CN112731067A - 一种配电网单相接地故障的定位方法及系统 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种配电网单相接地故障的定位方法及系统，用以解决现有的配电网在单相接地故障时，不能准确快速的定位故障位置的技术问题。方法包括：获取配电网的主干线路；基于主干线路，对配电网中的预设变电站节点配置同步相量测量单元PMU；根据配电网的参考方向，对PMU进行顺序编号，进而确定节点特征矩阵；在配电网发生单相接地故障的情况下，基于PMU采集的电流信息以及节点特征矩阵，确定故障信息特征矩阵；基于故障信息特征矩阵，对配电网进行故障区段定位；根据故障区段两端的故障电压以及故障电流，确定故障区段中的故障位置。本申请通过利用PMU对配电网进行了详细分析，保证了在故障发生时，可以准确、快速的定位故障位置。

Description

一种配电网单相接地故障的定位方法及系统

技术领域

本申请涉及电力系统技术领域，尤其涉及一种配电网单相接地故障的定位方法及系统。

背景技术

在电力系统中配电网是至关重要的一环，配电网作为电力系统的末端，直接反映着在给用户供电时，在供电可靠性、电能质量、安全和经济等方面所达到的要求；而且，由于配电网具有拓扑结构复杂、运行方式多变、可观测点少等特点，因此，配电网是整个电力系统短路故障多发部分。如何快速准确的检测、识别、定位配电网故障，从而帮助电力作业人员加快系统修复过程，降低运行成本成为目前电力系统行业所面临的一大难题。

在配电系统中，大多数发生的故障以短路故障居多。而在所有短路故障类型中，单相接地是发生频率最高的短路故障，因此，准确、快速的定位单相接地故障的发生位置可以显著提高电力系统的供电可靠性。

发明内容

本申请实施例提供了一种配电网单相接地故障的定位方法及系统，解决了现有的配电网在出现单相接地故障时，不能准确、快速的定位故障发生位置的技术问题。

一方面，本申请实施例提供了一种配电网单相接地故障的定位方法，包括：获取配电网的主干线路；其中，主干线路为配电网中经过变电站节点数量最多的线路；基于主干线路，对配电网中的预设变电站节点配置同步相量测量装置PMU；根据配电网的参考方向，对PMU进行顺序编号；其中，参考方向为配电网中各变电站节点指向负荷变电站节点的方向；基于PMU的编号，确定节点特征矩阵；其中，节点特征矩阵中的各元素用于指示任一预设变电站节点与其他预设变电站节点之间的连接关系；在配电网发生单相接地故障的情况下，基于PMU采集的电流信息以及节点特征矩阵，确定故障信息特征矩阵；其中，故障信息特征矩阵中的主对角线元素用于指示预设变电站节点对应的电流信息；基于故障信息特征矩阵，对配电网进行故障区段定位；根据故障区段两端对应的PMU测得的故障电压以及故障电流，确定故障区段中的故障位置。

本申请实施例提供的一种配电网单相接地故障的定位方法，首先通过对配电网的处理，实现对配电网的主干线路的获取、在预设变电站节点配置PMU以及对配置有PMU的预设变电站节点重新编号；本申请对配电网的处理不仅实现了对配电网的实时监测，并且在后续的故障定位时，可以提供有力的数据支撑；另外，通过对配电网主干线路的获取，以及对配置有PMU的预设变电站节点重新编号实现了对配电网区段的划分，可以便于在故障定位时，更加有效的确定故障发生的线路区段。在单相接地故障发生时，基于对配电网处理时配置的PMU，扫描配电网从而形成故障信息特征矩阵；基于故障信息特征矩阵，对配电网进行故障区段定位；最后，根据故障区段两端对应的故障电压以及故障电流，在所得到的故障区段内进行详细分析，确定故障位置。通过这种方法实现了配电网发生单相接地故障时准确与快速定位故障位置，从而可以有效的减小配电网故障造成的损失，提高电力系统的稳定性。

在本申请的一种实现方式中，预设变电站节点至少包括以下任一项：主干线路的起始变电站节点、主干线路上连接分支线路的变电站节点、负荷变电站节点；其中，分支线路为连接在配电网主干线路上的其他配电网线路。

