小电流接地系统单相接地故障选线方法的分析研究毕业设计

西安交通大学网络教育学院 论文 政研论文下载论文大学下载论文大学下载关于长拳的论文浙大论文封面下载 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 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 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 ，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 工程第三方检测合同工程防雷检测合同植筋拉拔检测方案传感器技术课后答案检测机构通用要求培训 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 目 录 V1 绪论 1.1 课题背景及研究意义 V 1.1.1 单相接地故障的危害及其研究意义 V 1.1.2 配电自动化现状及其处理模式 1 1.2 单相接地故障定位的研究现状分析 2 1.2.1 监测定位法 3 1.2.2 故障分析法 4 1.2.3 信号注入法 6 1.3 本文的主要研究工作 7 2 小电流接地系统单相接地故障的特性分析 8 2.1 引言 8 2.2故障零序电流分量分析 8 2.2.1 单相接地故障时稳态零序电流分量特征 8 2.2.2 零序电流暂态分量分析 10 2.3 区段的暂态零序电流特性分析 15 2.3.1 配电系统的结构 15 2.3.2 区段定位中的特征频带概念 16 2.3.3 特征频带上下限的确定 18 2.3.4 特征频带内暂态零序电流的分布特点 20 3 配电网中故障区段定位的综合区段定位方法 22 3.1 基于暂态零序特征电流分量方向的方法 22 3.1.1 暂态零序电流的分布特点 22 3.1.2 基本原理 22 3.1.3 故障区段判别方法 23 3.1.4 实现算法 25 3.1.5 算法评价与适用条件 25 3.2 零序电流有功分量幅值比较的方法 25 3.2.1 算法原理 26 3.2.2 有功分量幅值算法实现 26 3.2.3 故障区段具体判别方法 26 3.2.4 算法评价及适用条件 27 3.3 综合区段定位方法的实现 27 3.4 EMTP仿真研究 28 3.4.1 EMTP仿真模型的建立 28 3.4.2 仿真实验及分析 30 3.5 小结 34 4 配电网中故障点定位的参数辨识法 35 4.1 引言 35 4.2 参数辨识的理论基础 35 4.2.1 参数辨识的基本概念 35 4.2.2 最小二乘优化算法的基本原理 36 4.3 故障点定位的参数辨识法 36 4.3.1 算法方程 37 4.3.2 该算法在测距中应用的分析 39 4.3.3 算法中使用的数学方法 40 4.4 EMTP仿真研究 42 4.4.1 仿真系统及参数 42 4.4.2 仿真条件 42 4.4.3 EMTP仿真理论分析和验算……………………………………………………44 4.4.4 仿真实验结果及分析 42 4.5本章小结…………………………………………………………………………..46 5 利用配电自动化系统实现故障定位的总体方案 46 5.1 实现故障定位的技术基础 46 5.2 单相接地故障点定位总体方案的流程 47 5.2.1 启动模块和永久性故障判断模块 47 5.2.2 故障相判别模块 47 5.2.3 总体方案的基本流程 48 5.3 故障定位总体方案的例证 48 6 结论 53 致 谢 54 参考文献 55 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6～35kV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1～2h,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。 1.1.2 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SCADADMS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[2][3]。 （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 班主任工作经验交流宣传工作经验交流材料优秀班主任经验交流小学课改经验典型材料房地产总经理管理经验 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:①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；②当运行方式发生改变时，需要改变重合器的整定参数；④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 EQ 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[5][6]，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[23][24]。 （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（0~125hz）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[30][31]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[33][34]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[41][42]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90º，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90º，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。 ①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。 ②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 (Ωkm) BC0 (µSkm) 1#线路 28 0.29 + j1.218 2.89 2#线路 15 0.29 + j1.218 2.89 3#线路 15 0.23 + j1.72 1.884 图2-3 低频带（0～10kHz）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，只需研究配网中的树状结构，拓扑图可以由图2-5表示。 图2-5 树状配网拓扑图 为分析区段零序电流，这里首先定义几个基本概念： 1）节点：断路器、分段开关、联络开关等开关设备以及线路分叉点称为节点，如图2-5中1~10为节点编号； 2）支路：两个节点之间没有被其他节点分隔的、连通的供电线路和沿途各种配电设备的集合称为支路，如图中节点1和2、2和3等之间的线路为支路； 3）区段：开关与开关之间或开关与主干线分叉点之间的支路集合称为区段，如图中节点1和4、4和7、4和10之间的支路集合为区段； 4）检测点：配备有可以采集电压电流信号的FTU的节点，即各个开关设备处及主干线分支首端。所在位置在图2-5以 符号标示。 根据上面区段的定义，图2-5所示的配电网可以划分为五个区段 、 、 、 、 ，简化后如图2-6所示。 图2-6 五个区段的配网拓扑图 2.3.2 区段定位中的特征频带概念 2.2.2节主要分析了母线处各个出线处的零序暂态信号：各健全线路零序阻抗在发生第一次串联谐振以前（ ）呈现容性，也就是在 时，健全线路零序电流为容性。当 时，各健全线路零序电流方向一致（均为容性）。 在区段定位中，需要分析线路中每个检测点处的暂态信号特征： （1）健全线路上： 各检测点检测的零序阻抗是下游线路自身阻抗，仍然可以看作末端开路的均匀传输线。其相频特性和暂态零序电压电流信号特性等同于母线处健全线路特性，不同点是由于被检测线路长度减小，其首次串联谐振频率和谐振频率间隔都相应增大。 （2）故障线路上： 1）故障点下游检测点检测的也是其下游线路自身阻抗，相频特性和暂态信号特性等同于健全线路检测点。 2）故障线路故障点上游检测点检测的零序阻抗为其背侧阻抗，即由检测点到母线区段与所有健全线路、消弧线圈（经消弧线圈接地系统）或者接地电阻（经高阻接地系统）并联，串联的等效阻抗。 其入端阻抗及其特性分析的基本思路是：从背侧网络的每一个末梢开始，利用线路串联和并联阻抗特性分析方法依次递推每个中间节点的阻抗表示形式及特性，直至该检测点。 图2-7 简单网络结构图 如图2-7所示，区段 单相接地，检测点 处的零序阻抗： （2-20） 检测点a处的零序阻抗： （2-21） 同样按照公式（2-17），取 , , ，线路参数为 ， 计算出它们的零序阻抗相频特性曲线如图2-8： 图2-8 零序阻抗频率特性曲线 图2-8中上下两图分别为 处零序阻抗相频特性，相频特性仍为在正负90°上交变的方波函数，随着频率升高线路零序阻抗的容性、感性频带交替出现。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。 虽然检测点 处入端阻抗和简单均匀线路入端阻抗相比，其相频特性要复杂的多，存在更多的串并联谐振过程，且谐振频率间隔不再固定。 但各个检测点测得阻抗的首次谐振均为串联谐振；故障点上游各检测点，离故障点越近的检测点，其首次谐振频率越小；在最低频段均呈容性；所有频段上随频率增加阻抗交替呈现感性和容性。 零序谐波电流的相角主要取决于谐波电流的通路阻抗，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谐波中，各个检测点处测得零序谐波电流存在一个最低的串联谐振频率，在小于该频率的频段内，阻抗仍然呈容性。 在区段定位问题中，特征频带可定义为：小电流接地系统发生单相接地故障时，将零序网络中从0 到该检测点检测零序阻抗的最小串联谐振频率之间的频段定义为该检测点的特征频段，简称为SFB。在SFB内，各检测点零序电流均为容性，方向一致。 2.3.3 特征频带上下限的确定 对中性点不接地和经高阻接地系统，SFB 可选为从0 到该检测点检测零序阻抗的最小串联谐振频率 的频带范围。而对经消弧线圈接地系统，或者为同时适用三种接地系统，特别是需要经常改变接地方式的系统，为完全消除消弧线圈感性电流影响，SFB 须选为从 到 的频带范围。 （1） 的确定 选为3 倍的工频即可有效地消除消弧线圈的影响，也可选为更高频率如4 倍工频，可更有效地消除消弧线圈的影响。 （2） 的确定 1）对确定且线路结构相对简单的系统， 可以通过推导得到 在该种分析中，需要分析的情况可以归结为：几条线路串联，并联；几条线路并联后与一段线路串联。 文献[44]已对两条线路串联，两条线路并联的情况进行了分析，下面对串并联的复杂情况进行了分析。 在区段定位中，如图2-7所示，区段1内单相接地，则此时检测点 处的 为线路 并联再与区段 串联。 （2-22） （2-23） （2-24） （2-25） （2-26） 图2-9零序阻抗频率特性曲线 图2-9中上方图为长度为 线路零序阻抗相频关系，中间图为 零序阻抗相频关系，下方图为长度 线路零序阻抗相频关系。 