段的网络微分状态。

微分状态的算法是：微分状态的值等于编码‘1’周期的零序电流减编码‘0’周期的零序电流的差除以编码‘1’周期的零序电压减编码‘0’周期的零序电压的差所得的商。所有计算值都是相对于<基准矢量>的矢量值。

若某检测节点的微分状态的实部的值小于设定的门限值，则接地故障存在于该检测节点用户侧，该节点属性为接地故障的上游节点。

若某检测节点的微分状态的实部的值不小于设定的门限值，则接地故障存在于该检测节点电源侧，该节点属性为接地故障的下游节点。

介于两个上游节点之间的区段是故障的上游区段。

介于相邻上下游节点之间的区段即是故障区段。

介于两个下游节点之间的区段是非故障区段。

若最末端检测节点是上游节点，该节点所辖区段是故障区段。

若最末端检测节点是下游节点，该节点所辖区段是非故障区段。

若全部节点都是下游节点，则接地点位于变电站内，或中性点偏移是由分布电容不对称造成。

如故障出现在末端区段，检测设施可立即实施保护操作，并向控制设施报告。如故障出现在链型网络中间区段，检测设施把节点属性报告给控制设施，等待控制设施的指令，实施相应的保护操作。

控制设施在结束调制周期后，通过通信收集电网故障区段的故障属性与负荷信息，报送调度系统，以决策采取局部隔离、倒换供电方式或是带电现场维修等保护方式，然后命令检测设施执行相应操作，以兼顾电网安全与对用户的供电质量。

发明与现有技术的对比优势

现有的各种技术几乎都没有从原理层面对其抗干扰性能与可靠性进行论述，实践中也都没能摆脱可靠性与适用性不足的困扰。本发明的目的就是要针对其可靠性从工作原理与技术手段上有所突破：

1.本发明用网络微分状态算法排除了消弧线圈参量，使方本法不受消弧线圈补偿状态的影响。

2.本发明根据检测节点自身的网络微分状态即可确认检测节点与接地故障点之间的位置关系，识别过程不需要与其它节点进行群体实时比较，因此可适用于任意拓扑结构的网络。

3.本发明使配电网对地分布电容归入微分状态虚部，排除了不对称电容对识别接地点的影响。

4.本发明能在接地电阻零至数万欧姆动态范围内可靠地确定检测节点与接地故障点之间的位置关系。

5.本发明通过控制调制度使对配电网施加的微分激励有足够的信噪比，从而避免了小电流系统故障信息太弱造成继电保护不可靠的弊端。

6.本发明用数字编码措施提高了抗拒现场复杂电磁环境瞬态随机干扰的能力。

7.本发明把消弧操作与故障区段识别功能融合入一个系统，兼顾两项功能优势互补。

对附图的说明

本专利说明书共有11张附图，下面结合附图对本发明作进一步详细的说明。

附图1是分支型谐振接地配电网络单相接地故障电原理图。

附图2是链型谐振接地配电网络单相接地故障电原理图。

附图3是附图1，2中接地电流幅值对应消弧线圈电感量曲线图。

附图4是附图1，2中零序电压对应消弧线圈电感量曲线图。

附图5是针对中性点经消弧线圈接地型配电网的实施方案结构框图。

附图6是针对中性点经高电阻接地型配电网的实施方案结构框图。

附图7是针对中性点不接地型配电网的实施方案结构框图。

附图8是本发明中控制设施电原理框图。

附图9是控制设施的数据处理程序流程图。

附图10是本发明中检测设施电原理框图。

附图11是检测设施的数据处理程序流程图。

本专利的基本原理：

现行配电网复杂的网络拓扑结构可分解为两种基本结构类型：分支型结构与链型结构。

附图1是分支型结构单相接地故障的电原理图。

图中，，1#是故障区段，CT1是1#区段的零序电流互感器；2#是非故障区段，CT2是2#区段的零序电流互感器；3#是上游区段。

附图2是链型结构单相接地故障的电原理图。

图中，1#是故障区段，CT3是1#区段的零序电流互感器；2#是非故障区段，CT2是2#区段的零序电流互感器；3#是上游区段。

两图中：

Tr 为三相电源

Ea 为A相电压

Eb 为B相电压

Ec 为C相电压

C₁ 为配电网1#区段导线对地分布电容对称分量

C₂ 为配电网2#区段导线对地分布电容对称分量

C₃ 为配电网导线对地分布电容不对称分量

R_C 为导线对地回路损耗等效串联电阻

L 为消弧线圈电感

R_L 为消弧线圈损耗等效串联电阻

R 为故障回路等效接地电阻

为1#区段A相对地电容电流

为1#区段B相对地电容电流

为1#区段C相对地电容电流

为2#区段A相对地电容电流

为2#区段B相对地电容电流

为2#区段C相对地电容电流

为2#区段A相对地不对称电容电流

为流过接地电阻R的电流

为消弧线圈电流

为零序电压

两图中都显示接地故障发生于1#区段B相，R为接地电阻；导线对地分布电容的不对称分量C₃出现在2#区段C相；导线串联电阻与各回路对地分布电容的损耗归并在串联等效电阻R_C中；回路分布电感的感抗远小于分布电容的容抗，因此归并在等效电容C₁、C₂、C₃中；消弧线圈的损耗与大地电阻归并在其等效串联电阻R_L中；取线电压为基准矢量可建立以下矢量方程组(1)

