配网选线保护与故障定位 pdf下载

配网选线保护与故障定位
	曾用价	168.00
	出版社	科学出版社
	版次	1
	出版时间	2016年03月
	开本	16开
	著译编者	束洪春 著
	装帧	精装
	页数	412
	字数	520000
	ISBN编码	9787030473134

本书结合作者多年的研究积累，主要介绍谐振接地电网暂态分析法单相接地故障选线、配网单相接地暂态量保护原理和直配线路及多分支树型辐射网的行波及其频差法故障定位原理与方法，以及基于故障行波突变能量沿馈线分布特性及其距离标定的直配线及辐射网故障分支识别与定位新方法和诊信注入法馈线故障定位。全书结构力求简练，以阐释方法原理为主线，配有大量算例和效果图，便于读者理解、掌握其要义。


目录
前言
第1章 谐振接地配电网单相接地故障暂态过程分析1
1.1自动跟踪消弧线圈补偿特性2
1.2虚幻接地与单相接地故障的辨别7
1.3接地故障电流暂态特性分析19
1.4单相接地故障电磁暂态仿真分析23
1.5零模电流倒相过程28
1.6本章小结29
第2章 配电网故障选线31
2.1补偿接地电网高阻故障检测算法33
2.2利用故障电流突变方向的故障选线36
2.3基于零模电流幅值频率特性的故障选线61
2.4基于分形和小波能量相对熵的综合选线67
2.5利用零模电流S变换辐角检测的故障选线77
2.6基于相电流突变量的故障选线82
2.7利用无功检测的选线方法91
2.8利用测后模拟原理的故障选线97
2.9利用零序瞬时功率曲线进行PCA聚类分析的选线方法101
2.10基于融合原理的故障选线106
2.11本章小结128
第3章 配电网单相接地行波及暂态量保护129
3.1基于暂态能量的单相接地保护130
3.2基于零模电压电流行波小波系数相关分析的单相接地保护132
3.3基于零模电压电流工频频带突变量直线拟合的单相接地保护134
3.4基于电压电流SOD变换的单相接地保护137
3.5基于方向电压行波积分值比较的单相接地保护139
3.6基于方向行波积分值比较原理的暂态量保护141
3.7基于PCA聚类分析的暂态量保护143
3.8本章小结151
第4章 直配线路故障定位152
4.1直配线路接地故障暂态行波理论分析152
4.2直配架空线路故障暂态行波仿真分析156
4.3接地故障暂态行波在采用模极大值标定下的波速讨论164
4.4直配架空馈线单端行波故障定位175
4.5直配线路故障行波频谱分析及频差法定位194
4.6线缆混合直配线路单端故障定位210
4.7线缆混合直配线路双端行波法故障测距250
4.8本章小结255
第5章 多分支辐射状配网故障定位257
5.1辐射网架空馈线故障行波传播特性及其频率特性分析257
5.2基于频差的辐射网架空馈线多相接地故障定位276
5.3基于线、零模波到时差的辐射网单相接地故障行波定位279
5.4基于波形相似性的故障测距kNN算法287
5.5多分支辐射状配网故障定位方法的有效性分析290
5.6本章小结296
第6章 基于故障行波沿馈线突变分布特性的配电网故障定位297
6.1利用故障行波沿线突变分布特性的直配线路故障定位原理分析298
6.2基于沿线方向行波分解及行波突变距离标定的直配架空线行波测距309
6.3基于沿线方向行波分解及距离标定的线缆混合直配线路行波测距323
6.4辐射状配网下游故障支路割集的识别342
6.5基于行波信息逐段传递和故障逐段搜索的辐射网行波测距345
6.6基于*长支路对其下游馈线具有行波信息全覆盖特性的行波测距358
6.7本章小结375
第7章 配网短路点定位的诊信注入法377
7.1架空馈线波参数测试378
7.2直配线两相间短路点定位379
7.3直配线两相间短路定位精度讨论381
7.3.1相位测量误差381
7.3.2电压幅值测量误差384
7.4直配线单相接地短路点定位386
7.5直配线单相接地短路点定位精度讨论389
7.5.1相位测量误差389
7.5.2电压幅值测量误差391
7.6辐射状配电线路单相接地短路点定位394
7.6.1辐射型分布参数网络化简运算396
7.6.2单相短路点定位方程396
7.6.3单相短路点定位方程输入参数398
7.7双频激励故障测距方法399
