小电流接地系统单相接地故障选线方法的分析研究_毕业论文.doc

毕业论文小电流接地系统单相接地故障选线方法的分析研究网络教育学院毕 业 设 计 (论 文) 任 务 书专业班级1003 层次高起专 姓名 赵麒 学号10017439010110 一、毕业设计（论文）题目 小电流接地系统单相接地故障选线方法的分析研究 二、毕业设计（论文）工作自2011 年12月28日起至 2012 年 3 月21日止三、毕业设计（论文）基本要求： 论文的总体结构应分为以下部分：题目、摘要、目录、前言、正文、结论、参考文献和附录等几部分组成。论文应力求有作者自己的创见和观点，中心突出，层次分明，论述清楚，结构严谨，文字流畅。论证有理有据，具有说服力。整篇论文字数层次不少于8000字，按照指导老师的要求进行写作。字迹要工整清洁。 指导教师：汪增超 网络教育学院毕业设计(论文)考核评议书指导教师评语：建议成绩： 指导教师签名： 年 月 日答辩小组意见：负责人签名 年 月 日答辩小组成员 毕业设计（论文）答辩委员会意见： 负责人签名： 年 月 日摘 要论文题目：小电流接地系统单相接地故障选线方法的分析研究学科（专业）：电力系统及其自动化申请人： 指导教师： 摘 要故障定位是配电自动化的重要功能之一，由于单相接地故障是配电网中最常见的故障，研究单相接地故障定位方法对于减小停电范围、缩短停电时间及提高供电可靠性具有重要意义。我国中低压配电网一般都采用中性点非直接接地方式，即中性点不接地或者经消弧线圈接地方式，单相接地故障时故障定位面临的主要困难是：工频故障电流微弱与电弧不稳定，为此本文分析了小电流接地系统发生单相接地故障时电气量中暂态分量的特性，利用现有配电网自动化系统的设备条件，着重解决单相接地故障定位中的故障区段定位和故障点定位两个问题，本文的主要研究工作如下：1针对故障区段定位问题，提出一种综合区段定位方法。该方法综合了两种具体的区段定位方法：基于特征频带的暂态零序电流方向比较法和零序电流有功分量幅值比较法，前者提取首容性频带内暂态零序电流分量用于电流流向比较，适用于中性点经消弧线圈接地系统的强故障与中性点不接地系统的所有故障；后者通过比较各个检测点处零序电流有功分量大小选择故障区段，适用于中性点经消弧线圈接地系统发生弱故障的情况。综合区段定位方法适合于各种故障类型，具有很高的灵敏度和准确性。2针对故障点定位问题，提出一种参数辨识法。该方法采用集中参数的配网模型，在此模型基础上建立了单相接地故障的故障点定位时域方程，并利用暂态时域信息通过最小二乘优化算法来辨识出故障点位置。该方法更充分地利用了单相接地故障时的暂态故障信息。3最后，提出了利用现有的配电自动化系统设备解决故障定位的实现方案：首先利用综合区段定位方法进行故障区段定位，然后在故障区段内应用参数辨识法进行故障点定位。4仿真结果验证了以上方法的有效性和方案的可实现性。关 键 词：中性点非直接接地系统；小电流接地系统；故障区段定位；故障点定位；参数辨识论文类型：应用研究55目录目 录1 绪论11.1 课题背景及研究意义11.1.1 单相接地故障的危害及其研究意义11.1.2 配电自动化现状及其处理模式21.2 单相接地故障定位的研究现状分析31.2.1 监测定位法41.2.2 故障分析法51.2.3 信号注入法71.3 本文的主要研究工作82 小电流接地系统单相接地故障的特性分析92.1 引言92.2故障零序电流分量分析92.2.1 单相接地故障时稳态零序电流分量特征92.2.2 零序电流暂态分量分析112.3 区段的暂态零序电流特性分析162.3.1 配电系统的结构162.3.2 区段定位中的特征频带概念172.3.3 特征频带上下限的确定192.3.4 特征频带内暂态零序电流的分布特点213 配电网中故障区段定位的综合区段定位方法233.1 基于暂态零序特征电流分量方向的方法233.1.1 暂态零序电流的分布特点233.1.2 基本原理233.1.3 故障区段判别方法243.1.4 实现算法263.1.5 算法评价与适用条件263.2 零序电流有功分量幅值比较的方法273.2.1 算法原理273.2.2 有功分量幅值算法实现273.2.3 故障区段具体判别方法273.2.4 算法评价及适用条件283.3 综合区段定位方法的实现283.4 emtp仿真研究293.4.1 emtp仿真模型的建立293.4.2 仿真实验及分析313.5 小结354 配电网中故障点定位的参数辨识法364.1 引言364.2 参数辨识的理论基础364.2.1 参数辨识的基本概念364.2.2 最小二乘优化算法的基本原理374.3 