$\begin{array}{c}\stackrel{\&CenterDot;}{E}a=\left|{\stackrel{\&CenterDot;}{E}}_0\right|(-1-3^{-1/2}i)/2\\ \stackrel{\&CenterDot;}{E}b={i3}^{-1/2}\left|{\stackrel{\&CenterDot;}{E}}_0\right|\\ \stackrel{\&CenterDot;}{E}c=\left|{\stackrel{\&CenterDot;}{E}}_0\right|(1-3^{-1/2}i)/2\\ \stackrel{\&CenterDot;}{I}{a}_1=(\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{Ea}}-\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{En}})/(1/\mathrm{i\&omega;}{C}_1+R_C)\\ \stackrel{\&CenterDot;}{I}{b}_1=(\stackrel{\&CenterDot;}{E}b-\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{En}})/(1/\mathrm{i\&omega;}{C}_1+R_C)\\ \stackrel{\&CenterDot;}{I}{c}_1=(\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{Ec}}-\stackrel{\&CenterDot;}{E}n)/(1/\mathrm{i\&omega;}{C}_1+R_C)\\ \stackrel{\&CenterDot;}{I}{a}_2=(\stackrel{\&CenterDot;}{E}a-\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{En}})/(1/\mathrm{i\&omega;}{C}_2+R_C)\\ \stackrel{\&CenterDot;}{I}{b}_2=(\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{Eb}}-\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{En}})/(1/\mathrm{i\&omega;}{C}_2+R_C)\\ \stackrel{\&CenterDot;}{I}{c}_2=(\stackrel{\&CenterDot;}{E}c-\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{En}})/(1/\mathrm{i\&omega;}{C}_2+R_C)\\ \stackrel{\&CenterDot;}{I}{a}_3=(\stackrel{\&CenterDot;}{E}c-\stackrel{\&CenterDot;}{E}n)/(1/\mathrm{i\&omega;}{C}_3+R_C)\\ {\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_L=\stackrel{\&CenterDot;}{E}n/(\mathrm{i\&omega;L}+R_L)\\ {\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_R=(\stackrel{\&CenterDot;}{E}b-\stackrel{\&CenterDot;}{E}n)/R\\ {{{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}a}_1+\stackrel{\&CenterDot;}{I}b}_1+\stackrel{\&CenterDot;}{I}c}_1+\stackrel{\&CenterDot;}{I}a}_2+{\stackrel{\&CenterDot;}{I}b}_2+{\stackrel{\&CenterDot;}{I}c}_2+{\stackrel{\&CenterDot;}{I}a}_3+{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_R{-\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_L=0\end{array}---\left(1\right)$

附图1中各节点的零序电流由矢量方程组(2)表示：

$\begin{array}{c}\stackrel{\&CenterDot;}{I}{n}_1=\stackrel{\&CenterDot;}{I}{a}_1+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{b}_1+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{c}_1+{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_R\\ \stackrel{\&CenterDot;}{I}{n}_2=\stackrel{\&CenterDot;}{I}{a}_2+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{b}_2+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{c}_2+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{c}_3\end{array}---\left(2\right)$

附图2中各节点的零序电流由矢量方程组(3)表示：

$\begin{array}{c}\stackrel{\&CenterDot;}{I}{n}_1=\stackrel{\&CenterDot;}{I}{a}_1+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{b}_1+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{c}_1+{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_R\\ \stackrel{\&CenterDot;}{I}{n}_3=\stackrel{\&CenterDot;}{I}{a}_1+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{b}_1+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{c}_1+{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_R+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{a}_2+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{b}_2+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{c}_2+\stackrel{\&CenterDot;}{I}{c}_3\end{array}---\left(3\right)$

其中： 流过零序电流互感器CT1的电流

流过零序电流互感器CT2的零序电流

流过零序电流互感器CT3的零序电流

考虑到回路等效串联电阻远小于回路容抗，为使解析后的表达式不过分复杂，忽略R_C从式(1)可推导出的表达式，代入(2)、(3)可得：

$\stackrel{\&CenterDot;}{I}{n}_1=\frac{\begin{array}{c}(3i+3^{(1/2)}){\stackrel{\&CenterDot;}{E}}_0[{i3}^{(3/2)}{R}_L\mathrm{\&omega;}{C}_2-i-R_L\mathrm{\&omega;}{C}_2-R_L\mathrm{\&omega;}{C}_3+4\mathrm{R\&omega;}{C}_1-3^{(3/2)}{\mathrm{\&omega;}}^{2}L{C}_2-i{\mathrm{\&omega;}}^{2}L{C}_2-i{\mathrm{\&omega;}}^{2}L{C}_3\\ +2R{\mathrm{\&omega;}}^{3}L{C}_1{C}_3+{i3}^{(1/2)}{R}_L\mathrm{\&omega;}{C}_3+3^{(1/2)}-i2R_{L}R{\mathrm{\&omega;}}^2{C}_1{C}_3-3^{(1/2)}{\mathrm{\&omega;}}^{2}L{C}_3]\end{array}}{12[{\mathrm{\&omega;}}^{2}L({3C}_1+{3C}_2+C_3)R-R_L-R-i(\mathrm{\&omega;L}+\mathrm{\&omega;}({3C}_1+{3C}_2{+C}_3)R_{L}R)]}---\left(4\right)$