7.8馈线短路点定位的测后模拟法404
7.9本章小结406
参考文献408


第1章谐振接地配电网单相接地故障暂态过程分析
配电网接地方式的问题在世界各国是一个很有争议的热点。为了减少单相接地故障造成的危害，各国采用了不同的方法。
**次世界大战时期，德国人彼得逊（W.Peterson）于1919年首先提出并发明了消弧线圈，提出了经消弧线圈接地的电力系统谐振接地方式，于是当时该国在各种电压等级的电网中性点广泛地采用了经消弧线圈接地方式，电网电压范围为30～220kV，后因220kV电网中事故较多，19世纪60年代初就不再应用消弧线圈。在柏林市的30kV电网中，共有电缆1400km，其电容电流高达4kA，也采用了经消弧线圈接地方式。
原苏联曾规定3～66kV电网中性点采用经消弧线圈接地方式，莫斯科市配电电缆网络至今仍是中性点经消弧线圈接地的运行方式。
美国于20世纪20年代中期～40年代中期，在22～70kV电网中，中性点直接接地方式所占比例高达72%，且发展很快，逐步取代了中性点不接地的运行方式，一直延续至今。
英国66kV电网中性点采用电阻接地方式，而对33kV及以下由架空线路组成的配电网，中性点逐步由直接接地方式改为中性点经消弧线圈接地方式；由电缆组成的配电网，仍采用中性点经小电阻接地方式。
日本20kV电缆和架空线路混合电网，1950年以来一直采用中性点不接地方式，随着电缆的增加，为防止接地继电器的误动、拒动和中性点位移，采用经40～90Ω低值电阻器接地方式。1969年改用经40～460Ω电阻器接地方式，0.7s短接460Ω电阻器确保迅速准确选线断开单相接地故障线路。据1975年统计，11～33kV配电网中性点不接地占40%，经消弧线圈接地占28%，经电阻接地占30%，直接接地占2%。其采用电阻接地方式一般限制接地电流数值为100～200A。东京电力公司所属配电网，其中性点接地方式为66kV电网分别采用中性点经电阻、电抗和消弧线圈接地；22kV系统采用中性点经电阻接地方式。
法国电力公司（EDF）从1962年开始将城市配电网的标称电压定为20kV，其接地方式采用中性点经电阻或经电抗接地，故障线路要求快速跳闸，但不考虑故障发生到故障切除这段时间的接触电压和跨步电压。至20世纪80年代，法国电力公司对20kV配电网中性点接地方式提出新要求，即瞬时性接地故障电流应降低到40～50A，同时要求考虑接触电压、跨步电压和对低压设备绝缘危害等问题。对20kV电网对地电容电流小于50A时，采用中性点经120Ω电阻器接地方式，对电容电流为50～200A则在电阻器旁并联补偿电抗器，即消弧线圈。随着并联补偿电抗器技术的改进，即自动跟踪调节系统的应用，已将*大接地电流降至40A，其中20A是阻性电流供零序有功功率继电器工作使用。
意大利、加拿大、瑞典、日本和美国等在中压电网升压运行后，大部分都采用电网中性点直接接地的运行方式。
世界各国的配电网中性点在20世纪50年代前后，大都采用不接地或经消弧线圈接地方式；到60年代以后，有的采用直接接地和低电阻接地方式，有的采用经消弧线圈接地方式。
在对接地方式的选择上引起了我国专家的争论。有的大城市已局部将配电网的中性点不接地方式改为小电阻接地方式，以消除弧光接地过电压的产生，减少异相接地的发生。有的改为大电阻接地方式，以消除谐振接地过电压的危害。但大部分仍主张改为经消弧线圈接地方式，补偿系统的电容电流，使得单相弧光接地时，故障点电流减小，降低故障相电压的恢复速度，有效地降低电弧的复燃，从而避免单相瞬时性接地故障的跳闸，提高配电系统运行的可靠性，在配备可靠灵活的小电流接地选线及跳闸装置后，能够有效切除**性故障。
随着现代城市配电网容量的扩大、电缆线路所占比例增加，线路充电电容电流增大，接地故障情况下故障点熄弧变得更加困难。*新颁布的电力行业相关标准规定，故障短路电流大于5A的配电网均要求装设消弧线圈补偿装置。近年来配电网中性点接地技术已获得长足的进步，以原有无自动跟踪补偿功能的消弧线圈为基础开发成功的自动跟踪补偿消弧线圈成套装置及技术，极大地改进了消弧线圈对含电缆配电网络单相接地故障电流的补偿效果，更好地发挥并展现了谐振接地方式的优势，在我国配电网中获得越来越广泛的认同和普遍应用。
1.1自动跟踪消弧线圈补偿特性
