配电网继电保护与自动化
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配电网继电保护与自动化范文第1篇
一、故障的分析
配电网故障，在供电系统中普遍存在，部分供电企业选用断路器代替开关，并期望故障产生的时候，离故障区域最近的断路器可以及时跳闸将故障电流阻断，进而避免故障影响到整条供电线路。但是，在实际的情况之中，故障产生后，由于各级的开关保护配合问题的存在，导致了越级以及多级跳闸现象的发生，同时给判别故障的性质工作带来困难。为将这一现象避免，部分供电企业则利用负荷开关作馈线开关，这一方法虽解决了多级跳闸与故障性质的判断等问题，但却存在有一点故障全线就会出现瞬时停电的弊端，使得用户停电现象频繁。
随着馈线的主干线路的绝缘化与电缆化比例不断升高，供电的主干线出现故障的频率明显的减少，故障大部分在用户支路产生。所以，部分的供电企业在用户支线的入口位置，设置了具备单相接地与过电流储能跳闸功能饿开关，其目的是为了将用户侧的故障自动隔离，避免用户侧的故障波及全线，同时确立故障的责任分界点。
二、 故障的处理
2.1、两级级差保护配置的原则
在两级的级差保护配合之下，线路之上保护配置与开关的类型组合的选择原则：分支、用户以及变电站的出线开的开关选取断路器；主干的馈线开关均用负荷开关；分支、用户的断路器开关，其保护动作所设定的动作延时的时间为0；而变电站的出线开关为200至250ms。
采取该两级级差的保护配置之后，所具备的优点：其一，分支、用户产生故障之后，故障点先跳闸，变电站的出线开关则不会跳闸，所以，不会导致全线停电；将故障发生时停电的用户过多这一问题有效的解决了。其二，开关越级、多级跳闸地现象将不再产生，简化了故障的处理过程；操作的开关数量减少，恢复瞬时性的故障所用的时间很短；将全断路器的开关馈线的不足克服了。其三，主线采取负荷开关比采取全断路器经济。
2.2、两级级差的保护之下故障的处理
其一，当主干线是全架空的馈线，其集中式的故障处理是：当馈线产生故障之后，变电站的出线断路器将跳闸进而将故障电流切断。在0.5s的延时之后，变电站的出线断路器将闭合；如果闭合成功，那么其肯定是瞬时性的故障，如果失败，则肯定是永久性的故障。主站依据所收集配电的终端相关的故障信息，将故障的区域判断出来。当为瞬时性的故障时，将相应的信息存入到瞬时性的故障处理的记录中；当为永久性的故障时，则对故障周边的开关、分闸进行遥控，以将故障区域隔离，同时遥控相应的变电站的出线的联络开关与断路器闭合，将正常区域的供电恢复，并把相应的信息存进永久性的故障的处理记录当中。
其二，当主干线是全电缆式的馈线时，其集中式的故障处理的步骤是：若馈线产生故障之后即被认定为永久性的故障，变电站的出线的断路器则会跳闸将故障的电流切断。主站依据所收集配电的终端相关的故障信息，将故障的区域判断出来。对相应的环网柜的故障点周边区域的开关、分闸进行遥控，将故障区域隔离出来，同时对相应的环网柜地联络开关与变电站的出线的断路器开关闭合，将正常区域的供电恢复，并把相应的信息存进永久性的故障的处理记录当中。
其三，当分支、用户产生故障之后，其集中式的故障的处理步骤是：相应的分支、用户的断路器发生跳闸将故障电流切断。如果跳闸的分支、用户的断路器的支路是架空的线路，就可以快速的对重合闸进行开放控制，经过0.5s的延时之后，相应的断路器将闭合。如果重合成功了，则可以断定其是瞬时性的故障，如果重合失败，则可以断定其是永久性的故障。如果跳闸的分支、用户的断路器的支路是电缆式的线路，就可以直接的断定其是永久性的故障。如图1a所示的架空配电的线路，当采取两级级差的保护再配合集中式的故障进行处理的时候，其具体的配置为：变电站的出线的开关是S2和S1与用户的开关B2和B1所采取的断路器；联络用开关和分段用开关A1到A7所采取的负荷开关；B2和B1断电器的保护动作的延迟时间设置成0s，而变电站的出线的断路器S2和S1则设置为200ms。由于主干线是全架空的线路，因此，变电站的出线的断路器与用户的断路器重合闸的控制均是开放的。在本文的图中，圆圈表示的是负荷开关、方块表示的是断路器、空心表示的是分闸，实心表示的是合闸。