故障点定位的参数辨识法384.3.1 算法方程384.3.2 该算法在测距中应用的分析404.3.3 算法中使用的数学方法414.4 emtp仿真研究434.4.1 仿真系统及参数434.4.2 仿真条件43 4.4.3 emtp仿真理论分析和验算444.4.4 仿真实验结果及分析444.5本章小结.465 利用配电自动化系统实现故障定位的总体方案475.1 实现故障定位的技术基础475.2 单相接地故障点定位总体方案的流程485.2.1 启动模块和永久性故障判断模块485.2.2 故障相判别模块485.2.3 总体方案的基本流程495.3 故障定位总体方案的例证506 结论54致 谢55参考文献56 1 绪论1 绪 论本章简单地介绍了配电自动化的基本内容，结合我国配电网的特点介绍配电网单相接地故障定位的研究内容和研究意义，最后在全面介绍国内外单相接地故障定位方法研究现状的基础上提出本文要做的研究工作。1.1 课题背景及研究意义1.1.1 单相接地故障的危害及其研究意义随着国民经济和电力工业的发展，我国城乡电网迫切需要实现配电自动化，以提高供电质量和可靠性。配电系统中发生机率最大的故障是单相接地故障。所以实现配电自动化的一个重要的研究课题，便是如何准确地检测并尽快消除单相接地故障。我国635kv电网大多数采用中性点不直接接地方式：中性点经消弧线圈接地、经大电阻接地和不接地方式。在发生单相接地 (用表示)时，这种运行方式的接地电流往往比负荷电流小得多，而且故障点处的电弧通常能够自行熄灭，因此这样的系统常称为小电流接地系统。在小电流接地电网中发生单相接地故障时，故障点电位为大地的电位，中性点电位升为相电压，非故障相导线对地电压升高为原来的倍，三相线电压仍三相对称，不影响对用户的正常供电，而且故障电流又较小，因此单相接地保护只动作于信号，允许电网继续运行12h,这在一定程度上保证了供电的连续性1。但随着城市配电网的高速发展，配网结构越来越复杂，电缆线路占供电线路总长度的比例逐年上升，使得配网的电容电流数值大幅度增加。加之小电流接地系统的配电线路不设避雷线，而且离地高度低、耐受过电压的能力低、网络拓扑结构和周围环境较为复杂，因而经常发生故障，其中单相接地占配电网故障的80%以上。虽然单相接地不会造成供电中断，带单相接地故障长时间运行就易使健康相绝缘薄弱处发生对地击穿，造成两相接地短路故障，弧光接地还会引起全系统过电压，进而损坏设备，破坏系统连续运行。所以及时地确定故障点并排除故障便显得非常重要。传统的做法是由运行人员采取顺序拉闸的方式寻找故障线路，转移负荷后将故障线路切除。显然，这种方法使得一些非故障线路的用户也会短时停电，降低了供电的可靠性，延长了系统带单相接地运行的时间，增大了扩大故障和误操作的可能性。随着配电网规模的不断扩大、用户对供电质量要求的不断提高，人们对配电网自动化水平提出了更高的要求，配电网单相接地故障定位问题更加突出，迫切需要从根本上予以解决。从配电网自动化的角度说，不仅要求正确地选出故障线路，而且要求能够自动确定故障线路区段，并进一步确定故障点，尽快消除故障。现代计算机技术和通信技术的不断发展，为实现新的故障定位方法提供了保障，因此研究配电网单相接地故障的定位方法具有很重要的实际意义。1 绪论1.1.2 配电自动化现状及其处理模式在长期的发展过程中，由于经济发展不平衡，我国各地配电网自动化水平也不平衡，配电网自动化水平相对比较低。在政策的支持下，近十年来我国的配电自动化有较大的发展，在一些经济发达、较发达地区建设起了不同规模的配电自动化系统。随着现在工农业的高度电气化、高度自动化以及信息产业的不断发展，配电网的规模也在不断扩大，人们对电力供应的安全可靠性提出了越来越高的要求，减小停电范围、缩短停电时间、全面建设配电自动化系统成了配电网改造和建设的重要任务。广义上，配网自动化dsa(distribution system automation)指利用现代先进的信息技术实现对配电网正常运行时的控制、检测和故障时的快速处理(故障检测，故障定位、隔离及供电恢复，以及配电的生产管理、设备管理的自动化，即scada/dms系统。狭义上，配网自动化指故障检测、故障定位、隔离及供电恢复等几个过程，称为配电自动化da (distribution automation),包括变电站自动化sa(substation automation)和馈线自动化(feeder automation)。配电自动化的一个主要功能和实施目标：故障定位、隔离及供电恢复。是故障处理的三个过程，是减小停电范围、缩短停电时间、提高供电可靠性的关键所在。