现构建由6条馈出线路组成的35kV中性点经消弧线圈接地的配网如图1-1(a)所示，配网架空线与电缆参数如图1-1(b)和(c)所示，T为主变压器，变比为110kV/35kV，联结组别为YN/d11；我国配电网主变压器配电电压侧一般为三角形联结，系统不存在中性点，当系统采用谐振接地方式时需取得可供消弧线圈接地的中性点，增设接地变压器就是*佳的办法，此处TZ是供补偿接地电网接地专用的Z型变压器，其绕组接线、绕组矢量关系及模型分别如图1-1（d）～(f)所示；L为消弧线圈，rL为消弧线圈的阻尼电阻。线路模型采用架空线路、架空线-电缆混合线路和电缆三种馈出线路，负荷选用恒定功率负荷模型。
图1-1配电网电路模型
目前常见的自动跟踪补偿线圈按照跟踪调谐模式的不同，可分为预调式调谐消弧线圈和随调式调谐消弧线圈。预调式在系统正常时测量系统的电容电流，并将消弧线圈调节到对应位置，即调节至串联谐振状态。为了限制中性点电位升高，中性点需串入阻尼电阻。当接地故障发生时，消弧线圈零延时进行补偿，可利用机械调节或电气调节至设定的补偿状态，同时退出阻尼电阻，输出预设的补偿电流。故障解除后需要再接入阻尼电阻。预调式调谐线圈的优点是发生单相接地故障瞬间即可直接起到补偿作用，缺点是易引起中性点电位升高。随调式在系统正常运行时测量系统的电容电流，当发生单相接地故障后，根据测量的系统对地电容电流大小，自动调节至对应的补偿状态，减小补偿接地电网接地故障电流，以达到熄弧的目的。当接地故障解除时，又立即将其调节到远离补偿工作点。由于在系统正常运行时消弧线圈处于远离谐振点运行的状态，所以可以避免串联谐振的发生，不需要设置阻尼电阻。随调式调谐线圈的优点是正常运行时中性点偏移电压较低，缺点是该类消弧线圈在系统发生单相接地故障之后才启动调谐。这里介绍随调式自动调谐消弧线圈，设消弧线圈为调匝式消弧线圈，随调式调匝消弧线圈的结构如图1-2所示。
图1-2随调式调匝消弧线圈
随调式调匝消弧线圈主要由Z型变压器、消弧线圈、电容电流测量环节组成。Z型变压器用于引出配电网中性点；调匝式消弧线圈的消弧线圈具有多级抽头，利用电力电子开关完成消弧线圈的匝数调节，实现电感量的多挡调节；电容电流测量环节在正常运行情况下，消弧线圈感抗调节至远离谐振点，电网处于失谐状态，中性点电位较低。单相接地故障情况下，控制器在毫秒级时间内根据预测电容值调节至设定的补偿状态，使接地故障电流达到*小，实现*佳补偿，从判断装置发生了接地故障到完全补偿需要3～5个工频周期。为阐述配网馈线接地故障情况下，自动消弧线圈的动态补偿过程，假设图1-1所示配电网馈线L1上距母线5km处于0.0231s发生A相接地故障，故障初始相角为60°，过渡电阻为Rf=20Ω。母线零模电压3u0波形、故障馈线L1零模电流i01波形、故障馈线故障点注入电流iaf波形如图1-3所示。配电网发生单相接地故障情况下，零模电压满足故障启动条件后，经过自动跟踪补偿消弧线圈的多次调节，达到预设的补偿电感值Lmax=1.173H，可调节至约15%的过补偿度。
消弧线圈补偿过程中，补偿电感L值的变化波形如图1-4(a)所示，触发脉冲信号如图1-4(b)所示，接地故障发生，满足启动条件后，根据预设值开始调节消弧线圈补偿值，从启动到消弧线圈开始起作用至少需要20ms的时间，补偿电感调节期间需要经过多次调节方能达到预设补偿值，实现*佳补偿效果。如图1-4所示，从发生接地故障到补偿电感调节结束整个过程持续大约50ms，本次调节结束，等待下次启动。可见，保守而言，故障后至少1个工频周期内，消弧线圈尚未动作，即该时间段内故障暂态量不受消弧线圈调节控制的影响。
图1-3零模电压和故障馈线电流
由于预调式消弧线圈采用预补偿方式，正常运行在谐振点附近，把整个零序系统拉到工频谐振点附近等待应对故障的发生，不可能发生高频和分频的铁磁谐振，而且阻尼电阻也吸收能量，可以有效地防止铁磁谐振的发生；当出现单相接地故障后，立即将消弧线圈调谐至全补偿运行。假设图1-1所示配电网馈线L1距母线3km处发生A相接地故障，故障合闸角为90°，过渡电阻为20Ω。系统中性点经消弧线圈接地情况下，将消弧线圈的补偿度分别调至7%和30%，其故障馈线L1和健全馈线L3的零模电流分别如图1-5(a)和(b)所示。