配电网继电保护与自动化
配电网继电保护与自动化范文第1篇
关键词：继电保护系统 配电自动化 协调 电网故障 处理方法 建议
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）04（a）-0065-02
1 电网故障原因
在新疆电网运行过程中，故障问题的出现是无法避免的，可以用断路器取代对应的隔离开关，这样在出现故障问题的时候，离故障区最近的断路器便会第一时间跳闸，最大化降低故障问题对供电系统造成的破坏。但在电网实际运行过程中，各级开关保护器仍然存在各种问题，导致电网出现“越级、多级”跳闸，很难第一时间准确判断电网出现的故障问题。在解决跳闸故障问题中，部分电力企业也将负荷开关作为馈线开关，准确判断越级跳闸以及故障，仍会出现小故障问题，导致电网运行中出现停电故障。此外，在新疆电网运行中，主干线路“电缆化、绝缘化”程度明显提升，主干线各类故障发生率有所降低，但用户支路却频繁出现故障问题，在解决这方面问题中，部分供电企业在用户支路入口合理位置安装上具有跳闸性能的开关，自动隔开存在故障的设备，避免影响电网主干线的稳定运行。
2 继电保护系统和配电自动化协调对电网故障处理方法和建议
2.1 两级级差相互配合和保护
在新疆电网运行过程中，工作人员必须严格按照相关规定，根据地区各方面情况，选择适宜的线路开关，要将负荷开关应用到主干线路中，将断路器应用到电网“出现、分支、用户”开关。在保护动作启动之后，电网变压设备出线断路器保护动作延时时间需要在200～250 ms间，而用户以及支线短路后，其开关延时时间要为0 s，可以借助两级级差互相配合方式，全方位有效保护电网。在电网运行过程中，如果支线、用户电箱出现故障问题，断路器会第一时间出现跳闸动作，避免其他线路运行中受到干扰，防止整个电网出现停电故障，可以间接处理某些问题，比如：负荷开关故障问题。同时，在两级级差相互配合以及保护作用下，开关很少出现“越级、多级”跳闸现象，工作人员可以在最短的时间内准确把握故障出现位置、类型等，故障处理流程简单化，不需要花费较多的处理时间，故障处理效率与质量较高。此外，工作人员可以在电网主干线位置合理安装负荷开关，降低电网运行成本的基础上，有效提高了运行效益。
2.2 多级级差保护与电压时间型馈线自动化配合
在该技术作用下，电网故障区可以迅速隔离，促使电压时间型重合器、分段器相互作用，确保故障区域在最短的时间内恢复供电。同时，新疆电力企业可以根据该地区电网具体运行情况，多角度优化利用电压时间型馈线自动化技术，使其与多级级差保护有效配合，避免分支线路出现故障，防止全线断路器出现跳闸或者断电问题。在该技术作用下，工作人员需要将重合器巧妙应用到电网出线开关点，延时时间必须控制在200～250 ms范围内，将电压时间型分段器应用到主干馈线开关中，断路器应用到用户开关、分支开关中，此外，如果电网运行中出现故障问题，工作人员可以采用常规电压间型馈线技术类似方法，避免运行中的电网出现停电问题。
3 集中式故障处理方法
3.1 主干线故障处理方法
站在客观角度来说，集中式故障处理方法具有较强的针对性，电网主干线线路故障处理方法并不相同，就支干线来说，在运行过程中，出现故障问题的原因较多，检修人员必须全方位客观分析出现故障的位置、故障类型等，要坚持具体问题具体分析的原则。具体来说，在电网运行中，如果其中的主干线出现全架空馈线故障问题，出现位置断路器开关会自动跳闸，有效隔断故障电流，检修人员必须严格按照规定，准确判断故障类型，如果在延时处理后，断路器又能自动重合，说明该故障具有瞬时性特点，如果断路器无法重合，说明该故障问题具有永久性特点。在此基础上，检修人员需要客观分析线路区域开关运行状态，记录好各方面情况，客观分析的基础上及时上报故障信息，及时采取针对性措施有效解决故障问题。如果属于永久性故障问题，新疆电力企业必须借助合理化管理系统，动态控制故障区域开关，有效隔离事故区域，便于其他区域可以政正常供电，要详细、完整记录故障信息。如果主干线属于电缆馈线，出现全架空馈线故障，这属于永久性故障，必须在第一时间借助断路器，在跳闸作用下，将故障电流顺利切断，及时上报故障信息。在此过程中，新疆电力企业需要采用遥感技术，动态监控故障区域开关，确保故障区域可以在最短时间内恢复供电。
3.2 用户和分支线故障处理方法
如果用户以及分支线路出现故障问题，故障区域中的用户断路器、分支断路器会充分发挥自身多样化作用，第一时间开启跳闸模式，及时切断故障电流，如果出现故障区域属于架空线路，检修人员需要根据故障问题延时处理之后自动重合情况，客观判断故障的属性，采取针对性措施加以解决，如果是电缆线路，不需要要再判断，便可断定为永久性故障。
4 结语
而言之，在新疆地区经济发展过程中，电网智能化技术不断被推广，应用范围大幅度扩大。在继电保护系统和配电自动化配合作用下，新疆地区电网具有较好的可靠性、稳定性以及安全性，电网故障发生率明显降低，电网系统处于高效运行中，大幅度提高了供电质量。在一定程度上，有效地满足了新疆地区各方面对电力资源客观需求，利于促进新疆电力事业不断向前发展，走上健康稳定发展的道路，拥有更加广阔的发展前景。
参考文献
[1] 刘健，张小庆，陈星莺，等.集中智能与分布智能协调配合的配电网故障处理模式[J].电网技术，2013（9）：2608-2614.
[3] 黄荣禄.继电保护与配电自动化配合的配电网故障处理方法分析[J].通讯世界，2015（7）：118-119.