按照配电自动化的发展过程和故障处理的具体形式，配电自动化大概可以分为人工处理模式、分布智能模式和集中智能模式等三种模式23。（1）人工处理模式人工处理模式的相应的设备条件为：出线开关采用断路器，分段开关和联络开关采用无遥控功能的负荷开关，并在负荷开关和线路分支处安装故障指示器。当发生故障时，电力工作人员可以根据故障指示器的指示信息和工作经验沿线路查找故障区段，并利用负荷开关人工隔离故障区段和供电恢复操作。这种模式自动化水平也较低，故障处理所需的停电时间比较长，系统的供电可靠性不高，但是对系统及用户的冲击小，因此这种处理模式仍普遍存在于我国配电网中。（2）分布智能模式分布智能模式的主要设备是断路器、重合器和分段器。这种模式是通过智能化开关设备的相互配合进行开关的分合操作，以实现故障区段的就地自动隔离和非故障区段的自动恢复供电。但是由于受原理的限制，存在一些不足之处:故障处理过程需要开关多次分洽操作，对系统及用户冲击大；当运行方式发生改变时，需要改变重合器的整定参数；故障点下游的重合闭锁要依靠检测故障时的异常电压来作为闭锁条件，当故障不同时，异常电压的特征变化较大，难以自动恢复供电。（3）集中智能模式集中智能模式的主要设备是有遥控功能的开关设备、馈线终端单元(feeder terminal unit，即ftu)、通信信道和主站系统。这种模式通过现场的ftu将检测到的故障信息通过通讯设备上传到主站，由主站通过接收到的故障指示信息和配电网的实时拓扑信息，按照一定的故障处理算法确定故障区域，并下达操作指令给相应的ftu跳闸隔离故障区域，并根据供电恢复策略确定恢复方案，对非故障区域进行供电恢复。这种模式的自动化水平较高，能够一次完成定位和隔离，故障处理时间迅速，避免开关多次投切，适用于任何复杂的配电网，并且可以考虑负荷水平和网络约束。但是投资较大，对通信系统的可靠性和通信速率要求很高。随着国家投资力度的加大，我国配电网得到了大力的改造，配电自动化系统在全国范围逐渐推广，得到了广泛的应用，很多地方的自动化系统的通信条件得到了极大的改善，通信可靠性基本得到了保障，为集中智能模式的实施创造了条件。集中智能模式能够凭借智能算法和软件对网络实时分析和判断，得到可行的、优选的故障处理方案。ftu是基于ftu的馈线自动化系统的核心设备，具有以下特性4: （1）出线开关具有开断短路故障电流的能力，线路分段开关具备开断正常工作电流的能力；（2）出线开关、线路分段开关具有三相电流电压传感器，以获取三相电流、电压信号。出线开关、线路分段开关具有以高性能单片机为核心、有远程通信接口的控制器，该控制器具有相应的硬件接口电路将三相电压、电流信号转换为零序电压、零序电流信号。以上三种方式的故障隔离和恢复供电都是在发生相间短路时起作用的，对于单相接地，因单相接地故障电流较小，不需要立即停电，单相接地故障的识别只能依靠变电站中的接地选线装置实现。在馈线上安装具有测量和通信功能的新型配电开关，能获取大量的线路电量信息，为新方法的采用提供了可能。本文的区段定位研究也正是基于此种技术条件，在测量一条馈线上各开关处的零序电流和零序电压的基础上，实现区段定位。1.2 单相接地故障定位的研究现状分析单相接地故障定位要解决的主要问题包括三部分:（1）当母线上有很多出线时，首先需要进行故障选线;（2）选出故障线后，因为一条配电线上可能有很多分支线，需要确定故障点所在的分支或者故障区段;（3）在故障分支或者故障区段中确定故障点位置。在传统的故障定位过程中，配电网一般采用逐条线路拉闸停电的方法来确定故障线路，在选出故障线路后，再派工作人员到现场沿线查找故障区段和故障点，然后切除故障，这种方法由于人工的介入，所需的停电时间比较长，不能适应人们对配电网自动化水平的新要求。目前国内外对故障定位的研究大多数集中在第一部分。故障选线问题经过多年的研究已经取得了不少的研究成果，而如何确定故障区段和故障点位置却缺乏成熟的研究成果。为了不断适应配电自动化水平的要求，许多学者对配电网的故障定位作了大量研究，定位方法主要可以分为三类：（1）利用户外故障探测器检测的故障点前后故障信息的不同确定故障区段的监测定位法。（2）在线路端点处测量确定故障距离为目的的故障分析法；（3）故障发生后通过向系统注入信号实现寻迹的信号注入法。1.2.1 监测定位法监测定位法就是在配电线路的主要节点加装故障探测器，将故障信息加以汇总分析，得到故障所在区段。目前常用的户外故障探测器有线路故障指示器和线路ftu两种，都是根据故障点前后故障信息的不同确定故障所在区段。单相接地故障指示器是安装在配电架空线路、开关柜出线上用于指示故障电流流通的装置。