CN108051700B - 基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法 - Google Patents

Abstract

本发明实施例提供了一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法。该方法主要包括：利用线路双端的μPMU采集的故障前后的电压电流相量数据，将所提取的稳态电压电流进行傅里叶分解得到相值的基波分量，由线路双端三相电压电流的基波分量确定出线路参数，由故障后线路两端相分量建立矩阵方程，并结合约束条件和线路参数，确定出唯一的故障距离。本发明引入μPMU实时确定了线路参数，减小了由于现场施工、线路老化及天气因素带来的线路参数误差，并且解决双端信息不同步问题带来的测距误差问题，避免了复杂的电路暂态分析，降低了计算量，同时基于双端阻抗法可消去过渡阻抗带来的测距误差，测距精度也不受中性点接地方式的影响。

Description

基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法

技术领域

本发明涉及配电网故障测量技术领域，尤其涉及一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法。

背景技术

随着社会发展，分布式电源在配电网中渗透率逐步增高，对配电网的精确定位提出了更高的要求。配电网结构趋于多端化、多分支化、结构复杂化，加之分布式电源的接入，使故障电流来源多样，同时配电网存在负荷扰动，这使得配电网故障测距成为一个较为困难的问题。除此之外我国35K以下配网多采用小电流接地系统，故障电流微弱、谐波严重、信噪比低，难以精确提取故障特征。对配电网故障进行测距采用行波法对采样率要求较高难以实现且成本昂贵，而人工智能算法尚不成熟。

现有技术中的一种对配电网故障进行测距的方法为：双端阻抗法测距，综合经济性与技术要求来说，这种方法基本可以满足要求。

上述现有技术中对配电网故障进行测距的方法的缺点为：其一，目前的阻抗法大多基于序分量进行故障测距，这种算法将线路条件理想化，认为线路是三相对称的，或利用相分量计算时忽略线路各相之间的互阻抗，这两种处理方法都不符合实际配电线路情况因此会带来误差；其二，大多基于阻抗法的测距方法，线路阻抗参数提前计算完毕或直接从电力部门获取而非在线实时计算，而由于现场施工、线路老化和天气等因素影响，使得实际线路参数与已知的线路参数不完全一致，从而对后续的故障测距算法精度带来影响；其三，传统双端故障测距需要利用故障时刻输电线路两端的实时系统参数，但由于传统电气量测设备不具备实时功能，同时受到通信传输的限制，无法保证故障时刻线路两端参数的时间一致性，导致测量误差。此外，基于不同步采样数据的算法可解决不同步问题，但算法较为复杂，影响测距速度，且收敛性较差。

μPMU(Phasor Measurement Unit，微型同步相量测量单元)技术的快速发展为提升配电网的运行控制水平提供了新的技术手段和解决思路。μPMU能高精度同步采集电压电流等信息，通过计算获得测点的功率、相位和功角等信息并向主站传输，数据采样速率一般在80～200点/周波左右，数据实时性要求20ms，其实时性和同时性可为电网提供丰富可靠的数据源。而目前基于μPMU的故障测距大多应用于输电网，在配电网中的应用较少，基于μPMU的配电网故障测距技术也亟待成熟。

基于双端信息的阻抗法大多采用序分量进行测距，现有技术中的一种利用序分量对配电网故障进行测距的方法为：基于分布参数的双端阻抗法，该方法认为线路参数均匀，由故障前数据进行迭代求取线路正序波阻抗与传播系数，由故障后正序网络进行故障的测距。该方法的缺点为：该算法未考虑双端信息不同步问题带来的误差；虽然有技术提出了将零序电流分量作为修正量，对故障测距算法进行修正，在前者的基础上提高了测距精度，但在中性点不接地系统发生单相接地故障时，零序电流较小难以检测会给测距带来困难；此外现有技术中，有学者推导了故障线路分布参数的象函数模型，并进行对称分量变换，在此基础上推导复合序网的象函数模型，提出了基于 Stehfest数值反演原理的双端测距算法。

