CN116773970A - 多分支配电网馈线短路故障定位方法、系统、介质及设备 - Google Patents

Abstract

本发明涉及配电网故障检测技术领域，本发明公开了多分支配电网馈线短路故障定位方法、系统、介质及设备，包括：按照电源侧到负荷侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段首端的1模电压和1模电流；同时，按照负荷侧到电源侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段末端的1模电压和1模电流；基于故障点所在的馈线区段两端的1模电压和1模电流，结合线路参数，通过1模基尔霍夫电压定律时域电压方程，计算得到故障点到故障点所在的馈线区段首端的距离。不受馈线分支的影响，定位精度高。

Description

多分支配电网馈线短路故障定位方法、系统、介质及设备

技术领域

本发明涉及配电网故障检测技术领域，具体的说，是涉及多分支配电网馈线短路故障定位方法、系统、介质及设备。

背景技术

本部分的陈述仅仅是提供了与本发明相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。

配电网是直接连接用户的电网末梢，其对电能质量、供电安全等方面的要求更加敏感。配电网发生短路故障后，故障电流较大，需要快速、准确的识别出故障位置，切除故障并尽快修复，以保证配电网供电安全性和可靠性。当前馈线自动化系统实现了故障的定位（定段）、隔离和供电恢复，但尚未实现故障的精确定位，故障抢修时故障点的查找仍然费时费力。

目前，传统配电网馈线短路故障精确定位由故障测距算法实现，主要包括行波法、阻抗法和信号注入法。

行波法一般用于输电线路故障测距，测距精度高，不受线路参数、故障类型、系统运行方式的影响，但是配电网馈线较短，分支众多，容易受到反射波的干扰，导致行波波头不易识别。

阻抗法利用区段两端测量的电气量信息进行故障测距。随着越来越多的负荷分支和分布式电源(DG)接入馈线，使得忽略负荷分支的阻抗法面临严峻挑战。

注入法需要额外的信号注入源与检测设备，成本较高，且定位所需要的时间长。

综上，区段内部存在多个负荷分支和DG接入的情况，使得传统测距方法测距精度大大降低。

发明内容

本发明为了解决上述问题，本发明提供多分支配电网馈线短路故障定位方法、系统、介质及设备，不受馈线分支的影响，定位精度高。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

本发明的第一个方面提供多分支配电网馈线短路故障定位方法，其包括：

获取每个馈线区段两端的1模电压和1模电流，并按照电源侧到负荷侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段首端的1模电压和1模电流；同时，按照负荷侧到电源侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段末端的1模电压和1模电流；

基于故障点所在的馈线区段两端的1模电压和1模电流，结合线路参数，通过1模基尔霍夫电压定律时域电压方程，计算得到故障点到故障点所在的馈线区段首端的距离。

进一步地，若馈线区段端部为分段开关或断路器，则获取配电开关监控终端采集的电压和电流后，采用相模变换进行解耦得到1模电压和1模电流，并将解耦得到的1模电压和1模电流，作为馈线区段端部的1模电压和1模电流。

进一步地，若馈线区段的端部为馈线接入点，则获取配电变压器监测终端采集的电压和电流后，采用相模变换进行解耦得到1模电压和1模电流，并根据解耦得到的1模电压和1模电流，计算馈线接入点处1模电压，将馈线接入点处1模电压作为馈线区段端部的1模电压。

进一步地，所述馈线接入点处1模电压为：

其中，u _T(1)为配电变压器监测终端采集的电压解耦得到的1模电压；i _T(1)为配电变压器监测终端采集的电流解耦得到的1模电流；R _c(1)为连接线的1模电阻，L _c(1)为连接线的1模电感。

进一步地，所述线路参数的辨识方法为：对于某个馈线区段，在故障前的若干个时刻，记录两端的1模电压和1模电流，并通过最小二乘法求解超定方程组得到。

进一步地，所述超定方程组为：

式中，R _s(1)和L _s(1)为线路参数，u ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电压；u ₄₍₁₎为馈线区段末端的1模电压；i ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电流；R _s(1)和L _s(1)分别为馈线区段总长的1模电阻和1模电感。

进一步地，所述1模基尔霍夫电压定律时域电压方程为：

式中，r ₍₁₎和l ₍₁₎分别为馈线区段单位长度的1模电阻和1模电感；d _f为故障点到故障点所在的馈线区段首端的距离；u ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电压；u ₄₍₁₎为馈线区段末端的1模电压；i ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电流；i ₄₍₁₎为馈线区段末端的1模电流；R _s(1)和L _s(1)为线路参数。

