配电网继电保护与自动化精选(九篇)

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第1篇：配电网继电保护与自动化范文

关键词: 电流保护；断路器；重合器；继电保护；分断器

1、前言

目前, 我国的中低压配网大多是单侧电源、辐射型配电网络,以某供电局为例, 所有10kV 馈线均由35~220kV 变电站的10kV 母线送出, 大部分馈线都属于直接向用户供电的终端线路(见图1 的L1 和L3), 只有部分10kV 馈线通过其他变电所10kV 母线转供其他10kV 终端线路, 属非终端线路(见图1的L2)。线路故障依靠继电保护装置断开故障线路。保护装置装设在变电站内靠近母线的馈线断路器处,一旦启动整条线路停电。为了能够自动隔离故障区段,快速恢复对非故障区段的供电,配电网络经常采用基于重合器、分断器、熔断器等自动化电器与电流保护配合组成的馈线保护。近年来，配网自动化技术应用FTU与电流保护配合实现馈线保护自动化。实际运行中,由于用户负荷多样化，配电网络并不是纯粹的单电源、辐射型网络，引入DG之后, 原来的配电网络将不再是纯粹的单电源、辐射型供电网络。此时,若线路发生故障, 配电网络中电流保护以及重合闸的动作行为都会受到DG 的影响。本文就引入DG后，如何实现馈线保护及其自动化进行探讨。

2、基于断路器的三段式电流保护

配电网故障线路，保护装置一般配置传统的三段式电流保护,即:瞬时电流速断保护、定时限电流速断保护和过电流保护。其中,瞬时电流速断保护按照躲过线路末端故障产生的最大三相短路电流的方法整定,不能保护线路全长;定时限电流速断保护按照线路末端故障有灵敏度并与相邻线路的瞬时电流速断保护配合的方法整定, 能够保护本线路全长;过电流保护按照躲线路最大负荷电流并与相邻线路的过电流保护配合的方法整定,作相邻线路保护的远后备,能够保护相邻线路的全长。除此之外,对非全电缆线路,配置三相一次重合闸,保证在馈线发生瞬时性故障时,快速恢复供电。对于不存在与相邻线路配合问题的终端线路, 为简化保护配置,一般采用瞬时电流速断保护加过电流保护组成的二段式保护, 再配以三相一次重合闸(前加速)的保护方式,其中电流速断保护按照线路末端故障有灵敏度的方法整定,能够保护全线。

2.1引入DG对电流保护的影响

现有配电系统引入DG 之后（如图1），若线路发生故障, 配电网络中短路电流的大小、流向、分布以及重合闸的动作行为都会受到DG 的影响,与DG 引入之前有较大不同。分析DG 对保护动作行为的影响，主要表现如下：

(1) 导致本线路保护的灵敏度降低及拒动

当DG 下游F1 点故障时(图1),DG 引入之前,故障点的短路电流只由系统提供,DG引入之后,DG和系统都会对故障点提供短路电流,但保护只能感受到系统提供的短路电流,此故障电流比引入DG 前小,导致保护的灵敏度降低,严重时甚至拒动。引入DG 的容量越大影响越严重。

(2)导致本线路保护误动

当系统侧F2 处或10kV母线其他馈线F3 处发生故障时(图1),在DG 引入之前,本馈线的保护感受不到故障电流,DG 引入之后,相同点故障时,本馈线的保护将感受到DG提供的故障电流由于保护不经方向闭锁,如果该电流足够大,将导致保护误动。

(3) 导致相邻线路的瞬时速断保护误动,失去选择性

当10kV 母线其他馈线F3 处发生故障时,在DG引入之前,短路电流只由系统流向故障点,D 引入之后,DG 和系统都会对故障点提供短路电流,此时相邻故障线路的保护感受到的故障电流增大,将可能导致其速断保护躲不开线末故障而误动, 从而保护失去选择性。

( 4) DG 可能导致重合闸不成功

当DG引入之后,线路两侧连接的是2个电源,重合闸动作前,必须保证DG 已停止运行或者已从配网中切除。否则,重合闸时,故障点由于去游离时间不足,电弧可能重燃,使得重合闸不成功。

2.2引入DG后的对策

因此,针对以上分析，配电网络中引入DG 之后，为避免继电保护动作失误，应采取以下措施：

⑴必须限制引入DG 的容量，防止保护拒动和误动，必要时考虑为电流保护加装方向元件。

⑵在DG 侧需装设低周、低压解列装置,同时为避免非同期合闸给DG 带来致命冲击,系统侧重合闸继电器宜检线路无压,DG 侧检同期。

3、基于重合器、分断器、熔断器等自动化电器的馈线保护

在线路故障时，为了减少停电范围，必须自动隔离故障区段，快速恢复对非故障区段的供电。因此，配电网络常采用基于电流保护与重合器、分断器、熔断器等自动化电器配合的馈线保护自动重合的方式。DG 的引入将可能破坏各元件之间的配合,从而影响供电可靠性和供电质量。

3.1 重合器与分断器之间的配合

这种馈线自动化保护方案,利用了重合器在线路故障时能够重合的功能,分断器能够记忆重合器分闸次数,并在达到预先整定动作次数后自动分闸并闭锁在分闸状态,实现了对线路故障区段的隔离。

重合器与分断器配合的典型方案见图2(a), R 为重合器,重合次数整定为4, S1~S4 为分断器,预先整定动作次数分别为4、3、3、2。当F1 处故障时, R 动作分闸后重合,若故障为瞬时性故障,线路恢复正常供电,若为永久性故障,R 再次跳闸,S4 因达到预先整定动作次数2,故分闸并闭锁在分闸状态,从而隔离故障点F1。在F2 点故障时,R 第3 次跳闸后, S2 达到预先整定动作次数3, S2 分闸并闭锁在分闸状态,从而隔离故障点F2。S3 预先整定动作次数同为3, 但因为故障点不在本分支,始终没有感受到故障电流,计数器一直不启动,计数次数为0,不会动作。线路其余点故障的动作原理类似。

3.1.1 DG 对重合器与分断器配合的影响

在馈线中如果引入DG, 见图2(b)。DG 对重合器与分断器配合方案产生不利影响的表现如下：

(1) 导致重合器误动

例如图2(b)中F1 或F2 点故障, DG 会通过本馈线对故障点提供短路电流, 如果此电流足够大, 将导致重合器R 误动, 严重情况下, 如果系统侧或故障线路保护或开关拒动, 将导致重合器R 反复重合。

