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配电网继电保护与自动化范文1
【关键字】电力自动化；配电网故障处理；继电保护；集中式故障处理模式
1 引言
配电网自动化是智能电网的重要组成部分，是提高供电可靠性、扩大供电能力、实现配电网络高校运转的主要技术手段。而配电网故障处理是配电自动化研究的核心内容，在实际工程实施中，还有许多问题待解决。
一些供电企业采用断路器作为馈线开关，期望在故障发生后可以通过故障点上游距离故障区域最近的断路器通过跳闸等处理方式切断故障电流，从而避免对整条线路产生故障。但是在实际中，会因为各级开关保护配合不协调造成越级跳闸或者多级跳闸等，该种处理方式对永久性故障和瞬时性故障的判别也比较困难。为避免上述现象，一些供电企业采用负荷开关作为馈线开关，但是这种方式也存在弊端：无论你馈线的任何位置发生故障都会造成全线路的暂时停电。鉴于馈线主干线电缆化和绝缘化比例的提升，故障由主干线转移到用户支线这种现象，一些供电企业在用户支线入口处配置了具有过电流储能跳闸和单相接地跳闸功能的“看门狗”装置，防止用户侧的事故波及到电力公司的配电线路中。
上述问题的核心在于如何使中压配电网络各个开关之间保护与配电自动化系统协调配合。本文就配电网的多级保护配合方法及与集中型的继电保护装置的协调工作等问题进行了探讨。
2 两级级差保护与集中式故障处理的协调配合
2.1 两级级差保护的配置原则
两级级差保护配合中的线路开关类型的选取及保护配置的原则包括：将主干馈线开关全部配置为负荷开关；将用户开关或者分支开关全部配置为断路器；变电站出线开关的配置为断路器；用户或者分支断路器开关的保护动作延时应设置为0s，变电站的出现断路器开关的保护动作实验应设置在200～250ms。
采取上述配置方式主要具有如下一些优点：（1），用户或者分支发生故障后，会使得用户端的断路器先发生跳闸，而变电站不会引发跳闸，这样就避免了全线停电现象的发生，有效的解决了全负荷开关馈线故障后大面积停电现象的发生。（2），避免了多级跳闸或者越级跳闸现象的发生，简化故障处理过程，缩短瞬时故障的恢复时间，克服了全断路器开关馈线中所存在的不足。（3），在实现既有功能的基础上降低了工程成本。
2.2 两级级差保护下的集中式故障处理策略
当主干线线路上发生故障后可以按照如下策略进行集中式故障处理：
（1）若主干线馈线结构为全架空式，则发生馈线故障后，通过变电站出线断路器跳闸切断故障电流，然后等待0.5s时延，重新闭合变电站出线断路器，根据结果成功与否判定是瞬时性故障还是永久性故障。与此同时上报故障信息，主站对故障区域进行判断，如果是瞬时故障，则对相关信息进行瞬时性故障处理记录；如果是永久性故障，则控制隔离故障区域，然后恢复区域供电，对相关信息进行永久性故障处理记录。
（2）若主干线馈线结构为全电缆式，则一旦发生馈线故障即可认定为永久性故障，应通过变电站出线断路器的跳闸切断故障电流。主站利用故障信息判断故障区域，遥控隔离故障区域，然后恢复区域供电，对相关信息进行永久性故障处理记录。
（3）若在用户端或者分支线路中发生故障，则相应的用户或分支断路器跳闸切断故障电流。确认用户端或者分支线路的线路结构，若为架空线路则方案一进行处理，若为电缆线路则遵照方案二进行处理。
3 实例分析
对于图1所示的架空配线电路，采用两级极差保护配合集中式故障处理，配置如下：变电站出现开关S1，S2和用户开关B1，B2采用断路器，分段开关及联络开关A1～A6采用负荷开关。图中方框代表断路器，圆圈代表负荷开关，实心代表合闸，空心代表分闸。
图1 两级极差保护下的集中式故障处理过程
假设A2-A3之间馈线发生永久性故障，则S1自动跳闸，切断故障电流，经过0.5s时延后，S1重合，由于属于有就行故障，重合失败，判定为永久性故障，于是配电自动化系统的主站根据上报信息判断故障发生在A2-A3之间，进而控制A2、A3分闸将故障区域隔离，然后控制S1和A5合闸，恢复供电。
若B1出的用户线路发生永久性故障，则B1处的断路器跳闸，对故障电流进行切断，经过0.5s时延后，B1断路器重合，但是因为为永久性故障，导致重合失败，B1不再重合，直接完成故障隔离，可以看到这种处理方式未影响到主干线，不会造成大范围的暂时停电。
4 总结
该继电保护与电力自动化系统相结合的配电网故障处理方式能够切实有效的利用断路器与负荷开关的合理配置做到多级保护与配电自动化结合的集中式故障处理，进而减小停电范围，提高配电网络的供电可靠性。
参考文献：
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[4]姜春莹.关于县级配网自动化系统应用的技术探讨[J].中国电力教育，2011（30）
配电网继电保护与自动化范文2
[关键词]配电网 自动化 继电保护技术
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）28-0398-01
1 引言
随着我国经济的快速发展和进步，我国的国民生活水平呈现出明显的提升，人们对电力的需求呈现出大幅度的增长。因此，配电网的设计规模也越来越庞大。事实上，在这种形势下，我国电力系统的线路越发复杂和多样。这也就相应地给电力系统带来了越来越大的压力。然而，目前我国配电网自动化继电保护技术还存在一定的问题。这就需要对此进行有效的分析和处理，使这些问题得到有效的解决或控制，进而保证我国配电网的正常运行。
2 配电网自动化继电保护技术的重要性
