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🔥内容介绍
随着能源转型战略的推进，分布式电源（Distributed Generation, DG）如光伏、风电、天然气分布式发电等，以其清洁、高效、就近供电的优势，在配电网中的渗透率持续提升。配电网传统运行模式为单电源辐射状供电，故障定位依赖于故障电流的单向性、幅值特性及预设的保护配合逻辑。然而，DG的接入使配电网从单一电源供电转变为多电源复杂网络，故障电流的大小、方向、持续时间等特性均发生显著改变，直接影响传统故障定位方法的准确性与可靠性，给配电网故障定位带来诸多挑战。本文将从DG对配电网故障定位的核心影响、具体作用机制及应对思路展开分析。
一、分布式电源改变配电网故障电流特性，破坏传统定位基础
传统配电网故障定位的核心前提是：故障发生后，故障电流仅由上级主网电源提供，且电流方向从电源侧流向故障点，故障电流幅值随故障点距离增加而衰减。DG的接入打破了这一前提，其向故障点注入的故障电流会从根本上改变故障电流的整体特性，导致传统定位方法失效。
（一）故障电流方向双向化，混淆故障区段判断
在辐射状配电网中，无DG接入时，无论发生相间短路还是单相接地故障，故障电流均从变电站母线流向故障点，呈现单一方向。传统故障定位装置（如故障指示器）多基于“电流突变+单向性”原理工作，通过检测线路上电流的突然增大且方向符合电源侧流向故障点的特征，判定故障区段。而当线路接入DG后，故障发生时，DG会作为额外电源向故障点注入故障电流，形成“主网电源+DG”双向供电的故障电流分布格局。此时，故障点两侧的线路电流方向可能均为流向故障点，或部分区段电流方向与传统单一电源模式下相反。例如，当DG接入点位于故障点与变电站之间时，DG注入的故障电流会使接入点与故障点之间的线路电流方向反向，导致传统故障指示器误判故障区段；若多个DG同时向故障点注入电流，还会形成复杂的电流流向叠加，进一步混淆故障定位的方向判断依据。
（二）故障电流幅值不确定性增强，降低幅值判据可靠性
传统故障定位中，故障电流幅值是判断故障严重程度及故障点距离的重要依据，基于故障电流幅值与阻抗的对应关系，可通过阻抗法、故障距离公式等估算故障点位置。但DG的接入使故障电流幅值不再仅由主网电源和故障点阻抗决定，还受DG类型、容量、控制策略及故障前运行状态等多种因素影响，呈现显著的不确定性。
一方面，不同类型DG的故障电流输出能力差异较大：同步发电机型DG（如天然气发电）故障时可输出较大的短路电流，接近传统同步发电机；而逆变器型DG（如光伏、风电）受逆变器限流保护、低电压穿越（LVRT）策略限制，故障电流幅值通常较小，一般不超过额定电流的1.2-1.5倍。另一方面，DG的容量占比直接影响故障电流的总幅值：当DG容量较大时，其注入的故障电流可显著增大故障点总电流，可能导致传统过流保护越级跳闸；当DG容量较小时，注入的故障电流可能被主网故障电流掩盖，但仍会改变局部区段的电流幅值分布，使基于幅值衰减规律的故障距离估算出现较大偏差。此外，故障前DG的出力状态（如光伏的光照强度、风电的风速）也会影响故障电流幅值，进一步增加了幅值判据的不可靠性。
（三）故障电流持续时间缩短，影响定位装置数据采集
传统配电网故障发生后，主网电源提供的故障电流会持续存在，直至断路器跳闸切除故障。而逆变器型DG由于其自身的保护策略，在故障电压低于阈值时，低电压穿越时间通常为0.15-2秒，超过该时间后逆变器会闭锁停机，停止向故障点注入电流。这导致故障电流的持续时间缩短，若定位装置的采样频率较低或数据采集存在延迟，可能无法捕获完整的故障电流信号，进而无法准确提取故障特征量（如电流突变、谐波分量等），影响故障定位的准确性。此外，部分DG在故障切除后会快速重启，可能产生冲击电流，干扰故障后定位装置的数据分析。
二、分布式电源导致配电网保护配合紊乱，间接阻碍故障定位
传统配电网采用“三段式电流保护+重合闸”的保护配合机制，故障定位与保护动作密切相关：通过保护装置的动作顺序、跳闸时间等信息，可辅助判断故障区段。DG的接入会破坏这种保护配合关系，导致保护误动、拒动或动作时序紊乱，使定位人员无法通过保护动作信息准确锁定故障范围。
（一）保护误动与拒动频发
当DG向故障点注入故障电流时，可能导致非故障区段的过流保护因电流幅值达到动作阈值而误动，或使故障区段的保护因电流方向反向、幅值不足而拒动。例如，某辐射状线路中段接入DG，当线路末端发生故障时，DG注入的故障电流会使DG与变电站之间的线路电流增大，可能导致该段线路的过流保护误跳闸，而故障点所在的末端区段保护因电流幅值不足而拒动，造成故障范围误判。此外，DG接入还可能导致单相接地保护的灵敏性下降：在小电流接地系统中，传统单相接地保护通过检测零序电流实现定位，而DG注入的零序电流可能与主网零序电流相互抵消或叠加，导致零序电流幅值低于保护动作阈值，保护无法准确响应。