( 2) 导致相邻线路的瞬时速断保护误动

失去选择性的原因同DG 对常规三段式电流保护的影响类似。

( 3) 导致分断器计数不正确

重合器与分断器无法配合, 例如图2(b)中F3 处故障, 重合器跳闸后, DG 仍然对其下游线路供电, 无论重合器分合几次,S2 始终感受到电流流过, 其内部计数器不进行计数, 无法隔离故障点。

3.1.2保证重合器与分断器正确配合的措施

为保证重合器与分断器正确配合, 必须适当延长重合器第1 次分闸与第1 次重合之间的延时, 确保在重合器第1 次重合之前, DG 可靠解列, 分断器得以完成计数。同时, 增加延时有利于避免系统与DG 非同期合闸。 为防止重合器误动, 必须限制引入DG 的容量, 必要时加装方向元件。

3.2 重合器与熔断器之间的配合

重合器与熔断器配合的馈线自动化保护方案, 利用了重合器能够重合, 而且其开断特性具有双时性的特点, 熔断器能够在线路中出现不被允许的大电流时, 由电流流过熔体或熔丝产生的热量将熔体或熔丝熔断, 实现线路故障区段的隔离。通常熔断器装于配电变压器的高压侧或线路末端及线路分支处。重合器与熔断器的典型配合见图3(a)。R 为重合器, 重合器整定为“一快两慢”, D1 与D2 为熔断器。重合器与熔断器的t- I 特性曲线TCC见图4。当F1 点发生故障时, 假设故障电流为Id, R 首先按照快速动作特性动作分闸, 由于动作时间小于D1 与D2 的熔断时间, 2台熔断器都不会熔断, R 随后第1 次重合, 如果是瞬时性故障,重合成功, 如果是永久性故障, R、D1 和D2 再次感受到故障电流,R 按照慢速动作特性1 动作分闸, 由于动作时间大于D1 的熔断时间而小于D2 的熔断时间, 故在R 分闸前, 仅由D1 熔断将故障点F1 隔离。线路其余点故障的动作原理类似。

3.2.1 DG 对重合器与熔断器配合的影响

在馈线中如果引入DG, 见图3(b)。DG 对重合器与熔断器配合方案产生不利影响的表现如下。

(1) 导致重合器误动或相邻线路的瞬时速断保护误动

原因与DG 对重合器与分断器配合的影响类似。

(2) 导致重合失败或非同期合闸

(3) 破坏重合器与熔断器之间的配合

例如F3 点故障时, DG 引入后, 重合器感受到的故障电流减少, 熔断器感受到的故障电流增加, 结合图4 可以发现, 当两者之间的差值达到一定程度时, 熔断器的熔断时间小于重合器快速动作特性下的动作时间, 熔断器将在重合器未分闸之前熔断, 重合器与熔断器失去配合。

3.2.2 保持重合器与熔断器正确配合的措施

首先必须适当延长重合器第1 次分闸与第1 次重合之间的延时, 确保在重合器第1 次重合之前DG 可靠解列, 同时避免非同期合闸。其次，限制引入DG 的容量，防止重合器或保护误动，同时能使重合器与熔断器保持正确的配合关系。

4、基于FTU 的馈线自动化保护

随着通信及自动化技术的进步, 基于FTU 的自动化保护方案已成功应用于城市配电网。这种方案依靠装设在各分断开关上的馈线终端单元(FTU)采集故障前后的电流、电压等重要信息, 并通过通信通道将这些信息上传到主站, 主站对数据进行综合分析, 确定故障区并制定恢复供电策略, 最后通过遥控各开关隔离故障区并恢复对非故障区的供电。该方案多用于“手拉手”和环网柜接线方式。目前城市电网广泛采用的环网供电网络见图5(a), 正常时开环运行, 当线路一端失去电源时, 合上联络开关, 由另一端电源对失去电源的线路上的用户供电。线路故障时为减少停电范围的故障处理方法: 假设F1 处发生故障, 线路I 首端保护首先动作将故障线路切除, 主站随后分析各FTU 采集到的数据, 发现S1 流过故障电流, S2 不流过故障电流, 判定故障发生在S1 与S2 之间, 遥控断开S1 和S2, 合上R1和R3, 从而将故障区S1- S2 隔离并恢复对非故障区R1- S1 和S2- R3 的供电。

4.1线路引入DG后的对策

上述故障处理方法是建立在单端供电模式下的, 如果线路中间或末端引入DG1, 见图5(b), 线路中的某些区段将变为双端电源供电, 上述故障处理方法将不再适用。例如S1 和S2 之间发生故障时, 2 个开关都将感受到故障电流, 主站将无法确定故障区, 因此, 故障区判别方法必须作出修正以适应含DG 的供电方式。比较可行的处理方法是在FTU 中引入功率方向判别元件, 当F1 处发生故障时, R1 和S1 感受到相同的功率方向, 而S2感受到的功率方向刚好与它们相反, 由此判定故障点在S1 和S2 之间, 主站可据此进行故障处理。

5、结束语

第2篇：配电网继电保护与自动化范文

【关键词】配电网；继电保护；故障分析

随着我国经济的不断发展和社会生活的日益丰富，人们的生活水平也得到了相应的发展，用电量也随着生活的提高而变得越来越大，这就要求电力设备系统必须持续更新以配合电网规模的不断扩大。电力系统可以平稳运行主要依靠继电保护装置来保护其安全。因为配电网自动化继电保护装置主要保障变电站的安全运行，所以研究配电网自动化继电保护的故障极具现实意义。

1、我国配电网自动化继电保护技术出现的常见故障分析

因为调度人员的专业技能与调度能力有差别，所以我国继电保护装置在实际的继电保护工作中发挥的作用也不同，因为设备和技术人员的配置不同及所在地域的真实情况等因互，都会使我国的继电保护设施产生不同的故障，严重的故障甚至带给国家巨额经济损失、生命损失和财产损失。

1.1技术人员配置不合理，造成故障无法有效解决。因为继电保护的专业性使得技术人员的职业素养必须要高，专业人员的专业技能一定要满足继电保护工作的实际需要，由于我国专业素养高的继电保护人员极少，并且培训这些人才花费大量的时间，所以因为继电保护人员配置的不合理，而导致一些产生的故障无法得到及时的解决，从而影响了继电保护工作的进一步开展。

1.2继电保护的配置不科学。我国幅员辽阔，有着各类同的区域气候，各地的民俗也各有不同，这直接导致继电保护设备在正常的工作中容易出现故障。随着我国经济水平的提升及社会文化发展的不断深入，信息和电子技术逐步融入到电力企业的电力系统经营中，绝大多数的旧式的继电保护装置转换为计算机控制的继电保护装置。有些经济相对落后的地区无法满足计算机控制的继电保护设备正常运行；继电保护工作人员的专业素质低导致无法有效保持继电保护设备，并且设备极易发生故障，造成继电设备随着出现问题。