针对于分布式电源接入，提出了由故障前信息确定线路序阻抗参数，将故障情况分为故障点在分布式电源上游和下游两种情况进行迭代求解，该算法较为复杂且可能会出现解不收敛的情况；提出对含分布式电源的配电网进行负荷迭代和负荷功率修正，减小了负荷时变性引起分布式电源出力变化对测距的影响，对虚拟故障点电流进行迭代计算，从主电源接入线路区段进行搜索测距，在不需要欲先判断故障类型和故障相的情况下通过对虚拟故障点电流的迭代实现三相不平衡有源配电网的故障测距算法。现有技术中应用复相关戴维南等值法和强跟踪滤波器求取系统主电源和各分布式电源的三相阻抗等效模型，在已知故障区间的基础上以故障线路和故障距离为变量，以故障节点的故障特征值为适应度函数，利用差分进化算法进行搜索从而确定了故障距离。但在实际配电系统中分布式电源投切、出力与分布具有很大的随机性与不确定性，含分布式电源的配网模型也会随之变化从而给测距带来困难。

随着PMU引入到配电网的故障测距，有学者提出了基于PMU的单端信息和双端信息的有源配电网阻抗法故障测距算法，充分考虑了不对称负载与分布式电源的接入，并将故障前后的正序电流变化量作为修正量，提出了修正的双端阻抗法，提高了测距精度；但线路采用了集中参数模型，而分布参数模型更适用于配电网线路。有学者建立了双电源辐射状配电网模型，通过双端PMU采集的相电压、电流信息进行基于相值的故障测距，但仅考虑了线路的自阻抗而忽略了线路之间的互阻抗。有学者将无源配电网络分解为正常态网络叠加故障附加网络，综合考虑不对称负荷、不对称故障以及不换位线路带来的影响，通过对称分量法对三相电路进行解耦，只分析正序分量，提出基于PMU量测的混合故障测距方法，但该方法不适用于含分布式电源的配电网，且随着故障点与电源侧距离增大，误差就会增大。

现有技术中，提出了利用PMU采集信息并采用小波变换对故障特征进行提取，通过模糊Petri网进行故障相的输出与故障测距，该算法不受线路不平衡、分支复杂与网络中电力电子器件噪声带来的影响；利用同步量测信息进行基于阻抗法的故障测距，通过迭代校验的方式进行故障定位，该方法在测试系统中取得了良好的效果。ALSTOM Grid公司(现为通用电气公司)和西门子公司都开展了基于多端同步量测故障配电网故障定位装置研制，现有技术中利用PMU提供的单端信息基于单端阻抗法对线路进行遍历搜索，得到多个候选故障点，再利用双端信息的同步性排除伪故障点，该方法需要配置的 PMU数量较少，对通信要求较低，定位精度较高，但在伪故障点的排除上仍然存在困难。

发明内容

本发明的实施例提供了一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法，以解决以上背景技术中的问题。

为了实现上述目的，本发明采取了如下技术方案：

本发明实施例提供了一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法，其特征在于，该方法主要包括：

在配电网中选定线路后，在线路的双端分别安装μPMU测量装置，利用所述μPMU测量装置分别采集线路双端的电压电流数据；

从所述电压电流数据中提取故障发生前后的电压电流相分量，将所述电压电流相分量进行傅里叶分解得到基波分量，综合考虑线路的三相不对称性，利用故障前后线路双端的所述基波分量确定线路自阻抗互阻抗参数，由故障后线路两端的所述电压电流相分量建立关于故障距离的矩阵方程；

根据所述线路参数并结合约束条件求解所述矩阵方程，确定得出故障距离。

优选地，所述的在线路的双端分别安装μPMU测量装置，包括：

在选线完成的基础上，所述线路双端包括线路的母线端M和末端N，在母线端M和末端N分别安装μPMU测量装置。

优选地，所述的利用所述μPMU测量装置分别采集线路双端的电压电流数据，包括：

所述μPMU测量装置分别采集线路双端的稳态电压电流数据，并通过所述μPMU测量装置将线路母线端M和末端N的稳态电压电流数据上传至主站。

优选地，所述的从所述电压电流数据中提取故障发生前后的电压电流相分量，包括：

故障发生后，在主站中，将所述μPMU测量装置上传的所述稳态电压电流数据进行提取，提取出故障前一个周波和故障后两个周波的电压电流相分量，用于进行线路参数的实时计算和故障测距。

优选地，所述的将所述电压电流相分量进行傅里叶分解得到基波分量，综合考虑线路的三相不对称性，利用故障前后线路双端的所述基波分量确定线路自阻抗互阻抗参数，包括：

在主站中，对μPMU测量装置采集的故障前一个周波和故障后两个周波的电压电流三相值进行傅里叶分解，得到所述电压电流相分量的基波分量；

根据提取的故障前一个周波线路双端的所述电压电流相分量的基波分量，得到矩阵等式(1)如下：

其中，Z_S表示线路中的三相自阻抗，Z_AB、Z_AC、Z_BC分别表示A、B、C三相中两相之间的互阻抗，ΔU、I分别为μPMU提取的故障前一个周波线路双端的电压电流信息；