$\stackrel{\&CenterDot;}{I}{n}_2=\frac{\begin{array}{c}-(3i+3^{(1/2)})E_0\mathrm{\&omega;}[-2R{C}_3-R_L{C}_2-4R{C}_2-R_L{C}_3-i2R_L\mathrm{R\&omega;}{C}_1{C}_3-3^{(3/2)}\mathrm{\&omega;}{C}_{2}L+i{3}^{(1/2)}{R}_L{C}_3\\ -\mathrm{i\&omega;L}{C}_3-3^{(1/2)}\mathrm{\&omega;L}{C}_3+{i3}^{(3/2)}{R}_L{C}_2+2R{\mathrm{\&omega;}}^{2}L{C}_1{C}_3-\mathrm{i\&omega;L}{C}_2]\end{array}}{12[{\mathrm{\&omega;}}^{2}L({3C}_1+{3C}_2+C_3)R-R_L-R-i(\mathrm{\&omega;L}+\mathrm{\&omega;}({3C}_1+{3C}_2{+C}_3)R_{L}R)]}---\left(5\right)$

$\stackrel{\&CenterDot;}{I}{n}_3=\frac{(3i+3^{(1/2)})E_0[3^{(1/2)}-i+\mathrm{R\&omega;}({2C}_3+{4C}_2+{4C}_1)]}{12[{\mathrm{\&omega;}}^{2}L({3C}_1+{3C}_2+C_3)R-R_L-R-i(\mathrm{\&omega;L}+\mathrm{\&omega;}({3C}_1+{3C}_2+C_3)R_{L}R)]}---\left(6\right)$

${\stackrel{\&CenterDot;}{E}}_N=\frac{\begin{array}{c}{E}_0[i2\&times;3^{(1/2)}R{\mathrm{\&omega;}}^{2}L{C}_2+i6R{R}_L\mathrm{\&omega;}{C}_1+3R_L-6R{\mathrm{\&omega;}}^2{\mathrm{LC}}_1-6R{\mathrm{\&omega;}}^{2}L{C}_2-3^{(3/2)}R{\mathrm{\&omega;}}^{2}L{C}_3\\ +\mathrm{iR}{\mathrm{\&omega;}}^{2}L{C}_3+i{3}^{(1/2)}{R}_L+i3\mathrm{\&omega;L}-3^{(1/2)}\mathrm{\&omega;L}+i2\&times;3^{(1/2)}R{\mathrm{\&omega;}}^{2}L{C}_1+i6R{R}_L\mathrm{\&omega;}{C}_2\\ +2\&times;3^{(1/2)}R{R}_L\mathrm{\&omega;}{C}_1+i3R{R}_L\mathrm{\&omega;}{C}_3+2\&times;3^{(1/2)}R{R}_L\mathrm{\&omega;}{C}_2+3^{(1/2)}R{R}_L\mathrm{\&omega;}{C}_3\end{array}}{6[{\mathrm{\&omega;}}^{2}L({3C}_1+{3C}_2+C_3)R-R_L-R-i(\mathrm{\&omega;L}+\mathrm{\&omega;}({3C}_1+{3C}_2+C_3)R_{L}R)]}---\left(7\right)$

在实际工程中，单相接地故障回路中存在的导线电阻、大地电阻使得故障接地回路等效电阻R不为0，这使得配电网络零序电流、零序电压对消弧线圈电感量的偏导数存在。

各零序电流对消弧线圈电感量的偏导数为：

$\frac{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{I}n1}{\&PartialD;L}=\frac{-\left(3i{+3}^{(1/2)}\right)E_0\mathrm{\&omega;}(3R\mathrm{\&omega;}{C}_1-i)[\mathrm{\&omega;R}(4C_1+4C_2+2C_3)-i+3^{(1/2)}]}{12{[{\mathrm{\&omega;}}^{2}L({3C}_1+{3C}_2+C_3)R-R_L-R-i(\mathrm{\&omega;L}+\mathrm{\&omega;}({3C}_1+{3C}_2{+C}_3)R_{L}R)]}^2}---\left(8\right)$

$\frac{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{I}n2}{\&PartialD;L}=\frac{-\left(3i{+3}^{(1/2)}\right)E_{0}R{\mathrm{\&omega;}}^2({3C}_2+C_3)[\mathrm{\&omega;R}(4C_1+4C_2+2C_3)-i+3^{(1/2)}]}{12{[{\mathrm{\&omega;}}^{2}L({3C}_1+{3C}_2+C_3)R-R_L-R-i(\mathrm{\&omega;L}+\mathrm{\&omega;}({3C}_1+{3C}_2{+C}_3)R_{L}R)]}^2}---\left(9\right)$

$\frac{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{I}n3}{\&PartialD;L}=\frac{-\left(3i{+3}^{(1/2)}\right)E_0\mathrm{\&omega;}(\mathrm{\&omega;R}({3C}_1+{3C}_2+C_3)-i)[\mathrm{\&omega;R}(4C_1+4C_2+{2C}_3)-i+3^{(1/2)}]}{12{[{\mathrm{\&omega;}}^{2}L({3C}_1+{3C}_2+C_3)R-R_L-R-i(\mathrm{\&omega;L}+\mathrm{\&omega;}({3C}_1+{3C}_2{+C}_3)R_{L}R)]}^2}---\left(10\right)$

