CN105891673A - 一种基于pmu的配电网故障定位系统及其方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于PMU的配电网故障定位系统及其方法，该平台包括若干个变电站外PMU，其分别安装于变电站外的配电网预设节点处；所述变电站外PMU实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息，并同步传送至变电站内PMU；变电站外PMU还连接至同一全球定位系统GPS上，变电站外PMU还将其自身位置信息传送至变电站内PMU；变电站内PMU安装于出线端；所述变电站内PMU根据接收的变电站外PMU同步传送来的电压电流信息以及变电站外PMU的位置信息进行故障选线和故障测距的计算；变电站内PMU将计算得到的故障选线和故障测距结果传送至云端服务器进行存储和转发。

Description

一种基于PMU的配电网故障定位系统及其方法

技术领域

本发明属于配电网故障领域，尤其涉及一种基于PMU的配电网故障定位系统及其方法。

背景技术

随着我国经济的快速发展，稳定持续的供电变得尤为重要。近年来，我国的配电网结构变得越来越复杂，加之新能源电源和多类型负载的加入，使得配电网出现故障的概率不断增大，如何不受配电网的中性点接地方式和故障类型不同的影响而有效快速的找到故障线路和故障点位置成为时下研究的重点。

配电网故障定位的研究目的主要包括两个方面：一是提高故障定位智能系统、装置以及方法措施的可靠性和准确性以降低停电时间，提高电力企业运行的可靠性；二是优化故障定位测量装置的配置数量、安装位置，降低配电网在这方面的投资、运行成本。

随着我国电网向智能化发展，越来越多的智能化设备开始投入到电网的实际运行中，如相量测量装置(PMU)。通过新型的设备可以获取全网各测量节点的同步数据，并可对数据进行复杂的运算，如离散傅里叶变换(DFT)等。利用各PMU提供的同步数据通过双端算法可不受中性点接地方式、故障类型和过渡电阻的影响来实现故障精确定位。

现有故障定位所存在的问题：现有的故障选线和故障测距是独立分开的，并非形成一个独立运行故障定位系统，使得采用的定位方法大都单一，即增加了实际应用中的复杂度，也降低了故障定位的精确度；无论是故障选线还是故障测距都受到中性点接地方式和故障类型的影响，使得针对不同的中性点接地方式和故障类型采用不同的故障定位方法；在实际应用中，由于各测量节点之间的数据无法得到链接汇总，使得故障选线和测距大部分都只用到了故障线路单端。

发明内容

为了解决现有技术的缺点，本发明提供一种基于PMU的配电网故障定位系统及其方法。该平台能够将选线和故障定位同时实现，而且当配电网发生变化时，该平台能够实时感知配电网的台拓扑变化；本发明的变电站内PMU能够根据接收的变电站外PMU同步传送来的电压电流信息以及变电站外PMU的位置信息进行故障选线和故障测距的计算，从而减少上传至服务器的数据量，减轻了服务器的压力。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种基于PMU的配电网故障定位系统，包括：

若干个变电站外PMU，其分别安装于变电站外的配电网预设节点处；所述变电站外PMU实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息，并同步传送至变电站内PMU；

所述变电站外PMU还连接至同一全球定位系统GPS上，变电站外PMU还将其自身位置信息传送至变电站内PMU；

所述变电站内PMU根据接收的变电站外PMU同步传送来的电压电流信息以及变电站外PMU的位置信息进行故障选线和故障测距的计算；

所述变电站内PMU将计算得到的故障选线和故障测距结果传送至云端服务器进行存储和转发。

所述变电站外PMU与电压互感器和电流互感器分别相连，所述电压互感器和电流互感器均与变电站外PMU的安装在同一配电网预设节点处。

所述变电站外PMU通过通信单元与变电站内PMU相互通信。

所述通信单元为4G网络通信单元或WIFI无线网络通信单元。

所述云端服务器还与远程监控终端相连。

一种基于PMU的配电网故障定位系统的工作方法，包括以下步骤：

步骤(1)：搭建配电网故障定位系统；将变电站外PMU配置到变电站外的配电网预设节点处，所有变电站外PMU连接至同一全球定位系统GPS上；

步骤(2)：采集电压电流信息和位置信息；变电站外PMU实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息并同步传送至变电站内PMU，变电站外PMU还将其自身位置信息传送至变电站内PMU；