随着我国配电网的运行和发展，其在人们的生活中发挥着越来越重要的作用。然而，在配电网系统运行的过程中，一旦继电保护装置的元器件出现了问题，就会导致就近的断路器出现自动跳闸。此时，需要将出现故障的元器件与配电网系统进行隔离，以此实现对配电网自动化系统的维护，有效地降低对元器件的破坏。在运行的过程中，配电网一旦出现了异常，继电保护装置就会自动触发报警系统，进而防止故障范围进一步扩大，有效地对配电网实施了监控。同时，当配电网出现问题时，应及时地将系统与出现故障的区域隔离，达到缩小故障范围的目的，以此保障配电网整体上的稳定运行。可见，继电保护技术在配电网的运行中发挥着越来越重要的作用。
3 我国配电网自动化继电保护中的问题
3.1 继电保护的配置还不够完善
我国地域辽阔，电力系统所涉及的控制范围较广。这也就导致了控制和管理的难度相对增加了。事实上，我国很多地区由于经济等情况的限制，配电系统无法同其他地区一样得到有效的统一管理。我国很多地区在设置配电网自动化继电保护装置时并没有严格遵守相关的规定和要求进行设计和管理，因此在遇到线路故障时，继电保护装置无法充分、及时地发挥其真正的作用。同时，我国南、北方地区的气候差异较大，受到地区环境等多方面因素的影响，计算机无法满足和管理继电保护设备的运行，再加上受相关工作人员专业技能的限制，很多偏远地区的继电保护装置无法得到有效的控制，进而无法保障继电保护装置的安全运行。
3.2 调度人员缺少应急意识能力
在配电网运行中容易出现突发性问题，但由于缺乏应急人员的意识和能力，现场指挥不到位，无法处理和解决配电网的故障。配电网继电保护技术的自动化，电力调度人员需要具备扎实的专业知识和丰富的实践经验，能够熟练操作，确保配电网自动化系统的精确调度。此外，配电网自动化运行中的继电保护，容易出现突况，如果电力调度人员不强，不能及时解决这些问题。
4 配电网自动化继电保护问题的解决措施
4.1 加对继电保护装置的定期检测
为了加强自动化继电保护技术，就需要对配电网自动化继电保护装置进行定期的检测和维护，确保继电保护装置的稳定运行，并且能够在检测的过程中及时通过专业仪器对故障进行处理。一旦配电网自动化继电保护装置中的元器件出现故障，就需要及时排查线路内部有无出现短路。如果线路内部没有出现短路，就需要及时更换元器件，以免因小失误带来较大的损失。
4.2 参照法
参照法是比较非正常设备和正常设备的技术参数，根据技术参数之间的差异，设备中存在的问题，并做好维修工作。该参考方法主要用于校准，无法找出预期值与试验值之间的差异的原因，或在连接中存在的问题。在设备机械的更新和改造中，如果两个连接不能恢复，就可以使用参考方法进行接线。继电器自定义检查，如果测试值和整体价值的差异，也可以参考同一种继电器，以澄清问题的原因。
4.3 将数据进行对比处理
通过将标准的数据作为参照物对相关数据进行对比和分析，就可以有效地对故障设备进行排查。这是故障检测常用的一种手段和方法，尤其是在实际的配电网自动化继电保护装置运行中，其运用十分普遍。运用参照法可以及时、有效地发现配电网设备存在的问题。将正常的参数与设备的标准参数值进行对比，就能够得到相关数据和结果。
4.4 科学配置继电保护
在配电网中，继电保护设备，功能单一，在实际操作中，继电保护系统进行全面的保护，使配电网故障，所以为了使配电网络的安全稳定运行，不仅要设置相应的继电保护装置，还需要保证对继电保护设备的科学配置，和继电保护设备的定期维护。在电力系统中，经常出现变压器损坏的现象，需要派出人员在选择继电保护设备时，保证电力系统的安全不受影响。对继电保护装置进行了较为完善，树立了新的管理理念，制定了保护工作计划，并认真根据工作进度，对继电保护进行了监督，并提出了合理的措施，以提高安全性能。
5 探析电力系统具体继电保护自动化技术的应用
现今将继电保护自动化技术引入电力系统还体现在保护发动机方面，具体来讲，电力系统较为关键部分集中在发动机上，发动机如果稳定以及安全运行能够直接影响到电力系统有效性，发动机最常见的故障则是定子组匝间短路，短路区域常常温度较高，而其绝缘层也会由于高温出现破损，最终对发动机运行产生消极影响，而利用将保护匝间装置安置于定子绕组则能够避免定子组出现匝间实际短路状况;此外电动机在进行单相接地环节中如果流经的电流大于规定值，同样可以将保护接地装置予以有效安装，进而继电保护发动机将发动机相位以及电流和相应的中性点予以结合则可以形成有效纵连发动机保护。还体现在保护变压器方面，具体来讲，变压器同样也是当前电力系统关键构成，而继电保护自动化技术给予变压器的实际保护则体现在两方面：其一是短路方面良好保护，变压器出现短路状况较为常见，而保护其不受短路问题困扰则集中在对变压器过电流以及相应阻抗予以有效继电保护，其中继电保护阻抗依托于阻抗元件赋予其保护功能，阻抗元件一定时间段运行过后会予以电源自动切断，进而实现保护电力系统变压器实际目的;而其中继电保护过电流则是于变压器两侧区域时间元件和电源中予以保护电流装置实际安装，电流元件和相应的时间元件一定时间段运行过后也会予以电源自动切断，进而实现保护电力系统变压器实际目的。
6 结束语
随着我国对电力的需求与日增长，人们对电力系统的关注度也越来越高。与此同时，电网维护工作的压力也越来越大。在这种形势下，相关工作人员需要正确运用配电网自动化继电保护技术，实现对电网的有效控制和管理，进而保证人们的用电质量。
参考文献：
[1]康文文.面向智能配电网的快速故障检测与隔离技术研究[D].山东大学，2011.
[2]张健.逆变型分布式电源故障特性分析及配电网保护策略研究[D].华中科技大学，2011.
[3]王洪林.基于广域信息的10kV配电网故障快速识别与隔离技术研究及应用[D].昆明理工大学，2014.
配电网继电保护与自动化范文3
关键词：配电网馈线系统保护技术
Abstract：This paper discusses the application and development trends of China's current distribution network protection technology status quo distribution network feeder system protection technology.Key words: distribution network; feeder system; protection technology