零序电压对消弧线圈电感量的偏导数为：

$\frac{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{E}n}{\&PartialD;L}=\frac{-(i{3}^{(1/2)}-3)R{E}_0\mathrm{\&omega;}[\mathrm{\&omega;R}(4C_1+4C_2+2C_3)-i+3^{(1/2)}]}{12{[{\mathrm{\&omega;}}^{2}L({3C}_1+{3C}_2+C_3)R-R_L-R-i(\mathrm{\&omega;L}+\mathrm{\&omega;}({3C}_1+{3C}_2{+C}_3)R_{L}R)]}^2}---\left(11\right)$

式(8)至(11)的分母项完全相同，分子项包含有公因式，定义配电网微分状态S为零序电流偏导数除以零序电压偏导数，可消掉线电压、零序电压、零序电流、消弧线圈电感、消弧线圈电阻各项参量，即：

附图1中各区段的微分状态为：

$S1=\frac{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{I}n1/\&PartialD;L}{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{E}n/\&PartialD;L}=-1/R-\mathrm{i\&omega;}3C_1---\left(12\right)$

$S2=\frac{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{I}n2/\&PartialD;L}{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{E}n/\&PartialD;L}=-\mathrm{i\&omega;}(3C_2+C_3)---\left(13\right)$

附图2中各区段的微分状态为：流

$S2=\frac{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{I}n2/\&PartialD;L}{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{E}n/\&PartialD;L}=-\mathrm{i\&omega;}(3C_2+C_3)---\left(14\right)$

$S3=\frac{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{I}n3/\&PartialD;L}{\&PartialD;\stackrel{\&CenterDot;}{E}n/\&PartialD;L}=-1/R-\mathrm{i\&omega;}(3C1+3C_2+C_3)---\left(15\right)$

其中：S1是分支型配电网络故障区段微分状态。

S2是分支型与链型配电网络非故障区段微分状态。

S3是链型配电网络故障区段微分状态。

从式(12)至(15)可以看出微分状态表达式中不包括消弧线圈电感L与损耗等效电阻RL，这表明采用微分状态法不受消弧线圈参量的影响。

微分状态表达式中也不包括电源电压这表明采用微分法不受电源电压的影响。

无论分支型配电网络还是链型配电网络，故障区段与非故障区段微分状态表达式形式及其物理意义是确定的，无需群体比较，这表明采用微分状态法识别小电流接地故障区段不受配电网络拓扑结构的影响。

从式(12)、(15)可以看出接地电阻仅表现在微分状态表达式的实部中，可用其实部作接地故障判据。

从式(13)、(14)、(15)可以看出，三相导线分布电容不对称分量主要影响微分状态的虚部，用微分状态实部作判据，可排除分布电容不对称的影响。

可以证明，取配电网中任何线电压作参照矢量，把接地电阻、不对称电容改换到任何区段，任何相线上，故障区段的微分状态都包含有实部(-1/R)，非故障区段的微分状态都不包含有实部(-1/R)。这表明微分状态法对小电流接地故障的分析具有普遍适应性。

(12)至(15)是在忽略了大地分布电阻、导线分布电阻与线对地分布电容损耗电阻R_C的条件下导出的，实际上这些条件是不可忽略的。R_C的存在会影响微分状态参量的实部与虚部，微分状态远非(12)至(15)表达的那么简单。

包含R_C的配电网微分状态由式(16)、(17)、(18)描述：

S1＝-1/R-3R_Cω²C₁ ²/(R_C ²ω²C₁ ²+1)-i3ωC₁/(R_C ²ω²C₁ ²+1) (16)

$\begin{array}{c}S2=-[3R_C{\mathrm{\&omega;}}^2{C_2}^2/({R_C}^2{\mathrm{\&omega;}}^2{C_2}^2+1)+R_C{\mathrm{\&omega;}}^2{C_3}^2/({R_C}^2{\mathrm{\&omega;}}^2{C_3}^2+1)]\\ -i[3\mathrm{\&omega;}{C}_2/({R_C}^2{\mathrm{\&omega;}}^2{C_2}^2+1)+\mathrm{\&omega;}{C}_3(C^2{\mathrm{\&omega;}}^2{C_3}^2+1)]\end{array}---\left(17\right)$

$\begin{array}{c}S3=-1/R-3R_C{\mathrm{\&omega;}}^2{C_1}^2/({R_C}^2{\mathrm{\&omega;}}^2{C_1}^2+1)-3R_C{\mathrm{\&omega;}}^2{C_2}^2/({R_C}^2{\mathrm{\&omega;}}^2{C_2}^2+1)-R_C{\mathrm{\&omega;}}^2{C_3}^2/({R_3}^2{\mathrm{\&omega;}}^2{C_3}^2+1)\\ -i[3\mathrm{\&omega;}{C}_1/({R_C}^2{\mathrm{\&omega;}}^2{C_1}^2+1)+3\mathrm{\&omega;}{C}_2/({R_C}^2{\mathrm{\&omega;}}^2{C_2}^2+1)+\mathrm{\&omega;}{C}_3/(C^2{\mathrm{\&omega;}}^2{C_3}^2+1)]\end{array}---\left(18\right)$

当R_C不为0时，微分状态的实部由包含接地电阻R的项与包含串连分布电阻R_C的项组成。随着R增大，|1/R|的值减小，当这两项进入相同数量级时，就会影响接地故障区段识别的分辨率。以式(16)为例，计算出这两项的值如下：