文中图1所示的是两级级差的保护与集中式的配电的自动化配合地典型的架空配电的线路于分支线与主干线产生了故障之后地处理过程为：
①假定A2到A3间的馈线段产生了永久性的故障；其集中式的故障的处理过程为：S1断路器将跳闸将故障的电流切断；如图1b所示。在经过了0.5s的延时之后，变电站的出现的S1断路器重合；如图1c所示。因为重合的是永久性的故障，所以重合失败，同时断定其是永久性的故障；如图1d所示。配电的自动化的主站依据配电的终端所上报的A2、A1和S1开关流经的故障电流；而其他的开关没有故障电流流经地信息；因此断定出，故障产生于A3与A2间的馈线段；所以，对A3与A2负荷开关两个分闸进行遥控，将故障区域进行隔离；如图1e所示。接着对A5与S1合闸进行遥控，将正常区域的供电恢复；如图1f所示。
②假定B1所带的用户的线路下产生了永久性的故障；其集中式的故障的处理过程为：B1断路器则跳闸将故障的电流切断；如图1g所示。在经过了0.5s的延时之后，断路器B1重合；如图h所示。因为重合在永久性的故障之上，故重失败；B1断路器跳闸且不能再重合；完成了的隔离；如图1i所示，由此可见，主干线没有受到故障的影响而形成短暂的停电。
2.3、三级级差的保护配置的原则
采取无触点的驱动技术与永磁操动的机构地三级级差的保护典型的配置通常有下面三种：
其一，变电站的10KV的出线开关与馈线的用户开关和分支开关共同形成了三级级差的把好；如图2a所示。B1到B4用户开关的保护动作，其延迟的时间设置成0s；而馈线的分支开关A6和A5设置成100到150ms之间；而变电站的出线开关则设置成250到300ms之间。
其二，变电站的10KV的出线开关 与某一个馈线分段的开关和馈线分支的开关三者形成了三级极差的保护；如图2b所示。在其中，馈线分支的开关A6、A5和A7的保护动作的延迟时间设置成0s；而馈线分段的开关A2的保护动作的延时设置成100到150ms；而变电站的出现开关则设置成250到300ms。
其三，变电站的10KV的出线开关和环网柜的出现开关和中间的某级的换王国地进线开关三者形成了三级级差的保护；如图2c所示。在其中环网柜的出线开关B1到B2的保护动作的延迟时间均设置成0s；而中间的开关A4的保护作动的延迟时间设置成100到150ms；而变电站的出线开关则设置成250到300ms。
其中，三级级差的保护和集中式的故障处理的配合原理和两级级差的保护处理的情况相似，在此就不赘述。
参考文献：
配电网继电保护与自动化范文第2篇
关键词 配电网自动化；继电保护；电网
中图分类号 TM7 文献标识码 A 文章编号 1674-6708（2016）160-0164-02
在电力系统中，配电网是十分重要的组成部分，配电网继电保护能够在出现网络故障时，快速准确的对故障区域进行判断，及时对电网的结构进行调整，将出现故障的区域进行隔离，避免非故障区域的供电受到影响。当前配电网设计规模逐渐扩大，对于运行的效果也提出了更高的要求。应加强自动化继电保护技术的应用，使配电网能够实现安全、稳定的运行。
1 配电网自动化概述及继电保护现状
1.1 配电网自动化概述
配电网自动化系统是一个集成系统，就是对配电网设备进行远程实时监控、调整，是一种新兴的技术手段，在配电网控制中应用现代化的信息技术。
