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配电架空电缆混合线路单相接地故障定位技术的研究一、 目的和意义配电网通常是指110kV及以下电压等级的电网，在电力系统中担负着向用户直接供电的职能。配电网供电的可靠性直接影响用户用电的安全性和经济性。据统计，电力用户遭受的停电时间95%以上是由于配电系统原因造成的，电力系统损耗约有一半产生在配电网。近年来，随着国民经济的发展，用电负荷大幅增加，部分地区由于配电网建设跟不上用电负荷水平的增长而出现拉闸限电、故障频发等现象。与此同时，用户对电能质量要求也越来越高。无论是电网调度人员还是用户都迫切希望能够对配电网供电的安全性和经济性进行量化分析，以提高调度员决策的精确性和配电网的智能化水平。研究分别针对短路故障和单相接地故障的快速故障定位方案对于提高配电网运行的可靠性具有举足轻重的地位，而在配电网实时运行过程，对配电网当前存在的风险进行合理评估并相应做出预警报告是有效降低配电网停电故障发生率，提高运行稳定性的有效措施；断路器动作隔离故障并恢复非故障区域供电后，根据断路器信息，保护信息以及相关的电压电流信息进行配电网故障诊断，可以进一步有效提高配电网的故障处理能力。基于此，研究故障前的配电网风险评估与预警技术，故障过程中的快速故障定位技术以及故障后的配电网故障诊断技术对于当前配电网智能化建设具有重要的理论研究意义和工程实践价值。配电网存在两种故障情况，第一种是短路故障，包括两相短路、两相接地短路及三相短路，第二种是单相接地故障。当发生短路故障后，位于变电站的出线断路器跳闸隔离故障，如果不具备配电自动化功能，需要查寻并排除故障后再恢复供电。我国配电网绝大多数采用中性点非有效接地方式，包括中性点不接地及中性点经消弧线圈接地方式。配电网发生单相接地故障的概率远大于两相短路故障的概率，由于中性点非有效接地系统发生单相接地故障时，单相接地电流很小，多数情况下接地点电弧能自行熄灭，不需要断开线路就能恢复正常运行，规程规定中性点非有效接地系统发生单相接地故障后可以带故障运行1-2小时。但正是由于单相接地电流很小，继电保护装置无法准确识别并断开故障线路，DTU和FTU装置也无法准确确定故障区段。因此，研究关键技术提高配电自动化系统相间短路故障的处理能力具有重要的意义。随着当前配电自动化系统不断深入开展，大量的配电终端（FTU, TTU, DTU）为实时掌握系统的运行状况提供必要条件。通过对配电终端上传至主站控制中心的实时运行状态信息（包括正常运行信息和故障信息）进行深入挖掘分析，就可以在快速准确确定故障区段的同时制定供电恢复优化策略，提高系统运行的可靠性和安全性。特别是针对全网数据进行分析，可以有效解决多重故障的复杂情况。目前我国输电线路故障定位技术已取得重大进展，定位效果很好，但是由于配电线路与输电线路相比有很大差异，从而导致广泛应用于输电线路的阻抗法、行波法等定位技术在配电线路上难以应用。我国配电线路有三个特点：（1）分支众多，往往存在多级分支，主干线只占其中一小部分，绝大部分线路都是分支线，无论哪一点发生单相接地故障，全网的故障相电压都会下降，而非故障相电压都会升高，即使在变电站确定了故障线路，也难以确定故障点的位置。（2）信号测量功能不足，目前很多DTU和FTU无法检测零序电流和零序电压，因此对单相接地故障的定位难度较大。（3）单相接地情况复杂，包括金属性接地、经高阻接地、经电弧接地多种情况。特别是经高阻接地时故障电流信号微弱、经电弧接地时故障电流信号复杂。因此单相接地故障定位问题长期以来困扰运行部门，对这个问题大力开展研究工作具有重要而深远的意义。