步骤(3)：计算故障选线和故障测距；变电站内PMU根据接收的变电站外PMU同步传送来的电压电流信息以及变电站外PMU的位置信息进行故障选线和故障测距的计算，并将计算得到的故障选线和故障测距结果传送至云端服务器进行存储和转发。

所述步骤(2)中，变电站外PMU通过电压互感器和电流互感器实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息。

在步骤(2)中，变电站外PMU还将实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息进行傅里叶变换处理，得到电压信息和电流信息的三相电压和三相电流的基波向量值。

所述步骤(3)中，故障选线的过程包括：

步骤(3.1.1)：设置负序电流的整定值，

步骤(3.1.2)：通过对称分量法计算出配电网预设节点处负序电流的相量值并获取相量的实部和虚部；

步骤(3.1.3)：筛选构成线路两个端点的配电网预设节点，对筛选出的配电网预设节点处的负序电流相量作差并求其绝对值，通过计算得到的绝对值与整定值进行比较来判断故障线路。

所述步骤(3)中，根据双端法进行故障测距。

本发明的有益效果为：

(1)本发明的故障定位平台所包含的所有PMU主要分为站内PMU和站外PMU；站外的PMU的计算结果通过网络传至站内PMU，站内PMU接收所有节点数据，再利用获取的数据进行相关的故障定位计算；站内PMU故障定位的计算结果再通过站内网络传至云端服务器，这样就可以将故障定位等算法放在底层，减少了数据的延迟，即减轻了服务器的压力，也增加了故障定位快速性；

(2)本发明的故障定位的平台具有灵活性，在故障定位的算法改变时或用作其他用途时，可通过网络将算法下载至各平台的PMU，并对各PMU进行配置，进行各PMU进行配置时的数据传输方向为：服务器--站内PMU--站外PMU。

附图说明

图1是本发明的基于PMU的配电网故障定位系统结构示意图；

图2是本发明的PMU测量节点图；

图3是双电源环形供电网络示意图；

图4a)是小电流接地系统单相接地故障电路图；

图4b)是小电流接地系统单相接地故障的负序等效网络；

图5是双端电源故障示意图；

图6是正序网络沿线推导电压幅值。

具体实施方式

下面结合附图与实施例对本发明做进一步说明：

如图1所示，本发明的基于PMU的配电网故障定位系统，包括：

若干个变电站外PMU，其分别安装于变电站外的配电网预设节点处；所述变电站外PMU实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息，并同步传送至变电站内PMU；

所述变电站外PMU还连接至同一全球定位系统GPS上，变电站外PMU还将其自身位置信息传送至变电站内PMU；

所述变电站内PMU根据接收的变电站外PMU同步传送来的电压电流信息以及变电站外PMU的位置信息进行故障选线和故障测距的计算；

所述变电站内PMU将计算得到的故障选线和故障测距结果传送至云端服务器进行存储和转发。

其中，变电站内PMU安装于出线端。

所述变电站外PMU与电压互感器和电流互感器分别相连，所述电压互感器和电流互感器均与变电站外PMU的安装在同一配电网预设节点处。

所述变电站外PMU通过通信单元与变电站内PMU相互通信。

所述通信单元为4G网络通信单元或WIFI无线网络通信单元。

每个网络的数据流方向是双向的，针对故障定位平台，变电站外PMU只需计算出本平台采用的故障定位法所需要的数据，目的是减少通过4G网络传输的数据量，从而达到节省流量的目的。采用4G网络传输的主要目的：一方面4G网络传输速度快，数据的延迟相对较小，很适合故障定位快速寻找故障线路和故障点的要求，另一方面不用在平台内铺设光纤或普通网线，减少了成本，增加了安装的方便性。

由于移动通信4G网络具有通信速度快、网络频谱宽，通信灵活等特点，为了使故障定位系统的数据传输延迟达到最低，所以变电站外安装的PMU与变电站内安装的PMU通过移动通信4G无线网络连接，变电站内PMU与云端服务器通过变电站内已建成的以太网络连接。

为了减少4G无线网络数据传输量，并充分发挥故障定位系统的特点，将充分利用各个已安装的设备计算功能。已安装的设备采集节点电压电流数据后直接在本装置的嵌入式系统计算，并将计算后同步数据通过4G网络上传至变电站内PMU。变电站内PMU将每个节点的数据汇总并处理，并将处理结果上传至云端服务器。云端服务器的指令也会通过有线传至变电站内PMU再通过无线传至变电站外PMU。