中图分类号 :TM642文献标识码： A 文章编号：
1目前配电网中保护技术现状
配电网的保护是集中在馈线保护上，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的，不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同，在我国，由于配电网保护考虑到经济和技术方面的原因,我国配电系统中线路主要采用速断和过流保护方式,变压器主要采用熔断器保护方式。速断保护线路全长,瞬时动作切除故障,过流保护作为线路的后备保护,延时0.5~1 s动作。考虑到电网80%~90%的故障为瞬时性故障,采用重合闸装置以快速恢复瞬时性故障,提高供电可靠性。
我国配电网中以上提到的几种主流保护配置主要存在以下几方面问题:
(1)电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一单元。当馈线发生故障时将整条线路切掉,并不考虑对非故障区域的恢复供电。这对保证供电可靠性非常不利。
(2)依靠时间级差实现保护的选择性,会导致故障的切除时间过长而影响设备寿命和恢复供电时间。
(3)保护级数太多,整定难以配合。
(4)线路较长时,难以保证末端故障时保护的灵敏度。(5)线路过电流保护与熔断器保护难以配合。
2配电网馈线系统保护技术的应用
配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图一所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线系统保护技术以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。
馈线系统保护技术在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：
（1）快速处理故障，不需多次重合；
（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；
（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；
（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
3配电网馈线系统保护技术的的发展趋势
目前，配电自动化中的馈线系统保护技术较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。
这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。
继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。
电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作如果由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护间的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网，伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。
配电网继电保护与自动化范文4
配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。
二。配电网馈线保护的技术现状
电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。
随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：
2.1传统的电流保护
过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。
电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。
2.2重合器方式的馈线保护
实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。同样，分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。
目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。
2.3基于馈线自动化的馈线保护
配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。
三。馈线保护的发展趋势
目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：
1）电流保护切除故障；
2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；
3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。
这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。
四。馈线系统保护基本原理
4.1基本原理
馈线系统保护实现的前提条件如下：
1）快速通信；
2）控制对象是断路器；
3）终端是保护装置，而非TTU.