架空线故障指示器是基于测量线路零序电流产生的磁场进行故障点检测的设备56，发生接地故障时，接地故障点前的线路周围存在由负荷电流产生的垂直磁场和由接地故障电流产生的水平磁场，由于接地故障电流产生的磁场比负荷电流产生的磁场的垂直衰减速度慢，基于此可以检测出接地故障电流产生的磁场，接地点后将检测不到此磁场信息。由于零序电流与电网的分布电容大小及接地方式有关,此方法探测精度不高。国内关于这方面的文献不多，国外对此已有研究和应用，如挪威分段悬挂在线路和分叉点上的悬挂式接地故障指示器等，其投资较大，不利于大面积推广。此外，在电缆线路故障定位的研究中，文献7研制了用于配电网故障监测的光电式零序电流电压传感器，采用零序功率相角监测的方法定位故障分支。文献8使用光纤传感器实现电缆线路各个节点故障后零序电容电流的测量，由此确定发生故障的区段。这些文献展示了国外的一些研究方向和具体应用。但是根据我国配网特点，及投资成本，这些方法在实用上还存在一些问题。国内的单相接地故障指示器主要是基于五次谐波电流法9。五次谐波电流法是根据故障点前向支路、后向支路和非故障支路的零序电压、零序电流的特点，通过测量空间电场和磁场的5次谐波并分析其幅值和相位关系判断小电流接地系统单相接地故障点。但由于5次谐波幅值较小，不易检测，如何提高检测装置的灵敏度和抗干扰能力，是其推广应用的关键。在馈线上安装具有测量和通信功能的ftu，为新方法的采用提供了可能。文献10 提出了基于区段零序能量的相对性定位方法，该方法利用非故障区段零序能量函数大于零、故障区段的零序能量函数小于零的特点来确定故障区段。文献11提出通过监测一条馈线上各开关处的零序电流和零序电压，计算由区段的各端点流入该区段的零序电流的相量和(即流入区段零序电流)，以识别故障区段，判断此馈线故障状态，实现对故障区段的快速隔离的原理,该方法根据区段零序电流特点构造了幅值判据和相位判据。文献12提出类似的方法，不过不是基于相量和，而是基于区段零序电流的有效值法。文献13将有功分量方向保护法和法两种方法融合、改进，提出了一种配合ftu工作的小电流系统单相接地故障定位方法零序电流增量法。上述无论基于故障指示器，还是基于ftu的方法所用均为工频信息，但在配电网中工频电流很小，且很难精确提取工频，在实际中难以准确定位。1.2.2 故障分析法故障分析法是利用故障时记录下来的电压、电流量，通过分析计算，求出故障点的距离。（1）故障分析法故障分析法中，阻抗法是一种常用的一种方法。阻抗法的故障测距原理是假定线路为均匀线，计算出的故障回路阻抗或电抗与测量点到故障点的距离成正比，根据故障时刻测量到的电压，电流量计算出故障回路的阻抗，从而求出故障距离。阻抗法多在国外的文章中探讨，国外配电系统大多为中性点直接接地方式，故其关于配电系统的研究成果只能起到参考作用。文献14提出的方法是针对配电网络中架空线。故障测距的算法是基于暂态电压（为故障后总电压和故障前稳态电压的差值），并结合特殊的滤波技术，准确的从被测故障信号中提取基频相位。文献15提出了一种故障定位装置的设计与开发思路，该装置是用来对辐射状变电站馈电线和配电线路进行故障测距的。该方法主要是使用在线路终端测量得到的故障前电压电流值，和故障后电压电流值作为研究对象。使用其基频分量，根据考虑相关因素提出的系统模型进行故障定位。其故障测距结果具有可以接受的准确性。文献14提出的方法与文献16类同。 文献17应用相电压、电流相量，按照高压输电线路单端测距方法中零序电流修正的思路，来实现故障距离的求解。文献18考虑了负荷变化对故障测距的影响。国外的研究主要关注问题：变化的负荷模型；过渡阻抗；相不平衡；多分支；沿线为架空线和电缆线的混合。利用的电气量为基频电气量。文献19的测距思路与文献17一致，但针对的中性点非直接接地系统。本文采用故障相网和零序网结合构建故障定位模型，很好的消除了负荷的影响。另本文应用z变换方法，将方程求解转为时域，利用不同时刻采样值构造方程组，以消除过渡电阻的影响来实现故障测距。但采用集中参数，且无法确定分支。阻抗测距方法优点是简单经济，缺点是受限于系统建模，参数简化，分量提取等环节势必产生原理性误差。目前国内配电网单端量测距法的主要思想是利用线路首端测量得到的电压、电流，根据故障点边界条件构造关系函数计算故障距离，对于多分支线路，逐分支推断故障分支，计算故障距离。文献20假设z为纯阻性，采用了线路分布参数模型，精确考虑了分布电容对测距算法的影响。但本文中近似认为线路故障分量电流全部流过过渡电阻。 文献21基于对称分量分解的原理，建立了线路分布参数模型；从单相接地的特点出发，根据正、负、零序电流分量的模值、相角均相等的边界条件构造测距函数计算故障距离，搜索测距函数的最小值以确定故障点位置。