结论：在确定首频带的上限截止频率时， 并联后，与 串联的情况可以等效为 ( )长度串联线，确定上限截止频率。 从以上分析可知，所有检测点的零序阻抗最终用几条简单线等效串联来界定其大致范围，从而进一步确定上限截止频率。若线路为同一线路参数，出线数不多，且变动不是很大，可以事先计算每个检测点处的最小上限频率 。 2）对经常改变线路运行结构或线路结构非常复杂的系统，故障线路故障点上游检测点检测的零序阻抗的推导非常复杂，且每个检测点得到的上限频率 为最保守的估计。 当欠阻尼时故障暂态过程的主谐振频率包含在特征频段内[44]，所以为了确定 ，从而可以先求取主谐振频率，然后通过两个频率之间的关系间接求取 。 故障后先计算暂态零序电流的主谐振频率， 确定为在主谐振频率基础上加一预设阈值。当故障点过渡电阻较大时，系统将进入过阻尼状态，因此应根据系统结构对 预设一限定范围。 主谐振频率 ：单相接地故障时，暂态过程为整个故障分量网络在故障点突然加入的虚拟电源激励下的零状态相应。由于激励电源除故障时初相角变化外为固定电源，因此，暂态过程主要取决于整个故障分量网络，即零模、1 模和2 模间的阻抗特性。由于整个系统有无数串联谐振过程，暂态故障电流中含有的谐振电流也有无数多。但考虑到虚拟电源的频率特性，则只有首次串联谐振频率对应的谐振电流幅值最大。称首次串联谐振为故障的主谐振，其频率为主谐振频率 。 变化范围一般为 300Hz~3KHz，而 小于 4 次谐波即小于 200Hz，故 < 。 可以表示为[44]： （2-27） 式中： 、 、 —— 分别为整个零序网络的线路电感、电阻和分布电容。 由上节分析知，任一检测点测得零序阻抗可以等效为几条简单线等效串联，从而可得其第一次串联谐振频率 ： （2-28） 式中： 、 —— 分别为检测点 背侧零序网的零序电感和零序分布电容。 显然有 。 因此故障后可先计算暂态零序电流的主谐振频率， 确定为在该主频率基础上增加一预设阈值。 而且，因为暂态信号特征分量内包含了暂态过程的主谐振分量即暂态信号的主要能量，可以保证保护的可靠性和灵敏性。 与各条线路出口检测阻抗相频特性相比，虽然不同线路不同检测点所检测零序阻抗首次串联谐振频段不再统一，但均大于整个系统的主谐振频率。因此，如果根据主谐振频率增加一定阈值的方法确定特征频段，则所有检测点特征频段是统一的。 在工程应用中，对于大多数系统，SFB可大致选为150Hz～2000Hz。 2.3.4 特征频带内暂态零序电流的分布特点 以两条出线的小电流接地系统为例，两出线分为6个区段，设系统的区段e发生单相接地。 图2-10 两出线配网零序网络 由2.3节分析可知，各检测点的零序阻抗在特征频带内呈现容性，各检测点处零序电流方向一致。研究区段暂态零序容性电流方向特性，简化零序等效网络如上图。 图中节点 为出线断路器，节点 为线路分段开关。定义故障线路故障点上游各检测点为第一类检测点，此中包括 ；健全线路及故障线路下游检测点为第二类检测点，此中包括 。 由2.2.1节分析可知，在中性点非直接接地系统发生单相接地故障时，全系统将出现零序电流，零序电流从虚拟电源输出后经故障线路和母线分配到各条健全线路再经大地返回。对应图2-20，暂态零序电流从故障虚拟电源输出，经故障区段分配到各健全区段。 由2.3.2节分析可知，在SFB内，各检测点零序电流均为容性，方向一致。 从而各检测点处特征频带内暂态零序电流有如下特性： 1）第一类检测点（即故障线路故障点上游各检测点）的容性电流均从线路流向母线。 2）第二类检测点（即健全线路及故障线路下游各检测点）的容性电流均从母线流向线路。 3 配电网中故障区段定位的综合区段定位方法 本章在分析单相接地故障时各检测点处暂态零序电流特性的基础上，提出利用暂态零序电流方向法来进行区段定位。并分析了暂态方向法的基本原理和计算方法。 此外，任何单一暂态零序电流幅值比较的故障选线方法都有其局限性，不能适合所有的故障状况。为此提出利用零序电流有功分量幅值进行比较的方法作为其有效补充，形成综合区段定位方案。 最后考虑了各种影响因素，采用ATP—EMTP和Matlab软件，对配电网单相接地故障进行故障仿真研究，验证本章提出的综合区段定位方案。 3.1 基于暂态零序特征电流分量方向的方法 3.1.1 暂态零序电流的分布特点 由2.3.4节分析知, 暂态零序容性电流从故障虚拟电源输出，经故障区段分配到各健全区段。 故障点上游及下游检测点处暂态零序电流的极性呈现一定特性: 1）第一类检测点（即故障线路故障点上游各检测点）的容性电流从线路流向母线。 2）第二类检测点（即健全线路及故障线路下游各检测点）的容性电流从母线流向线路。 也即对于某检测点，若能判断流经该检测点的暂态零序容性电流的方向。其方向为从线路流向母线，则故障点在其背侧；判断方向为母线流向线路，则故障点在其正侧。在此基础上可通过综合比较各检测点处的电流方向确定故障区段。 本文在以下小节研究了体现暂态零序容性电流流向的方法及如何利用故障点上下游检测点处暂态零序电流的流向关系判断故障区段。 3.1.2 基本原理 传统利用工频分量的方向检测和保护，主要是根据电压电流间的相位差判断电压超前或滞后于电流来确定故障电流流向。对于具有连续频谱的暂态电压电流信号，此方法不再适用，须寻找其它可以表征电流流向的参量。 在特征频带内，对于各检测点的零序无功电流，对应的负荷都可以等效为集中参数电容。进一步忽略等效电容的依频变化特性。 1）健全线路及故障线路故障点下游各点检测的暂态电压和分解出的暂态电容电流满足： （3-1） 2）故障线路故障点上游各点检测的暂态电压电流满足： （3-2） 式中： —— 该点背侧零序等效电容。 若定义参量 为： （3-3） 则对第一类检测点有 （3-4） 对第二类检测点有 （3-5） 则参量 幅值与无功电流平方成正比，极性可代表无功电流的流向； 表明无功电流由区段流向母线，而 时表明无功电流由母线流向区段。 为防止健全线路电流微弱受干扰影响发生误判，判据可定为： （3-6） 式中： ——整定值。 为充分利用故障后所有暂态信息及增加抗干扰能力，可在暂态过程时间段 内对参量 进行平均得到参量 ： （3-7） 式中： （3-8） 3.1.3 故障区段判别方法 （1）搜索下接检测点 为了便于搜索下游相邻检测点，本文建立了检测点关联矩阵 。假设网络中有 个检测点， 条出线，一般区段由2个或3个检测点即可确定，可令 。用 来描述检测点关联关系，则 （3-9） 矩阵中 是检测点编号， 为检测点 下游某个相邻检测点号，母线编号为0， 为出线端检测点号。以图2-10配电系统为例： （3-10） 表示没有下接检测点。 （2）由2.3.4节和3.1.2节分析知 1）第一类检测点处（即故障线路故障点上游各检测点）计算所得参量 ； 2）第二类检测点处（即健全线路及故障线路下游各检测点）计算所得参量 ； 此关系一般情况下成立。 依据此关系，判别故障区段过程（以图2-10中区段c发生故障为例）： 1）建立检测点关联矩阵 ，并将各检测点对应 值写入矩阵 ，此例中为： （3-11） 2）比较各出线端检测点处 值，即所建立矩阵 第0行 对应值，此例中为[0 ]。 表明故障点在该检测点背侧， 表明故障点在该检测点的下游。如此例中有[0 ]，确定故障点在检测点1下游。 3）进一步比较检测点1下游相邻检测点处 值，即矩阵 的第1行 对应值，此例中为[1 ]。若有[1 ]，则说明故障点在由这几个检测点（1，2，3）确定的区段内；若有[1 ]，则说明故障点有可能在检测点3的下游。 因对于有些检测点，如检测点2，因其后面的区段长度会比较短，流过的电流较小，有可能导致检测点2处的的 ，即出现[1 ]。由前面分析知，第一类检测点和第二类检测点处的 值大小差别很大，所以可以根据两类检测点 的量值的相关性进一步区分。求各检测点处 的比值 ，若 （文中取 ），则认为二检测点相关，故障点在下游检测点的下游。对于检测点2， ，从而排除故障点在检测点2的下游的可能。 4）进一步比较检测点3的下游相邻检测点，重复步骤3。 3.1.4 实现算法 对各检测点（设为检测点k）的零序电压、零序电流作如下处理： 1）确定特征频带范围，获得特征电压和特征电流； 2）计算特征电流无功分量； 3）计算该处参量； （3-12） 式中： ——采样间隔。 4）计算该处参量 ； （3-13） 5）根据3.1.3节故障区段判断方法判别故障区段。 3.1.5 算法评价与适用条件 根据文[45]和本文的仿真结果分析，当系统在相电压峰值附近发生故障，且过渡电阻不是很大时，不论故障线路还是非故障线路，其暂态电流能量主要集中在高频带：300～2500Hz（此时故障特征明显，可以称为强故障）。但是当故障发生在相电压过零点附近或过渡电阻很大时，情况有所不同。这时，暂态电容电流的工频分量较大，非故障线路暂态零序电流的能量主要集中在低频带：0～50Hz（此时故障特征很不明显，可以称为弱故障）。 在消弧线圈接地系统中发生强故障时，消弧线圈不影响选线结果；在不接地系统中发生任何故障时，因为故障线路零序电流没有被补偿，此方法也适用；但在消弧线圈接地系统中发生弱故障时，健全线路暂态电流能量主要集中在工频范围，如利用此方法选择不包括工频量的第一个容性频带内零序电流暂态分量进行判断，则会由于电流值太小而引起的较大误差，影响选线结果，需要采用别的方法进行判断。 这种方法利用的电流值较大，算法误差小，能适应大多数故障情况，可以作为故障线路的主要判断方法。但单一利用这种方法不能完成在各种故障条件下正确选取故障线路的要求，在消弧线圈接地系统中发生弱故障时，需要采用别的区段定位算法作为其补充。 3.2 零序电流有功分量幅值比较的方法 3.2.1 算法原理 经消弧线圈接地系统中发生单相接地故障时，由于消弧线圈的并（串）电阻会在故障线路中产生有功分量电流，而且消弧线圈本身的有功成分较大（实测单相接地时其有功电流达2~3A），在故障线路中会有较大的零序有功分量电流。由于有功电流只流过第一类检测点，因此，第一类检测点处的零序电流有功分量远大于第二类检测点处的零序电流有功分量。从而可据此选出故障区段[46]。 3.2.2 有功分量幅值算法实现 首先，对零序电压及各检测点处零序电流通过富氏滤波求取150Hz以下，各频域采样点（在本文仿真中为0，50，100……Hz）频率分量；然后在每一检测点上，把零序电流投影到零序电压方向（如图3-5示， 表示U0垂直方向），求零序电流低频有功分量值 。 图3-1 求取零序电流有功分量 3.2.3 故障区段具体判别方法 依3.2.1原理分析，判断故障区段过程（仍以图2-10中区段c内故障为例）： 1） 建立检测点关联矩阵 ，并将各检测点对应零序电流低频有功分量值 写入矩阵 ； 2） 比较各出线端检测点处 值，即所建立矩阵 第0行 对应值，此例中为[0 ]。具有电流频谱最大值的为故障线路，此例中确定故障点在检测点1的下游； 3） 进一步比较故障线路检测点1下游相邻检测点。即矩阵 的第1行 对应值，此例中为[1 ]。故障点有可能在最大的 值对应的检测点下游。 需要进一步的判断，因第一类检测点和第二类检测点的 值大小差别很大，所以可以根据两类检测点 的量值的相关性进行进一步区分：求比值 ，若 （文中取 ），则认为二检测点相关，故障点在下游检测点的下游。 在此例中，判断故障点在检测点3的下游。 4）进一步比较检测点3的下游相邻检测点，重复步骤3。 3.2.4 算法评价及适用条件 在消弧线圈接地系统中发生弱故障时，此算法可以利用幅值较大的零序基波电流，正确选择故障区段，而且有较高的灵敏度，为上一区段定位方法提供有效的补充。但是所利用的电流值很小，容易受测量误差和计算误差影响。在中性点不接地系统中，由于没有消弧线圈并（串）联电阻，此算法不能应用。 3.3 综合区段定位方法的实现 根据3.1.5小节分析两种区段定位方法的适用条件，综合其优点，可以构成基于暂态零序电流方向比较的综合区段定位方法。