配电网继电保护与自动化精选(九篇)

第1篇：配电网继电保护与自动化范文

关键词：继电保护；配电自动化；配电网故障；解决方案

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：

第2篇：配电网继电保护与自动化范文

[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.

第3篇：配电网继电保护与自动化范文

[ 摘要] 根据南方电网公司颁布的技术规范, 结合已投运的智能变电站情况, 阐述110 kV 智能变电站继电保护配置原则, 并分析智能变电站内继电保护装置的检测验收内容, 为相关工程及技术人员提供参考.

[ 关键词] 变电站; 继电保护; 配置原则

[abstract] according to the southern power grid company issued technical specifications, combined with the intelligence have already been put into operation substation, this transformer substation of 110 kV intelligence relay protection configuration principle, and analyzes the relay protection device in intelligent substation of acceptance testing content for the relevant engineering and technical personnel to provide the reference.

[key words] substation; The relay protection; Allocation principles

某年5 月, 南方电网公司提出立足自主创新, 以统一规划、统一建设、统一标准为原则, 建设以特高压电网为骨干网架, 各级电网协调发展, 具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网的发展目标. 智能变电站作为智能电网的基础, 其建设关乎坚强智能电网总体目标的实现. 为指导和推进智能变电站技术的建设, 南方电网公司先后出台了智能变电站技术导则、设计规范、继电保护技术规范等一系列相关标准. 本文根据现有颁布的技术规范, 重点针对110 kV 智能变电站, 对继电保护装置的实施和验收方案进行探讨。

1 智能变电站继电保护技术规范

《智能变电站继电保护技术规范》[ 1] 颁布于2010年4 月, 重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互原则以及电子式互感器、合并单元等相关设备配置原则及技术要求, 适用于110( 66) kV 及以上电压等级的新建、改( 扩) 建智能变电站。

除了强调常规变电站中继电保护的“四性”要求、2 20 kV 及以上电压等级继电保护系统的双重化配置要求等常规功能外, 该规范指出110 kV 及以上电压等级的过程层SV 网、GOOSE 网、站控层MMS网络应完全独立; 继保装置接入不同网络时, 应采用相互独立的数据接口控制器; 保护应直接采样, 对于单间隔的保护应直接跳闸, 涉及多间隔的保护( 母线保护) 宜直接跳闸; 继电保护设备与本间隔智能终端应通过GOOSE 点对点通信。

该规范还对不同电压等级的线路保护、变压器保护、母线保护、高压并列电抗器保护, 断路器及短引线保护, 母联( 分段) 保护、故障录波及网络报文记录分析装置、安全自动装置、过程层网络、智能终端、电子式互感器及相关设备的配置原则与设备技术要求进行了说明; 界定了继电保护设备信息交互的要求、交互信息的内容, 以及继电保护装置就地化的实施原则。

规范的附录部分分别对3/ 2 接线型式、220 kV及以上变电站双母线接线形式、110 kV 变电站接线形式中的继电保护实施方案进行了详细图例说明,增强了现场变电站智能化建设和改造中继电保护环节的可操作性。

2 110 kV 大侣数字化变电站保护配置情况

110 kV 大侣变为内桥接线, 站内主开关选用常规开关. 目前, 站内虽然配置了电子式互感器( 110 kV线路和内桥间隔配置罗氏电子式电流互感器, 主变110 kV 侧套管配置全光纤式电子式电流互感器, 10 kV 间隔配置模拟小信号互感器) , 没有配置一体化平台和智能变电站的高级应用功能, 所以从严格意义上讲, 该站目前还只能算数字化变电站, 但在站内自动化系统结构、保护装置及合并单元的配置、网络方式可为智能化变电站的建设提供参考。

大侣变自动化系统采用三层侧设备两级网络的结构, 与智能变电站的要求一致. 站内过程层采用SV 网络和GOOSE 网络合并组网方案, 站内保护配置有线路纵差保护、母差保护、故障录波器等, 110 kV 母差、主变及110 kV 智能终端, 合并单元按双重化配置。

110 kV 及主变10 kV 侧相关间隔的过程层GOOSE 命令、S V 数据和IEEE1588V2 对时报文均通过网络传送。

双重化配置的第一套智能电子设备( IED) 及单套配置的110 kV 线路保护、母联保护等保护装置接入过程层A 网, 双重化配置的第二套IED 接入过程层B 网, 110 kV 单套配置的智能终端同时接入过程层A 网、B 网。

作为数字化变电站的试点, 大侣变在过程层网络组网和继电保护跳闸信号传输等方面与智能变电站存在一定差异:1)智能变电站相关规程[ 2 ] 要求过程层GOOSE 网和SV 网独立, 而该变电站采用的是合并组网方式;2)规程要求过程层保护采取“直采直跳”的原则, 而该变电站采取的是网络跳闸的方式,虽然网络跳闸方式接线简单, 易于第三方监视, 但会导致保护性能对网络可靠性的依赖, 且网络延时的不确定性也会对保护性能产生影响. 对于数字化变电站的智能化改造, 可参照南方电网公司相关指导性技术文件[ 3] 执行。

3 站内各设备的保护配置

3. 1线路保护

对于110 kV 智能变电站, 站内保护、测控功能宜一体化, 按间隔单套配置. 线路保护直接采样、直接跳断路器; 经GOOSE 网络启动断路器失灵、重合闸等功能。