提出了利用线路首端测量得到的电压、电流单端故障测距算法。文献3与文献21思路一致，进一步提出基于故障分量的单端量测距，消除了负荷电流的影响。文献22为改进故障测距的计算方法，对多端测距算法进行了研究。但该文是基于线路的集中参数模型，忽略了并联电容的影响，带来了一定的误差。且因配网分支较多，不可能布置太多的测量点，所以多端测距法在配电网中实用性不强。上述方法总的缺点：所利用的电气量为工频量。而因小电流接地系统自身特点不同于中性点直接接地系统，故障前后基频分量变化很小，且绝大多数为间歇性瞬时故障，暂态波形畸变严重，不可能精确提取基频分量，故基于基频分量的测距方法误差必然较大2324。（2）利用暂态量的方法基于故障暂态电流中含有大量的高频和直流分量，以下文献探讨了配电网中，从发生接地故障的电流、电压及相关电气量找到富含故障信息与故障距离关系的特征。文献25引入模拟退火算法用于测距。该文的方法本质仍属于阻抗法。基本思想是建立线路发生接地故障时的数学模型，再根据建立的数学模型用计算机仿真，不断改变故障分支、故障相、故障点位置参数及接地电阻，进行多次组合，寻找出与测到的电压、电流非常接近的计算值，即可找到对应的故障点参数。文献26利用prony算法对小电流接地系统的故障电流暂态过程进行分析，指出对于不同的故障点位置，故障暂态信号中的某些分量呈现一定规律的变化。即暂态信号中的某些故障分量与故障点之间存在一一对应的关系。所用电气量为暂态的某些分量。文献27提出了基于故障后暂态电气量，利用时间序列小波神经网络原理，来实现直配线单相接地故障测距的方法。本文指出只有某些特定频段的分量对故障点位置的变化较为敏感，而对于故障点定位，哪个频段分量最能反映故障点位置是不知的。所用分量为暂态量中的某些特定频段分量。文献28对上文进行了改进，结合模糊控制理论提出适合于电力系统故障暂态和稳态信号分析的小波模糊神经网络方法。所用分量为稳态加暂态分量。文献29提出以故障馈线的非故障相暂态电流分量作为故障测距的基本依据，不受系统运行方式的影响，主要受故障距离的影响。小波变换提取与故障距离关联的特征频带小波测度序列。并提出克服故障瞬时角影响因素的校正算法。所用分量为特征频带（0125hz）内的暂态量。以上所述方法的共同缺点：神经网络的方法需要大量的样本进行训练，而这在实际中不可能得到。（3）行波法故障时,产生向线路两端传播的行波信号,利用在线路测量端捕捉到的暂态行波信号可以实现各种类型短路故障的测距。行波法是利用故障产生的行波来计算故障距离。在输电线路行波测距技术获得成功应用的基础上，已经有科研人员对配电网络的故障行波测距开展研究。文献3031中提出的两种方法从理论上可行，但由于配电网结构复杂，在混合线路接头处，行波在波阻抗不连续点的折射和反射造成线路一端测得的行波波形特别复杂，很难识别故障点的反射波。文献32提出利用双端行波法来实现故障测距，并解决了测距中波速度不连续的问题，但只是对双端行波故障测距作了简单仿真验证，对实际应用中面临的困难和关键技术问题考虑不足。行波法具有不受系统参数、系统运行方式变化，线路不对称及互感器变换误差等因素的影响,在电子技术日益发展的今天,利用故障产生的行波信息实现配电网故障测距具有重要研究意义。但如何解决好实际应用中面临的关键技术问题,比如行波测距模式的确定、行波信号的获取、架空电缆混合线路的影响，短线路、多分支线路的影响以及高阻接地故障的影响，大量配置的价格问题等,是其获得成功应用的关键。1.2.3 信号注入法（1）s注入法该法是利用故障时暂时闲置的电压互感器注入交流信号电流,通过检测故障线路中注入信号的路径和特征来实现故障测距和定位。文献3334探讨了s注入法。在发生接地故障后,通过三相电压互感器的中性点向接地线路注入特定频率的电流信号,注入信号会沿着故障线路经接地点注入大地,用信号寻迹原理即可实现故障选线并可确定故障点。不少电力部门要求在系统出现单相接地时选出接地线路后立即停电,在停电状况下进行接地点定位。文献35 针对此要求，在基于注入信号电流定位法的基础上,提出了“直流开路,交流寻踪”的离线故障定位新方法。考虑到线路停电后绝缘可能恢复,该方法需要停电检测，首先通过外加直流高压使接地点处于保持击穿状态，然后注入交流检测信号,通过寻踪注入的交流信号找出故障的准确位置。优点：适合于线路上只安装2相电流互感器的系统。缺点：注入信号的强度受pt容量限制；接地电阻较大时线路上分布电容会对注入的信号分流，给选线和定点带来干扰；如果接地点存在间歇性电弧现象，注入的信号在线路中将不连续，给检测带来困难；寻找时间较长，有可能在此期间引发系统的第2点接地，造成线路自动跳闸。