1.3调度人员缺乏灵活的现场指挥能力，发生故障无法及时处理。在继电保护设备的正常进行过程中，现场调度人员必须具备相当的专业素质才能满足变化多端的继电保护工作。有些时候因为现场继电保护故障属于突发，可能因为现场调度员的专业素质不够而无法及时、有效地处理这些故障，造成继电保护装置不能正常运行。

2、处理配电网自动化继电保护故障的常用方法

2.1替换法。用质量好的正常元件代替原来的有故障或是怀疑有故障的相同元件，在现场快速地判断元件是否损坏而快速查找故障范围，这是处理自动化的继电保护装置故障的常用方法。如果继电保护装置的一些小元件发生故障和内部回路的单元继电器发生故障，可用备用和暂时检修的插继电器取代。

2.2参照法。经由正常设备和非正常设备进行技术参数的对比，从技术参数的差别处查找不正常设备的故障点。参照法多是用于检查可能是接线错误、定值校验时测试值和预想值差别大却找不到原因的故障。在开展回路改造及设备更新时的二次接线无法恢复，可选用参照法进行同类设备的接线；继电器进行定值校验时，如某一继电器测试值和整定值相异大，也可用同只表计检查其他同类的继电器进行参照。

2.3短接法。将回路的某段或部分进行短接来查找故障是不是存在于短接线的范畴内颧是其他故障来缩小故障的查找范围。短接法适用于继电保护的电磁锁失灵、继电保护的电流回路开路、继电保护的切换继电器不工作和判断控制开关接点检查等等。

2.4直观法。处理一些用仪器测试的故障，或是插件发生故障但没有可以用于更换的原件，而又必须把故障解决好除的情况。配电网 继电保护的开关拒分操作时，如果观察到合闸后的接触器或跳闸线圈可以动作，则表示电气回路正常，故障发生在部。如观察到继电器发黄或某一元器件发出焦味，则要快速确认故障，更换元件。

3、处理配电网自动化继电保护故障的措施

为了减少配电网自动化继电保护的故障造成的经济和社会损失，必须重视及时并有效处理继电保护的故障，以完善配电网自动化继电保护设备对供电系统稳定运行的支持作用，降低继电保护的故障发生，通常情况下处理配电网自动化继电保护故障的措施如下。

3.1加强配电网自动化继电保护工作人员的技术专业素质。加强配电网的继电保护工作人员的专业技术和专业素质的培训，增强继电保护人员的责任心，提高工作人员的继电保护技术水平，要使工作人掌把握、了解配电网的相关设备的工作原理、运行结构、各种性能，积累工作人员的操作经验。定期考核工作人员的业务素质和演练能力，要求工作人员必须熟悉设备的操作规范和操作禁忌；制定工作人员的岗位管理程制度。把责任落实到个人，做到分工明确，赏罚分明；工作人员须主动掌握继电保护要领，提高自己操作能力，达到正确操作效果；配电网的继电保护是不间断的，所以要科学安排工作人员的休息时间，保证其有足够的精神对待工作。

3.2完善配电网自动化继电保护设备的科学配置。我国的大部分配电网的继电保护装置和设备相对功能比较单一，导致这些继电保护设备不能全面地保护配电网而造成继电保护发生故障。为确保变电站可以安全且稳定运行，配电网变电设备的断电保护装置一定要符合配电网自动化继电保护的相关要求，必须完善继电保护设备的科学配置，并定期维护变电站的继电保护设备。近年来，我国电力系统的变压器损毁成为常见问题，主要原因是变压器缺少安全的继电保护措施，调度人员一定要在保证变电站安全运行，选用多种继电保护措施，完善继电保护配置。

3.3电力调度人员必须提高专业素质。电力调度人员一定要提高自己的现场调度能力，实现自身的专业素质的提升。在保障配电网的稳定运行过程中，调度人员必须加强主动学习，自觉地参加相关技术培训课程的学习，保证自己的现场调度能力和专业知识含量可以跟得上工作的需要。而变电站在配置电力调度人员和技术人员时也必须根据实际工作情况合理配置。电力调度人员只有在足够的专业知识的支撑下才能冷静地处理继电保护的相关故障，将损失减到最低。

3.4转变管理观念，严格执行变电站的继电保护工作时间表。配电网必须建立起继电保护工作时间表并严格执行。要通过认真执行工作时间表监督继电保护人员的操作和管理行为，规范继电保护工作人员的具体操作行为。继电保护工作人员要应尽量根据工作时间表对继电保护中的故障得到及时查找并解决，提高配电网的继电保护质量。

4、结语

本文主要探讨配电网自动化继电保护的故障分析，分析变电站运行的的继电保护的主要影响因素，阐述相关的故障分析。继电保护作电力和供电系统中实现电压变换、供应电能、控制电能流向、管理和调整电压的主要手段，只有采取有效的手段才能保护配电网自动化继电保护平稳地发挥功效。

参考文献

[1]苏冬和.配电网自动化系统及继电保护的关键技术分析[J].广东科技，2008（16）

第3篇：配电网继电保护与自动化范文

【关键词】 仿真；EMTP；MATLAB；教学研究

【中图分类号】G642.45 【文献标识码】A 【文章编号】2095-3089（2013）25-000-01

微机保护是电力系统继电保护的发展方向，是电力系统综合自动化的核心内容之一，它充分体现了高新技术在电力系统中的应用。微机保护原理课程是电气工程及其自动化专业的专业课之一，其内容涉及到计算机技术、通讯技术以及电力系统继电保护技术等多方面，具有很强的综合性。

配电网单相接地保护的基本思想是：当配电网发生故障后，计算提取配电网中所有线路的故障特征量（电压、电流、阻抗、距离等），将其与预先人工设定的整定值进行比较，若其中某条线路的故障特征量超越整定值的范围，则判定该线路发生故障；之后跳闸隔离故障点、切除发生故障的线路，一方面使故障元件免于继续遭到损坏，另一方面保证其他无故障部分迅速恢复正常运行。随着智能电网的迅猛发展，微机保护成为继电保护的主流方向，电磁暂态仿真软件EMTP可对电网的各种故障和继电保护装置的保护逻辑进行模拟仿真测试，弥补电气工程类本科生不能到现场进行实际操作的缺陷，促进学生对电力系统继电保护的整体认识，以及掌握微机继电保护的各个实现环节。

