配电网继电保护技术

配电网继电保护技术（共10篇）

配电网继电保护技术 篇1

随着人们生活水平的不断提高, 人们的用电量在不断增加, 这就要求电力设备必须持续地运行, 并不断扩大配电网的规模。用电量和输电量的持续增长, 也给配电网供电安全带来一定的影响。在电力输送的过程中, 只有保证继电保护装置的正常运转, 才能为电力系统的正常、平稳运行提供保障。由此可见, 配电网继电保护技术的应用在电力的运行和发展中占有重要地位。

1 配电网继电保护技术概论

利用相应的装置可以对配电网进行保护, 防止其在运行过程中出现故障, 继电保护就是能起到这种保护作用的装置。配电网中某一部位出现的故障, 会在整个配电网系统中出现连锁反应, 进而影响到整个系统的正常运行。而继电保护装置可以在最短的时间内断开发生故障的设备, 并发出警报, 使值班人员可以在第一时间处理故障, 从而将事故损失降到最低。

为了保证配电网的正常运行和配电工作的有效开展, 继电保护装置要有能力对配网系统及其元件的状态进行准确的区分, 这就要求其必须具备以下两个功能: (1) 不误动。即在配电网的正常运行中, 继电保护不发生动作。 (2) 不拒动。如果配电网发生了故障或者处于不正常的状态, 在确定系统安全、可靠的前提下, 继电保护装置需要尽快断开故障设备, 并及时发出报警信号, 让值班人员对其进行检查和维护。

2 配电网继电保护技术的不足

2.1 配置不够科学

继电保护装置很容易受到自然因素和人为因素的影响, 一旦受到外界因素的影响, 就容易发生故障, 进而无法保证配电网的安全运行。随着科学技术的不断发展, 很多新兴科技被运用在了电力系统中, 促进了继电保护装置的不断更新, 有效提高了配电效率。但在大多经济欠发达的地区, 由于没有足够的资金投入来更新继电设备, 因此, 这些地区的继电装置相对比较落后。另外, 这些地区工作人员的专业水平有限, 在使用和管理继电设备的过程中存在许多问题, 这就使本来就比较落后的装置因得不到合理的维护而变得更容易发生故障。

2.2 人员配置不合理

当前的继电保护装置大多是由计算机来控制的, 要求操作人员必须有较高的计算机操作水平, 但在实际的继电保护中, 这种高素质的操作人员相当缺乏。就少数素质较高的技术人员来说, 企业对其的分配也非常不合理, 不能对继电保护装置中出现的故障进行有效解决, 影响了配电工作的正常进行。同时, 继电保护装置的运用要求现场调度人员具有很高的专业素质和良好的应变能力。由于许多故障都是突发事件, 因此, 要求调度人员必须具备良好的应变能力。

3 配电网继电保护技术故障的应对措施

3.1 参照法

通过对正常和非正常设备的有关技术参数进行对比, 结合相关参数之间的差别来查找和修复设备中的故障, 这就是参照法。这种方法通常在定值校检时的预想值与测试值之间有较大差值但又找不出原因, 以及接线错误等情况下使用。在更新或改造设备时, 如果二次接线不能恢复, 则仍可以通过此法来完成对同类设备的接线工作。在继电器定值校准工作中, 如果其中的一些测试值与整体值之间存在较大的差异, 就可以通过参照其他同类继电器找出发生故障的原因。

3.2 直观法

在对配电网继电保护技术故障进行检修时, 有些故障需要利用仪器进行测试。在对这些故障进行处理时, 如果相关的插件发生了故障, 但当时又没有可以替换原插件的插件时, 就可以操作配电网中的继电保护装置。在实际的操作过程中, 如果在合闸以后出现了跳闸线圈和接触器能够正常运转的情况, 就说明相关的电气回路状况正常, 故障不在此处, 而在其内部;如果出现了另外一种情况, 即看到继电器发黄或者是闻到某个元器件有焦味, 就必须及时确认故障。必要时, 还要替换故障元件。

3.3 短接法

在检查配电网继电保护技术故障时, 需要结合实际情况, 将回路中的某一部分进行短接, 这样就可以缩小故障查找范围。短接法适用于继电保护的切换器不能正常工作、需要对控制开关的结点检查进行判断、继电保护的电磁锁失控以及继电保护的电流回路开路等情况。

3.4 替换法

在处理配电网继电保护技术故障时, 可以通过替换可能存在故障的相关元件来迅速、准确地判断元件是否存在故障。其中, 替换法是处理配电网继电保护技术故障最常用的方法。如果继电保护装置的内部小单元发生了相关的故障, 就需要相关人员进行检修, 或用继电器替换。

4 结束语

科技的发展为电力的发展提供了巨大的机遇和挑战, 也提供了重要的条件。随着我国电力事业的不断发展, 社会对电力的需求在快速增长, 随着而来的电力故障也在不断增多。当前, 电网结构变得越来越复杂, 这对配电网继电保护技术提出了更高的要求。

摘要：对配电网继电保护技术进行了深入研究, 以期为我国电力企业的事故处理提供相关的参考。

关键词：配电网,供电企业,继电保护技术,继电设备

参考文献

[1]王庆.配电网自动化继电保护技术实践研究[J].科技与企业, 2013, 18 (11) :147.

[2]钟毓铭.配电网自动化继电保护技术应用研究[J].三角洲, 2014, 8 (4) :147.

[3]陈磊.配电网自动化继电保护技术应用分析[J].企业技术开发, 2013, 32 (35) :25-26.

配电网继电保护技术 篇2

转眼迎来了十一月份的尾巴，在济南国网技术学院培训的日子只剩下不到两个月了。回首已经过去的近四个月时光，有欢笑，有失落，但更多的是收获。天气渐渐有了寒意，学习却仍然却如火如荼。

学习有条不紊的进行，以为理论基础扎实的我们，这些课程是小菜一碟，但是很多事只有亲身实践了才知道自己的欠缺与不足。这个月我们主要培训的线路保护，主要调试了金建II线的主保护—光纤差动保护，后备保护—阻抗保护和零序电流保护。在最后实际考试中都顺利操做完。虽然操作不难，但是平时模拟训调试南瑞 RCS-931线路保护过程中，望着老师这项扣两分，那项扣三分，我挺傻眼的。培训师说：“现在你们损失只是分数，将来就是事故。保护是门精细的活，需要一颗细腻的心。哪怕所有原理你都懂，一不注意你也有可能犯错误。”太多的细节，太多的心眼，太多的注意点，我们真的只是学了冰山一角。各个硬压板的投退，控制字的修改，端子连片的打开也恢复，都要记录在册，以便检查。现在明白单位的良苦用心，花费大量的人力物力让我们这一拨初出茅庐的学生来学习，也许就是在这里让我们向培训师学会一种严谨细致的作风，向其他局的同学学习他们的长处。毕竟工作不是上大学，这门不及格还能重考，就算补考不及格还能重修，但是事故是不可逆的，它无法重来，就如同生命一般，一锤定音。所以需要我们这些人，拿着百分百的笃定来完成这些使命，给电力运行扣好安全带。

思绪零零碎碎飘向远方，周末又要结束了，这段时间更多的开始

思考，我们真的毕业了，迈入社会了，曾经的无知，懵懂在一夜之间仿佛都逃遁了，我们曾在大学时期做过无数的职业生涯规划，但是我从来没有认真过，我觉得那都是应付辅导员的。但是现在，我会不由自主的去思考，未来的一年，三年，五年，我要做什么？我有什么样的责任跟抱负。都需要做什么准备，才能在以后的道路上顺利的完成自己的本质工作。

配电网继电保护技术 篇3

配电自动化结合了计算机技术、数据传输技术以及现代化的设备与管理技术等先进技术等，自动化提高配电网运行的可靠性，自动化检测故障，进而提高了工作效率，而继电保护装置可以有效保护配电网。二者从不同的角度达到相同的目的。本文以配电自动化与继电保护配合的配电网故障处理为切入点，探讨二者配合在配电网故障处理中的具体应用。