10kV架空线对地容性电流按0.02A/km计算，分布电容约1.1×10^-8法/千米

对应10km的线路C₁＝2.2×10^-7法

ω＝100π

R_C＝30欧姆

则：

3R_Cω²C₁ ²/(R_C ²ω²C₁ ²+1)＝1.29×10^-5

当接地电阻R＝40k欧姆时，微分状态的实部对其响应为：

1/R＝2.5×10^-5

仍可以与影响项进行区分。而现有其它选线方法对4k欧姆以上接地电阻可能失效。理论分析与现场测量都证明微分状态法比其它现有方法能适应更大的接地电阻动态范围。

实施本专利的最佳方案：

确定消弧线圈临界补偿电感量的方法：

附图3显示接地电流与消弧线圈电感量的关系

附图4显示零序电压与消弧线圈电感量的关系

由于包含R_C的I_R与En的解析式过于繁复，用数值运算显示其解析式的曲线。

10kV架空线对地容性电流按0.02A/km计算，分布电容约1.1×10^-8法/千米。

数值计算参数如下：

1#区段架空线长度20km，相应线对地分布电容量 C₁＝2.2×10^-7法

2#区段架空线长度20km，相应线对地分布电容量 C₂＝2.2×10^-7法

相当于25％不对称度的不对称电容量 C₃＝1.1×10^-7法

分布电容损耗等效串联电阻 R_C＝30欧姆

线电压 E₀＝10000伏特

角频率 ω＝100π

消弧线圈等效串联电阻 R_L＝135欧姆

消弧线圈电感量 L：5.5至10.4亨利，步进0.1亨利

各曲线的参量是接地电阻 R：从上到下5条曲线分别为0、2k、4k、6k、8k欧姆

从附图3中曲线族可以看出，在消弧线圈电感量变化范围内，IR幅度存在极小值。

从附图4中曲线族可以看出，在消弧线圈电感量变化范围内，En幅度存在极大值。

与这两个极值对应的电感量就是消弧线圈临界补偿电感量。从图中可以看出临界补偿电感量受接地电阻的影响较小，因此可以通过调整消弧线圈电感量，按接地电流幅值最小，零序电压幅值最大来确定其临界补偿电感量。电感小于临界值的区域是过补偿域，电感大于临界值的区域是欠补偿域。

搜索临界补偿电感值是连续的模拟过程，检测设施从编码上把其归入随机干扰，不对其作出响应。

调制编码的原则：

编码与基准矢量同步，每个工频周波对应为1个bit，，调制编码‘1’对应于向趋近临界补偿方向改变电感量，调制编码‘0’对应于向远离临界补偿方向改变电感量。编码可采用任意二进制组合，<设置编码>应与<检测编码>能明显区分，使调节<调制度>与测量<微分状态>互不影响，采用编码调制激励能有效抵抗配电网上的随机事件干扰。

设置调制度的方法：

控制设施采用<设置编码>调节调制电抗器的电感量，<设置编码>可采用任意二进制组合，例如20bit‘1’加20bit‘0’，重复5次，调制周期4秒；同时测量零序电压，按编码‘1’时零序电压幅值减编码‘0’时零序电压幅值的差除以编码‘1’时零序电压幅值乘以100％计算调制度。并从零序电压变动中还原出调制编码：零序电压幅值变大的周波对应为编码‘1’，零序电压幅值变小的周波对应为编码‘0’，如不能还原出正确的编码，增加电感量变化范围以提高调制度；如调制度过高时，减小电感量变化范围以减小调制度，使微分激励能对各种干扰信号有足够的信噪比。

数字调制微分激励的方法：

现场运行中，通过对等效消弧线圈电感量作数字调制，在配电网络引入有规律的微分激励来实现偏微分模拟运算。<检测编码>可采用任意的2进制组合，例如：20个周波‘1’5个周波‘0’重复8次。共200个bit(周波)调制周期4秒。

微分状态的算法：

各节点的检测设施以基准矢量为同步信号，逐周波测量并寄存本节点的零序电压、零序电流，并根据零序电压或零序电流的变化，从中还原出调制编码：零序电压幅值变大或零序电流幅值变小的周波对应为编码‘1’，零序电压幅值变小或零序电流幅值变大的周波对应为编码‘0’。如检测到的编码与系统设置的编码不符，则不予响应，以排除配电网络中随机事件(如网络结构改变、消弧线圈动作、电磁感应冲击等)形成的干扰；如与系统设置的编码相符，则保留测得的零序电压与零序电流，用于计算区段的微分状态值。

微分状态计算中用微变量取代微分，即：用ΔL取代；用ΔIn取代；用ΔEn取代。

ΔL＝L₍₁₎-L₍₀₎ (16)

$\mathrm{\&Delta;}\stackrel{\&CenterDot;}{I}n=\stackrel{\&CenterDot;}{I}{n}_{\left(1\right)}-\stackrel{\&CenterDot;}{I}{n}_{\left(0\right)}---\left(17\right)$

$\mathrm{\&Delta;}\stackrel{\&CenterDot;}{E}n=\stackrel{\&CenterDot;}{E}{n}_{\left(1\right)}-\stackrel{\&CenterDot;}{E}{n}_{\left(0\right)}---\left(18\right)$

$S=\mathrm{\&Delta;}\stackrel{\&CenterDot;}{I}n/\mathrm{\&Delta;}\stackrel{\&CenterDot;}{E}n---\left(19\right)$

$M_D=\mathrm{\&Delta;}\stackrel{\&CenterDot;}{E}n/\stackrel{\&CenterDot;}{E}{n}_{\left(1\right)}\&times;100\%---\left(20\right)$

