配电网继电保护与自动化范文

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【关键词】继电保护 配电自动化配合 配电网故障 处理对策分析

配电自动化作为现代化智能电网的关键部分，对电网的稳定运行、高效控制具有重大意义，需要加强配电网的自动化控制。现阶段，配电网故障状况作为电力行业的重大问题，给生产运营、经济效益、工作效率带来了诸多负面影响，已经引起相关领域学者的重视，需要加强配电网运行效率的控制，加强各个部门的控制配合，保证电网安全稳定、长期高效运行。

1配电自动化和继电保护分析

配电网的运行中，由于涉及范围较广，易发生各种影响状况，为了避免电力系统的不稳定运行，需要充分进行故障处理及相关技术分析，保证电力设备的使用安全。

1.1配电自动化

配电按自动化至电力系统中借助现代设备对配电网络进行时时检测，根据各设备原件的实际运行状况进行故障分析，第一时间解决各种故障问题。随着配电自动化系统的逐渐完善，可实现将故障段进行及时隔离，非故障段的正常供电。借助合理的方案进行监控系统的规划落实，保证电网的设备、运行、负荷状况等满足现代化管理需求，提高配电网的高效稳定运行。

1.2继电保护

配电系统运行中，受到各方因素影响，会导致系统发生故障，对电力系统的安全稳定运行产生负面影响。相关领域学者在对配电系统的保护措施分析中发现，有触点的继电器可以有效保护电力系统及相关电力设备等免受故障损害，故而将这种继电保护装置保护电力系统的过程叫做继电保护。

1.3故障分析

实际电网运行中个，各级开关相关保护器存在诸多状况，导致故障发生时易发生跳闸现象，无法保证充分对跳闸进行处理，电力行业利用负荷开关进行馈线开关设置，这样可以解决跳闸、多级跳闸等故障，维持电网正常工作。主干线路中，电缆化、绝缘化状况较多，需要进行充分的故障分析控制，及时隔离支路故障状况，避免对主干线造成负面影响。

2配电自动化和继电保护的应用分析

配电系统中存在诸多安全隐患问题，需要有效处理配电自动化、继电保护故障问题，针对现阶段二者的实际应用分析如下。当配电系统故障出现，导致自动化系统、继电保护系统等出现安全隐患问题时，需要加强预警系统控制，保证警报信息及时传到操作、维护人员处，便于第一时间进行维护处理，保证配电系统的安全运行。

配电系统故障状况想，自动化装置可进行故障点分析定位，对故障处隔离处置，继电系统可以保证电力设备脱离配电网络，从而实现电力设备安全控制的目的。实际应用中，由于故障位置不同导致处理方法略有不同，根据对应类型分析如下。

2.1主干线故障

当配电自动化系统的故障状况发生于主干线状况下，需要对故障类型进行分析判断。故障发生状况下，断路器跳闸，切断故障处的电流，延时一定时间后会重新恢复通电，即断路器闭合保证线路正常工作，这一状况为暂时性故障，若延时后断路器仍处于跳闸态，则定义为永久性配电网故障。

故障发生的状况下，继电保护可以保证电力设备与原有配电网分离，保证相关设备免受故障负面影响。暂时性故障发生状况下，操作人员需要根据馈线终端的实际异常状况进行分析处理。配电开关中的馈线终端设备会持续检测并记录下开关状态，确定出最终的线路电流、线路电压、功率等运行参数。现场操作中，管理人员需要随时对模拟量的实际参数进行查询、控制。当发生永久性配电网故障时，馈线终端会自动将异常信息传输到主站DMS系统，而主站DMS系统会定时的对馈线终端进行轮询，将定期更新数据上传，充实数据库内容，借助显示器表现对应结果，管理操作人员可借助显示器进行查询、处理、控制，保证供电网的运行状态稳定。

2.2分支线或用户处故障

当配电自动化系统的故障发生在分支线路、用户处时，需要先进行故障分析，分支线路或用户处的断路器会跳闸断电。故障位置所在线路属于架空线路，在经过相应的延时之后断路器又会重新合上，成功则判定为暂时性配电网故障，失败则判定为永久性配电网故障。故障发生后，继电保护设备脱离电网，从而保证电力设备免受损害。永久性故障状况下，需要控制故障位置处的开关影响，将故障区域隔离后进行处理。

3配电自动化和继电保护配合对配电网故障处理的意义

经过上述分析，若发生永久性故障，需要充分注重检修处理环节工作，首先继电保护作用下，会对电力设备、配电系统形成及时控制保护。同时，配电自动化可以借助定位功能、检测功能实现相关故障位置的预警控制，对维护操作人员来说可以第一时间做出对应处理。继电保护装置充分保护了配电网系统，另一方面配电网自动化可以保证电网故障排除顺利，通过二者的有效配合实现配电网的稳定运行，提高了供电质量、供电安全，具有良好的经济效益、社会效益，是电力行业发展的重要支撑。

4结语

综上，配电自动化和继电保护对电网长期稳定运行具有重大意义，电网运行中对安全性、长期稳定性要求较高，由于电网涉及范围广，易发生各种故障，需要充分注意故障排查及处理问题，是配电系统长久运行的基础。随着智能化电网的普及应用，电网智能配合充分提高了整体供电质量，对电力系统的发展起到了重大推动作用，可以充分保证社会效益、经济效益的快速实现。此外，需要注重维修维护相关技术工作的落实，加强电力系统的理论了解，从根本角度解决实际运行故障问题，从而提供更好的供电服务。

参考文献：

[1]刘健，张志华，张小庆 等.继电保护与配电自动化配合的配电网故障处理[J].电力系统保护与控制，2011（16）：53-57+113.

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关键词：配电网;自动化;继电保护技术;电力系统;电网故障 文献标识码：A

中图分类号：TM76 文章编号：1009-2374（2016）04-0140-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.04.070

近年来，我国经济快速发展，各个领域的用电量大幅上涨，配电网设计规模越来越庞大，线路也日益复杂，这对于配电网的运行提出了更高的要求。自动化继电保护是配电网系统的重要组成部分，当前继电保护技术越来越完善，可及时判断配电网故障，快速隔离电网故障区，优化和改进电网结构，保障可靠稳定地供电。

1 配电网自动化系统概述

1.1 类型

配电网自动化系统主要是基于监控技术、网络通信技术、计算机科学技术等，对各种配电设备进行有效的控制、调配和远程监控，极大地推动了电力系统的快速发展。我国配电网自动化系统包括分散智能和集中智能，分散智能配电网利用重合器和分段器之间的相互配合，改变重合器的重合系数，并且结合重合时间自动隔离配电网馈线，恢复配电网故障区段供电。集中智能配电网重点应用在配电网故障后的网络恢复供电、结构隔离和充足，基于集中智能模式，通过电网调度实现电网的故障恢复和隔离，这种配电网应用模式对于网络通信的要求较高。