保护实施方案如图1 所示: 线路间隔内保护测控装置除了与GOOSE 网交换信息外, 均采用点对点连接和传输方式直接与合并单元、智能终端相连;保护测控装置与合并单元的连接和数据传输, 实现直接采样功能, 与智能终端的连接实现直接跳闸功能, 均不通过GOOSE 网络实现; 安装在线路和母线上的电子式互感器获得电流电压信号后, 先接入合并单元, 数据打包后再经过光纤送至SV 网络和保护测控装置; 跨间隔信息接入保护测控装置时, 采用GOOSE 网络传输方式。

图1 线路保护实施方案图

3. 2 变压器保护

按照规程要求, 110 kV 变压器电量保护宜按双套进行配置, 且应采用主、后备保护一体化配置. 若主、后备保护分开配置, 后备保护宜与测控装置一体化。

当保护采用双套配置时, 各侧合并单元( MU ) 、各侧智能终端均宜采用双套配置; 中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。

变压器保护直接采样, 直接跳各侧断路器; 变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE 网络传输. 变压器保护可通过GOOSE 网络接受失灵保护跳闸命令, 并实现失灵跳变压器各侧断路器。

如图2 所示, 与前述线路保护类似, 变压器高、中、低压侧合并单元得到的电流电压信号直接送至SV 网络和变压器保护装置, 变压器保护装置不从SV 网络取数据, 进而实现了信号的直接采样功能;变压器高、中、低压侧的智能终端除了连接GOOSE网络外, 直接与变压器保护装置相连, 实现方案上,保护装置直接通过智能终端跳闸。

图2 变压器保护实施方案图

主变高中低压侧智能终端宜冗余配置, 主变本体智能终端宜单套配置; 主变本体智能终端宜具有主变本体/ 有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号等功能。

按照规程给出如图2 的保护实施方案示意图, 变压器非电量保护应就地直接电缆跳闸, 现场配置本体智能终端, 通过GOOSE 网传输非电量动作报文以及调档、接地刀闸控制信息.

3. 3母联( 分段) 保护

分段保护的实施方案与图1 所示的线路保护类似, 而且结构更为简单. 分段保护装置直接与合并单元和智能终端连接, 分别实现不通过网络数据交换的直接采样和直接跳闸功能; 同时, 保护装置、合并单元和智能终端等设备, 均通过相互独立的GOOSE网络和SV 网络, 实现信号的跨间隔传输。

按照规程要求, 110 kV 分段保护按单套配置,宜实现保护、测控的一体化. 110 kV 分段保护跳闸采用点对点直跳, 其他保护( 主变保护) 跳分段采用GOOSE 网络方式; 母联( 分段) 保护启动母线失灵可采样GOOSE 网络传输。

4 站内继电保护的测试检验

继电保护是电网安全稳定运行的第一道防线,必须遵循可靠性、选择性、速动性、灵敏性的原则。随着电网规模的不断扩大和电压等级的不断提高, 对继电保护“四性”的要求不仅没有降低, 反而提出了更高的要求. 智能变电站应在保证继电保护功能不变的基础上, 改进继电保护信息共享、互操作的方式, 即设备间交换信息的方式。

由于智能变电站中, 电磁式互感器被电子式互感器代替, 变压器、断路器等一次设备也加装了智能单元, 使得原来保护装置与外界的连接介质全由光纤取代, 信息全由网络化的设备传递. 针对这样的变化必须提出智能变电站保护设备的测试方案. 由于保护装置没有发生变化, 变化的只是信息的传递方式, 因此保护的逻辑功能检验和原来一致, 可以沿用原来成熟的检验标准. 针对变化的部分提出新的测试方法, 主要有如下几点。

1) 原来输入保护装置的电压、电流模拟量由来自合并器的光数字信号代替. 传统的保护测试仪只能输出模拟量, 而目前已有光数字保护测试仪, 可以用光数字保护测试仪直接从保护装置的光纤以太网口输入测试. 这样的数字信号是没有误差的, 以前的零漂、采样精度检验步骤可以省略. 但必须考虑有跨间隔数据要求的保护装置( 如变压器差动保护、母线保护) 在不同间隔间传输数据时, 到达时间的同步性, 如不确定或差距校大, 将很难满足保护装置的要求。

2) 在相同的一二次设备条件下, 与传统保护接点直接跳闸方式相比, 智能变电站继电保护采用GOOSE 报文发信经通信网络给智能终端发跳闸命令( 如果有了智能开关则没有这个环节) . 采用GOOSE 网络, 继电保护通过网络传输跳闸和相互之间的启动闭锁信号, 与传统回路方式相比, 其可靠性主要体现在网络的可靠性和运行检修扩建的安全性上。

3) 原来保护装置输出的各种信号由基于GOOSE 协议的网络传输实现. 传统的开入、开出量不再是24 V 或者220 V 的直流电信号, 代之以优先级别有差异的GOOSE 报文. 可通过整组传动试验来验证保护装置输入、输出信号的正确性与实时性。

4) 光数字电压、电流信号的输入方式使得跨间隔数据同步性的测试显得尤为重要, 如变压器差动保护和母线差动保护, 应验证不同间隔的数据的同步性。

第4篇：配电网继电保护与自动化范文

关键词：继保自动化；电网系统；应用研究

前言

不同功能的继保自动化在不同电网系统中的作用不同，按照功能将继电保护器进行分类，分为静态继电保护器、机电继电保护器、整流继电保护器等。在下文中对继保自动化在电网系统中的作用进行研究，研究在电网中的实际应用。希望相关的应用研究能够为电网系统发展带来帮助。