一、EMTP仿真软件搭建配电网模型

配电网接地保护是我国在建、改建的配电系统亟待解决的难题，也是继电保护的重点及难点问题。首先在EMTP仿真软件的ATPDraw中搭建仿真模型，采用图1所示的典型35kV配电网系统，带有三条馈线。在ATPDraw界面中点击鼠标右键选择电气元件，元件库中包含电阻、电感、电容、各种类型的开关、变压器、电源等原件。双击元件可进行元件参数设置。模型搭建好后，在工具栏的ATP中点击“RunATP”完成运行操作，即可得到仿真结果，如图2、图3所示。

二、MATLAB软件编写配电网保护程序

在配电网接地保护设计过程中，保护方法利用电流互感器上测量到的电流数据和电压互感器上测量到的电压数据进行保护方案设计。MATLAB软件可对配电网保护程序进行编写。

首先提取EMTP所获得的数据，保存为.dat文件，采用下述语句调用数据“fp=fopen（'路径＼文件名.dat'，'r'）；”之后按照顺序定义各电气量名称；然后按照保护判据提取基波、谐波、暂态、稳态等信号；最后得出保护结果。

由于学生可以形象地看到仿真过程中继电保护每一实现环节对继电保护系统性能的影响，因此该仿真系统对促进学生理解微机继电保护的工作原理具有积极的作用。

第4篇：配电网继电保护与自动化范文

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。

第5篇：配电网继电保护与自动化范文

关键词：农村；配电网；继电保护；分析

中图分类号：U665.12文献标识码： A 文章编号：

在整个电力系统中配电系统发挥着重要的作用，它的平稳、可靠的发展直接影响了我国经济和人民生活水平的提高。据调查在我国平均一年内停电的时间总长为30小时，对人们的正常生活产生了负面的影响，而且在供电系统中还存在供电半径过大、无功补偿不完善等问题，所以怎样提高配电网的安全可靠性是企业必须重视的问题。继电保护能够保证电网的安全稳定运行，给用户提供可靠供电需求。

一、继电保护基本原理

继电保护装置是指在电力系统中电气元件由于受到破损不能正常工作，然后继电器通过判断起到跳闸或者发出报警信号的一种自动保护装置。这种装置能够保证机器的安全性以及修复的简单性。这些元素是阶梯运行，缺一不可。通过测量与之前给定元件的物理参量进行准确比较，分析处理信息，然后根据测量的结果比如输出信号的性质，持续时间等判断故障的范围是元件内还是元件外的，最后做出保护措施跳闸或者报警信号的等，最后通过根据前一命令的指令进行发出信号，跳闸等指令。继电保护的保护分区是为了保护在指定范围内的故障，不属于范围内的不采取控制，这样可以减少因故障跳闸引起的停电区域，也可以将没有影响到得部分起到保护作用，然后继续工作。所以电力系统中每个继电保护的界限划分的很清楚。当电力系统发生故障，继电保护就会及时的切除故障，避免安全事故的发生。

二、影响配电网供电可靠性的因素

继电保护计算及管理最突出的特点就是不确定性，主要有两方面的原因：一方面是由于继电保护配置、设备的技术参数等相关数据的不确定性。其中最突出的就是保护装置的定值，不同型号的保护装置其定值也不同，并且随着科技水平的不断进步，新的保护装置还会源源不断地研发出来，而定值又是不可预知的，这就造成了数据的多样性和不确定性。另一个重要原因出于保护装置的定值计算上。继电保护计算的内容之一就是保护装置的定值计算，保护装置的定值计算要充分考虑到相关工作人员的从业经验、保护测量方法、电网构造以及从业人员对相关规定把握尺度等因素，但由于上述因素存在的差异，就造成继电保护定值计算的不确定性。

配电网的供电可靠性直接关系到用户的实用电的质量，同时也反映了电力企业的供电水平。影响配电网供电可靠性的主要因素有：①设计和结构不合理。配电网在结构设计上常用放射式的网状结构，但是在实际的还用当中半径过大会影响供电的质量，所以不能够满足用户的需求。如果设备在使用中出现了故障，就会对供电产生大面积的影响。在一些落后的地区依旧使用单辐射线路，如果在出现故障或者停电的时候，这些线路由于自身的缺点不能够及时的采用转供电的操作，对整个配电网的供电可靠性影响很大。以上这些电网的结构都不是很合理，给电力系统整体运行产生了负面的影响。②设备故障与线路故障。常见的线路故障一般有地震、雪灾以及暴雨等自然灾害，同时还存在自身的线路老化的问题，虽然这些因素对线路产生的影响是无法避免的，但是做好预防工作还是能减少经济的损失和事故发生的概率。同时由于电网设备没有及时的更新，长时间使用寿命减弱，而且技术水平也相对落后，很容易产生设备事故。③软件的缺陷。由于在农村的配电网运行和管理方式上还存在很多的问题，而且自动化技术不是很先进，遇到设备故障不能够及时的处理，就会引起一系列的问题。而且部分的电力工作人员的技术水平不足，管理上出现失误，直接影响了配电网的可靠性的提高。④外界环境的影响。主要是环境方面的影响，在地理条件、自然灾害对配电网的供电可靠性有着很大的影响。在雷、雪天或者台风的影响下，可能会造成线路故障，影响配电网的供电水平。

三、农村配电网继电保护的可靠性分析

继电保护的主要措施

在农村的电网主要是以中低压电网为主，大部分都是采用了35KV以下的电压，电压等级的电网在网络结构以及管理方式上都有很大的差异。在运行方式上存在环网和开环运行的两种方式。继电保护作为配电系统中最基本的保护类型，主要包括以下几种保护方式：首先是电流速断保护，这种方式具有动作迅速、可靠性高的特点，在电流幅值迅速增大的电路起到的一种保护作用。其次是限时电流速断保护，使用这种保护方式，能够保护本线路的全长，而且灵敏性高，除此之外，在满足配电需求的同时，力求最小动作时限。最后是定时限过流保护，主要作为下级线路主保护个本线路主保护的方式。鉴于继电保护计算及管理系统的上述基本要求，解决保护定值计算的不确定性成为首要问题。而要从根本上解决这个问题，重新研发一种用于继电保护计算及管理的高级语言程序不失为一个好方法。这一高级语言程序首先除了具备其他高级语言程序支持函数、文件调取和访问等特性外，还要具有能够解决专业问题的新数据；再有，具备通用算法，为用户提供便捷的服务。按照该思路，一种名为HT高级编程语言诞生了。