一、配电自动化与继电保护的一般介绍

在配电网运行过程中，由于受到各种各样的因素的影响，配电网时常发生故障，而配电网故障的频繁发生直接损害相关电力设备，影响配电网的供电安全，阻碍了电力系统的发展。为了避免故障影响着配电网正常运行，也避免其影响相关电力设备的使用安全，现阶段提出配电自动化与继电保护相互配合的方式共同致力于配电网的故障处理，有效防止配电网故障带来的损害作用。以下是对配电自动化与继电保护的简单介绍。

1.概述配电自动化

所谓的配电自动化是指配电系统引进质量优良的先进设备，通过通信网络，对配网进行实时监测，随时掌握网络中各元件的运行工况，故障未发生就能及时消除，还可以推动配网供电自动化脚步，自动将故障段隔离，非故障段恢复供电，通过选择合理的与本地相适应的综合自动化系统方案，在实施一整套监控措施的同时，加强对电网实时状态、设备、开关动作次数、负荷管理情况、潮流动向进行采集，实施网络管理，拟定优化方案，尽可能的提高了配网供电可靠性。

2.概述继电保护

在配电系统的运行过程中，由于各种因素的影响，时常会发生系统故障，影响着电力系统的供电安全。在逐渐探讨配电系统安全保护措施中发现，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。

二、配电自动化与继电保护在配电网故障处理中的实际应用

前文已述，配电自动化与继电保护可以有效处理配电网运行中的故障，以下是对二者在故障处理中的具体应用分析。

配电系统出现安全隐患时，配电自动化系统与继电保护系统均可针对出现安全隐患的区域发出警报信息，便于维护人员及时的做好修复工作，切实保证配电系统的运行安全。

当配电系统发生故障时，配电自动化系统可以快速查找故障点并准确定位，对故障区域进行隔离，而继电保护装置可以使电力设备快速脱离配电网，最大程度上保护电力设备的安全性。然而故障的位置不同，二者处理故障的方式也不相同，本文就故障位置所在的线路的具体类型来选择相应的处理方式。

1.当配电自动化系统将故障位置定位在主干线时，需要对故障的类型进行判断。如果出现故障后，断路器自动跳闸切断故障位置的電流，并且经过一段时间的延时后，断路器重新重合恢复电路的正常运行则判定为暂时性配电网故障，如果经过一段时间的延时后，断路器线路依旧处于跳闸状态，则判定为永久性配电网故障。

故障发生后，继电保护装置使得相关电力设备自动脱离配电网，确保电力设备不受故障损害作用。而当发生暂时性配电网故障时，相关操作人员可以对馈线终端反馈出的异常信息进行记录。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。调度员可以随时的查询电量模拟量参数及状态量参数，或者通过查询这些参数，实施相关遥控操作。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，不断的更新数据，并将数据信息储存在数据库中，通过显示器呈现出来，相关操作人员即可通过显示器直观查询数据，与此同时，对相关的配电开关进行遥控，进而改变其运行方式，恢复配电网供电。

2.当配电自动化系统将故障位置定位在分支线亦或是用户家时，也需要对故障的类型进行判断，当故障出现时，故障位置周围的分支线路断路器或用户断路器立刻跳闸切断故障位置的电流。如果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，继电保护装置使得相关电力设备自动脱离配电网，确保电力设备不受故障损害作用。针对永久性的配电网故障，通过控制故障区域周围的开关，将故障区域隔离在电力系统之外，恢复对周围区域的供电，再对故障进行相应的处理，处理之后工作人员应对信息进行相应的记录。

三、配电自动化与继电保护配合对配电网故障处理的意义

经过以上的配电自动化与继电保护对故障的处理分析可知，，在发生永久性故障，需要进行检修工作时，首先继电保护会发挥其功用，自动保护电力设备及配电系统的安全。与此同时，配电自动化系统全面启动故障定位、故障检测等功能，对故障区域进行隔离并发出警报信息，相关维护人员就可以及时对故障进行排除。继电保护有效实现了配电网保护，而配电自动化有效实现了配电网的排障，二者的配合最大程度上确保着配电网的常运行与运行安全，大大提高了供电可靠性，促进配电网供电发展，确保用户的用电安全，提高电力企业的经济效益，进而推动了电力企业的可持续发展。

四、结束语

综上浅述，配电自动化与继电保护对于配电网的正常运行都具有重要意义，排障问题对于配电网来说是永久性问题，所以二者的配合不仅仅是配电网安全运行的保障，更是配电系统发展的必然趋势。现阶段需要不断完善配电自动化系统与继电保护，更好的服务于配电网，更有力的推动电力企业的发展。

配电网自动化继电保护技术探究 篇4

1 配电网自动化继电保护技术的重要性

在配电网的运行过程中, 如果继电保护装置的元器件出现了问题, 就近的断路器就会自动跳闸, 将发生问题的元件与配电网系统隔离开来, 从而实现对配电网自动化系统的维护, 减少对元器件的破坏。如果配电网出现运行异常, 继电保护装置可以自动报警, 根据不同的情况, 发出不同的信号, 对配电网的自动化系统进行自行调整。配电网自动化系统出现问题时, 能够将系统与故障相分离, 缩小故障的范围, 保证故障外的区域可以正常运行。配电网自动化系统的继电保护设备还能起到监控的作用, 对电气设备的电压以及电流进行监控, 明确配电网的运行状态。在配电网自动化系统中, 继电保护设备有着十分重要的作用, 并且应用也越来越广泛。

2 配电网自动化机电保护现存问题

2.1 继电保护的配置不够合理

我国地域幅员辽阔, 不同地域的气候环境等存在着很大的不同, 继电保护装置在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。

2.2 调度人员缺少应急意识能力

在配电网的调度运行中容易出现突发问题, 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, 保证精确地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, 容易发生突发情况, 如果电力调度人员能力不强, 就不能及时解决这些问题。

3 相应的解决策略

3.1 参照法

参照法是对非正常设备与正常设备的技术参数进行对比, 根据技术参数之间的差异, 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。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, 以明确出现问题的原因。

3.2 直观法

检修配电网自动化继电保护技术问题时, 对于处理需要仪器测试的故障, 没有及时替换发生故障的元件, 可以对配电网继电保护技术装置进行操作。在操作过程中, 合闸之后, 如果跳闸线圈和接触器还能继续工作, 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。

3.3 科学配置继电保护

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、稳定运行, 不仅需要设置合适的继电保护装置, 还需要保证对继电保护设备进行科学的配置, 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。

3.4 施工建设做到精确

在送电线路的施工建设中, 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, 例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。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, 科学测定杆塔位置, 保证建设精准。

3.5 发电机继电保护

配电网自动化系统中, 发电机是十分重要的设备, 发电机继电保护也是十分重要的内容。可从以下两个方面进行保护:①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。在备用保护过程中, 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。②重点保护——针对发电机的失磁现象进行保护。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。

4 结束语

配电网自动化继电保护在维护电力系统的安全运行中具有十分重要的作用和意义, 能够及时发现电力系统中的问题, 跳闸切断电源并进行报警, 能够使故障问题得到及时、有效的解决, 避免对电力系统产生破坏, 使电力系统能够正常运行。

参考文献

[1]徐妍华.配电网自动化继电保护技术探究[J].中国高新技术企业, 2016, (04) :140-141.

[2]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) :71-72.

[3]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) :85-86.