根据该式(1)得到线路的自阻抗、互阻抗参数：Z_S、Z_AB、Z_AC、Z_BC的计算式。

优选地，所述的由故障后线路两端的所述电压电流相分量建立矩阵方程，包括：

在式(1)中，方程式个数小于未知数个数，需要补充方程进行求解；在获取线路参数计算式的基础上，由故障后线路两端的电压电流相分量建立矩阵方程进行方程的补充；

根据双端电压电流约束关系可得等式(2)、(3)如下：

式中，D表示故障处与母线端M之间的距离，表示线路母线端M的A 相电压，表示线路末端N的A相电压，R_F表示过渡阻抗， 分别表示故障后两个周波线路双端各相的电流值；

将式(2)、(3)两式相减，消去过渡阻抗R_F可得故障距离如式(4)所示：

其他两相同理可得，整理成矩阵形式，可得单相接地故障下的测距公式如(5)所示：

式中，ΔU_Af、ΔU_Bf、ΔU_Cf分别表示故障后线路母线端M与末端N三相电压的降落，I_MAf、I_MBf、I_MCf分别表示故障后线路母线端三相电流值，I_NAf表示故障后线路末端A相电流值。

优选地，所述的由故障后线路两端的所述电压电流相分量建立矩阵方程，还包括：

由式(5)同理可得，两相故障、两相接地故障下的测距公式如(6)所示：

三相故障、三相接地故障下的测距公式如(7)所示：

优选地，所述的结合约束条件和所述线路参数，确定得出故障距离，包括：

所述约束条件为：0≤D≤L，其中，L为所选线路的总体长度。

优选地，所述的结合约束条件和所述线路参数，确定得出故障距离，还包括：

根据所述约束条件，式(1)中对线路参数的计算求得唯一有效解，结合所述约束条件和所述线路参数的唯一有效解，式(5)、(6)、(7)中对故障距离的计算分别求得唯一有效解。

优选地，所述方法的测距精度为：

由上述本发明的实施例提供的技术方案可以看出，本发明实施例充分考虑线路参数三相不对称及相间耦合，利用线路双端信息对线路参数进行实时的辨识，基于线路自阻抗互阻抗参数提出了基于相分量的双端阻抗法进行故障测距，具有较高的精度；将μPMU单元引入配电网，高精度同步采集电压电流等信息，为配电网故障测距实时同步的提供丰富可靠的数据源；基于线路两端μPMU单元提取的电压电流信息进行故障测距，避免了电源参数、分布式电源接入带来的误差，具有较高的精度和很好的抗干扰性。

本发明附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，这些将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法的双端网络的故障测距示意图；

图2为本发明实施例提供的一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法的架空线排列方式；

图3为本发明实施例提供的一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法的A相接地故障线路等效模型；

图4为本发明实施例提供的一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法的含分布式风机的10KV辐射状配网模型。

具体实施方式

下面详细描述本发明的实施方式，所述实施方式的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施方式是示例性的，仅用于解释本发明，而不能解释为对本发明的限制。

本技术领域技术人员可以理解，除非特意声明，这里使用的单数形式“一”、“一个”、“所述”和“该”也可包括复数形式。应该进一步理解的是，本发明的说明书中使用的措辞“包括”是指存在所述特征、整数、步骤、操作、元件和/或组件，但是并不排除存在或添加一个或多个其他特征、整数、步骤、操作、元件、组件和/或它们的组。应该理解，当我们称元件被“连接”或“耦接”到另一元件时，它可以直接连接或耦接到其他元件，或者也可以存在中间元件。此外，这里使用的“连接”或“耦接”可以包括无线连接或耦接。这里使用的措辞“和/或”包括一个或更多个相关联的列出项的任一单元和全部组合。

本技术领域技术人员可以理解，除非另外定义，这里使用的所有术语 (包括技术术语和科学术语)具有与本发明所属领域中的普通技术人员的一般理解相同的意义。还应该理解的是，诸如通用字典中定义的那些术语应该被理解为具有与现有技术的上下文中的意义一致的意义，并且除非像这里一样定义，不会用理想化或过于正式的含义来解释。