第一、单相接地故障定位技术有利于提高供电可靠性小电流接地系统发生单相接地故障时，非故障相对地电压升高，如果发生间歇性弧光接地时，能够引起弧光过电压，系统绝缘受到威胁，容易扩大为相间短路。因此应尽快找到故障点，尽快排除故障。目前的人工巡视方法不仅耗费了大量的人力物力，而且对于绝缘子击穿等隐蔽故障不易发现。所以快速准确的故障定位技术有利于提高供电可靠性，提高供电部门和用户的经济效益。第二、故障选线和定位技术有利于维护电网设备小电流接地系统发生单相接地时，非故障相的电压升高，对电网设备的绝缘产生破坏作用。如果发生间歇性电弧接地，由于过电压较高破坏作用相当大；即使发生恒定电阻接地，工频过电压也会对设备产生损伤，这种损伤积累到一定程度会破坏设备绝缘性能。部分配电网在单相接地持续长时间后发生了电弧燃火、人身触电、绝缘子闪络情况，因此虽然规程规定单相接地后可以带故障运行1-2小时，但实际上多数供电部门都要求在20-30分钟内切除故障线路。目前在现场工作人员往往通过试拉路法确定故障区段，即首先断开变电站内故障线路的出线断路器，然后断开线路中间的分段开关，最后重合变电站的出线断路器，如果没有故障发生说明故障点位于分段开关的后面，以此类推。每一次开关的断开和闭合都会对电网造成冲击，容易产生操作过电压和谐振过电压，频繁的开关操作也会减少开关使用寿命。对于无人值班变电站，需要远方遥控操作，更增加了设备的负担。所以快速准确的故障定位技术有利于维护电网设备，提高设备的使用寿命，减少维护检修负担。综上所述，小电流接地系统单相接地故障定位技术能够提高供电可靠性、提高供电部门和用户的经济效益、维护电网设备，具有重要的意义。实施配电自动化是解决配电网目前存在的问题的根本保证，而配电网故障定位是配电自动化的关键技术之一，如何快速准确地对配电网故障进行定位对我国配电网系统的经济可靠运行起着重要的作用。但是故障定位的方法多种多样，而且得到的定位结果各有差异，因此有必要研究配电网故障处理性能测试的方法用以保证故障定位的准确性，不仅保证电网安全、稳定和经济运行，而且有助于新能源技术在电力系统的推广使用，能够提高供电部门和用户的社会和经济效益，对电力系统的安全生产具有重要的意义。在配电自动化系统故障处理测试方面，现有的工厂验收、现场验收和实用化验收手段一般是针对配电自动化主站、子站和终端的功能和性能进行测试。现有的故障处理性能测试方法并不是试验结果且不能完全反映现场的实际情况，就是与真实故障现象不完全相符，带来的测试效果都不理想，不能很好地满足配电网故障处理性能测试的需要。因此，在配电自动化系统故障处理测试方面，需要研制全新的配电网故障处理性能测试方法以满足配电网故障处理性能测试和验证的要求。基于上述背景，对电缆架空混合线路单相接地故障特征进行详细深入的研究，对基于智能融合算法的配电架空电缆混合线路单相接地故障定位技术深入研究，当发生故障后，主站实现综合故障区段定位及故障测距功能。并构造出故障定位系统的软硬件功能架构，开发出相应的软件平台和相应接口模块。本研究适用于中性点不接地方式和中性点经消弧线圈接地方式下的电缆架空混合配电网，能够解决金属性接地、经高阻接地、经电弧接地等多种类型的接地故障定位问题，并能够充分保证故障定位的准确性。本研究提出的新型在线故障定位将极大提高供电可靠性和经济性。本研究的研究成果可以应用到全国中性点采用小电流接地方式的配电网中，能够以标准产品的形式推广应用，解决现场的问题。本研究的研究成果推广后将解决三个问题：1) 利用基于智能融合算法的定位技术，提高故障定位的正确性；2) 研制出实用化的电缆架空混合线路故障定位系统；3) 实现小电流接地系统配电网单相接地故障点精准定位问题。