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
关键词：继电保护；配电网；自动化；电力系统；用电需求 文献标识码：A
中图分类号：TM77 文章编号：1009-2374（2017）02-0062-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2017.02.029
1.1 继电保护的基本要求
继电保护装置能够判断被保护的元件是否处在正常运行状态，进而分析它是否发生了故障。继电保护装置的这种功能可以将配电网的故障区分为保护区内和保护区外，进而方便自动化配电网的结构调整。从本质上讲，继电保护装置是根据电气发生故障前后的物理量变化来实现监测。根据自动化配电网的特性，继电保护装置应满足的要求主要如下：
1.1.1 选择性。当电力系统发生故障时，继电保护装置仅将故障的区域从配电网中切出，其他非故障区域的电网不受影响。这种选择性是继电保护装置实现自动化配电网的核心所在，ψ远化的调整电网结构有着重要的作用。
1.1.2 速度性。电力系统发生故障后，很可能对大型的设备造成损坏，因此继电保护装置必须要满足速度性的需求，以最快的速度切断故障区域电路。目前，继电保护装置的反应速度时间可以控制在0.08秒以内，基本满足了自动化配电网的需求。
1.1.3 可靠性。基于自动化配电网的性能要求，继电保护装置必须有很强的可靠性，不发生误动作，以确保能够切实起到提升自动化配电网安全性的作用。
1.2 自动化配电网的系统组成
目前，我国的自动化配电网主要分为两种：一种是集中智能式配电网；另一种是分散智能式配电网。两种形式的自动化配电网各有利弊，但其系统的组成大致相同，具体如下：
1.2.1 一次设备。一次设备由自动离合器、环网柜和真空断路器组成，它有一定的智能化，可以执行各种调度命令，是整个自动化配电网的基础所在。同时，一次设备还可以与主控制器相连，实现远程的操作。
1.2.2 故障定位系统。故障定位系统主要用来检测自动化配电网的故障点，然后利用地理信息系统将自身监测到的信息反馈给主系统。
1.2.3 主站系统。主站系统由计算机网络、操作平台和操作软件组成，是整个自动化配电网的中枢所在，可以整合信息做出判断，然后给执行机构下达命令。同时主站系统还可以分享资源和管理维护，实现信息与数据的传输。
2 继电保护自动化配电网应用中存在的问题
当电力系统中被保护的元件发生故障时，继电保护装置能够快速地做出反应，有选择地将故障元件从电力系统中排除。但是在被保护元件运行异常时，往往不需要继电保护装置快速反应，而是根据元件的危害程度规定一个延时，以免造成误动作。从当前的实际情况来看，我国自动化配电网的继电保护还存在一定问题，在一定程度上影响了我国自动化配电网的发展。
2.1 继电保护设备的老化
我国的电网虽然一直在更新换代，但是这些更新主要是针对技术层面，所以电网系统中的继电器有很多都是老式继电器，其可靠性得不到保障。这种老式的继电器缺点主要体现如下：
2.1.1 反应速度较慢。老式的继电器由于自身的老化，反应速度较慢。当元件发生故障之后，切断电路的速度无法满足需求。这就无法起到保护设备的作用，如果故障较为严重，将会造成设备的严重损坏，进一步扩大故障的影响范围。
2.1.2 误动作较多。随着我国电力需求的不断增加，电网的电压不断升高。而电网电压的增加又会使被保护元件的异常运行状态更为频繁，老式的继电器无法精确地处理异常数据，往往会出现错误的状态判断，进而产生误动作，将事故的范围扩大。
2.2 配电环网缺少继电保护
环网也是自动化配电网中必不可少的一部分，但是当前我国的环网却基本没有继电保护装置。从实际情况来看，当前的配电环网是以负荷开关为主的，需要人为的控制。因此当发生电力故障的时候，由于没有断路器，往往会造成整个电力网路的瘫痪。
配电环网缺少继电保护不仅会扩大电力故障，还延长了维修的时间。一般情况下，都是电力部门接到故障的通知，然后赶往现场进行维修的操作，这就增加了维修的时间。另外，由于故障的影响范围较大，很可能造成多个设备的损坏，也使得维修更为困难。