1.2 系统构成

配电网自动化系统主要由主控站系统、通信系统、一次设备系统、故障自动定位系统等组成，主控站系统包括操作平台和主控站软件，利用主控站系统，管理和维护配电网系统，实现配电网各种资源的交互、共享和传输。配电网自动化系统通信具有信息量小、通信速率低、通信点分散、通信距离短等优点，为了保障配电网的安全稳定运行，通信系统的可靠性和抗干扰性能较强，可以适应复杂恶劣的运行环境。故障自动定位系统主要用于配电网线路和设备故障的自动、准确定位，并且将故障信息发送到配电网控制中心，实现故障信号信息和GIS的相互结合，对于及时掌握配电网故障位置和时间发挥着重要作用。一次设备系统包含环网柜、重合器、重合分段器等，具有智能性和自动化的特点，通过通信系统实现一次设备的通信，用于远程调控。

2 配电网自动化继电保护常见故障

2.1 继电保护配置不科学

我国不同地区的天气环境差异明显，而配电网线路设计具有统一性和一致性的特点，使得继电保护装置运行过程中容易受到多种因素的影响而发生运行故障。近年来，我国经济快速发展，电子信息技术和计算机科学技术被广泛地应用在电力行业。但是在配电网自动化系统的运行过程中，由于一些偏远地区无法满足计算机网络技术对于继电保护装置的有效控制，使得配电网继电保护配置不科学，影响了继电保护装置的安全、稳定运行。

2.2 调度人员的应急能力不强

配电网调度运行过程中，很容易发生各种突发事故，而调度人员的应急能力不强，缺乏独立的现场指挥能力，使得配电网发生故障后无法得到及时处理和解决。在配电网自动化继电保护技术正常应用过程中，电力调度人员必须具备良好的专业素养和丰富的调度实践操作能力，确保配电网自动化系统的准确调度。同时，配电网自动化继电保护装置运行时，经常发生各种土方状况，若现场电力调度人员的综合素质较低，无法及时、有效地处理这些故障。

3 配电网自动化继电保护应用的重要性

配电网运行过程中，一旦继电保护装置元器件发生故障，相邻断路器会自动跳闸，及时隔离配电网系统和故障元件，可有效保护配电网自动化系统，并且降低对配电网元器件的损害。同时，配电网处于异常运行状态时，继电保护装置会自动发出报警信号，结合配电网不同异常情况，发送不同指令信号，自行调整配电网自动化系统的运行状态。当配电网自动化系统发生运行故障时，可自动隔离配电网自动化系统和故障部分，确保非故障区域安全、稳定运行，缩小配电网系统事故范围。另外，配电网自动化系统中继电保护装置还可以发挥监控作用，实时监控电气设备的电压和电流情况，从而分析配电网运行状态，因此继电保护装置在配电网自动化系统中发挥着非常重要的作用。而随着继电保护装置在配电网自动化系统中的应用越来越广泛，继电保护装置故障发生率越来越高，严重影响了配电网的安全、稳定运行，给国家、社会和电力企业造成巨大的经济损失，因此应高度重视配电网自动化继电保护故障维护检修、

4 配电网自动化继电保护故障的解决处理方法

4.1 直观法

在检修配电网自动化继电保护故障时，采用专门的测量仪器进行处理。若继电保护装置相关元器件发生故障，但是又无法使用元件进行替换，而继电保护装置合闸后，接触器和跳闸线圈还可保持正常运行，说明配电网电气回路正常。若继电保护装置内部元器件出现冒烟或者烧焦气味，应迅速确认配电网自动化机电保护故障，及时更换内部的元器件。

4.2 参照法

参照法是指通过对比故障设备和正常设备的相关技术参数，根据不同技术参数的区别，查找配电网自动化继电保护故障，做好维护修复。参照法适用于配电网接线错误、定值校验时测试值和目标值相差较大的情况。同时，改造和更换继电保护装置时，若二次接线无法恢复，采用参照法，校验继电保护装置定值时，如果整体定值和测试值的差异比较明显，可参照其他同类型继电保护装置，分析故障原因。

4.3 短接法

查找配电网自动化继电保护故障时，根据实际情况，短接回路中的部分线路，检查短接线范围内是否存在故障，逐渐缩小故障查找范围。应用短接法时，切断配电网继电保护装置，检查控制开关结点，适用于配电网自动化继电保护的电流回路开路、电磁锁失控等情况。

4.4 替换法

替换法是指使用同类型、正常的元器件替换配电网自动化继电保护装置的故障元器件，判断继电保护装置是否存在运行故障，替换法是一种常见的继电保护装置故障处理方法。当配电网自动化系统继电保护装置内部的元器件发生故障，工作人员可以采用备用元器件进行替换，从而逐一排除继电器故障。

5 配电网自动化继电保护技术的应用

5.1 科学配置配电网继电保护装置

当前，我国配电网自动化系统中，继电保护装置的应用功能比较单一，但是在实际应用中继电保护装置无法全面、有效地保护配电网自动化系统，造成配电网运行容易发生多种故障。因此为了保障配电网的安全、稳定运行，不仅要设置有效的继电保护装置，还应科学合理地配置继电保护装置，定期修理和维护继电保护装置。若继电保护装置无法正常发挥作用，很容易造成变压器烧毁问题。基于配电网的安全运行，电力调度人员应选择多样化的继电保护措施，优化继电保护装置配置，坚持先进的管理理念，编制继电保护技术的运行时间表，严格落实，加强继电保护装置应用监督。一旦配电网自动化继电保护发生问题，在最短时间内进行检查维护，采用科学合理的处理解决措施，保障配电网自动化继电保护技术应用的安全性。

5.2 发电机继电保护

发电机是配电网自动化系统的重要设备，为了保护发电机的安全运行，应做好发电机继电保护的重点保护和备用保护。对于配电网发电机的重点保护，主要用于保护发电机的失磁问题，根据发电机的相位、电流和中性点，采用纵联差动保护模式，保障发电机的安全性。若发电机单相接地电流超出限值，可设置接地保护装置，做好配电网自动化继电保护。如果发电机的定自绕组匝间发生短路故障，造成发电机故障部件快速发热，很容易烧坏绝缘层，严重影响发电机的安全运行，因此发电机实际应用中做好发电机定子绕组的匝间保护，处理定子绕组故障，保障发电机的稳定性和安全性。

5.3 母线继电保护

配电网自动化系统运行过程中，母线继电保护主要包括差动保护和相位对比保护，母线继电保护装置的相位对比保护主要是通过相位对比方式，有效保护配电网自动化系统母线，在配电网大电流接地设置中，通过三相连接可以实现母线保护。对于小电流接地设置，在配电网自动化系统相间短路上设置母线保护装置，通过两相连接方式，保护配电网自动化系统母线。