其中：L₍₁₎ 是编码为‘1’时的消弧线圈电感量

L₍₀₎ 是编码为‘0’时的消弧线圈电感量

是编码为‘1’时的检测节点零序电流

是编码为‘0’时的检测节点零序电流

是编码为‘1’时的检测节点零序电压

是编码为‘0’时的检测节点零序电压

S 是检测节点微分状态

M_D 是调制度

检测节点与单相接地故障点位置关系的判据是：

若某检测节点的微分状态S实部的值小于设定的门限值，接地故障存在于该检测节点用户侧，该节点为接地故障的上游节点。

若某检测节点的微分状态S实部的值不小于设定的门限值，接地故障存在于该检测节点电源侧，该节点为接地故障的下游节点。

介于两个上游节点之间的区段是故障的上游区段。

介于相邻上下游节点之间的区段即是故障区段。

介于两个下游节点之间的区段是非故障区段。

若最末端检测节点是上游节点，该节点所辖区段是故障区段。

若最末端检测节是下游节点，该节点所辖区段是非故障区段。

若全部节点都是下游节点，则接地点位于变电站内，或中性点偏移是由分布电容不对称造成。

判别门限值在测量电路采取补偿措施后可取为0。

实施接地故障保护操作的过程：

如故障出现在末端区段，检测施可立即实施保护操作，并向控制设施报告；如故障出现在链型网络中间区段，检测设施把节点属性报告给控制设施，等待控制设施的保护指令；控制设施在结束调制周期后，通过通信收集电网故障区段的故障属性与负荷信息，报送调度系统，以决策采取局部隔离、倒换供电方式或是带电现场维修等保护方式，然后命令检测设施执行相应操作，以兼顾电网安全与对用户的供电质量

附图5是本发明应用于中性点经消弧线圈接地配电网络的系统结构框图。

在中性点经消弧线圈接地的配电网中，主变压器(5-0-0)出口母线保护节点P0配置保护断路器(5-0-4)、接地变压器(5-0-2)；消弧线圈(5-0-9)接在电源中性点N与地之间，调制电抗器(5-0-5)与消弧线圈并联连接；在任意一相母线与地之间串联连接开关(5-0-6)、接地电阻(5-0-7)、电流互感器(5-0-8)；在变电站内设置一套控制设施(5-0-3)，通过母线零序电流互感器(5-0-1)测量母线零序电流，通过调制电抗器测量零序电压。

调制电抗器可采用任何有载调节的单相电抗器，如晶闸管投切电抗器或磁控电抗器等，其电感量调节范围应能保证必要的调制度，其二次侧输出零序电压。

在正常运行状态下，控制设施定期闭合开关(5-0-6)，通过电流互感器(5-0-8)测量流过接地电阻(5-0-7)的电流。通过调整消弧线圈电感量使流过接地电阻(5-0-7)的电流最小，此时的消弧线圈电感量就是临界补偿电感量。然后，按消弧线圈运行规程规定的脱谐度设置消弧线圈运行值，使其自动跟踪配电网拓扑结构的变化。

当电网出现单相接地故障时，消弧线圈产生稳态感性电流，使故障点灭弧；控制设施首先设置调制电抗器的电感量调节范围，同时检测零序电压变化值，计算调制度，保证产生强度充足的微分激励。测量调制度时，使用与测量微分状态不同的<设置编码>，例如：10个bit‘1’10个bit‘0’重复10次，使检测设施不对此微分激励做出响应。然后按规定的<检测编码>控制调制电抗器，供各检测设施测量各节点微分状态。

在电网上需要进行保护的各个节点P1至P5各设置一套检测设施(5-1-3)～(5-5-3)；在各保护开关(5-1-4)～(5-5-4)输入侧设置组合电压互感器(5-1-2)～(5-5-2)，组合电压互感器输出零序电压、线电压、并为检测设施提供电源；在环网分界节点P2断路器输出侧也设置组合电压互感器(5-2-2a)，用于在倒换方式后为检测设施提供零序电压、线电压、电源；在保护开关输出侧设置零序电流互感器(5-1-1)～(5-5-1)。

当电网出现单相接地故障时，电网各节点的检测设施从零序电压的变化中提取调制编码，确认微分激励的编码是否与系统预设<检测编码>相符。对编码合法的微分激励，通过测量本节点的零序电压、零序电流计算出微分状态，结合负荷侧相邻节点的微分状态确定本区段的故障属性，如果是末端故障区段，直接启动保护操作并上报事件信息；如果故障区段不在末端，则通过通信系统向控制设施报送区段属性与负荷情况，等待控制设施的保护命令。

控制设施在结束调制周期后，通过通信收集电网故障区段的故障属性与负荷信息，报送调度系统，以决策采取局部隔离、倒换供电方式或是带电现场维修等保护方式，然后命令检测设施执行相应操作，以兼顾电网安全与对用户的供电质量。

附图6是本发明应用于中性点经高阻值电阻器接地型电网的系统结构框图。与经消弧线圈接地系统不同的是，电源中性点通过高电阻器接地。对应于此类配电网，用连接在中性点N与地之间调制电抗器(6-0-5)取代中性点接地电阻。电感量应满足过补偿状态要求。如欲设定运行于欠补偿状态，应仔细选择电网各种参数的配合，避免形成局部谐振，控制设施按欠补偿模式运行。控制设施其余配置及检测设施操作运行与经消弧线圈接地系统相同。