2.3 继电保护装置自身的问题
在当前的自动化配电网络中，继电保护器自身也存在着问题。所以导致了继电保护起不到应有的保护效果，降低了自动化配电网的可靠性。继电保护装置自身的问题主要体现在以下两个方面：
2.3.1 继电保护装置的灵敏性设置问题。继电保护装置是检测各个元件的运行状态，若其物理量变化超过了设定的范围，就会自动切断局部的电路，起到保护设备和电网安全的作用。但是物理量变化的设定是有一个范围的，避免由于不稳定的运行状态而导致误操作。以目前的实际情况来看，很多继电保护装置的灵敏性设置还存在问题，降低了继电保护装置所起的保护效果。
2.3.2 质量检验不到位。当前的继电保护装置在安装前并没有经过系统的检查，所以很多装置的质量是不合格的。安装在自动化电网后，由于自身的质量问题，就存在安全隐患，无法正常监测电网元件的运行状态，当发生故障后，也不能及时地切断电路。
3 自动化配电网继电保护应用的改进措施
3.1 针对性更换继电保护设备
继电保护设备的更换可以分两个层次：第一个层次是老化设备的更换；第二个层次是旧式设备的更换。旧式设备的更换可以理解为技术的更新换代，因为随着科技的发展，继电保护器的功能一定会越来越强大，其监测的效果也会越来越好。特别是在当前的社会环境下，国家电网正在大力发展智能化和自动化，给继电保护设备的更换提供了较好的环境，所以可以根据当地的实际情况，淘汰掉原本的旧设备，让继电保护更好地发挥
作用。
老化设备的更换主要针对继电保护设备的使用情况，因为随着使用时间的增加和一些其他的原因，导致了继电保护设备的老化，影响它的正常使用，所以要针对性地进行老化设备的更换。
3.2 重合器与其他设备的配合使用
重合器有着双时性的特点，可以实现重合与开断，所以它能够和其他设备配合，一起发挥出继电保护的作用。首先，当电路出现故障的时候，重合器就能够重合；然后分断器记录重合器的分闸次数，在达到预定设置次数的时候就闭锁，实现电网故障区的隔离。这在一定程度上实现了智能化的电网控制，也减弱了非正常\行状态对继电保护装置的影响。
重合器还可以与熔断器配合实现继电保护的作用，因为重合器能够实现重合，而熔断器可以监测流过元件的大电流，当电流过大的时候就自身熔断，起到故障区的隔离作用。当然，重合器和其他设备的配合使用要根据实际情况确定。如配电变压器的末端，可以选择重合器与熔断器的配合，实现继电保护的作用。
3.3 继电保护装置的优化
为了更好地实现继电保护的效果，还可以采用继电保护装置优化的方法。当前的继电保护装置还是采用较为传统的方式，在一定程度上无法跟上智能化电网的发展速度。因此可以将信息化和数字化的技术引入到继电保护中，突破继电保护只能在局部中发挥作用的局限。例如，信息化的技术可以将多个继电保护装置连成一个整体，当一个继电保护装置执行电路断开的动作后，马上将信息上传，然后中央处理器快速地做出反应，调整自动化电网的结构，用最快的速度恢复供电。
数字化的技术还有利于继电保护装置的维修，利用信号的发射与接受装置，将不同的继电保护装置进行编码，在计算机网络中实时监控。当出现故障的时候就可以快速的定位，采取处理的措施，减少故障带来的电网损失。
4 结语
自动化配电网已经成为国家电网发展的大方向，与之对应的继电保护必须加快改进的步伐，以此来保障电网运行的安全性和稳定性。目前，继电保护在自动化配电网络中的作用不可替代，虽然还存在一些问题，但是可以通过改进的措施使之完善。本文针对继电保护在自动化配电网中的应用问题，提出了一些意见，希望能够推动我国继电保护的发展，让它为自动化电网的发展提供强有力的支持。
参考文献
[1] 胡汉梅，郑红，赵军磊，曾从海.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）.
[2] 王富松.区域继电保护在含分布式电源配电网中的应用研究[D].重庆大学，2011.