配电网自动化分为集中智能式和分散智能式[1]。集中式主要是针对事故后的隔离、重构网络、恢复供电，主要以配电网调度系统为依据进行隔离和重构，要求系统的通信性比较强。这种配电网模式的终端设备用于信号采集功能，但是缺少就地控制和执行力。分散智能式是将重合器和分段器配合起来，依据整合重合器的次数以及时间，加之重合器的时序配合，自动隔离馈线故障，将非故障区域的供电功能恢复。
1.2 配电网自动化继电保护现状
我国的国土面积比较大，地域辽阔，不同地域的气候环境等存在着很大的不同，继电保护装置的工作中也会出现不同的故障和问题。我国社会不断发展，经济水平快速提升，电力行业中电子信息技术广泛应用，但在运行的过程中，由于地区的偏远等问题，计算机对于继电保护设备的运行无法满足，并且工作人员的专业化素质不高，使得继电保护设备也不能安全运行。
有很多突发问题都是在配电网的调度运行中出现的，但是由于调度人员缺乏应急意识和能力，现场指挥力度不到位，不能及时处理和解决配电网的故障。配电网自动化继电保护技术应用中，需要电力调度人员具有扎实的专业知识和丰富的实践经验，能够熟练操作，保证精确的对配电网自动化系统进行调度。此外，在配电网自动化继电保护运行时，容易发生土方情况，如果电力调度人员能力不强，就不能及时解决这些问题。
继电保护工作的专业性比较强，需要工作人员具有一定的职业技能。但是目前继电保护人员的素质技能不高，使得配置过程中缺乏合理性，遇到突发问题时不能及时有效地解决，继电保护工作开展受到一定的影响。
2 配电网自动化机电保护的方法
2.1 参照法
这种方法是对正常设备以及非正常设备的技术参数进行对比，根据技术参数之前的差异，明确设备中存在的问题，并做好修复工作。参照法的应用主要是在定值校验，并且无法找出预想值和测试值差异原因时进行，或是在接线存在问题时进行。在对设备机械更新和改造时，若二次接线无法恢复，可以利用参照法进行接线[2]。继电器定制校验时，若测试值与整体定值有差异，也可以参照其他相同种类的继电器，明确出现问题的原因。
2.2 直观法
检修配电网自动化继电保护技术问题时，处理需要仪器测试的故障时，没有及时对发生故障的元件进行替换，可以对配电网继电保护技术装置进行操作。操作过程中，合闸之后，如果跳闸线圈和接触器还能够继续工作，就说明电气回路没有问题，是内部出现故障。如果继电器发黄，或元器件有焦味，需要确认故障，及时更换元件[3]。
2.3 替换法
就是利用同类的、正常的元器件替换故障元器件，明确继电保护装置中有没有故障，这是一种比较常见的故障处理的方法。配电网自动化系统继电保护设备出现元器件问题时，可以使用替换法逐一排除故障。
3 配电网自动化机电保护的有效措施
3.1 保证继电保护设备的科学配置
在配电网中，继电保护的设备以及功能比较单一，在实际运行中，继电保护无法对系统进行全面的保护使得配电网发生故障，因此要想使配电网能够安全稳定的运行，不仅需要设置合适的继电保护装置，还需要保证科学的对继电保护设备进行配置，并定期维护继电保护设备。在电力系统中，经常会出现变压器损坏的现象，需要调度人员在选择继电保护设备时，要保证电力系统的安全不受影响。使继电保护设备更加完善，树立全新的管理理念，制定继电保护工作时间表，并认真按照时间表开展工作，对继电保护进行监督，提出合理的解决措施，提高安全性能。
3.2 精准化的施工建设
在施工建设送电线路时，很多内容都需要按照空间影响技术的平面图或者是三维画面进行开展，施工中杆塔的定位等都需要按照严格的依据。做好各种测量工做，如不同桩位的高度以及间距，计算出起点到每个桩位的总长度等[4]，通过已经测量的三维立体画面，利用空间影像技术进行杆塔中心桩位的确定，科学的测定杆塔位置，保证建设精准。
3.3 发电机继电保护