配电网络线路长、分支多、拓扑关系复杂，发生故障时一般仅出口断路器跳闸，即使在主干线上用开关分段，也只能隔离有限的几段，要找出具体故障位置往往需耗费大量人力、物力和时间。配电网直接面向用户，其供电可靠性既是电力企业经济效益的直接体现，又对应着不可估量的社会效益。目前用电负荷对供电可靠性的要求日益提高，本研究的研究成果能够极大缩短停电时间、提高供电可靠性、减少停电损失，具有重要的经济效益和社会效益。二、 国内外研究水平综述随着配电网电容电流的不断增加，越来越多的10kV系统中性点接地方式由不接地改为经消弧线圈接地。随着而来的问题是单相接地故障选线和定位难度的增加，现场往往采用手动拉路的方法选线，采用人工巡视的方法定位。目前用电负荷对供电可靠性的要求日益提高，手动拉路和人工巡视的处理措施极大的制约了配电网的正常运行。国外的配电网中性点接地方式多数向小电阻方式发展，不存在选线和故障定位的问题。一些具有中性点经消弧线圈运行方式的国家，其选线和定位技术与我国情况基本一致，也存在很大难度。目前达到实用化的单相接地故障定位技术主要由以下几种：(1) 基于故障指示器的定位：故障指示器的工作原理是将指示器装置设定好故障电流定值，并悬挂于线路上，通过判断检测到电流是否超过定值发出信号。故障指示器只能测量相电流，不能测量零序电流。由于小电流接地系统单相接地电流很小，通常都远小于负荷电流，因此故障指示器经实践检验单相接地故障定位准确性是较低的。(2) 基于馈线自动化的定位基于馈线自动化的定位装置通过在架空线路开关或者环网柜开关内部安装零序电流互感器测量零序电流，但是仅仅通过零序电流超过定值来判断单相接地故障。配电线路有四个特点，第一是广泛采用小电流接地方式，单相接地后故障线路、正常线路都有零序电流，靠定值启动的方法难以准确检测；第二是消弧线圈日益增加，导致零序电流功率方向出现了变化，正常线路和故障线路的零序电流相位几乎没有差别，增加了选线和定位的困难；第三是架空线路和电缆线路通常混合在一起，结构复杂，不易获得准确的线路参数；第四是单相接地情况复杂，包括金属性接地、经高阻接地、经电弧接地多种情况。因此目前基于馈线自动化的定位装置对于单相接地故障的正确率不高。(3) S信号注入法：其原理是通过母线PT向接地线的接地相注入信号电流，其基波频率处于工频n次谐波与n+1次谐波之间,然后利用专用的信号电流探测器查找故障线路和故障点 。S信号注入法选线定位技术通过向系统中注入220Hz电流信号来实现定位，运行实践表明，当接地点过渡电阻大于1K时，该方法往往会失效。值得一提的是10kV配电网的接地故障的过渡电阻很多都在1k以上。这就是S信号注入法在实际运行中为什么常常失效并没有推广应用的重要原因。S注入法不能圆满解决中压配电网的故障定位问题，只是在一定条件下有效。(4) 行波法：行波法是基于故障距离与行波从故障点传输到检测点的时间成正比的原理，一般分为A、B、C、D、E五种。A型行波定位方法是利用故障产生的行波进行单端定位的方法。在线路发生故障时，故障点产生的电流（电压）行波在故障点与母线之间来回反射，根据行波在测量点与故障点之间往返一次的时间和行波的波速来确定故障点的距离。B型定位原理利用故障点产生的行波到达线路两端的时间差来实现定位。双端定位只利用行波第一波头到达线路两端时刻进行定位计算，因而只需捕捉行波第一个波头，不用考虑行波的反射与折射，而且行波幅值大，易于辨识，使得计算处理简单。但要求线路两端测量系统有精确到微秒的同步时钟实现两端的时间同步。随着GPS时钟同步技术和数字光纤通信技术的发展在电力系统中的广泛应用，线路两端的数据交换已成为可能。