为便于对本发明实施例的理解，下面将结合附图以几个具体实施例为例做进一步的解释说明，且各个实施例并不构成对本发明实施例的限定。

实施例一

本发明实施例以故障分析法为基础，提取线路双端μPMU采集的电压电流信息，充分考虑线路参数不对称情况，对线路的自阻抗和互阻抗参数进行实时在线辨识，并在此基础上利用电压电流相分量进行故障测距。

本发明实施例所提供的方法，具体包括如下步骤：

步骤一：利用μPMU提取线路双端的同步电压电流的相分量。

该实施例提供了一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法的双端网络的故障测距示意图如图1所示。交流配电网中常见故障有单相接地故障、两相接地故障、两相故障、三相故障和三相接地故障。本发明实施例主要研究架空线的故障情况，架空线为如图2所示的水平排列线路。

在选线完成的基础上，分别在所选线的线路母线端和末端安装μPMU测量装置；短路故障发生后，μPMU将故障前后的线路母线端M和末端N的稳态电压电流相分量上传至主站。

步骤二：基于步骤一中提取的双端同步电压电流相分量，进行阻抗计算，得到线路参数的计算式。

在主站中，对μPMU采集的故障前一个周波和故障后两个周波的电压电流相值进行傅里叶分解，得到电压电流相值的基波分量。

本发明实施例主要研究架空线路的故障情况，在架空线路中，线路互阻抗对称情况受线路排列方式影响较大，线路自阻抗所受影响不大，故可将线路阻抗矩阵设定为三相自阻抗相等，任意两相之间互阻抗不相等的形式。

线路双端的信息可实时地、准确地确定出架空线路的自阻抗与互阻抗参数：

根据μPMU提取的故障前一个周波线路双端的电压电流相值的基波分量，可得矩阵等式(1)如下：

其中，Z_S表示线路中的三相自阻抗，Z_AB、Z_AC、Z_BC分别表示A、B、C三相中两相之间的互阻抗，ΔU、I分别为μPMU提取的故障前一个周波线路双端的电压电流信息。

步骤三：根据步骤二中的线路参数计算式，结合约束条件，确定线路参数的值并得到唯一的故障距离。

在获取精确线路参数的基础上，由故障后线路两端的电压电流相分量建立矩阵方程，结合约束条件，确定出唯一的故障距离。

在式(1)中，方程式个数小于未知数个数，无法直接进行求解，则需要补充方程进行求解。

针对单相接地故障，根据μPMU提取的故障后两个周波线路双端的电压电流信息，利用故障后两个周波线路双端的电压电流相分量补充方程来进行求解；其中，以A相接地故障为例，线路等效模型如图3所示。

根据双端电压电流约束关系可得等式(2)、(3)如下：

式中，D表示故障处与母线端M之间的距离，表示线路母线端M的A 相的电压，表示线路末端N的A相的电压，R_F表示过渡阻抗， 分别表示故障后两个周波线路双端的三相电流值。

将式(2)、(3)两式相减，消去过渡阻抗R_F可故障距离如式(4)所示：

其他两相同理可得，整理成矩阵形式，可得单相接地故障下的测距公式如(5)所示：

式中，ΔU_Af、ΔU_Bf、ΔU_Cf分别表示故障后线路首端与末端三相电压的降落，I_MAf、I_MBf、I_MCf分别表示故障后线路首端三相电流值，I_NAf表示故障后线路末端A相电流值。

同理可得，两相故障、两相接地故障下的测距公式如(6)所示：

三相故障、三相接地故障下的测距公式如(7)所示：

两相故障与两相接地故障测距公式相同，三相故障与三相接地故障测距公式相同，是因为该方法的故障测距利用了双端电压电流信息，消除了过渡阻抗的影响。

此时，增加约束条件：0≤D≤L，其中，L为线路的全长。

结合该约束条件，则线路参数和故障距离可分别求得唯一有效解。

本发明实施例的测距精度由式(8)表示：

步骤四：输出实时阻抗参数与故障距离。

在主站中计算得到实时阻抗参数与故障距离后，将实时阻抗参数和故障距离利用显示模块进行显示。

本领域技术人员应能理解，上述所举的根据约束条件确定线路参数和故障距离中采用的约束条件仅为更好地说明本发明实施例的技术方案，而非对本发明实施例作出的限定。任何根据某个约束条件来确定线路参数和故障距离的方法，均包含在本发明实施例的范围内。

实施例二

该实施例提供了一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法，通过仿真平台对该方法进行仿真，具体仿真过程和结果如下：