我国配电网保护与控制技术研究 篇5

关键词：配电网保护；控制技术；馈线自动化；自动化设备；集中监控

中图分类号：TM773 　　　　文献标识码：A 　　　　文章编号：1009-2374（2012）15-0102-03

在我国社会主义经济快速发展的今天，我国配电系统在运作的过程当中损耗大，技术运用水平较低，出现故障后恢复慢等缺点严重影响了供电企业的服务质量，远远不能适应我国快速发展经济的需要，加上传统的供电系统保护技术相对落后，因此提高供电系统的可靠性对于逐步完善的供电系统，提高供电管理水平具有重要的现实意义。

1　我国配电网保护的现状及存在的问题

考虑到我国自身经济和技术水平方面的原因，在我国配电系统管理中供电线路保护主要是采用速断保护和过流保护这两种方式，变压器的保护主要采取熔断器为主的保护方式。速断保护范围是线路全长，可以采取瞬时速断的动作切除故障发生；而过流保护方式作为电线线路的后备保护方式，在时间上延长0.5～1s的动作时间。据相关统计，在我国的电网故障中80%～90%的供电故障为短时间故障，一般是采用重合闸设置来达到快速恢复暂时性的故障，从而提高供电系统的可靠性。这种传统保护方式存在以下问题：（1）一般通过电流保护方式来实现配电网系统保护的前提条件就是将整条电线视为一个整体单元。当这一整条电线发生故障的时候就必须将整条线路的供电切掉，并没有考虑到在没有发生故障地区的恢复供电。如果这样就很难提高供电系统的可靠性。（2）在断电方式上，依靠时间差距来实现供电保护的选择性，这样会导致线路故障的停电的时间太长而影响供电设备的寿命和总体上的恢复时间。主要表现电阻接地控制系统的接地保护与上下级保护不配合。（3）在传统方式上，供电系统中保护级别数目太多，在整体上难以很好的配合。如浙江某市的10kV电网保护系统如图1所示。从图1中可以看出，从发电站的变压器开始经过二级配电站到用户为止，在这个过程中实际是五级保护。这五级保护只允许2秒时间内达到配合，这样每级分配的时间是0.4秒，而由于变压器定时限保护与变电站出线反时限保护间有较大的误差，所以采用配合的级别差距为0.8 秒，而变电站的出线与第一级配电站反时限保护保证配合，也需要0.8秒的时间，这样剩下的时间只有0.4秒给后面的三级保护，显然是不够的。（4）供电线路太长时，很难保证线路末端发生故障时保护灵敏度。（5）一般线路过电流保护方式与熔断器保护方式在日常运行中难以配合。

2　配电保护新型控制技术研究

2.1　配电保护发展情况

随着科学技术的进步一种发展新型的配电网保护方式应运而生，那就是馈线自动化保护方式。其中配电系统的自动化含义就是利用现代高科技的电子技术、计算机技术、通信技术及网络技术，将配电网在运行中的在线数据资料和离线数据资料、配电网数据资料和用户数据资料、电网结构信息和地理图形信息进行信息分类、晒算、分析、管理，从而构成一个完整的供电自动化管理系统，实现配电网管理及其供电设备良好运行状态及事故形态下的监测流程、保护流程、控制流程、用电和配电流程管理的规范化。在配电自动化管理中重点就是馈线自动化保护，因此在供电行业内配电自动化保护也可以称为馈线自动化保护。馈线自动化得以广泛运用的原因之一就是在一定程度上可以提高供电系统的可靠性，即当配电网在运行当中发生故障或设备异常运行时，能够迅速查出相关故障区域，通过分析快速分离故障区域，及时恢复对没有发生故障区域相关用户的供电，进而全面缩短停电时间，缩小停电区域的面积。

2.2　馈线自动化系统的研究

2.2.1　自动化开关设备的馈线自动化保护

这种保护方式是基于电网在自动化运行中的开关设备相互影响的馈线自动化保护阶段。主要运用的设备是供电重合器和线路分段器，其中配合方式有供电重合器和线路分段器、供电重合器和熔断器设备、重合器与重合器等等。这种自动化开关设备的馈线自动化保护运行模式不必建设相关通信系统和计算机运行系统，通过供电系统中的自动化开关互相作用和调节，来实现供电故障区域分离和健全管理区域设备恢复供电系统；自动化开关设备的馈线自动化保护，它具有组织构成简单，运行建设费用低廉的优点，在提高供电系统的可靠性方面起到一定的促进作用。因此这种方式可以有效地解决电阻接地控制系统的接地保护与上下级保护不配合的问题。

2.2.2　集中监控的馈线自动化

这种保护方式主要是用于通信网络设备、馈线终端单元设备和后台计算机网络系统的馈线自动化保护阶段。当线路发生故障时馈线终端单元设备向控制站发出故障发生前和故障发生过程当中的信息，控制站根据馈线终端单元设备收集的信息和配电系统拓扑结构，经过指定计算机系统的数据分析从而确定相关线路故障的位置，从而找出最优故障解决方案，最后发出相关命令遥控到特定的开关动作，来实施线路故障分离和恢复没有发生故障地段的供电。这一阶段的馈线保护功能主要由以下三个有机部分组成：（1）通过供电电流保护方式切除故障；（2）集中式的供电系统主站或相关分站遥控馈线终端单元设备，实现线路故障隔离；（3）集中式供电系统主站或相关分站遥控馈线终端单元设备，实现没有停电的故障地段的恢复供电。集中监控的馈线自动化保护模式主要是通过通信技术的馈线自动化保护方案以集中信息控制为重点，综合了电流保护系统、馈线终端单元设备遥控及重合闸设备的多种保护方式，能够快速处理故障，通过几秒时间或者在几十秒的时间内实现供电线路故障的隔离，在几十秒到几分钟的短暂时间内实现恢复供电。集中监控的馈线自动化保护系统是目前馈线自动化保护的主流发展方向，它的另外一个作用就是可以在供电系统的基础上扩展而形成集配电网数据采集分析和监控系统管理、配电地理信息处理系统、需求信息管理系统、调度员管理仿真调度、故障信息呼叫服务管理系统和工作票信息管理等一系列的配电综合管理自动化保护系统。集中监控的馈线自动化保护方式的主要优点具体体现在：（1）具有智能化处理功能和高速的信息化功能，在供电故障发生的时候能够快速自动判定故障并进行分离，并根据相关信息，判断采取最安全和最可行的方案恢复对没有发生故障的地区供电；（2）正常电网运行的时候，可以监控配电网系统运行，优化电网运行方式，实现配电系统的安全经济运行，并且还能够通过远方修改系统和召唤系统的功能快速的修改相关数据信息，可根据现实情况的变化对适应配电网运行方式进行随机改变。

3　分布式发电对配电网保护的影响

随着人们对供电系统的要求越来越高，除了要求提高供电系统的可靠性外，实现供电节能和良好的环境保护也是对供电管理的一项高的要求，这样一来必须探索新的电网保护模式，分布式供电系统正好符合这一要求，它将对传统的供电系统的管理进行改革。在技术层次上分布式发电的引入，使得传统供电系统的运行和管理方式变得非常的复杂，分布式发电对供电系统的影响及其相关协调方案的研究是分布式供电技术的重点研究内容之一。具体到供电系统保护方面，分布式供电的引入特别是在将大量技术因素渗透到供电系统的趋势下，必然会改变传统供电系统的辐射形结构，使得供电系统的运行方式发生根本性的改变，但是分布式发电技术并不是非常完善的，意大利在供电技术的改革中曾经出现了供电系统的闭环运行案例，问题的出现给配电网的保护技术的运用带来新的挑战。所以，研究面向分布式发电的供电系统的保护新技术对于保证供电系统引入分布式发电以后的安全运行具有非常重要的现实意义。

4　结语

随着科学技术的发展和人们对生活水平的提高，人们对配电网系统的要求也越来越高。这就要求我们在配电网的保护与技术研究工作中，除了在传统的应用技术技术上进行升级改良外，还要借鉴国际先进管理经验，将馈线自动化保护技术运用好，并根据我国实际情况开发分布式发电系统，不断提高我国配电网保护水平。