1 继保自动化在电网系统中的作用

继保自动化在电网系统中的应用，为电网的正常运行提供保障，并有效地减小电网中可能出现的故障。继保自动化在电网系统中作用主要表现在以下几个方面：第一，对电网运行的监督作用。继电保护装置在电网运行中，能够对电网系统的各个参数进行监督，例如对用电设备的电压、电流变化进行监控，但这些参数值发生变化时，继保自动化能够对及时、准确的判断出问题所在，并向电网系统中进行问题反馈。第二，在电网系统正常运行下，当处于继电保护的电力设备发生故障时，继保自动化系统发出自动跳闸指令，能够将电力系统中的故障损失降到最低。第三，发出警报。当电网系统运行时，系统中发生故障时，继保自动化能够发出警报，并对系统进行故障范围限定。

2 继保自动化在电网系统中的应用

2.1 接地保护

在电网系统中，根据不同的用电需求，接地保护方式有很多不同种形式，一般情况下，将电网接地分为两种形式，分别为大电流型接地、小电流型接地。将继保自动化应用到接地保护中，当在大电流型接地中，接地保护需要立即将电源切断，防止电网系统中由于存在接地故障而导致整个系统出现瘫痪。而在小电流型接地系统中，当系统出现故障实时，继电保护系统能够自动报警，在自动化保护下维护电网系统的正常运行。针对不同的接地故障，可以采取不同的保护措施，接地故障以及保护有以下三种形式：

第一，零序电流保护。系统出现故障时，接地系统的零序电流上升，基调保护能够感受到零序电流的变化，并实现自动切断电源的功能。第二，零序电压保护。在电网系统正常运行环节中，不存在零序电压，当系统中出现零序电压时说明电网系统中出现接地故障，此时的继保自动化技术能够对接地故障进行预警，帮助电路检修工作人员进行问题检测，实现接地保护。第三，零序功率保护。在电力系统中出现接地故障时，在零序功率方向上出现故障，系统中能够检测出零序功率迅速上升，在继保自动化技术的电网保护中，能够及时切断电源。

2.2 变压器设备应用

在电网应用系统中，变压器是关键的设备之一，继保自动化技术在变压器系统中的应用，作用突出。继电保护能够对变压器进行两方面的保护：首先，对变压器的瓦斯保护，当变压器的油箱出现问题时，系统中的绝缘材料在与油箱中的油相互作用下，产生有害气体。在这样的基础上进行变压器故障的瓦斯保护，一旦变压器的有限出现问题时，继电保护系统就作出反应，并在电力系统中发出报警。其次，短路保护。变压器中的短路保护，实际上是利用阻抗元件中的阻抗原理，对电网电路进行保护，当故障电路中的阻抗元件在运行一段时间之后，就会出现跳闸的现象，进而实现继电保护。

2.3 发电机设备应用

在发电机系统中进行继保自动化，可以通过两种方式来实现，第一，重点设备保护方式。第二，备用保护法。重点保护法的优势在于能够对发电机的失磁故障发生率进行有效降低，在实际的电网运行环节中，可以通过中性点保护、发电机相位结合等方式，对发电机中的重点线路进行保护，在发电机系统中形成一种纵联差动保护模式。当发电机系统中出现了定子绕组短路的情况，会使得线路中出现短路故障。在备用保护法下，能够针对系统中的故障，进行过电压保护，避免出现绝缘击穿的现象。

2.4 在光伏电源保护中的应用

继保自动化技术在配电网系统中得以应用，并在新能源技术支持下，实现技术更新。其中继保自动化技术在光伏电源的线路保护中作用突出，那么什么是光伏电源线路保护？首先将其特征与传统形式的电网电源保护相比，在功能上光伏电源线路保护与传统形式的电网电源保护存在着较大的差别。在传统配电网中，其输电形式单一化，主要是从电源到用户中以单向流动进行，其配电网的在实际的电路故障中也存在着瞬时性。要想实现传统配电网的继电保护，在传统配电网线路运行的基础上，只需要对传统电站中安装反向的过流继电保护，实现对其电源线路的保护，并在其主馈线中设置自动的重合闸装置，在支馈线中装置熔断器。

而光伏电源线路中，将与之存在较大的差异，其电源线路的正常运行容易受到一些环境因素的影响，例如温度、气候等的影响。采取分布式的光伏电源继电保护，是指在保护装置上配置功能特殊的保护装置，其中继电保护装置的安置位置需要在线路系统一侧，同时需要在光伏电站侧也配置相同的装置，这样配置存在一定的原因，主要原因在于提升配电网原始装置的一致性与协调性，进而避免出现原始保护装置的失误操作。当在公用的电网中，对于继电保护装置的选择也需要一定的原则，在配电网中接入光伏电站以后，对于配电网系统侧的保护，需要按照一定的可靠性、选择性、灵敏性等要求。当采用35kV的并网线时，一般情况下进行距离保护，线路才出现短路时，就需要采取相应的差动保护。而在10kV并网线路中，需要采取相应的过流保护。

3 继保自动化在电网系统应用的技术要求

3.1 继电保护工作人员方面

继保自动化技术人员的技术水平，是决定着电网系统中变电检修危险点控制的关键因素，如果继保自动化检修技术人员的专业水平较低，在实际的工作中不能提高对危险点的辨别能力，那么将不能实现对危险点的控制。因此，要想实现对继保自动化中危险点的控制管理，需要对工作人员进行专业的培训。在工作技能方向，工作人员需要不断提升其工作能力，以便能够应对比较复杂的工作状况，进而提升继保自动化能力。