在PSCAD/EMTDC中搭建含分布式风机的单电源辐射状配网系统模型如图4所示。利用故障录波装置模拟μPMU对数据进行采样，采样周期为200点/ 周波；仿真条件如下：交流母线侧电压为10KV，中性点接地方式为不接地或经消弧线圈接地，过渡电阻5Ω，线路全长为4Km，故障发生时刻0.2s，故障持续时间为0.2s。

(1)不同中性点接地方式下的故障测距结果：

以含分布风机，过渡电阻为5Ω时发生单相接地故障为例，对于中性点不接地和经消弧线圈接地的两种情况下，线路在不同的故障距离时的测距结果进行仿真分析，结果如表1所示：

表1不同中性点接地方式下的测距精度对比结果

由以上表1中的内容可知，相同故障距离在不同的中性点接地方式下，本发明实施例提供的方法都可以较为精确地测定故障的发生距离，误差变化控制在0.5％以内，在本算法中配电网的中性点接地方式基本不影响测距结果。

(2)分布式电源接入与否情况下的故障测距结果：

以中性点不接地情况下，不同故障距离时发生单相接地故障来分析分布式风机的接入对测距结果的影响，过渡电阻为5Ω，线路全长为4Km，测距结果如表2所示：

表2分布式电源接入与否测距精度对比结果

由表2中的测距结果可知，在相同故障距离下，分布式电源接入与否不影响测距精度。这是因为分布式电源的接入虽然改变了线路中的潮流，但本发明实施例提供的方法直接利用线路双端μPMU采集的电压电流信息，任何情况下都满足电路基本定理，因此分布式电源接入与否不会引起较大的测距误差。

(3)不同故障距离和故障类型下的故障测距结果：

对于含分布式电源的中性点不接地的配网系统，分析不同故障距离和不同故障类型下的测距结果，如表3所示：

表3不同故障距离与不同故障类型下测距精度对比结果

由以上仿真结果可知，本发明实施例提供的方法在已知故障类型的前提下可以精确定位不同类型的故障。除此之外，传统的基于阻抗法定位利用已知的线路参数进行测距，而线路长度和故障距离会对线路参数产生一定的影响。本算法基于线路双端μPMU采集的信息，实时求解线路参数再进行故障定位，大大减小了线路参数带来的误差，因此本发明实施例提供的方法基本不受线路长度和故障距离的影响。

(4)不同过渡电阻下的故障测距结果

对于含分布式电源的中性点不接地的配网系统，以A相接地故障为例，分析不同过渡电阻下的故障测距精度，结果如表4：

表4不同过渡电阻下测距精度对比结果

由以上仿真结果可知，同一故障距离在不同的过渡电阻下，故障测距的误差变化很小，不超过0.5％，因此本发明实施例提供的方法基于线路双端信息量，基本可以消除过渡电阻带来的影响，提高了故障测距精度。

从以上多种条件下的仿真结果来看，本发明实施例所提出的方法是利用线路双端μPMU采集的故障前后的稳态工频量进行故障测距，引入μPMU来解决双端信息不同步问题带来的测距误差问题；整个方法避免了复杂的电路暂态分析，不需要已知线路参数和负荷的迭代计算以及考虑电源与分布式风机交互的复杂潮流计算，只需要对μPMU采集的故障前后稳态电压电流进行傅里叶分解得到相值的基波量，大大的降低了故障测距的计算量；根据故障前双端信息来实时的确定线路的参数，减小了由于现场施工、线路老化及天气因素带来的线路参数误差，且不受线路长度的影响；并且本算法是基于双端阻抗法，可以消去过渡阻抗带来的测距误差，线路双端电压电流值在任何情况下满足电路基本定理，因此测距精度也不受中性点接地方式以及分布式电源接入的影响。

综上所述，本发明实施例通过μPMU提取故障前一个周波和故障后两个周波的电压电流相值，对电压电流相值进行傅里叶分解得到基波值，由线路双端信息实时准确地确定出架空线路的自阻抗与互阻抗参数，避免了前期复杂的线路参数计算，综合考虑了配电线路的三相不对称性，极大的提高了线路参数的准确性，从而保证了故障测距的精确性；在获取精确线路参数的基础上，由故障后线路两端相分量建立矩阵方程，结合约束条件，确定出唯一的故障距离，避免了繁琐的序分量变换，在满足精度的前提下，极大地提高了故障定位速度。