发电机是配电网自动化系统中十分重要的设备，发电机继电保护也是十分重要的内容。首先进行备用保护，如果发电机出现了定子绕组负荷低的情况，保护装置就会跳闸，将电源切断，并发出报警，甚至还有可能出现反时限的问题，备用保护过程中，利用过电保护的方式，发电器外部出现短路故障时进行保护，避免短路对发电机造成破坏。过电压还能够避免发电机低负荷时出现绝缘击穿的问题；其次进行重点保护，保护发电机中的失磁现象，根据发电机的中性点、电流、发电机的相位等形成保护模式保护发电机。如果发电机单相接地出现的电流比规定值大时，可以安装接地保护措施进行继电保护。发电机的定子绕组匝间短路，发电机故障位置温度就会升高，对绝缘层造成损坏，影响发电机的运行，因此需要做好保护措施，保证发电机的正常运行。
3.4 母线继电保护
在配电网自动化系统运行中，母线继电保护主要是进行差动保护、相位对比保护。相位对比保护是通过相位对比的形式，对配电网自动化系统的母线进行保护，使用三相连接的形式，让配电网大电流接地，从而对母线进行保护。对于小电流接地，可以将母线保护装置设置在配电网自动化系统相间短路上[4]，两相连接，保护母线。
4 结论
近年来，社会经济快速发展，用电量的需求逐渐增多，变电运行的要求就逐渐提高。在配电网自动化系统中，继电保护是十分重要的，发挥着至关重要的作用。当前配电网自动化中，还存在着一定的问题，对电力的发展产生限制性的影响，因此需要采取有效的措施使配电网自动化继电保护实现良好的发展，促进电力事业稳定发展。
参考文献
[1]胡汉梅，郑红，赵军磊，等.基于配电网自动化的多Agent技术在含分布式电源的配电网继电保护中的研究[J].电力系统保护与控制，2011（11）：101-105，144.
[2]曹景亮.分布式电源对配电网继电保护的影响研究[D].武汉：华中科技大学，2008.
配电网继电保护与自动化范文第3篇
关键词：10 kV 配电网 继电保护
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）10（b）-0021-02
我国电力系统主要包括发电、变电、输电、配电和用电等五大板块，主要由大量不同类型电气设备和电气路线紧密联结组成。配电网中，各种电气故障时有发生，因此只有做好电力系统各个环节的安全运行管理，才能够避免电力出现故障。10 kV配电网就是电力系统中的一部分，只要电力系统有风吹草动或者故障，就会对配电网运行造成影响，因此10 kV配电网的安全可靠运行直接与电力系统正常运行及用户安全用电相关。一般10 kV电力系统有一次系统和二次系统，前者配置与设置都简单方便，而后者则由继电保护装置、自动装置及二次回路构成，其中继电保护装置能够测量、监控以及保护一次系统，因此10 kV配电网继电保护就必须要全面考虑所有因素，科学设置其继电保护装置。
1 10 kV配电网中继电保护的有效配置
10 kV配电系统运行主要有3种状态，也就是正常运行（各种设备以及输配电线路、指示、信号仪表正常运行）、异常运行（电力系统正常运行被破坏，但未变成故障运行状态）以及发生故障（设备线路发生故障危及到电力系统本身，甚至会造成事态扩大），按照10 kV电力系统和供电系统设计规范要求，就必须要在其的供电线路、变压器、母线等相P部位布设保护设施。第一，10 kV线路过电流保护。一般10 kV电路上最好要设置电流速断保护，它是略带时限或无时限动作的电流保护，主要有瞬时电流速断和略带时限电流速度，能够在最短时间内迅速切断短路故障，从而降低故障持续时间，有效控制事故蔓延，因此电流速断保护常常被用到配电网中重要变电所引出线路里，如果有选择性动作保护要求，就可以采取略带时限的电流保护装置。第二，10 kV配电网中变压器的继电保护。一般配电网供配电线路出现短路，其电流很高时，也可以采用熔断器保护，这种保护装置有一定条件。如果在10 kV配电网中，其变压器容量小于400 kVA情况下，就可以采用高压熔断器保护装置，该装置能够几毫秒内切断电力，如果其变压器容量在400～630 kVA区域内，且其高压侧采用断路器的情况下，就要设置过电流保护装置或者过流保护时限大于0.5 s的电流速断保护。第三，10 kV分段母线的继电保护。10 kV的分段母线也要运行电流速度保护，因为断路器合闸瞬间，其电流速断保护就发挥其应有作用，断路器合闸后，电力速断保护就会解除保护作用，主要为了防止合闸瞬间电流过大损坏电力设备和线路。此外，10 kV分段母线也要设置过电流保护装置，要解除其瞬间动作（反时限过电流保护中）。