参考文献

[1]　熊小伏，陈星田，夏莹．面向智能电网的继电保护系统重构[J]．电力系统自动化，2009，（17）．

[2]　林霞，陆于平，王联合．分布式发电条件下的多电源故障区域定位新方法[J]．电工技术学报，2008，（11）．

[3]　徐丙垠，李天友，薛永端. 智能配电网与配电自动化 [M]. 电力系统自动化2009，（17）

[4]　赵江河，王立岩. 智能配电网的信息架构 [J]. 电网技术2009，（15）

[5]　李兴源，魏巍，王渝红．坚强智能电网发展技术的研究

[J]．电力系统保护与控制，2009，（17）．

配电网继电保护技术 篇6

1.配电网自动化系统概述

1.1配电网自动化系统

配电网自动化系统是目前电力系统中通用的自动化系统之一,其具体是指建立在互联网信息技术、监控技术等技术的基础之上,对整个配电网正常运行过程中的相关设备进行远程监控、调配以及控制的集成系统。配电网自动化系统促进了电力系统的发展。

当前,我国的配电网自动化系统主要分为两个部分,即分散智能以及集中智能。前者主要是指对没有出现故障的供电区域进行恢复供电挫折的系统,基本需要分段器以及重合器之间的密切配合工作,方能够完成。而后者与前者的功能基本互补,其主要是针对已经发生故障的网络重组、隔离以及恢复供电。而在这一模式中,进行电网隔离以及恢复供电操作,对配电网自动化系统中的通信具有较为严格的要求。

1.2配电网自动化系统构成

配电网自动化系统作为一种新型的集成系统,基本包括以下几个方面的内容:即故障自动定位系统、通信系统、主控站系统等。

故障自动定位系统是配电网自动化系统重要的组成部分,其具体的功能,从其名字方可知道,基本就是用于发生故障的设备准确定位,并将发生故障的相关信息及时上报给维修管理部门,为了能够更加准确的定位,需要将GIS与具体的故障信号信息进行紧密的结合。由于配电网自动化系统自身的原因,使得其具有通信距离较短、通信速度较慢、通信具体的点与点之间距离较远、最终获得的信息量较少等特点。而为了能够不断适应配电网自动化系统自身发展的需求,需要整个通信系统具有非常强大的抗干扰能力以及较强的可靠性能,以便能够适应恶劣的工作环境[1]。

2.继电保护技术在配电网运行中运用的重要性

在整个电网的操作运行当中,相关的电力系统元件出现故障的时候,继电保护装置会发出一系类的指令,比如将发生故障的元件与其相邻的元件进行跳闸处理。最终在第一时间使得故障元件与其相邻的元件很好的隔离,既能够保护故障元件相邻的元件,同时,还能够尽量的减少损失,降低对人员造成的伤害。在具体操作中,一旦电网系统发生故障,第一,继电保护装置会立即发出报警信号;第二,继电保护装置还能够根据不同元件故障发出不同的报警信号,方便调度人员在第一时间知道具体发生故障的原因。第三,在发生具体的故障时,继电保护装置能够迅速将发生故障的元件与正常运行的元件进行很好的隔离处理,保障正常元件的运行,进而缩小事故范围;第四,继电保护装置还能够对某些故障进行自动处理,减少调度人员工作量的同时尽快使得配电网系统能够正常运行;最后,在配电网系统运行中,继电保护装置还具有一定的监控功能,因为,它在正常运行过程中,能够实时的对设备的电流、电压运行情况进行反应,进而方便工作人员及时了解各个设备的工作状态。总而言之,继电保护自动化装置对于整个配电网系统正常运行都具有非常重要的作用,其是配电网系统重要组成部分。

3.配电网自动化继电保护技术存在的问题概述

继电保护装置出现故障会给电力企业造成巨大损失,在实际操作中,基本有以下问题,第一,继电保护设备较为陈旧;第二,继电保护自动化严重缺失;第三,继电保护技术的校验系统漏洞多[2]。

4.继电保护技术在配电网自动化实践应用

4.1配电网自动化中变压器继电保护

配电网自动化中变压器继电保护对于整个电力系统的有效运行具有非常重要的影响,因此,需要加强对变压器继电保护力度。第一,短路保护,只需要通过配电变压器低压侧的漏电总保护器以及高压侧的熔断器就能够实现。而想要实现配电变压器的高效保障,就需要在对熔断器熔体值以及低压过电流的保护定值选择上进行正确处理即可。第二,瓦斯保护当配电变压器在运行过程中发生局部温度过高,进而使得配电变压器油箱中的油因为温度过高而蒸发为其他的情况,这些其它聚集在配电变压器顶部,一旦发生这种事情,在一般情况下,配电变压器就会发出瓦斯动作指令,就需要对音响信号进行立即的停止工作,进而对瓦斯继电器里面的气体容量进行具体的检查工作,并对瓦斯指令动作发生的具体原因进行寻找。第三,接地保护,对于直接接触地面的变压器,主要通过在接地变压器的两侧设置零序保护装置来进行保护。

4.2配网自动化中发电机继电保护

发电机作为配电自动化继电保护的重要组成部分,也需要进行相应的保护,发电机继电保护主要包括备用保护和重点保护。首先,备用保护具体操作如下:当发电机定子绕组出现了低负荷现象,就会进行自动切断电源操作;而当发电机外部出现短路故障的时候,可以采取过电保护的措施。其次,重点保护,主要是对发电机的失磁现象进行保护。

4.3对配电网的继电保护进行科学的配置

目前,我国的配电网系统中,继电保护的设施以及其具体的功能都较为单一,从而导致在实际操作中容易产生一些故障。因此,在继电保护过程中,除了对继电保护的装置进行设置以外,还需要对其设备进行科学合理的保护,对继电保护设备进行定期的维修与管理措施,尤其是电力系统的变压器是最容易出现故障的设备,这就要求继电保护工作人员选择多种保护措施,并逐步转变陈旧的管理理念,建立一整套具有加好执行力的继电保护制度,并做好相应的监督工作,使得继电保护设备得到高效的运行[3]。

5.结语

综上所述,随着我国科学文化水平的不断提高,配电网系统中的继电保护自动化将成为越来越普遍的趋势,应对其有正确的认识,努力促成继电保护技术自动化在配电网系统中的积极作用。

参考文献

[1]钟毓铭.配电网自动化继电保护技术应用研究[J].科技与企业,2013,11:147.

[2]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,2013,21:85-86.

配电网继电保护技术 篇7

近年来,由于分布式电源(Distributed Generation,DG)在节能、环保、经济性能等方面的优势,受到了人们广泛的关注。但是大量DG接入配电网后,会给配电网的继电保护带来一定的影响[1,2,3,4,5]。国内外针对这一影响,广泛开展了含有DG的配电网继电保护的研究,但都属于理论研究阶段,仍有许多问题尚待解决。

我国传统的配电网大多以放射状、链式结构为主,其所带的线路为单断路器线路。只配有断路器CB1、CB2、CB3等,省略了断路器CB1′、CB2′、CB3′等。如图1所示。

DG的接入,改变了配电系统原有的网络结构,使系统S下游与DG上游之间线路出现双端电源,但线路上却只有单个断路器的新情况,此时的保护装置即使是能够正确动作,也不能有效地隔离故障点。鉴于此,本文作者针对DG接入对配电网继电保护的影响,并进行故障分析的基础上[6,7,8,9,10],提出了一种基于配电网自动化的多Agent技术在含分布式电源的配电网自适应保护方案。

1 配电网自动化对通信系统的要求

配电网自动化对通信的要求取决于配电网自动化系统的规模、复杂程度和预期要达到的自动化水平。DG接入后的配电网自适应保护对配电网自动化通信又提出了新的特殊的要求。

总的来说,配电网自动化中的通信系统必须满足以下要求:

(1)通信可靠。大多数配电网自动化的通信设备都是安装在户外的,要长期经受恶劣环境(如暴雨雪、大风、冰雹等)的考验,而且还会受到较强的电磁干扰和噪声污染。因此,配电网自动化的通信系统必须能够适应恶劣的工作环境。

(2)通道延时和数据传输速率要满足继电保护可靠性和快速性的要求。基于配电网自动化的自适应保护对通道延时和数据传输速率要求很高。具体的传输速率现在还没有统一的规定,可以参考IEC61850协议对传输速率的要求。

(3)通信不受停电的影响。配电网自动化要求配电网的调度自动化功能和故障区段隔离及恢复正常区段供电的功能,即使在停电区域通信仍能正常进行。

(4)双向通信。几乎所有的配电网自动化系统都要求具有完善的双向通信功能,不仅要实现信息量的上传,还要实现控制量的下达。

(5)基于配电网自动化的配电网自适应保护除了对通信速率有要求外,还需要满足保护实时性的要求,必须对通道延时进行严格的限制。

2 全网的保护实时同步采样[11,12,13]

同步采样是继电保护的一项关键技术,具有高精度的同步采样技术在基于配电网自动化的自适应保护中显得尤为重要。基于配电网自动化的自适应保护,将原来保护装置依靠单一的采集信息完成故障判断,转变成了依靠配电自动化系统综合多点的采集信息以完成故障判断,这就要求各点上传给自动化系统的采样值必须保持同步。利用支持IEEE1588(网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准)协议的工业以太网,在软硬件配合的方式下,可以实现微秒级的时钟同步,保证各保护装置的同步采样。

IEEE 1588协议定义了两种传播延时测量机制:请求应答(Requset_Response)机制和端延时(Peer Delay)机制,这两种机制都以网络对称为前提。请求应答机制一般用于端到端的延时测量。下面就以图2为例来具体说明请求应答机制是如何实现采样同步的。

该机制的具体实现过程如下所述:

1)主时钟向从时钟发送Sync同步报文,并记录发送时刻t1;从时钟收到该报文后,记录接收时刻t2。

2)主时钟发送Sync同步报文之后,紧接着发送一个携有t1的Follow_Up报文。

3)从时钟向主时钟发送Delay_Req报文,用于发起反向传输延时的计算,并记录发送时刻t3;主时钟收到该报文后,记录接收时刻t4。

4)主时钟收到Delay_Req报文之后,回复一个携带有t4的Delay_Resp报文。此时,从时钟便拥有了t1~t4这四个时间戳,由此可计算出主、从时钟间的往返总延时为:[(t2-t1)+(t4-t3)],假设网络传输延时是对称的,可以计算出主、从时钟间的单向延时为[(t2-t1)+(t4-t3)]/2。

因此,从时钟相对于主时钟的时钟偏差为:

Offset=(t2-t1)-[(t2-t1)+(t4-t3)]=[(t2-t1)+(t4-t3)]/2。

IEEE 1588协议请求应答对时方式的应用可以省掉一个对时网络,并且具有较高的对时精度,对于基于IEC 61850变电站自动化系统的发展也具有一定的推动作用。

3 基于配电网自动化的多Agent技术在含DG的配电网保护中的研究

3.1 多Agent技术在电力系统中的应用[14,15,16,17,18,19]

在电力研究领域,从20世纪90年代初期开始,多Agent技术就已应用于电力市场、能量管理、电压无功控制、潮流计算等方面。国外的一些研究成果也已表明:Agent在电力控制领域具有实用性,可以将其应用于继电保护领域。在1995年“能量管理和电力输送”国际会议和1996年“智能系统在电力系统中的应用”国际会议上,Wong和Kalam提出将多代理技术应用于电力系统保护设计、分析和评估,以实现自动化。国内也开展了这方面的研究工作,文献[14]提出了基于多Agent技术的继电保护方案,文章介绍了系统的特点、结构、模型及决策过程,并就其系统构架、通信、可靠性和应用范围等问题进行了讨论,最后提出了Agent技术在后备保护中的应用方案。鉴于传统电力系统的保护和控制只是针对单个事件的反应,彼此之间没有协调性,文献[15-16]提出了基于多Agent的电力基础设施战略防御(Strategic Power Infrastructure Defense,SPID)系统的概念。

由于DG的接入,配电网的运行状况变得更加复杂,潮流的流向变得不确定;配电网继电保护装置与安全自动装置在DG接入后,并不能完全适应新的网络拓扑结构,可能会造成继电保护装置与安全自动装置的误动作,降低了供电可靠性。

基于配电网自动化的多Agent技术从全新的角度对配电网继电保护进行了规划,提出了基于MAS技术的配电网自适应继电保护方案,其系统结构如图3所示。

3.2 基于配电网自动化的多Agent技术的主要Agent的功能描述

3.2.1 SCADA-Agent的功能

SCADA-Agent功能模块中主要Agent之间的关系如图4所示。

SCADA-Agent中主要Agent的功能如下所述:

(1)同步Agent是支持IEEE 1588协议的时钟同步模块,主要负责通过配电自动化系统与其它同步Agent单元之间进行时钟同步,以保证各Agent单元采样保持同步。

(2)采样Agent的功能主要是负责收集由各FTU-Agent的采样单元送来的数据,经过同步Agent实现采样同步后,将采样值送到状态估算Agent。

(3)状态估算Agent模块是按照同一时刻的采样值监视系统的运行状态,依照设定的状态参数并结合拓扑计算的结果对系统运行工况做出判断,并将结果告知逻辑判断Agent。

(4)逻辑判断Agent依据状态估算Agent的结果和各FTU-Agent的开关状态来进行动作逻辑判断。如果DG未接入,且系统在正常运行状态下,则告知各FTU-Agent按照前一定值参数继续运行。当有故障发生时则按照预先设定的动作逻辑告知相关FTU-Agent动作,并监视FTU-Agent动作的结果。如果DG已接入,且在正常运行状态下,按照状态估算Agent的计算结果将新的保护定值下发给相关FTU-Agent;当DG在接入状态且有故障发生时,会收到相关FTU-Agent上传的启动信息,然后逻辑判断Agent根据上传的启动信息和相应的电流采样值进行动作逻辑判断,并将判断结果(跳还是不跳?谁跳?)通过通信Agent告知上传启动信息的FTU-Agent,并监视相关的动作结果。如果开关正确跳开且故障成功隔离则转入重合闸逻辑,进行开关重合,恢复供电。如果开关需要跳闸,但并未跳开,则转入开关失灵逻辑判断,在确认开关失灵后跳开相邻的开关来隔离故障,并闭锁开关的重合闸。

(5)定值计算Agent是按照SCADA系统的运行状态进行阻抗计算,或者进行结构重构。

3.2.2 FTU-Agent的功能

馈线自动化终端(Feed Terminal Unint,FTU)是自动化系统与一次设备联结的接口,主要用于配电系统变压器、断路器、重合器、分段器、柱上负荷开关、环网柜、调压器、无功补偿电容器的监视和控制;与馈线主站通信,提供配电系统运行控制及管理所需的数据;执行主站下达的对配电设备的控制调节指令,以实现馈线自动化的各项功能。

本应用方案将传统FTU的功能按照MAS技术进行重新定义和扩展,增加了继电保护、定值管理等功能。各Agent之间的关系如图5所示:

FTU-Agent中主要Agent的功能如下所述:

(1)同步Agent同样是支持IEEE 1588协议的时钟同步模块,负责与配电自动化系统进行时钟同步,以保证本单元的采样同步。

(2)采样Agent的作用是在同步Agent实现时间同步后,负责对CT、PT的值进行采样,将采样结果一方面送达本单元保护决策Agent,另一方面通过通信Agent上传给配电网SCADA系统。