（2）加信传递函数法文献36提出在故障出线处加方波诊断信号根据故障后电路拓扑结构的变化,用频域分析进行定位的单端测距算法。该方法基于频谱分析的原理和线路的分布参数模型,从线路首端施加方波激励信号源,在首端测量时域的零序电压和电流数据,计算得到频域传递函数,根据各分支端口传递函数频谱的频率、相位和波形特征实现接地故障定位。文献37详细推导了三相配电线路接地故障定位的传递函数表达式。文献38则给出了依据传递函数波形的频率，相位和幅值特征进行故障定位的判据。文献39通过试验进一步验证了利用传递函数法实现配电网故障定位的可行性和有效性。实现了多分支线路的故障定位。文献40在利用系统传递函数作为故障分析的基本方法的基础上,提出了解决多分支配电网接地故障定位的特征向量法。该法优点：不受负载参数变化影响。缺点：理论上可行，在实用化方面存在很多困难和限制，未得到推广应用。（3）端口比值故障分支定位法文献4142提出了端口比值故障分支定位法。将模拟电路故障诊断理论应用于分布参数传输网故障诊断,提出利用单相接地后的故障电压和电流的特点进行测距和定位,从端口方程出发,通过施加音频正弦信号,以比较传输网可测端口故障前后测试信号的变化量为根据,实现自动在线定位故障分支。端口故障诊断法的优点是故障诊断测后工作量小,适用于较大网络的故障诊断。缺点是需要外加声频信号，分支上的故障点位置只能归结为分支与主支的联结点，确切故障距离无法确定，且采用线路两侧信息，需要数据通信，实用性不强。1.3 本文的主要研究工作随着配电网自动化水平的不断提高、通信技术的不断发展，国家的投资力度也在加大，配电自动化系统在全国范围逐渐推广，得到较大的改善，通信可靠性基本得到了保障，这样就可以获取配电网发生故障后的大量故障信息，为研究新的故障定位方法提供了基础。本文所做的工作如下：（1）对中性点非直接接地系统的单相接地故障进行暂态过程分析，寻找故障区段和非故障区段暂态电气分量的特征差异，及存在特征差异的频带。（2）在分析配网单相接地故障时区段暂态零序电流的特征的基础上，研究提出了单相接地故障的区段定位方法。并用emtp故障仿真数据在matlab计算程序中检验其定区段效果。（3）研究了基于参数识别的配电网单相接地故障测距方法。（4）提出利用配电自动系统实现单相接地的故障定位技术方案。（5）用emtp仿真各种故障情况，得到故障仿真数据在matlab计算程序中检验故障定位方法的有效性。2 小电流接地系统单相接地的故障特性分析2 小电流接地系统单相接地故障的特性分析2.1 引言在过去关于故障区段定位的研究中，定位方法多利用的是故障信号稳态分量。小电流系统单相接地故障时，故障电流微弱；且经消弧线圈接地系统，因消弧线圈对系统容性电流的感性过补偿，使得故障稳态电流幅值减小、方向改变，线路特征差异弱化消失，所以利用故障信号稳态分量的方法不能可靠定区段。在中性点非直接接地系统单相接地故障时，存在一个明显的暂态过程，电气量中含有大量丰富的高频分量和直流分量。其中电流量通常较大，尤其是接地电容电流的暂态分量往往比其稳态值大几倍到几十倍，容易测量。而消弧线圈对于暂态量中的高频分量相当于开路，所以中性点不接地系统和经消弧线圈接地系统的暂态过程基本是相同的。这一现象，为寻找电流的特征差异、进而提出新的区段定位判据，提供了良好的信息来源。本章的主要工作即寻找故障区段和非故障区段暂态电气分量的特征差异，及存在特征差异的频带。2.2故障零序电流分量分析2.2.1 单相接地故障时稳态零序电流分量特征当中性点不接地系统发生单相接地时（图2-1(a)中a相接地，s打开表示中性点不接地系统），如果忽略负荷电流和电容电流在线路阻抗上的电压降，全系统a相对地电压均为零，a相对地电容电流也为零，同时b相和c相的对地电压和电容电流也都升高倍。这时的电容电流分布如图2-1(a)示。非故障线路i始端所反应的零序电流为 （2-1）其有效值为 （2-2）即非故障线路零序电流为其本身的电容电流，电容性无功功率的方向为母线流向线路。发电机端的零序电流为 （2-3）其有效值为 （2-4）即发电机零序电流为其本身的电容电流，电容性无功功率的方向为母线流向线路，这个特点与非故障线路是一样的。对于故障线路j，b相和c相与非故障线路一样，流过本身对地电容电流和，而不同之处是在接地点要流回全系统b相和c相对地电容电流之和，其值为 （2-5）其有效值为 （2-6）式中：全系统对地电容的总和。此电流要从a相流回去，因此从a相流出的电流为。