在本申请的一种实现方式中，基于PMU的编号，确定节点特征矩阵，具体包括：基于所述PMU的编号，确定配电网的线路区段；其中，线路区段为配电网中任意两个相邻的PMU之间的线路；确定第一变电站节点与第二变电站节点之间存在一条线路区段，以及确定第一变电站节点对应的编号小于第二变电站节点对应的编号；在第一变电站节点指向第二变电站节点的方向与参考方向相同的情况下，确定第一变电站节点对应的编号与第二变电站节点对应的编号在节点特征矩阵中对应的元素的元素值为1；在第一变电站节点指向第二变电站节点的方向与参考方向相反的情况下，确定第一变电站节点对应的编号与第二变电站节点对应的编号在节点特征矩阵中对应的元素的元素值为-1；其中，变电站节点对应的编号为变电站节点配置的PMU的编号。

在本申请的一种实现方式中，在基于PMU的编号，确定配电网的线路区段之后，方法还包括：确定第一变电站节点对应的编号大于或者等于第二变电站节点对应的编号，或者确定第一变电站节点与第二变电站节点之间存在两条及两条以上的线路区段；确定第一变电站节点对应的编号与第二变电站节点对应的编号在节点特征矩阵中对应的元素的元素值为0。

在本申请的一种实现方式中，在配电网发生故障的情况下，基于PMU采集的故障电流信息以及节点特征矩阵，确定故障信息特征矩阵，具体包括：在配电网发生单相接地故障的情况下，PMU采集配电网中的电流信息；基于电流信息，确定故障信息序列；确定节点特征矩阵中的主对角线元素，并基于主对角线元素构建主对角线序列；在节点特征矩阵中，通过故障信息序列替换主对角线序列，以得到故障信息特征矩阵。

在本申请的一种实现方式中，基于电流信息，确定故障信息序列，具体包括：确定预设变电站节点对应的电流信息为故障电流信息；在预设变电站节点对应的故障电流方向与参考方向相同的情况下，确定预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值为1；在预设变电站节点对应的故障电流方向与参考方向相反的情况下，确定预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值为0；基于预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值，确定故障信息序列；其中，预设变电站节点对应的故障信息元素在故障信息序列中的顺序与预设变电站节点配置的PMU编号顺序相同。

在本申请的一种实现方式中，基于故障电流信息，确定故障信息序列，还包括：确定预设变电站节点对应的电流信息为非故障电流信息；确定预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值为0。

在本申请的一种实现方式中，基于故障信息特征矩阵，对配电网进行故障区段定位，具体包括：基于故障信息特征矩阵，确定疑似故障区段；获取疑似故障区段对应的零序电流与零序电压；在零序电流的相位与零序电压的相位相反的情况下，确定疑似故障区段为故障区段。

本申请实施例中的配电网，由于拓扑结构的复杂性以及等电气距离影响，可能得到多个疑似故障区段，称为多重估计问题；利用PMU实时测量的电压电流相量信息，基于故障线路零序电流与零序电压相位相反的关系，对多个疑似故障区段进行筛选，得到实际故障点所在的线路，有效的解决了由于配电网结构复杂从而可能出现的多重估计问题。

在本申请的一种实现方式中，基于故障信息特征矩阵，确定疑似故障区段，具体包括：在故障信息特征矩阵中，确定第一主对角线元素的值为1；确定第一主对角线元素对应的所有元素值为1的行元素；其中，行元素为第一对角线元素所在的行包含的所有元素；确定所有元素值为1的行元素分别对应的第二主对角线元素均为0；根据第一主对角线元素对应的第一元素编号，以及第二主对角线元素对应的第二元素编号，确定第一元素编号对应的预设变电站节点与第二元素编号对应的预设变电站节点之间的线路为疑似故障区段。