(3)定值管理Agent按照系统运行状态和逻辑判断Agent的定值命令来管理本单元的保护定值。

(4)保护决策Agent根据本单元的实时采样值与系统正常运行时的定值进行本FTU-Agent启动信息(若电流采样值大于等于该定值,则启动;反之则不启动,此处无需比较电流方向)的比较判断,并将启动的判断结果通过通信Agent上传给SCADA-Agent的同时,保护决策Agent进行动作逻辑的判断,并将动作逻辑的判断结果经一定的延时后和SCADA-Agent下达的信息经过一个与门之后,送达执行Agent来执行;若判断结果是无需FTU-Agent启动,则为了节省通信通道,不需上传该信息,也不需要进行相应的动作逻辑判断。

(5)执行Agent负责与IED设备通信,并将执行结果告知SCADA系统。

3.2.3 DG-Agent的功能

DG-Agent模块的功能和FTU-Agent模块的功能基本相同,只是增加了孤岛检测Agent和功率管理Agent。各Agent之间的关系如图6所示。

DG-Agent中主要Agent的功能如下所述:

(1)孤岛检测Agent的功能是检测DG是否在孤岛运行状态,如果DG在孤岛运行状态,则向保护决策Agent发送执行孤岛运行策略命令。此外,由于DG容量的限制以及接入点周围负荷的不确定性,DG能否孤岛运行还需要考虑DG容量和接入点周围负荷的匹配。如果二者相匹配,DG能够维持孤网的电压和频率在允许的范围内,则孤岛检测Agent执行相应的孤网运行程序;若二者不匹配,在DG容量大于负荷容量时,则向功率管理Agent发送降功率请求,以便维持孤网的电压和频率水平在一定的范围之内。当负荷容量大于DG容量时,则向某些非重要负荷元件发出切负荷命令。由于单台DG容量的限制,当分布式电源接入后的切负荷顺序和容量大小都较DG未接入时有所不同。

(2)功率管理Agent的功能是对DG的出力进行管理:一是控制DG按照系统要求的功率(前提是在DG所能够发出的功率范围之内)来发电;二是实现电压和频率的自动恒定。

4 结论

本文在对分布式电源接入后的配电网进行故障分析的基础上,针对DG接入对继电保护的影响,提出了基于配电网自动化的多Agent技术的配电网自适应保护方案,对Agent在含DG的配电网继电保护中的应用进行了初步研究。在基于配电网自动化的MAS保护系统中,利用SCADA系统的通信功能和Agent之间的协作能力可以提高继电保护的可靠性;通过将不同地点之间的保护的信息进行交换和协作,提高了DG接入后的配电网继电保护的灵活性。与常规保护相比,该保护方案在保护的配合和整体性能上更具适应性、灵活性和可靠性。

配电网继电保护技术 篇8

1 实际问题

部分供电企业在馈线开关的选择上采用断路器, 其原理是如果发生故障, 在故障点的前端最近的断路器跳闸断开电流, 从而防止整个线路受到故障的影响。然而, 在实际运用中, 往往由于多级开关保护之间的配合出现问题, 出现多级跳闸或越级跳闸现象, 对于瞬时性故障与永久性故障的判断也比较困难。为了防止出现以上问题, 部分电力企业就采用负荷开关作为馈线开关, 有效的解决了多级跳闸问题, 提高了判断瞬时性故障和永久性故障的能力, 但是不足之处是, 不管是馈线哪个位置发生故障, 都会造成全线断电。随着电缆化与绝缘化的出现, 主干线出现故障的几率大幅降低, 所以故障也主要集中到支线上, 一些电力企业对用户支线入口进行处理, 安装开关, 实现用户端故障的隔离效果, 防止影响整个配电线路, 并对事故的责任有了明确的划分。

2 配电网多级保护配合可行性研究

2.1 基本原理

对于农村配电线路而言, 引起分段数少且供电半径较长, 线路如果出现故障, 故障点以前的各段开关出现短路的现象较为明显, 采用延时级差与电流定值配合结合的方法, 实现多级保护配合, 这样就可以选择性的对故障进行处理。而对于城市配电线路而言, 分段数相对较多, 且供电半径较短, 故障出现时, 前段开关出现短路的现象相对较小, 这样也就对不同的开关设置不同电流定值难以实现, 因此主要采取保护动作延时时间级差配合的方法, 有选择性的对故障进行切除。

2.2 可行性研究

通过对变电站10k V出线开关与馈线开关不同保护动作延时时间的设置, 实现保护配合的方式就是多级级差保护配合。为了防止短路电流冲击系统, 变电站变压器在低压侧设置过流保护动作的时间最小为0.5s, 在这0.5s内, 要安排多级级差保护的延时配合, 才能不影响上级保护的整定。目前, 馈线断路器开关动作一般是30-40ms, 因此其保护动作延时可以设置为0s。如果馈线用户开关或分支开关配置有熔断器或断路器, 其励磁涌流较小, 可以通过加大脱口动作电流阀值的方法而不需要采用延时措施。

2.3 三级级差保护配合研究

随着科技的发展, 开关技术也在不断的进步。最大的特点是保护动作时间大大的缩短, 其中主要采用的是无触点驱动技术及永磁操动机构, 通过对永磁操动机构工作参数的设置, 分闸时间达到10ms上下, 而无触点电子分闸驱动分闸的时间可以达到1ms以内, 对故障的判断可以在10ms内完成。以上技术基本可以在30ms内对故障电流进行切除。即上文中所提到的馈线开关设置0s保护动作时, 故障电流可以快速的在30ms内切断。考虑到一定的时间问题, 在上级馈线开关设置时, 可以设置为100-150ms的延时时间, 变电站出线开关延时时间可以设置为250-300ms, 预留200-250ms的级差在变压器低压侧, 保证选择性, 这样就实现了三级级差保护配合的目的。综上所述, 采用无触点驱动技术及永磁操动机构可以实现三级级差保护配合, 也不会对上级保护配合产生影响。

3 多级级差保护及集中故障处理配合

3.1 两级级差保护配置

应该对线路上开关的选取有一定的选取原则:变电站出线开关、分支开关或用户开关采用断路器;主干线开关采用负荷开关;变电站出线断路器保护动作延时时间设置为200-250ms, 分支断路器开关或用户断路器开关保护动作延时时间设置为0s。采用两级级差保护配置主要有以下几方面的优势:

第一, 用户或分支发生故障后, 断路器首先跳闸, 其他地方不受影响, 不会造成全线停电, 解决了全负荷开关的弊端。

第二, 开关越级跳闸或多级跳闸的现象不会发生, 故障判断准确, 处理过程变得简单, 故障修复时间缩短, 解决了全断路器开关的弊端。

第三, 造价方面, 主干线全负荷开关的造价相比全断路器的方式而言, 造价降低了很多。

3.2 集中式故障处理策略

(1) 主干线故障。如果故障出现在主干线上, 那么就要根据线路的类型来选择处理故障的策略, 选择策略的主要依据如下:

第一, 主干线全架空馈线。这种故障处理的方式主要依据以下步骤:首先, 故障一旦发生, 变电站出线断路器就会跳闸, 故障电流被切断;其次, 经过延时后, 断路器重新重合, 如果重合有效, 那么即可断定为瞬时性故障, 如果重合失败, 断定为永久性故障;再次, 根据线路各个开关上报故障信息, 对故障区域进行判断;最后, 根据判断所得到的故障区域采用相关的措施进行故障解决, 瞬时性故障一般存入故障处理记录, 永久性故障可以根据遥控技术对故障区域周边的开关进行控制, 将故障区域隔离处理, 其他区域恢复供电, 故障信息存入永久性故障处理记录中。

第二, 主干线全电缆馈线。这种故障主要处理的方式遵循以下步骤:首先, 一旦出现故障, 立刻判定为永久性故障, 断路器跳闸切断故障电流;其次, 根据区域开关上报信息确定故障区域;最后, 根据遥控技术对故障区域周边开关进行控制, 将故障区域隔离, 恢复其他区域供电, 存入故障记录。