因此，故障线路j始端所反应的零序电流为 （2-7）其有效值为 （2-8）即故障线路零序电流，数值等于全系统非故障元件对地电容电流之总和（不包括故障线路本身），电容性无功功率方向为由线路流向母线，方向与非故障线路相反。(a) (b)图2-1 中性点非直接接地系统中，单相接地时的电流分布(a) 用三相系统表示 (b) 零序等效网络中性点不接地系统发生单相接地时，在接地点要流过全系统的对地电容电流，如果此电流比较大，就会在接地点燃起电弧，引起弧光过电压，从而使非故障相的对地电压进一步升高，容易使绝缘损坏，形成两点或多点接地，造成停电事故。为解决此问题，有些系统的中性点对地之间接入消弧线圈（如图2-1示，s闭合表示中性点经消弧线圈补偿系统），一般采用5%10%的过补偿方式。上述故障线路电流特点对消弧线圈接地系统不再适用。此时，从接地点流回的总电流为 （2-9）式中：全系统的对地电容电流；消弧线圈的电流，设l表示它的电感，则。通过对中性点不接地（或经消弧线圈接地）系统零序电流的分析，可知：（1）当中性点不直接接地系统发生单相接地故障时，全系统将出现零序电压。（2）在非故障元件上有零序电流，其数值等于本身对地电容电流，零序电流相位超前零序电压90，电容性无功功率的实际方向为由母线流向线路。（3）在故障线路上:1）若为不接地系统，零序电流为全系统非故障元件对地电容电流之和，数值一般较大，零序电流相位滞后零序电压90，电容性无功功率的实际方向为由线路流向母线；2）若为经消弧线圈补偿系统，零序电流为全系统所有非 故障元件对地电容电流与消弧线圈电流之和。当采用完全补偿方式时，故障线路上电流同非故障线路电流一样，等于本身对地电容电流，无功功率实际方向为母线流向线路，在这种情况下，利用稳态零序电流的大小和方向都不能判断故障线路。当采用过补偿方式时，流经故障线路的零序电流将大于本身的电容电流，而电容性无功功率的实际方向仍为母线流向线路，和非故障线路的方向一样；因此，在这种情况下，首先无法利用功率方向的差别来判断，其次由于过补偿度不大，也难利用零序电流的大小来判断。2.2.2 零序电流暂态分量分析通过以上分析稳态情况下各线路电流的特点，在消弧线圈接地系统中，很难利用零序电流来选择故障线路。而当发生接地故障时，接地电容电流的暂态分量比稳态量大很多倍，因此可以考虑利用暂态分量来实现故障区段定位。零序网络中不包含电源电动势，只在故障点存在由故障条件所决定的不对称电压源中的零序分量。对于图2-1(b)所示的零序网，零序电压源 的瞬时值为： （2-10）式中： 正常状态的相电压幅值； 故障时刻的a相（故障相）电压相角。因为消弧线圈是按照对工频容性电流作过补偿和避开系统谐振的原则设定其电感值的，所以零序网突然接入工频零序电压源的暂态过程是一个过阻尼的衰减过程。则零序电流的时变波形中存在一个先突变、后衰减的暂态过程。这样变化的电流，通过傅立叶变换，可以分解成直流成分和一系列幅值递减的谐波成分的叠加，而且这些直流和谐波成分也基本上都是按照先突变后衰减的规律变化。另外，当一个正弦电压输入变压器后，由于绕组铁芯的铁磁材料具有非线性的饱和特性，其输出电压将发生畸变。畸变电压的傅立叶分解结果是一系列幅值递减的奇次谐波电压。因此，零序电压源发出的工频零序电压，在中性点连接消弧线圈的变压器里，被畸变为一组串联的零序奇次谐波电压源，其幅值随谐波次数的增加而减小。因而在零序网中产生一系列的零序奇次谐波电流。其中三次谐波电流因为系统的三相对称性，在三相星形联结和三角形联结中均无法流通，而仅在三角形闭合回路中流通。所以零序网中的谐波电流主要是5、7、11 次等非三倍数奇次谐波，它们的幅值在时间轴上都是先突变后衰减，而同一时刻各次谐波的幅值则是次数越高幅值减小。以上分析的是故障零序电流谐波的幅值情况。分析一个正弦量，除了分析其频率和幅值外，还应分析其相角的情况。具体到中性点非直接接地系统的零序网络中，就是要分析故障零序电流的谐波是容性电流还是感性电流。如公式（2-10）所示，零序电压源的相角始终为不变。而电路结构突变和铁芯饱和产生谐波电压的过程，都对电压的相角没有太大改变。所以零序谐波电压的相角基本相同，则零序谐波电流的相角主要取决于谐波电流的通路阻抗。中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障的零序网络中，零序电流通路上的主要元件为线路的零序对地阻抗和消弧线圈的阻抗。它们对不同频率的电压呈现出不同的阻抗，以下是对线路和消弧线圈的分析：（1） 线路零序阻抗的频率特性因为零序电流中低次谐波的幅值比高次谐波的幅值大得多，所以可以大致确定要寻找的零序电流线路特征差异是在低次谐波里。