在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：
参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。
当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：
Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；
Step2：保护计算故障区段信息；
Step3：相邻保护之间通信；
Step4：UR2、UR3动作切除故障；
Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；
Step6：UR2重合于故障，再跳开；
Step7：UR3在T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；
Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；
Step9：UR3在T时间内测得电压恢复，UR3重合；
Step10：故障隔离，恢复供电结束。
4.2故障区段信息
定义故障区段信息如下：
逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，
逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。
当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。
为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。
4.3系统保护动作速度及其后备保护
为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。
在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。
4.4馈线系统保护的应用前景
馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：
（1）快速处理故障，不需多次重合；
（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；
（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；
（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
四。系统保护展望
继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。
电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作如果由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护间的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网，伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。
配电网继电保护与自动化范文5
关键词：配电 保护 技术
1 馈线保护的技术
随着我国经济的发展，电力用户用电的依靠性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：
1.1 传统的电流保护 过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。
电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依靠时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。
1.2 基于馈线自动化保护 配电自动化包括馈线自动化和配电治理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备治理、图资治理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网治理的全方位自动化运行治理系统。这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU 检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。
2 现代馈线保护
配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：①电流保护切除故障；②集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；③集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。
这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。假如能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。
3 馈线系统保护技术
3.1 基本原理 馈线系统保护实现的前提条件如下：①快速通信；②控制对象是断路器；③终端是保护装置，而非TTU。
在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：该系统采用断路器作为分段开关，A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。
转贴于