本发明的第二个方面提供多分支配电网馈线短路故障定位系统，其包括：

故障判断模块，其被配置为：获取每个馈线区段两端的1模电压和1模电流，并按照电源侧到负荷侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段首端的1模电压和1模电流；同时，按照负荷侧到电源侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段末端的1模电压和1模电流；

故障定位模块，其被配置为：基于故障点所在的馈线区段两端的1模电压和1模电流，结合线路参数，通过1模基尔霍夫电压定律时域电压方程，计算得到故障点到故障点所在的馈线区段首端的距离。

本发明的第三个方面提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行，该程序被处理器执行时实现如上述所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法中的步骤。

本发明的第四个方面提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如上述所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法中的步骤。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

本发明提供了多分支配电网馈线短路故障定位方法，其根据配网馈线自动化系统所定位的故障区段上的分段开关、断路器和馈线接入点位置，将故障区段划分成若干个馈线区段，利用首尾逐段逼近的方法，确定故障点所在的最小故障区段，避免了故障区段内部负荷分支和DG接入的影响，使得测距精度大大提升。

本发明提供了多分支配电网馈线短路故障定位方法，其通过1模基尔霍夫电压定律时域电压方程，利用辨识后的线路参数和故障后的录波数据进行故障点的精确定位。不受过渡电阻的影响，原理简单，易于实现，且测距精度高。

本发明提供了多分支配电网馈线短路故障定位方法，其在测距前，利用故障前的录波数据对最小故障区段进行线路参数辨识，解决了台账中的线路参数与实际运行线路参数存在一定误差，导致测距精度降低的问题，从而进一步提高了测距精度。

附图说明

构成本发明的一部分说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的限定。

图1为本发明的实施例一的提供多分支配电网馈线短路故障定位方法的流程图；

图2为本发明的实施例一的配网自动化定位的故障区段的示意图；

图3为本发明的实施例一的区段3-4故障前的1模网络的示意图；

图4为本发明的实施例一的区段3-4故障后的1模网络的示意图；

图5为本发明的实施例一的10kV有源配电网拓扑结构图。

具体实施方式

下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。

应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。

实施例一

本实施例一的目的是提供多分支配电网馈线短路故障定位方法。

本实施例提供的多分支配电网馈线短路故障定位方法，包括如下步骤：

获取每个馈线区段两端的1模电压和1模电流，并按照电源侧到负荷侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段首端的1模电压和1模电流；同时，按照负荷侧到电源侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段末端的1模电压和1模电流；

基于故障点所在的馈线区段两端的1模电压和1模电流，结合线路参数，通过1模基尔霍夫电压定律时域电压方程，计算得到故障点到故障点所在的馈线区段首端的距离。

其中，若馈线区段端部为分段开关或断路器，则获取配电开关监控终端采集的电压和电流后，采用相模变换进行解耦得到1模电压和1模电流，并将解耦得到的1模电压和1模电流，作为馈线区段端部的1模电压和1模电流。

其中，若馈线区段的端部为馈线接入点，则获取配电变压器监测终端采集的电压和电流后，采用相模变换进行解耦得到1模电压和1模电流，并根据解耦得到的1模电压和1模电流，计算馈线接入点处1模电压，将馈线接入点处1模电压作为馈线区段端部的1模电压。

其中，馈线接入点处1模电压为：

其中，u _T(1)为配电变压器监测终端采集的电压解耦得到的1模电压；i _T(1)为配电变压器监测终端采集的电流解耦得到的1模电流；R _c(1)为连接线的1模电阻，L _c(1)为连接线的1模电感。

其中，线路参数的辨识方法为：对于某个馈线区段，在故障前的若干个时刻，记录两端的1模电压和1模电流，并通过最小二乘法求解超定方程组得到。

其中，超定方程组为：

式中，R _s(1)和L _s(1)为线路参数，u ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电压；u ₄₍₁₎为馈线区段末端的1模电压；i ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电流；R _s(1)和L _s(1)分别为馈线区段总长的1模电阻和1模电感。