3.2 继保自动化安全防范

对于继保自动化中的危险点进行防范，单从线路环境上进行危险防范，不能有效降低危险发生率。环境因素的故障防范只是暂时的。要想实现变电检修安全防范，需要从以下几方面入手：第一，设备方面。从电网配电设备方面进行安全控制与防范，能够彻底提升危险点检测设备的性能。在城市中需要对继保电线路设备进行集中升级与改造，避免变电线路中出现漏电，增加线路中的变电保护，提升电力系统的紧急故障处理能力。第二，继保自动化线路中安装避雷器。由于很多变电设备在自然环境中，如果遇到特殊天气将会带来诸多安全威胁。例如，在雷雨天气中，变电设备中容易出现短路，严重的情况有可能出现火灾等危险情况。

4 结束语

综上所述，继保自动化在电网系统中的应用有很多，在文章中主要对接地保护、变压器设备应用、发电机设备应用以及在光伏电源保护中的应用进行研究。针对不同电网应用中的故障，提出在继保自动化的应用方式，并提出了其在电网系统中应用的技术要求。

参考文献

[1]徐正一.瑞安电网调度自动化系统应用研究[D].浙江大学，2009.

[2]罗步升.IEC61850标准在惠州电网变电站综合自动化中的应用[D].

第5篇：配电网继电保护与自动化范文

中图分类号： TM774 文献标识码： A

一、引言

目前，继电保护向计算机化、网络化方向发展，保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化对继电保护提出了艰巨的任务，也开辟了研究开发的新天地。随着改革开放的不断深入、国民经济的快速发展，电力系统继电保护技术将为我国经济的大发展做出贡献。20世纪60-80年代是晶体管继电保护技术蓬勃发展和广泛应用的时期。70年代中期起，基于集成运算放大器的集成电路保护投入研究，到8O年代末集成电路保护技术已形成完整系列，并逐渐取代晶体管保护技术，集成电路保护技术的研制、生产、应用的主导地位持续到90年代初。与此同时，我国从70年代末即已开始了计算机继电保护的研究，高等院校和科研院所起着先导的作用，相继研制了不同原理、不同型式的微机保护装置。1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用，揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。

二．电力系统中继电保护的配置

1．继电保护装置的任务

继电保护主要利用电力系统中原件发生短路或异常情况时电气量(电流、电压、功率等)的变化来构成继电保护动作。继电保护装置的任务在于：在供电系统运行正常时．安全地、完整地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据：供电系统发生故障时，自动地、迅速地、并有选择地切除故障部分，保证非故障部分继续运行：当供电系统中出现异常运行工作状况时，它应能及时、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理。

2．继电保护装置的基本要求

(a)选择性。当供电系统中发生故障时，继电保护装置应能选择性地将故障部分切除 首先断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其他非故障部分能继续正常运行。

(b)灵敏性。保护装置灵敏与否一般用灵敏系数来衡量。在继电保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作；但在保护区外发生故障时，又不应该产生错误动作

(c)速动性。是指保护装置应尽可能快地切除短路故障。缩短切除故障的时间以减轻短路电流对电气设备的损坏程度，加快系统电压的恢复，从而为电气设备的自启动创造了有利条件，同时还提高了发电机并列运行的稳定性。

(d)可靠性。保护装置如不能满足可靠性的要求，反而会成为扩大事故或直接造成故障的根源。为确保保护装置动作的可靠性，必须确保保护装置的设计原理、整定计算、安装调试正确无误；同时要求组成保护装置的各元件的质量可靠、运行维护得当、系统简化有效，以提高保护的可靠性。

三 智能继电保护配置的主要内容

1智能继电保护配置的元件保护

1.1主设备保护

继电保护装备的主设备保护应该注意保护发电机和变压器：要防止发电机内部短路，要特别注意匝与匝之间的绝缘，深入精确化校对电压器灵敏度，整定计算等；发电机接地保护要可靠；后备保护中的反应限过流等要与发电机的承受力相统一；变压器保护的重点仍然是识别励磁涌流，研究和发现变压器故障计算新原理仍是保护研究的重心。

1.2线路保护

智能继电保护的线路保护分为交流线路保护和直流线路保护两方面：在远距离保护下，交流线路易受到高电阻接地影响，回避负荷能力差，在系统震荡时发生短路，同时在同杆架设双回线中，因为电气量范围限制、零序互感和跨线故障等原因，交流线路故障测距误差大甚至是选相失败；在直流线路中，主保护行波保护仍受行波信号不确定影响线路端口非线性元件的采样率、过度电阻、动态时延的限制。这些问题都需要进一步的研究和改善。

2.2智能继电保护配置的广域保护

以数字化信息技术为基础，借鉴于广域式信息交互技术的广域电网保护，在智能继电保护配置中大放光彩。广域电网保护是指在智能变电站一级配置数字化和二级配置网络化的前提下，把整个电力网络看做一个整体，利用全球定位、网络通信、实施监测、分析判断等技术，选择最适合的方法控制或隔离发生故障的设备。

2.2.1 广域电网保护的内涵

广域保护融汇电力系统多点、多角度信息，运用微型处理器对信息进行精确判断分析，对故障做出快速、可靠和精确的隔离或切除保护。同时广域保护还具有自愈能力，能分析判断切除障碍对整个电路系统安全稳定运行的影响，并采取相应的控制措施，这样同时具有继电保护和实现自动控制功能的系统叫做广域保护。