5.4 变压器继电保护

变压器是配电网自动化系统的重要组成设备，其运行状态直接关系着电力系统的安全、稳定运行，因此配电网自动化系统应做好变压器继电保护。针对配电网自动化继电保护短路故障，变压器短路保护包括过电流保护和阻抗保护，过电流继电保护是指在变压器两侧元器件设置保护装置，变压器电流元器件运行过程中很容易发生跳闸问题，并且切断电源。阻抗继电保护主要是应用变压阻抗元件，在配电网自动化系统变压器继电保护中，阻抗元件运行一段时间后及时跳闸保护变压器。同时，一旦变压器油箱发生故障，电弧以内的油液和绝缘材料会分解产生有害气体，瓦斯保护可保护变压器的安全运行，如果油箱出现运行故障，可快速启动保护装置，发出报警信号，及时切断电源。另外，做好配电网自动化系统接地保护，对于变压器直接接地，利用零序电流有效地防范和保护变压器，在变压器两侧安装零序保护设备，利用电流互感器，形成零序电流，保护不接地的变压器，通过零序电压做好有效保护。

6 结语

继电保护技术在配电网自动化系统中发挥着非常重要的作用，结合配电网自动化继电保护常见故障，采取科学合理的解决方法，减少对配电网自动化系统的损坏，推动配电网自动化系统的快速发展。

参考文献

[1] 钟循志.配电网自动化继电保护技术探究[J].科技风，2014，（24）.

[2] 刘鑫.配电网自动化继电保护技术实践探究[J].科技风，2014，（5）.

[3] 李豪.配电网自动化继电保护技术实践[J].中国高新技术企业，2014，（28）.

[4] 黄宁生.浅谈配电网自动化的继电保护技术应用[J].企业技术开发，2013，（21）.

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关键词：配电网 馈线自动化 系统保护

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，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。

一、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。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、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。

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。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。

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。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。

二、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。

三、馈线系统保护基本原理。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。

4、故障区段信息：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。

5、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。

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。

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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。

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【关键词】配电网故障；继电保护；安全运行；信息采集；自动控制；安全可靠；经济合理

0 引言

我国配电网的发展是随城市建设规模及用电负荷迅速增长和供电可靠性要求而提出的。由于城市规划与电力规划脱节的历史原因，原有的配电网结构已经不能适应城市发展的需求。

1 城市配电网继电保护自动装置的发展

城市配电网中的电力设备和线路应装设反映系统故障和异常运行的继电保护和自动装置，实现智能化和一体化，以保证配电网的安全运行。由于中低压配电网规模大、结构层次复杂、信息采集点多，因此继电保护自动装置的分布于城市配电网中的不同层次，范围包括变电站内与配电系统相关的设备、中压配电馈线、开闭所、配变站以及低压配电网等。

配电系统中的继电保护装置与整个电力系统的继电保护一样，历经了电磁型、晶体管型、集成电路型、微机型的发展过程，不同形式的保护至今还在配电系统中广泛存在并发挥作用。微机型继电保护装置由于性能优越、运行可靠，越来越得到用户的认可而在配电系统中大量使用。同时，由于用户对供电质量要求不断提高和制造厂家的努力，继电保护技术在配网中得到很大的发展，并且超越原有的行业范围，走向多功能智能化。而传统意义上的独立的继电保护装置正在消失。继电保护装置和设备必须遵循配电系统的发展规划和建设要求，具有合适的环境适应能力，同时配置有必要的通讯接口，支持多种介质的通讯方式，实现运行监视控制和数据采集，具备与调度控制中心通信的功能。

随着微机继电保护在高压电网推广成功，其优良的性能、方便的操作和简单的维护在电力系统中深得人心。随后，制造工艺成熟、性能优越、价格适宜的继电保护产品逐步在中低压电网推广，并在实践应用过程中不断发展。

（1）微机型继电保护扩展成综合测控装置

近年来微电子技术的高速发展，高性能、低价格的 CPU 及器件不断推出，CPU 强大的计算能力在完成继电保护功能之外，还有较多的能力去处理传统上由另外一些装置完成的或者过去没有实现的功能，形成了一个融合保护、测量、控制、通讯等功能在一起的综合装置。在这种装置里，保护功能得到较大的发展，并可能会发展并研究出更适用于配网的保护方法。 这种趋势和要求反过来也对装置制造提出了很高的要求。

目前，在城市配电系统新建的开闭所和配电站中，中低压开关设备就地安装并通过通信构成自动化系统已成为一个潮流。

（2）10kV 柱上开关及配电开关智能化

目前已有开发并使用的有两大类柱上装置：一类是 FTU（现场远方终端）和柱上开关分离，各自独立工作，完成自身功能；另一类是将 FTU（现场远方终端）与柱上开关组合在一起，成为一个机电一体化的设备。使用这些具有良好通信能力的智能化设备，可以完成许多在以前无法完成或者要有很多装置才能完成的任务，同时也给配电网络继电保护系统注入新的内容，即保护的设计和整定需要考虑馈线开关的控制方法。

（3）继电保护自动装置的就地化

继电保护自动装置的就地化使接线简化、间隔清晰、操作更可靠。就地装置通过通信与集控中心联系，大大减轻了集控中心的空间压力和接线复杂性。而且随着电子器件和电路设计技术不断更新，装置硬件已经能够适应户外环境的要求。可以预见，就地化的继电保护自动装置将向较高电压等级发展。

2 配电网常用保护及存在的问题

根据电气与电子工程师协会电力系统继电保护分会配电保护工作组的调查报告，供电企业在配电网的变压器和馈线上正广泛使用多功能保护装置，几乎所有的此类保护装置中均配置了三相速断保护、接地速断保护、时间-过流保护。但是，瞬时跳闸的相电流过流保护的应用面减少，一般倾向于只允许单次瞬时跳闸。在馈线保护的整定问题上多采用整套的时间-电流特性的相电流保护整定配合方式。 按照保护针对的故障类型来划分，配电网保护主要包括短路保护和接地保护两大类。

2.1 短路保护

一般情况下，短路故障的故障电流大于负荷电流，较易检测，通常采用定时限的相电流过流保护，通过延时实现变压器、母线、馈线之间的相互配合。采用距离保护则可以在检测短路故障的同时测量故障电流和故障电压计算故障阻抗，实现故障定位。

2.2 接地保护

电网故障绝大部分是接地故障或由接地故障发展而来的其它故障，接地电阻可能比较大，需要用专门的接地保护来检测。接地保护不需监视正常的相电流，定值整定可以不考虑负荷电流的影响，灵敏度有了提高。但是根据不同原理，需要检测的量可能比较小，信号检测难度增大。

对一些小电阻接地系统的接地故障，多采用时间-电流继电器来检测故障。而对于高阻故障（可能达到几千欧），则利用反时限、零序量（功率、电流、电压）、距离、中性点电压等原理来检测。保护延时动作也可以减少瞬时性接地故障时的馈线开关分断。