附图7是本发明应用于中性点不接地电网的系统结构框图。由于中性点不接地系统主变压器没有中性点，三相母线须通过一台三相均衡器(7-0-2)形成电源中性点。三相均衡器是一种一次星接，二次角接的变压器，其一次绕组零序阻抗为零，具有消除谐振功能。其容量应与单相接地短路功率适应。三相均衡器中性点N经调制电抗器(7-0-5)接地，电感量应满足过补偿状态要求。如欲设定运行于欠补偿状态，应仔细选择电网各种参数的配合，避免形成局部谐振，控制设施按欠补偿模式运行。控制设施其余配置及检测设施操作运行与经消弧线圈接地系统相同。

附图8是本发明中控制设施电原理框图。它由程控放大器(8-0)、模/数变换器(8-1)、微机系统(8-2)、控制接口(8-3)、通讯模块(8-4)及电源(8-5)组成。

程控放大器对输入信号进行归一化处理，提高对信号的分辨率。

数模变换器具有多个模拟输入通道，分别与零序电流互感器输出端(8-6)、调制电抗器电压输出端(8-7)、接地电流互感器输出端(8-8)相连，把零序电流In、零序电压En、接地电流IR等模拟信号变换成实时数字信号；其数据接口与控制接口通过总线连接到微机系统外设接口。

微机系统对输入数据进行处理，通过控制接口对消弧线圈(8-9)、调制电抗器(8-10)、接地开关(8-11)等外设进行管理，并通过通信接口驱动通信模块传输信息。

通讯模块输入端与微机系统通信接口连接，输出端与通信通道(8-13)连接，通信通道可以是有线、无线、载波、光缆等各种可靠的通信媒介。通讯模块按相应的通信协议实现微机系统与其他系统的数据通信。

电源输入端与C-A线电压互感器输出端(8-12)连接，既提供基准矢量E₀又为控制设施各部分电路供电。

附图9是控制设施工作的程序框图。

步骤1：(9-1)～(9-3)：

正常运行状态下(零序电压En不超过相电压U₀30％)，定期在母线相线与地之间投入接地电阻，调整消弧线圈电感量，按流过上述接地电阻的电流最小搜索谐振点，求得临界补偿电感量。然后按运行规程规定的<脱谐度>设置消弧线圈电感量。

步骤2：(9-4)～(9-6)：

零序电压超过相电压30％被视作出现单相接地事件。控制设施调节调制电抗器的调制度，以取得充足的微分激励。调节调制度时采用<设置编码>以与检测微分状态的微分激励相区分。

步骤3：(9-7)～(9-9)：

按<检测编码>控制调制电抗器，并通过测量零序电压提取<检测编码>，测量母线的微分状态。电网上任何位置出现单相接地故障都能在母线位置检出，母线到接地故障点之间的线路就是故障通路。

如检测不到接地故障，可增加调制度后再次检测，如仍检测不到接地故障，则判定接地点位于变电站内，或中性点偏移是由分布电容不对称引起。

步骤4：(9-10)～(9-12)：

控制设施接收故障节点传回的检测结果，取得全部结果后停止调制电抗器工作。

控制设施根据各节点的检测结论，按电网拓扑结构确认识别信号的流通路径，确认发生单相接地故障的区段，选择保护措施。

当需要进行分段隔离时，控制设施遥控操作保护开关动作，并取回保护后该节点的状态。做好事件记录，系统返回初始状态(9-1)。

附图10是本发明检测设施电原理框图。

检测设施由零序电流程控放大器(10-1)、线电压放大器(10-2)、零序电压程控放大器(10-3)、模/数变换器(10-4)、微机系统(10-5)、电源电路(10-6)、保护开关驱动电路(10-7)和通信模块(10-8)组成。

零序电流互感器(10-9)的输出连接到零序电流程控放大器输入端。对零序电流In作归一化处理。

组合电压互感器(10-10)或(10-11)的零序电压输出连接到零序电压程控放大器输入端。对零序电压En作归一化处理。

组合电压互感器的线电压输出连接到线电压放大器输入端。经整形提供给微机系统作为基准矢量Eo。

组合电压互感器的电源输出用于给检测设施供电。当检测设施装在环网分界开关位置时，需要配用上游组合电压互感器(10-10)与下游电压互感器(10-11)，在环网分断后能从上游支路或下游支路提供信号与电源；当检测设施装在其他保护开关位置时，仅配置上游组合电压互感器。

各程控放大器的输出分别与模/数变换器模拟输入通道连接，转换后的数字信号送入微机系统进行数据处理，实施接地故障识别。

微机系统对检测设施各种外设进行全局管理。

通讯模块输入端与微机系统通信接口连接，输出端与通信通道(10-13)连接，通信通道可以是有线、无线、载波、光缆等各种可靠的通信介质。通讯模块按相应的通信协议实现微机系统与其他系统的数据通信。

保护开关驱动电路(10-7)的控制口通过总线与微机系统外设接口连接，执行微机系统的控制命令，驱动保护开关作动机构(10-12)执行保护动作。

附图11是检测设施的数据处理程序流程图。

步骤1：(11-1)～(11-4)

当零序电压En超过相电压U₀30％，监测设施从零序电压变化中提取调制编码，仅对与<检测编码>相符的微分激励做出响应。

步骤2：(11-5)～(11-8)

测量本节点的微分状态，向电源侧相邻节点报告节点属性信息，接收负荷侧相邻节点的故障属性信息，确定本区段的故障属性。

步骤3：(11-9)～(11-12)