进一步地，云端服务器还与远程监控终端相连。

当配电网发生变化时，该平台能够实时感知配电网的台拓扑变化：

我国的配电网可以分为高压配电网(35-110KV)、中压配电网(6-10KV)及低压配电网(220/380V)，低压配电网的网络密度及复杂度高于中压配电网，中压配电网的网络密度及复杂程度也高于高压配电网。随着电网的向主动配电网快速发展，越来越多的新能源电源会加入到配电网络中。所以对电网的主动调控使得电网的网络拓扑结构会实时的发生变化，从而导致初步建成的故障定位系统拓扑结构也并不是一成不变。原始故障定位系统拓扑的改变会对数据的传输及故障选线产生影响。配电网主要有辐射状网、树状网、环状网等接线方式。本系统将以如图3所示的双电源环形供电网络为例，说明拓扑的自动调整。

如图3所示一个简易的双电源环形供电网络示意图，环形网络共有设置10个测量节点。电网正常运行时，图示电网中间的开关会处于断开状态，两侧的电源正常供电，当一侧的电源无法正常供电时，中间的开关合闭，由另一侧的电源给整个网络供电。现将图示网络按照虚线将其分为两个系统，系统1中设有N(1-1)…N(1-4)四个从测量节点和N(1-0)一个主测量节点，系统2中设有N(2-1)…N(2-4)四个测量节点和N(2-0)一个主测量节点，其中节点N(1-0)及N(2-0)分别安装在变电站1和变电站2中。此时站外的测量节点会实时的采集该节点的三相电流电压数据，数据在节点测量装置的嵌入式系统初步处理，如：计算正序、负序、零序参数等。之后会通过4G网络被传送到站内节点N(1-0)及N(2-0)。站内节点对站外节点的数据处理打包通过站内已有的以太网传到云端服务器。

假设变电站2停止供电，变电站1对整个网络供电。此时原属于系统2的站内节点N(2-0)已经无法接收N(2-1)…N(2-4)四个节点传输的数据，即故障定位系统2的拓扑结构被打破。由于云端服务器已知电网的网络的拓扑，所以云端服务器会根据网络拓扑的变化下达节点变更指令，将系统2中的N(2-1)…N(2-4)四个节点变更为相邻系统1的N(1-5)…N(1-9)节点。最终则会形成一个拥有10节点的故障定位系统1。节点变更完后，节点N(1-0)则会接收来自节点N(1-1)…N(1-8)的数据。

电力网络拓扑的变化必然会对故障定位系统的拓扑造成影响。环形供电网络发生单侧电源无法供电时，为了使故障定位系统实时的适应电网的拓扑变化，云端服务器对电网中测量装置的配置过程。当一个故障定位系统F(n)中的测量节点被人为的脱离本系统并接入到相邻的故障定位系统F(n+1)时，发生拓扑变化的有F(n)和F(n+1)两个系统。所以云端服务器需对两个系统的主从节点进行配置。

对于如图2所示的单电源供电网络，整个网络会组成一个故障定位系统。将整个系统分为6段，分别为L(1)…L(6)，假设系统的L(6)段之间的开关被人为断开，则从节点N(6-2)就会被孤立开。此时从节点N(6-2)的测量数据对于段落L(6)的故障定位就不会有任何作用，所以云端服务器需对故障定位系统进行重新配置。

图2所示的N(6-2)节点被孤立时，由于该从节点脱离网络后并未与其它网络相连接，所以故障定位系统拓扑并不会发生变化，该节点仍然属于故障定位系统F(n)。云端服务器只需将脱离拓扑的节点编号下传至系统主节点，主节点根据节点编号改变装置的配置参数。如在故障选线中，L(6)线段不参与故障选线，N(6-2)节点上传至主节点的数据不会被处理，只会被暂时存储。

本发明的基于PMU的配电网故障定位系统的工作方法，包括以下步骤：

步骤(1)：搭建配电网故障定位系统；将变电站外PMU配置到变电站外的配电网预设节点处，所有变电站外PMU连接至同一全球定位系统GPS上；

步骤(2)：采集电压电流信息和位置信息；变电站外PMU实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息并同步传送至变电站内PMU，变电站外PMU还将其自身位置信息传送至变电站内PMU；

步骤(3)：计算故障选线和故障测距；变电站内PMU根据接收的变电站外PMU同步传送来的电压电流信息以及变电站外PMU的位置信息进行故障选线和故障测距的计算，并将计算得到的故障选线和故障测距结果传送至云端服务器进行存储和转发。