这一综合区段定位方法的流程如图3-2所示，具体步骤为： （1）提取故障后各检测点（M条出线）一个工频周波内的零序电流i0(k), k=1,2……N, N为一工频周波采样点数，仿真时N＝200； （2）对各检测点进行下一步判断： 1）对不接地系统，直接采用暂态零序电流方向比较方法。 2）经消弧线圈接地的系统，在弱故障（零序电流工频量所占比例大）时，采用零序电流有功分量方法；强故障（零序电流工频量所占比例小）时，采用暂态零序电流方向比较方法。（3、4、5、6、7确定是否为强故障）。 （3）求取各出线端零序电流工频分量所占比例：在各条馈线上（M条），分别求零序电流i0(k)的有效值 ，并求i0M的平均值 。 （4）设计合适的低通滤波器，滤取各线路150Hz以内电流分量，滤波后的信号为i0.fil，并求其有效值 。 （5）求各线路滤波前后电流有效值的比值K=i0M2.fili0M。 （6）对某一线路，若K>λ（文中取λ=0.5），则认为本线路零序电流主要集中在工频。 （7）若M2条需要判断的线路中，至少有M2-1条线路电流集中在工频，则认为此次为弱故障。（此处考虑故障线路工频分量被补偿，零序电流所占比例减小，即使弱故障也不能让故障线路零序电流主要集中在工频，因此采用M2-1）。 图3-2 综合区段定位算法的流程框图 3.4 EMTP仿真研究 3.4.1 EMTP仿真模型的建立 本文中的仿真工作，全部是用ATP（Alternative Transients Program）仿真计算程序和ATPDraw 图形化仿真平台程序完成的。其中执行仿真计算的ATP 程序，是由EMTP（Electro Magnetic Transients Program）程序衍化而来，后者的元件模型和仿真算法都是国内外学术界公认为准确有效的。 （1）系统仿真模型 本文以图3-3所示的10kV辐射型配电网作为仿真研究对象。该系统有三条出线，主变为 接线。所用变压器中性点通过接地开关和消弧线圈相连，开关闭合为消弧线圈接地系统，打开为不接地系统。线路 被检测点分为5个区段。 图3-3 10kv辐射型配电网仿真模型拓扑图 建立检测点关联矩阵 ： （2）模型参数的确定 a本仿真模型采用文[72] 提供的架空线路 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 参数，即：线路正序阻抗为 ，正序对地导纳为 ， 零序阻抗为 ，零序对地导纳为 。各线路长度如图3-3所示。 b 变压器参数 原边电压110kV，副边电压10.5kV；高压侧单相对中性点线圈电阻0.40Ω，电感 ；低压侧单相线圈电阻 ，电感 ；励磁电流 ，励磁磁通 ，磁路电阻 。变压器的额定容量为 ，空载损耗为 35.63kW。 c 负荷参数 实际系统负荷千差万别，同一线路各相之间负荷也不相同，为简便起见，本文各条线路等效负荷阻抗统一采用 。 d 消弧线圈参数 在仿真消弧线圈接地系统时，系统设为过补偿，补偿度为8％。根据线路参数及长度可计算出消弧线圈电感为 。其串联电阻的阻值按消弧线圈感抗值的10％考虑，即 。 3.4.2 仿真实验及分析 在单相接地故障仿阵实验时，分别考虑了故障位置、故障时刻、过渡电阻等因素对零序电流的影响。对图3-3所示配电网的1、3、5三个区段分别设定以下四种故障条件进行仿真实验，进行了多次实验。本文给出4种典型故障条件下的接地故障实验。 图3-4 10kv辐射型配电网EMTP仿真模型 （1）强故障情况（系统中性点运行在经消弧线圈接地方式) 对于仿真系统发生区段5，A相接地故障,故障点距5检测点 （初始角 =80°、过渡电阻Rf=50Ω） 表3-1区段定位过程中判断强弱故障的中间结果 线路 L1 L6 L5 有效值i0M 2.2232 1.4676 1.5389 低频值i0M2.fil 0.3730 0.1870 0.2795 K=i0M2.fili0M 0.1678 0.1274 0.1816 表3-1第4行数据表明，工频电流所占比例都小于λ=0.45，因此工频量电流所占比例较小，发生的为强故障，采用暂态零序电流方向比较法。 表3-2暂态零序电流方向比较方法计算的结果 区段 1 2 3 4 5 6 7 参量 （*e3） -1.0610 -1.1200 0.0101 -0.0125 -1.0971 2.4806 0.4658 参照3.2.2节的判断方法，故障区段判断过程如下： 1）将各检测点对应 值写入矩阵 。 2）比较各出线端检测点处 值，即所建立矩阵 第0行 对应值 [0 ]： 。所以故障点在检测点1的下游； 3）进一步比较检测点1下游相邻检测点处 值，即矩阵 的第1行 对应值 [1 0]： ；且计算 ， 。所以故障点在检测点2的下游； 4）进一步比较检测点2下游相邻检测点处 值，即[2 ]： ，计算 ， ；计算 ， ，所以故障点在检测点5的下游。 综合分析判别故障区段为区段5。 （2）弱故障情况 (系统中性点运行在经消弧线圈接地方式) 对于仿真系统发生区段3，A相接地故障,故障点距3检测点 （初始角 =10°、过渡电阻Rf=1000Ω） 表3-3区段定位过程中判断强弱故障的中间结果 线路 L1 L6 L5 有效值i0M 0.4851 0.3009 0.3597 低频值i0M2.fil 0.3302 0.1362 0.1683 K=i0M2.fili0M 0.6808 0.4526 0.4679 表3-3第4行数据表明，工频电流所占比例都大于λ=0.45，因此工频量电流所占比例较大，发生的为弱故障，采用有功低频零序电流幅值比较的方法。表3-4区段定位过程中判断故障区段的结果 表3-4 有功低频零序电流幅值法计算的结果 区段 1 2 3 4 5 6 7 参量 0.5218 0.0023 0.5250 0.0006 0.0011 0.0228 0.0247 参照3.3.3节的判断方法，故障区段判断过程如下： 1）将各检测点对应 值写入矩阵 。 2）比较各出线端检测点处 值，即所建立矩阵 第0行 对应值 [0 ]，具有电流频谱最大值的为故障线路，故障点在检测点1的下游。 3）进一步比较故障线路检测点1下游相邻检测点，即矩阵 的第1行 对应值 [1 0]。 ，故障点有可能在检测点3下游。 求 的比值 ： 。 综合分析判别故障区段为区段3。 （3）强故障情况（系统中性点运行在不接地方式） 对于仿真系统发生区段5，A相接地故障,故障点距5检测点 （初始角 =80°、过渡电阻Rf=50Ω）。 为中性点不接地系统，所以无须确定工频分量的含量，直接采用暂态零序电流方向比较法。 表3-5暂态零序电流方向比较方法计算的结果 区段 1 2 3 4 5 6 7 参量 （*e3） -1.0601 -1.1190 0.0100 -0.0126 -1.0957 2.4855 0.4652 1）将各检测点对应 值写入矩阵 。 2）比较各出线端检测点处 值，即所建立矩阵 第0行 对应值，此处为[0 ]： 。所以故障点在检测点1的下游； 3）进一步比较检测点1下游相邻检测点处 值，即矩阵 的第1行 对应值，此处为[1 0]： ；且计算 ， 。所以故障点在检测点2的下游； 4）进一步比较检测点2下游相邻检测点处 值，即[2 ]： ，计算 ， ；计算 ， ，所以故障点在检测点5的下游。 综合分析判别故障区段为区段5。 （4）弱故障情况 (系统中性点运行在不接地方式) 对于仿真系统发生区段3，A相接地故障,故障点距3检测点 （初始角 =10°、过渡电阻Rf=1000Ω）。 为中性点不接地系统，所以无须确定工频分量的含量，直接采用暂态零序电流方向比较法。 表3-5 暂态零序电流方向比较方法计算的结果 区段 1 2 3 4 5 6 7 参量 -31.5374 2.5983 -36.8989 0.1607 2.0417 26.4152 30.1472 1）将各检测点对应 值写入矩阵 。 2）比较各出线端检测点处 值，即所建立矩阵 第0行 对应值，此处为[0 ]： 。所以故障点在检测点1的下游； 3）进一步比较检测点1下游相邻检测点处 值，即矩阵 的第1行 对应值，此处为[1 0]： ；且计算 ， 。所以故障点在检测点3的下游； 综合分析判别故障区段为区段5。 3.4.3仿真结果及分析 本文在上述仿真系统中，通过改变中性点接地方式和故障条件及其组合条件（故障初相角 、过渡电阻Rf、故障区段、故障点位置）做了大量的仿真。这些数据结果表明: 1）利用暂态零序电流方向比较方法，在初相角大，过渡电阻小的时候适用。各次故障都能正确判别区段，故障区段与正确区段特征差别明显，灵敏度较高；所利用的电流值也较大，减小了测量和计算误差。 2）利用零序电流有功分量方法在过渡电阻很大（1000Ω以上）或者小初相角时适用。所利用的故障电流值较小，但是各次故障都能正确判定故障区段，也具有较高灵敏度。 3.5 小结 暂态零序电流的容性分量方向一致，而流向故障区段前后不同检测点处流向不同，本章基于此特征提出了基于暂态零序特征电流方向的综合区段定位方法。这种方法结合两种方法的优点。通过EMTP仿真数据和现场数据在MATLAB仿真程序中的验算表明，在各种故障条件下都能正确判定故障区段，而且具有较高的灵敏度。 该综合区段定位方法能根据暂态零序电流分布特征自动选择所利用的区段定位方法。在工频量所占比例大时，能有效利用电流值较大的低频电流分量，而且利用低频分量的有功分量，去除消弧线圈感性电流的影响；否则，能自动选择第一个容性频带内的暂态电流分量进行幅值比较，而且所选择的第一个容性频带也会自动适应系统参数和故障模式的变化。 这种方法可以很好的融合在配电自动化中，使得馈线自动化可以在发生单相接地故障时，也可以及时、自动的实施故障隔离和保证非故障区段的供电，提高供电可靠性。 4 配电网中故障点定位的参数辨识法 4.1 引言 配电网发生单相接地故障后，如何快速、准确的确定故障区段和故障点位置对于提高系统的可靠性，减少停电损失具有重要意义。在本文第二、三章研究了如何确定故障区段，本章探讨研究如何进一步定出故障点的位置。 过去配网中故障点定位的方法为：定出线后，由巡线人员沿线寻找。这种方法的关键问题是由于人工的介入，不但使维护人员工作量较大，而且所需定位时间较长, 延误了故障处理的时间，使供电可靠性得不到保证。 国内的配网故障点定位研究中多利用的为稳态电气量，但在小电流接地系统中，电气量基波分量的幅值变化不明显，因此实际上难于使用单一馈线所观测的稳态基频分量实现故障点定位。而利用故障信号中暂态分量的方法，更多的偏重于人工智能原理和新数学工具的应用，利用的特征是：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。 在配电网中，故障测距所存在的问题不同于输电系统，最关键的是在单相地故障时难于找到准确的表征故障位置的电气变量和故障特征。本章就如何更好地利用暂态过程中大量丰富的暂态分量进行了探讨：对配网建立 模型，建立时域方程，用最小二乘优化的方法对测距结果进行优化从而得到故障点位置的最优估计值。 4.2 参数辨识的理论基础 4.2.1 参数辨识的基本概念 辨识的目的就是根据过程所提供的测量信息，在某种准则意义下估计出模型的未知参数，其基本原理如图4-1所示。 图4-1 参数辨识原理图 为了得到模型参数 的估计值 ，通常采用逐步逼近的方法。在 时刻，根据前一时刻的估计参数计算出模型在该时刻的输出，即过程输出预报值。 （4-1） 同时计算出输出预报误差，或称新息 （4-2） 其中，过程输出量 及辨识表达式的输入量 都是可以测量的。然后将新息 反馈到辨识算法中去，在某种准则条件下，计算出 时刻的模型参数估计值 ，并据以更新模型参数。这样不断迭代下去，直至对应的准则函数取得最小值。