继电保护的维护措施

继电保护调试完成后，还要对各项工作进行验收，确保每个程序都没有错误。保护定制或二次回路发生变更时，要对整定后的数值进行核对，同时在完成主设备的改造后还要对试运行进行相关的记录，比如查看继电器接点是否完好、带电触电无烧损或抖动现象以及运行监视是否正常指示灯，通过对继电保护进行维护，才能够保证配电网的安全可靠运行。

总而言之，在科技快速发展的今天，电力系统的不断更新对继电保护提出更高的要求。为了满足农村配电网对继电保护的要求，就需要科研人员不断研究并提高继电保护装置的性能，使智能化、计算机化、网络化的继电保护技术将会运用到实际中来，使电力系统能够安全、可靠、经济的运行。

参考文献：

[1]郭征,贺家李,杨洪平,柳焕章,卢放;电力系统故障时继电保护装置动态特性的数字仿真[J];电力系统自动化;2003年11期

第6篇：配电网继电保护与自动化范文

【关键词】配电网;计算机通信技术;应用

1.引言

计算机通信技术是计算机技术和网络通信技术相互融合的成果，它的本质是实现多台计算机终端之间的数据交换，能够处理包括文本、电子表格、数据库文件、语音、图像和视频等在内的各类数据，已经在很多实际工程领域内得到了广泛应用，配电网通信领域也不例外。在进行配电网通信时，电力信息数据的传输过程必须得到保障，而计算机通信技术不仅可以提供可靠的数据传输信道，还可以利用计算机网络对当前的配网运行状态进行监控，并实现自动化的运行管理维护，这极大地提高了配电网的通信质量和效率。

2.计算机通信技术在配电网中的应用

2.1 现场总线技术的应用

2.1.1 现场总线技术的应用特点

目前，现场总线技术已经在电力自动化领域内得到了广泛应用，以就近安装数据采集和转发终端的现场总线通信方式可以实现配电网的远程通信需求，是一种兼具经济性和技术先进性的配电网通信方式。由于电力信息数据采集和转发终端的就地安装，使得配电通信网的组网方式更加灵活，可以根据不同的通信业务需求进行差异化设计。

2.1.2 现场总线技术的具体应用

（1）PROFIBUS

PROFIBUS是一种不依赖设备生产商的现场总线标准，它主要由PROFIBUS-DP、PROFIBUS-PA和PROFIBUS-FMS协议组成。其中，PROFIBUS-DP主要是用于配网自动化系统和配电设备之间的通信协议，它具有高性能的诊断和组态功能，提供单主站和多主站等多种通信组网方式，为应用现场总线技术实现配电自动化奠定了技术基础;PROFIBUS-PA把监控传感器和执行器连接到一根线上，作为数据传输和供电的总线，既满足了为配电设备供电的需求，还为电力信息数据的传输提供了安全保障;PROFIBUS-FMS主要应用于现场通信，它能够有效适用于配电网覆盖规模大、运行环境复杂的特点，而且能够给配网通信提供形式多样的通信服务。

（2）ETHERNET

ETHERNET具有较高的数据传输速率，并且受到多种软件开发环境和硬件设备的支持。随着ETHERNET技术的发展，ETHERNET网络硬件的价格逐渐降低，并且便于与其他结构的计算机网络高度融合，这些都推动了ETHERNET技术在配电自动化中的应用。

（3）LonWorks

LonWorks能够适应具有复杂拓扑结构的网络，很适合在配电网络中进行推广应用。就现阶段无言，LonWorks主要被作为一种利用电力线作为传输介质的控制信号传输技术，能够有效提高配电通信网络的数据传输可靠性，并且已经在配电网络中得到了切实的应用。

2.2 光纤通信技术的应用

2.2.1 光纤通信技术的应用特点

电力通信与普通通信存在较大的区别，它通常对传输的信息量要求不大，但对通信的实时性却有着近乎苛刻的要求，而通信信号的种类又明显繁杂，既包括继电保护信号和语音信号，又包括电力负荷监测信息及其他数字图像信息，而光纤通信技术在互联网等领域的表现表明其无论在信号的复杂性上还是在传输的实时性上均具有显著优势，而且技术也较为成熟，这使得采用光纤通信网络进行配电通信成为了大势所趋。另外，由于配电网的覆盖规模越来越大，所以它对通信网络的传输范围和抵抗干扰的能力也提出了较大的要求，而光纤通信技术的低损耗和抗干扰性能使得其面临各种自然因素时都能保证良好的传输质量，尤其在远程传输时的可靠性优势显著，非常适应配电网对通信网络的要求。

2.2.2 光纤通信技术的具体应用

（1）光纤通信在配电网络继电保护中的应用

光纤通信在配电网络继电保护中的应用主要体现在以下几个方面：1）将光纤作为电流纵差保护中的导引线。2）光纤保护装置。3）变电站或控制室内的继电保护信号传输线。

（2）光纤通信在配网监控及配调自动化方面的应用

随着配电网智能化和自动化的程度逐渐提高，大量应用于电力运行、生产、管理的各种信息需要快速、准确、安全地进行传输。而光纤通信技术经过多年的发展，已经成长为了一种成熟、可靠的通信技术，这为构建承载复杂通信任务的配电通信网打下了坚实的基础。

（3）光纤通信技术在配网自动化系统上的应用

要保证配电系统能够安全、可靠地供配电，就要求其通信网络能够将用于配网运行状态、配调管理、分层控制等方面的信息进行迅速、稳定、可靠地传输，而在这种特殊的通信要求下，光纤通信技术的效果就显得尤为突出。此外，面对继电保护的要求也越来越高的情况下，要求系统在发生故障时能够快速切除，这使得光纤通信在配网自动化系统中的应用优势也更加显著。

（4）光纤通信技术在监控和调度中的应用

光纤通信技术在配网监控和配调管理中的应用具体表现为：将监控传感器采集到的状态信息传送上报、将有关层次配网的请求支援信息及时上报、将相关的配调命令及时传递下达、将有关的计算机数据信息及时上报和下达等，从而实现快速、自动化的控制。

3.应用效益

（1）可靠性提高

因为计算机通信技术具有较大的抗干扰性，所以将计算机通信技术应用于配电网中能够提高配网通信的可靠性。

（2）实时性增强

计算机通信技术尤其是光纤通信技术的应用使得配电网的通信传输速率得到了极大的提高，这对配网故障的及时诊断、运行状态的在线分析和实时监控具有重要意义。

（3）实现双向通信

将计算机通信技术应用于配电网中，能够实现配电网中各监控终端、设备终端以及主站控制终端之间的双向通信，使主站不仅能够接收配电网中各层次设备终端的上报数据，还能够及时的将控制指令下达到具体的执行设备。

（4）灵活性变强

计算机通信技术的应用能够提高配网通信的灵活性，使其更加适应配电网点多、面广、规模庞大等特点，便于系统的安装和运行维护。

（5）经济性提高

在充分整合原有配电通信网络的基础上，合理采用计算机通信技术能够降低通信成本，提高了系统运行的经济性。

4.结束语

本文结合笔者的实际工作经验，对配电网中计算机通信技术的应用问题进行了探讨，但对于提高计算机通信技术的应用水平来说，还有着很艰巨的任务，对于如何进一步提高计算机通信技术在配电网中的应用水平并提出有效的改进意见，还要进行不断的深入研究。

参考文献

[1]傅优优.探讨配电网中计算机通信技术的应用[J].中国科技投资，2014（A13）：147.

