配电网监测方法和系统与流程

本发明涉及配电网监测领域，具体而言，涉及一种配电网监测方法和系统。

背景技术：

小电流接地运行方式下，由于短路电流很小，配电网可以带故障运行2小时。但将接地线路当作正常线路运行时，接地故障产的过电压和接地电流，可能导致电缆/开关柜/电压互感器烧损、人畜触电等恶性事故，极大地威胁了电网的安全生产。

随着电力电子技术、网络传输技术、磁盘存储技术的迅猛发展，配电终端的高频采样、录波信息实时上传主站的工程实践成为可能。

单相接地故障点的判断一般都需要结合配电网的接地运行方式、接地点的弧光情况、接地点上下游的电气特征等信息进行综合判断。配电自动化系统主站具有强大的计算能力、海量存储能力、有完备的配电网图模数据和实时运行状态数据，因此配电网系统主站更适合从配电网全局高度，基于配电终端故障时的高频录波信息，进行多种算法的多判据融合，进行录波信息相关性解析，实现不同接地运行方式下、复杂配电网的单相接地故障选线与定位。

小电流接地系统包括：中性点不接地系统、中性点经消弧线圈接地系统(谐振接地系统)和中性点经高电阻接地系统。我国主要采用中性点不接地系统和中性点经消弧线圈接地系统。

小电流接地故障发生时，故障线路所在的拓扑岛快速经历了暂态过程，然后进入稳态过程；如果是间歇性接地，则这两个过程反复发生。

稳态过程特征：①故障线路的故障相电流分量大于该故障线路健全相电流的2倍以上。②故障线路零序电流幅值大于非故障线路零序电流，且二者方向相反。③故障线路零序有功电流大小为非故障线路零序有功电流之和，方向与非故障线路相反。但在谐振接地系统中，由于消弧线圈的补偿作用，上述特征基本没有。

暂态过程特征：①所有非故障线路的暂态零序电流方向(从母线流向线路)与故障线路的暂态零序电流方向相反(由线路流向母线)，且故障线路的暂态零序电流的幅值较非故障线路大。即与稳态零序电流特征一致。②暂态零序电流的数值较稳态值大很多，且持续时间很短，约为0.5～1.0个工频周波(即：10ms～20ms)。③当故障相在电压峰值(φ＝π/2)时接地，暂态电容电流出现最大值；当故障相在电压零值(φ＝0)时接地，暂态电容电流出现最大值，可能为0。④消弧线圈的电感电流中包含暂态直流分量，相对于非故障线路，故障线路暂态零序点六中含有的直流分量较大。当故障相在电压零值(φ＝0)时接地，电感直流分量较大，一般在1个工频周波之内便衰减完毕。

小电流接地系统发生单相接地故障后，故障点前后的三相电流及零序电流的分布有如下特征：①三相电流：对健全线路及故障线路在故障点之后的部分，同一条线路的三相电流突变量为对地电容电流幅值相等、波形一致。而在故障线路的故障点之前，仅2个健全相突变电流相同，其故障相突变电流还包括故障点对地电流，故不具有上述特征。②零序电流：对健全线路及故障线路在故障点之后的部分，零模电流幅值较小，方向由母线流向线路。而在故障线路的故障点之前，零模电流幅值较大，方向由线路流向母线。对故障点上游或下游2个相邻检测点(不包含故障点)，二者的暂态电流幅值接近，相似程度高；而故障点两侧2个相邻检测点，二者的暂态电流相似度低。

单相接地故障发生后，故障线路和健全线路上的零序电流分布如图1所示，在图1中，110为母线，101～10n以及111为母线的出线，线路111为故障线路，线路101～10n为健全线路，图1的R为电阻、C为电容、L为电感、u为电压、i为电流、K为开关。故障线路上故障点前后零序电流分布和相似情况如图2所示，在图2中，线路201至线路203为母线210的出线，230为消弧线圈，线路203为故障线路，线路201和线路202为健全线路，线路203在故障点220发生了故障，线路203上设置的馈线终端设备(简称FTU)FTU1、FTU2、FTU3用于检测线路中的波形，其中，图2中示出了多个监测终端(例如，FTU1～FTU3)监测出的电参数的波形。