配电网继电保护与自动化范文第2篇
关键词：配电网；多级继电保护；关键技术；自动化
前言
通常情况而言，配电网停电多由配电设备或输电线路故障引起，而确保配电网多级继电保护之间配合的有效性可大大缩减停电范围，并且能够将故障设备和电路快速切除，最大限度降低设备或线路的受损情况，进而保证电网的经济效益。因此，在配电网运行中确保多级继电保护配合至关重要，电力系统必须采取有效措施深入研究并发展这项关键技术。
1 配电网多级继电保护原则
为了确保配电网多级继电保护的有效性，配电网多级继电保护必须遵循以下原则：（1）在《继电保护和安全自动装置技术规程》和《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》等章程中明确规定了故障无需快速切除的要求，只要符合上述要求，变电站可将出线断路器中瞬时速断保护转换为延时速断保护；（2）断路器采用弹簧储能机构，则可将延时时间级差设置为0.22～0.31s，而配备永磁操动机构的级差则设置为0.16～0.21s；（3）在变电站出线断路器中必须配置瞬时速断保护装置，同时馈线（除去出线断路器瞬时保护外）可设置电流保护，以此在延长时间级差的情况下，实现过电流（两至三级）保护的有效配合；（4）在两级级差配合的电流保护情况下，如故障多发，修复时间较长且具备配合条件，则可在分支线路上安装断路器，延时时间以0s为宜，而在三级级差配合的电流保护情况下，如故障多发，修复时间较长且具备配合条件，则在分支、次分支或用户路线上安装断路器。
2 目前我国配电网多级继电保护中存在的问题
2.1 配电网改造设计存在不合理现象
配电网改造后，其中的多分段和多联络接线等方式能够提高配电网运行方式的灵活性，但是由于设计等因素，配电网在改造后不能实现多级配合，对多级保护的选择性和可靠性产生不良影响。
2.2 配电网多级继电保护装置自身存在缺陷
现阶段，市场上的多级继电保护装置软硬件存在诸多质量问题，而配电网升级改造后对多级继电保护装置的质量和性能要求提高，将这些设备应用于改造后的配电网，必然会给配电网的正常运行带诸多隐患。
2.3 配电网多级继电保护核算整定管理制度不完善
现阶段，由于我国配电网改扩建工程发展迅速，继电保护核算整定工作出现明显的滞后现象，同时地方供电公司管理工作存在缺失，导致配备的装置不匹配，并且由于整定核算人员失误造成的各级保护定值不准确，从而导致越级跳闸，严重时会降低设备绝缘性能并扩大停电范围。
3 配电网多级继电保护配合的关键技术
3.1 三段式过流保护配合技术
近年来，我国科学技术发展成果显著，尤其在电力系统发展中，各项科学技术的引进为电力系统的安全平稳运行提供有效保障。在配电网改扩建工程中，技术的创新为多级继电保护配合关键技术的发展奠定了坚实的基础。其中三段式过流保护技术以差异化定值为基础，取得了明显的发展成效，技术基本成型。该项技术可忽略上下级之间的搭配关系，仅确保动作时限上配合的有效性即可。同时该项技术可快速识别线路实际情况，通过对两相短路和三相短路的准确界定，对故障进行有效定位，以此保证了配电网多级继电保护配合的合理性。例如在10kV配电网多分段开关过流保护中，其过流保护配合策略的制定以三段式过流保护配合技术为依据，形成多套保护定值模式。该10kV线路全长为21公里，属于手拉手线路，由于线路干线较长，开关设置较多，无论运行方式如何变化，其保护定值仅有一套，在运行过程中容易受到外力影响跳闸，并且越级跳闸十分严重。针对上述情况，以三段式过流保护配合技术为基础，相关部门制定了开关过流保护配合新策略：每台开关均配置多套定值策略，其中运行方式发生变化时，线路柱上开关的定值也随即转换至保护定值区，并且借助配电网自动化发展趋势，可将多定套保护定值下载至远程遥控终端之中，如果线路运行方式发生变化则保护定值可实现自动转换，以确保定值转换的准确性。
3.2 多级级差保护配合技术
该技术主要根据变电站10kV出线开关和馈线开关两种不同形式配置相应的保护措施，让保护效果得到延迟，在有效排除故障的同时，起到了良好的保护作用。就一般情况而言，多级级差保护配合技术将保护时限设置为1～1.5s，以此降低短路电流对整个配电系统造成的不良影响，保证配电网中多级继电保护工作的正常开展。此外多级级差保护配合技术通常分为两级级差保护配合技术和三级级差保护配合技术，前者主要针对馈线断路器开关，将其设置为35～45ms左右，弧度时间以8～12ms为宜，该技术方式可快速切断故障，但是必须以手动操作的方式完成，很难在瞬时性故障维修中利用。如果增加出线开关，变电站变压器能够预留240～260ms的级差，从而提高多级继电保护配合技术水平；后者主要利用无触点驱动技术，实现短时间内保护整个配电网多级继电，其中在10ms内便可准确识别事故原因，并且支持变电站设置200ms左右的保护动作延迟时间，可起到显著的保护作用。例如在某配电网模式中，出现两相短路故障时，可根据配电网实际情况，对变电站出线断路器和次干线断路器进行结合操作，在此基础上利用多级级差保护技术实现延迟保护，并将变电站断路器和次干线断路器的时间均设置为0s。
4 结束语
综上所述，随着经济发展和社会进步，对配电网运行质量要求日渐提升，国家新一轮配电网改造工程正在全面开展，电力系统必须重视配电网多级继电保护配合关键技术的研究与发展，通过实践经验分析及技术探讨找出技术优化的合理方案，以此提升配电网运行的安全性和有效性，为用户提供可靠且安全的供电服务。
参考文献
[1]钟远林.配电网多级继电保护配合的关键技术探讨[J].中国高新技术企业，2016（18）：126-127.
[2]刘健，刘超，张小庆，等.配电网多级继电保护配合的关键技术研究[J].电力系统保护与控制，2015（9）：35-41.
[3]柏翠.关于配电网多级继电保护配合的关键技术分析[J].电子世界，2016（14）：132.
配电网继电保护与自动化范文第3篇
【关键词】智能变电站；继电保护；数字化
电网建设的日益完善，智能化与数字化技术在变电站中的应用逐渐增多，并且随着变电站运行系统以及设备的日益复杂，对继电保护技术提出了更高的要求，为保证变电站运行的效率，必须要在原有基础上进行分析，确定继电保护应用的原则，进一步研究继电保护技术，基于变电站继电保护配置的灵敏性、可靠性以及选择性等，对过程层以及变电站层等进行分析。
1 智能变电站继电保护配置
智能变电站继电保护装置，主要是根据智能变电站继电保护的不同配置层来对继电保护进行分析，即智能变电站过程层与变电站层继电保护。其中，在电网系统中智能变电站过程层继电保护，主要是根据智能变电站过程层一次设备情况，对一次设备进行独立主保护的配置。在对变电站过程层一次设备进行继电保护配置时，需要结合实际情况来确定，一般可以分为两个方面：一方面，过程层一次设备本身为智能化设备保护装置，则在进行配置时，变电站一次设备保护装置应安装在变电站智能设备内部。另一方面，过程层一次设备为老旧设备改造而成，则在进行配置时应将保护设施、测控以及合并器等设备做就近安装，提高继电保护的效率，并且可以提高后期维护工作的方便性。其中，利用以太网来实现过程层继电保护中系统信息的采集与传输。
图1 智能变电站继电保护配置图
2 智能变电站继电保护原则