第三, 用户或分支线路故障。这种故障方式处理主要根据以下步骤:首先, 故障区域的用户断路器或分支断路器跳闸, 将故障电流切断;其次, 如果跳闸区域的用户断路器或分支断路器属于架空线路, 则经过延时后重新重合, 成功则断定为瞬时性故障, 失败则断定为永久性故障。如果跳闸区域的用户断路器或分支断路器为电缆线路, 直接断定为永久性故障, 断路器不再重合。

4 多级级差保护与电压时间型馈线自动化配合

该技术是重合器与电压时间型分段器二者之间配合将故障区域隔离, 并恢复区域供电的技术。单纯电压时间型馈线自动化技术存在缺陷, 即分支线路故障会导致全线短暂停电或全线断路器跳闸。为了解决这一问题, 采用两级级差保护与电压时间型馈线自动化技术相配合的方法进行解决。该技术的应用主要是在变电站出线开关处采用重合器, 设置200-250ms的延时时间, 采用电压时间型分段器作为主干馈线开关, 分支或用户开关采用断路器。该配置在主干线出现故障之后, 处理故障的步骤与常规电压时间型馈线技术所处理的方法是相同的, 不同的是在故障出现后, 对整个线路造成的影响不同, 因此可以看出在配合的方式下, 不会出现全线断路器跳闸导致的全线停电现象。

结语

本文主要针对继电保护与配电自动化配合下的配电网故障进行了分析, 并对故障的类型及所采取的措施进行简要的介绍, 在智能电网应用的今天, 配电网智能化配合技术的应用大大提高了配电网的安全性及可靠性, 对电力事业的发展起到良好的促进作用, 使得实力企业的功能得到了大幅度的提高。

参考文献

[1]李国武, 张浩, 武宇平.配电自动化技术分析与应用[J].华北电力技术, 2011 (8) .

[2]秦臻, 余文波.简析继电保护与配电自动化配合的配电网故障及其解决方法探究[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2012 (14) .

配电网继电保护技术 篇9

配电自动化是构成智能电网的重要环节,配电网的可靠性是提高配电网运行效率的重要保证,有效处理配电网运行中的故障有利于充分发挥配电网自动化的作用。因此,新时期,要把处理配电网故障放在电力系统工作的重要位置,只有这样才能实现配电网运行效率的提升,各部门工作的顺利展开以及电网的安全、有序、高效运行。

1 配电网故障分析

在整个电力系统中,配电网出现的问题最多,故障发生得最频繁,这给供电企业的正常运行带来了很大的烦恼。为防止配电网故障影响整个电力系统,部分供电企业选择使用断路器,故障发生时,距离故障最近的断路器会发生跳闸,从而起到保护电路的作用。然而在实际使用中,存在断路器越级跳闸或者多级跳闸的现象,增加了故障判定的难度。一些供电企业为有效应对跳闸问题,使用负荷开关作为馈线开关,这使越级跳闸现象得到了限制,有利于故障的排除,但是容易引发停电问题,给用户用电带来了更多的困扰。由于电网主线的绝缘化和电缆化水平不断提升,故而故障多发区域在用户支路而非主干线上,因此,一些供电企业利用在支路入口处设置跳闸开关来进行故障隔离,防止事态进一步扩大。

2 配电网多级保护配合可行性研究

农村配电线路具有供电半径长、分段数少的特点,故障发生时,一般都是前端开关出现短路。为灵活、有选择性地处理故障,可以采取电流整定与延时级差结合的方法进行处理。相比之下,城市配电线路具有供电半径短、分段数多的特点,故障发生时,前端开关出现短路的可能性较小,由于无法根据开关的不同设置相应的电流定值,所以只能使用保护动作延时级差配合的方式来有选择性地切除故障。

通过对变电站10 kV出线开关和馈线开关设置不同的延时时间,可以促进配电网各部分运行的有机配合。一般情况下,使用低压侧开关,在一定程度上可以减少电流短路造成的破坏。目前,馈线断路器开关动作时间一般在30～40 ms,因此其保护动作延时可以设置为0s。如果馈线用户开关或分支开关配置有熔断器或者断路器,其励磁涌流较小,可采用加大脱扣动作电流值的方法而无需设置延时措施。

随着科学技术的发展,开关技术也在不断更新和进步,具体表现在通过使用永磁操作机构以及无触点驱动技术,大大缩短了保护动作所消耗的时间。有效设置永磁操作机构的工作参数,可使分闸时间达到10 ms左右,无触点电子分闸驱动分闸的时间可以控制在1 ms以内,因此,故障发生地点及类型的分析和判断可以在10 ms内完成,故障处理的时间可以控制在30 ms之内。同时,上级馈线开关以及变压器出线开关的延时时间设置是有一定规律的,要严格遵守后备保护规则,只有这样才能确保三级保护之间相互不受干扰。

3 两级级差保护配置与集中式故障处理

3.1 两级级差保护配置

选择线路开关时要坚持以下原则:(1)分支开关、变电站出线开关以及用户开关应使用断路器。(2)主干线应使用负荷开关。(3)变电站出线断路器保护动作延时时间的设置应控制在200～250 ms之间,除此之外用户断路器以及分支断路器的保护动作延时时间应设置为0 s。

采用上述两级级差保护配置主要有以下优点:(1)可以有效避免开关多级跳闸和越级跳闸事件的发生,有效缩短故障判断和处理的时间,提高线路故障处理效率;(2)分支线路或者个别用户发生故障时,断路器会在检测到故障后第一时间跳闸,其他区域则不受影响,不会造成全线停电;(3)主干线全部使用负荷开关相比全部使用断路器更加节约资金。

3.2 集中式故障的处理策略

3.2.1 主干线故障

主干线故障的处理要根据线路的具体类型具体分析,主要有以下几种处理方案:

3.2.1. 1 主干线为全架空馈线时

(1)故障发生时,首先变电站的断路器会跳闸,切断故障电流。延时处理后,断路器会重新自动重合,如果重合后线路恢复正常,就说明故障是瞬时性的;如果重合没有成功,就说明故障是永久性的。

(2)依据线路各区域开关的情况,准确、详细地记录信息,并分析、上报。

(3)在对区域故障进行分析的基础上制定故障处理的基本方案,瞬时性故障一般存入故障处理记录即可,永久性故障可以使用相关技术有效控制故障区域周边的开关,并隔离事故发生区域,及时恢复其他区域的供电,最后将故障处理过程记录在永久性故障处理档案中。

3.2.1. 2 主干线为全电缆馈线时

此种故障一旦发生,立刻判定为永久性故障,断路器跳闸切断故障电流;依据区域开关上报信息确定故障区域;运用遥控技术有效控制故障区域周边的开关,及时隔离故障发生区域,恢复其他区域的供电,存入故障记录。

3.2.2 用户、分支线路故障

用户、分支线路出现故障一般通过以下步骤处理:(1)故障区域的用户断路器或分支断路器跳闸,将故障电流切断;(2)如果跳闸区域的用户断路器或分支断路器属于架空线路,则经过延时后重新重合,成功即可判定为瞬时性故障,(下转第31页)失败则说明是永久性故障。如果跳闸区域的用户断路器或分支断路器属于电缆线路,那么可以直接判定为永久性故障。

4 多级级差保护与电压时间型馈线自动化配合

这是一项利用电压时间型分段器和重合器的有效合作实现故障区域隔离并及时恢复区域供电的技术。单纯使用电压时间型馈线自动化技术,分支线路的故障会引发全线暂时性断电或者全线断路器跳闸,而将电压时间型馈线自动化技术与多级级差保护有机配合,可以有效解决这一问题。该技术的应用主要是在变电站出线开关处应用重合器,并设置200～250 ms的延时时间,采用电压时间型分段器作为主干馈线开关,分支或用户开关采用断路器。当故障发生后,处理方法与应用常规电压时间型馈线技术所进行的处理无异,区别在于可以有效避免全线停电现象的发生。