现有技术中，检测线路故障的方法通常采用如下方式：

基于单相接地故障发生后暂稳态的特征，给出了各种故障线路检测算法。

①基于稳态特征——零序电流群体比幅比相法

先进行零序电流比较，选出几个幅值较大的作为候选，然后在此基础上进行相位比较；如果某条线路方向与其它线路不同，则其为故障线路；如果所有零序电流同相位，则为母线装置。该方法被大多数选线装置所采用。该方法只能检测非瞬时接地故障，仅适用于中性点不接地系统，受过渡电阻影响大。

②基于稳态特征——零序无功功率方向法

利用中性点不接地系统故障线路零序电流相位滞后零序电压90°，而健全线路超前90°的特点，选择无功功率小于零(线路->母线)的线路为故障线路。该方法也是比较传统的方法，在欧洲应用较为广泛。该方法与“零序电流群体比幅比相法”的本质一样，仅适用于中性点不接地系统，且受过渡电阻影响大。

③基于暂态特征——零序无功功率方向法

计算馈线出线口，暂态信号持续时间内暂态无功功率Q的方向，Q<0表明暂态无功功率流向母线，为故障线路。

④基于暂态特征——电流相似性

计算馈线出线口，同一时刻不同线路之间暂态电流的相关性系数。相关系数接近于0的，为故障线路。稳态和暂态电流均可使用该方法选线，该方法也适用于故障点的定位。

但是，单相接地故障过程复杂，间歇性接地持续时间、消弧线圈补偿程度、过渡电阻等因素对故障电流的大小和方向影响较大，常常导致上述的某一种检测技术失效。

实际工程施工过程中，常常由于工程造价原因、电力电子设备谐振原因，无法大面积的安装零序电流CT和零序电压PT装置，导致上述某一种算法失效。

没有自举性特点的单相接地故障检测算法，要求在单相接地故障检测系统中维护线路的图模数据，因此在工程应用中也不易进行持续维护。

针对相关技术中的配电网监测系统应用范围较小的技术问题，目前尚未提出有效的解决方案。

技术实现要素：

本发明实施例提供了一种配电网监测方法和系统，以至少解决相关技术中的配电网监测系统应用范围较小的技术问题。

根据本发明实施例的一个方面，提供了一种配电网监测系统，该系统包括：多个线路监测终端，每个线路监测终端用于监测对应线路的接地电参数波形；第一服务器，与多个线路监测终端进行通讯，用于接收并存储多个线路监测终端发送的接地电参数波形；第二服务器，与第一服务器进行通讯，用于根据第一服务器存储的接地电参数波形对接地故障发生的位置进行定位，其中，第二服务器在定位接地故障发生的位置时通过每条线路的不同电参数之间的相关系数，和/或，每条线路与其它线路的同一电参数之间的相关系数确定对应线路是否发生接地故障。

进一步地，每个线路监测终端还用于监测对应线路的电参数波形，并根据电参数波形判断是否发生接地故障，如果判断结果为是，则监测对应线路在预设时长内的电参数波形作为接地电参数波形。

进一步地，每个线路监测终端还用于在判断出发生接地故障之后，向第一服务器发送接地信号，在接收到第一服务器反馈的召唤波形信号之后，向第一服务器发送接地电参数波形。

进一步地，第一服务器还用于在接收到接地信号之后，将接地信号发送至第二服务器，并在接收到第二服务器反馈召唤波形信号之后，将召唤波形信号转发至多个线路监测终端。

进一步地，第一服务器还用于分别存储每个线路监测终端发送的在预设时长内的接地电参数波形，并在多个线路监测终端均发送完毕之后将多个接地电参数波形发送至第二服务器。

进一步地，第二服务器还用于在接收到多个接地电参数波形之后，根据每个接地电参数波形的时间戳确定在预设时长内发生接地故障的次数，并分别对每次发生接地故障时的位置进行定位。

进一步地，该系统还包括：时间校准装置，与第一服务器进行通讯，用于通过第一服务器对多个线路监测终端的时间进行校准。

进一步地，第二服务器还用于在定位出发生接地故障的位置之后，对发生接地故障的位置执行隔离处理。

根据本发明实施例的另一方面，还提供了一种配电网监测方法，该方法包括：多个线路监测终端分别监测对应线路的接地电参数波形；第一服务器接收并存储多个线路监测终端发送的接地电参数波形；第二服务器根据第一服务器存储的接地电参数波形对接地故障发生的位置进行定位，其中，第二服务器在定位接地故障发生的位置时通过每条线路的不同电参数之间的相关系数，和/或，每条线路与其它线路的同一电参数之间的相关系数确定对应线路是否发生接地故障。