另一方面，本申请实施例还提供了一种配电网单相接地故障的定位系统，包括：获取模块，用于获取配电网的主干线路；其中，主干线路为配电网中经过变电站节点数量最多的线路；配置模块，用于基于主干线路，对配电网中的预设变电站节点配置PMU；配置模块，还用于根据配电网的参考方向，对PMU进行顺序编号；其中，参考方向为配电网中各变电站节点指向负荷变电站节点的方向；确定模块，用于基于PMU的编号，确定节点特征矩阵；其中，节点特征矩阵中的各元素用于指示任一预设变电站节点与其他预设变电站节点之间的连接关系；确定模块，还用于在配电网发生单相接地故障的情况下，基于PMU采集的故障电流信息以及节点特征矩阵，确定故障信息特征矩阵；其中，故障信息特征矩阵中的各元素用于指示预设变电站节点对应的电流信息；故障定位模块，用于基于故障信息特征矩阵，对配电网进行故障区段定位；故障定位模块，还用于根据故障区段两端对应的PMU测得的故障电压以及故障电流，确定故障区段中的故障位置。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本申请的进一步理解，构成本申请的一部分，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。在附图中：

图1为本申请实施例提供的一种配电网单相接地故障的定位方法流程图；

图2为本申请实施例提供的一种配电网的线路仿真示意图；

图3为本申请实施例提供的一种疑似故障区段的零序电压与零序电流波形图；

图4为本申请实施例提供的另一种疑似故障区段的零序电压与零序电流波形图；

图5为本申请实施例提供的一种故障区段正序分量图；

图6为本申请实施例提供的一种配电网单相接地故障的定位系统结构示意图。

具体实施方式

为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请具体实施例及相应的附图对本申请技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

长期以来，我国电力产业投资建设主要集中在大型机组和输电网，导致配电网故障定位技术等方面的发展受到严重制约，因此，如何实现准确的故障定位变得尤为急迫。尽管目前已经有了很多关于配电网故障定位的理论方法，但大多数方法难以解决分支线路复杂的配电网的故障测距问题。近年来，随着配电自动化工程的逐步开展和众多学者对适用于配电网的同步相量测量单元(Phasor Measurement Unit，PMU)的研究，利用PMU的高精度、高采样率、时钟同步和相量测量等特性为配电网故障定位提供了数据支持和解决途径。这对于准确定位故障点、减少停电时间、降低经济损失、提高供电可靠性具有重大意义。因此利用PMU实现配电网单相接地故障的快速识别与定位的研究将为解决多分支配电网故障定位问题提供一个新的思路和方法。

本申请实施例提供了一种配电网单相接地故障的定位方法及系统，解决了现有的配电网在出现单相接地故障时，不能准确、快速的定位故障发生位置的技术问题。

下面通过附图对本申请实施例提出的技术方案进行详细的说明。

图1为本申请实施例提供的配电网单相接地故障的定位方法包括以下步骤：

步骤101、获取配电网的主干线路。

在本申请的一个实施例中，为了方便对配电网线路的划分，从起始变电站节点出发，按照配电网中各变电站之间的连接关系，依次找到所有到达配电网末端的线路；在找到所有到达配电网末端的线路后，选择其中经过变电站节点数量最多的线路作为配电网的主干线路；另外，如果在所有到达配电网末端的线路中存在多条线路所经过的变电站节点的数量相同，且这多条线路都为经过变电站节点数量最多的线路的情况下，任选其中一条作为配电网的主干线路即可。本申请实施例获取主干线路的过程可以将复杂的配电网划分为主干线路区域与分支线路区域的形式，可以为后续进行故障定位的过程带来极大的便利，从而提高单相接地故障定位的效率和准确性。

需要说明的是，本申请实施例中的起始变电站节点为配电网从输电网或地区发电厂接受电能的第一个变电站节点，通过起始变电站节点按电压逐级分配给配电网中其他变电站节点，最终将电能输送给各类用户(配电网末端)。

步骤102、基于主干线路，对配电网中的预设变电站节点配置同步相量测量装置PMU。

在本申请的一个实施例中，在获取到配电网的主干线路且实现了配电网区域的划分后，基于获取到的主干线路，对配电网进行同步相量测量装置PMU的配置。但是由于配电网拓扑结构复杂且变电站节点众多，在实际中可能会受到经济成本约束以及尽量提高配电网可观测性的要求，因此，需要对PMU配置的变电站节点进行合理的选择。本申请实施例采用对以下变电站节点作为预设变电站节点配置PMU的方式：主干线路的起始变电站节点、主干线路上连接分支线路的变电站节点、负荷变电站节点。通过对以上预设变电站节点进行PMU的配置，不仅对配电网实现了实时监测，而且利用尽量少的同步相量测量装置PMU提高了配电网的自动化程度，节约了经济成本，也为后续的故障定位过程提供了高精度的数据支撑。