2.2.2广域电网保护的特点

通过上述广域保护的定义得出广域保护系统的特点如下：实时可靠地采集电力系统多点信息。全球定位系统技术、数字化信息技术的发展，为电力系统的广域测试提供技术支持，基于相量测试单元的广域测试系统为电力系统实现实时可靠测试提供了可能，满足智能电网大空间和同时间要求。支持多种电源接入电网，广域保护将电力系统看做一个统一的整体，可以实时保护接入的多种电源，并依据程序准确判断调整以期适应多电源接入电网。

自我控制能力。广域保护具有自我控制能力，可以在故障出现并隔离后，系统依据现实做出自我调整以期实现电力系统安全稳定运行。广域保护自我控制能力是为了防止大范围连锁故障出现。

三、继电保护

（一）继电保护的特点与要求

继电保护装置是目前人们采用的最普遍的装置，自继电保护装置应用开始，短时间内就得到广泛利用，主要是由其特点决定的。继电保护的特点是可靠性高、

实用性强，并且能够实现远程监控。继电保护应用的装置是配置合理并且科学技术含量高的继电保护装置。继电保护的信息管理技术采用方法库与数据库，整个信息管理系统由传统的分散式传输转变为集中式运输。各种新技术与新系统的使用使继电保护的可靠性增强。继电保护信息系统的应用，使供电系统中出现的实际问题，能够通过系统有效的对各个部分中的各类数据及时使用和共享，更方便工作人员的操作，因此继电保护的实用性也得到增强。随着电子技术与信息化技术在各个领域的推广与应用，供电系统也及时的根据实际情况采用了新的信息化技术。通过电子信息技术的应用，能够对供电系统的电力变压器的运行状态，进行二十四小时无人监控。最先进的是通过运行状态分析，能够发现电力变压器的隐形故障，及时的在大的故障产生前把隐形故障排除，保障了供电系统的安全平稳运行，减少了经济损失。

现代的继电保护虽然有着非常好的优势，但是对装置的要求更高，没有好的继电保护装置，继电保护的特点与性能就不能完全发挥。继电保护装置最基本的要求就是灵敏性与可靠性。供电系统一般要求继电保护装置的设计原理、整定计算、安装调试等全部要正确无误，还要求组成继电保护装置的各元件的质量可靠。继电保护装置也需要定期的进行运行维护检查与保养，尽量提高供电系统变压器继电保护的可靠性。

（二）继电保护措施

1.瓦斯保护

瓦斯保护是供电系统电力变压器油箱的主要保护措施，能够在变压器油箱发生内部故障的时候自动启动。变压器油箱内部发生故障一般会引起油面降低，瓦斯继电器的能够平衡锤的力矩会发生变化而降落，从而接通上下触点，自动发出报警信号。供电系统的电力变压器发生突发性的严重事故的时候，也会有相应应对措施。变压器的最严重故障为油箱漏油，油箱漏油会使变压器发生爆炸，导致整个供电系统瘫痪。漏油使电力变压器的液面会发生较大的变化，继电器的上下触点也能够接触，初步实现自动报警。随着漏油的继续，油位降低到一定数值，继电器能够自动跳闸保护整个供电系统，避免大的损失产生。供电系统的电力变压器大多在0.8MVA以上，都应该配备瓦斯保护装置。

2.差动保护

供电系统的变压器内部引出线短路，绝缘套管相间短路故障发生时，变压器内的匝间出现问题时，继电系统都会及时启动电流速断保护。电流速断保护的主要优势是能够准确的定位故障发生的位置，及时分析出发生故障的类型，然后马上调用内部已经编订好的程序，根据故障的情况发出相应的预警措施。如果故障程度比较轻，差动保护可以预警后并延长故障继续发生的时间，为专业人员的维修提供一定的时间差，同时差动保护还可以利用已经编好的程序，对小型故障进行自动的排除等。如果故障程度比较严重，差动保护会直接报警并且断电，避免短路后经济损失情况的发生。由于差动保护具有以上的优势，目前供电系统广泛采用该技术，它将成为未来继电保护的一种趋势。

3. 过电流保护

过电流保护是作为瓦斯保护和差动保护后备保护，可以准确反应出变压器短路所导致的过电流。过电流保护装置一般是装在电力变压器的电源侧，并且根据变压器的要求装配不同的保护装置。升降压变压器处可以装配复合电压起动的过电流保护，大接地电流系统中，可以在变压器外部装配零序电流保护，作为主变压器保护的后备保护。过电流保护的具体启动方式应该根据相配备的变电器的相应数据进行合理选择，没有统一的标准，可以根据供电系统的不同需求装配不同的 过电流保护装置。

4.过励磁保护

现代供电系统由与工作电压过高，电力变压器的额定磁密接近饱和。频率降低时与电压升高时，变压器都很容易出现过励磁，导致铁心的温度上升影响绝缘性能。安装励磁保护装置，可将变压器的过励磁引起的过电流反映出来，从而可防止变压器绝缘老化，提高变压器的使用效能。

5.过负荷保护

第6篇：配电网继电保护与自动化范文

【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】

第7篇：配电网继电保护与自动化范文

关键词：智能配电网；继电保护；设计

中图分类号：TM727 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2012） 18-0008-01