配电网继电保护与自动化范文第2篇
关键词：配电网；自动化系统；继电保护；技术应用
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）21-0085-02
伴随着城市大范围停电事故的增多，造成了相应严重的经济损失，也为正常的社会秩序带来了不利的影响，因此人们对于城市配电网的可靠性关注度也愈发增强。对比国外城市配电网系统而言，我国的电网建设中，电网网络架构基础薄弱、安全保护运行控制措施较为缺乏。
1 配电网自动化系统研究
①集中式智能配电网自动化系统。其主要立足于在事故发生之后的网络重构及故障隔离工作，对于重构及隔离方面的处理判断，主要集中于配电网调度系统。另外就隔离与重构方面工作支持的瞬间系统，对于通信网络存在着极强的依赖性。其中集中智能式的自动化配电网系统终端设备方面，主要的功能是：就配电系统方面的电参数予以采集，其不足之处为缺少就地的控制举措。受技术措施条件及客观因素限制，在现实应用中，集中智能式的自动化配电网系统未能有效发挥其预期的效果。
②分散式智能配电网自动化系统。分散智能（分段器同重合器配合）形式，主要是选取了具备关和及开断短路电流能力的重合器，进行作为馈线分段的开关，对于重合器方面的重合次数以及保护动作的延时时间，均能够进行整定，通过重合器方面时序的配合，进一步实现馈线故障的自动隔离，就非故障趋于的供电功能予以自动的恢复。且采取重合器组进行实现自动化配电网功能化的话，无需通信手段进行支持。通过依据重合器自身断开故障电流的效能，实现对故障的就地隔离，即能够有效地避免因为局域故障，而导致的整体线路停电情况，同时也能动自根本降低变电站方面，出线断路器的动作次数。此系统运用的缺点主要存在于：在系统产生永久性的故障时候，为了选择和隔离故障点，会对配电系统造成多次冲击，不仅仅会致使线路老化，且对于配电系统也会造成相应的扰动，这对于电力配电网的发展而言是不允许的。
2 继电保护技术应用分析
2.1 配电网络格化继电保护的内容研究
①纳含了纵联式保护、阶段式保护、远方跳闸保护、故障状态的差动保护及远方备用电源自动切入功能的配电网终端控制保护。
②因地制宜理念下的适宜通信通道。
③在线修改保护方式或自动适应与整定值的继电保护系统
2.2 广域继电保护技术的实际应用分析
以下为笔者通过实践，结合一手拉手配电系统案例，对于广域继电保护应用情况展开的简单说明。
如图1可知，在正常的情况下，L1、L2、L3、L4线路段，由变电站A通过CB1进行供电，而L5、L6、L7、L8线路段，则是由变电站B段进行通供电，S4联络断路器为长开状态。当断路器S1及S2间的L2段出现故障（非单相接地），线路出口保护，会使得断路器CB1产生动作，将故障线路予以切除，传统意义上对于故障隔离以及供电恢复的方法，是利用重合器及分段器之间的配合，经过重合器的多次重合实现的，此方法对于通信不会产生依赖，但是因为重合器在此过程内会出现多次重合，对于配电系统方面所产生的扰动，在某些特定的环境下是无法予以接受的。
而带有配电网网络化的继电保护智能重合器，在对故障状态差动展开保护时，其基本的原理大致如下：每一馈线的分段开关，均选取智能化的重合器，每一个重合器的智能单元内，均设置有一故障状态边量装置，进行测定反映在线的电流值有无超限。当故障的电流在大于整定值的时候，也即是越限的时候，这一故障状态的变量为1，否则为0。在故障发生之时，在智能单元故障状态的变量是1抑或线路失压的时候，智能单元端便可主动的将开关的状态及状态的变量和记录的信号，以点对点形式的通信方式，转送至邻近的智能单元，经过智能单元的判断，进行识别故障的区段，并自动的将故障予以隔离，将非故障区段的供电进行恢复。这种继电的保护功能，被称之为故障状态的差动保护，能够使得配电网系统于故障发生时，避免受到多次的打击，并可以迅速的恢复供电。
在图1手拉手环网内，当开关S1同开关S2间的线段L2出现故障时，因故障电流，变电站A线路保护回事的断路器CO1发生动作，将故障线路进行切除。对于设置在开关S2与S3位置的智能单元，没有存在故障电流，经过点对点的通信，每一个智能单元故障状态的变量与临近单元主动输送来的故障状态的变量，会经过系统运算判别故障，结果是1，识别得出此故障发生于S1同S2间的L2线段上，继电保护即刻会传达跳闸的命令，快速跳开S1与S2开关，将故障予以隔离。当S1及S2智能单元，在检测到开关S1与S2是断开的状态时，此两个智能单元便会主动对出口的断路器CB1与联络开关S4，进行输送开关的状态量，CB1与S4将会分别接收到S1与S2的开关状态量，并确认其皆是断开的状态，继而分别向线路出口断路器及联络开关S4，发出开合的命令，完成非故障区的供电恢复。
当前配电网方面的网络化继电保护，对于通信通道存在的要求十分简单，既能够采取性能优秀的通信通道，诸如光纤和导引线，同时也能够采取就近原则，运用公网GPRS与CDMA-1X等来设为通信的通道。当前逐步普及的3G通信业务，也为其提供了更为优质的服务选择。另外在配电网继电保护的实现过程中，电力部门能够根据企业发展的实际情况，进行分层分项的投资，达到边投资便收益的效果。
配电网继电保护与自动化范文第3篇
关键词：馈线保护技术配电网自动化发展趋势
一、引言