其中，1模基尔霍夫电压定律时域电压方程为：

式中，r ₍₁₎和l ₍₁₎分别为馈线区段单位长度的1模电阻和1模电感；d _f为故障点到故障点所在的馈线区段首端的距离；u ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电压；u ₄₍₁₎为馈线区段末端的1模电压；i ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电流；i ₄₍₁₎为馈线区段末端的1模电流；R _s(1)和L _s(1)为线路参数。

下面结合具体故障区段示例，对本实施例提供的多分支配电网馈线短路故障定位方法进行说明。

本实施例提供的多分支配电网馈线短路故障定位方法，如图1所示，具体包括如下步骤：

S1、获取配网馈线自动化系统所定位的故障区段上所有的配电终端(如图2所示区段上所有FTU、TTU)测量的电压和电流（即a相、b相、c相的电压和电流采样值），然后采用Karrenbauer相模变换将获取的电压和电流进行解耦得到1模电压和电流。

具体的，S1中Karrenbauer相模变换及其反变换关系为：

其中，Karrenbauer相模变换矩阵为：

式中：F _m(0)、F _m(1)、F _m(2)分别为某时刻0模、1模、2模的电压和电流；F _a、F _b、F _c为该时刻a相、b相、c相的电压和电流采样值；

需要注意的是，经Karrenbauer相模变换后，1模网络不能反映C相接地故障，2模网络不能反映B相接地故障。考虑到0模网络与大地相连，其网络参数受到接地情况和土壤电阻率等复杂因素的影响，因此0模分量一般不用于故障分析。综上所述，由于本实施例针对短路故障(三相短路、两相短路、两相短路接地)点进行精确定位，因此选用1模网络进行后续的分析与计算。

S2、引入馈线区段故障判定系数，利用首尾逐段逼近的方法，确定故障点所在的最小故障区段，即二次定位过程；

具体的，图2中，L1，L2，L3，L4，L5为负荷；T1，T2，T3，T4，T5为配电变压器；编号“1,2,...,7”代表馈线不同位置上的点，其中“1,7”代表分段开关或断路器所对应的位置；DG为分布式电源；f为故障点，f点所在的小区段3-4称为最小故障区段；FTU为配电开关监控终端；TTU为配电变压器监测终端。配电自动化系统所定位的故障区段内含有若干负荷和分布式电源接入，传统的配电网故障精确定位方法存在较大的误差。

如图2所示，FTU和TTU安装处电压、电流可测，二次定位方法综合利用其电气量信息，进一步定位故障区段。

配电变压器和馈线接入点（“2，3，…，6”）之间的线路称为连接线，若连接线较短，可以忽略连接线上的损耗和压降，即TTU处所测电压等于馈线接入点处电压；若连接线较长，则可根据TTU处所测电压、电流求得馈线接入点处电压，即：

式中：u _n(1)为馈线接入点处1模电压，n=2,3,…,6；u _T(1)为TTU所测1模电压；i _T(1)为TTU所测1模电流；R _c(1)为连接线的1模电阻，L _c(1)为连接线的1模电感；t代表时间。

在本实施例中，连接线小于100m，可认为连接线较短；连接线大于100m，认为连接线较长。

S2中引入的馈线区段故障判定系数为：

式中：u _n(1)、u _n+1(1)为所要判定的馈线区段两侧的1模电压；i _L(1)为流过该区段的1模电流；R _L(1)为该馈线区段（所要判定的馈线区段）的1模电阻值，L _L(1)为该馈线区段的1模电感值。

若K=0，则表明该馈线区段没有故障；若K≠0，则表明该馈线区段存在故障。在实际配电网中，由于各种因素的影响（包括线路参数不准确、互感器的测量误差等），可能导致计算K值时存在误差。因此需要对K值进行修正，留有一定的裕度。设定K值的误差裕度为μ，实际计算K值时，按下列情况进行修正：

①当0≤K≤μ时，修正K=0；

②当μ＜K时，修正K≠0。

误差裕度μ根据配电网的实际数据进行整定，一般误差裕度μ的取值为0.05。

S2中所述的基于首尾逐段逼近的二次定位方法实施步骤如下：

S201:依次对配网馈线自动化系统所定位的故障区段上的分段开关和馈线分支接入点位置进行编号(如图1中“1,2,3…,7”)，将配电馈线自动化系统所定位的故障区段划分成若干个小区段(如图2中馈线区段1-2、2-3、…、6-7)；