第7篇：配电网继电保护与自动化范文

关键字：智能配电网；建设；发展

一、城区建设智能配电网前的规划

我们把城区建设智能配电网的规划思路分为3个方面：长期建设的规划思路，网络规划和在施工方面如何设计。长期的规划思路主要是明晰投资项目与基础的网架结构；网络规划主要是处理近期的各种投资项目；而施工设计是对于智能配电网络的如何设计、该设计是否合理、该设计方案是不是最合适的一个方案等。建设配电网中的长期规划思路是整个规划中最基础的环节，是供电企业规划活动中的基本环节，该环节存在的主要目的是确保建设的顺利进行并能从中获得最大经济效益，确定网络连接方式为最优方式，一些投资项目的投资能力与时间等细节。每当规划到一个阶段时，有需要对电网的供电系统进行检查调整，看其是否仍具有安全性与协调性，并在安全范围内减小配电网络系统在使用期间的费用。要做到以上要求，就需要一个相当优秀的长期规划。

二、智能配电网建设的主要条件

1、提升数字化变电站的智能水平。在建设智能配电网之前，应提高数字化变电站的智能水平、可靠性与稳定性，使数字化变电站的的综合利用水平可以得到充分利用，使数字化变电站的的自动化控制水平可以满足智能配电网的需求。

2、保护和控制智能配电网技术。保护和控制智能配电网技术主要有广域保护、自适应保护，配电系统快速模拟仿真，网络重构等技术。广域保护主要指的是继电保护和安全自动保护两个方面。继电保护在广域保护中有着关键作用，它主要作用于辅助传统主保护和保护电网安全定值的自动变化能力等。由于整个智能配电网的结构太细密，系统规模太大，不太可能实现在系统中进行集中保护，所以在具体的实施方面要根据实际情况与继电保护区域进行确定，然后再对出现的问题进行检修。

3、对电网建设可靠性监视系统和风险预警系统。根据当前信息网络提供的该电网历史与当前现状的信息，进行在线分析，就可以得到系统推算出的目前电网的状态与可靠性。这样的系统有利于随时掌握电网的实时数据，如电网出现问题可以及时修正，为电网提供了预警提示,提高了电网的防灾变的能力,并减少和避免电网因停电造成的重大经济损失。

4、实现高级配电的自动化。目前，一些发达国家的供电企业正在推广配电自动化的技术。配电自动化技术是指，配电运行自动化、配电管理自动化和用户在配电地理信息系统、设备管理、检修管理等方面的自动化。我们根据国外发达国家的配电自动化系统的运行效果研究，自从实现配电自动化后，供电的可靠性，系统的运行管理和用户反馈的信息都表明供电质量与运行水平都有所提高。我国的配电自动化工作自20世纪90年代初开展，到目前大约有100个城市的供电企业建设了配电自动化系统，甚至有的系统规模达到一个相当大的程度。就我国目前的情况来说，在电网系统上还有缺陷，网架结构不合理、原始的电网资料与数据不齐全，电网的基础管理工作还有更大的进步空间。而且，就我国目前的现状来说，还不具有进行全国推广配电自自动化的条件，与国际先进水平还有一大段的差距。如果想要与发达国家的配电网管理系统相比，我国还需要在配电自动化系统的研究上付出努力。

5、建设信息保障体系。应该为智能配电网建立一个信息保障体系，该体系要包括数据信息平台、通信网络和信息管理三个方面。建立数据信息平台主要是为了实现配电网的数字化、信息化和自动化；建立通信网络是为了将各个主变电站与配电子站之间的网络连接起来，方便联络；建设信息管理是为了优化信息管理层的结构。建设以上的信息保障体系，是为了建立一个统一的平台，方便资源的共享，从而实现信息管理的现代化。

三、结语

智能配电网已经在世界上广泛使用，并得到了国际上多数国家的认同，由于各国的国情不同，所以智能配电网的实施过程也不相同。因此，中国的智能配电网发展要根据中国的特色和中国目前的国情，进行研究后再规划实施。既要满足我国目前的发展状态，又要能满足未来的时代要求，既要立足于对目前发展中的需求，又要能迎合在不断发展后所形成的新局面的要求。由于我国的电网相对于其他发达国家来说，起步较晚，发展较为缓慢，在现有的资源中，配电网的资源稍显不充足，这个问题是目前我国电网运行效率不佳，电网系统发展不起来的主要原因。所以，当智能配电网提出时，为我国的电网行业指出了一条明路，解决了我国之前在发展电网技术方面的问题。我国不仅要学习国外发达国家的新新技术，还要学习他们在智能配电网发展上的一些拓展方向、思路、创新精神。然后结合我国电网的特点，符合智能电网的要求，根据我国发展的前景，制定一个有中国特色的、及安全、协调具有统一性的中国智能配电网。

参考文献：

[1] 肖立业,林良真(Xiao Liye, Lin Liangzhen).构建全国统一的新能源电网,推进我国智能电网的建设(Con-struction ofunified new energy based power grid and pro-motion of China’s smart grid, [ J].电工电能新技术(Adv. Tech. Of Elec. Eng. & Energy), 2009, 28(4):54-59.

[2] 常康,薛峰,杨卫东.中国智能电网基本特征及其技术进展评述,2009(17).