2 10 kV配电网继电保护装置要求
10 kV配电网的继电保护装置也有诸多原则，主要要符合选择性、可靠性、速动性、灵敏性等要求。第一，选择性原则。电力系统发生故障时，继电保护装置必须要发挥其及时断开相关断路器的功效，而选择性则是指断开的断路器必须距离故障点最近，才能确保切断隔离故障线路，使得其他非故障线路能够顺利正常工作。10 kV配电网电气设备线路中的短路故障保护（主保护和后备保护）就是遵循了选择性原则，其主保护能够最快有选择切除线路故障，后备保护则是在主保护/断路器失效时，发挥效用切除故障，两者同样重要。第二，灵敏性原则。继电保护范围内，一般不管哪种性质、那种位置短路故障，保护装置都要快速反应出来，如果故障发生在保护范围内，保护装置也不能发生误动，影响系统正常运行，因此继电保护装置要想其保护性能良好，就必须要有极高的灵敏系数。第三，速动性原则。继电保护装置切断故障时间越短，其短路故障对线路设备造成的损坏后果就越小，因此继电保护装置通常都被要求要能用最快速度切断线路，也就是要有很高的速动性，目前我国断路器跳闸时间在0.02 s以下。第四，可靠性原则。继电保护装置必须要随时待命，处于准备装好的状态并在需要时做出准确反应，因此保护装置的设计方案、调试和整定计算要求就很高，且其本身元件质量过硬，运行维护要合适、简化有效，因此继电保护装置效用发挥才能可靠。
3 10 kV配电网继电保护效能及注意事项
不论10 kV供电系统是处于正常运行状态，异常状态还是发生故障状态，其继电保护装置都必须要充分发挥其相应功效，供电正常时，继电保护装置就必须要监控所有设备运行状况，及时为相关工作人员提供完整、准确、可靠设备运行信息；发生故障时，继电保护装置就必须要迅速、有选择性切断故障线路，保护其他线路顺利正常运行；供电异常时，继电保护装置就要快速警报，以便相关人员及时处理。要想10 kV配电网中继电保护装置能够充分发挥效用，其保护装置的相关配合条件就必须要满足要求，如果搭配条件不符就很容易造成其保护装置做出非选择性动作，如断路器越级跳闸等。当然除了上述外，零序电流保护也是一种继电保护方式，系统中性点不接地系统如果一相接地就可以采用零序电流保护。不同线路和保护要求，工作人员就要科学设计不同保护装置，综合灵活运用才能够达成高效保护10 kV电力系统正常稳定运行的效果和目的。
4 结语
现在已经进入了全面电能时代，人们工作生活各方面都离不开电力的支持，因此当前人们对电力需求量、电力系统质量、电力安全可靠性要求也日益提高。10 kV配电网作为电力系统中重要的基础成分，由于其电网覆盖广、分布散乱、设备线路走径复杂等特点，使得其继电保护难度也较高。然而10 kV配电网继电保护作为一种自动化保护设备，能够有效维护保障电力系统安全稳定且有效运行，有效避免电力危险事故，因此做好10 kV配电网继电保护工作十分重要。
参考文献
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[2] 孙志.10 kV配电网继电保护探析[J].现代制造，2012（36）：
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[3] 荣芳.城市10 kV配电网继电保护配置常见问题及对策分析[J].科技与创新，2014（15）：44.