这时模型的输出 也已在该准则下最好地逼近过程的输出 ，于是便获得了需要的模型。 准则函数是辨识问题中不可缺少的要素，它是用来衡量模型接近实际过程的标准 而且它通常表示为一个误差的泛函，记作： （4-3） 式中： —— 的函数，用的最多的准则函数是平方函数，即 （4-4） 是定义在区间 上的误差函数。该误差函数可以广义地理解为模型与实际过程的“误差”它可以是输出误差，也可以是输入误差或广义误差。 参数辨识的关键是建立所研究问题的数学模型，及依此模型列出数学式子。 4.2.2 最小二乘优化算法的基本原理 最小二乘优化算法提供一个估算方法，通过估算能得到一个在最小方差意义上与实验数据最好拟合的数学模型[47]。 最小二乘算法的目标函数由若干个函数的平方和构成 （4-5） 其中 ，一般假设 。我们把极小化这类函数的问题 （4-6） 称为最小二乘问题。特别的，当每个 为 的线性函数时，称 式为线性最小二乘问题。当 为 的非线性函数时，称 式为非线性最小二乘问题。 4.3 故障点定位的参数辨识法 4.3.1 算法方程 参数辨识的关键是建立相应模型，选取辨识算法。 本文中为了简化算法，采用集中参数的 模型；辨识算法选用上面介绍的最小二乘优化算法。 单相接地短路系统模型如图4-2所示 图4-2 单相接地短路系统模型 检测点处a相电压的时域微分方程 （4-7） （4-8） 式中： ， —— 分别为电阻及电感分量的零序补偿系数； ， ， —— 分别为故障状态下检测点处a相的电压，电流及该处0模电流的瞬时值； —— 分别为线路单位长度的 1模电阻，1模电感，0模电阻，0模电感； —— 故障点a相的对地电流瞬时值； —— 分别为检测点到故障点的距离与线路的总长度； —— 故障点处的零模电流瞬时值，故障后的0模故障状态网络不含有0模系统电源，所以该网络仅由0模故障分量网络构成，如图4-3所示。 图4-3 零模故障分量网络 故障点处 （4-9） 由零模故障分量网络可知 （4-10） 又有 （4-11） 由上式子推导得 （4-12） 将上式代入零序网等式，得到如下形式的测距方程 （4-13） 上面是关于未知参数 的非线性方程，其中方程的系数依次为： （4-14） （4-15） （4-16） （4-17） 注意到上式含有积分项，积分下限为0，即为故障起始时刻。在小电流接地系统发生单相短路时，往往故障是渐变的而且故障量微弱，要准确确定故障起始时刻，将十分困难。 这里有两种处理办法： 1）对上式两边同时求导，去掉积分项； 2）因积分虽不一定故障初始时刻开始，不为0，但却是个定值，所以可以将积分下限作为一个辨识参数写入辨识方程。 本文采用第2种处理方式。 有最终辨识方程为 （4-18） 上述系数中 在每一时刻 的瞬时值可由 侧的测量装置得到，每一时刻的 的瞬时值可由三点数值微分公式得到，即 （4-19） （4-20） 每一时刻的 的瞬时值可由积分公式得到，即 （4-21） 式中： —— 采样间隔； —— 第 个采样时刻。 从上分析可见，未知数只有五个，为了得到更加精确的参数估计值，采用数据冗余的方法，使采样点 达到一定的数量（可以取几十甚至上百个），也就是用一段较长时间的采样值对参数作出一个最优估计，减小了数据计算误差和采样误差等给参数估计带来的波动性。 4.3.2 该算法在测距中应用的分析 采用工频分量的单端算法中，各电气分量的特征参数只剩下幅值和相角两个，也即由单一频率采样点构成的测距方程，只有两个独立方程，方程的个数少于未知数的个数，必须采用一定的假设来减少未知数的个数。本文所描述的模型参数识别待辨识参数为四个，但本文采用的参数辨识算法采用的是故障暂态数据，数据中的直流分量和高频分量信息能够保证测距方程组中4个测距方程是相互独立的，因此4个未知数是可以辨识的[48]。 此外，当系统发生故障时，随故障点位置、过渡电阻、相电压相角的不同，电压电流的频率分布会发生变化。本文中待辨识参数为4个，但采用数据冗余的方式，参数辨识所使用的数据达到一定的数量（上百个），也即用一段时间的采样值对参数作出一个估计值。采用最小二乘优化算法，辨识结果为全部频率分量的总体最优，可以使模型特征得到更加充分的体现，同时还可以减小数据计算误差和采样误差等给参数估计带来的波动性。 4.3.3 算法中使用的数学方法 1）数值微分法 在测距方程的系数中，含有大量对故障电压电流的一阶二阶甚至更高阶微分，而这些微分不能直接利用函数来进行求导，只能用数值差分近似代替测距方程中的微分。 假定函数 充分可导， 的拉格朗日差值多项式 ，既是 的近似式，又便于求导，人们自然用 的导数来近似代替 的导数。于是得到数值微分公式 （4-22） 它的截断误差为 （4-23） 式中 与 有关。由以上公式经过一定的推导我们可以得到一至三阶中心数值微分公式，下面给出计算这些微分的中央差分公式 （4-24） （4-25） （4-26） 数值微分公式的截断误差都随步长 的减小而减小，但所有公式都以 做除数，因而随 的减小式中测量值的误差将被放大，从而给导数计算带来越来越大的误差。所以 的选取不能过小，原则上不能让舍入误差超过截断误差。但是 也不能过大， 过大则数值微分的理论误差又增大。大量的仿真表明，对本文所描述的算法， 选为 较为合理。 2）数值积分方法 为求复杂函数 的积分 ，鉴于被积函数 的近似式 比较简单，易于积分，自然用来近似替代 ，用 的积分值当作 积分的近似值。常用的数值积分公式是利用拉格朗日插值公式推出来的。由 两边积分，得插值型求积公式 （4-27） 其中称 为求积节点，称 为求积系数， 。上式两边之差称为求积公公式的截断误差或余项，记为 ： （4-28） 其中 与 有关。当 在 上不变号，由广义积分中值定理知，存在 ，使 （4-29） 最常用的数值积分公式，是节点等距时的插值型求积公式。此时 ， ， 称为步长，而公式称为牛顿—柯特斯求积公式。 我们知道，提高插值多项式次数，未必能减少插值误差。因此，为减少求积公式的截断误差，不能指望高次插值多项式。通常的办法是将积分区间 分成若干个小区间，在每个小区间上应用上述简单求积公式，将所得结果相加。如此得到的求积公式称复化求积公式。 （4-30） 其截断误差 （4-31） 实际的积分计算问题，很难由误差要求 根据截断误差表示式确定步长 。不过由这种表达式可见，只要公式中涉及的高阶导数有界，当 时总有 。这说明，只需 足够小，总可满足误差要求。 3）相模变换技术 由故障分析的理论可知，对于三相系统的非对称故障，可将其分解为三个序网分析。由于本文算法是基于对网络的时域描述，序变换已经不适合时域的分析，故应将其分解为三个模网（1，2，0模），模变换矩阵为克拉克变化，其形式如下 （4-32） （4-33） 4.4 EMTP仿真研究 4.4.1 仿真系统及参数 仿真模型如图4-4所示，该系统为一个10kv馈线系统，有三条架空出线： 。变为 接线。所用变压器中性点通过接地开关和消弧线圈相连，开关闭合为消弧线圈接地系统，打开为不接地系统。参数用3.4.1节所列参数。 图4-4 10kv馈线系统仿真模型 4.4.2 仿真条件 以ATP进行配电网单相接地故障仿真，分中性点不接地、经消弧线圈接地两种运行方式，影响定位的有过渡电阻、故障初相角和故障点位置等因素，以下就分别针对每个因素对本文的影响进行分析： （1）故障过渡电阻 分别取2、10、100； （2）故障初相角 分别取10°、30°、60°、80°； （3）故障点位置:故障线路为L1，故障点距首端距离分别取 。 4.4.3 EMTP仿真理论分析和验算 由于EMTP仿真系统中的电源是直接接地的，为了对小电流接地系统有一个真实的说明，本仿真模型采用了几个变压器模型以实现不接地系统的模拟。图形见图4： SHAPE \* MERGEFORMAT 图4-5EMTP仿真模型 系统参数如下：      E1电源为Un=110kV         系统阻抗为X0=9W，X1=4W     变压器参数为△Y接线，短路电压为 10.5%，短路功率为345kW 4.4.4仿真实验结果及分析 （1）不同过渡电阻情况下的仿真分析 同等条件下，过渡电阻越大，故障暂态过程越微弱，这在一定程度上影响暂态零模电流高频率分量的大小。为验证过渡电阻对本文方法的影响，仿真了线路中端，故障初相角30°时，经不同过渡电阻接地的情况。 中性点不接地系统： 表4-1 取30°,故障点位置位于馈线中端 仿真条件 过渡电阻 故障点距线路出 线实际距离(km) 参数辨识出距离 (km) 测距相对误差 1 2 5 4.6927 6.146 2 10 5 4.9261 1.478 3 100 5 5.4392 8.784 中性点经消弧线圈接地系统： 表4-2 取30°,故障点位置位于馈线中端 仿真条件 过渡电阻 故障点距线路出 线实际距离(km) 参数辨识出距离 (km) 测距相对误差 1 2 5 4.9332 1.336 2 10 5 4.8745 2.51 3 100 5 3.9550 20.9 （2）不同故障初相角情况下的仿真分析 同等情况下，故障初相角越接近90°，故障暂态过程就越强烈越大，故障初相角越接近0°，故障暂态过程越微弱，暂态零模电流就越小。为验证故障初相角对本文方法的影响，仿真了线路中端，过渡电阻为 时，不同故障初相角的情况。 中性点不接地系统： 表4-3 过渡电阻 ,故障点位置位于馈线中端 仿真条件 故障点距线路出 线实际距离(km) 参数辨识出距离 (km) 测距相对误差 1 10° 5 5.1628 3.256 2 30° 5 4.9261 1.478 3 60° 5 4.6039 7.922 4 80° 5 4.5125 9.75 中性点经消弧线圈接地系统： 表4-4 过渡电阻 ,故障点位置位于馈线中端 仿真条件 故障点距线路出 线实际距离(km) 参数辨识出距离 (km) 测距相对误差 1 10° 5 4.9125 1.75 2 30° 5 4.8745 2.51 3 60° 5 4.7419 5.16 4 80° 5 4.5881 8.24 （3）不同故障点位置情况下的仿真分析 故障点位置离前方检测点的位置对故障暂态过程有一定的影响。理论上讲，同等情况下，故障点距前方检测点越近，故障暂态过程越明显；离前方检测点越远，故障越微弱。但因为故障点距前方检测点越近，故障距离量值越小，一个小的绝对误差可能导致相对误差较大。为验证故障点位置对本文方法的影响，仿真了故障初相角30°，过渡电阻为 时，不同故障点位置的情况。 中性点不接地系统： 表4-5 =30°, 过渡电阻 仿真条件 故障点距线路出 线实际距离(km) 参数辨识出距离 (km) 测距相对误差 1 1 0.8887 11.13 2 2 2.0963 4.815 3 4 3.4347 14.13 4 8 5.7329 28.34 中性点经消弧线圈接地系统： 表4-6 =30°, 过渡电阻 仿真条件 故障点距线路出 线实际距离(km) 参数辨识出距离 (km) 测距相对误差 1 1 0.9339 6.61 2 2 1.8420 7.90 3 4 3.8135 4.66 4 8 8.0594 0.74 5 9 9.4421 4.91 由以上的几种情况仿真结果可以看出，本文所采用参数辨识的单端时域测距算法，具有一定的测距精度，测距结果证明了该方法的正确性与精确性。本文测距的误差主要来自微分，积分的截断误差以及模型误差。 4.5 本章小结 在配电网中，故障测距的最重要问题是故障后电气量基波分量的幅值变化不明显。本文针对此问题探讨了如何更充分的利用故障信息，提出参数辨识定位的方法。 该方法的特点是： 1）辨识模型是基于 模型，构造了a相，0模网结合的故障分量网络，该故障网络去除了负荷的影响； 2）基于该故障分量网络建立的方程为时域方程； 3）所用电气量为暂态实时数据，充分利用了暂态过程中谐波分量及直流分量。 