因此，目前国内外输电线路很多都采用基于GPS系统的双端故障定位方法。C型原理是通过注入信号在注入端和故障点之间往返一次所需要的时间来计算故障距离；与A型行波不同的是它不利用故障时故障点产生的行波信号，而是在故障后，人工向故障线路发射脉冲信号，然后检测发射脉冲信号的时刻和来自故障点的反射波到达检测点的时刻。D型现代行波故障测距原理为利用故障暂态行波的双端测距原理，它利用线路内部故障产生的初始行波浪涌到达线路两端测量点时的绝对时间之差值计算故障点到两端测量点之间的距离。为了准确标定故障初始行波浪涌到达两端母线的时刻，线路两端必须配备高精度和高稳定度的实时时钟，而且两端时钟必须保持精确同步。另外，实时对线路两端的电气量进行同步高速采集，并且对故障暂态波形进行存储和处理也是十分必要的。E型原理是利用断路器重合闸于故障线路时产生的暂态行波在测量点与永久性故障点之间往返一次的时间计算故障距离。这一点对于装设有重合闸装置的高压输电线路尤为有用，它可以补救因故障发生在电压初始角为零或很小时造成的测距失败。设线路发生了故障，在继电保护作用下，开关将跳开故障线路，之后在重合闸作用下，开关将重新闭合。若故障未消失，则由开关重合所产生的初始行波经延时后到达故障点，在故障点行波又反射回检测母线，这段时间间隔包含有故障距离信息，同样可用于测距。以上几种行波方法都只限于理论，仿真，并没有研发出真正实用于配电网故障定位的装置，因此该类方法无效。目前应用于电缆架空混合配电网在线故障定位系统都没有很好地解决单相接地点定位问题，而用电负荷对供电可靠性的要求日益提高，手动拉路和人工巡视的处理措施极大的制约了配电网的正常运行。随着配电网自动化系统的建设，电缆架空混合配电网故障定位是今后的发展方向，将成为配电网自动化系统的重要组成部分。目前发生单相接地故障后，都是通过人工操作进行故障隔离，没有实现自动化，在带故障运行过程中容易出现故障扩大的严重后果。目前也没有采用针对单相接地的重合闸技术。同时发生单相接地故障后，对于非故障区域的自愈控制优化能力不够，往往根据经验进行重构，容易导致过负荷或者故障区域扩大。三、 研究的理论和实践依据研究的重点在于研究电缆架空混合线路故障状态，以及故障波形的变化规律，采取新的计算方法以适用于混合线路。研究基于暂态信号的定位方法，从暂态电流中提取有用的特征分量，进行故障分析。研究新型行波测距定位技术，利用线路内部故障产生的初始行波浪涌到达线路两端测量点时的绝对时间之差值计算故障点到两端测量点之间的距离。建立模型进行相关仿真研究，验证新方法的有效性。采用暂态信号算法，包括暂态HHT算法、EMD算法、暂态能量算法、首半波算法，并将多种算法进行融合进行研究，研究出适用于混合线路的故障信号处理算法。提出了一种新型的行波测距方法，基于线模和地模时间差进行测距。单端测距的优点是可以只在一端测得数据，不要求与对端进行GPS对时，降低了对终端设备的要求。而双端测距原理的优点则是易于检测波头，行波衰减幅度较小。综合利用单端测距和双端测距，可以有效减少项目投资，同时保证测距的精确性。关键点和难点在于：（1）采用HHT-数学形态处理技术进行信号分析，确保有效识别故障信号特征，为故障定位提供数据支持。（2）利用HHT-数学形态处理技术分析的结果，采用参数识别和电流突变检测技术确定故障区段。（3）研究实用的配电自动化终端实现技术，具有单相接地故障特征检测功能。（4）研究实用的高速采样终端，具备行波测距功能。（5）研究单相接地区段定位及故障测距应用软件的体系结构、接口方式和实现方法。