电流保护是配电网最常用的保护方式，目前最常见的是过流保护，根据保护的动作量分类，可以划分为单相过流、残流过流、负序过流等。它们作为主保护和后备保护被广泛用于电力系统中。

单相过流保护是线路的常用保护，可以节省熔断器投资、避免设备损伤、缩短停电时间和电压跌落过程，且整定方法简单。为了和下方保护配合，其定值必须高于最大负荷电流，因而降低了保护的灵敏度。

与单相过流保护不同，负序过流保护不受三相平衡的负荷电流的影响，其定值可远低于负荷电流的水平。但是负序过流保护不能反应三相对称的短路故障。

过流保护有速断、定时限、变时限等多种动作特性，微机保护更可以提供多种时间-电流特性，便于和其它保护及熔断器配合。瞬时过流保护（速断）在一个周波（20ms）左右出口，其保护区的大小受系统阻抗（尤其是背后系统阻抗和下方负荷侧阻抗的比值）影响。定时限过流保护引入延时，保护之间按时间阶梯配合，距离电源越远则保护延时越短，不足之处是近电源处发生故障时，故障电流水平高、保护延时长，不能及时保护一次设备，保护与下端的熔断器配合时也存在困难。采用变时限的过流保护可以根据故障电流水平决定保护动作延时，能够很好地解决近电源点保护的快速动作问题，反时限过流保护即是最常用的一种变时限保护。

随着自适应技术在继电保护中的应用，微机过流保护可以优化保护定值以适应系统的实际运行状态，而不必采用传统方法，按最恶劣的运行方式进行保护整定。这也就是继电保护的自适应问题，至今仍有很多学者在不断地探索。

另外，过流保护还存在一些较难解决的问题，如：励磁涌流、电容器的投切会引起保护误跳闸的事件；冷负荷启动（持续几秒钟至几分钟）也会引起相电流过流和接地过流保护误动作；以及高阻接地问题。对前一类问题，通常要采取提高速断保护定值、给速断加延时、安装抑制谐波的相电流过流保护或接地过流保护等措施。而对于第二类问题，通常采取负荷分批启动、提高保护定值、闭锁保护等措施来避开此过程。过流保护对高阻接地问题的对策一直未能得到很好的解决。

3 结束语

总之，我国配电网自动化水平较低，实现配电自动化，提高检测、隔离短路故障和接地故障的快速性和灵敏度，是提高供电质量和供电可靠性亟待解决的问题。

【参考文献】

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【关键词】配电自动化；进展；发展建议

智能电网建设建议被提出之后，配电自动化技术的发展迎来了又一次。截止到目前，我国基于智能电网建设下的配电自动化技术已经发展得比较成熟，基本能在智能电网建设中发挥作用，提高电网供电运行的质量和还可靠性。下面，笔者结合我国配电自动化技术应用现状，对该技术在近十年内的发展情况，以及未来的发展建议作详细论述。

一、配电自动化技术的研究进展

国家电网建设提出智能化建设意见之后，智能电网取代了传统电网，同时将配电化技术引入其中，实现了智能电网供电运行的安全、可靠与稳定。另，我国通信技术在最近十多年一直处于稳定发展状态，以通信技术的发展为助力，配电自动化技术的发展也随之变得越来越快速，为配电自动化系统的应用，以及系统功能完善奠定了扎实基础。配电自动化技术最近十多年的研究进展主要表现在以下几个方面：

1、配电自动化主站的研究进展

现阶段配电自动化主站在技术方面取得了两大进步，一是克服了原配电自动化主站的运行难题，并结合IEC61968标准，建立了一套符合标准要求的信息交互总线，并利用该总线实现了不同系统之间的、标准统一的信息交互；二是具有更加完善、更加实用电故障处理功能，主站内部配备了更加完备的故障处理模块。

1.1基于IEC61968标准信息交互总线

配电自动化系统应用于实践工程，必须要能实现不同系统之间的信息与数据交互。之前的配电自动化主站采用“点对点”方式实现不同系统之间互联，详细见图1。这种方式不仅需要设置大量的维护接口，还存在协议不标准，信息交互性差点呢过问题，并不能真正发挥出配电自动化系统的信息交互作用。

智能电网建设意见提出之后，行业研究人员改进了传统的系统互联方式，将IEC61968标准应用到信息交互总线设计工作中，按照“源端数据唯一，全局信息共享”原则，设计出了符合IEC61968标准要求的信息交互总线，结构图如下图2所示。该总线互联方式退出之后，既可有效减少系统的维护接口数量，又可实现快速、标准的全局信息共享。

1.2具有更加完备的故障处理模块

故障定位、分析与处理是配电自动化系统所具备的三大核心功能，同时也是配电自动化技术的主要应用优势，是配电自动化系统在供电运行中发挥作用，提高供电运行可靠性的可操作途径。

现阶段的配电自动化系统能对故障进行准确定位、分析和处理，能实现故障隔离，保证电力系统供电质量不受故障影响。究其原因，主要是因为现代化配电自动化系统或配电自动化主站中设置了一个功能完备的故障处理与应用模块。该模块具有以下几大特点：

（1）能对供电系统运行中的单层、多层故障进行准确定位，并自动声场故障隔离区和系统功能健全区，实现故障隔离，有效避免故障对系统供电安全、供电可靠性造成影响。

（2）故障定位时，故障处理模块可能发生故障漏报、错报情形，但这并不会对故障判断产生影响，原因在于现阶段的配电自动化主站的故障处理模块具有容错性。

（3）在编制或生成故障处理策略时，处理模块能将故障检修、保电措施纳入考虑因素范围。

2、配电自动化通信网络的进展

近年来，以太网无源光网络、工业以太网、通用分组无线业务、电缆屏蔽层载波等通信技术的飞速发展和成熟，使它们在智能电网建设中成为了配电自动化系统的主要通信方式。以光纤为传输媒介的EPON和工业以太网技术，不仅支持网络通信协议，而且具有自愈性能，可以确保高效可靠的数据通信；WiMax和电缆屏蔽层载波技术适合于实现光纤不便于敷设的部分的数据通信等。

二、配电自动化发展建议

笔者认为，智能电网建设下配电自动化发展还需做好以下几项工作：

（1）与继电保护相结合。配电自动化技术可以与继电保护技术结合，这样既能发挥继电保护切除故障速度快和不会造成健全区域停电的优点，又能利用配电自动化来弥补配电网继电保护选择性的不足。

（2）供电企业要借助配电自动化技术提高电力系统供电能力。国家要大力发展配电自动化技术，加大对该技术的研究力度，利用该技术来提高配电网的供电能力，并确保配电网的供电可靠性。

（3）借助配电自动化提高配电网应急能力。配电自动化技术被大量应用之后，配电网的应急能力也会随之提升。原因自傲与配电自动化系统具有故障处理策略生成功能，能尽快处理电路故障，确保配电网供电安全。