S202:分段开关处电压、电流可测，馈线分支接入点电压可通过配电变压器处配电终端所测电压、电流求得，根据基尔霍夫电流定律，从编号小往编号大的方向（即电源侧到负荷侧的方向）依次计算各小区段（馈线区段）流过的1模电流，结合各小区段端部的1模电压，进一步计算各小区段的K值，若K值为0，继续计算下一个小区段的K值，若K值不为0，则输出该区段首端(编号小的为首端，编号大的为末端)的1模电压、电流。如图2所示，小区段3-4发生故障，则该区段K值不为0，输出馈线接入点“3”处的1模电压和小区段3-4首端的1模电流。

S203:从编号大往编号小的方向（即负荷侧到电源侧的方向）依次计算各小区段的K值，若K值为0，继续计算下一个小区段的K值，若K值不为0，则输出该区段末端的1模电压、电流。如图2所示，小区段3-4发生故障，则该区段K值不为0，输出馈线接入点“4”处的1模电压和小区段3-4末端的1模电流。

S204:二次定位过程完成，并得到故障点所在的最小故障区段两侧的1模电压、电流。

其中，各小区段（馈线区段）流过的1模电流的计算方法：未发生故障时，馈线区段首端的1模电流=馈线区段末端的1模电流=流过馈线区段的1模电流。

以图2为例，当馈线区段3-4发生故障时：

从编号小到编号大的方向，馈线端部1处的电流可测，负荷支路L1上的1模电流可以通过TTU测量的电流经解耦得到，根据基尔霍夫电流定律，流过区段2-3的1模电流=区段1-2的1模电流-负荷分支L1的1模电流。负荷支路L2上的1模电流可以通过TTU测量的电流经解耦得到；根据基尔霍夫电流定律，流过区段3-4首端（3端）的1模电流=区段2-3的1模电流-负荷分支L2的1模电流；

从编号大到编号小的方向，馈线端部7处的电流可测，负荷支路L5上的1模电流可以通过TTU测量的电流经解耦得到，根据基尔霍夫电流定律，流过区段5-6的1模电流=区段6-7的1模电流-负荷分支L5的1模电流。负荷L4所在支路上的1模电流可以通过TTU测量的电流经解耦得到；根据基尔霍夫电流定律，流过区段4-5的1模电流=区段5-6的1模电流-负荷L4所在分支的1模电流；依次类推，流过区段3-4末端（4端）的1模电流=区段4-5的1模电流-负荷分支L3的1模电流。

S3、列写故障前故障点所在的最小故障区段(如图3中馈线区段3-4)的1模KVL（基尔霍夫电压定律）时域电压方程，利用故障前的录波数据进行线路参数辨识；

具体的，如图3所示为区段3-4故障前的1模网络。区段3-4故障前1模分量满足的KVL时域电压方程为：

式中：u ₃₍₁₎为区段3-4（最小故障区段）首端的1模电压；u ₄₍₁₎为区段3-4末端的1模电压；i ₃₍₁₎和i ₄₍₁₎为流过区段3-4的1模电流，即，i ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电流，i ₄₍₁₎为馈线区段末端的1模电流，故障前i ₃₍₁₎等于i ₄₍₁₎；R _s(1)和L _s(1)分别为区段3-4线路总长的1模电阻和电感。

对上式进行变形，可得超定方程组：

式中：R _s(1)和L _s(1)为未知参数，利用故障前多时刻的电压、电流数据，通过最小二乘法求解上式所示的超定方程组，得到R _s(1)和L _s(1)。

S4、列写故障后故障点所在的最小故障区段(如图4中馈线区段3-4)的1模KVL时域电压方程，利用辨识后的线路参数和故障后的录波数据（故障点所在的馈线区段两端的1模电压和1模电流）进行故障点的精确定位。