对于智能变电站继电保护技术的研究，必须要满足几个要求：第一，继电保护技术的应用，必须要具备可靠性、选择性、快速性以及灵敏性特点，提高继电保护的安全性，能够针对电网运行中存在的故障进行分析，并迅速进行解决。第二，对于110kV及以上高电压级别变电站，如果双母线与单母线分段接线形式有特殊要求时，应该选择安装电子式电流电压互感器。第三，对于110kV及较低电压级别变电站在安装继电保护保护装置时，可以选择用集成安装的方式。其中，对于主变压器来说，应该对各侧合并单元进行冗余配置，剩余各间隔之间合并单元应进行单套配置。第四，控制好继电保护与监控、调度之间关系，满足数字化以及远程控制变电站运行的要求，提高各级调度技术支持系统之间的联通性，保证电网能够安全、稳定、经济的运行。
3 智能变电站继电保护技术应用分析
3.1 变电站过程层继电保护
（1）线路保护
对于智能变电站继电保护技术的应用，需要将继电保护装置与整个变电站运行状态监测联系在一起，然后以间隔来确定单套配置。其中，智能变电站过程层线路保护一般选择用线路纵联保护装置进行保护，通过过程层线路纵联差动保护与线路纵联距离保护两种线路方式。线路纵联保护为线路主保护部分，需要将过程层线路后备保护部分设置在变电站层集中式保护装置中。
（2）变压器保护
智能变压器保护装置一般选择用分布式为过程层配置，在运行时先实现差动保护，然后通过集中式安装后备保护。其中，对于变电站过程层变压器进行差动保护时，对于非电量保护部分需要进行单独安装，并通过电缆将其直接与变电站断路器进行连接，这样断路器跳闸命令就可以通过光纤传输到全站式网络线路中，完成对整个变压器的差动保护。如果是对于110kV变压器进行继电保护，则在进行配置时，要求将主后备保护集成在一起，将其作为一体化双套配置。在对智能变电站内变压器进行机电保护配置时，需要直接对设备进行采样分析，并根据分析结果来完成各侧断路器的控制，保证其能够完成自动跳闸动作。
（3）母线保护
对于智能变电站母线保护，可以选择用分布式设计相应装置，在进行设计时，每个间隔之间可以选择用独立母线保护方式。其中如果为110kV智能变电站母线保护设计，可以选择用分段保护方式，保护单元与合并单元进行连接，并且与智能终端连接，不利用网络来进行系统信息以及数据的交换，以此来直接完成对数据信息的采样与分析，最终实现跳闸动作。
3.2 变电站层继电保护
对于变电站层继电保护基本上都是采用集中式后备保护进行配置，能够提高变电站系统运行的实用性，并且还可以实现在线实时自整定等，继电保护效果更好。其中，后备保护系统可以分为两个部分，即为本变电站实现后备保护功能，实现开关失灵保护；对相邻变电站实现保护功能，并对开关失灵进行保护。对于变电站层继电保护主要体现在运行的不同时期，第一，正常运行供电阶段：变电站正常运行供电时，电力系统中相应设备以及保护装置等工作在其额定工况下，系统内存的仪器、仪表等都处于正常访问状态，这时继电保护装置只需要完成实时监控报警，保证变电站能够正常运行即可。第二，运行供电发生故障：如果变电站内设备发生故障，则继电保护装置动作，及时完成电力设备故障部分的切除，保证其余电网部分的正常运行。第三，供电异常：如果变电站运行异常，则由继电保护设备及时发出报警讯号，以此来通知维护人员及时进行故障的排除，确保电力系统的正常运行。
4 结束语
为适应电网智能化与数字化的发展，智能变电站系统更为复杂，为了保证其运行的效率，必须要加强对继电保护的研究。要求在原有基础上，积极应用更多新型技术，不断优化电网智能变电站继电保护方案，争取提高电网系统运行的稳定性与安全性。
参考文献：
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[3]胡春琴，徐良骏，周鑫，石英超.全数字化继电保护在上海蒙自智能变电站的应用[J].供用电.2010（04）.
配电网继电保护与自动化范文第4篇
关键词：智能变电站；变电站保护；继电保护；配置
中图分类号：TM411文献标识码： A
一.引言
随着我国经济技术的不断进步，国家电网也进入了智能化配置阶段。在这一背景之下，一系列与变电站相关的技术便应运而生，智能变电站就是其中非常关键和重要的一项技术。继电保护配置是保证电网运行稳定的一条防线，将智能变电站与继电保护配置结合起来，是适应我国不断发展着的电力运行安全指标的需要。
二． 智能变电站的继电保护配置机构。
智能变电站的是在自动化一次设备基础上加上网络化二次设备,以IEC61850通信规范为前提,实现信息的共享和交互性,并具有继电保护和数据管理等功能的现代化变电站。智能变电站可以分为三个层次,即现场间断层装置、中间网络通信层、后台的操作层。过程层包括合并单元、智能终端和接口设备,其核心设备是交换机。间隔层承担着对设备进行保护和控制的作用,对间隔层数据的实时采集以及控制命令发出的优先级别等,开展操作同期以及其他控制功能,承担承上启下的通信功能。控制层的主要设备是主机、运动装置、规约转换器等。主要功能是,对全站数据信息的实时汇总,对数据库的刷新,并把收集到的信息传送到监控中心接受指令,向间隔层和过程层传递指令。另外,可以根据不同运行方式,预先结合离线定制整定算法,确定几套定值整定方案,确定系统运行中发生状况时,保护相应切换到预先设定好的一套定值区。
三.继电保护应具备的性能特点
1.安全可靠。
在电力系统继电保护的过程中，继电保护必须要安全可靠，这是最基本的要求。安全可靠主要体现为两个方面：其一是可依赖性；其二是安全性，这两个方面的性能都是继电保护必须要具备的。由于以上两个方面存在着一定的矛盾，在继电保护的设计与选择过程中应根据保护对象的实际情况进行适当的协调，提高继电保护的可靠性。
2.应具有较强的选择性。
选择性是指出现故障时首先应由设备自身的保护将其切除，当自身保护或断路器拒动时，则可由相邻元件的保护装置将故障切除。上下级之间应随着继电保护与故障点之间的距离进行适当的调整。一般来说，由电源算起，故障起动值会随着动作时间的缩短而减小。
3.继电保护动作必须要及时、快速。
对于继电保护来说，要想尽快的中止异常状态或断开故障，应在允许范围之内以最快的速度对可控制的断路器发出跳闸命令。因此，继电保护动作一定要及时、快速，这是一个必须具备的重要性能。快速、及时的跳闸可以将设备的损坏程度降到最低；同时，快速跳闸在高压电网中还可以在提高电网暂态稳定中发挥特殊的作用。通常情况下，跳闸越迅速，制动面积就会越小，相应的稳定裕度也就越大。尤其是短路故障，它极易破坏系统的稳定，有时候跳闸时间的细微差距都有可能对系统的稳定性带来绝然不同的影响。有鉴于此，新开发的继电保护都十分注重提高保护动作的速度，尽可能缩短继电保护的动作时间。
4.高灵敏度。
继电保护的灵敏度是指一旦出现异常情况或发生故障时提供可靠动作的具体能力。在继电保护灵敏度的考核方面，业内普遍采用的是灵敏系数等指标。灵敏系数是指故障量与给定的装置定值之间的比值。一般来说，在继电保护设计与运行规程中都对灵敏系数有具体的要求。
四. 现有继电保护方案存在的局限性