所述步骤(2)中，变电站外PMU通过电压互感器和电流互感器实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息。

在步骤(2)中，变电站外PMU还将实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息进行傅里叶变换处理，得到电压信息和电流信息的三相电压和三相电流的基波向量值。

本发明的故障选线的工作原理为：

我国的电力网络的中性点接地方式主要分为小电流接地系统和大电流接地系统。小电流接地系统主要出现在我国的配电网络中，又分为经消弧线圈接地和不接地，大电流接地系统分为直接接地和经小电阻接地。架空线的故障类型主要分为单相接地故障，两项短路故障，两相短路接地故障，三相短路故障和三相短路接地故障。为了使得选线的方法不会受到中性点接地方式和故障类型不同的影响，本系统中的故障选线的依据是网络中的负序电流。负序电流的获取主要是通过对称分量法。

分析计算之前提到的不对称短路故障的方法很多，如对称分量法、αβ0分量法、abc坐标系统中直接计算等。目前实际应用得最多、最基本的方法是对称分量法。

人们在实践中发现，一组不对称的三相量可以看成是三组不同的对称三相量之和。在线性系统里，可以应用叠加定理，对这三组对称分量分别按对称三相电路去求解，然后将结果叠加起来，就是不对称三相电路的解答，这个方法就是对称分量法。

设三个相量(F可以代表电动势、电压或电流)不对称，则可以分解成三个对称分量。

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{F}}_A={\stackrel{\·}{F}}_{A1}+{\stackrel{\·}{F}}_{A2}+{\stackrel{\·}{F}}_{A0}\\ {\stackrel{\·}{F}}_B={\stackrel{\·}{F}}_{B1}+{\stackrel{\·}{F}}_{B2}+{\stackrel{\·}{F}}_{B0}={\mathrm{\α}}^2{\stackrel{\·}{F}}_{A1}+\mathrm{\α}{\stackrel{\·}{F}}_{A2}+{\stackrel{\·}{F}}_{A0}\\ {\stackrel{\·}{F}}_C={\stackrel{\·}{F}}_{C1}+{\stackrel{\·}{F}}_{C2}+{\stackrel{\·}{F}}_{C0}=\mathrm{\α}{\stackrel{\·}{F}}_{A1}+{\mathrm{\α}}^2{\stackrel{\·}{F}}_{A2}+{\stackrel{\·}{F}}_{A0}\end{array}\right.---\left(1\right)$

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{F}}_{A0}=\frac{1}{3}({\stackrel{\·}{F}}_A+{\stackrel{\·}{F}}_B+{\stackrel{\·}{F}}_C)\\ {\stackrel{\·}{F}}_{A1}=\frac{1}{3}({\stackrel{\·}{F}}_A+\mathrm{\α}{\stackrel{\·}{F}}_B+{\mathrm{\α}}^2{\stackrel{\·}{F}}_C)\\ {\stackrel{\·}{F}}_{A2}=\frac{1}{3}(+{\stackrel{\·}{F}}_A+{\mathrm{\α}}^2{\stackrel{\·}{F}}_B+\mathrm{\α}{\stackrel{\·}{F}}_C)\end{array}\right.---\left(2\right)$

式中分别为三个相量的正序分量，三相量的大小相等，彼此相位互差120°，与系统在正常运行方式下的相序相同，即有正序分量也称为顺序分量。

分别为三个相量的负序分量，三相量的大小相等，彼此相位互差120°，与系统在正常运行方式下的相序相反，即有负序分量也称为逆序分量。

分别为三个相量的零序分量，相量的大小相等，方向相同。即

以上两组是对称分量法的基本公式，是以A相为基准得出的。

所谓的基准就是当电力系统故障时，故障处的三相中，在连接方式和阻抗参数上与其他两相不一样的那一相，也叫做特殊故障相。选择好基准相后，其他两相的对称分量则以基准相的对称分量表示。

利用对称分量法分解出的负序电流不受负荷电流和系统震荡的影响。图4a)为经消弧线圈接地系统发生单相接地故障示意图，图4b)为相应的负序网络等效图。

图4b)中的系统等效负序阻抗为Z_2s，故障点k到母线端的线路负序阻抗为Z_2kf1正常线路的负序阻抗为Z_2if，负载线路阻抗Z_2il和Z_2kl分别为正常和故障线路负载的负序阻抗。我国的配网大多以辐射形为主，所以每条线路所带的符合相对较小，但是负荷阻抗较大。一般线路的负荷阻抗要远远的大于线路的负序阻抗和系统负序阻抗。所以故障时的负序电流会通过故障线路流向电源，相比之下的非故障线路的负序电流较小。