具体的，故障后馈线区段3-4的1模分量满足的KVL时域电压方程为：

式中：r ₍₁₎和l ₍₁₎为单位长度线路的1模电阻和1模电感；d _f为故障点到区段3-4首端的距离。

对上式进行变形得到：

其中，d代表故障点所在馈线小区段的长度。由上式可知，d _f为未知参数，利用故障后多时刻的电压、电流数据，通过最小二乘法求解上式所示的超定方程组得到d _f。

为验证本实施例所提故障定位方法的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建如图5所示的10kV有源配电网模型，其中，PSCAD(全称Power Systems Computer Aided Design)是电磁暂态仿真软件，EMTDC（Electromagnetic Transients including DC，直流电磁暂态计算程序）是其仿真计算核心，PSCAD为EMTDC提供图形操作界面。图5中，最左侧是主电源，电压等级为10kV，QF为断路器，QL为分段开关，断路器和分段开关上均配置FTU。配电变压器的变比为10kV/380V，T1~T5均安装TTU。分布式电源DG容量为1MW，负荷L1、L3、L4容量为1MVA，负荷L2、L5容量为0.5MVA，功率因素均为0.9。馈线线路采用架空线材质，区段3-4线路长度为2km，其余区段均为1km，线路的参数如表1所示。

表1、配电网架空线精确参数

（1）不含DG时的短路故障精确定位。

图5中DG退出运行，为验证基于首尾逐段逼近的二次定位方法的有效性，在馈线区段3-4的中间位置处设置不同类型的短路故障(两相短路、两相短路接地、三相短路)，计算各区段K值，仿真结果如表2所示。

表2、不同故障类型下各区段K值

由表2可知，当区段3-4发生不同类型的故障时，该区段的K值远大于0，其他区段的K值接近0，由此可以进一步定位到区段3-4。

利用故障前一个周波的录波数据对区段3-4线路的1模参数进行辨识，辨识的结果如表3所示。参数辨识的绝对误差为辨识出的参数与精确参数差的绝对值，相对误差为绝对误差占精确参数的百分比。

表3、区段3-4线路1模参数辨识结果

由表3可知，线路参数辨识的相对误差在1%范围内，满足实际工程的要求。

为验证不同位置和不同故障类型对本实施例所提测距方法的影响，在馈线区段3-4的不同位置(首端、中间、末端)处设置不同类型的短路故障(两相短路、两相短路接地、三相短路)，过渡电阻为1Ω，在二次定位和参数辨识的基础上，计算故障距离，测距结果如表4所示。表中测距结果为计算出的故障距离占二次定位的区段线路全长的百分比，测距误差为预设位置参数与测距结果差的绝对值。

表4、故障测距结果

由表4可知，不同故障位置处发生不同类型的短路故障时，本实施例的测距误差均在0.1%范围内。

下面对本实施例所提测距方法的耐受过渡电阻能力进行测试，在馈线区段3-4的不同位置(首端、中间、末端)处设置不同过渡电阻的两相短路故障，在二次定位和参数辨识的基础上，计算故障距离，测距结果如表5所示。

表5、不同过渡电阻下的故障测距结果

由表5可知，不同过渡电阻情况下，本实施例所提测距方法误差均控制在0.3%以内，耐受过渡电阻能力强。

（2）含DG时的短路故障精确定位。

为验证本实施例方法在包含分布式电源情况下的适应性，将图5中的DG投入运行。在馈线区段3-4的不同位置(首端、中间、末端)处设置不同类型的短路故障(两相短路、两相短路接地、三相短路)，过渡电阻为1Ω，在二次定位和参数辨识的基础上，计算故障距离，测距结果如表6所示。测距结果表明，DG投入后，测距误差略有增大，但均在1%的范围内。

对含DG时本实施例测距方法的耐受过渡电阻能力进行测试，测试结果如表7所示。结果表明，不同过渡电阻情况下，本实施例方法测距误差均在1%以内，耐受过渡电阻能力强。

表6、包含DG时的故障测距结果

表7、包含DG时不同过渡电阻下两相短路测距结果

本实施例提供的多分支配电网馈线短路故障定位方法，根据配网馈线自动化系统所定位的故障区段上的分段开关或断路器和馈线分支接入点（馈线接入点）位置，将该故障区段划分成若干个小区段，利用首尾逐段逼近的方法，确定故障点所在的最小故障区段。避免了区段内部负荷分支和DG接入的影响，使得测距精度大大提升。

本实施例提供的多分支配电网馈线短路故障定位方法，在测距前，利用故障前的录波数据对最小故障区段进行线路参数辨识，解决了台账中的线路参数与实际运行线路参数存在一定误差导致测距精度降低的问题，从而进一步提高了测距精度。

本实施例提供的多分支配电网馈线短路故障定位方法，列写故障后故障点所在的最小故障区段的1模KVL时域电压方程，利用辨识后的线路参数和故障后的录波数据进行故障点的精确定位。该测距方法不受过渡电阻的影响，原理简单，易于实现，且测距精度高。