随着我国西电东送、特高压等大规模电网的建设，电网短路电流大幅度攀升，在出现故障时容易发生连锁反应，对电网安全带来很大威胁，现有的继电保护配置方案已经不能适应电力系统发展的要求，主要问题如下：继电保护系统以切除故障为目标，对故障切除后电力系统的运行情况不予反映，无法起到保护故障后电力系统的作用，可能出现因为继电保护装置正确动作而造成其他元件的工作异常，甚至有时保护装置正确动作，但电力系统却出现瓦解。保护动作判据都是基于本地测量数据，其选择性要求继电保护只能保护本地网络，没有考虑故障对整个电网的影响，难以对运行方式不断变化的客观系统做出全面的反映。保护装置相互之间缺乏有效的协调，难以实现系统全局的安全稳定运行，在某些情况下（如发生联锁故障）会恶化系统的运行状况。常规的后备保护虽然有比较大的保护范围，但其选择性的获得要以牺牲快速性为代价，动作时间过长，有时候难以发挥应有的保护作用。现有的继电保护配置当中，后备保护的时限整定遵循阶梯时限原则，为了保证选择性，后备保护的动作时限可能高达数秒。在电网规模和复杂程度越来越大的情况下，要作到后备保护之间的相互配合越显困难，至今仍无法很好的解决。
五.智能变电站保护配置
1 变电站的继电保护配置。
智能变电站的继电保护配置主要是由过程层和变电站层组成，过程层的主要目的是配置继电保护中的一次设备。一次设备也就是我们通常说的智能设备，一般情况下安装在设备的内部。在一次设备的周围一般选择安装需要进行维护和检修的设备，如：退役设备、合并器和测控设备等。变电站中的继电保护配置主要是通过全站传输采样值，但这种传输方式不同于分布式的数据传输。继电保护不会因为跳闸和采样问题造成通信链路不可靠，并且在继电保护过程中消耗的网络数据信息非常小。变电站层的继电保护配置主要是通过利用自适应技术和在线实时整定技术，采用后备保护的方式，实现广域保护。
2.过程层的继电保护分析。
（1）过程层的线路保护配置。
线路保护分为了两个方面：一方面是交流线路保护，交流线路保护在远距离保护下，往往比较容易受到高电阻接地影响，在系统振荡的情况下比较容易发生短路，除此之外，受电气量范围以及跨线故障等因素的影响，在双回线架设中，交流线路的故障测距误差较大；另一方面是直流线路保护，虽然直流线路受到主保护的行波保护，但是仍然受到行波信号不确定影响。过程层的线路保护的主保护是纵联差动保护或者是纵联距离保护，线路保护在集中式的保护设备之中放置后备保护。在单断路器线路中，线路保护利用光纤通信口进行通信，通过这种运行方式来体现纵联保护的功能。在纵联差动保护中，一般情况下，不需要引入电压量，但是在一些比较特定的运行方式下，需要引入电压量。在这种情况下，对电压量可以单独进行采样，并且可以实现主保护通信的接入和电流量的完成同步采样工作。
（2）过程层的变压器保护 。
变压器在线路运行中一般起到调节和控制的作用，对于保证供电线路的电压稳定有重要意义。过程层中的变压器保护配置一般情况下采用的是分布式配置，提供差动保护服务，在后备保护中，采用集中式的安装方式。对非电量保护采取单独安装方式，借助电缆，引入断路器跳闸，在采样和GOOSE的共同网络上可以通过光缆引入跳闸的命令。对于智能变电站，它的电压器和母线保护，不仅可以作为多端线路采取措施进行保护，还可以按照同步采样方案对设备进行同步采样。在变压器的实践过程中，为了简化设计方案，一般会采用乒乓原理技术。乒乓原理技术主要是应用在线路两端的设备上，两端的保护设备可以进行独立采样，并且频率是相似的，两端的设备保护的收发数据和信息传输时间是一样的，主要包括以下内容：
1） 要将传输的数据发送中断和采样分开，如果是传统的保护装置，发送的数据和采样要统一中断，如果是电子式互感器，这两部分就要分开，采样主要发生在采集部分，而数据发送主要发生在保护装置部分。虽然两者不是发生在同一地方，但两者的延时是可以通过一定途径测得的。
2）需要对两端发送的数据信息进行调整。在实践中，就可以充分利用乒乓同步技术，借助采样时刻调整的办法，对两端发送的数据信息中断，并进行同步处理，目的是为了保证两端的保护设备所发出的数据信息的时刻能够保持准确性和一致性。
3）对于发送数据时刻和采样数据的延时，需要对这种情况进行补偿，可以采用将两端的保护设备发送的数据时刻进行同步处理的办法。
3. 智能变电站的继电保护配置。
(1)在智能变电站的发展进化中,继电保护经历了由模拟式到数字式保护的过程。智能变电站中的智能化一次设备和网络化二次设备,使各个电气设备能够达到信息共享和交互性操作。在分层配置的继电保护方案中,线路保护、变压器保护等安排在过程层,直接可以取得MU智能操作的数据信息和采样,不必经过过程层的交换机。多间隔的母线保护配置在间隔层,获得数据信息需要经过过程层的交换机。智能变电站的站域保护管理单元,在后台控制层。
(2)在分层配置方案里,主设备的保护,例如线路保护、变压器保护等,不需要一览间隔信息,直接和MU智能操作箱进行信息交流,并且不受网络信息瘫痪的影响,进行脱机交换。在智能变电站完全实现了保护性能,消除了传统中继电保护人员对网络安全的担心。在该方案中,对后台控制进行了集中控制和决策,只要是对变电站的所有设备进行统一的监控和保护。这些设备包括,线路负荷保护,线路重合闸,电源备自投等。这些没款可以通过后备保护进行整体的配合,使原来分散到变压器、母线、线路等得保护的重复装置进行整合得以简化,提高了变电站运行的效率。很好解决传统中对设备保护动作时间过长、故障切除范围较大的问题。
(3)自适应去调整保护定值和保护范围,避免变电站直流系统接地引发继电保护错误跳闸。传统中保护定值由运行人员切换定区域,智能边站可以根据实际运行情况调整保护定值,也可以由人工来进行定值调整,实际运行情况的考虑涉及到线路保护,旁路运行方式等。
4. 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。
（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。
（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。
5. 提高智能电网技术下继电保护配置的措施
（1）线路的保护措施
智能电网是集中式保护装置，其是一次设备。由于智能电网可以通过网络调控故障线路，所以继电配置线路应加强其性能。如对线路开关的控制及线路本身的使用期限方面，可以实行独立开关控制；同时也可以加强对主线路通道的保护。在母线保护装置上实行双重保护功能，这样既可以保证母线正常运转，同时也能够保证两条线路在传输数据的时间是吻合的。
（2）变压器保护措施
变压器对于线路电压的调节起控制作用，能够保障线路电压的稳定，所以在应用智能电网继电保护的技术过程中，应加强对变压器的保护。在安装变压器的过程中，应注意对低压、中压、高压线路的调节。因为不同线路所需的电压是不同的，所以变压器调节电压的性能应较好，能应对突发状况，并在紧急情况下能够自动调节电压，保持线路的稳定。
（3）数据处理能力的提升
智能电网主要通过光缆的应用，采用网络对电网进行操控，在这过程中离不开数据的处理。为了确保数据和时间保持同步，需要提升继电配置设备的数据处理能力。因为新技术的应用改变了传统的信息获得及信号发送的方式，主要通过网络共享的方式，使用站内控制的方式实现对信息的传输。要想更好地落实智能电网的建设，作为电网防护层的继电设备提高其数据处理能力是必须的。
六．结束语
继电保护设备是智能变电站的重要组成部分，为了增强智能变电站的可靠性和速动性，需要对变电站内部智能电子设备进行统一规范，确保变电站的可靠性。为与智能电力大环境相和谐，变电站继电保护配置也需进一步升级为智能保护配置，全面实现电网智能化保护。
参考文献
[1]高东学,智全中,朱丽均等.智能变电站保护配置方案研究[J].电力系统保护与控制,2012,40(1):68-71.