三、结束语

配电自动化技术目前已经发展到了成熟阶段，并且在智能电网建设中得到了广泛应用。笔者认为，如果该技术想要长久的发展下去，就必须进一步加大对该技术的研究力度，多多实践并积累经验，扩大该技术在配电网供电运行中的应用范围。

参考文献

[1]刘健，张志华，张小庆，郑剑敏.继电保护与配电自动化配合的配电网故障处理[J].电力系统保护与控制，2011（16）

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【关键词】光伏发电；配电网；继电保护

0 引言

随着光伏发电系统的日益成熟且成本越来越低，光伏系统并网成为利用这一资源的最好方式。然而，光伏发电有其自己的特点，光伏发电系统的并网，使配电系统从单系统放射状网络变为分布有中小型系统的有源网络，改变系统的潮流分布，进而影响配电网继电保护的合理性，对配电系统的继电保护造成一定的影响[1-2]。

目前国内外很多学者已经对此开展了大量的研究工作，主要包括光伏发电短路特性和计算模型，分布式光伏发电系统及其接入位置、接入容量的不同对配电网电流保护、重合闸、自动化策略的影响等内容。文献[3]针对用户侧光伏发电并网对配电网继电保护的影响进行了分析，提出了继电保护配置方案以及保护整定原则，为今后的工程应用提供一定的借鉴。文献[4]指出，分布式光伏发电接入中低压配电网后，将对电流保护的灵敏性和选择性产生影响，影响程度与光伏电源的接入位置、装机容量有紧密的关系。同时，含分布式光伏发电的配电网不宜采用快速重合闸。文献[5]采用动态等值阻抗的建模方法，将光伏发电站表示为戴维南等效电路来研究光伏电站接入配电网后的继电保护整点计算。

因此，本文从理论上分析了光伏并网发电对配电网继电保护的影响，包括光伏系统接入位置和接入容量，并指出在今后配电网继电保护配置以及整定计算时，需考虑并网光伏发电系统。本文的研究成果也为光伏并网发电的工程实施提供理论依据和技术支持。

1 光伏电源接入位置对继电保护的影响

我国10kV配电网一般为单电源辐射形式并以三段式电流保护为主保护，图1为10kV配电网基本接线图。设系统容量为SS，系统电压为ES，系统电抗XS，光伏发电系统容量为SE，光伏发电系统电压为EP，等效阻抗为XP。各线路电抗值为X1、X2、X3、X4、X5、X6。K1、K2、K3、K4、K5、K6分别为本段末端发生三相接地短路。

由单辐射网络结构可知，故障发生在图1所示配电网的6个不同位置时，短路电流的变化方向是一致的。下面假设K2处发生故障，保护2处测得短路电流Id2计算如下：

很明显，保护2处的短路电流明显增加。因此在K1、K2、K3、K4、K5、K6发生故障时，故障处的电流势必会增大。故障处电流不仅由系统提供，还有光伏电源的影响。因此光伏电源在始端接入会使保护的范围扩大、降低保护的灵敏性。当短路电流增大到一定值时，会使I段保护和下级的I段保护失去选择性。情况严重时还会波及下级线路II段保护的选择性。

同样的方法可以分析光伏电源接入配电网中端或末端对继电保护的影响。光伏电源在中端接入会使相邻馈线保护的范围扩大、降低保护的灵敏性。当短路电流增大到一定值时，会使I段保护和下级的I段保护失去选择性，情况严重时还会波及下级线路II段保护的选择性；光伏电源在末端接入时，会使相邻馈线的保护装置的保护范围变大，灵敏性降低，并有可能使相邻馈线的保护失去选择性，当容量达到一定值时会使相邻馈线的保护失去选择性。

2 光伏电源接入对配网继电保护影响的仿真分析

针对图1所示的10kV配电网在PSCAD仿真软件环境下进行仿真计算，分析光伏电源接入对配电网继电保护的影响分析，其中光伏电池等效电路图如图2所示。

光伏并网发电采用增量电导法控制光伏电源输出最大功率，其并网系统结构图如图2所示。

根据光伏阵列可以组成5MW、10MW、20MW容量的光伏发电系统。光伏系统接升压斩波电路，并通过控制IGBT 的导通率，实现最大功率跟踪。后经DC/AC转换变流器实现并网。配电网线路参数见表1。

当光伏接入馈线末端时，接入容量分别为5MW、10MW、20MW时，数据如表2所示。

当K2发生故障，相比未接入光伏电源时流经保护2的短路电流增大，并随着容量的上升短路电流增加的越多。流经保护的4处的短路电流值，不随容量的变化而变化。

光伏接入馈线中端时，接入容量分别为5、10、20MW时，数据如表3所示。

当K2发生故障时，相比于未接入光伏电源的情况，保护2处的短路电流增大，保护4处为反向电流。当K4发生故障时，流经保护4短路电流变化不大。当k5发生故障时，流经保护5处的短路电流增加。

当光伏接入馈线首端时，接入容量分别为5、10、20MW时，数据如表4所示。

当K2发生故障时，相比与未接入光伏系统时短路电流增大。当K4发生故障使，相比与未接入光伏系统时短路电流增大。并且随容量的增加短路电流值随着增加。

由以上的数据分析可知，我们所做的理论研究是正确的。实验数据与理论分析相匹配，验证上了理论分析的正确性。

3 结论

本文通过理析和仿真分析计算了光伏电源电源接入配电网对继电保护的影响，理论分析和仿真计算的结果一致，并获得如下结论：

（1）光伏电源接在配电网的始端时，其对配电网的短路电流有助增作用。短路电流变大，对电流保护的I段保护范围扩大，而II段保护又是根据下级线路I段整定，所以II保护范围也相应扩大。

（2）当光伏电源接在配电网的中端时，当故障发生在本馈线光伏电源上游时，光伏电源接入对相邻馈线不会产生影响。光伏电源会对下游继续供电，并向短路处提供短路电流，形成孤岛效应。此时，接入的容量越大对本馈线故障处提供短路电流越大，对相邻馈线、本馈线故障处保护的短路电流不会产生影响。

（3）光伏电源接在配电网的末端时，当故障是发生在本馈线上时，其对本馈线故障处上游短路电流没有影响，但故障点下游处会由光伏电源提供反向的短路电流，由于在故障段只有上游有保护装置，所以下游会形成孤岛效应。光伏电源容量越大，对故障点下游提供的反向短路电流越大，由于没有保护方向性可能产生误动。

【参考文献】

[1]石振刚，王晓蔚，赵书强.并网光伏发电系统对配电网线路保护的影响[J].华东电力，2010，38（9）：1406-1409.

[2]李斌，袁越.并网光伏发电对保护及重合闸的影响及对策[J].电力自动化设备，2013，33（4）：12-18.