本领域普通技术人员可以理解：附图只是一个实施例的示意图，附图中的模块或流程并不一定是实施本发明所必须的。

通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本发明可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于装置或系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述得比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的装置及系统实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (7)

1.一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法，其特征在于，该方法主要包括：

在配电网中选定线路后，在线路的双端分别安装μPMU测量装置，利用所述μPMU测量装置分别采集线路双端的电压电流数据；其中，所述线路双端包括线路的母线端M和末端N；

所述μPMU测量装置分别采集线路双端的稳态电压电流数据，并通过所述μPMU测量装置将线路母线端M和末端N的稳态电压电流数据上传至主站；从所述电压电流数据中提取故障发生前后的电压电流相分量，包括：故障发生后，在主站中，将所述μPMU测量装置上传的所述稳态电压电流数据进行提取，提取出故障前一个周波和故障后两个周波的电压电流相分量；

将所述电压电流相分量进行傅里叶分解得到基波分量，综合考虑线路的三相不对称性，利用故障前后线路双端的所述基波分量确定线路自阻抗互阻抗参数，由故障后线路两端的所述电压电流相分量建立关于故障距离的矩阵方程；

根据所述线路自阻抗互阻抗参数并结合约束条件求解所述矩阵方程，确定得出故障距离。

2.根据权利要求1所述的基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法，其特征在于，所述的将所述电压电流相分量进行傅里叶分解得到基波分量，综合考虑线路的三相不对称性，利用故障前后线路双端的所述基波分量确定线路自阻抗互阻抗参数，包括：

在主站中，对μPMU测量装置采集的故障前一个周波和故障后两个周波的电压电流三相值进行傅里叶分解，得到所述电压电流相分量的基波分量；

根据提取的故障前一个周波线路双端的所述电压电流相分量的基波分量，得到矩阵等式(1)如下：

其中，Z_S表示线路中的三相自阻抗，Z_AB、Z_AC、Z_BC分别表示A、B、C三相中两相之间的互阻抗，ΔU_A、ΔU_B、ΔU_C分别为μPMU提取的故障前一个周波线路双端的A、B、C三相的电压信息，I_MA、I_MB、I_MC分别为μPMU提取的故障前一个周波线路双端的A、B、C三相的电流信息；

根据该式(1)得到线路的自阻抗、互阻抗参数：Z_S、Z_AB、Z_AC、Z_BC的计算式。

3.根据权利要求2所述的基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法，其特征在于，所述的由故障后线路两端的所述电压电流相分量建立矩阵方程，包括：

在式(1)中，方程式个数小于未知数个数，需要补充方程进行求解；在获取线路参数计算式的基础上，由故障后线路两端的电压电流相分量建立矩阵方程进行方程的补充；

根据双端电压电流约束关系可得等式(2)、(3)如下：

式中，D表示故障处与母线端M之间的距离， 表示线路母线端M的A相电压， 表示线路末端N的A相电压，R_F表示过渡阻抗，、、、、、分别表示故障后两个周波线路双端各相的电流值；

将式(2)、(3)两式相减，消去过渡阻抗R_F可得故障距离如式(4)所示：

其他两相同理可得，整理成矩阵形式，可得单相接地故障下的测距公式如(5)所示：

式中，ΔU_Af、ΔU_Bf、ΔU_Cf分别表示故障后线路母线端M与末端N三相电压的降落，I_MAf、I_MBf、I_MCf分别表示故障后线路母线端三相电流值，I_NAf表示故障后线路末端A相电流值。

4.根据权利要求3所述的基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法，其特征在于，所述的由故障后线路两端的所述电压电流相分量建立矩阵方程，还包括：

由式(5)同理可得，两相故障、两相接地故障下的测距公式如(6)所示：

三相故障、三相接地故障下的测距公式如(7)所示：

5.根据权利要求4所述的基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法，其特征在于，所述的结合约束条件和所述线路参数，确定得出故障距离，包括：

所述约束条件为：0≤D≤L，其中，L为所选线路的总体长度。

6.根据权利要求5所述的基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法，其特征在于，所述的结合约束条件和所述线路参数，确定得出故障距离，还包括：

根据所述约束条件，式(1)中对线路参数的计算求得唯一有效解，结合所述约束条件和所述线路参数的唯一有效解，式(5)、(6)、(7)中对故障距离的计算分别求得唯一有效解。

7.根据权利要求6所述的基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法，其特征在于，所述方法的测距精度为：