第8篇：配电网继电保护与自动化范文

关键词：电力自动化；继电保护；安全管理问题；探究

1 前言

继电保护为配电网中最为重要的保护装置，能够对配电网络的各种故障进行及时的诊断，以最快的时间发现电力系统的漏洞，并进行及时处理，有效恢复线路的供电功能，并提高电力线路的管理水平。在电力系统的建设与管理过程中，怎样实现继电保护装置与电力系统的自动化控制相结合，有效提高电力线路故障应对能力，成为了当前电力系统自动化研究一个重要课题。

2 电力自动化的继电保护安全管理存在问题

近几年来，我国的电力系统，开始不断向着智能化、自动化的方向发展，在继电保护技术的不断革新下，电力自动化续电保护水平已经得到了较大的提高，且安装调试较为简便，与传统续电保护相比功能更加强大，且安全性能更高。但不可否认的是，目前我国电力系统的运行环境，还存在相应的漏洞，且安全管理水平还相对缺乏。具体如下：

（1）安全管理体系的缺陷。电力自动化继电保护的安全管理工作，要得到有效运行，还需要建立完善的安全管理体系，才能够对各项管理工作进行落实。然而，由于当前我国的继电保护安全体系还存在较多的问题，且安全管理体系较为落后，不能满足电力系统的管理要求，导致安全管理落实效果较差，特别在安全管理人员上，其对安全管理任务的落实力度还不足，造成了续电保护安全管理效率一直得不到有效提高。

（2）安全管理人员综合素养缺乏。继电保护的安全管理工作，很大程度上依赖于安全管理工作者。但是，由于很多安全管理工作者缺乏综合素养，且安全管理的能力欠缺，导致管理缺陷，使得电力系统的继电保护装置运行效率受到影响，并降低了设备的抗风险能力[1]。

（3）设备管理难度较大。在电力自动化的继电保护安全管理中，设备运行还存在一定的缺陷，且设备管理难度较大，进而导致系列故障的出现。其中，电流传感器饱和便是一大问题，由于电力系统规模的不断扩大，而相应的续电保护却没有得到有效建设，进而导致电力系统短路电流增大，尤其是在较大短路电流次数的增加下，更是会导致电流的传感器出现严重误差，使得继电保护出现拒动现象，造成整个电力系统的瘫痪；其次为二次回路老化问题，当前我国所使用的继电保护多为老式的继电器，因此在交流回路处很容易由于部件锈蚀老化等问题最终导致该处接触电阻较大，使续电保护拒动；另外，因为环状供电网具有特殊的运行方式，其负荷转移会导致继电器选择性不能得到协调，因此这个环节很少设置续电保护，而是采用负荷开关，所以在故障发生时会导致环状供电网停电，且供电系统需要通过人工维修方式，进而大大降低了工作效率，并加大了人工的工作强度[2]。

3 电力自动化继电保护安全管理措施

3.1 完善安全管理机制

要落实电力自动化继电保护的安全管理工作，就需要结合电力系统的运行状况，制定出要针对性的管理机制，并对以往的安全管理机制进行优化与完善。在安全管理机制的制定中，要进行明确的权责分配，以确保各项安全管理工作都能够在一个核心要素上开展，让安全管理人员充分意识到自身的安全管理责任，促使继电保护的相关安全管理人员能够贯彻落实自身的职责，有效提高工作效率。同时要制定出有效的奖励惩罚制度，有效提高安全管理人员的责任感，让其将实际工作与自身利益联系起来，进而提高平安全管理效果，落实安全管理责任制度。

3.2 强化继电设备调试与安装

继电保护的稳定性、可靠性要求较高，所以，在选择蓄电设备时，一定要确保继电保护的配置的质量，确保其技术性、合理性能够满足继电保护装置的稳定运行要求。在对继电保护装置进行安装、调试等过程中，要结合电力线路基本要求，来对其进行有效的施工与管理，从安装对系统后台监控，确保每一环节都能够得到有效管理。此外，要Y合电力系统自动化的建设特征，对后台系统数据录入及数据库建设加以联合调试，并对各个环节加强监督与管理，以保证调试结果的合格、合理。同时，还需要对配电路内的各种故障加以模拟分析，测试继电保护设备在实际运行过程中可能出现的各种状况，通过有效设置，确保继电保护装置中的各项逻辑回路具有稳定性、正确性，且继电保护能够做出准确的动作，并对突发事件做出快速、准确反应。

3.3 电流传感器的有效检测监测

在进行断路器的行程监测时，要选取光栅行程的传感器，或是电阻行程的传感器，其中传感器所输出的脉冲信号，还需要通过光电隔离与逻辑处理，并在此基础上进行整形处理及数据采集，才可以得到断路器操作中的行程时间及其特性曲线，从而对接触头的超行程及形成，还有分合闸的周期性加以精准、及时地计算。在运用行程曲线时，可以计算出相应的速度曲线，同时还可计算出分后合前的十秒内平均速度与速度平均值，之后再采用触头时间这一行程信号，来对触头运转过程中的不断事件发生时间加以故障判断。采用该方式能够对断路器机械的磨损、变形、疲劳老化、生锈进行有效诊断。因为当高压断路器在进行操作时，不同的机械零部件都会产生一定的摩擦与碰撞，并会引发不同程度的振动。因此，在对断路器进行操动中号监测时，就能够对高压断路器机械系统的运行状况进行诊断[3]。

3.4 提高电网运行可靠性

要确保电网的稳定、可靠运行，还要保证电网相关的安全指标与充足指标能够符合要求。这里的充足指标主要要求电网内需要有足够的配电设备及输电、发电设备，来满足用户的用电需要。该指标需要按照静态或事故后的停运状态来加以分析，也就是查看中枢点电压波动是否越限、元件是否过负荷，是一种电网静态状况的检测。安全性表示的是在电网出现扰动时，需要承受的能力，也就是对任何一种扰动发出的反应力，包括局部扰动及大面积扰动，或是在失去最主要电源时，对电网动态状况的检测。大电网的安全性，应该利用系列准则加以评估，若评估为可承受特定的事件条件，就可以认定为电网较可靠，如单相或是三相的接地短路故障，及单一线路的检修而另一条线路故障等。从电力系统运行的影响看，如果其充足性不符合要求，就会致使局部电力出现不足；而若是安全性不足，还会导致停电事件的发生，严重时甚至还要致使整个电力系统都出现瘫痪。所以，提高电网的运行可靠性就显得尤为重要[4]。

4. 结束语

电力自动化继电保护设备是电力系统得以安全、稳定运行的基础，因此，电力企业要对当前存在的安全管理问题进行深入的分析，并结合问题制定出针对性的措施，提高续电保护设备的建设，对各个层级的运行状况进行严格地把关，才能够提高继电保护的安全性能，推动我国电力系统的稳定发展。

参考文献

[1]谭端镔.电力自动化继电保护安全管理探讨[J].通讯世界，2014，（15）：113-114.