四、 研究内容和实施方案主要研究内容及技术路线：1、电缆架空混合线路的故障特征研究小电流接地方式下发生故障后的短路电流幅值小，不易检测，这就需要我们去寻求更多的故障特征来作为定位方法的突破口，尤其是在电缆架空混合线路系统中，结构复杂，不易获得准确的线路参数，更加需要更明显的故障信号来作为定位的标准。中性点经消弧线圈接地系统虽然也属于小电流接地方式，但是由于消弧线圈产生的电感电流对系统电容电流补偿，使得单相接地故障特征有所不同。由于现场消弧线圈都运行在过补偿或全补偿的状态下，因此本项目只讨论过补偿或全补偿时的故障特征。（一）、稳态过程中相电压、线电压及零序电压的特征图4-1 电网电路图中性点经消弧线圈接地电网简化电路可表示为图4-1，在母线上有三条线路，三条线路各相对地的电容分别为、，消弧线圈电感值为。与中性点不接地系统相类似，画出戴维宁等效电路图如图4-2所示。图4-2 戴维宁等效电路通过图4-2可以对戴维宁等效电路进行计算，求出接地电流和A相电压的表达式为： (4-1) (4-2)其中X表示电感和电容的并联回路等值电抗，经过推导可得 由于消弧线圈处于过补偿，即电感电流大于电容电流，因此，并联回路的等值电抗为感性。计算出接地电流后，回到原电路如图4-1所示，在原电路中对电源电动势、中性点电压和故障相A相电压进行kVL分析，可以求出中性点电压为： (4-3)由电路图4-2可知，电阻和等值感抗上的电压相位差为90，因此随着的变化，由式(4-3)和式(4-3)可做出中性点及三相电压随故障电阻变化的相量轨迹图，如图4-3所示。图4-3中N点的轨迹应为以为直径的左侧半圆。图4-3 中性点电压偏移轨迹从相量图还可以得出如下结论：(1) 当发生单相金属性接地时，该相对地电压将降为零，中性点电位将升为相电压，这时其它两相对地电压升为线电压。(2) 当A相发生经电阻接地故障时，A相电压一定降低，B相电压一定升高。(3) 当N点位于延长线的下方时，C相电压会降低，而且A相电压高于C相电压。(4) 当N点位于延长线的上方时，C相电压会升高，而且A相电压低于C相电压。（二）、线路稳态零序电流特征下面分析图4-1所对应的零序网络图，如图4-4(a)所示，可以得出如下结论：(1) 在忽略线路电阻和感抗的前提下，中性点电压等于零序电压。(2) 由于消弧线圈的补偿作用，故障线路的零序电流和正常线路的零序电流同相。设母线指向线路的方位为电流正方向，则故障线路和正常线路的零序电流都超前零序电压90。(3) 故障线路的零序电流幅值等于电感电流减去所有正常线路的电容电流之和，幅值不一定最大。(4) 接地电阻不影响零序电流和零序电压的相位关系。 (a) 零序网络图 (b) 相量图(c) 相量图图4-4 零序电压、零序电流特征需要注意的是，在实际情况中消弧线圈和线路上都有电阻存在，电阻将会使零序电流出现有功分量，即零序电流和零序电压之间的相位不是正好相差90。根据图4-4(a)可知，故障线路的零序电流有功分量与正常线路相反，且幅值最大，也就是说故障线路零序电流与零序电压的相位差应大于90，而正常线路零序电流与零序电压的相位差应小于90。这个特征就是“有功分量”选线方法的理论依据。另外消弧线圈也不能补偿电容电流的谐波分量，原因在于对于谐波分量消弧线圈的感抗会增加，而线路的容抗会减小，就会导致电感电流小于电容电流，相当于欠补偿的情况，此时故障线路零序电流谐波分量与正常线路零序电流谐波分量反相。这个特征就是“五次谐波”选线方法的理论依据。图4-4(b)是不考虑有功分量时各条线路的母线零序电压和各条线路零序电流相量图，图4-4(c)是考虑有功分量时各条线路的母线零序电压和各条线路零序电流相量图，图4-5是现场实际录波波形，由图可见实际波形与相量图吻合，证明了上述结论符合实际情况。