[3]叶荣波，周昶，施涛，等.用户侧光伏发电并网对继电保护分析[J].科技通报，2014，30（1）：158-162.

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关键词：智能配电网；继电保护方式；电流差动保护；电流速断保护；判据方式

中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）04-0134-03

智能配电网的发展可以说是迅速推进的。智能配电网不但能够实现对配电网运行质量与运行水平的合理提升，同时还能够与我国现阶段清洁型能源发展的目标相契合，对于推动整个电网运行系统的升级式发展有着重要意义。大量的实践研究结果表明：智能配电网的应用表现出了极为显著的交互性以及自愈性特征。与此同时，在分布式电源接入技术以及微网运行技术等智能化技术的应用过程当中，传统意义上的保护及控制方式早已呈现出明显的不适应性。从这一角度上来说，研究面向智能配电网的保护与控制方法，在合理选取保护方式、确定保护判据的基础之上，实现对实际工作的指导，已成为整个电网建设行业领域的研究热点。本文试对其做详细分析与说明。

1 智能配电网继电保护方式的选取分析

输电网对于电流差动保护的应用极为频繁。这是由于：在当前技术条件支持下，电流差动保护方式被证实能够以可靠性、稳定性的动作响应速度，防止输电网继电保护的运行受到电力系统振荡因素的影响。更为关键的一点在于：随着现代意义上配电网光纤化发展与智能化转型的建设与应用，智能配电网在有关继电保护方案的选取方面多以电流差动保护为主。然而，不容忽视的一点问题在于：传统意义上的电流差动保护为确保其相对于整个智能配电网的继电保护优势能够得到稳定发挥，要求在每段线路的两侧位置均配备有独立运行的电流互感器以及断路器设备，此项措施也在很大程度上导致了整个智能配电网的投入成本显著增加。从这一角度上来说，现阶段面向智能配电网的保护与控制工作应当将研究与实践的重点放在对传统电流差动保护的合理改进基础之上。与此同时，考虑到相对于高电阻接地故障状态下，智能配电网的差动保护性能发挥可能出现严重阻滞，引发极为明显的拒动动作。与此同时，在将电流差动保护作为整个智能配电网继电保护方式的过程当中，传输通道所对应的保护数据信息传输难度也明显增加。特别是对于智能配电网中较长的电线线路而言，即便电流速断保护动作的响应速度发挥到最高水平，仍然无法完全解决因网络不畅通因素而引发的保护延时问题。基于以上分析，建议在面向智能配电网的保护与控制过程当中，实现对电流差动保护工作模式以及电流速断保护工作模式的充分融合与应用。将上述两类保护工作模式作为整个智能配电网的主保护配置，同时将传统意义上的电流差动保护工作模式视作整个智能配电网的后备保护。在此种保护模式作用之下，电流差动保护与电流速断保护同时进行输出运算，按照此种方式获取与之相对应的保护输出数值，从而最大限度地保障智能配电网运行的安全性与稳定性。

2 智能配电网保护与控制的判据方式分析

传统意义上的电流差动保护确定母线指向线路的方向参照电流正向延伸方向。具体的判据方式如下所示：

①|M节点电流向量+N节点电流向量|-制动系数|M节点电流向量-N节点电流向量|≥差动门槛定值

②|M节点电流向量+N节点电流向量|≥差动门槛定值

上述判据方式中有关差动门槛定值的确定参照：避让节点MN线路电容电流与不平衡电流的整合参数。

而对于经过改进后的电流差动保护而言，指定对于电流正向延伸方向的判定参照整个系统电源指向线路末端的方向予以确定。按照电流的延伸方向，可将与系统电源间隔距离较短的开关定义为上游开关，同时将与系统电源间隔距离较长的开关定义为下游开关。特别需要注意的是：在此种划分方式作用之下，也存在一部分不存在下游开关的开关，将其定义为边界开关。这也正是在整个配电网保护控制过程中需要重点关注的问题之一。具体而言，针对边界开关以及上/下游开关而言，保护过程中应采取的判据方式存在一定的差异性。

③对于边界开关位置而言，继电保护选取为电流速断保护工作模式，具体的判据为：实际短路电流≥保护启动电流=保护可靠系数×最小运行状态下，保护线路末端位置两相短路故障所对应短路电流（保护可靠系数取值为1.2）。

④对于上/下游开关位置而言，继电保护选取为电流速断保护与电流差动保护相结合的保护方式。这也就使得判据方式也存在一定的差异性。首先，对于电流速断保护判据而言，具体的判据方式应当为：实际短路电流≥保护启动电流=可靠系数=最大运行状态下，保护线路末端位置三相短路故障所对应短路电流（保护可靠系数取值为1.3）；其次，对于电流差动保护判据而言，具体的判据方式应当为：开关m电流相量-以（开关m连接下游开关序列数量）为上界，自n序列取值至上界标准×开关m下游第n序列开关所对应的电流相量≥差动门槛定值。特别需要注意的一点是：差动门槛定值的取值应当在传统电流差动保护所对应取值范围的基础之上，涵盖引出负荷的负荷电流参数。

3 智能配电网的保护与控制实例分析

下图1即为建立在分布式电源接入基础之上的10kV智能配电网，在整个智能配电网当中，断路器10#设定为开环点。与此同时，各分段开关位置均配备有独立运行的IDT装置，按照此种方式形成一个独立的。

结合图1，在BC段线路中k1节点发生运行故障的情况下，1#能够将所检测到的流经1#开关位置的电流参数予以提取，与此同时，2#能够将所检测到的流过2#开关位置的电流参数予以提取，并传输至1#位置。通过对上述两个开关位置所对应电流参数的合理比较，来判定整个智能配电网在此种运行状态下是否符合上游/下游开关所对应的电流差动保护以及电流速断保护判据（如上文中所述④判据式）。在判定实际运行情况与判据④不相符合的情况下，指令1#不执行保护动作。在此基础之上，2#能够将所检测到的流过2#开关位置所对应的电流参数与由3#所检测到的3#开关位置对应电流参数进行综合比较，分析其是否能够与上文中所述④判据式相吻合。按照上述方式，不难确定：整个智能配电网的运行故障出现BC段线路2#下的保护动作。

同样如图1，在CD段线路中k2节点发生运行故障的情况下，1#～5#均不会执行相应的保护动作。而对于6#而言，其能够将所检测到的6#开关位置电流参数与自7#所传输的有关7#开关位置电流参数进行综合比较。在判定其符合智能配电网运行故障判据条件的情况下，将智能配电网的运行故障范围定义在CD线路当中。还需要特别注意的一点是：结合图1来看，考虑到6#以及7#开关均属于分段式开关，从而导致其在整个智能配电网的实际运行过程当中，无法实现对故障电流的可靠性分段处理。按照此种方式，6#能够直接面向4#发送直跳操作指令，从而将4#断路器控制位断开状态，由此使得整个智能配电网中的其他保护均无法满足上述②、③、④中对于动作保护及控制的判据要求，从而避免其他保护发生误动动作。