如果本区段是故障区段，且位于配电网末端，可立即实施保护操作；如本区段是故障区段，但位于链型配电网中间，则向控制设施上报本区段故障属性，取得控制设施的保护命令后再实施保护操作。

步骤4：(11-13)

执行保护操作后，上报事件信息，返回初始状态(11-1)。

Claims (7)

1.一种采用有源激励微分状态原理的小电流接地故障区段保护方法，在变电站母线出口位置设置一套控制设施，在配电网络每个希望实施分区段保护的节点设置检测设施；控制设施与检测设施实时监测零序电压，其特征是：零序电压超过相电压30％表征出现单相接地故障，否则表征无单相接地故障；在未发生单相接地故障情况下，控制设施定期设置消弧线圈电感量，使消弧线圈自动适应电网拓扑结构的变化；在发生单相接地故障情况下，控制设施控制调制电抗器的电感量，向电网引入微分激励，各检测设施响应微分激励，测量本区段的微分状态，其方法是：微分状态的值等于编码‘1’周期的零序电流减编码‘0’周期的零序电流的差除以编码‘1’周期的零序电压减编码‘0’周期的零序电压的差所得的商；所有计算值都是相对于基准矢量的矢量值；控制设施与检测设施通过通信系统相互交换信息，实现小电流接地故障分段保护，其方法是：检测节点与接地故障位置关系的判据是：若某检测节点的微分状态的实部的值小于某个设定的门限值，则接地故障存在于该检测节点用户侧，该节点属性为接地故障的上游节点；若某检测节点的微分状态的实部的值不小于某个设定的门限值，则接地故障存在于该检测节点电源侧，该节点属性为接地故障的下游节点；介于两个上游节点之间的区段是故障的上游区段；介于相邻上下游节点之间的区段是故障区段；介于两个下游节点之间的区段是非故障区段；若最末端检测节点是上游节点，该节点所辖区段是故障区段；若最末端检测节点是下游节点，该节点所辖区段是非故障区段；若全部节点都是下游节点，则接地点位于变电站内，或中性点偏移是由分布电容不对称造成；实施接地故障保护操作的过程是：如故障出现在末端区段，检测设施立即实施保护操作，并向控制设施报告；如故障出现在链型网络中间区段，检测设施把节点属性报告给控制设施，等待控制设施的保护指令；控制设施在结束调制周期后，通过通信收集电网故障区段的故障属性与负荷信息，报送调度系统。

2.根据权利要求1所述的采用有源激励微分状态原理的小电流接地故障区段保护方法，其特征是：控制设施设置消弧线圈电感量的方法是：在电网某一相与地之间串联连接一只开关、一只电阻与一只电流互感器；在无故障正常运行状态下，控制设施定期通过操作该开关把电阻接入相线与地之间，形成幅值低于相电压30％的零序电压，并通过电流互感器测量流过该电阻的电流；通过调节消弧线圈电感量，使流过该电阻的电流最小，则此时的消弧线圈电感量即为临界补偿电感量，以此为基准，设置消弧线圈电感量。

3.根据权利要求1所述的采用有源激励微分状态原理的小电流接地故障区段保护方法，其特征是：向电网引入有源激励的方法是：在消弧线圈上并联连接一只调制电抗器，在未发生单相接地故障情况下，控制设施使用设置编码控制调制电抗器的电感量，向电网提供有规律的微分激励；出现单相接地故障时，控制设施使用检测编码控制调制电抗器的电感量，向电网提供有规律的微分激励；检测设施对不符合检测编码的电网激励不予响应，从而提高抗拒干扰能力。

4.根据权利要求1所述的采用有源激励微分状态原理的小电流接地故障区段保护方法，其特征是：权利要求3所述的设置编码与检测编码的编码原则是：编码与基准矢量同步，每个工频周波对应为1个bit，调制编码‘1’对应于调制电抗器向趋近临界补偿方向改变电感量，调制编码‘0’对应于调制电抗器向远离临界补偿方向改变电感量；电感量的变化范围由调制度表征；编码采用任意二进制组合，设置编码应与检测编码不同，使调节调制度与测量微分状态操作互不影响，编码的长度是调制周期。

5.根据权利要求1所述的采用有源激励微分状态原理的小电流接地故障区段保护方法，其特征是：权利 要求4所述的设置调制度的方法是：通过测量零序电压监测调制度，按编码‘1’时零序电压减编码‘0’时零序电压的差除以编码‘1’时零序电压乘以100％计算调制度；控制设施使用设置编码调节调制电抗器的电感量，通过控制电感量变化范围控制微分激励的强度。

6.根据权利要求1所述的采用有源激励微分状态原理的小电流接地故障区段保护方法，其特征是：出现单相接地故障时，检测设施的工作过程是：检测设施以基准矢量作同步信号，检测零序电压与零序电流，并根据零序电压的变化还原出调制编码：零序电压幅值变大周波对应为编码‘1’，零序电压幅值变小的周波对应为编码‘0’；如还原出的调制编码与系统设定的检测编码不一致，则认定为电网随机干扰，不予响应；如还原出的调制编码与系统设定的检测编码一致，保留测得的零序电压与零序电流，用以计算本区段的网络微分状态。

7.根据权利要求1所述的采用有源激励微分状态原理的小电流接地故障区段保护方法，其特征是：权利要求1、权利要求4、权利要求6所述的基准矢量是：采用配电网A，B，C三线中任意两线的线电压作基准矢量，控制设施与检测设施必须使用同一个线电压作基准矢量。