故障线路零序电流母线零序电压图4-5 现场录波波形（三）、线路暂态零序电流的特征对于非故障线路和故障线路的非故障相来说，中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地的暂态过程与中性点不接地系统类似，都可以用上述第二节的内容进行分析。但是对于故障线路的故障相来说，就必须考虑消弧线圈的影响，分析系统暂态电流所用等值回路如图4-6所示。图中：为各相回路的对地等值电容；为各相回路的等值电感，对于故障相来说是线路的电感，对于非故障相来说是线路的电感以及电源、变压器的等值电感之和；为各相回路中的等值电阻，其中包括故障点的接地电阻；为故障相在正常情况下的相电压；和分别为消弧线圈的有功损耗电阻和电感。由图4-6可知，暂态接地电流由暂态电容电流与暂态电感电流叠加而成。图4-6 单相接地故障暂态等值回路暂态接地电流的表达式为： (4-3)式中： 式(4-3)等号右侧第一项为接地电流稳态分量，等于稳态电容电流和电感电流的幅值之差；其余为接地电流的暂态分量，等于电容电流暂态分量与电感电流暂态直流分量之和。由式(4-3)可知，若接地故障发生在相电压过时刻，暂态电流中的电容分量出现最大值，暂态电感电流几乎为零，暂态电流主要是电容分量。若接地故障发生在相电压过零点附近，暂态电感电流出现最大值，暂态电容电流出现最小值。若接地故障发生在相电压时刻，暂态电流中既包含暂态电容电流又包含暂态电感电流，随故障时刻的不同，二者幅值存在差异。根据图4-1可知，暂态电感电流只流经故障线路，主要表现为衰减直流分量，而暂态电容电流既流经故障线路又流经正常线路。从线路的始端测量，非故障线路各相的暂态电流，以及故障线路非故障相的暂态电流由本线路特征参数决定。而故障线路的故障相暂态电流，则包含了其它所有线路暂态电流之和以及消弧线圈的暂态电感电流。对于零序电流而言，从线路的始端测量，故障线路的暂态零序电流等于所有非故障线路的暂态零序电流与消弧线圈电感电流之和。同样，“暂态零序电流”指的是各线路三相电流瞬时值之和()/3。根据式(4-3)还可以发现，由于消弧线圈的时间常数很大，所以在暂态过程的开始一段时间(通常是1个周期)，消弧线圈的补偿电感电流很小。另外消弧线圈对于暂态高频电流的电抗值非常大，因此可以认为消弧线圈不影响暂态电流分布特性，中性点经消弧线圈接地系统在故障后1个周期内的暂态过渡过程与中性点不接地系统近似相同。现场录波波形图4-7反映了电阻较小的情况，该系统是一个中性点经消弧线圈接地的系统，单相接地故障发生后，暂态过程明显，各条线路都产生了较大的暂态零序电流。可以发现消弧线圈在最初的暂态过程中并没有起到补偿作用，在进入1个周期后的稳态过程才开始进行补偿。故障线路零序电流母线零序电压图4-7现场录波波形-暂态过程明显与中性点不接地系统类似当接地电阻较大时，等值电路是过阻尼状态，暂态电流将不存在振荡过程，而呈现非周期性的衰减特性。现场录波波形图4-8反映了电阻较大的情况，单相接地故障发生后，暂态过程不明显，各条线路都没有产生较大的暂态零序电流，很快过渡到了稳态。图4-8现场录波波形-暂态过程不明显（四）、线路上各区段零序电流特征前面分析了变电站母线上各条线路出口零序电流的特征，下面分析在线路上各区段零序电流的特征。分析零序网络如图4-9所示，由于消弧线圈的补偿，故障路径上的零序电流相位将超前零序电压90，而故障点后以及非故障分支的零序电流相位也超前零序电压90。很显然，母线上的正常线路上主干线及分支的零序电流相位超前零序电压90，故障路径上的零序电流与正常支路的零序电流同相。