对于低频带的线路阻抗分析，使用长线均匀分布参数模型可保证其精确性。依据长线均匀分布参数模型作如下推导：图2-2 长线均匀分布参数电路模型式中:、 单位长度线路的阻抗和导纳； 距线路末端x处的电压、电流；距线路末端处的电压电流；为长度微元。由图2-2可得 （2-11）解得 （2-12）式中： 线路特性阻抗； 线路传播系数； 单线路末端电压、电流。运用公式(2-12)，可在已知线路末端电压、电流的条件下，计算线路上任意点的电压、电流。如以线路长度l代入x，则可得线路始端的电压、电流为 （2-13）本文分析的是线路零序输入阻抗。在零序网中，线路末端负荷的零序阻抗为无穷大，相当于开路，即。将此边界条件代入公式(2-13)，有 （2-14）则从线路始端看入的线路零序输入阻抗为 （2-15）代入单位长度的零序线路参数 （2-16）便是 （2-17）式中：、 线路单位长度的零序电阻、电感和电容； 线路长度。按照公式（2-17），使用三条典型10kv 线路的数据（同本文后面验证部分的仿真系统数据），如表2-1所列，计算出它们的零序阻抗频率特性曲线如下：表2-1 三条10kv 线路的参数长度(km)r0 + j xl0 (/km)bc0 (s/km)1#线路280.29 + j1.2182.892#线路150.29 + j1.2182.893#线路150.23 + j1.721.884图2-3 低频带（010khz）内不同长度、参数线路的阻抗频率特性可见线路零序阻抗的相频特性（见图2-3左侧三个小图）是在正负90上交变的周期方波函数，随着频率升高线路零序阻抗的容性、感性频带交替出现，且容性频带和感性频带长度相同（记做）。以第一个交变频带为首的奇数次频带 都是阻抗角为-90的容性频带，以第二个交变频带为首的偶数次频带都是阻抗角为90的感性频带。而线路零序阻抗的幅频特性（见图2-3右侧三个小图）为周期梳状函数，梳状尖峰之间的频率周期为，与线路零序阻抗相频特性的周期相同。即阻抗角由-90升到90的过零点频率对应于阻抗值的最低点（此时线路发生串联谐振），阻抗角由90降到-90的过零点频率对应于阻抗值的梳状尖峰点（此时线路发生并联谐振）。而在梳状尖峰之间，阻抗值随频率的变化较平缓。综合观察图2-3，可发现线路参数和线路长度共同影响着阻抗值的大小，而影响阻抗角的变化周期（即容性频带或感性频带的长度）却只有线路长度。线路长度越长，阻抗角的变化周期越短。线路阻抗的频率特性自然也影响到线路电流谐波的性质。所以在线路零序电流的低次谐波中，频率在容性频带内的谐波都是容性电流，频率在感性频带内的谐波都是感性电流。（2）消弧线圈对零序谐波电流的影响消弧线圈的电感值，是针对故障稳态下的系统对地容性电流作过补偿整定的。这一电流的大小是按工频基波计算的。即对基波电流分量有如下关系： （2-18）式中： 过补偿度； 消弧线圈电感； 全系统对地电容和；消弧线圈电流的基波分量；系统对地容性电流的基波分量。而对次谐波电流分量，因为相对固定，都有： （2-19）式中： 消弧线圈电流的次谐波分量； 系统对地容性电流的次谐波。可见，消弧线圈的感性补偿作用在系统过补偿时，能使故障线路零序电流基波分量由一个幅值较大的容性电流变为一个幅值较小的感性电流。而对于线路零序电流的谐波分量，消弧线圈的感性补偿作用都是以谐波次数平方级的水平被削弱的。随着谐波次数的升高，对于一定频率以上的零序电流谐波而言，中性点上的消弧线圈基本上相当于开路。综合前面对线路和消弧线圈的分析可知，根据一个系统的具体参数可在频率轴划分出一系列等长相间的容性和感性频带，该系统的暂态零序电流低次谐波分量由其频率所处的频带性质决定其电流是容性还是感性。需要注意的是第一个频带，由线路阻抗特性可知这个频带是容性的。但是其中的50hz基波电流，却被消弧线圈由一个幅值较大的容性电流过补偿成一个幅值较小的感性电流，性质和幅值大小都发生了根本的变化。而这第一个容性频带里的其他谐波分量（即频带内的谐波），受到的消弧线圈感性补偿都较工频基波小，所以仍为幅值较大的容性电流。因此经消弧线圈补偿后系统的第一个容性频带实际上是。2.3 区段的暂态零序电流特性分析2.3.1 配电系统的结构从拓扑结构上，配电网可分为辐射状网、树状网和环状网，如图2-4所示。 a 辐射网图 b 树状网图 c 环状网图图2-4 配电网结构近年来，随着对供电可靠性要求的提高，很多配电线路采用“手拉手”式的环网运行方式，即在正常运行状态时，联络开关两侧的负荷分别由本侧的母线提供，联络开关处于分断状态，而在一侧发生故障时，故障点被隔离后，联络开关闭合，故障点两侧的负荷由两侧的电源分别提供。在区段定位研究中，只需研究