当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。
3.2 故障区段信息 定义故障区段信息如下：
逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，
逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。
当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。
为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判定时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。
3.3 系统保护动作速度及其后备保护 为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。
在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。
3.4 馈线系统保护的应用前景 馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：①快速处理故障，不需多次重合；②快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；③直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；④功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
4 未来保护技术
继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。
电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作假如由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护间的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网，伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。
配电网继电保护与自动化范文6
关键词：电力自动化;标准化作业;安全运行管理;对策
中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）35-0082-03
在整个配电网络系统中，继电保护装置是一个至关重要的设备，它能够及时并快速地处理和诊断各种配电网络故障，并能够及时处理各种问题，使故障线路得以自动恢复，增强整个配电网络的管理水平。因此，必须充分发挥继电保护装置的作用，使继电保护能够与自动化控制系统相结合，增强电力系统的故障处理能力。针对电力自动化系统中出现的各种问题，应当及时提出系统、完善的继电保护安全运行管理对策，从整体上提升电力自动化继电保护的水平，从而提高配电网络的安全性与可靠性。
1 开展标准化的作业工作
在继电保护中，因工作中布置的安全措施不完善或者工作终结时应恢复而未恢复接线经常导致事故或障碍发生。在开展的“无违章员工、无违章班组、无违章企业”工作中，强调了标准化作业和危险点分析与控制工作。
目前，要对包括继保专业在内的各专业工作中存在的危险点进行认真的分析，并认真贯彻执行《电网建设施工作业指导书》，将安全防范关口前移，做好对风险的差异化，克服工作中习惯性违章的毛病，使事故发生的可能性大大降低。
1.1 案 例
2014年8月25日，河源供电局继保人员在220 kV河源站进行220 kV母差及失灵主一保护验收接入工作。本次接入的支路有#1主变、#2主变、#3主变、新河甲线、新河乙线、河联甲线、河联乙线、热河甲线、热河乙线、旁路及母联共11条支路。接入及测试采用以下方法：
①采用万用表电阻档对线，确认线芯正确。
②母差保护屏的电缆芯线先接入，线路保护屏接入标号为101的芯线时，在母差保护屏用万用表电压档测量正电位是否正常;线路保护屏接入标号为R133的芯线时，在母差保护屏用万用表测量负电位是否正常。事件前运行方式如图1所示，事件后运行方式如图2所示。
19时05分，完成了河联甲线、新河乙线等8个间隔二次回路接入工作。
19时13分，工作班人员何某某在完成220 kV河联乙线对线工作后，等待线路保护侧工作人员接入期间，母差保护屏处工作人员想再次确认已接入间隔电位是否正确。工作人员何某某在使用万用表电阻档完成河联乙线两侧对线后，没有将挡位切换至电压档，直接测量已带电的河联甲线间隔，表笔导通母差屏1C6D1、1C6D3端子（出口跳河联甲线跳闸回路），造成开关跳闸。由于站内事故音响声音小，而保护屏相隔控制台较远，该工作人员未听到事故音响，继续进行跳其他回路间隔测量，再次误导通已接入的新河乙线跳闸回路（母差屏1C7D1、1C7D3端子），造成新河乙线开关跳闸。此时，现场监护人员发现万用表测试声音异常，立刻制止了工作人员继续测量。出口跳闸回路示意图如图3所示。
1.2 事件定级
依据“35 kV以上输变电设备一般误操作、误碰误动、误（漏）接线、误整定、误调试、调度或变电站监控过失”认定为三级事件。
1.3 原因分析
1.3.1 直接原因
工作班组人员在没有确认万用表挡位的情况下，误用电阻档测量已带电的河联甲线、新河乙线跳闸出口回路，造成河联甲线2226开关及新河乙线2218开关跳闸回路通过万用表误导通跳闸。
1.3.2 间接原因
工作班人员现场作业不规范，没有做足二次安全措施，对母差跳闸出口回路认识不足，未能理解二次回路一经接入即视为带电设备的安全警示，现场监督不到位。
①现场工作人员工作随意，在没有通知工作监护人的情况下，自行测量已带电的河联甲线、新河乙线跳闸出口回路;监护人员监护意识不强，未能及时制止不规范的行为。