暂态零序电流的特征是：在暂态过程的开始一段时间(通常是1个周期)，消弧线圈电感电流幅值较小，因此与中性点不接地系统类似，沿故障路径越靠近故障点的暂态零序电流幅值越大，故障路径的暂态零序电流与非故障线路、非故障支路以及故障点之后的线路的暂态零序电流方向相反。图4-9故障线路零序电流2、基于暂态信号的定位方法研究小电流接地系统的暂态过程，基本上受中性点的运行方式的影响较小，中性点不接地以及中性点经消弧线圈接地时具有相似的性质。在故障线路上，故障点相当于等值接入了一个零序电压电压源，这样暂态零序电流方向从故障点流向母线和其他分支。定义母线至故障点的所有支路的集合为故障路径。，如果从母线指向线路末端为参考方向，那么故障路径上的暂态零序电流和零序电压的突变方向相反，而正常线路及故障线路的非故障分支(包括故障点之后)的暂态零序电流和零序电压的突变方向相同。由于暂态电流信号幅值大且不受消弧线圈补偿的影响，适合用于小电流接地故障选线和定位，需要解决的问题就是如何从暂态电流中提取有用的特征分量，进行故障定位。（1）暂态HHT算法HHT变换是一种在时域和频域信号分析效果均很理想的信号处理方法，其借 了短时傅里叶变换的局部化特性，可以对信号的不同频段进行精确的细节放大， 用于处理奇异性较大的信号。相较于傅里叶变换而言，傅里叶函数的基函数是固 的，而HHT变换的基函数却具有多种形式，因而可以根据处理问题的不同而选取 合的基函数变换，从而使得HHT变换的应用更加灵活多样，更加容易检测出频域 的奇异信号。（2）EMD算法EMD(经验模态分解)方法，可以将信号中不同尺度的分量进行逐级的分解，最终分解为一系列的分量，这些分量具有不同的尺度特征，称之为IMF（固有模态函数）。对单相接地后各条待判断的线路的零序电流进行采样，然后将采样所得的信号进行EMD分解，直到最终分解得到的余项满足停止分解的要求，最终得到的余项即为暂态过程衰减直流分量。（3）暂态能量算法能量法将零序电流的有功分量进行计算，提出利用中性点电压和零序电流的乘积的积分作为能量函数。非故障线路消耗能量，其零序能量为正，而故障线路提供能量，其零序能量为负，并且在所有非故障线路上终端的零序能量之和等于故障线路终端的的零序能量之和。（4）首半波算法所谓首半波是指零序电流的在故障发生后的最初半个周波，此时为故障的暂态过程，零序电流先达到峰值之后，再进行震荡衰减到稳态。在故障发生后的初始半个周期中，由于接地电容电流从故障处流向母线处再流向各条线路，所以故障线路的终端的零序电流的首半波峰值与健全线路上的终端的峰值极性相反，且在故障线路上的终端的零序电流首半波幅值应较其他线路上的终端大很多。分布在故障线路上的终端则在故障点两侧的首半波峰值极性相反，与故障点越近的终端首半波幅值越大。（5）多种算法的融合对第n个终端测得的暂态量进行处理后，得到四种不同信号处理方法处理过的数值、。其中暂态HHT算法、EMD算法、暂态能量算法和首半波都包含着零序电流的幅值和方向，包含着正负号。对四种信息进行融合处理，得到第n个终端的综合信号特征为： 其中分别表示权重，权重的值能够自适应调整，基本原则是：某个方法的信号特征明显，则权重增加，否则权重减小；如果某个终端提取的特征信号方向与其他终端相反，说明该终端极有可能位于故障路径，增加权重。3、基于线模和地模时间差新型行波测距方法研究行波法是基于故障距离与行波从故障点传输到检测点的时间成正比的原理，一般分为A、B、C、D、E五种。A型行波定位方法是利用故障产生的行波进行单端定位的方法。在线路发生故障时，故障点产生的电流（电压）行波在故障点与母线之间来回反射，根据行波在测量点与故障点之间往返一次的时间和行波的波速来确定故障点的距离。B型定位原理利用故障点产生的行波到达线路两端的时间差来实现定位。