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能够完全的建立在光纤通信基础上，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：
（1）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。当重合器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。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）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。
（3）馈线自动化馈线保护
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。
（4）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。
（5）馈线系统保护的优点
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，具有的优点是：快速处理故障，不需多次重合；快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
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在悄然发生变化。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。
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，共同构成的区域型广域保护。
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:基于继电保护相角测量的稳定监控协作系统，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。
四、结语
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。在配电网中，伴随着配电自动化的开展。建立在快速通信基础上的系统保护是继电保护的发展方向之一。随着配电网改造的深入及配电网自动化技术的发展，系统保护技术将在配电网中率先得以应用。
参考文献：
配电网继电保护与自动化范文第4篇
关键词：智能配电网；继电保护技术；电力系统
中图分类号：F406文献标识码： A 文章编号：
1、配电网继电保护基本概念
配电网继电保护(distribution network relay protection)当配电网中的电力设备发生故障或出现影响安全运行的事件时，以终止这些故障或事件发展造成对配电网进一步破坏的自动化设施和装备。这种性质的自动化装备的特点是非调节性的(即突然投人或切除某一设备)和要求快速动作。实现这种用于保护电网元件和线路的自动化成套硬件统称为继电保护装置。在整个配电网中的各个分散的继电保护装置要求相互协同配合，并按预定顺序进行工作，从而在配电网中形成一个庞大的继电保护系统，简称继电保护。继电保护装置功能尽可能在最短的时间和最小的区间内自动把发生故障的线路、变压器或其它电气设备从电网中断开，以减轻故障设备的损毁和对电网的影响。安全自动装置功能尽快消除电网出现的异常事件，防止电网大面积停电和保持对重要用电户连续供电，在事故后迅速恢复电网的正常供电和运行，例如自动重合闸、备用电源自动投入、自动切除供电负荷等。
继电保护的基本要求可归纳为可靠性、快速性、 选择性、灵敏性四个方面。
(1)可靠性。是对保护的基本要求，是指一个元件、设备或系统在预定时间内，在规定的条件下完成规定功能的能力。它又分为可信赖性和安全性两个方面。可信赖性要求继电保护在设计要求它动作的悄况下能够正确地完成动作。安全性要求继电保护在非设计要求它动作的其他所有情况下能够可靠地不动作。继电保护装置的拒动和误动都会给电力系统造成严重危害。但提高其不拒动和提高其不误动作的可靠性的措施往往是互相矛盾的。
(2)快速性。是以允许的可能最快的速度动作于断路器跳闸。
(3)选择性。是继电保护在对电网影响可能最小的处所实现对断路器的控制操作，以终止故障和配电网事故的扩大。
(4)灵敏性。是继电保护对设计规定要求动作的故障或异常事件的能够动作反应的能力，一般都有具体的规定。
2、配电网继电保护的重要性
继电保护工作作为电网工作中的一个重要组成部分，其工作责任大、技术性强、任务繁重。继电保护工作人员每天面对诸如电网结构、保护配置、设备投退、运行方式变化及故障情况等各种信息，对它们进行正确的分析、处理和统计，工作十分繁重，并且上下级局之间、局与各厂站之间存在着许多重复性数据录入及维护工作。为了减轻继电保护工作人员的工作强度，提高劳动生产率，开发继电保护信息管理系统已成为电网发展的一个必然要求。
3、继电保护装置评价指标
3.1配电系统的几种运行状况
3.1.1正常运行 这种状况系指系统中各种设备或线路均在其额定状态下进行工作；各种信号、指示和仪表均工作在允许范围内的运行状况；