近年来，智能电网技术在全世界范围内兴盛起来，这些都有效提高了电网的智能化运行，智能电网也是电网未来发展的方向，相关的电力部门也提出了关于建设坚强只能智能电网的工作任务，要建设以特高压电网为骨干框架，达到不同等级的电网之间协调配合，实现电网的信息化、自动化与互动化，力图达到一个更高的建设目标，达到从传统电网向现代电网转化，确保电网的高效运行，大力开发节能技术，促进清洁能源的发展。

一、智能配电网继电保护发展现状与方向

在现代的配电网络中尤其是线路方面多数都由多级断路器串联而成，现在的一些配电网的继电保护仍然运用传统的电流保护原理进行继电保护，这种保护工作多数是由人工操作来完成的，在对继电保护进行整定运行过程中，这种配置以及失去了有效作用。

一般来说，故障出现以后，要想及时解除故障，要发挥计算机设备的作用，首先在变电站的出口出现动作，再依照继电保护的规定流程，进行大规模停电，在对各大电力故障进行分析以后，来得到一个保护的整定值。

在计算机系统作用的保护下，能够大力解决继电保护的快速性与选择性之间的矛盾，这样才能确保继电保护灵敏地反应，快速地发生保护动作。

由于电力规模的持续扩大，电网结构也呈现出复杂的局面，如果继续采用多级断路器串联发生作用，能够保证距离事故发生点最近的断路器出现跳闸的现象，这样就要耗费大量的人力与物力，为了解决这一问题，可以通过引进计算机网络技术，满足系统的通信技术要求，有效达到对继电保护装置的优化，减少资金的支出，优化继电保护质量，确保电力系统的安全运行。

二、配电网继电保护设计的优化

首先，电压保护。中压或者低压配网中出现的经常面临的问题就是输电线路短路，需要保护的级别多。由于运行方式的不同会导致电流的速断保护以及电压速断保护的灵敏度发生变化，由于配电网的用电负荷密度持续上升，当电力运行最旺盛时，往往电压速断或者电流速断最具灵敏性，与此不同的是，高压输电线路往往相对密集，需要电流速断保护的区域更长，而且会出现诸多的短距离输电线路，如果电力运行方式较小，就会降低速断反应的灵敏度，无法使保护范围全方位覆盖。这就需要对输电线路进行科学的保护配置，确保在电力传输过程中，一些故障能够被迅速清除，与此相反的是电压速断，一旦出现问题会导致母线短路，通常在电力运行最小时，往往具有相对较高的灵敏度，而且保护区比较长，随着当前电力系统的容量不断增大，当电力系统持续运行时，灵敏度不高，保护范围相对较小。这样就使继电保护面临着选择的问题，无论是电流速断还是电压速断，都带有一定的问题与弊端。下面是电流电压联合作用速断保护示意图：

其次，纵联保护在配电网中的运用。现阶段，由于电子与信息网络等现代化技术的快速发展，对于电力供应的安全性要求也越来越高，这样就使纵联差动保护装置得到了普及，这种保护措施要求将配电线路故障全部切断，有效控制了电压跌落的持续时间，杜绝了因为母线电压降低造成的甩负荷现象，所以，运用纵梁保护设备，能够有效解决问题，确保电力线路输电的安全与快速，保证电力供应质量，控制经济损失。

第三，光纤纵联差动保护。光纤通信是电力系统中比较普遍的通信方法，要根据配电系统的特征以及配电网通信系统的现实情况，来采取合适的方法，利用光纤进行通信吗，尽全力采用已经被研发的通信技术与设备，来减少投资，继电保护要求信息要快速传播，还要确保传输的安全性，当前光线资源相对充足，也能够大大降低工作量，技术方面也不很复杂，这样就决定了能够运用独立的光纤通道传送继电保护技术，一旦在工作过程中，遇到要重新铺设通信系统的情况，要有点考虑降低成本，并采用高度发达的现代技术，全面确保电力线路的安全，稳定运行。

三、总结

随着经济的发展，居民用电量的不断增多，对电压的需求的等级也越来越高，这就自然对供电系统提出了更高要求，在这样的背景下，要加强对配电系统的继电保护，确保其运行的安全性，提高运行效率，不断对继电保护系统进行优化，并将优化设计的方案在实际中进行操作运用，这样才能有效减少越级跳闸的弊病，在现代化社会背景下，要注意引进高端技术，实现对电路的优化设计。

参考文献：

[1]ZhouEZ.Object-OrientedProgramming，C++andPowerSystemSimulation[J].IEEETransonPowerSystems，1996，11（1）.

[2]FoleyM，BoseAetal.AnObjectBasedGraphicalUserInterfaceforPowerSystem[J].IEEETransonPowerSystems，1993，8（1）.

第8篇：配电网继电保护与自动化范文

一、智能继电器的机会

随着时代的发展，智能电网，缺乏的继电器保护传统，逐渐显现：传统的继电器，统一的合同，而不是相匹配，只有特定的参数值之间不同配置。为了确保调试各种继电保护装置的选择性一定的保护作用，彼此难免互相影响。然而，逆分布在中国，电力供需形势是需求遥远的西部和北部，功率大，而供应集中在南部和东部沿海地区，需要特高压输变电使用遥控器。高压是如何实现供给和需求之间的平衡主要是在两个电厂。像这样的现代化综合交通运输网络，将无法依靠的参考价值，能够修复，已被分割的保护，以确保运行可靠的选择性和长途运输，每个变化分部值和每个设备发挥最大效应是不能浪费的。出现的全球信息技术的互动，同时提供智能继电器，智能电网时代的发展潜力，有必要建立保护智能匹配。