进一步地，多个线路监测终端分别监测对应线路的接地电参数波形包括：每个线路监测终端监测对应线路的电参数波形；每个线路监测终端根据电参数波形判断是否发生接地故障，并在判断结果为是的情况下，监测对应线路在预设时长内的电参数波形作为接地电参数波形。

在本发明实施例中，通过多个线路监测终端，每个线路监测终端用于监测对应线路的接地电参数波形；第一服务器，与多个线路监测终端进行通讯，用于接收并存储多个线路监测终端发送的接地电参数波形；第二服务器，与第一服务器进行通讯，用于根据第一服务器存储的接地电参数波形对接地故障发生的位置进行定位，其中，第二服务器在定位接地故障发生的位置时通过每条线路的不同电参数之间的相关系数，和/或，每条线路与其它线路的同一电参数之间的相关系数确定对应线路是否发生接地故障，解决了相关技术中的配电网监测系统应用范围较小的技术问题，进而实现了提高配电网监测系统应用范围的技术效果。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，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不当限定。在附图中：

图1是现有技术中一种配电网的示意图；

图2是现有技术中一种配电网发生单相接地故障的零序电流分布示意图；

图3是根据本发明实施例的一种可选的配电网监测系统的示意图；

图4是根据本发明实施例的另一种可选的配电网监测系统的示意图；

图5是根据本发明实施例的一种可选的配电网发生单相接地故障的示意图；

图6是根据本发明实施例的一种可选的配电网发生单相接地故障的波形接收时序的示意图；

图7是根据本发明实施例的另一种可选的配电网监测系统的示意图；

图8是根据本发明实施例的一种可选的配电网监测方法的流程图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。

需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。

本申请提供了一种配电网监测系统的实施例。

图3是根据本发明实施例的一种可选的配电网监测系统的示意图，如图3所示，该实施例提供的配电网监测系统包括多个线路监测终端10，第一服务器20和第二服务器30。

其中，多个线路监测终端中每个线路监测终端用于监测对应线路的接地电参数波形，第一服务器与多个线路监测终端进行通讯，用于接收并存储多个线路监测终端发送的接地电参数波形；第二服务器与第一服务器进行通讯，用于根据第一服务器存储的接地电参数波形对接地故障发生的位置进行定位，其中，第二服务器在定位接地故障发生的位置时通过每条线路的不同电参数之间的相关系数，和/或，每条线路与其它线路的同一电参数之间的相关系数确定对应线路是否发生接地故障。

其中，两个波形曲线x(t)和y(t)的相关系数可以采用如下公式描述：

离散化后得到：

虽然上式中时间需取无限长，但对确定信号做相关分析时在有限长数据窗内仍然成立。并且-1≤ρ≤1，若ρ＝1，则两量间存在正线性关系；若ρ＝-1，则两量间存在负线性关系；若ρ＝0，则两量间完全不相关。

可选的，由于根据实际波形计算出来的数值可能存在一定的误差，可以设置如下阈值：ρ<0.3，没有相关性；0.3≤ρ<0.5，低度相关；0.5≤ρ<0.8，中度相关；0.8≤ρ<1，高度相关。

可选的，每个线路监测终端还用于监测对应线路的电参数波形，并根据电参数波形判断是否发生接地故障，如果判断结果为是，则监测对应线路在预设时长内的电参数波形作为接地电参数波形。作为一种可选的实施方式，每个线路监测终端还用于在判断出发生接地故障之后，向第一服务器发送接地信号，在接收到第一服务器反馈的召唤波形信号之后，向第一服务器发送接地电参数波形。

作为一种可选的实施方式，第一服务器还用于在接收到接地信号之后，将接地信号发送至第二服务器，并在接收到第二服务器反馈召唤波形信号之后，将召唤波形信号转发至多个线路监测终端。可选的，第一服务器还用于分别存储每个线路监测终端发送的在预设时长内的接地电参数波形，并在多个线路监测终端均发送完毕之后将多个接地电参数波形发送至第二服务器。