实施例二

本实施例二的目的是提供多分支配电网馈线短路故障定位系统，包括：

故障判断模块，其被配置为：获取每个馈线区段两端的1模电压和1模电流，并按照电源侧到负荷侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段首端的1模电压和1模电流；同时，按照负荷侧到电源侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段末端的1模电压和1模电流；

故障定位模块，其被配置为：基于故障点所在的馈线区段两端的1模电压和1模电流，结合线路参数，通过1模基尔霍夫电压定律时域电压方程，计算得到故障点到故障点所在的馈线区段首端的距离。

此处需要说明的是，本实施例中的各个模块与实施例一中的各个步骤一一对应，其具体实施过程相同，此处不再累述。

实施例三

本实施例提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行，该程序被处理器执行时实现如上述实施例一所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法中的步骤。

实施例四

本实施例提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如上述实施例一所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法中的步骤。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

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.多分支配电网馈线短路故障定位方法，其特征在于，包括：

获取每个馈线区段两端的1模电压和1模电流，并按照电源侧到负荷侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段首端的1模电压和1模电流；同时，按照负荷侧到电源侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段末端的1模电压和1模电流；

基于故障点所在的馈线区段两端的1模电压和1模电流，结合线路参数，通过1模基尔霍夫电压定律时域电压方程，计算得到故障点到故障点所在的馈线区段首端的距离。

2.如权利要求1所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法，其特征在于，若馈线区段端部为分段开关或断路器，则获取配电开关监控终端采集的电压和电流后，采用相模变换进行解耦得到1模电压和1模电流，并将解耦得到的1模电压和1模电流，作为馈线区段端部的1模电压和1模电流。

3.如权利要求1所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法，其特征在于，若馈线区段的端部为馈线接入点，则获取配电变压器监测终端采集的电压和电流后，采用相模变换进行解耦得到1模电压和1模电流，并根据解耦得到的1模电压和1模电流，计算馈线接入点处1模电压，将馈线接入点处1模电压作为馈线区段端部的1模电压。

4.如权利要求3所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法，其特征在于，所述馈线接入点处1模电压为：

其中，u _T(1)为配电变压器监测终端采集的电压解耦得到的1模电压；i _T(1)为配电变压器监测终端采集的电流解耦得到的1模电流；R _c(1)为连接线的1模电阻，L _c(1)为连接线的1模电感。

5.如权利要求1所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法，其特征在于，所述线路参数的辨识方法为：对于某个馈线区段，在故障前的若干个时刻，记录两端的1模电压和1模电流，并通过最小二乘法求解超定方程组得到。

6.如权利要求5所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法，其特征在于，所述超定方程组为：

式中，R _s(1)和L _s(1)为线路参数，u ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电压；u ₄₍₁₎为馈线区段末端的1模电压；i ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电流；R _s(1)和L _s(1)分别为馈线区段总长的1模电阻和1模电感。

7.如权利要求1所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法，其特征在于，所述1模基尔霍夫电压定律时域电压方程为：

式中，r ₍₁₎和l ₍₁₎分别为馈线区段单位长度的1模电阻和1模电感；d _f为故障点到故障点所在的馈线区段首端的距离；u ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电压；u ₄₍₁₎为馈线区段末端的1模电压；i ₃₍₁₎为馈线区段首端的1模电流；i ₄₍₁₎为馈线区段末端的1模电流；R _s(1)和L _s(1)为线路参数。

8.多分支配电网馈线短路故障定位系统，其特征在于，包括：

故障判断模块，其被配置为：获取每个馈线区段两端的1模电压和1模电流，并按照电源侧到负荷侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段首端的1模电压和1模电流；同时，按照负荷侧到电源侧的方向，依次计算每个馈线区段的故障判定系数，判断每个馈线区段是否发生故障，并记录故障点所在的馈线区段末端的1模电压和1模电流；

故障定位模块，其被配置为：基于故障点所在的馈线区段两端的1模电压和1模电流，结合线路参数，通过1模基尔霍夫电压定律时域电压方程，计算得到故障点到故障点所在的馈线区段首端的距离。

9.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行，其特征在于，该程序被处理器执行时实现如权利要求1-7中任一项所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法中的步骤。

10.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1-7中任一项所述的多分支配电网馈线短路故障定位方法中的步骤。