3.1.2故障 这种状况系指某些设备或线路出现了危及其本身或系统的安全运行，并有可能使事态进一步扩大的运行状况；
3.1.3异常运行 这种状况系指系统的正常运行遭到了破坏，但尚未构成故障时的运行状况。
3.2 继电保护装置属于可修复元件，在分析其可靠性时，应该先正确划分其状态，常见的状态有：
①正常运行状态。这是保护装置的正常状态。
②检修状态。为使保护装置能够长期稳定运行，应定期对其进行检修，检修时保护装置退出运行。
③正常动作状态。这是指被保护元件发生故障时，保护装置正确动作于跳闸的状态。
④误动作状态。是指保护装置不应动作时，它错误动作的状态。例如，由于整定错误，发生区外故障时，保护装置错误动作于跳闸。
⑤拒动作状态。是指保护装置应该动作时，它拒绝动作的状态。例如，由于整定错误或内部机械故障而导致保护装置拒动。
⑥故障维修状态。保护装置发生故障后对其进行维修时所处的状态。
3.3 目前常用的评价统计指标
3.3.1 正确动作率 即一定期限内（例如一年）被统计的继电保护装置的正确动作次数与总动作次数之比。
正确动作率=（正确动作次数/总动作次数）×100
用正确动作率可以观测该继电保护系统每年的变化趋势，也可以反映不同的继电保护系统（如220kv与500kv）之间的对比情况，从中找出薄弱环节。
3.3.2 可靠度r(t) 是指元件在起始时刻正常的条件下，在时间区间（0，t）不发生故障的概率。对于继电保护装置，注意力主要集中在从起始时刻到首次故障的时间。
3.3.3 可用率a(t) 是指元件在起始时刻正常工作的条件下，时刻t正常工作的概率。可靠度与可用率的不同在于，可靠度中的定义要求元件在时间区间(0，t)连续的处于正常状态，而可用率则无此要求。
3.3.4 故障率h(t) 是指元件从起始时刻直到时刻t完好条件下，在时刻t以后单位时间里发生故障的概率。
3.3.5 平均无故障工作时间m t b f 设从修复到首次故障之间的时间间隔为无故障工作时间，则其数学期望值为平均无故障工作时间。
3.3.6 修复率m(t) 是指元件自起始时刻直到时刻t故障的条件下，自时刻t以后每单位时间里修复的概率
3.3.7 平均修复时间m t t r 平均修复时间是修复时间的数学期望值。
4、配电网继电保护装置的实际运用
近年来，由于电网继电保护技术均已达到先进水平，在经过实际应用，相信该系统在电网安全运行方面将发挥重要作用。
电网继电保护及故障信息处理系统主要由网、省、地级电力调度中心或集控站的主站，各级电厂、变电站端的子站及录波装置通过电力信息传输网络共同组成。系统设计目的是能够切实提高电网的信息化和智能化，并具有高安全性和高可靠性，要优先采用电力调度数据网络，保障故障录波数据能实时上传。因此系统必须具有分层、分布、开放、易扩展的特性。
该系统实现了事故推画面、故事汇总、网络探测和跨安全区应用的技术创新，至投入使用以来，经历了夏季高温用电高峰、暴风雨，冬季冰雪等突发事件的检验，结果表明继电保护装置能够较好的保证电网的安全运行。
结束语
在智能配电系统中，各种类型的、大量的电气设备通过电气线路紧密地联结在一起。为了确保供电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置并准确整定各项相关定值，从而保证系统的正常运行。
参考文献
配电网继电保护与自动化范文第5篇
【关键词】配电；保护；技术
【中图分类号】F407.67 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0008-01
1、馈线保护的技术
随着我国经济的发展，电力用户用电的依靠性越来越强，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：
1.1 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。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。
1.2 基于馈线自动化保护配电自动化包括馈线自动化和配电治理系统，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治理、图资治理，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、配电网治理的全方位自动化运行治理系统。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。
2、现代馈线保护
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。假如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。
3、馈线系统保护技术
3.1 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：该系统采用断路器作为分段开关，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URl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。