作为一种可选的实施方式，第二服务器还用于在接收到多个接地电参数波形之后，根据每个接地电参数波形的时间戳确定在预设时长内发生接地故障的次数，并分别对每次发生接地故障时的位置进行定位。

可选的，该系统还包括：时间校准装置，与第一服务器进行通讯，用于通过第一服务器对多个线路监测终端的时间进行校准。

其中，第二服务器还可以用于在定位出发生接地故障的位置之后，对发生接地故障的位置执行隔离处理。

该实施例通过多个线路监测终端，每个线路监测终端用于监测对应线路的接地电参数波形；第一服务器，与多个线路监测终端进行通讯，用于接收并存储多个线路监测终端发送的接地电参数波形；第二服务器，与第一服务器进行通讯，用于根据第一服务器存储的接地电参数波形对接地故障发生的位置进行定位，其中，第二服务器在定位接地故障发生的位置时通过每条线路的不同电参数之间的相关系数，和/或，每条线路与其它线路的同一电参数之间的相关系数确定对应线路是否发生接地故障，解决了相关技术中的配电网监测系统应用范围较小的技术问题，进而实现了提高配电网监测系统应用范围的技术效果。

下面对上述实施例的一种可选实施例进行描述如下：

图4是根据本发明实施例的另一种可选的配电网监测系统的示意图，如图4所示，该系统包括线路监测装置、前置系统(第一服务器)和配电自动化系统(第二服务器)。

通过该实施例提供的配电网监测系统的监测过程如下：

(1)故障录波数据的采集、传输与存储

配电自动化(主站)系统支持通过光纤、或者跨正反向隔离的无线网络采集终端(线路监测装置)的录波数据。采样率为4KHz，连续采样8个周波。故障录波数据需要存储到配电自动化系统历史数据库。

配电自动化系统收到监测装置“录波锁定”动作信号后，下发召唤命令召唤终端的录波文件。前置系统收到录波文件后保存到历史库，配电自动化系统访问历史库获取波形文件。本项目采用关系型数据库，将每一个录波文件存成一条记录。

(2)零序电流与零序电压合成

举例而言，取82个数据点，计算算数平均值；用所有数据点分别减去上述平均值；然后乘以电流转换系数，得到三相电流实际值；把三相电流实际值逐点做算术和运算得到零序电流值。三相电压的实际值计算和合成与上述类似。不同点在于：所计算的实际值需要再用82个点中的“绝对值最大的值”进行修正。

(3)上下文数据归集

在配电自动化主站系统中设置“事件数据归集”服务。该服务在收到“接地事件数据归集”请求后，把该接地事件相关的模型数据、自动化运行数据、录波数据归集到一起，用于接地故障检测算法中。

(4)信号同步

计算相关系数是要求2个采集终端上报的信号保持同步。配电自动化主站系统中主要通过主站实现各采集终端的同步对时，考虑到无线信号的不稳定性和延迟性，对时误差可能有几毫秒～几秒的误差，该误差可能对相关系数计算产生影响，引起误判。因此，在主站进行上下文数据归集时，对录波数据时间同步的问题进行了考虑，完善了录波数据归集算法。

其中，在对故障录波数据进行采集时，可以对母线接地信号动作前后一段时间的录波数据收集，以图5中的拓扑图为例，线路一，线路二，线路三是同一条母线下的三条出线，位置1～位置8均可以设置有线路监测装置，当位置4和位置5之间发生接地后，拓扑结构中的8个位置都会采集到接地波形(由于监测装置本地会过滤掉部分非接地线路波形，主站实际收到的波形可能会小于8个)。虽然8个位置几乎在同一时刻采集到波形，但由于无线网络传输的不确定性，主站收到的录波文件顺序可能是下面的情况。

图6中水平轴是主站的时间轴，在t0时刻主站收到第一个波形，在t2时刻主站收到最后一个波形。大部分波形都会在相对集中的时间段内(t0-t1)收到，有部分波形(如6号位置)因为无线网络的不确定性需经历较长的时间才能收到，还有些波形(如图6中未显示的2号位置)因为被本地过滤了、设备拆除、设备损坏、SIM卡欠费等原因没有被传输到主站。录波算法需保证大部分录波(t0至t1时间段内)被归集在一起，6号位置的波形只能丢弃，因为t2时刻无法估计。因此，在收到母线单相接地动作信号后，可以对该母线设定t1分钟计时器来收集录波数据。在t1时刻到后，归集该母线单相接地动作前1分钟、后1分钟的录波数据。