4）在配电自动化中，快速定出故障区段的目的是及时的隔离故障区段，保证健全区段的正常供电。而故障点定位的目的更多的是为检修人员提供参考，减轻巡线压力。本方法具有较高的测距精度，可以较好的应用于在定位故障区段后的进一步定位故障点。 5 利用配电自动化系统实现故障定位的总体方案 5.1 实现故障定位的技术基础 根据前面几章的研究工作可知，本文在实现单相接地故障定位时的总体方案：首先应用第3章所提出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第4章所提出参数辨识方法进行故障点定位。 单相接地故障定位方案的实现基础是基于FTU的馈线自动化系统。该自动化系统是通过在变电站出口断路器及户外分段开关、联络开关及干线分支处安装柱上FTU,并建设可靠的通信网络将它们和配电网控制中心的SCADA系统连接，再配合相关的处理软件所构成的高性能系统。该系统在正常情况下，远方实时监视馈线分段开关、联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现开关的远方合闸和分闸功能；在故障时获取故障信息，并自动判别和隔离故障区段，并恢复非故障区域的供电，提醒和协助工作人员查找故障位置，从而达到减小停电面积、缩短停电时间的目的。 基于FTU的馈线自动化系统主要分为开关设备、FTU、通信系统和SCADA\DMS主站等4个层次。开关设备主要有断路器、分段开关和联络开关，为隔离故障区段及供电恢复提供硬件环境。FTU是基于FTU的馈线自动化系统的核心设备，它具有遥信、遥测、遥控等功能，能够将检测到的信号、信息实时、快速地通过通信系统传递到主站。通信系统需要具备不受配电网故障的影响、在线路故障时能够正常通信的能力。SCADA\DMS主站是馈线自动化系统的控制与管理中心，它一般采用客户服务器结构，辅以浏览器服务器模式，以SCADA系统作为基本平台，配合各种应用软件完成FA的功能。 以图5-1所示配电网结构为例，介绍本文在实现单相接地故障定位时的总体方案。 图5-1中的10kV架空配电网中的线路有主干线和分支线，主干线上安装了断路器、分段开关和联络开关，图中的K1为出口断路器，K2、,K3、K4为分段开关， K5为联络开关为负荷开关。参照2.3.1节，图中的线路分为6段线路区段： 。配电线路上的电压、电流数据对于准确定位故障非常重要，因此本文假设在每个开关处和主干线分叉点配备FTU,能实时测量、保存、传递三相电压、电流数据这样每段线路区段的首末两端的电压、电流都可以测量到。当发生单相接地故障时，各个FTU将采集到三相电压、电流数据传递到SCADA\DMS主站。主站根据综合区段定位方法定位故障区段，然后在故障区段内进一步进行故障点定位。对于故障点定位，如果按2.3.1节划分原则划分所得故障区段内及区段后方没有分支，则可以直接利用本文第4章方法直接进行故障点定位；如果故障区段内带有分支，则需进一步在分支处加装FTU，才可利用本文第4章参数辨识方法进行故障点定位。如果故障区段后方带有分支，则需将后方线路等效为直配线，才可利用本文第4章参数辨识方法进行故障点定位。 图5-1 10kV架空配电网示意图 5.2 单相接地故障点定位总体方案的流程 5.2.1 启动模块和永久性故障判断模块 因为在三相对称的电力系统中发生单相接地故障时，系统中便会出现零序电压。所以通过检测零序电压瞬时值 是否大于零序电压阈值 （阈值 不是零，是因为实际电力系统并非完全三相对称，即使无故障状态下也存在一定零序电压），来判断系统中是否发生单相接地，并据此启动故障选线程序并记录故障发生时刻 （即零序电压越界时刻）。 由于系统发生永久性和瞬时性故障时，选线装置所采取的措施不同，所以需要一个永久性故障判定模块，对当前故障的性质加以判别。本文的处理办法是：在启动故障选线程序的同时，还启动了一个零序电压幅值循环检测程序和一个计时程序。后者的目的是及时发现零序电压幅值返回到零序电压阈值 以下。当零序电压幅值循环检测程序发现零序电压恢复并保持在无故障状态水平，便向被启动元件启动的计时程序发出停止命令。计时程序的结果 （故障持续时间）若小于瞬时性故障时间阈值 （一般可设为3 秒），便可判定此次故障为瞬时性故障；若 大于 ，表示为永久性接地故障。无论系统发生瞬时性还是永久性接地故障，故障选线程序都会给出选线及选相结果，并标明为永久性还是瞬时性故障。若为永久性故障，则需跳闸；若瞬时性故障，则表明故障线路故障相绝缘薄弱。 5.2.2 故障相判别模块 本文通过单相接地时故障相电压降低而健全相电压升高的特点判断故障相别。 具体做法为：把故障前的三相电压作为各相电压有效值的基准值，求各相电压有效值的归一化值 。 若一相电压小于单相接地故障相判断的门槛 ，而另外两相电压大于单相接地时健全相判断的门槛 ，则认为小于Ulow的一相为故障相。即：当 ； ； 时为A相接地，同理可得B、C相接地的判据。 5.2.3 总体方案的基本流程 这一总体方案的流程如图5-2所示，具体步骤为： 1）三相电流、电压进行数据采集和循环存储，仿真时，采样率fs＝10kHz。 2）用零序电压是否超过阈值U0.thre来判断是否发生故障及故障性质（具体3.4.1），若发生故障，启动选线装置。 3）判别故障相，依据是故障相电压降低而健全相电压升高。具体过程见3.4.2。 4）提取各检测点处零序电压、电流故障后一周波数据。判别故障区段。具体判断过程见3.3.3。 5）取故障区段首端处a相电压、电流，零序电压、电流故障后一周波数据，计算故障点位置。具体计算过程见4.3.1。 图5-2 故障定位总体方案流程图 5.3 故障定位总体方案的例证 本节给出了两种典型故障条件下故障定位的过程，以介绍单相接地故障定位时总体方案的实现的流程。 仿真模型采用图5-1结构，单相接地故障拓扑图如图5-3所示；EMTP中仿真模型如图5-4所示，参数采用第3章所用配电网参数。 图5-3 单相接地故障拓扑示意图 图5-4 单相接地故障仿真模型 建立检测点关联矩阵 ： （1） 点发生故障，系统中性点运行在不接地方式 故障区段为区段 ，A相接地故障,故障点距6检测点 （初始角 =80°、过渡电阻Rf=50Ω） a) 区段定位 因为中性点运行在不接地方式，所以直接采用暂态零序电流方向比较的方法。 表5-1 区段定位过程中暂态零序电流方向比较方法计算的结果 区段 1 2 3 4 5 6 7 8 9 参量 （*e3） -0.4014 0.0821 -0.4172 -0.4782 0.1609 -0.5659 0.0307 1.1579 0.1714 参照3.2.2节的判断方法，故障区段判断过程如下： 1）将各检测点对应 值写入矩阵 。 2）比较各出线端检测点处 值，即所建立矩阵 第0行 对应值 [0 ]： 。所以故障点在检测点1的下游； 3）进一步比较检测点1下游相邻检测点处 值，即矩阵 的第1行 对应值 [1 0]： ；且计算 ， 。所以故障点在检测点3的下游； 4）进一步比较检测点3下游相邻检测点处 值，即[3 0 0]： ，计算 ， ，所以故障点在检测点4的下游。 5）进一步比较检测点4下游相邻检测点处 值，即[4 0]： ，计算 ， ，所以故障点在检测点6的下游。 综合分析判别故障区段为区段 。 b) 参数辨识 进一步取检测点6处a相电压、电流，零序电压、电流故障后一周波数据，计算故障点位置。 参数辨识故障点距检测点6距离 ，实际距离为 。 （2） 点发生故障，系统中性点运行在不接地方式 故障区段为区段 ，A相接地故障,故障点距 检测点 （初始角 =45°、过渡电阻Rf=50Ω） a) 区段定位 因为中性点运行在不接地方式，所以直接采用暂态零序电流方向比较的方法。 表5-2 区段定位过程中暂态零序电流方向比较方法计算的结果 区段 1 2 3 4 5 6 7 8 9 参量 （*e3） -1.9847 -2.0301 -0.4249 -1.1395 -0.5525 -0.3331 -0.4576 2.5658 1.0857 参照3.2.2节的判断方法，故障区段判断过程如下： 1）将各检测点对应 值写入矩阵 。 2）比较各出线端检测点处 值，即所建立矩阵 第0行 对应值 [0 ]： 。所以故障点在检测点1的下游； 3）进一步比较检测点1下游相邻检测点处 值，即[1 0]： ；计算 ， ； ， 。所以故障点在检测点2的下游； 综合分析判别故障区段为区段 。 b) 参数辨识 进一步取检测点2处a相电压、电流，零序电压、电流故障后一周波数据，计算故障点位置。 参数辨识故障点距检测点2距离 ，实际距离为 。 以上两个例子清晰的介绍了故障定位的总体方案的流程，该方案很好的实现了单相接地故障的故障区段定位和限定条件下的故障点定位。 6 结 论 本文深入地分析了配电网发生单相接地故障时暂态电气分量的特性，在此基础上提出了基于区段暂态零序电流的综合区段定位方法和参数辨识的故障点定位方法。并采用电力系统电磁暂态仿真程序EMTP对配电网单相接地故障进行了大量的仿真。主要内容和成果如下： 1）分析了配网中各检测点处单相接地故障时暂态电流的幅频特性，得到了基于配网结构的暂态零序电流“特征频带”内的分布特点：暂态零序电流从故障虚拟电源输出，经故障区段分配到各健全区段，并且第一类检测点（即故障线路故障点上游各检测点）的容性电流均从线路流向母线；第二类检测点（即健全线路及故障线路下游各检测点）的容性电流均从母线流向线路。 2）针对故障区段定位的问题，提出一种综合区段定位方法：基于特征频带的暂态零序电流方向比较法和基于零序电流有功分量的幅值比较法。该综合区段定位方法能根据暂态零序电流分布特征自动选择所利用的区段定位方法。在当发生单相接地故障时，一般情况下，暂态分量幅值较稳态值大几倍到几十倍，此时根据暂态零序电流分布特性采用暂态零序电流方向比较法判别故障区段。在经消弧线圈接地系统，且发生故障为弱故障时，能量更多地集中于工频，此时工频有功分量幅值比较法可以有效利用电流值较大的低频电流分量，很好地弥补暂态零序电流方向法的不足，正确判别故障区段。该综合区段定位方法在各种故障条件下都能正确判定故障区段，而且具有较高的灵敏度。 3）针对故障点定位的问题，提出一种参数辨识法。该方法的思路是充分有效的利用暂态信息：利用暂态时域信息来辨识故障点位置。该方法首先建立了集中参数的 模型，及相对应的测距方程，最后最小二乘优化算法辨识包括故障距离 在内的四个参数。此方法辨识结果具有较高的测距精度，可以较好的应用于在定位故障区段后的进一步定位故障点。 4）提出了利用配电自动化系统实现单相接地故障定位的总体方案：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。 5）由于实际的单相接地暂态数据难于收集的局限，算法的验证主要靠仿真实验来验证。仿真数据的测试结果表明以上理论、算法、判据等的有效性和适应性。 6）实际中，配网故障点定位问题另一个难点是结构非常复杂，需要考虑多分支的情况，在此问题上，仍需进一步的研究。 致 谢 本论文是在导师教授的悉心指导下完成的，严谨的治学态度、渊博的学识、敏锐的洞察力使我深受教育，受益匪浅。三年来老师对我在学习、科研和其他方面的教诲、关心和培养，令我终生难忘。在此论文完成之际，谨向各位老师致以最诚挚的谢意。 感谢三年来在教研室里结识的很多同学，大家互相帮助，彼此探讨，共同提高，结下了深厚的友谊，我将永远铭记在心！ 此外本文在完成过程中获得了多位师兄及同学的帮助，这里尤其要感谢班主任以及我的同学，完成自己的课题。 最后感谢我的父母，是他们给予我莫大的支持和鼓励，使得我能够全身心地投入到学习和工作中，顺利完成论文工作。 参考文献 [1] 李福寿．中性点非直接接地系统[Ｍ]．