配电网继电保护与自动化范文第5篇
[关键词]继电保护、110kV智能变电站、保护分析
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）01-0036-01
随着我国经济与信息全球化的飞速发展，智能变电站的改革是顺应新形势发展的必然需求。目前，我国国内主要有常规变电站和数字变电站两种模式，但都存在一定的局限性，影响了变电站生产运行的效率。智能变电站的改革采用了先进的数字技术以及集成设计的方式，很大程度上提高了设备生产、运行的可靠性，同时也响应了当前低碳环保的能源节约的号召。其中，电子继电保护问题是智能变电站建设的重要技术问题，值得我们深入探讨研究。
1.智能变电站内继电保护配置和原则
1.1 继电保护配置
110kV智能变电站中继电保护的配置规划主要包括过程层以及变电站层。其中对于一次设备，过程层配置可以实现独立主保护机制，不仅可以保护变电站中所有的电力设备，同时过程层占主导地位。如果是一次智能变电设备，则其继电保护装置应该将合并器、保护装置和测控设备等安装在就近的智能设备汇控柜中，或者直接将其保护设备安置在智能设备的内部，从而使智能设备的运行和维护更加简便。采用太网实现统一的Goose传输以及样本值的传送，可以有效避免因内部通信线路跳闸、采样等这些不可靠因素导致的继电保护功能失效现象的发生，还可以提高对网络数据的保护，减少继电保护消耗的数据。
1.2 继电保护原则
相对高电压级别的变电站而言， 110kV智能变电站中内接线的装配和设施更加简单，设备和形式也更简易。在设置110kV智能变电站的继电保护装置时其需遵循以下三点原则：①传统的继电保护设置需具备系统具有可靠性、灵敏性、快速性以及有选择性，在智能变电站的继电保护中也应继续满足基本的“四性”以及实时建设的变化安全需求。②对于110kV及其上的高电压级别变电站，单母线和双母线在具备一定条件时，两种分段接线之间可安装电压电流感应电子互感装置，同时智能变电站中的过程层SV网、GOOSE网和操控层MNS网之间应确保相互独立关系，各网接入继电保护时，要保证各网数据口控制装置之间相互不能干扰。③对于110kV以及较低电压级别的变电站，适宜采用一体化的保护测控集成装置，在就地安装智能保护系统时，可以采用集成安装的形式实现智能终端这些功能。对于主变压器而言，各个侧面的的合并单元应采用冗余装配方式，其他各间隔间的合并单元适合单套装配的方式。同时应该注意每个合并单元的过程层网络信息数据都应有所记录，记录工作也应由网络数据分析记录设备和故障录波设备共同完成。而且这两套设备进行数据记录时应保证其对应的SV、GOOSE以及MMS三者之间的网络的数据接口控制装置应相互独立。
2.过程层继电保护
110 kV智能变电站的过程层主要组成结构包括一次设备，一次设备的附属组件和装置。过程层主保护计划的主要配置是快速跳闸装置，其保护内容主要包括母线差动保护、变压器保护以及线路保护等。
2.1 母线差动保护
对于110kV智能变电站的母线保护，一般采用相应的分布式设计装置实现每个间隔间的相互独立。110kV智能变电站的母线保护和一般智能变电站一样也采取母线分段保护计划，其不同之处就在于每个保护单元可以直接与合并单元相连，并且与智能系统终端相连，不需要再进行网络数据和信息的交换，分别实现保护工作中的开关跳闸功能和数据取样功能的完全自动化。同时在继电保护的过程中，跨间隔信息可以经过互不干涉的SV网络和GOOSE网络实现直接传输。
2.2 变压器保护
一般的智能变电站的过程层变压器保护装置主要采用分布式保护，其主要的工作机制是在先启动差动保护后再启动集中式安装后备保护内容。而110 kV变电站中的变压器保护配置主要是实现差动保护与集中后备安装保护一体化的的双套运行机制，这样能够更好的促进继电保护工作中的变压器保护策略。需要注意的是，在对110 kV智能变电变压器保护装置中，应直接进行取样分析，分析结果控制各个侧面断路器的自行跳转，由Goose网络完成对保护过程中启动失灵以及分段断路装置的数据记录和信息的传递。
2.3 线路保护
对于110kV的智能变电站中的内部继电保护计划，首先应明确继电保护和变电站的实际运行状态是实时相连的，并且单套配置线路应该根据每个间隔间的保护测控装置作为依据，同时要求变电站线路的两间隔间的保护测控应与GOOSE网、合并单元以及智能终端进行一一的数据信息的对应进行交换和链接。与传统的变电站继电保护线路不同的是，该种测控装置可以不通过GOOSE网直接将采集数据传输给其他单元和智能终端，并接收命令信息。
3.变电站层的继电保护
智能变电站的变电站层的继电保护主要采用集中式后备保护装置，其可以很好的实现自动调定与实时在线调定的双重配置。集中式后备保护系统主要为本变电站和对相邻变电站实现后备保护功能，在实际工作中，智能继电保护装置在不同变电站的运行时期的实际功能差距很大，这要包括以下三个运行阶段：①正常供电。变电站正常供电时，电力系统中相应设备和保护装置均在额定状态下，继电保护系统只需负责对系统运行状态的预警以及电力设备的实时监控。②供电故障。主要负责在电力系统输电发生短路或设备运行发生故障时，继电设备能够及时的切断电力系统的故障部分，并将实时数据信息传输给智能终端。③供电异常。继电保护主要负责在电力系统运行异常时发出警告信号，及时通知维护人员处理。
智能变电站的实现电网改革的新趋势，相对传统变电站而言，其具有先进的自动化系统，成熟的技术设备，有效的提高了设备生产、运行的可靠性和效率。继电保护技术是智能变电站建设的关键，虽然随着继电保护领域技术的不断创新与完善，但仍存在很多问题，在实际的工作中应不断总结和分析，促进继电保护技术的进一步完善与发展。
参考文献
[1] 夏勇军，陈宏等.110kV智能变电站的继电保护配置[J].湖北电力，2010，1：56-58.