在线路正常运行时，线路中不会存在负序电流，但是现实中的负荷不平衡会使得线路中存在负序电流。在不考虑线路的分布电容情况下，非故障线路的两端所测量的零序电流做差为零。对于发生故障的线路，相当于在故障点添加一个负序的电流源，如图4b)所示，附加电流源的负序电流会流向母线和下一及线路。在这种情况下，故障点两端所测量的负序电流做差将不再为零，同零序电流一样，故障点流出的零序电流等于全系统的总负序电流。为了使算法不受负序电流大小的影响，将负序电流的方向也考虑在内。本系统将对故障点两端测量的负序电流相量进行做差比较来提高选线算法的有效性。

基于负序电流的选线方法的实质就是比较故障点两端测量的负序电流相量的大小，首先设置负序电流的整定值I_set，该整定值的选择是以线路正常运行时测得的负序电流最大值I_max与可靠系数的乘积。

基于负序电流的选线方法的主要实现步骤如下：

(1)获取各线路两端的三相电流同步采样值。

(2)对获取的采样值进行傅里叶滤波算法，获取三相电流的基波相量值。

(3)通过对称分量法算出负序电流的相量值并获取相量的实部和虚部。

(4)对每条线路的两个端点的负序电流相量做差并求其绝对值，通过计算得到的绝对值和整定值来判断故障线路。

本发明的故障测距的原理：

图5为双端电源输电线路的故障示意图。设整条线路的总长度为l，M、N为故障点两端的测量点，故障点F距离测量点M的距离为x，根据长线波动方程可知，若要求得任意位置x的电压，只需获取该点两端的电气量。推导公式如下：

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{U}}_x={\stackrel{\·}{U}}_M\cosh \mathrm{\γ}x-Z_C{\stackrel{\·}{I}}_M\sinh \mathrm{\γ}x\\ {\stackrel{\·}{U}}_x={\stackrel{\·}{U}}_N\cosh \mathrm{\γ}(l-x)+Z_C{\stackrel{\·}{I}}_N\sinh \mathrm{\γ}(l-x)\end{array}\right.---\left(3\right)$

式中为传播常数，为波阻抗。

r为单位线路正序阻抗，L₀为单位线路长度正序电感，g单位线路长度电导，C₀为单位线路长度电容。为M端点测量的电压电流相量，为N端点测量的电压电流相量,为故障点处的电压相量。

假定F是故障点，则M和F之间任一点的电压电流可以用M端的电压电流表示。同理可得N和F之间任一点的电压电流可以用N端的电压电流表示。所以，利用M和N两端的电气量表示故障点处的电压为：

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{U}}_f={\stackrel{\·}{U}}_M\cosh \mathrm{\γ}x-Z_C{\stackrel{\·}{I}}_M\sinh \mathrm{\γ}x\\ {\stackrel{\·}{U}}_{f^{\′}}={\stackrel{\·}{U}}_N\cosh \mathrm{\γ}(l-x)+Z_C{\stackrel{\·}{I}}_N\sinh \mathrm{\γ}(l-x)\end{array}\right.---\left(4\right)$

所以，利用两端获取的电气量所计算得出的故障点电压幅值相等即可求出故障点距离x。

$\left|{\stackrel{\·}{U}}_f\right|=\left|{\stackrel{\·}{U}}_{f^{\′}}\right|---\left(5\right)$

图6所示的是由M端和N端分别向对端推得的正序电压幅值曲线。图6中所示的虚线段是由M和N端点向对端推导越过故障点时的电压，该电压在实际线路中不是真实的电压。

从图6中可以看出推导出的电压幅值曲线是单调的，故障点就是两线的交点，因此找到该交点就是测距的关键。

本系统中采用的两端数据是同步的，采用的判据是电压幅值相等原理且只适应于正弦模型。故障后两端的测量点获取的电气量含有大量的高次谐波，所以本系统采用离散傅里叶算法将高次谐波滤除以提高测距的精度。同时为了使滤波的效果更加理想，采用故障后第二周波的数据。