第9篇：配电网继电保护与自动化范文

[关键词]地铁供电系统；地铁中压配电网络

中图分类号：U223.63 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）29-0389-01

一、地铁中压配电网络

（1）集中供电方式

根据用电容量和线路长短，在地铁沿线设置专用的主变电所，这种由主变电所构成的供电方案，称为集中式供电。集中式供电方案下的配压电网络可分为牵引-降压独立配电网络和牵引-降压混合配电网络两种形式。

①牵引―降压独立配电网络

牵引―降压独立配电网络即牵引配电网络和降压配电网络相互独立的中压网络形式。对于牵引―降压独立网络，牵引配电网络和降压配电网络的电压等级不同，牵引配电网络电压为35KV，降压配电网络电压为10KV。

②牵引-降压混合配电网络

牵引-降压混合配电网络是指牵引配电网络和降压配电网络公用的一个网络的中压网络形式。当中压网络采用牵引―降压混合变电所。牵引-降压混合配电网络电压可以为35KV或10KV，因35KV输电容量大、距离长，故一般采用35KV级。

（2）分散供电方式

根据城市电网的特点，在地铁沿线直接由城市电网引入多路电源构成的供电形式，成为分散式供电。这种供电方式的电压一般为10KV，要求的接线方式有一下四种。

①全线的牵引―降压混合变电所、降压变电所被分成若干分区，每个分区一般不超过3个车站；每一个分区均从城市电网就近引入两路10KV电源，两路电源可以来自不同的地区变电所，也可以来自同一地区变电所的不同母线；中压配电网络采用双环网接线方式；两个相邻分区之间通过两路环网电缆联络。

②全线的牵引―降压混合变电所，每两个分成一组。每一组均从城市电网引入两路来自不同地区变电所的10KV电源，分别作为两个牵引―降压混合变电所的主电源，同时同一组的两个牵引―降压混合变电所之间设双路联络电缆，实现电源互为备用；相邻两组牵引―降压混合变电所之间设单路联络电梯，增加系统的供电可靠性；无牵引变电所的车站，其降压变电所的10KV电源可由相邻牵引―降压混合变电所的两段10KV母线提供。

③全线除末端牵引―降压混合变电所从城市电网直接引入两路10KV电源以外，其余牵引―降压混合变电所均从城市电网引入一路10KV电源，这路电源既是本变电所的主电源，又是相邻变电所的备用电源。

④全线设有若干座电源开闭所，每座开闭所由城市电网的不同地区变电所引来两路10KV电源，开闭所可以与车站变电所合建。全线的牵引―降压混合变电所、降压变电所被分成若干个分区，每个分区一般不超过4个车站，每个分区由一个电源开闭所供电。在两个相邻电源开闭所之间，设置起联络作用的牵引―降压混合变电所，其电源分别来自其两侧的电源开闭所，并通过在这种变电所的母线段上设置与电源开闭所间的专用联络电缆，将相邻的两个电源开闭所联系起来。

（3）混合供电方式

将集中式供电与分散式供电结合起来构成的供电方式成为混合供电。这种方式一般以集中式供电为主，个别地段引入城市电网电源作为集中式供电的补充，使中压配电网络更加完善和可靠。

二、降压变电所

（1）降压变电所的设置与形式

根据不同的地铁车站，降压变电所可采用多种型式。

①一所型式

车站只设一座降压变电所，位于重负荷一端。车站所有重要的一、二级负荷及容量较大的三级负荷均从所内以放射式供。根据设计经验，标准的地下双层车站，降压变电所送出回路在80-90个。

②一主所一跟随所型式

在车站一端设一座主降压变电所，另一端设一座跟随式降压变电所（跟随所电源引自设在主降压变电所的高压开关室）。主所、跟随所的高压进线均为两路独立电源，引自不同的馈线回路，互不干涉，即为并列关系的两座降压变电所。因此，两者低压间亦不存在联系，各负担本端的负荷用电。

③一所一室型式

在车站一端设一座降压变电所，另一端设一座低压配电室。与一主所一跟随所型式不同的是，低压配电室替代了跟随所。以车站中心分界，降压变电所与低压配电室各负责本端的负荷供电（除单台容量较大的设备外）。低压配电室的电源引自降压变电所低压侧，因此两者的一、二级负荷母线为并列关系。

（2）降压变电所的电气设计

①主接线

降压变电所一般设在车站的负荷中心，担负本车站和相邻区间的全部动力、照明用电。地铁动力、照明负荷大多味一、二级负荷，因为降压变电所必须按两路独立电源供电设计。

②控制、继电保护和自动装置

a.降压变电所35（10）KV断路器采用SCADA远动控制、变电所集中控制和地控制；0.4KV进线、断路器和三级负荷总开关采用SCADA远动控制和就地控制；自动扶梯馈线开关带脱扣期，按钮与FAS系统输出继电器的常开接点并联，以实现火灾情况下FAS系统可将其断开。

b.继电保护

继电保护要满足可靠性、选择性、灵敏性、速冻性要求，并力求简化保护配置；供电系统各级保护应考虑配合关系。

降压变电所35（10）KV系统的继电保护装置采用微机型综合保护测控单元，实现保护、测量、信息采集与控制、开关间的互锁与联动、通信等功能，通过光纤以太网络接口接入全所综合自动化系统并上传至控制中心，保护功能具有独立性，不依赖与网络。

c.自动装置

35（10）KV、0.4KV短路器设置自动投入装置/功能，自动投切功能可在当地/远方进行投入/退出。交流所用电断路器设置自动投入、进线设来电自复功能。直流所用电的两路交流进线设置自动投入功能。

③测量和计量

变电所的所有测量和计量均在开关柜当地显示并通过变电所综合自动化系统将主要数据送到控制中心。

④功率因素补偿

变电所采用低压集中自动补偿方式，每段0.4KV母线上装设电容自动补偿装置，对系统进行武功功率补偿，使补偿后的功率因数大于0.9。

⑤所用电系统

a.交流所用电系统

交流所用电系统由降压变电所0.4KV两段母线分别引入相互独立的两路电源，作为交流所用电系统的进线电源，两路电源互为备用。

b.直流所用电系统

直流所用电系统用于提供降压变电所控制、操作、继保电源及事故照明电源。

⑥过电压保护、防雷与接地

a.过电压保护

供电系统在运行过程中会遭受暂态过电压、操作过电压、雷电过电压的侵袭，使设备绝缘直接破坏或不断劣化，最终引发事故。

b.防雷与接地

考虑雷电过电压下的绝缘配合合理，受避雷器保护的设备，其额定雷电冲击耐受电压不低于避雷器的雷电冲击保护电压乘以配合因数KC，一般取KC≥14。接地网的接地电阻小于0.5欧姆；降压变电所内做局部等电位连接。