在对故障录波数据进行采集之后，基于终端时刻对录波数据进行归集完善，由于采集到的预设时长之内可能发生多个接地事件，但是，同一个事件中各个波形的时间戳几乎是一样的，可利用这个特点来完善归集算法。例如，考虑间歇性接地，归集算法把这2次间歇性接地事件归集到同一个事件中。也即，如图6所示的时间轴中，正常情况下t0至t1以及t2至t3的时间间隔几乎为0，考虑到监测点附近有可能GPS信号不好导致GPS对时失败(这时会使用主站对时，对时精度<1秒)，这个时间间隔取成3秒。因此，考虑终端信号的时间同步问题后，归集算法完善为：对录波数据按时间戳(录波采集时间戳)升序排序；将定时器启动前1分钟的录波数据也归集到这个母线事件中；定时器超时后使用一个2秒的滑动时间窗检查队列，将时间窗中的波形归集成一个事件。

(5)通过相关系数法进行故障选线与定位

1)采用零序电流与零序电压之间的相关系数法：

各健全线的零序电流与电压导数之间存在正线性相关关系，即:

故障线的零序电流与电压导数之间存在负线性性相关关系，即:

其物理意义是：故障线与健全线的零序电流方向相反。

考虑各种误差因素和裕度，实际判据取为：

为健全线路

为故障线路

所有线路均判为母线故障。

2)不同线路之间电流的相关系数法：

任选母线下的某一出线m为参考线路，其它线路依次与其比较。出线m和出线n之间暂态电流的相关系数为：

如果所有线路之间的相关性系数都不相关(ρmn<-0.85)，则取出线m为故障线路。

如果所有线路之间的相关性系数都相似(ρmn>0.85)，，则取母线为故障线路。

否则，取相关系数最小的线路为故障线路。

3)基于相关系数法的故障区段定位：

在整个配电系统中，通过对比各处发生单相接地故障时刻的三相电流突变量的相关系数、或者零模电流的相关系数，可以快速并准确地判断出故障点。

求取相邻检测点的零模电流相关系数公式为：

上式中：i01、i02分别为相邻两检测点的暂态零模电流，采用起始点n＝1为故障发生时刻，n为采样序列，N为数据长度。

得到一系列相关系数后，取最小的相关系数ρmin，若该值小于阈值-0.85，则说明该相关系数关联的区段为故障区段，否则判为末端区间为故障区段(考虑为故障点下游FTU由于暂态电流过小而无法启动)。

(6)可以综合应用多个相关系数法进行故障定位

基于波形相关系数法，可以计算：一条线路首端的零序电压电流相关系数、两条线路间的首端零序电流相关系数、一条线路首端不同相之间的相关系数、两条线路间同相电流之间的相关系数、两条线路首端直流分量的相关系数。这些计算结果可以相互补充，提高故障选线的正确性。在前一个算法无法判断出故障线路时，选择后一个算法计算。

在间歇性接地事件中，一次波形归集过程中，可能将采集的录波数据归集为多个事件，对每个事件分别计算相关性系数，可提高故障选线的正确性。

(6)在定位之后，可以采用信息交互示意图

配电自动化系统主站与录波终端之间的信息交互、配电自动化系统主站进行录波数据归集、录波数据相关性分析、接地故障选线与定位的过程可以通过示意图显示。

需要说明的是，上述的功能和步骤可以采用软件的形式实现，具体的，采用基于故障录波的波形相关性分析技术，充分考虑实际工程施工过程中终端的CT、PT配置情况，终端的时间误差情况，使用多种特征分量进行录波波形的相关性综合分析，实现复杂配电网中各种单相接地故障的选线与定位。该软件与配电自动化主站无缝融合，不需要再进行故障线路拓扑的图模维护，提高了该软件的可用性。并且，基于多个特征分量的波形相关性算法，提高了单相接地故障选线与定位的准确性。