另外，可以理解的是，分支线路为连接在配电网主干线路上的其他配电网线路。图2为本申请实施例提供的一种配电网的线路仿真示意图。如图2所示，主干线路为预设变电站节点1、2、4、6、8、11、13所顺序连接成的线路，连接在主干线路上的预设变电站节点2、3之间的线路、预设变电站节点4、5之间的线路、预设变电站节点6、7之间的线路、预设变电站节点8、9之间的线路、预设变电站节点8、10之间的线路、预设变电站节点11、12之间的线路均为分支线路；负荷变电站节点为配电网末端直接向用户提供电能的变电站节点，其作为配电网的最后一级变电站节点，可以为机器或各种用电设备提供标准的商用电压或者民用电压，从而使机器或各种用电设备克服外界阻力工作。

步骤103、根据配电网的参考方向，对PMU进行顺序编号。

将配电网中各变电站节点指向负荷变电站节点的方向作为配电网的参考方向，对PMU按照该参考方向进行顺序编号，编号结果如图2所示。通过对PMU的编号，使得划分出的主干线路区域与各分支线路区域有了形式上的区分，从而可以使得后续故障区段定位的过程变得更加直观与便捷。其中，各变电站节点指向负荷变电站节点的方向作为配电网的参考方向，也即是在配电网中将来自输电网或地区发电厂的电能经过配电网配送至用户负载的方向作为配电网的参考方向。可以理解为，配电网中任意两个变电站节点之间的线路上的电流方向。

步骤104、基于PMU的编号，确定节点特征矩阵。

在对PMU进行顺序编号后，可以根据该编号确定一个节点特征矩阵；其中，节点特征矩阵中的各元素用于指示任一预设变电站节点与其他预设变电站节点之间的连接关系。

具体地，首先基于PMU的编号，确定配电网的线路区段；其中，线路区段为配电网中任意两个相邻的PMU之间的线路，例如图2中的线路区段46。然后，确定节点特征矩阵中各元素对应的元素值。需要说明的是，节点特征矩阵中的各元素指示的是编号为行数的PMU对应的预设变电站节点与编号为列数的PMU对应的预设变电站节点之间的连接关系。例如，D23为节点特征矩阵D中的第2行第3个元素即第2行第3列元素，其元素值表示的是编号为2的PMU对应的预设变电站节点与编号为3的PMU对应的预设变电站节点之间的连接关系。

在本申请的一个实施例中，确定节点特征矩阵中各元素对应的元素值，具体包括以下过程：

首先，在第一变电站节点与第二变电站节点之间仅存在一条线路区段且第一变电站节点对应的编号小于第二变电站节点对应的编号的情况下；在确定第一变电站节点指向第二变电站节点的方向与配电网的参考方向相同时，确定第一变电站节点对应的编号与第二变电站节点对应的编号在节点特征矩阵中对应元素的元素值为1；如果第一变电站节点指向第二变电站节点的方向与参考方向相反，则确定第一变电站节点对应的编号与第二变电站节点对应的编号在所述节点特征矩阵中对应元素的元素值为-1；

其次，在第一变电站节点与第二变电站节点之间存在两条及两条以上的线路区段，或者第一变电站节点对应的编号大于或者等于第二变电站节点对应的编号的情况下，确定第一变电站节点对应的编号与第二变电站节点对应的编号在节点特征矩阵中对应元素的元素值为0。

例如，根据上述原则对图2所示的配电网建立的节点特征矩阵D如下：

其中，元素D12对应的元素值为1。其确定过程如下：首先，第一变电站节点编号为1，第二变电站节点编号为2时，确定第一变电站节点对应的编号与第二变电站节点对应的编号在节点特征矩阵中的对应元素为D12；其次，确定编号为1第一变电站节点与编号为2的第二变电站节点之间仅存在一条线路区段，且编号为1第一变电站节点指向编号为2的第二变电站节点的方向与配电网的参考方向相同；最后，确定编号为1第一变电站节点与编号为2的第二变电站节点在节点特征矩阵中对应元素D12的元素值为1。