[4]黄美华.10 kV配电网继电保护研究[J].无线互联科技，2015（9）：34-35.
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配电网继电保护与自动化范文第4篇
关键词：配电网馈线系统保护现状发展
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。
一、现有的馈线故障处理方案
1) 基于FTU的集中监控方案；
2) 基于重合器的就地控制方案；
3) 基于馈线系统保护的快速保护方案；
方案（1）的集中监控完全依赖于通讯和主站系统，未能将配网自动化的正常运行和紧急控制相分离；方案（2）、（3）具有故障处理的相对独立性，但考虑的网络都比较简单，本文从配电网的复杂拓朴结构入手，将馈线终端作为通用控制节点，在二维平面上讨论如何更好地组织、管理馈线控制节点。通过控制节点之间的快速通讯与协调工作实现面向区域性故障快速隔离的配电网控制技术。
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：
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。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、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。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。
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、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。
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。
配电网继电保护与自动化范文第5篇
一、电力自动化技术概述
所谓电力自动化技术，即是在电力工程中融合现代的电子技术、网络通信技术及相关的信息处理技术，最终形成一个综合性的、自动化的管理系统。对于电力系统而言，通过自动化系统可以有效实现远程监控与管理，提高电力系统运行的稳定性与安全性。具体而言，电力工程自动化技术主要功能包括以下几个方面：首先本文由收集整理，保证电力系统中相关设备运行的安全性及经济性，使其可以满足系统整体的技术要求；以设备的实际运行情况为依据，辅助操作人员完成系统的控制与协调；其次，自动化技术可以有效改善电力系统的安全性能，减少事故的发生与发展；而且自动化技术可以大大提升电力系统的运行效率，节约人力资源成本；最后，通过自动化系统可以实现对电力系统相关数据及参数的搜集、整理及分析，通过数据分析可以实时掌握系统的运行情况，发现问题可以及时采取措施，降低系统的安全事故发生率。
二、电力工程自动化安全系统的建设
具体而言，在进行电力工程自动化安全系统的建设过程中，需要注意以下几点：
（一）设备选型
在电力工程运行过程中，继电保护装置对整个系统的安全运行起到决定性作用，因此在自动化系统建设过程中，要保证继电保护装置的质量与性能，选择技术成熟、设计完善且性能稳定的产品，保证自动化系统在硬件设计方面的稳定性与安全性。要基于系统整体的角度选择继电保护装置，遵循设计科学、配置合理的原则，实现继电保护、计量、测量、信号控制及远动等各项功能的科学配置，保证电力系统运行的稳定性。
（二）安装调试