3.2 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o：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的判定时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。
3.3 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URl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。
3.4 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。
4、未来保护技术
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假如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问的配合，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。
配电网继电保护与自动化范文第6篇
关键词：继电保护；配电自动化；故障定位；分布式接入电源；配电网
中图分类号：TM77 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2017）19-0042-02
1 配电网分层次进行保护
1.1 针对电网的分级保护措施实行的可行性分析
从配电线路来看，农村和城市的配电方式之间存在很大的不同，因为这种线路的不合理导致了当线路出现问题或发生意外时不能有效地进行补救。农村配电线路的特征是线路较长且分级不多，因此，当出现线路故障时前面位置的开关可能会出现短路的现象，针对上述问题我们可以采用多级保护的方式对电力定值和延时级差之间进行合理有效地配合来解决。城镇与农村配电方式不同的地方在于其分级明显并且数量多，因此，对电流值的控制不容易把控。针对这种特点地配电方式当出现意外情况时可以根据实际情况，有针对性的对其网络进行排除故障处理。采用多级级差保护配合的方式实现电网的保护其原理是：将变电站的出线和馈线的开关，根据不同的要求设定不同的动作延长时间从而实现保护。在中国，之所以将所有的变压器，其低压值设定了最短时间为0.5秒的电流保护动作时间，其目的在于当发生跳闸现象时，可以有效避免线路因短路而对电力系统带来的危险。利用这个时间差，既可以保护线路的正常工作，又可以满足保护配合。
1.2 三级级差保护配合的可行性分析
在科技创新引领世界前进的步伐中，开关技术，重点是永磁操动机构和无触点驱动技术深入研究和进步，一定意义上促进其取得了显著的成效，在很大程度上降低了过流保护所花费的时间。其中对永动操动机构的研究起到了重要作用，通过改变其工作参数从而减少了线路分闸驱动的时间，进而有利于即时对配电网中出现的问题进行及早判断，目前已经实现了将一次故障处理时间控制在30ms。为了在故障出现的时候有足够的时间可以对其进行处理，尽量增加变压器的低压侧的级差。如果想要预留225ms的时间级差，充分考虑到开关间的延时问题，因此把出线开关设定在±275ms而上级的馈线开关设定在±125ms就可实现。
2 多级级差保护的配置要求
首先主干馈线所使用的开关都应该选择负荷类型，各分支开关之间应该配合断路器；其次瞬时电流速断保护一般在出线开关处使用，这需要根据实际情况酌情考虑；最后，如果用户断路器区域具备多级级差保护配合条件，按照躲开下游最大负荷来设置电流定值，或者是通过励磁涌流来设置电流定值。采用多级级差保护配置，有以下几大优势：第一，当故障发生在用户或者是分支上，相应的分支就会跳闸，变电站出现开关正常，避免全部停电，有利于减少停电用户数；不会产生越级跳闸现象。一般情况下出现跳闸现象时的处理都比较简单快速并且不需要花费太多的时间；选择负荷开关设置在主干线，这样成本费用较少。
3 配电网配合继电保护的故障处理
继电保护在配网中应用的原理主要是通过变电站出线开关的重合器与馈线上其他分段开关配合实现的。其中就包括重合器与主干线电压-时间型负荷开关配合、重合器与主干线电压-电流-时间型负荷开关配合、重合器与分支断路器开关配合。
重合器与主干线电压-时间型负荷开关配合：配电网发生故障时，变电站出口断路器重合以及线路上其他分段开关全线失压分闸，重合器经过一定延时发生第一次重合闸，线路各开关分别延时合闸，一直合闸到故障发生处时，重合器与线路上其他开关再次全线失压分闸，此时在故障处附近的开关由于延时未到设定时间而进行闭锁分闸，从此把故障后半段隔离，当重合器经过一定延时第二次重合闸时，恢复非故障线路供电。
重合器与主干线电压-电流-时间型负荷开关配合：配电网发生故障时，电站出口断路器重合器分闸，此时在故障前面的开关，因为同时检测到开关失压和过流，即失压和过流各计数为1，因此分闸。在故障后面的开关，因为仅是检测到失压而没有过流，即失压计数为1，过流计数为0，则该开关不分闸。重合器经过一定延时发生第一次重合闸，故障前面的开关失压和过流各计数为2，分闸。故障后面的开关失压计数为1，分闸。重合器经过一定延时发生第二次重合闸，靠近故障处，且在线路前面的开关，因为通电时间未达到要求而闭锁分闸；靠近故障处，且在线路后面的开关，因为检测到残压而闭锁分闸，由此将故障区间隔离。重合器经过一定延时发生第三次重合闸时，对非故障区域进行恢复供电。