北京：水利电力出版社，1993：19-27． [2] 张国平．配电网10kV线路单相接地故障定位的算法研究及软件开发[Ｍ]．中国农业大学硕士学位论文，2002． [3] 刘健，倪建立，邓永辉．配电自动化系统[M]．北京，中国水利电力出版社，1998． [4] 李孟秋，王耀南，王辉，等．小电流接地系统单相接地故障点探测方法的研究[J]．中国电机工程学报，2001，21(10)：6-9． [5] 夏雨，刘全志，王章启．配电网馈线单相接地故障区段定位和隔离新方法研究[J]．高压电器，2002，38(4)：26-29． [6] 夏雨，贾俊国，靖晓平，等．基于新型配电自动化开关的馈线单相接地故障区段定位和隔离办法[J]．中国电机工程学报，2003，23(1)：102-106． [7] 张国平，杨明皓．配电网10kV线路单相接地故障区段定位的有效值法[J]．继电器，2005，33(8)：34-37. [8] 王政，吴杰．配合FTU的小电流系统单相接地故障定位方法[J]．电力自动化设备，2003，23(2)：21-26． [9] 王俊勇，张保会．中性点非直接接地系统的单相接地故障测距新算法[J]．电力自动化设备，2000，20（2）：8-11． [10] 电力系统及自动化 [11] 孙雅明，严斌．基于非故障相暂态电流的单相接地故障定位新方法[J]．电网技术，2004，28（19）：55-59． [12] 严凤，杨奇逊．基于行波理论的配电网故障定位方法的研究[J]．中国电机工程学报，2004，24（9）：37-43． [13] 和敬涵，季英业．小电流接地系统单相接地故障测距方法的研究[J]．华北电力技术，2004． [14] 桑在中．用注入法实现小电流接地系统单相接地选线保护[J]．电力系统自动化，1996，20（2）：11-13． [15] 张慧芬，潘贞存．基于注入法的小电流接地系统故障定位新方法[J]．2004，28（3）：64-66． [16] 伊贵业，杨学昌，吴振升．配电网接地故障定位的传递函数法[J]．清华大学学报，2000，40（7）：31-34． [17] 吴振升，杨学昌．多分支配电网接地故障定位的特征向量法[J]．电力系统自动化，2004，28（16）：45-50． [18] 侯自力，彭兰芳．树枝型电力网短路故障的端口比值分支定位法[J]．电子科学学刊，1990，12（6）：641-645． [19] 解月珍，谢源清．10kV电力线路接地故障诊断系统[J]．电力系统自动化，1993，17（5）：36-40． 袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇袄芈蒇袇螀芇蕿蚀聿芆艿蒃肅芅蒁螈羁芄薃薁袆芃芃螆螂芃莅蕿肁节蒈螅羇莁薀薈袃莀艿螃蝿荿莂薆膈莈薄袁肄莇蚆蚄羀莇莆袀袆羃蒈蚂螂羂薁袈肀肁芀蚁羆肁莃袆袂肀薅虿袈聿蚇蒂膇肈莇螇肃肇葿薀罿肆薂螆袅肅芁薈螁膅莃螄聿膄蒆薇羅膃蚈螂羁膂莈蚅袇膁蒀袀螃膀薂蚃肂腿节衿羈腿莄蚂袄芈蒇袇螀芇蕿蚀聿芆艿蒃肅芅蒁螈羁芄薃薁袆芃芃螆螂芃莅蕿肁节蒈螅羇莁薀薈袃莀艿螃蝿荿莂薆膈莈薄袁肄莇蚆蚄羀莇莆袀袆羃蒈蚂螂羂薁袈肀肁芀蚁羆肁莃袆袂肀薅虿袈聿蚇蒂膇肈莇螇肃肇葿薀罿肆薂螆袅肅芁薈螁膅莃螄聿膄蒆薇羅膃蚈螂羁膂莈蚅袇膁蒀袀螃膀薂蚃肂腿节衿羈腿莄蚂袄芈蒇袇螀芇蕿蚀聿芆艿蒃肅芅蒁螈羁芄薃薁袆芃芃螆螂芃莅蕿肁节蒈螅羇莁薀薈袃莀艿螃蝿荿莂薆膈莈薄袁肄莇蚆蚄羀莇莆袀袆羃蒈蚂螂羂薁袈肀肁芀蚁羆肁莃袆袂肀薅虿袈聿蚇蒂膇肈莇螇肃肇葿薀罿肆薂螆袅肅芁薈螁膅莃螄聿膄蒆薇羅膃蚈螂羁膂莈蚅袇膁蒀袀螃膀薂蚃肂腿节衿羈腿莄蚂袄芈蒇袇螀芇蕿蚀聿芆艿蒃肅芅蒁螈羁芄薃薁袆芃芃螆螂芃莅蕿肁节蒈螅羇莁薀薈袃莀艿螃蝿荿莂薆膈莈薄袁肄莇蚆蚄羀莇莆袀袆羃蒈蚂螂羂薁袈肀肁芀蚁羆肁莃袆袂肀薅虿袈聿蚇蒂膇肈莇螇肃肇葿薀罿肆薂螆袅肅芁薈螁膅莃螄聿膄蒆薇羅膃蚈螂羁膂莈蚅袇膁蒀袀螃膀薂蚃肂腿节衿羈腿莄蚂袄芈蒇袇螀芇蕿蚀聿芆艿蒃肅芅蒁螈羁芄薃薁袆芃芃螆螂芃莅蕿肁节蒈螅羇莁薀薈袃莀艿螃蝿荿莂薆膈莈薄袁肄莇蚆蚄羀莇莆袀袆羃蒈蚂螂羂薁袈肀肁芀蚁羆肁莃袆袂肀薅虿袈聿蚇蒂膇肈莇螇肃肇葿薀罿肆薂螆袅肅芁薈螁膅莃螄聿膄蒆薇羅膃蚈螂羁膂莈蚅袇膁蒀袀螃膀薂蚃肂腿节衿羈腿莄蚂袄芈蒇袇螀芇蕿蚀聿芆艿蒃肅芅蒁螈羁芄薃薁袆芃芃螆螂芃莅蕿肁节蒈螅羇莁薀薈袃莀艿螃蝿荿莂薆膈莈薄袁肄莇蚆蚄羀莇莆袀袆羃蒈蚂螂羂薁袈肀肁芀蚁羆肁莃袆袂肀薅虿袈聿蚇蒂膇肈莇螇肃肇葿薀罿肆薂螆袅肅芁薈螁膅莃螄聿膄蒆薇袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈 芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈葿螈聿蒄葿袁羁莀蒈羃膇芆蒇蚃羀膂蒆螅膅蒁薅袇羈莇薄罿膄芃薃虿羆艿薃袁节膅薂羄肅蒃薁蚃芀荿薀螆肃芅蕿袈芈膁蚈羀肁蒀蚇蚀袄莆蚇螂肀莂蚆羅袂芈蚅蚄膈膄蚄螇羁蒂蚃衿膆莈蚂羁罿芄螁蚁膄膀螁螃羇葿螀袅膃蒅蝿肈羆莁螈螇芁芇莄袀肄膃莄羂艿蒂莃蚂肂莈蒂螄芈芄蒁袆肀膀蒀罿袃薈 线路L1 A相 B相 C相 线路L2 线路L4 线路L5 A相 线路L3 220kV/35kV _1234568145.unknown _1234568273.unknown _1234568337.unknown _1234568401.unknown _1234568433.unknown _1234568449.unknown _1234568465.unknown _1234568473.unknown _1234568481.unknown _1234568485.unknown _1234568487.unknown _1234568489.unknown _1234568490.unknown _1234568491.unknown _1234568488.unknown _1234568486.unknown _1234568483.unknown _1234568484.unknown _1234568482.unknown _1234568477.unknown _1234568479.unknown _1234568480.unknown _1234568478.unknown _1234568475.unknown _1234568476.unknown _1234568474.unknown _1234568469.unknown _1234568471.unknown _1234568472.unknown _1234568470.unknown _1234568467.unknown _1234568468.unknown _1234568466.unknown _1234568457.unknown _1234568461.unknown _1234568463.unknown _1234568464.unknown _1234568462.unknown _1234568459.unknown _1234568460.unknown _1234568458.unknown _1234568453.unknown _1234568455.unknown _1234568456.unknown _1234568454.unknown _1234568451.unknown _1234568452.unknown _1234568450.unknown _1234568441.unknown _1234568445.unknown _1234568447.unknown _1234568448.unknown _1234568446.unknown _1234568443.unknown _1234568444.unknown _1234568442.unknown _1234568437.unknown _1234568439.unknown _1234568440.unknown _1234568438.unknown _1234568435.unknown _1234568436.unknown _1234568434.unknown _1234568417.unknown _1234568425.unknown _1234568429.unknown _1234568431.unknown _1234568432.unknown _1234568430.unknown _1234568427.unknown _1234568428.unknown _1234568426.unknown _1234568421.unknown _1234568423.vsd _1234568424.unknown _1234568422.vsd ������������������� ����������������������������� ������������������������������� � ��������������������������������,����� � ������������������� Y� � � ����� N� ����������������� ������������������������������,����������������,����� _1234568419.unknown _1234568420.unknown _1234568418.unknown _1234568409.unknown _1234568413.unknown _1234568415.unknown _1234568416.unknown _1234568414.unknown _1234568411.unknown _1234568412.unknown _1234568410.unknown _1234568405.vsd � � R3� R2� R1� R6� R4� R7� � R5� R8� R9� _1234568407.unknown _1234568408.unknown _1234568406.vsd � ����� ��������� FTU� � ������� ������� _1234568403.unknown _1234568404.unknown _1234568402.unknown _1234568369.unknown _1234568385.unknown _1234568393.unknown _1234568397.unknown _1234568399.unknown _1234568400.unknown _1234568398.unknown _1234568395.unknown _1234568396.unknown _1234568394.unknown _1234568389.unknown _1234568391.unknown _1234568392.unknown _1234568390.unknown _1234568387.unknown _1234568388.unknown _1234568386.unknown _1234568377.unknown _1234568381.unknown _1234568383.unknown _1234568384.unknown _1234568382.unknown _1234568379.unknown _1234568380.unknown _1234568378.unknown _1234568373.unknown _1234568375.unknown _1234568376.unknown _1234568374.unknown _1234568371.unknown _1234568372.unknown _1234568370.unknown _1234568353.unknown _1234568361.unknown _1234568365.unknown _1234568367.unknown _1234568368.unknown _1234568366.unknown _1234568363.unknown _1234568364.unknown _1234568362.unknown _1234568357.unknown _1234568359.unknown _1234568360.unknown _1234568358.unknown _1234568355.unknown _1234568356.unknown _1234568354.unknown _1234568345.unknown _1234568349.unknown _1234568351.unknown _1234568352.unknown _1234568350.unknown _1234568347.unknown _1234568348.unknown _1234568346.unknown _1234568341.unknown _1234568343.unknown _1234568344.unknown _1234568342.unknown _1234568339.unknown _1234568340.unknown _1234568338.unknown _1234568305.unknown _1234568321.unknown _1234568329.unknown _1234568333.unknown _1234568335.unknown _1234568336.unknown _1234568334.unknown _1234568331.unknown _1234568332.unknown _1234568330.unknown _1234568325.unknown _1234568327.unknown _1234568328.unknown _1234568326.unknown _1234568323.unknown _1234568324.unknown _1234568322.unknown _1234568313.unknown _1234568317.unknown _1234568319.unknown _1234568320.unknown _1234568318.unknown _1234568315.unknown _1234568316.unknown _1234568314.unknown _1234568309.unknown _1234568311.unknown _1234568312.unknown _1234568310.unknown _1234568307.unknown _1234568308.unknown _1234568306.unknown _1234568289.unknown _1234568297.unknown _1234568301.unknown _1234568303.unknown _1234568304.unknown _1234568302.unknown _1234568299.vsd � � _1234568300.unknown _1234568298.unknown _1234568293.unknown _1234568295.unknown _1234568296.unknown _1234568294.unknown _1234568291.unknown _1234568292.unknown _1234568290.unknown _1234568281.unknown _1234568285.unknown _1234568287.unknown _1234568288.unknown _1234568286.vsd � � � � _1234568283.unknown _1234568284.unknown _1234568282.unknown _1234568277.unknown _1234568279.unknown _1234568280.unknown _1234568278.unknown _1234568275.unknown _1234568276.unknown _1234568274.unknown _1234568209.unknown _1234568241.unknown _1234568257.unknown _1234568265.unknown _1234568269.unknown _1234568271.unknown _1234568272.unknown _1234568270.unknown _1234568267.unknown _1234568268.unknown _1234568266.unknown _1234568261.unknown _1234568263.unknown _1234568264.unknown _1234568262.unknown _1234568259.unknown _1234568260.unknown _1234568258.unknown _1234568249.unknown _1234568253.unknown _1234568255.unknown _1234568256.vsd � ����������� ����� ��������� _1234568254.unknown _1234568251.unknown _1234568252.unknown _1234568250.unknown _1234568245.unknown _1234568247.unknown _1234568248.unknown _1234568246.unknown _1234568243.unknown _1234568244.unknown _1234568242.unknown _1234568225.unknown _1234568233.unknown _1234568237.unknown _1234568239.unknown _1234568240.unknown _1234568238.unknown _1234568235.unknown _1234568236.unknown _1234568234.unknown _1234568229.unknown _1234568231.unknown _1234568232.unknown _1234568230.unknown _1234568227.unknown _1234568228.unknown _1234568226.unknown _1234568217.unknown _1234568221.unknown _1234568223.unknown _1234568224.unknown _1234568222.unknown _1234568219.unknown _1234568220.unknown _1234568218.unknown _1234568213.unknown _1234568215.unknown _1234568216.unknown _1234568214.unknown _1234568211.unknown _1234568212.unknown _1234568210.unknown _1234568177.unknown _1234568193.unknown _1234568201.unknown _1234568205.unknown _1234568207.unknown _1234568208.unknown _1234568206.unknown _1234568203.unknown _1234568204.unknown _1234568202.unknown _1234568197.unknown _1234568199.unknown _1234568200.unknown _1234568198.unknown _1234568195.unknown _1234568196.unknown _1234568194.unknown _1234568185.unknown _1234568189.unknown _1234568191.unknown _1234568192.unknown _1234568190.unknown _1234568187.unknown _1234568188.unknown _1234568186.unknown _1234568181.unknown _1234568183.unknown _1234568184.unknown _1234568182.unknown _1234568179.unknown _1234568180.unknown _1234568178.unknown _1234568161.unknown _1234568169.unknown _1234568173.unknown _1234568175.unknown _1234568176.unknown _1234568174.unknown _1234568171.unknown _1234568172.unknown _1234568170.unknown _1234568165.unknown _1234568167.unknown _1234568168.unknown _1234568166.unknown _1234568163.unknown _1234568164.unknown _1234568162.unknown _1234568153.unknown _1234568157.unknown _1234568159.unknown _1234568160.unknown _1234568158.unknown _1234568155.unknown _1234568156.unknown _1234568154.unknown _1234568149.unknown _1234568151.unknown _1234568152.unknown _1234568150.unknown _1234568147.unknown _1234568148.unknown _1234568146.unknown _1234568017.unknown _1234568081.unknown _1234568113.unknown _1234568129.unknown _1234568137.vsd � � � � � _1234568141.unknown _1234568143.unknown _1234568144.unknown _1234568142.unknown _1234568139.unknown _1234568140.unknown _1234568138.unknown _1234568133.unknown _1234568135.unknown _1234568136.unknown _1234568134.vsd � � Y� ��M������ ������� ����������������������������� ������������������������������� ������������������������� � ������������������� Y� � � ����� N� ��M������ ����������������� N� Y� ��������������������������� ������������������� ��M��������������������� ������������������� � N� Y� � Ln �� Ln ��1� Ln �� 0� Ln >=M2- 1?