可以理解的是，第一变电站节点对应的编号为第一变电站节点上配置的PMU的编号；第二变电站节点对应的编号为第二变电站节点上配置的PMU的编号。

步骤105、在配电网发生单相接地故障的情况下，基于PMU采集的电流信息以及节点特征矩阵，确定故障信息特征矩阵。

在配电网发生单相接地故障的情况下，首先基于各个PMU扫描配电网，检测并采集配电网中的电流信息；由于，每个PMU都获取一个对应预设变电站节点的电流信息，因此可以根据获取的电流信息以及各PMU的编号，确定一个故障信息序列。

具体地，首先在采集到配电网中的电流信息后，确定任一预设变电站节点对应的电流信息是否为故障电流信息。并且，在确定任一预设变电站节点对应的电流信息为故障电流信息的情况下，如果任一预设变电站节点对应的故障电流的方向与参考方向相同，则确定任一预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值为1；如果任一预设变电站节点对应的故障电流的方向与参考方向相反，则确定任一预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值为0。另外，在确定任一预设变电站节点对应的电流信息为非故障电流信息的情况下，确定任一预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值为0。需要说明的是，本申请实施例中确定PMU采集到的电流信息是否为故障电流信息的过程，可以通过现有的方法或者设备实现，故本申请实施例在此不作赘述。

进一步地，在确定各预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值之后，根据预设变电站节点配置的PMU的编号顺序，将各预设变电站节点对应的故障信息元素顺序排列，从而形成故障信息序列。

更进一步地，在确定了故障信息序列之后，基于节点特征矩阵，确定其主对角线元素构成的主对角线序列，然后将故障信息序列中的元素依次替换掉主对角线序列中的各元素，并重新置于节点特征矩阵中，从而形成故障特征矩阵。

例如，根据图2所示的配电网，在发生单相接地故障的情况下，根据PMU测量的电流信息，得到了故障信息序列X＝[1,1,0,1,0,1,0,0,0,0,0,0,0]，将故障信息序列X替换掉步骤104中确定的节点特征矩阵D的主对角线序列，形成故障信息特征矩阵P如下：

至此，完成故障信息特征矩阵的确定过程。

步骤106、基于故障信息特征矩阵，对配电网进行故障区段定位。

在本申请的一个实施例中，在确定故障信息特征矩阵之后，基于故障信息特征矩阵，确定疑似故障区段。需要说明的是，故障信息特征矩阵中的主对角线元素指示的是任一预设变电站节点对应的电流信息(是否为故障电流信息，以及电流信息的方向是否与配电网的参考方向相同)；其他元素指示的是任一预设变电站节点与其他预设变电站节点之间的连接关系(任一预设变电站节点与其他变电站节点是否存在线路区段，任一预设变电站节点对应的编号是否小于其他变电站节点对应的编号，任一预设变电站节点指向其他变电站节点的方向是否与参考方向相同)。

具体地，首先在故障信息特征矩阵中，确定任意一个值为1的主对角线元素作为第一主对角线元素；然后，基于该第一主对角线元素，确定其对应的所有值为1的行元素；其中，行元素表示第一对角线元素所在的行包含的元素；并且，在确定所有值为1的行元素分别对应的主对角线元素值均为0的条件下，确定元素值为0主对角线元素为第二主对角线元素。最后，根据第一主对角线元素对应的第一元素编号(主对角线元素的行数与列数相同)，以及第二主对角线元素对应的第二元素编号，确定第一元素编号对应的预设变电站节点与第二元素编号对应的预设变电站节点之间的线路区段为疑似故障区段。