重合器与分支断路器开关配合：当线路支线发生故障（接地故障）时，分支前面的主线开关，以及分支开关均流过故障电流，并根据暂态算法算出接地故障就在分支线后端，并产生记忆；重合器经过一定延时第一次重合闸，主干线上其他开关因为无故障记忆，全部延时合闸，而分支开关再次流过故障电流时，发生零序电压突变，直接分闸闭锁，故障隔离；重合器经过一定延时第二次重合闸，对非故障区域进行恢复供电。
根据保护配置的相关要求主干线必须安装保护器，如果不安装保护器，会导致变电站出线断路器的保护动作发生跳闸现象，以及无法与线路上其他开关进行电压、电流和时间上的配合。同时继电保护需要根据所获得的故障信息，由配电自动化系统对其进行判断，使用遥控开关动作来处理故障，恢复区域供电。
4 采用分布式电源接入对配合方案的作用效果
一旦分布式电源接入了电路中可能会出现一些意想不到的效果，我们无从估量，所以针对分布式电源接入对配合方案的作用效果需要进行分析。考]大一个事实就是没有瞬时电流速断保护馈线的话，会使得多级级差保护配合的原则变得很简单，实现配合方案，主要是通过变电站出线开关、分支或用户开关过电流保护延长动作时间，如果在馈线的母线上接入分布式电源，并且故障发生在馈线母线上，那么提供分布式电源则会增加电流，有利于过电流保护灵敏度的提升，有利于保护动作。如果在馈线的本线上接入分布式电源，有助于保护下游开关的过电流现象发生，避免下游发生问题时由于流过上游开关时，短路电流会有所减小，但是电流保护动作的灵敏程度一般，加之分布式电源容量不是很大。因此，馈线如果不安装瞬时电流速断保护，即使没有安装分布式电源也不会对多级级差保护的配合关系造成影响。
当馈线设置了瞬时电流速断保护并且母线相邻的馈线上有分布式电源，那么如果在该馈线上出现了意外状况，那么此时的电路保护范围会不断的增加，以此Φ缏返南掠尾糠忠财鸬奖；ぷ饔茫这样就会造成跳闸现象的发生。增大跳闸的可能。
如果本馈线上接入分布式电源，不会对瞬时电流速断保护产生影响，当分布式电源的下端发生了意外，变电站的出现开关短路电流会慢慢减小，进而将电流速断保护电路的区域减小，这是非常有利于下游部分开关之间的多级级差保护配合、变电站出线开关多级级差保护配合。一旦接入了分布式电源，不论在馈线上有没有设置瞬时电流速装置，当发生短路情况时，其反相电流会影响过流保护误动，从而对多级级差保护产生破坏，因此，在必要的情况下，要考虑是否装置方向元件。
5 结束语
综上所述，通过分析配电自动化与继电保护配合策略，并对其进行研究，我们可以得到以下结论：（1）发生故障的原因大多都是因为馈线之间的短路所引起的，即使瞬时电流速断保护装置于变电站出现断路器上，对于这种状况，即时某些地方的馈线无法实现多级级差保护配合，也无法达到配合条件，提高配电自动化处理故障的能力，继电保护器仍可以实现配合条件。（2）如果馈线没有装置瞬时电流速断保护，接入分布式电源，不会对多级级差保护的配合关系产生破坏性。如果馈线装置了瞬时电流保护，而接入的分布式电源是从母线相邻馈线部分接入的，那么则会使得瞬时电流速断保护的区域范围扩大，多级级差保护配合的区域范围则会相应减小。（3）如果发生在附近的馈线中，那么为了降低发生分布式电源产生的反向故障电流的情况出现概率，减小出现过流保护误动的情况发生，配置方向元件需要选择性的进行。
参考文献：
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配电网继电保护与自动化范文第7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8篇
关键词：配电网自动化 故障 分析 配电管理系统
中图分类号： U665.12 文献标识码： A 文章编号：
前言
我国供配电系统配网自动化的应用处于初级阶段，国内许多地方刚刚开始试点，国内城市配网馈线自动化率不足10%，尚未形成统一的模式，不同的设计方案所带来的实施方案也是截然不同，发展极不成熟，而目前国外配网自动化的比例已达到60% ～ 70%。只有通过不断分析探究，才能逐步提高实施配网自动化设备的手段进而全面提升运行水平。
一、配电网自动化
1配电网自动化的基本功能主要有以下几点:
（1）配电网自动化系统具有实现三遥( 遥信、遥测和遥控) 的功能。
（2）配电网自动化系统具有对时功能，以便和主系统时钟保持一致，能接受主系统的对时命令。
（3）配电网自动化系统具有自检测功能，并在设备发生自身故障时及时报警。
（4）配电网自动化系统能够自己准确判断故障的具置，并且能够及时有效地解决出现的各种突发故障，有效隔离故障点在一个相对较小的区域内，迅速恢复供电功能。
（5）配电网自动化系统具有强大的供电能力，在遭遇故障时，可以迅速承接转移而来的负荷，并能根据配电网的负荷均衡程度合理改变配电网的运行方式。
（6）过电流现象往往会导致跳闸现象。配电网自动化系统在发生过电流并导致断路器跳闸时起动，并在断路器一侧电压恢复时开始延时计数，从而实现沿线从电源至末端依次重合，若一次重合失败时则不会再重合，以保证配电网自动化系统的自身安全。