由式(4)和式(5)可知，解长线双曲函数是故障点定位的最直接方法。直接解长线双曲函数会比较复杂，本系统采用变步长搜索迭代法以快速求出故障点的距离。假设线路总长度为l，实际故障点距离端点M的距离为x,故障差初始故障允许误差为mpe，最终故障允许误差为fpe，初始搜索步长为Step，具体实现方法如下：

(1)令x＝0并按照初始步长Step在[0～l]范围内计算故障差err，直到err＜mpe，初次搜索迭代停止。

(2)将最后一个步长作为2次搜索迭代的初始起点，并设置初始故障允许误差为搜索步长为按照设置参数进行第2次搜索迭代，直至故障差2次搜索迭代停止。

(3)按照第(2)步所述，重复设置故障允许误差和搜索步长，直至err＜fpe，这个搜索迭代结束，得出最终故障距离为x。

该算法所需的数据有：故障点两端故障后的工频电压电流相量、故障线路的总长度、线路的波阻抗、传播系数。在本算法中，线路的长度已知，波阻抗和传播系数已算出，工频量为故障后两侧的12个量，包括U_a、U_b、U_c、I_a、I_b、I_c。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。

Claims (10)

1.一种基于PMU的配电网故障定位系统，其特征在于，包括：

若干个变电站外PMU，其分别安装于变电站外的配电网预设节点处；所述变电站外PMU实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息，并同步传送至变电站内PMU；

所述变电站外PMU还连接至同一全球定位系统GPS上，变电站外PMU还将其自身位置信息传送至变电站内PMU；

所述变电站内PMU根据接收的变电站外PMU同步传送来的电压电流信息以及变电站外PMU的位置信息进行故障选线和故障测距的计算；

所述变电站内PMU将计算得到的故障选线和故障测距结果传送至云端服务器进行存储和转发。

2.如权利要求1所述的一种基于PMU的配电网故障定位系统，其特征在于，所述变电站外PMU与电压互感器和电流互感器分别相连，所述电压互感器和电流互感器均与变电站外PMU的安装在同一配电网预设节点处。

3.如权利要求1所述的一种基于PMU的配电网故障定位系统，其特征在于，所述变电站外PMU通过通信单元与变电站内PMU相互通信。

4.如权利要求3所述的一种基于PMU的配电网故障定位系统，其特征在于，所述通信单元为4G网络通信单元或WIFI无线网络通信单元。

5.如权利要求1所述的一种基于PMU的配电网故障定位系统，其特征在于，所述云端服务器还与远程监控终端相连。

6.一种基于如权利要求1-5任一所述的PMU的配电网故障定位系统的工作方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤(1)：搭建配电网故障定位系统；将变电站外PMU配置到变电站外的配电网预设节点处，所有变电站外PMU连接至同一全球定位系统GPS上；

步骤(2)：采集电压电流信息和位置信息；变电站外PMU实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息并同步传送至变电站内PMU，变电站外PMU还将其自身位置信息传送至变电站内PMU；

步骤(3)：计算故障选线和故障测距；变电站内PMU根据接收的变电站外PMU同步传送来的电压电流信息以及变电站外PMU的位置信息进行故障选线和故障测距的计算，并将计算得到的故障选线和故障测距结果传送至云端服务器进行存储和转发。

7.如权利要求6所述的基于PMU的配电网故障定位系统的工作方法，其特征在于，所述步骤(2)中，变电站外PMU通过电压互感器和电流互感器实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息。

8.如权利要求6所述的基于PMU的配电网故障定位系统的工作方法，其特征在于，在步骤(2)中，变电站外PMU还将实时获取安装的配电网预设节点的电压电流信息进行傅里叶变换处理，得到电压信息和电流信息的三相电压和三相电流的基波向量值。

9.如权利要求8所述的基于PMU的配电网故障定位系统的工作方法，其特征在于，所述步骤(3)中，故障选线的过程包括：

步骤(3.1.1)：设置负序电流的整定值，

步骤(3.1.2)：通过对称分量法计算出配电网预设节点处负序电流的相量值并获取相量的实部和虚部；

步骤(3.1.3)：筛选构成线路两个端点的配电网预设节点，对筛选出的配电网预设节点处的负序电流相量作差并求其绝对值，通过计算得到的绝对值与整定值进行比较来判断故障线路。

10.如权利要求8所述的基于PMU的配电网故障定位系统的工作方法，其特征在于，所述步骤(3)中，根据双端法进行故障测距。