例如，根据步骤105中得到的故障信息特征矩阵P，其主对角线元素值为1的元素包括：p11＝1、p22＝1、p44＝1、p66＝1、p88＝1。由于p11＝1，其所在行中p12＝1，但是p12所在的第2列中的主对角线元素p22＝1，不符合p11＝1时，其对应的值为1的行元素p12对应的第二对角线元素p22为0的条件，因此，编号为1的预设变电站节点与编号为2的预设变电站节点之间的线路区段不属于疑似故障区段。对于p22＝1，其所在行中p23＝1、p24＝1，虽然p23所在的第3列中的主对角线元素p33＝0，但是由于p24所在的第4列中的主对角线元素p44＝1，所以不符合p22＝1时，其所在行所有元素值为1行元素p23、p24分别对应的第二对角线元素p33、p44均为0的条件，因此，编号为2的预设变电站节点与编号为3的预设变电站节点之间的线路区段不属于疑似故障区段；编号为2的预设变电站节点与编号为4的预设变电站节点之间的线路区段也不属于疑似故障区段。同理，由于p44＝1、p45＝1、p46＝1，虽然p55＝0，但是p66＝1，因此，编号为4的预设变电站节点与编号为5的预设变电站节点之间的线路区段不属于疑似故障区段；编号为4的预设变电站节点与编号为6的预设变电站节点之间的线路区段也不属于疑似故障区段。由于，p66＝1、p67＝1、p68＝1、p77＝0、p88＝0，所以确定编号为6的预设变电站节点与编号为7的预设变电站节点之间的线路区段与编号为6的预设变电站节点与编号为8的预设变电站节点之间的线路区段为两个疑似故障区段。

在本申请的一个实施例中，在确定了疑似故障区段后，基于配置的PMU，获取疑似故障区段对应的零序电压与零序电流。

例如，根据上述对故障信息特征矩阵P的判断，基于在编号为6的预设变电站节点、编号为7的预设变电站节点、编号为8的预设变电站节点上配置的PMU，获取的两条线路区段的零序电压与零序电流的相位关系如图3与图4所示。其中，图3为编号为6的预设变电站节点与编号为7的预设变电站节点之间的线路区段的零序电压与零序电流波形图；图4为编号为6的预设变电站节点与编号为8的预设变电站节点之间的线路区段的零序电压与零序电流波形图。

在本申请的一个实施例中，在获取了疑似故障区段对应的零序电流与零序电压之后，基于故障区段的零序电流的相位与零序电压的相位相反原则，确定疑似故障区段中的故障区段。

例如，如图3与图4所示，由于编号为6的预设变电站节点与编号为8的预设变电站节点之间的线路区段的零序电压与零序电流的相位关系相反，因此可以确定编号为6的预设变电站节点与编号为8的预设变电站节点之间的线路区段为故障区段。

需要说明的是，多条疑似故障区段的产生，是由于实际配电网中等电气距离的影响，利用零序电流与零序电压的相位关系来进一步筛选，可以有效的消除多重估计的问题，得到实际的故障区段。

步骤107、根据故障区段两端对应的PMU测得的故障电压以及故障电流，确定故障区段中的故障位置。

在对配电网进行故障区段定位，得到发生单相接地故障的故障区段后，需要进一步的确定单相接地故障的故障发生位置，从而得到量化的故障发生位置的距离。

具体地，基于配置的PMU，获取故障区段两端的故障电压与故障电流。需要说明的是，故障区段两端指的是故障区段对应的两个预设变电站节点，因此，可以通过两个预设变电站节点上配置的PMU获取故障区段两端的故障电压与故障电流。

进一步地，利用正序分量在任何故障类型都存在的特点，建立故障区段的正序分量图，如图5所示。利用如下公式(1)、(2)对故障两端的故障电压与故障电流进行推导：

其中，F为故障位置，L为预设变电站节点A至预设变电站节点B的距离，x为故障位置距离预设变电站节点A的长度，U_F1为故障位置的正序电压，U_B1为B端的正序电压，I_B1为B端的正序电流，U_A1与I_A1为A端的正序电压与正序电流，

为线路的正序波阻抗，

为线路的正序传播系数。

在忽略损耗的情况下，根据线路中电压具有连续性的特点，可得：

令A₁＝Z_c1I_B1 cosh(γ₁l)-U_B1 sinh(γ₁l)+Z_c1I_A1

B₁＝-Z_c1I_B1 sinh(γ₁l)+U_B1 cosh(γ₁l)-U_A1

因此，可以确定故障位置距离预设变电站节点A的长度为：

至此，经过故障测距之后，可以得到一个确定的故障位置发生距离，从而能够准确的在配电网中定位发生单相接地故障的故障位置。

基于同样的发明构思，本申请实施例还提供了一种配电网单相接地故障的定位系统，其结构示意图如图6所示。

图6为本申请实施例提供的一种配电网单相接地故障的定位系统结构示意图。如图6所示，本申请实施例提供的一种配电网单相接地故障的定位系统包括：获取模块601、配置模块602、确定模块603、故障定位模块604。