从上述分析当中不难发现：对于建立在分布式电源接入基础之上的整个智能配电网而言，无论是涉及到本线路段或是相邻线路段的运行故障而言，电流差动保护及速断保护优势均能够得到可靠性发挥，从而确保智能配电网的运行安全。

4 结语

配电网的智能化发展可以说是现阶段电网建设的主流性发展趋势。对于我国而言，如何实现智能配电网的高效性、经济性、综合性以及系统性发展，已成为现阶段相关工作人员最为关注的问题之一。为最大限度地保障智能配电网在运行过程中的安全性与稳定性，就要求提高保护与控制的工作质量。总而言之，本文针对有关面向智能配电网的保护与控制相关问题做出了简要分析与说明，希望能够为今后相关研究与实践工作的开展提供一定的参考与帮助。

参考文献

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中国高等学校电力系统及其自动化专业第二十七届学术年会论文集[C].2011：1-4.

[2] 吴博，杨明玉，赵高帅，等.基于蚁群算法的配电网保护最优协调整定[A].中国高等学校电力系统及其自动化专业第二十七届学术年会论文集[C].2011：1-5.

[3] 贾清泉，刘连光，杨以涵，等.应用小波检测故障突变特性实现配电网小电流故障选线保护[J].中国电机工程学报，2001，21（10）：78-82.

[4] 顾秀芳，王红坡.基于相分量的配电网短路电流通用计算方法研究[J].电力系统保护与控制，2011，39（16）：80-82、88.

[5] 张青杰，陆于平.基于故障相关区域自适应划分的分布式保护新原理[J].电力系统自动化，2008，32（7）：39-43、52.

篇9

【关键词】农村配电；电力系统；继电保护

引言

电力产业是我国民经济的基础产业，对国家的发展与壮大具有重要作用。农村电网配电系统由于其覆盖的地域极其辽阔、而且地形也非常复杂，运行环境复杂以及各种人为因素的影响，电气故障的发生是不能完全避免的。本文主要从农村配电网的现状，继电保护的原理及类型，农村配电系统继电保护的主要措施，继电保护的维护措施和加强继电保护的技术改造这几部分，简单介绍了对农村配电网继电保护的简单介绍。使读者对农村配电网有简单的了解。

一、农村配电网的现状

在农村配电网中，大多数负荷是感性负载，异步电动机，感应电炉，交流电焊机，日光灯等设备占据主要地位。农村电网主要以中低压电网为主，一般都采用35KV以下的电压，电压等级的电网在网络结构、整定原则和管理方式等方面都和城市有较大的差异。而且由于农村较少有工厂及商场等耗电较大的单位，农村的用电设备主要是农田耕作时需要的设备和家用电器较多，并且农村地广人稀，居住较分散。种种原因导致了农村用电距离分布广，且需求电压不大，而且季节性很强。在农耕和收获时节，电量需求较大，农闲时则需求较少。

二、继电保护的原理及类型

继电保护装置就是在供电系统中用来对一次系统进行监视，测量控制和保护的自动装置。它主要包括互感器及变换器、电网相间短路的电流电压保护、电网相间短路的方向电流保护、电网的接地保护、电网的距离保护、电网的差动保护、电动机保护和电力电容器保护等。

三、农村配电系统继电保护的主要措施

继电保护是任何一个配电系统中最基本的继电保护类。首先是电流速断保护对于反应于短路电流幅值增大而瞬时动作的电流保护，就是电流速断保护。电流速断保护具有简单可靠，动作迅速的优点，因而获得了广泛的应用。缺点是不可能保护线路的全长，并且保护范围直接受运行方式变化的影响。当系统运行方式变化很多，或者被保护线路的长度很短时，速断保护就可能没有保护范围，因而不能采用。但在个别情况下，有选择性的电流速断也可以保护线路的全长。其次是限时电流速断保护，由于有选择性的电流速断保护不能保护本线路的全长，因此可考虑增加一段带时限动作的保护，用来切除本线路上速断保护范围以外的故障，同时也能作为速断保护的后备，这就是现实电流速断保护。对这个保护的要求，首先是在任何情况下能保护本线路的全长，并且具有足够的灵敏性；其次是在满足上述要求的前提下，力求具有最小的动作时限；在下级线路短路时，保证下级保护优先切出故障，满足选择性要求。再次，定时限过流保护，作为下级线路主保护拒动和断路器拒动时的远后备保护，同时作为本线路主保护拒动时的近后备保护，也作为过负荷时的保护，一般采用过电流保护。四、继电保护的维护措施

继电保护装置作为在电力系统中的重要部分，发挥着重要作用，其检修与维护的质量直接关系着供电安全和供电质量。而广西电网公司继电保护事故措施也为我们的工作敲响了警钟。严重影响着人民群众生产生活的顺利进行。因此，提高继电保护运行的可靠性无疑具有重要的意义。要确保继电保护的验收和日常操作能够合理进行。

继电保护调试完毕，应做好全面的验收工作，然后提交验收单由相关生产管理单位组织检修、运行、生产等部门进行保护整组实验、开关合跳试验，合格并确认拆动的标志，接线、压板已恢复正常现场文明卫生清洁干净之后，在验收单上签字。进行整定值或保护回路与有关注意事项的核对，并在更改簿上记录保护装置变动的具体情况更改负责人，值班负责人签名。保护主设备的改造还要进行试运行或试运行试验，如：差动保护更换，就应作六角图实验合格，方可投运。

四、加强继电保护的技术改造

电力作为当今社会的重要能源，对国民经济和人民生活水平起重要作用。继电保护是建立在电力系统的基础之上的，它的构成原则和作用必须符合电力系统的内在规律。继电保护自身在电力系统中也构成一个有严密配合关系的整体，从而形成了继电保护的系统性。

针对直流系统中，直流电压脉动系数大，多次发生晶体管及微机保护等工作不正常的现象，将原硅整流装置改造为整流输出交流分量小、可靠性高的集成电路硅整流充电装置。针对雨季及潮湿天气经常发生直流失电现象，首先将其升压站户外端子箱中的易老化端子排更换为陶瓷端子，提高二次绝缘水平。其次，核对整改二次回路，使其控制、保护、信号、合闸及热工回路逐步分开。在开关室加装熔断器分路开关箱，便于直流失电的查找与处理，也避免直流失电时引起的保护误动作。对缺陷多、超期服役且功能不满足电网要求的35KV以下线路保护的要求时应时更换微机线路保护。从而保证了保护装置的正常运行，达到提高系统稳定的作用。技术改造中，对保护进行重新选型、配置时，首先考虑的是满足可靠性、选择性、灵敏性及快速性，其次考虑运行维护、调试方便，且便于统一管理。