保护的信息共享平台：其他SDH系统变电站LAN以太网和高压变电站的建立，应用程序发现和技术，鉴于目前的点之间铺设的光纤网络。为了实现实时的网络监控多个点在IEC61085通信标准的智能变电站和变电站建成，互联网应用程序全球定位系统，数字化的工作，所有的数据所要做的。这些应用程序的智能保护，需要提供技术援助。

二、智能继电器配置主要内容

智能电网的快速发展，是主要以硬件和软件两个方面为主，硬件智能设置智能继电器软件组件设置继电保护是指为了加强智能变电站继电保护，研究的挑战和机遇，受保护区域的保护系统的配置。

（一）智能继电器设置元件保护

1.保护的主要设备

校准电压灵敏度准确深度：继电保护设备，通过设置中的公式之间的绝缘转，转来转去，要特别注意，以防止内部短路发电机，保护发电机，一定要注意保护变压器和发电机，实施电流限制器。实现后备保护的统一，价格实惠，是研究的重点仍然是变压器保护主设备的浪涌电流的变压器故障保护的新原则计算将仍集中在识别和发现研究。

2.线路保护

（1）电流增大。短路时故障点与电源之间的电气设备和输电线路上的电流将由负荷电流增大至大大超过负荷电流。

（2）电压降低。当发生相间短路和接地短路故障时，系统各点的相间电压或相电压值下降，且越靠近短路点，电压越低。

（3）电流与电压之间的相位角改变。正常运行时电流与电压间的相位角是负荷的功率因数角，一般约为20°，三相短路时，电流与电压之间的相位角是由线路的阻抗角决定的，一般为60°～85°，而在保护反方向三相短路时，电流与电压之间的相位角则是180°+（60°～85°）。

（二）配置智能保护继电器WAN

基于数字信息技术，信息交换技术广域网WAN风格闪耀在智能继电器配置绘制电网保护。整个广域网络保护，对电网的前提下，可以看出，作为一个整体，一个配置数字化智能变电站，技术和其他决定，进行全球定位。网络通信，监测，分析装置内配置网络实施，使用方法，允许控制设备全自动的选择最好的隔离开来。

1.广域网的网络保护内容

广域继电保护系统可定义为：依赖电力系统多点的信息，对故障点进行快速、可靠、精确地切除（包括主保护和后备保护），同时分析故障切除对系统安全稳定运行的影响，并采取相应的措施，能同时实现继电保护和自动控制功能的系统称为广域保护系统。

2. 广域保护系统的一般结构

广域保护系统由各个变电站或发电厂的广域保护装置组成，经路由、光纤环网相连接. 以集中式广域保护装置为例，每个变电站设置中央处理单元（IED）和若干个终端设备，经以太网相连接.对应于每台断路器设置终端设备，用以采集安装点的模拟量和开关量信息，对信息进行简单处理，与本变电站的IED连接，上传、下传信息与命令，按命令执行跳、合闸操作.变电站的IED接收来自各个终端设备的信息，并与其他变电站的IED交换信息，做出保护与控制决策后下传至终端设备执行.变电站的所有广域保护算法都集中在IED中。

三、设置智能继电器

三种类型的保护，包括保护广域网，局域网格，不同时间面对不同保护范围时，智能保护系统的三种方法的组合物之间的相互配合，可以分为保护是就地保护，要保护的对象有不同保护特点。

3.1广域网络，包括保护中心的保护，在变电站十几站。中心站使用的决定寄主的收集，通过判断和分析收集的信息用于故障保护，作为保护的主要目的，车站信息，包括保护单元的元素。这是最高的可靠性要求最强的地区，故障检测的角度判断主机的处理能力最全面的保护。

3.2站域电网保护作为主要备份变电站的保护范围的保护，并且是一个本地传输网络的保护下，为了确定是否存在充分的保护，对变电站的各个组成部分的信息的不良分析是用来收集的主要区域。局电网保护域的主机的运算能力来处理广域电网保护能力要求较低。

3.3相应的保护部分，主要是为了保护一个特定的设备。根据散围绕主接线，汇丰GIS智能控制机柜或机柜和电压电平，每隔一个特定的装置，保护装置安装在机柜中的其他具体方案。坐落在附近收集当地信息交换和他们的其他信息，以完成每个分析保护措施和保护装置和设备的保护。能够依赖于一个单一的小领域的灵活决策的时间间隔，然而，叠加速度和糟糕的交互信息是复杂的。

参考文献

[1]杨增力，石东源，段献忠.基于方向比较原理的广域继电保护系统[J].中国电机工程学报.2008（22）.

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[5]陈少华，马碧燕，雷宇，桂存兵.综合定量计算继电保护系统可靠性[J].电力系统自动化.2007（15）.

第9篇：配电网继电保护与自动化范文

【关键词】继电保护；配电网；分布式发电

传统的配电网为单电源的放射连式结构，分布式发电DG置入配电系统网中后，放射链式配电网络由整体转变为小型分布电源的有源网，同时也不在表现为单一模式的由变电站进行限流。伴随着分布式发电DG在配电网中广泛的使用，相关部门就应对配电网的继电保护体系进行重新调整，考虑其与配电网继电保护之间的配合关系。