（7）配电网自动化系统具有过电流时生成过电流记录的功能。
（8）配电网自动化系统具有事件发生顺序记录的功能，可记录状态量发生变化的时刻和先后顺序。
（9）配电网自动化系统具有定值的远方修改以及召唤功能。在故障发生时及时起动事故记录，能使FTU 接收监控中心的指定修改定值，并使监控中心可以随时召唤FTU 的当前整定值。
（10) 配电网自动化系统具有停电后仍维持工作的功能。
二、配电网馈线保护技术的现状
近年来，随着科学技术的不断发展进步，各项基础设施建设逐步走向了自动化，配电网自动化是其中一项重要内容。目前，我国的配电网馈线保护技术还在不断的发展阶段，需要进一步的完善。
1过电流保护
这种过电流保护是一种传统的继电流保护方式。由于经济因素的影响，传统的配电网馈线保护一般采用电流保护的方式。这种保护方式所采用的配电线路较短，而且配电网也没有稳定方面的问题存在，所以为了能够让这一保护行为具有选择性，利用时间配合的方式来对全线路进行保护。经常采用的方式主要有两种：一种为反时限电流保护，这种保护方式的时间配合特性又可以分为不同程度的时限电流，另一种为三段电流保护。这种电流保护方式具有方便灵活，成本较低等特点。可是也存在以下不足：首先就是，这种电流保护对配电网进行保护的基本因素是将馈线看作一个整体，一旦馈线出现故障，就必须切断整条线路，这就给没有出现故障的区域带来了一定的影响，降低了供电系统的可靠性；其次，就是这种方式所采用的是利用时间的延时对所要保护的目标进行选择，影响供电设施的使用寿命的同时，也延长了解决故障的时间。
2重合器方式的馈线保护
这种方式在传统电流保护的基础上进行了改进，其主要内容就是利用重合器将馈线故障自动限制在一个区域内，提高了供电的可靠性，在我国的城乡电网改造中得到了广泛应用。但也存在以下不足：首先就是故障出现后所隔离的时间过长；其次就是重合器的多次重合会使相关的负荷过大。
3基于馈线自动化的馈线保护
目前，效果最好的一种配电网馈线保护技术就是基于馈线自动化的馈线保护。按这种保护方式主要包括以下两项内容：首先,就是馈线自动化。主要内容就是利用强大的通信功能采集信息、控制程序以及对馈线进行保护。其次，就是配电管理系统。主要是运用科学的管理理念将各种县级技术相结合，实现配电系统的自动化管理。这种基于馈线自动化的馈线保护综合了传统的电流保护以及重合器方式馈线保护的优点，不仅具有方便灵活、可靠性高等特点，还提高了故障的解决速度，降低了恢复供电的时间。这种馈线保护方式是今后主
流应用方式。
三、线路故障区段查找的基本原理
1馈线故障区段的定位
对于辐射状网、树状网和处于开环运行的环状网，在判断故障区域时，只须根据馈线沿线各断路器是否流过故障电流就可以判断故障区段。假设馈线上出现单一故障，显然故障区段位于从电源侧到线路末端方向最后一个经历了故障电流的断路器和第一个未经历故障电流的断路器之间，这样就可以根据定位，将故障快速解决。
2事故跳闸断路器的定位
要想准确的了解各断路器的具体情况，确定故障电流是否经过，就要整定安装在断路器上的FTU，因为隔离故障区段并不是根据各台电路器不同的定值，所以，不同的电路器可以使用相同的定值。这样即使增加馈线上的分段数目也不会带来任何影响。而故障区段隔离后，越级跳闸的断路器要复位，对于事故后跳闸断路器的准确定位是非故障区段自动恢复供电的关键。
3事故跳闸断路器定位矩阵
用事故前断路器状态信息矩阵A减去事故后断路器状态信息矩阵B，即可准确地识别事故跳闸断路器。对于上例可用事故跳闸断路器定位矩阵C来确定C=A-B。由于C矩阵中第2个元素值为1，则说明故障时是由断路器2跳闸切断故障电流的。根据前边计算可知，故障区段位于断路器3和4之间。故应自动恢复断路器2到合闸位置。对于利用计算机系统实现的馈线自动化功能，从故障段查找、隔离、非故障段自动恢复，一般仅需要十几秒钟。
4“手拉手”供电线路分段断路器的相关保护原则: 变电所出线断路器延时时间比线路分段断路器的过电流延时时间长; 与线路分段断路器值相连的任何一个变电所出线断路器的过电流值都比线路分段断路器的过电流值大; “手拉手”供电线路上所有分段断路器的固定值和时间都应统一设置成一样的值。
四、馈线保护的发展趋势
现阶段，我国的主要通信方式为光纤通信，所以根据光纤通信的特点而应用的馈线保护分为以下几部分内容：
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。
结束语
随着我国社会经济的飞速发展，用户对于供电安全的可靠性要求也越来越高。仅靠现有管理手段，供电靠性指标难以取得实质改善。为提高电网供电的可靠性以及供电能力，在加大配电网建设、改造力度的同时，必须要实现配电网的智能化、自动化，即配电网自动化。配电网还必须具有一定的可靠性，要求具有很高的抗干扰能力，能够可靠地执行相关工作，并具备可靠的自恢复功能。在面临事故时，通过配电网自动化系统能够迅速检测故障信号，找到故障点，判断故障性质，从而减少故障查巡时间，有效隔离故障点，并迅速地将故障隔离在一个相对较小的区域内，避免造成整个配电网瘫痪，保证用户正常用电
参考文献
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