配电网继电保护与自动化范文第6篇
关键词：校企合作 职业技术教育 实训基地
中图分类号：G42
文献标识码：A
D01：10.3969/j.issn.1672-8181.2015.03.009
电力行业是国民经济的基础产业，根据国家电网公司“一特四大”的发展战略、将建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网。电力系统继电保护技术进入到智能化、集成化、网络化的发展阶段，电力企业急需一大批既掌握先进的电力系统及继电保护相关理论知识，又具有很强实践动手能力的继电保护专业人才。同时，为了解决电力企业员工在职培训无场地、无师资的培训难题。四川电力职业技术学院与四川省电力公司合作共建综合性继电保护实训基地，自2010年开始建设，历时近3年，通过大量的企业调研，分析了当前继电保护专业中存在的主要问题，根据学院的实际情况，确立了实训基地建设的思路。在学院领导的重视和支持下，于2013年基本完成基地的建设。
1 校企共建电力系统继电保护与自动化实训基地的意义
高职专科院校电力系统继电保护与自动化专业普遍存在着学生继电保护工程实践能力培养力度不够的现象。与此同时，广大电力企业急需一大批既掌握先进的电力系统及继电保护相关理论知识，又具有很强实践动手能力的继电保护专业人才。校企共同建设电力系统继电保护与自动化专业实训基地，促进理论知识学习与实践能力培养、教学与生产及师生与一线技术人员紧密结合。既能在学生培养、师资培训、员工培训方面发挥积极的作用，又能加强学校与企业间沟通，真正实现合作共赢的目标。由此可见，通过校企合作共建电力系统继电保护与自动化专业实训基地在当前具有十分重要的意义。
2 电力系统继电保护与自动化专业实训基地建设内容及功能
本专业教师到相关的企业及院校进行调研，与相关的企业技术人员开展技术交流，深入了解企业对电力系统继电保护与自动化专业人才实际岗位对专业知识和技术技能的要求。邀请电力企业专家参与实训基地建设研讨，通过典型工作任务分析，结合企业员工岗位培训及在校学生的实践的需求，建立一个具有先进技术代表性的电力系统继电保护与自动化专业实训基地。实训基地的建设以四川省电力公司投资、学院提供场地合作共建的方式进行建设。
2.1 实训基地的构成
2.1.1 微机继电保护实训基地
微机继电保护实训基地分别由llOkV、220kV和500kV变电站微机继电保护实训室共3个实训室组成，由学院提供专门场地，总建筑面积约900余平米，实训基地现场主要设备、仪器仪表和工器具等完全按照《国家电网公司生产技能人员职业能力培训规范》Ⅲ级能力要求进行配置，共有保护屏152面，同步生产现场，功能完备。保护装置结合生产现场进行典型配置，覆盖了四川省电力公司系统普遍采用的国内主流保护厂家如南瑞继保、国电南自、许继电气、深圳南瑞等的典型保护设备。
2.1.2 调度自动化子站实训基地
拟建设一个面积为245平方米的调度子站实训基地，可提供约40个工位，能够达到《国家电网公司生产技能人员培训规范》Ⅲ级能力培训的标准。主要设备参照国网自动化竞赛设备和四川主流子站设备配置，工位及培训硬件和软件设施满足调度自动化子站专业岗位资格考试、职业技能鉴定、技能调考、竞赛比武等要求。同时，为了适应智能电网和智能变电站自动化专业培训的的需求，配置智能变电站测控及监控系统。
2.1.2.1 传统监控系统配置方案
按照国网四川省电力公司高技能人才实训基地配置清单要求至少配置4套，并至少3家以上不同监控厂家的配置要求，结合自动化子站人员培训量的需求，配置国内主流厂家220kV传统监控系统6套。传统监控配置如下：南瑞科技2套，南瑞继保2套，深圳南瑞1套，国电南自1套。每套系统按照三面屏柜进行配置，第一面屏为测控单元屏，屏内设备为各种常用测控装置，包括220kV线路测控，主变高、低压测控，220kV母联及公用测控各一台；第二面为远动屏，屏内设备包括远动双机通过104、101通道与调度主站通信、GJPS装置、网络及通信设备（路由器、交换机、纵向加密设备）；第三面为操作箱开关柜，设备包括所有专用操作箱及相应间隔的模拟开关刀闸，相关的遥信回路、遥控回路接人对应间隔操作箱。
2.1.2.2 智能变电站自动化系统配置方案
智能变电站自动化系统根据典型的220kv智能站配置，配置一个220kV线路间隔、一个220kV主变间隔和母联间隔对应的保护及测控单元，并配置相应的合并单元和智能终端及操作模拟装置。配置智能站系统相应的通信、远动及监控系统设备。为满足培训多元化的需求以及智能自动化系统互操作性培训及科研等需求，考虑线路保护及测控、主变保护及测控、母线保护及测控，监控及通信等分别采用不同厂家设备。
2.1.3 llOkV校内实训智能变电站
llOkV校内实训智能变电站由四川省电力公司绵阳电业局承建，采用2×31500kVA智能化主变；llOkV采用内桥接线，半高型布置，一次设备全部智能化；lOkV采用单母线分段接线，一段为中置式固定柜，另一段采用中置式手车柜，总路采用智能化设备，出线为常规设备，同时配置2×4008 Kvar组架式电容器组、1×630kVA消弧线圈、2台室外布置站用变；二次设备全部采用智能化设备；全站采用一体化电源。
7.2实训基地功能
2.2.1 llOkV微机继电保护实训室
开展的实训项目包括35kV及以下电容器保护装置调试，llOkV及以下线路保护装置调试（含电抗器llOkV及以下变压器保护装置调试（含站用变），低周及低压减载调试，调阅故障录波报告和保护装置事故报告，一般二次回路故障处理等。
2.2.2 220kV微机继电保护实训室
开展的实训项目包括220kV线路保护装置调试及综合故障处理，220kV变压器保护装置调试及带负荷测试（220kV变压器保护装置调试），220kV母线及失灵保护装置调试及综合故障处理，备自投装置调试，继电保护简单事故分析，220kV二次回路审图等。
2.2.3 500kV微机继电保护实训室
开展的实训项目包括500kV二次回路审图，500kV主变调试及综合故障处理，500kV线路调试及综合故障处理，500kV母线调试及综合故障处理，继电保护复杂事故分析等。
2.2.4 调度自动化子站实训室
开展的实训项目包括厂站端遥信数据异常处理，后台监控系统检修，测控装置异常处理，远传数据处理装置异常处理，调度数据网络设备的调试及异常处理，站内监控系统通信调试与检修，变电站时间同步系统调试等。
2.2.5 llOkV校内实训智能变电站
开展的实训项目包括llOkV智能变电站二次系统保护装置调试，智能变电站交直流一体化电源调试，智能变电站站域控制单元调试，故障录波及网络分析仪现场调试，交换机及网络性能试验等。
3 电力系统继电保护与自动化专业实训基地的效果分析
3.1 能实现真实的生产环境和形成浓厚的企业文化氛围
在实训基地的建设方案设计上，能充分发挥企业专家的咨询作用，尽可能贴近生产、技术、管理、服务第一线，努力体现真实的职业环境，能使学生在这种环境熏陶下，按照未来职业岗位群对基本技能的要求，进行实际操作训练和综合素质的培养。其中，更重要的是可以借鉴企业文化理念，营造企业文化氛围，使学生从思想上不断提升自己的职业道德和对企业的归宿感，从而实现“零距离”上岗，缩短从学校到工作的磨合期的培养目标。
3.2 推行“双证书”制度，强化学生的职业能力培养
学院充分利用继电保护实训基地的条件，有计划有步骤安排学生进行实习实训，使学生专业技能有了普遍提高。将“双证书”教育引入教学计划，重视职业技能考核，鼓励学生积极参加专业职业资格鉴定考核。实训基地可进行继电保护工种的初级、中级和高级工、技师培训与鉴定毕业生在取得毕业证的同时，可以获得继电保护中级工职业资格证书，保汪了毕业生获取“双证书”比例达95%以上。
3.3 为电力企业员工提供技能提升服务
电力系统继电保护与自动化实训基地建成投用以来，该实训基地先后举办了四川省电力公司继电保护专业在职员工履职能力培训、高技能人才培训、国家电网公司新人职员工培训及职业技能鉴定等共计31期，1100余人次，实施了2013年度四川省电力公司继电保护专业优秀技能人选拔和直流设备专业优秀技能人选拔工作，并举行了2013年度四川省电力公司继电保护专业技能竞赛。
3.4 有利于构建一流的“双师型”教师队伍
学院充分发挥实训基地的作用，让本专业教师到实训基地学习锻炼，与在电力企业聘请的继电保护或自动化专家参签订一年的师徒合同，参与电力企业在职员工的履职能力培训、职业鉴定等工作。专业教师在达到一定工作年限后可以参加技能鉴定获得继电保护或自动化专业技师的技能等级证书，较大的提高自身的实践操作能力，积极促进“双师型”教师队伍的形成。
4 结束语
该实训基地建设方案融合了继电保护、二次回路、电网监控等专业方向的相关实训内容，建立一个具有先进技术代表性的电力系统继电保护与自动化专业综合实训基地。实训基地的专业实践环境与企业生产现场相吻合。实训基地的功能集学生实践教学、员工培训和科研技术开发于一体。专业实训基地开发的实训项目与企业实际生产现场相一致。通过基地建设，既能在学生培养、教师科研、员工教育、成果转化方面发挥积极的作用，又能加强学校与企业间的沟通，真正实现“产、学、研”合作共赢的目标，充挥发挥平台的作用。
参考文献：
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【2】周玲.基于校企合作的建筑电气与智能化专业校内实训基地建设【J】.中国成人教育，2009，（11）.