本领域技术人员可以理解，图6显示出的配电网单相接地故障的定位系统结构并不构成对配电网单相接地故障的定位系统的限定，实际上，配电网单相接地故障的定位系统可以包括比图6所示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同部件的布置。

在本申请的一个实施例中，获取模块601，用于获取配电网的主干线路；其中，主干线路为配电网中经过变电站节点数量最多的线路；配置模块602，用于基于主干线路，对配电网中的预设变电站节点配置PMU；配置模块602，还用于根据配电网的参考方向，对PMU进行顺序编号；其中，参考方向为配电网中各变电站节点指向负荷变电站节点的方向；确定模块603，用于基于PMU的编号，确定节点特征矩阵；其中，节点特征矩阵中的各元素用于指示任一预设变电站节点与其他预设变电站节点之间的连接关系；确定模块603，还用于在配电网发生单相接地故障的情况下，基于PMU采集的故障电流信息以及节点特征矩阵，确定故障信息特征矩阵；其中，故障信息特征矩阵中的各元素用于指示预设变电站节点对应的电流信息；故障定位模块604，用于基于故障信息特征矩阵，对配电网进行故障区段定位；故障定位模块604，还用于根据故障区段两端对应的PMU测得的故障电压以及故障电流，确定故障区段中的故障位置。

本申请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，对于装置实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、商品或者设备中还存在另外的相同要素。

以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。

Claims (10)

1.一种配电网单相接地故障的定位方法，其特征在于，所述方法包括：

获取配电网的主干线路；其中，所述主干线路为所述配电网中经过变电站节点数量最多的线路；

基于所述主干线路，对所述配电网中的预设变电站节点配置同步相量测量装置PMU；

根据所述配电网的参考方向，对所述PMU进行顺序编号；其中，所述参考方向为所述配电网中各变电站节点指向负荷变电站节点的方向；

基于所述PMU的编号，确定节点特征矩阵；其中，所述节点特征矩阵中的各元素用于指示任一所述预设变电站节点与其他预设变电站节点之间的连接关系；

在所述配电网发生单相接地故障的情况下，基于所述PMU采集的电流信息以及所述节点特征矩阵，确定故障信息特征矩阵；其中，所述故障信息特征矩阵中的主对角线元素用于指示预设变电站节点对应的电流信息；

基于所述故障信息特征矩阵，对所述配电网进行故障区段定位；

根据所述故障区段两端的PMU测得的故障电压以及故障电流，确定所述故障区段中的故障位置。

2.根据权利要求1所述的一种配电网单相接地故障的定位方法，其特征在于，所述预设变电站节点至少包括以下任一项：所述主干线路的起始变电站节点、主干线路上连接分支线路的变电站节点、负荷变电站节点；其中，所述分支线路为连接在所述配电网主干线路上的其他配电网线路。

3.根据权利要求1所述的一种配电网单相接地故障的定位方法，其特征在于，基于所述PMU的编号，确定节点特征矩阵，具体包括：

基于所述PMU的编号，确定配电网的线路区段；其中，所述线路区段为所述配电网中任意两个相邻的所述PMU之间的线路；

确定第一变电站节点与第二变电站节点之间存在一条线路区段，以及确定第一变电站节点对应的编号小于第二变电站节点对应的编号；其中，所述第一变电站节点对应的编号为所述第一变电站节点上配置的PMU的编号；

在所述第一变电站节点指向第二变电站节点的方向与参考方向相同的情况下，确定所述第一变电站节点对应的编号与所述第二变电站节点对应的编号在所述节点特征矩阵中对应元素的元素值为1；

在第一变电站节点指向第二变电站节点的方向与参考方向相反的情况下，确定所述第一变电站节点对应的编号与所述第二变电站节点对应的编号在所述节点特征矩阵中对应元素的元素值为-1。