结束语

由于近几年来农村的经济和文化发展迅猛，农村渐渐出现了一些小型的工厂，而且国家扶持农村，发展农村的力度也不断增强。国家政策的不断要求和企业对自身企业竞争力和品牌效应的要求，使得电网公司在技术飞速发展和市场需求不断增长的双重促进下，电力系统的发展已经将农村的电网建设提升到十分重要的地位。由于农村的城市化进程逐渐加快，农村对电压及电量的需求也在不断提高。电网安全运行对继电保护提出的要求也越来越苛刻，如何保障农村电网的稳定运行。提高农村电网的安全性和可靠性，农村电网部门应根据不同的条件与环境进行完善的电网继电保护工作，为人民生活提供有利的保障。为农村经济的快速发展助力。

参考文献

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【关键词】GIS；电流互感器；电压互感器；继电保护

21世纪是经济和社会持续高速发展的时期，仅仅依靠传统的人工管理已经不能够满足配电网建设的需求，也不能够保证其安全运行。对于之前手工与计算机处理并存的模式已经成为限制电力企业进一步发展的重要瓶颈，随着科技的不断发展和进步，利用GIS技术来解决配电网的相关管理问题已经成为切实可行的基础和原则。对于国内企业而言，为了进一步的提高电力企业的市场竞争力，扩大电力企业的份额，应该不断的推动电力行业的信息化程度，加强对电力企业计算机管理系统的应用和改造。

1 继电保护装置在变电站中应用的概况

继电保护装置对于高压电网的安全以及其稳定的运行有着很重要的作用，随着我国电力系统规模的日益扩大，等级不断的提高，系统运行的方式与网络结构的日趋复杂，对于变电保护的要求也就随之不断的增高。传统的电磁以及其电磁感应的原理在对其变电站的保护上，存在着许多缺点，比如：动作速度较慢、抗震的性能较差、灵敏度也比较的低等。晶体管继电保护装置也存在着不少的缺点，比如：数据的判断不准确、抗干扰的能力较差、装置的本身质量不是很稳的等。

随着计算机技术的快速的发展，大规模的集成电路技术也得到了快速的发展，微型计算机与微处理器也进入到了实用化的阶段，微机保护也开始逐渐的实用。微机继电保护装置是以微处理器为基础的一种数字换处理的方式，其使用不同的软件模块来实现其各种功能。微机继电保护装置的发展速度很快，其应用的范围也很广泛，功能也比较的强大。特别是在变电站的保护功能上，采用不同的装置可以实现不同的保护的功能，另外其还可以实现以前难以实现的保护的功能，随着科技的不断的发展，更多先进的技术将会应用在变电站的保护中。

2 变电站电力系统对继电保护装置的要求

随着继电保护装置自身功能的快速发展，电力系统对于继电保护装置也有了新的严格的要求，电力系统对于继电保护装置最基本的要求是，要有一定的可靠性、快速性、灵敏性以及选择性。其可靠性主要强调的是其保护的装置在电力系统出现故障的时候必须有可靠的动作产生；快速性就要强调的是在发生故障的第一时间之内要产生相应的动作，这样对于继电保护装置最基本的要求，因为地理系统的故障会随之时间的延长而增加其破坏性，所以应该在最短的时间内采取防范的动作；灵敏性则主要是要求继电保护装置反应要灵敏并且要快速，动作作用的范围要准确，能够正确的反映出故障的范围，尽量的减少停电的面积；选择性最要强调的是继电保护装置不能发生误动的现象，也就是指不能发生失误操作。所以，为了保障电力系统安全的运行，继电保护装置的应用是非常必要的，这样可以有效的保障电力系统的安全运行。

3 GIS技术在综合自动化变电站的具体应用

由于在实际生活中，对于配电网的管理具有比较明显的空间分布特性，即将发电、输电、变电、配电和用电这五大资源均匀的分布在辽阔的空间区域内，从而使得电力企业管理电网的核心对象转向为空间数据。采用GIS技术，可以有效的利用地理信息系统可视化的管理空间事物的长处，把系统中的各类数据抽象成点、线和面这三大类，从而为电力企业提供了一个在地理信息维护与管理基础之上的平台。总而言之，GIS技术在配电系统的基本应用展现为以下几个方面：

采用GIS技术能够转变传统纸制图册和表格的资料管理形式，能够更加灵活有效的展现数据统计的结果。在结合用户需要的基础上实时的改变台账的表格结构，并且合理的打印各条线路与各个地区的电网分布图，从而有效的联系和结合配电网络中的图形和数据库信息以及地理信息，将供电设施与网架结构有效的结合与联系起来，使相关管理部门能够及时有效准确的掌握配电网的空间分布状况，来更好的实现对设备的日常运营与维护。

4 使用GIS综合自动化变电站继电保护分析措施的有效影响

二十一世纪是经济和科技高速发展的时期，是对传统技术进行更新换代的时期。目前而言，GIS综合自动化变电站是未来城市变电站要建设和发展的趋势，因此会在不久的将来越来越普遍地出现。随着科技的发展与进步，GIS综合自动化变电站也很有可能呈现出不同的特点，因此它的继电保护施工也会出现许多的不同，这就在客观上需要我们电力工作者能够与时俱进，不断的学习新的知识和相关技术，从而在施工中不断的发现新的问题，去解决问题。本文所探讨和研究的只是本人在施工中遇到的问题和已经获得的经验体会，也是GIS综合自动化变电站在施工中比较典型和特殊的，因此具有很好的借鉴意义。随着经济的发展和社会的不断进步，综合自动化变电站的继电保护分析技术也在不断的发展进步。根据现实应用情况，要不断的推广和扩大GIS技术在自动化变电站的继电保护的作用和影响，从而从根本上克服传统电气图纸在管理方式上的缺陷。这样不仅大大的减少了电气工程师的工作量，使其得以从复杂的电气图纸中脱身，而且大大的缩短了电气工程师处理故障的时间，为实现经济节约型和环境友好型现代社会以及社会主义和谐社会的建设做出了重要的贡献。

5 结束语

对于电力企业而言，不断的推广和应用GIS技术，不仅适应了我国电力系统的实际需求，而且也是供电企业提高自己市场竞争力的关键措施，是适应竞争不断激烈的市场经济的重要表现。因此电力企业要采用先进的GIS技术，不断的完善和改进基本服务设施，从而对电力营销业务的制度、相关工作流程和服务项目进行全员和全方位、全过程的规范化和优质化的整合更新。可是由于国内电网结构和管理模式与国外的差异，不能够完全照搬外国的技术和设备，应该结合具体实际，针对我国电力企业实际的发展需求，来研发出适合自己的GIS技术。从而为全面综合的提高供电企业的综合管理水平，建设社会主义和谐社会而努力！

参考文献：

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[3]张军海.地理信息系统基本原理[M].西安地图出版社，2011.