（二）重合闸动作协调性变差
传统配电网重合闸的设计基于“故障为瞬时性”的假设，通过重合闸恢复供电。但DG的接入使重合闸动作面临“非同步重合”风险：当故障切除后，DG可能仍处于运行状态，其输出电压的幅值、频率、相位与主网电压存在差异，此时重合闸动作会产生较大的冲击电流，损坏设备甚至再次引发故障。为避免该问题，需在DG接入点设置防孤岛保护，故障时快速切除DG。但防孤岛保护的动作时间与重合闸时间可能存在配合不当，导致重合闸失败，同时也使定位人员无法通过重合闸的成功与否辅助判断故障类型（瞬时性/永久性），进一步增加了故障定位的难度。
三、分布式电源接入使配电网拓扑结构动态变化，增加定位复杂度
传统配电网拓扑结构相对固定，故障定位可基于预设的静态拓扑进行分析。而DG的接入使配电网拓扑结构呈现动态变化特性：一方面，DG的启停状态受能源资源（如光照、风速）、负荷需求、电网调度指令等因素影响，导致配电网的供电范围、电源数量随时间动态调整；另一方面，为提高供电可靠性，配电网通常配备分段开关、联络开关等设备，DG接入后，这些开关的动作逻辑可能发生改变（如实现DG与主网的协同供电），进一步加剧了拓扑结构的动态性。
拓扑结构的动态变化使故障定位面临两大挑战：一是定位装置难以实时获取准确的电网拓扑信息，若基于过时的拓扑数据进行故障分析，必然导致定位错误；二是不同拓扑结构下，故障电流的分布规律差异较大，传统定位方法的适配性不足。例如，当DG停运时，配电网恢复为辐射状结构，故障定位可采用传统方法；当DG运行时，配电网变为多电源结构，故障电流分布复杂，需采用全新的定位逻辑，若定位系统无法实时切换定位算法，将严重影响定位效果。
四、应对分布式电源影响的故障定位优化思路
针对DG接入对配电网故障定位的影响，需从“数据采集、算法优化、拓扑感知、协同控制”四个维度构建新型故障定位体系，突破传统定位方法的局限性。
（一）强化故障数据采集与同步，夯实定位基础
一方面，推广应用高精度、高频率的同步相量测量装置（PMU）、智能故障指示器等设备，实现对故障电流、电压的幅值、相位、频率等特征量的同步采集，准确捕获DG接入后的故障电流双向性、幅值不确定性等特征；另一方面，构建配电网统一的数据通信网络，实现变电站、DG接入点、分段开关等节点的故障数据实时传输与共享，为故障定位提供全面、准确的数据支撑。
（二）研发适配多电源结构的定位算法
摒弃传统基于单一电源的定位思路，开发基于多电源故障电流分布特性的新型算法。例如，基于图论的故障定位算法，通过构建配电网拓扑图，将故障电流的方向、幅值信息转化为拓扑节点的约束条件，通过矩阵运算求解故障区段；基于机器学习的故障定位算法，利用大量DG接入场景下的故障数据训练模型，实现对故障特征的自动识别与故障区段的精准定位；基于阻抗修正的定位算法，考虑DG注入电流的影响，对传统阻抗法进行修正，提高故障距离估算的准确性。
（三）构建动态拓扑感知与更新机制
利用配电网自动化系统，实时监测DG的启停状态、开关设备的动作情况，构建动态拓扑感知模型，实现对配电网拓扑结构的实时更新。同时，将动态拓扑信息与故障定位算法深度融合，使定位系统能够根据拓扑变化自动调整定位逻辑，确保在不同运行状态下均能实现精准定位。
（四）实现DG与配电网保护、定位系统的协同控制
通过优化DG的控制策略，在故障发生时，使DG输出的故障电流具备可预测性（如通过逆变器控制实现故障电流幅值、相位的精准调节）；同时，构建DG与配电网保护、定位系统的协同控制机制，故障时，定位系统向DG发送控制指令，调整DG的运行状态（如暂时闭锁部分DG以简化故障电流分布），待故障定位完成后，再恢复DG正常运行，通过协同配合提高故障定位的效率与准确性。
五、结语
分布式电源的大规模接入是配电网发展的必然趋势，其对故障定位的影响本质上是对传统配电网单电源运行模式下定位逻辑的颠覆性挑战。这种影响不仅体现在故障电流特性的改变，还涉及保护配合、拓扑结构等多个层面。要解决这一问题，需打破传统定位思路的束缚，依托先进的测量技术、通信技术与算法模型，构建适配多电源、动态拓扑特征的新型故障定位体系。未来，随着数字孪生、人工智能等技术在配电网中的深度应用，将进一步提升故障定位的智能化水平，为高渗透率DG接入下的配电网安全可靠运行提供有力保障。
⛳️ 运行结果
🔗 参考文献
[1] 陈伟.分布式电源接入对配电网稳态特性的影响研究[D].天津大学[2026-01-03].DOI:CNKI:CDMD:2.1018.025666.
[2] 孙烨.有源配电网故障定位方法研究[D].山东大学[2026-01-03].
[3] 王若瑾.风光储直流微电网直流线路在线故障检测和定位方法研究[D].沈阳工业大学,2022.
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