4.根据权利要求3所述的一种配电网单相接地故障的定位方法，其特征在于，在基于所述PMU的编号，确定配电网的线路区段之后，所述方法还包括：

确定第一变电站节点与第二变电站节点之间存在两条及两条以上的线路区段，或者确定第一变电站节点对应的编号大于等于第二变电站节点对应的编号；

确定所述第一变电站节点对应的编号与所述第二变电站节点对应的编号在所述节点特征矩阵中对应元素的元素值为0。

5.根据权利要求1所述的一种配电网单相接地故障的定位方法，其特征在于，在所述配电网发生单相接地故障的情况下，基于所述PMU采集的电流信息以及所述节点特征矩阵，确定故障信息特征矩阵，具体包括：

基于所述PMU采集的电流信息，确定故障信息序列；

确定所述节点特征矩阵中的主对角线元素，并基于所述主对角线元素构建主对角线序列；

在所述节点特征矩阵中，通过所述故障信息序列替换所述主对角线序列，以得到所述故障信息特征矩阵。

6.根据权利要求5所述的一种配电网单相接地故障的定位方法，其特征在于，基于所述PMU采集的电流信息，确定故障信息序列，具体包括：

确定预设变电站节点对应的电流信息为故障电流信息；

在所述预设变电站节点对应的故障电流方向与所述参考方向相同的情况下，确定所述预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值为1；

在所述预设变电站节点对应的故障电流方向与所述参考方向相反的情况下，确定所述预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值为0；

基于所述预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值，确定故障信息序列；其中，所述预设变电站节点对应的故障信息元素在故障信息序列中的排列顺序与所述预设变电站节点上配置的PMU编号顺序相同。

7.根据权利要求6所述的一种配电网单相接地故障的定位方法，其特征在于，基于所述PMU采集的电流信息，确定故障信息序列，还包括：

确定所述预设变电站节点对应的电流信息为非故障电流信息；

确定所述预设变电站节点对应的故障信息元素的元素值为0。

8.根据权利要求1所述的一种配电网单相接地故障的定位方法，其特征在于，基于所述故障信息特征矩阵，对所述配电网进行故障区段定位，具体包括：

基于所述故障信息特征矩阵，确定疑似故障区段；

获取所述疑似故障区段对应的零序电流与零序电压；

在所述零序电流的相位与所述零序电压的相位相反的情况下，确定所述疑似故障区段为故障区段。

9.根据权利要求8所述的一种配电网单相接地故障的定位方法，其特征在于，基于所述故障信息特征矩阵，确定疑似故障区段，具体包括：

在所述故障信息特征矩阵中，确定第一主对角线元素的值为1；

确定所述第一主对角线元素对应的所有元素值为1的行元素；其中，所述行元素为所述第一主对角线元素所在的行包含的元素；

确定所述所有元素值为1的行元素分别对应的第二主对角线元素均为0；根据所述第一主对角线元素对应的第一元素编号，以及所述第二主对角线元素对应的第二元素编号，确定所述第一元素编号对应的预设变电站节点与第二元素编号对应的预设变电站节点之间的线路为疑似故障区段。

10.一种配电网单相接地故障的定位系统，其特征在于，所述系统包括：

获取模块，用于获取配电网的主干线路；其中，所述主干线路为所述配电网中经过变电站节点数量最多的线路；

配置模块，用于基于所述主干线路，对所述配电网中的预设变电站节点配置同步相量测量装置PMU；

所述配置模块，还用于根据所述配电网的参考方向，对所述PMU进行顺序编号；其中，所述参考方向为所述配电网中各变电站节点指向负荷变电站节点的方向；

确定模块，用于基于所述PMU的编号，确定节点特征矩阵；其中，所述节点特征矩阵中的各元素用于指示任一预设变电站节点与其他预设变电站节点之间的连接关系；

所述确定模块，还用于在所述配电网发生单相接地故障的情况下，基于所述PMU采集的故障电流信息以及所述节点特征矩阵，确定故障信息特征矩阵；其中，所述故障信息特征矩阵中的各元素用于指示预设变电站节点对应的电流信息；

故障定位模块，用于基于所述故障信息特征矩阵，对所述配电网进行故障区段定位；

所述故障定位模块，还用于根据所述故障区段两端对应的PMU测得的故障电压以及故障电流，确定所述故障区段中的故障位置。

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