【3】丁怀民，樊哲民.高职院校生产性实训基地建设的途径和实践案例【J】.中国职业技术教育，2010，（10）.
配电网继电保护与自动化范文第7篇
【关键词】智能变电站；继电保护装置；发展趋势
智能变电站继电保护配置在电气元件出现故障时能够发生警告和短路器跳闸指令，是避免故障发展的自动化设备。继电保护配置也是对电网中保护元件自动化硬件设备。随着变电站的不断发展，智能电站是目前电网系统建设的主要内容，同时也是电站向着智能化和自动化发展的一个重要的阶段。而其智能化以及自动化实现对供电系统的稳定以及安全有着积极的意义。最近几年中，社会经济迅速发展，科学技术不断提高，智能变电站尤其是机电保护配置的地位也越来越凸显。因而，做好智能变电站继电保护装置的研究具有深刻的现实意义。
一、智能变电站继电保护配置的现状
当前，先进的智能变电站使用的都是可靠和先进的设备，是以实现全站信息数字化，采用自动化程序来采集信息、控制信息以及对电网进行检测和保护的电站。而且，智能变电站还具备了电网控制和调节的功能，能够在线决策以及互动。智能化就是实现了人性化，让变电站同人一样能够调节电网。如果电网中的电压负荷开始增加，其就会送出需求电量，相反，如果负荷下降时就会减少电量输送，这样就能够确保能源得到节约，实现电能能源的节省。
当前，我国的智能变电站尽管不是很多，而且还处于推广的阶段，但是同常规的变电站相比，智能变电站的设备实现了可视化，通过告警和防误等功能能够避免检修过程中和故障出现时需要停电的问题，而其主要的设备的寿命也得到了延长。此外，智能变电站的占地面积同常规的变电站占地相比要少，其优势十分明显。智能技术和设备的发展为减少智能站投资提供了条件。在不久的未来。智能变电站的建设会越来越广泛，其经济性和前景都是良好的。
智能变电站有设备层、间隔层、站控层三层。其中设备层也叫过程层，主要是提供设备构成、单元合并和电能分配等功能的。间隔层则是实现长距离信息输出和输入以及控制通信功能的。站控层中主要有自动化系统和通信系统等，是实现向全站或设备进行测量和控制，完成数据采集、监视、电量采集以及信息保护等功能。
二、继电保护配置
（一）过程层保护
在继电保护配置中的过程层继电保护主要是对快速跳闸的事件进行保护的。诸如，变压器差动、母线差动保护等等。在实践中，过程层保护的定值是固定的，而且不会受电网系统模式变化的影响。
线路保护：过程层的线路保护装置通常是以纵联差动或者纵联距离为主保护的，其后备保护主要是处于集中式的保护设备当中的。对单端电路来说，线路保护设备是通过光纤通信口对侧线路保护设备通信的基础上，来实现纵联保护的。变压器保护：对于变压器保护中的过程层来说，采用的是分布式的配置方法，以实现差动保护，其后备保护也采用的是集中的方式。智能变电站中的变压器以及母线保护都是可以作为多端线路来采取保护措施的。
（二）变电站层保护
变电站层中的继电保护配置使用的是集中后备保护模式。实践中，智能变电站中的这种保护模式使用的是自适应和实时管理的技术，能够实现广域保护的功能。这种保护模式为变电站中的各个元件提供了保护的作用，而且还为相邻的元件也提供了后备保护。独立后备保护主要是采集变电站元件和电流信息以及短路设备等，而且还能够接收相邻的变电站中的故障信息，并且进行分析，做出判断。在结合整定计算方法的基础上，从不同的运行模式当中确定整定方案，站中的保护设备要根据实时参数确定系统的运行情况。选择好运行方式以后，继电保护就会切换到定值范围内，达到保护目的。
三、继电保护配置发展趋势
（一）以广域信息为基础的电网保护
当前，国内对于电网继电保护的理解还停留在断层线上。以广域电网信息为基础的电网保护是目前研究的一个新的热点。广域保护系统主要是由以下部分组成：实时动态监测系统，实现广大地区电力的监测和分析。安装在电力系统的调度中心；为实现自动广域控制，可在控制中心网络以及自动电力系统中安装实时控制系统。当电网出现故障时，广域保护在第一时间内就能够进行保护。广域保护系统包含了异常电压控制、发电机阀控制、切割机、频率等等，实现了广域安全自动控制的功能。而且还能够实现紧急安全控制，避免给参数的稳定带来损伤。当系统处于异步振荡当中是就会形成大量的稳定的子系统，干扰其以使得其失去稳定性，防止系统崩溃。
（二）主动化瞬态保护
瞬态保护是在检测基础上形成的高瞬态传输线路保护。其主要是利用瞬时频率特征和暂态行波进行保护的。数量的瞬态保护可以不受电源频率的影响，其有着高反应速度、高精度的特点。而且还具有系统摇摆、过度电阻等优点。新的数量的瞬态保护设置同样也具备了滤波器的优点。这是继电保护配置未来的一个主要发展趋势。
四、结论
电力系统中的电力元件如果是在没有继电保护时是不能够运作的。一般把确保电力元件安全的装备称为继电保护装置。智能变电站中的继电保护配置是其中的一个不可缺少的部分，对于电网的安全运行有着重要的影响，因此研究继电保护配置发展具有现实意义。
参考文献：
[1]徐晓菊.数字化继电保护在110kV智能变电站中的应用研究[J]. 数字技术与应用，2011，10：78.