双端定位只利用行波第一波头到达线路两端时刻进行定位计算，因而只需捕捉行波第一个波头，不用考虑行波的反射与折射，而且行波幅值大，易于辨识，使得计算处理简单。但要求线路两端测量系统有精确到微秒的同步时钟实现两端的时间同步。随着GPS时钟同步技术和数字光纤通信技术的发展在电力系统中的广泛应用，线路两端的数据交换已成为可能。因此，目前国内外输电线路很多都采用基于GPS系统的双端故障定位方法。C型原理是通过注入信号在注入端和故障点之间往返一次所需要的时间来计算故障距离；与A型行波不同的是它不利用故障时故障点产生的行波信号，而是在故障后，人工向故障线路发射脉冲信号，然后检测发射脉冲信号的时刻和来自故障点的反射波到达检测点的时刻。D型现代行波故障测距原理为利用故障暂态行波的双端测距原理，它利用线路内部故障产生的初始行波浪涌到达线路两端测量点时的绝对时间之差值计算故障点到两端测量点之间的距离。为了准确标定故障初始行波浪涌到达两端母线的时刻，线路两端必须配备高精度和高稳定度的实时时钟，而且两端时钟必须保持精确同步。另外，实时对线路两端的电气量进行同步高速采集，并且对故障暂态波形进行存储和处理也是十分必要的。E型原理是利用断路器重合闸于故障线路时产生的暂态行波在测量点与永久性故障点之间往返一次的时间计算故障距离。这一点对于装设有重合闸装置的高压输电线路尤为有用，它可以补救因故障发生在电压初始角为零或很小时造成的测距失败。设线路发生了故障，在继电保护作用下，开关将跳开故障线路，之后在重合闸作用下，开关将重新闭合。若故障未消失，则由开关重合所产生的初始行波经延时后到达故障点，在故障点行波又反射回检测母线，这段时间间隔包含有故障距离信息，同样可用于测距。基于传统的电力线路行波测距方法，本项目提出一种新型配电线路行波故障测距方法，该方法的创新点体现在（1）使用基于零模-线模波速差构成的单端测距原理进行故障测距；（2）综合多个检测装置的测距结果最终确定故障点位置。这种方法的具体思路是在配电网不同类型架空线路和电缆线路两端安装少量具有GPS对时功能的行波检测装置，首先运用离线方法计算出行波线模分量和地模分量在不同类型线路中的波速，当配电网发生故障后，根据行波线模分量和地模分量到达某个检测装置的时间差计算出故障点与该检测装置之间的距离，最后综合多个检测装置的测距结果确定故障点位置。该方法的优点是能够实现准确故障定位，测距误差小；综合考虑多个检测装置的测距结果，排除了大量伪故障点，保证了测距精度；降低了排查故障的时间，提高了供电可靠性；安装设备数量少、经济性好，具有很好的实用性。所述方法包括以下步骤：（1）计算故障点与某个检测装置的距离利用线模波速大于地模波速的现象，测量两个模分量的时间差，计算出故障点与各个检测装置的距离。（2）综合多个检测装置的计算结果得到包含故障点在内的可能故障点集合每一个检测装置都可以得到若干个可能故障点，综合多个检测装置的结果，取交集就可以得到可能故障点集合，在集合中有可能不止一个故障点。下面结合实例对该配电线路行波故障测距新方法作详细说明。如图4-24所示为某10kV配电线路系统。图中1-1为变电站母线，1-2为后台主站，1-3-1至1-3-9为行波检测装置。母线上共有四条线路，故障发生在线路1。图4-16 10kV配电线路系统示意图具体步骤如下：第一步，计算故障点与某个检测装置的距离利用线模波速大于地模波速的现象，测量两个模分量的时间差，结合测量的线模和地模波速计算出故障点与各个检测装置的距离。具体方法是：针对1-3-1检测装置，检测到故障电压行波线模分量的到达时间为，地模分量的到达时间为，计算出时间差为；计算故障线路的所有末端节点C、D、E行波线模分量和地模分