5 结语

随着科学技术的发展和进步,电网的智能化水平越来越高,配电网智能化水平的提高在很大程度上提高了配电网的安全性、稳定性以及可靠性,极大地促进了供电企业的发展,也为我国经济发展提供了稳定的供电保障。

参考文献

[1]龚利娟,张乃军.浅析电力系统运行中的继电保护故障处理[J].华东科技,2013(1)

[2]彭录海.继电保护及安全自动装置在状态检修模式下的思考[J].黑龙江水利科技,2012(12)

[3]张淑华.试论继电保护是电网安全运行的重要保障[J].黑龙江科技信息,2012(36)

[4]侯连柱,张久录.探讨电力系统配电自动化面临的问题[J].华东科技,2012(12)

配电网继电保护技术 篇10

关键词：光伏电源,配电网,继电保护,影响

0前言

当今, 光伏电源并网发电以其独特的优势得到了人们越来越多的重视, 比如:它能够有效降低电网的损耗, 节省投资, 提高系统的可靠水平等等。但是也应该注意到, 光伏电源的接入, 原有的配电网供电模式会被打破, 形成新的供电模式, 在电网发生故障时, 故障点的电流会增大, 相应节点的短路水平会发生改变, 从而使得继电保护装置无法正常工作。现在社会逐渐在发展以新能源和可再生能源为主体的新型能源, 来代替传统的能源。而可再生能源中最为有潜力而且环保的要数光伏能源了, 光伏能源逐渐成为了目前世界上最为重要的新能源。

1 光伏能源的分布式电源形式接入电网的新政策分析

(1) 拓展光伏发电发展领域。鼓励各级地方政府在国家补贴基础上制定配套财政补贴政策, 因地制宜利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等建设就地消纳的分布式光伏电站, 提倡分布式光伏发电与农户扶贫、新农村建设、农业设施相结合, 促进农村居民生活改善和农业农村发展。 (2) 加强光伏发电统筹协调。提出屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物, 要同步安装光伏发电设施或预留安装条件。 (3) 简便光伏发电备案程序。要求对个人利用住宅 (或个人所有的营业性建筑) 建设的分布式光伏发电项目。 (4) 完善光伏发电发展模式。明确利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项目, 在项目备案时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。“全额上网”项目的全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。 (5) 明确分布式光伏电站界限。提出在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目, 纳入分布式光伏发电规模指标管理, 执行当地光伏电站标杆上网电价。 (6) 创新光伏发电示范区建设。探索分布式光伏发电区域电力交易试点, 允许分布式光伏发电项目向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电, 电价由供用电双方协商, 电网企业负责输电和电费结算。 (7) 健全电费结算和补贴拨付时限。要求电网企业按月 (或双方约定) 与分布式光伏发电项目单位 (含个人) 结算电费和转付国家补贴资金, 保障分布式光伏发电项目的国家补贴资金及时足额转付到位。 (8) 优化光伏发电融资服务。鼓励银行等金融机构结合分布式光伏发电的特点和融资需求, 对分布式光伏发电项目提供优惠贷款, 鼓励地方政府结合民生项目对分布式光伏发电提供贷款贴息政策等等。

2 光伏发电的优点

光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。它具有常规火力发电系统所不具备的优势: (1) 无枯竭危险、安全可靠、无噪声、无污染排放。 (2) 不受资源分布地域的限制, 可利用建筑屋面。 (3) 无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电。 (4) 能源质量高, 对实现节能减排、可持续发展有重要意义。 (5) 建设周期短, 获取能源花费的时间短。同时微电网接入采用了电力电子技术实现的“柔性”接入, 其电源特征与常规的“旋转”发电机发电接入不同, 从而对常规的配电网继电保护带来影响。

3 光伏电源接入配电网对馈线继电保护的不利影响

近些年来, 我国的光伏能源规模和容量都在迅速的扩大, 也促使之前的单端配电网逐渐朝着多端方向发展, 这种转变可能会引起电网内故障电流的强弱、方向以及时间发生改变, 从而使得继电保护出现有误动或者是拒动现象。从这个角度上看, 对于光伏电源接入配电网中, 对馈线继电保护造成的影响研究是非常重要的, 电力企业需要在保证获取光伏电源的积极效益的同时, 最大化的降低其所造成的不良影响。

在国际电网公司采用的技术规范《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》中, 指出了当检测到电网侧发生短路时, 光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。

如果电网侧或者是馈线出现了任何形式的短路故障, 都需要迅速的切除光伏电源光伏电站。

在这种情况下, 光伏电站的接入只会对馈线的电流继电保护造成影响。然而在实际的电网系统运行过程中, 却更加的复杂化。因此, 我们应该想些其他方法来解决如何在光伏电源没有正常跳离配电网时, 又能做到配电网的保护。我们需要利用公式计算出短路电流的大小和方向, 进而分析在光伏电源的不同位置、不同流量接入对配电网馈线的保护和重合闸的影响。

3.1 光伏电源对馈线电流保护的影响

例如如果将1mwp的并网电站通过一台1mva升压变压器, 将其升压为10k V, 然后通过10k V馈线接到110k V变电站的某个10k V馈线接入系统中。未接入光伏电源时, 电流速断保护的速断方向以及低电压闭锁保护的控制字都是退出状态。当接入光伏电源后, 有些馈线电流就会相应发生改变, 同时产生的保护效果也会发生改变。当本线发生故障时, 由于故障电流仅是由电网提供的, 而与光伏电源无关, 因此此时光伏电源的接入对馈线的保护是没有任何影响的。

3.2 对馈线重合闸的影响

在根本上, 大多数配电网所出现的故障现象都是瞬时性的问题。在这个角度上看, 在配电网系统中采用重合闸能够有效地提升系统的稳定性, 同时还能够降低电网系统维护的工作量。在单端供电的配电网结构下, 对架空馈线都是用重合闸来实现瞬时故障的供电的, 这样便可以很好的保护配电网的正常运行了。但随着光伏电源的引入, 这个问题就不那么简单了。如果光伏电源与配电网之间的联络线在发生故障后跳开了, 那么光伏电源就不会影响重合闸对配电网的保护作用。

3.3 对备用电源的影响

通常来说, 主流电源在故障影响的情况断开时, 一般需要自动利用备用电源供电, 以不影响正常的供电工作。而光伏电源在使用中, 要求快速高效自动投入备用电源, 以期达到产生同期合闸的要求, 这样做的目的是为防止非同期合闸产生强大冲击电流, 而破坏配电网和光伏电源设备。

4 结束语

将光伏电源接入到配电网中, 能够提供大量的能源支持, 节省大量的化石能源, 改善了电力企业的供电水平。但是同时, 光伏电源的接入也对馈线继电保护造成了一定的影响, 和电源的容量、接入位置以及其他方面的因素都有着密切的联系。由于相当容量的光伏电源接入到不同位置的时候, 会产生差异化的效果, 极可能促进对馈线的保护, 拓展其保护的范围, 也很可能进一步缩小该范围。在这样的前提下, 电力企业员工需要采用相应的措施来保证光伏电源的接入能够加强馈线继电保护状态, 比如加装方向原件就是一种有效的措施。在光伏电源测电力人员也能够设置部分低频设备, 并且实行同期入网的方式, 能够避免对重合闸造成不良影响。总的来说, 针对于光伏电源接入配电网对馈线继电保护造成的各种影响, 电力企业需要进行全面深入的探索, 找到相应的解决措施, 不断的进行改正和完善, 使得光伏电源能够更好地为人们所利用。

参考文献

[1]刘健, 倪建立, 杜宇.配电网故障区段判断和隔离的统一矩阵算法[J].电力系统自动化, 1999 (01) .

[2]金兆杰.浅析当前低压配电网电压质量问题[J].华东电力, 1987 (04) .