[2]李锋，谢俊，兰金波，夏玉裕，钱国明. 智能变电站继电保护配置的展望和探讨[J]. 电力自动化设备，2012，02：122-126.
[3]高厚磊，刘益青，苏建军，崔得民，刘建，向珉江. 智能变电站新型站域后备保护研究[A].2012中国智能电网学术研讨会论文集[C].中国电工技术学会电力系统控制与保护专业委员会、清华大学电机工程与应用电子技术，2012：7.
配电网继电保护与自动化范文第8篇
[关键词]配电自动化 继电保护 故障 断路器
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）19-0120-01
随着信息技术的普及，以信息技术为基础的配电自动化系统开始逐渐发展起来，这一系统的使用不仅保障了配电网运作的安全性，同时也自动化的检测技术也减轻了以往人工工作的负担，该项工作的效率以及质量都得到了一定程度的提高，为了对该项工作进行进一步的优化，相关技术人员开始将继电保护装置加入到其中。想要对继电保护以及配电自动化技术在故障处理中的应用进行研究，就必须先对这两种技术分别进行了解。
一、继电保护与配电自动化
配电网在进行运行时，很有可能因为某种因素而导致故障的发生，一旦没有及时对这些故障进行处理，就会对电力设备造成一定的损害，会对供电系统形成负面影响，这对于电力系统而言是十分不利的。针对配电网这一现状，相关人员提出了使用继电保护和配电自动化相结合方法，来解决配电网中存在的问题：
（一）配电自动化
目前我国的配电系统使用的都是先进的设备以及技术，在信息技术的辅助下，能够24小时对配电网的运行情况进行不间断监控，一旦配电系统中任一环节出现问题，自动化系统能够自动对故障进行检测并解决，保障供电，这就是配电自动化。相关人员要根据本地配电网络的实际情况，选择适合的自动化系统，并要在加强对配电网控制的同时，要对电流动向、电网状态以及负荷管理情况实施网络化管理，从而加强配电网的供电能力水平。[2]
（二）继电保护
在实际的配电网管理中发现，继电保护装置中带有触点的继电器能够对电力系统和电力设备进行有效的保护，可以将故障造成的负面影响降到最低，而这种使用继电保护设备对电力系统进行保护的过程，就是继电保护。[4]
二、配电自动化和继电保护在多级级差故障中的应用
（一）在两级级差中的应用
（1）保护配置原则
使用配电自动化和继电保护相互配合的方式对两级级差进行保护时，必须要遵循一定的配置原则：第一，在对主干馈线的开关进行选择时，要以负荷开关为主；第二，在对用户开关以及分支开关进行挑选时，要以断路器为主，同时变电站所使用的出线开关也要以断路器为主；第三，要将用户使用的断路器开关以及分支断路器开关的保护延时动作设置在0秒左右，而变电站中出线断路器的延时动作要设定在200毫秒到250毫秒之间。[3]
（2）优势
使用这种配合方式对两级级差进行保护，具有两方面的优势：一方面，当用户、分支发生供电故障时，在系统的作用下用户开关户自动跳闸，但不会影响到变电站的供电情况，这样就避免了全面停电的状况发生；另一方面，这种配合方式能够有效避免多级跳闸以及越级跳闸的情况，这就简化了故障处理的过程，极大节约了供电维修的时间。[1]
（二）三级级差中保护配置的原则
目前国内常用的三级级差的保护配置原则主要有以下几种不同的呈现方式：
第一种，变电站的出线开关为10千伏，且与用户开关以及馈线分支开关之间形成了三级级差的保护模式。在这种模式之中，用户的动作延时时间为0秒，而馈线开关以及变电站出线开关的动作延时时间分别设置在100毫秒～150毫秒和250毫秒～300毫秒。
第二种，在这种配置原则中，变电站的出现开关还是在10千伏，它会与某一馈线分段开和馈线分支开关之间组成三级级差保护。这时馈线分支开关保护动作的延时时间要设置在0秒，而馈线分段开关的延时时间要设置在100毫秒到150毫秒之内，变电站的延时时间则要设置在250至300毫秒之内。
第三种，这种保护配置还是以10千伏的出现开关为主，会与任意一级的环网柜的出线开关以及进线开关共同组成三级级差的保护系统。相关人员要注意区别进线开关以及出线开关，并将这种配置中的所有出线开关的延时时间是设为0秒，进线开关统一设置在100毫秒至150毫秒之内，而变电站的出现开关时间设置在250到300毫秒之内。
由于三级级差保护以及故障处理的优势与二级级差的情况基本相同，因此不再进行重复介绍。[4]
三、在配电网故障中，继电保护与配电自动化之间的配合应用
（一）主干线电气故障的判定与修复
一旦配电网发生故障时，首先配电自动化系统会对故障的位置进行确认，当故障在主干线上时，要对故障类型进行断定，当故障发生后，系统中的断路器能够自动切断，且会在一段时间之后进行重合，这时就可以将故障断定为“暂时性故障”；当断路器在一段时间之后仍然还是处于关闭的状态，这时就可以将其认定为“永久性故障”。
在明确故障的类型之后，相关人员就应以此为依据有针对性开展修复工作。如果是“暂时性故障”，修复人员要对馈线终端的情况进行详细的检查，并要将异常信息进行登记。同时要对配电开关内部涉笔进行实时检测，并要要将开关的状态随时记录下来，并以此为依据分析出电网功率、线路电流以及线路电压等参数，并以这些参数为依托开展相应的工作；如果是“永久性故障”，系统会自动通过馈线终端将信息上传到数据库管理系统之中，这时管理系统会定期对馈线终端的情况进行调查，并会根据调查的信息对数据库内的信息资源进行更新，同时会将这些信息显示在电脑终端，方便相关人员进行查阅，从而制定出高效的修复方案，确保供电恢复的效率。[2]
（二）分支线或者用户电气故障的判定与修复
故障发生后，如果配电自动化系统确认故障发生的地点为分支线或者用户家中时，首先还是对故障的类型进行判定。如果在故障所处位置为架空线路且故障发生的同时，附近的分支线、用户家中的断路器立即跳闸，并会在一定时间后可以再次自动连接，这种情况就可以将其视为是暂时性的故障，但反之断路器无法再次连接则视为是长久性的。无论是哪一种情况下，继电保护装置都会在故障发生时及时对电力设备进行保护，将设备与配电网进行分离，从而将故障造成的损失降到最低。要对长久性故障进行处理时，相关人员首先要对故障区域内所有的开关进行控制，并要将故障区域与电力系统进行隔离处理，恢复周边的用电，之后才能对存在的问题进行解决，并将处理信息详细记录在案。[4]
结束语：
随着人们对于电力的依赖性越来越强，社会对于配电网的供电要求也会越来越高，因此相关人员必须要提升对配电网故障处理的能力，正确理解和运用继电保护与配电自动化相互配合的故障处理方式，从而使配电网故障的处理工作更加高效化，保障民众日常生活、生产中的用电需求。
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，2011，16：53-57+113.
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