在建设综合性自动化变电站过程中，继电保护所涉及到的设备十分广泛，他们作用不同，性能各异，比如测量表计、后台监控、直流系统及远动等，所以在安装调试继电保护装置过程中，要进一步明确继电保护与其它设备的责任界限，保证基础数据录入的准确性、及时性及详细性，提高继电保护装置与其它设备之间的协调性。虽然比较传统的电磁型保护，微机保护具备更加先进的功能，但是其可靠性及安全系数与其先进性是不成正比的。因为微机装置无论是抗干扰能力还是防潮性能，均相对较差，并且容易受到雷击侵扰，安装过程中要严格选择其工作环境及电源电压。所以采用微机保护时要注意，二次回路及网络线均要设置避雷器，要在控制室中安装空调以起到调节环境温度的作用；设备的直流电源要进行滤波及稳压处理等。安装过程中，继电保护与相关自动化设备的背板与压板、端子排及插头的接线要牢固，采取措施防止光缆或网络线受到外力的破坏。针对中一些关键的质量点要加大控制力度，比如gps系统的对时精度、伞站模拟量精度以及远动通道的质量等。在调试过程中难免会遇到运行设备无法停电的情况，此时可以采用技术手段加强安全保证，校验时可以采用模拟开关。
（三）工程的验收与投运
工程竣工后要对系统设备进行验收，要严格按照继电保护要求来进行，不仅要做常规的保护整组传动试验，而且还要进一步结合设备的具体特点验收设备的遥控、遥信、遥调及遥测操作功能，保证后续系统运行中的可靠性，并制定出科学的设备运行操作规程。比如在系统运行中，认真列出各个设备的管理要点，为后续的设备维护提供参考；此外，工程图纸、校验报告以及相关技术资料等，要及时上报对应的管理部门进行存档备查，做好电力工程系数建设数据的备份，为后续系统的运行、维护、改造、扩展提供技术参考。
三、电力工程自动化配网系统的建设
配电网自动化系统包括主站系统、子站系统以及终端子系统：
（一）主站系统
配电网自动化主站系统又包括配电scada主站系统、配电故障诊断与恢复功能、配电管理dms等三个子系统。其中scada主站系统包括前置机服务器、scada服务器、mmi调度员工作站、报表工作站、da服务器以及gis服务器等几个部分。在整个主站系统中，配电故障诊断与恢复功能十分重要，其是配电网自动化系统投运后可以满足系统技术要求的必要条件，因此要对da功能进行联调测试，联调测试前要具备以下条件：完成主站置库且检查无误；主站与子站及ftu之间要保持正常的通讯；ftu在进行da测试时，要进行必要的遥测、遥控及遥信调试，以保证其功能处于正常状态；由于无故障区段恢复供电会影响到变电站出口断路器，所以也要对其做遥控测试；此外，da测试过程中，可以利用继电保护测试仪模拟故障引起开关跳闸的方案启动配电自动化系统的da功能。dms的实现过程要遵循循序渐进的原则，可以借鉴输电网自动化系统的成功经验，突出重点，提高配电自动化系统的实用性，提升系统的自动化水平，不断完善于配电管理系统性能。
（二）配网自动化子站系统
在配电网中存在多种监控设备，并且分布广泛，配电自动化系统中的scada系统的测控对象，包括开闭所与环网柜，这些设备容量较大，此外，柱上开关也是监测控制的范围，其不仅数量多，而且比较分散，因此将这些站端的监控设备全部直接连接到配电主站也是不现实的，所以要增设配电子站，用于柱上开关、开闭所以及配电站端监控设备的管理，并负责采集数据、监控馈线等，此外，通过自动化子站系统还可以向配电主站通信处理器传送实时数据等。配网自动化子站系统不仅可以节约主干通道，可以主站scada网络可以通过子站系统继承输电网自动化的成果。由此可见，配电子站系统的实质就是起到一定的中介作用，其是一种集中与转发装置，其主要构成就是工业控制pc机及多路串行口扩展板，其与ftu柱上开关控制器均采用面向对象的问答规约，多台柱上开关控制器可以共用同一条通道，配电子站不仅要对各个柱上开关控制器所收集的现场信息进行查询，将其输入实时数据库中，而且还要反过来根据数据库中的值向配电scada系统上报信息。