� _1234568131.unknown _1234568132.unknown _1234568130.unknown _1234568121.unknown _1234568125.unknown _1234568127.unknown _1234568128.unknown _1234568126.unknown _1234568123.unknown _1234568124.unknown _1234568122.unknown _1234568117.unknown _1234568119.unknown _1234568120.unknown _1234568118.unknown _1234568115.unknown _1234568116.unknown _1234568114.unknown _1234568097.unknown _1234568105.unknown _1234568109.unknown _1234568111.unknown _1234568112.unknown _1234568110.unknown _1234568107.unknown _1234568108.unknown _1234568106.unknown _1234568101.unknown _1234568103.unknown _1234568104.unknown _1234568102.unknown _1234568099.unknown _1234568100.unknown _1234568098.unknown _1234568089.unknown _1234568093.unknown _1234568095.unknown _1234568096.unknown _1234568094.unknown _1234568091.unknown _1234568092.unknown _1234568090.unknown _1234568085.unknown _1234568087.unknown _1234568088.unknown _1234568086.unknown _1234568083.unknown _1234568084.unknown _1234568082.unknown _1234568049.unknown _1234568065.unknown _1234568073.unknown _1234568077.unknown _1234568079.unknown _1234568080.unknown _1234568078.unknown _1234568075.unknown _1234568076.unknown _1234568074.unknown _1234568069.unknown _1234568071.unknown _1234568072.unknown _1234568070.unknown _1234568067.unknown _1234568068.unknown _1234568066.unknown _1234568057.unknown _1234568061.unknown _1234568063.unknown _1234568064.unknown _1234568062.unknown _1234568059.unknown _1234568060.unknown _1234568058.unknown _1234568053.unknown _1234568055.unknown _1234568056.unknown _1234568054.unknown _1234568051.unknown _1234568052.unknown _1234568050.unknown _1234568033.unknown _1234568041.unknown _1234568045.unknown _1234568047.unknown _1234568048.unknown _1234568046.unknown _1234568043.unknown _1234568044.unknown _1234568042.unknown _1234568037.unknown _1234568039.unknown _1234568040.unknown _1234568038.doc _1234568035.unknown _1234568036.unknown _1234568034.unknown _1234568025.unknown _1234568029.unknown _1234568031.unknown _1234568032.unknown _1234568030.unknown _1234568027.unknown _1234568028.unknown _1234568026.unknown _1234568021.unknown _1234568023.unknown _1234568024.unknown _1234568022.unknown _1234568019.unknown _1234568020.unknown _1234568018.unknown _1234567953.unknown _1234567985.unknown _1234568001.unknown _1234568009.unknown _1234568013.unknown _1234568015.unknown _1234568016.unknown _1234568014.unknown _1234568011.unknown _1234568012.unknown _1234568010.unknown _1234568005.unknown _1234568007.unknown _1234568008.unknown _1234568006.unknown _1234568003.unknown _1234568004.unknown _1234568002.unknown _1234567993.unknown _1234567997.unknown _1234567999.unknown _1234568000.unknown _1234567998.unknown _1234567995.unknown _1234567996.unknown _1234567994.unknown _1234567989.unknown _1234567991.unknown _1234567992.unknown _1234567990.unknown _1234567987.unknown _1234567988.unknown _1234567986.unknown _1234567969.unknown _1234567977.unknown _1234567981.unknown _1234567983.unknown _1234567984.unknown _1234567982.unknown _1234567979.unknown _1234567980.unknown _1234567978.vsd � _1234567973.unknown _1234567975.unknown _1234567976.unknown _1234567974.vsd � � � _1234567971.unknown _1234567972.unknown _1234567970.unknown _1234567961.unknown _1234567965.vsd � � � _1234567967.vsd � ������� ��������� FTU� � ������� ������� _1234567968.vsd _1234567966.vsd � � � 1� 3� 4� 5� 2� _1234567963.vsd � _1234567964.vsd � � � _1234567962.unknown _1234567957.unknown _1234567959.unknown _1234567960.unknown _1234567958.unknown _1234567955.unknown _1234567956.unknown _1234567954.unknown _1234567921.unknown _1234567937.unknown _1234567945.unknown _1234567949.unknown _1234567951.unknown _1234567952.unknown _1234567950.unknown _1234567947.unknown _1234567948.unknown _1234567946.unknown _1234567941.unknown _1234567943.unknown _1234567944.unknown _1234567942.unknown _1234567939.unknown _1234567940.unknown _1234567938.unknown _1234567929.unknown _1234567933.unknown _1234567935.unknown _1234567936.unknown _1234567934.unknown _1234567931.unknown _1234567932.unknown _1234567930.unknown _1234567925.unknown _1234567927.unknown _1234567928.unknown _1234567926.unknown _1234567923.unknown _1234567924.unknown _1234567922.unknown _1234567905.unknown _1234567913.unknown _1234567917.vsd � � � � _1234567919.unknown _1234567920.unknown _1234567918.unknown _1234567915.unknown _1234567916.unknown _1234567914.unknown _1234567909.unknown _1234567911.unknown _1234567912.unknown _1234567910.unknown _1234567907.vsd � � � S� _1234567908.unknown _1234567906.vsd � � � C� B� A� � � � � � � � � � ����I� ����J� � � � � F� S� _1234567897.unknown _1234567901.unknown _1234567903.unknown _1234567904.unknown _1234567902.unknown _1234567899.unknown _1234567900.unknown _1234567898.unknown _1234567893.unknown _1234567895.unknown _1234567896.unknown _1234567894.unknown _1234567891.unknown _1234567892.unknown _1234567890.unknown