②二次安全措施单中未针对已接入间隔制定隔离措施（使用绝缘胶布隔离），埋下了后续作业过程中发生误测量的隐患。
③作业全过程对工作危险点评估不足，作业前只有
《10～500 kV输变电及配电工程质量验收评定标准》，未制定相应回路接入的作业表单，危险点控制措施卡没有针对本项工作提出具体风险控制措施。
④变电站综合自动化改造后事故音响设备不够响，河联甲线跳闸时，工作人员没能第一时间听到事故音响信号，导致再次误导通新河乙线跳闸回路，造成事件扩大。
1.4 暴露的问题
①基层班组人员对风险分析不全面，安全意识淡薄，作业不严谨，行为不规范，风险管控能力不强，现场安全监护不到位，未能有效监督作业人员行为。
②施工方案风险辨析不足，没有针对性防范措施，方案审查过程把关不严。工程全过程安全监护不到位，没有及时发现现场作业的安全隐患。
③安全技术交底不足，班前会流于形式，作业风险点传递不到位，工作班成员未能理解作业风险点。
④工作票填写不规范，危险点控制措施卡无针对性。验收过程未执行验收表单，安全措施落实不到位，无确认记录。
⑤作业方法不恰当，导致作业风险提高，安全措施不足，未对已接入的运行间隔做好隔离措施，未能有效防止误导通已接入回路。
⑥班组业务培训不到位，班组人员业务水平不高。
2 电力自动化继电保护的特征
在电力系统的运行过程中，继电保护可以及时检测线路的故障问题，并能够实现自动处理，确保电力系统的正常运行。现阶段，科学技术日新月异，电力系统化也逐渐突破了传统的管理模式，将更多高技术含量的设备运用到配电网络中，使继电保护方式得以不断的更新和完善，也增强了继电保护的快速反应能力。与以往的配电保护设备相比，目前的配电保护装置运用了较为先进的继电保护技术，在技术水平方面已取得了很大的突破和飞跃，在仪表检测等方面充分利用计算机技术和网络技术，事故信号可以通过计算机系统全面地显示出来。电子技术也带动了继电保护装置的转变与更新，使继电保护装置能够实现自动检测与处理，增强了整个配电网络的安全性，在继电保护的集成化程度上也得以提高，也便于继电保护装置的安装与调试。另一方面，继电保护装置的操作也更为便捷，具有了更加全面和强大的功能，增强了配电系统的稳定性与可靠性。总而言之，继电保护装置充分运用了计算机与网络技术，并有效运用了电力技术和通信技术，具有更强的性能特点，能够适应较为恶劣的工作环境，并具有抗干扰和防雷击等功能，提升了电力系统的服务能力与服务水平。
3 电力自动化继电保护的安全管理策略
3.1 确保继电保护装置的性能与质量，做好继电保护的
选型设计
为了确保配电网络的安全稳定运行，必须要增强继电保护装置的灵敏性和可靠性，构建更加稳定的继电保护系统。要根据电力系统的运行状况选择合适的继电保护装置，并确保及时、准确地安装相关保护装置，确保继电保护装置在故障发生时能够及时发生动作。为了增强继电保护的稳定性，降低电力系统的安全隐患，继电保护装置不能随意干扰配电系统的运行，防止继电保护装置给电力系统带来安全隐患。要将可靠性作为继电保护的重要原则，并要确保电力系统在故障发生时能够做出快速和敏捷的反应，增强继电保护装置的速动性与灵敏度，及时发现和排除电力线路存在的故障和问题，降低故障对电力线路的损坏。要通过继电保护装置的应用，实现线路的自动重合，并能在问题发生时启动备用电源，缩小故障的影响范围，增强电力系统的可靠性与稳定性。对于配电网络系统来说，继电保护可以及时对故障作出迅速的反应，并对线路中的各种设施进行保护。如果线路出现故障，继电保护装置能够及时判别故障发生的位置，并对故障线路发出跳闸指令，将配电网络的故障元件与整个系统相隔离，避免故障造成更大的损坏，确保电力系统的安全运行。
3.2 做好继电保护装置的调试与安装，增强继电保护运
行的安全性
在继电保护的安装和运行时，要将安全性和可靠性放在第一位，要根据电力系统的运行要求配置合理的继电保护装置，并不断提高继电保护的质量，提高继电保护装置的技术含量，确保配电网络可以稳定安全运行。要严格遵循相关的要求进行安装、选型和调试，并做好施工和维护过程中的管理工作，通过后台监控仔细检查安装和维护的每一个细节，确保安装施工的准确无误，认真细致地做好各项施工环境，并明确每位工作人员的责任与权限，做到合理分工、权责明确，实现各部门的有机协调和配合，共同做好继电保护装置的安装和维护工作。总而言之，只有加强继电保护调试与安装过程的监管，才能如期完成施工目标，并维护好各种设备，促进电力系统自动化系统的发展。
3.3 完善线路网络的安装，做好电力线路的运行维护
要严格管理配电网络线路的安装，并做好电力线路和继电保护的施工验收，依照相关管理规范做好安全运行管理工作。在具体的验收过程中，应当根据继电保护设备的特性做好性能测试，确保各项设备的抗干扰能力和遥控能力都符合电力系统的要求，提高电力系统的安全水平。要根据继电保护装置的特征，制定出相匹配的管理方法与操作规范，控制好继电保护装置的运行环境，贯彻落实好继电保护的相关管理制度。对于验收过程中的相关数据、图纸和报告书等资料，要进行妥善的保管，做好数据内容的备份，并交由上级主管部门存档，便于今后的电力系统管理和维护，为今后电力系统的安全管理提供数据支持，起到指导和借鉴作用。根据电力系统的管理制度，加强对工作人员的培训与教育，通过各种形式的培训活动提高他们的专业能力与技术水平，使他们能够熟练掌握各项设备的运行与管理要领，掌握接线的情况和运行要求，及时准确地发现系统中出现的故障，更加准确地对电力设备的运行情况进行预测与分析。
4 结 语
继电保护安全运行管理是一项复杂的工作，必须要根据配电系统的实际情况，做好继电保护的控制和管理。要根据继电保护的相关制度和实际需求制定出详细的管理和维护测量，做好选型、施工、调试与安装工作，并做好试运行和维护的保养工作，严格管理继电保护装置的运行环境，提高继电保护装置的安全性与可靠性，为电力系统带来更大的经济效益与社会效益。
参考文献：
[1] 陈学建.电力自动化继电保护相关安全管理问题探析[J].中国电力教育，2013，（17）.