一、分布式发电的概念

分布式发电一般简称为DG，其概念指的是在使用人员现场或比较接近用电场所的位置放置小型的发电机组，一般发电机组的功率小于3×107W，用来保证某些特殊用户的要求，对当前应用的配电网系统的经济运转起着支持的作用，亦或是同时保证上述两个方面的需求。这些较小的发电机组主要由燃料电池、小型的光伏发电设备、小型的风力发电设备等构成，或使用燃气轮机同燃料电池共同组合。因为其设备距离用户的位置较为接近，因此增强了使用的可靠性及供电的稳定性，提高了供电质量，保证用户供电安全。随着科学技术的不断发展，周边环境的需求及电力市场的不断扩张等原因的共同作用，促使分布式发电逐渐成为当前较为重要的选择能源之一。分布式发电系统的优点在于包含了当地较为容易获取的可再生能源和石化类燃料，大大的提高了能源的利用效率。随着人们生活水平的提高和社会的快速发展，近几年发现了隆冬及盛夏时期用电较为紧张，如果为了保证用电高峰期的峰荷就进行新电厂的建设，其投入资金较为巨大，且经济收益较低，不利于经济发展。近些年，分布式发电系统凭着它与环境良好的兼容性，灵活的发电形式及资金投入低等优点受到相关人员的广泛关注，其与电网相结合不但可以增强系统的灵活性能，同时也提高了整体的安全性能及可靠性能，降低资金投入。另外，分布式发电系统也适应当前可持续发展的标准，为环保工作减轻了负担。

二、分布式发电的优点

通过对分布式发电系统及集中供电系统的详细分析，发现其具有以下几方面的特点：其一，由于在分布式发电系统中，每个发电站都是独立的，用户可以进行单独操作，所以，不会出现大范围停电情况，稳定性能可靠；其二，对大范围电网的安全有着较好的弥补作用，当意外出现时可以继续保持供电，为电路提供补充；其三，可以对供电范围内的供电质量及性能进行监管，特别适用于农村、山区、发展中城市等，为环保工作减轻负担；其四，分布式发电系统的电损耗较低，不需要建设配电站，进而降低供电成本，减少资金投入；其五，可以良好的适应各种特殊需求；其六，操作方便、快捷，因为其参与运行的系统较少，有助于全自动化的实施与推行。

三、分布式发电对配电网继电保护的影响

伴随着电力市场的不断完善，竞争力也逐渐增强，分布式发电系统在市场中逐渐受到人们的重视，广泛应用于对配电网继电保护方面来，并同当前的电力系统进行融合，形成更为灵活、性能更为良好的电力系统，增强了社会的能源使用率，进一步保证供电系统的安全性及稳定性。分布式发电系统的并网操作对当前配电结构及电流分布、大小等都有一定的影响，因此，对配电网的运行及控制方面也造成了一定影响。以往的配电网的形式为电源辐射型网络，继电保护是依照辐射网络进行整合与设定的，分布式发电系统介入以后，由单一辐射网络转变为双端或多端辐射网络，配电网的电流大小及方向也发生了改变，这样无疑为继电保护及动作值得设定工作增添了困难。分布式发电系统介入配电网后，无源网络也转变为包含中、小型电源的有源网络，转变了以往的单一导向负荷模式。放射链式结构的基础是在假定配电系统上设计的，但随着DG在配电网的介入，导致供电系统发生很大的变化，对配电网短路分流的分布进行了改变，将对电力系统中安全设备及动作增添难度，极容易造成安全设备及继电保护无法准确运行。

分布式发电系统的运行容易造成继电保护失去作用。分布式发电系统出现的故障电流很容易造成流经继电器的电流过高，使继电器损坏，失去保护作用。DG连入配电网系统以后，容易造成继电保护操作失误，相邻间的故障容易造成无故障的线路出现跳闸问题。配电网的故障水平的改变，运行方式的变化、电源种类及数量的增加或减少都可能对电流保护构成威胁。所以，配电区的分布式容量很大，会导致电流大幅度改变，这就要增强其保护装置及断路器的容量。

分布式发电系统中的电源进入电力系统以后，去除以上对系统造成的影响以外，还包含一些其他方面的影响，需建立固定的标准、规范，相关的条例、法规等进行约束，创建适应一般DG及配电网的并网条款。另外，为了更好的将配电网同分布式发电系统进行融合，使其相互协调，就与在线的检测技术、电力系统的动态检测、全球定位系统技术、数字处理技术等相关联。并且，分布式发电系统还容易对电力系统的稳定性及可靠性造成一些不利作用。

四、分布式发电电源连接配电网后对继电保护造成的问题

（一）分布式发电电源连接配电网的方法

当前，我国分布式发电电源同配电网的连接方法采用小型分布式电机组进行连接，利用110KV终端变电站进行结合并网。一般在0KV变电站的10KV、35KV母线上介入，经过专线并网。分布式电源同110KV变电站并网的线路图详见图1。

（二）变压器零序保护中的影响

在分布式发电电源同配电网相连接前，配电网的结构为电源辐射状。在图1中，110KV并网变电场中变压器的中性点利用电阻接地或直接接地模式运行。但为了更好的增强线路起始端电流的敏感度，中性点的电流不进入运行。当分布式发电远远从35KV的母线连接后，为了保证变压器安全，需对变压器中110KV中性点的零序进行保护。只有这样，配电网发生零序改变时，对其进行的防护范围才可以相应转变，进而确保零序保护具有选择性。

结束语

尽管我国目前的电力供电系统仍采用集中式大范围电网，但我们坚信，在不久的将来，电力部门的发展方向必将转变为分布式发电。在外国的一些国家已认清形势，开始对分布式发电系统进行深入探索。我国对此仍处于发展时期，应大力宣传分布式发电系统，鼓励相关人员进行深入研究与推广。

参考文献