图7是根据本发明实施例的另一种可选的配电网监测系统的示意图，如图7所示，该系统包括线路监测装置、前置系统(第一服务器)和配电自动化系统主站(第二服务器)，此外，配电网监测系统还包括时间主备服务器，用于实时的对配电网监测系统中的所有设备进行对时，例如，对录波设备进行精确校时。其中，前置系统可以包括正反向隔离装置，用于在发生接地故障时对对应的线路进行隔离。

如图7所示的系统的监测过程可以包括，线路监测终端监测到接地，上送“录波锁定”动作(接地信号)，前置系统接收到该动作之后，将其上送到配电自动化系统主站，主站根据该动作对应的接地故障件名进行登陆，并形成接地故障文件名，并基于配电网图模数据、实时运行数据，形成录波召唤设备一览表，将其发送给待召唤录播设备，主站将召唤波形文件发送给前置系统，前置系统将其转发给线路监测终端，线路监测终端将波形文件上送至前置系统，前置系统在接收预设时长的波形文件之后存储到历史库中，主站提取波形文件，并对录波波形进行相关性分析，对接地故障进行选段，在确定出发生接地故障的分段之后，对相应的段进行故障隔离，其中，故障隔离的策略根据可停电与不可停电进行分类，主站向前置系统发送故障隔离的策略，前置系统通过正反隔离系统对对应的线路监测终端进行故障隔离。

图8是根据本发明实施例的一种可选的配电网监测方法的流程图，如图8所示，该方法包括如下步骤：

步骤S101，多个线路监测终端分别监测对应线路的接地电参数波形；

步骤S102，第一服务器接收并存储多个线路监测终端发送的接地电参数波形；

步骤S103，第二服务器根据第一服务器存储的接地电参数波形对接地故障发生的位置进行定位，其中，第二服务器在定位接地故障发生的位置时通过每条线路的不同电参数之间的相关系数，和/或，每条线路与其它线路的同一电参数之间的相关系数确定对应线路是否发生接地故障。

进一步地，多个线路监测终端分别监测对应线路的接地电参数波形包括：每个线路监测终端监测对应线路的电参数波形；每个线路监测终端根据电参数波形判断是否发生接地故障，并在判断结果为是的情况下，监测对应线路在预设时长内的电参数波形作为接地电参数波形。

需要说明的是，在附图的流程图虽然示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。

本发明的配电网监测方法和系统所提供的技术方案通过比较不同接地运行方式下、不同接地情况下电流波形的相似度，以相似度值为特征量实现复杂配电网的单相接地故障的选线与定位。本发明提供的技术方案至少具有如下技术效果：

(1)通过分相比较、三相电流合成零序电流的技术，使得本软件适用于线路上一相/两相/三相CT的配置情况，计算线路波形的相似度，进行单相接地故障的选线与定位。

(2)在进行电流波形相似度比较时，所采用的电流数据既包括暂态电流数据、也包括稳态电流数据，并采用了直流滤波技术；在进行波形相似度比较时，进行了三相电流的波形相似度计算、零序电流波形相似度计算、直流电流相似度计算；综合各种计算结果，进行单相接地故障的选线与定位。

(3)由于所采用的故障电流持续时间长，大概5分钟左右，不仅包括了一次暂稳态电流数据，如果这个过程中有间歇性接地发生，则计算所用数据也包括了间歇性接地过程中剧烈变化的电流数据，更有助于单相接地故障的准确选线。

(4)故障数据采集的同时性对单相接地故障定位的算法具有决定性的影响。考虑到无线通讯的延迟性，及线路上终端校时的精度问题，即：线路上部分终端采用GPS进行准确校时，部分终端以配电自动化主站为时间服务器进行校时，该部分终端的时间准确时间有一定误差。因此，本软件使用标记了终端时刻的电流数据进行相关性计算，并在计算之前对该数据进行了处理。

(5)本软件与配电自动化主站系统无缝融合，在进行波形相似度计算前，可方便地把与故障线路相关的拓扑岛图模数据、实时运行数据归集在一起，提交给本软件进行单相接地故障的选线与定位。

上述本申请实施例的顺序不代表实施例的优劣。

在本申请的上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的技术内容，可通过其它的方式实现。

以上所述仅是本申请的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本申请原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本申请的保护范围。