馈线范文10篇

馈线范文篇1

配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。

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：

2.1传统的电流保护

过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。

电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。

2.2重合器方式的馈线保护

实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献」。参见图1，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，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。

2.3基于馈线自动化的馈线保护

配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，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。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。

三。馈线保护的发展趋势

目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。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。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。

四。馈线系统保护基本原理

4.1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：

参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图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UR1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。此时系统保护将执行步骤：

Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；

Step2：保护计算故障区段信息；

Step3：相邻保护之间通信；

Step4：UR2、UR3动作切除故障；

Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；

Step6：UR2重合于故障，再跳开；

Step7：UR3在△T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；

Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；

Step9：UR3在△T时间内测得电压恢复，UR3重合；

Step10：故障隔离，恢复供电结束。

4.2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0：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的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。

4.3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。

4.4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。

四。系统保护展望

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。

馈线范文篇2

配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。

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：

2.1传统的电流保护

过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。

电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。

2.2重合器方式的馈线保护

实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献」。参见图1，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，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。

2.3基于馈线自动化的馈线保护

配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，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。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。

三。馈线保护的发展趋势

目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。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。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。

四。馈线系统保护基本原理

4.1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：

参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图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UR1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。此时系统保护将执行步骤：

Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；

Step2：保护计算故障区段信息；

Step3：相邻保护之间通信；

Step4：UR2、UR3动作切除故障；

Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；

Step6：UR2重合于故障，再跳开；

Step7：UR3在△T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；

Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；

Step9：UR3在△T时间内测得电压恢复，UR3重合；

Step10：故障隔离，恢复供电结束。

4.2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0：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的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。

4.3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。

4.4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。

四。系统保护展望

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。

馈线范文篇3

配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。

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：

2.1传统的电流保护

过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。

电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。

2.2重合器方式的馈线保护

实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献」。参见图1，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，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。

2.3基于馈线自动化的馈线保护

配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，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。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。

三。馈线保护的发展趋势

目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。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。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。

四。馈线系统保护基本原理

4.1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：

参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图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UR1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。此时系统保护将执行步骤：

Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；

Step2：保护计算故障区段信息；

Step3：相邻保护之间通信；

Step4：UR2、UR3动作切除故障；

Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；

Step6：UR2重合于故障，再跳开；

Step7：UR3在△T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；

Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；

Step9：UR3在△T时间内测得电压恢复，UR3重合；

Step10：故障隔离，恢复供电结束。

4.2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0：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的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。

4.3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。

4.4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。

四。系统保护展望

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。

馈线范文篇4

配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。

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：

2.1传统的电流保护

过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。

电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。

2.2重合器方式的馈线保护

实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献」。参见图1，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，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。

2.3基于馈线自动化的馈线保护

配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，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。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。

三。馈线保护的发展趋势

目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。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。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。

四。馈线系统保护基本原理

4.1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：

参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图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UR1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。此时系统保护将执行步骤：

Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；

Step2：保护计算故障区段信息；

Step3：相邻保护之间通信；

Step4：UR2、UR3动作切除故障；

Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；

Step6：UR2重合于故障，再跳开；

Step7：UR3在△T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；

Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；

Step9：UR3在△T时间内测得电压恢复，UR3重合；

Step10：故障隔离，恢复供电结束。

4.2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0：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的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。

4.3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。

4.4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。

四。系统保护展望

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。

馈线范文篇5

配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。

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：

2.1传统的电流保护

过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。

电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。

2.2重合器方式的馈线保护

实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献」。参见图1，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，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。

2.3基于馈线自动化的馈线保护

配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，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。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。

三。馈线保护的发展趋势

目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。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。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。

四。馈线系统保护基本原理

4.1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：

参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图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UR1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。此时系统保护将执行步骤：

Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；

Step2：保护计算故障区段信息；

Step3：相邻保护之间通信；

Step4：UR2、UR3动作切除故障；

Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；

Step6：UR2重合于故障，再跳开；

Step7：UR3在△T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；

Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；

Step9：UR3在△T时间内测得电压恢复，UR3重合；

Step10：故障隔离，恢复供电结束。

4.2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0：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的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。

4.3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。

4.4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。

四。系统保护展望

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。

馈线范文篇6

关键词：配电网馈线自动化技术;电力传输能源;环网配电

我国电力传输系统主要包括发电、输电、配电和用电四个环节，其中配电环节是输电与供电的转换枢纽，在电力系统中起着关键的作用。电力输运工程是关乎国计民生的重点工程，近年来在党和政府的大力扶持下，中国电网总公司投入了大量的人力、物力、财力进行输电技术的研究，取得了丰硕的成果，基本建成了覆盖全国范围内的自动配电技术，大大改善了传统供电系统的弊端，为国民提供了高质量的电力供应。但是与其他输电技术发达的国家的相比，我国的输电系统还存在很问题，尤其是配电自动化技术还存在较大差距，因此，积极探索配电网馈线自动化技术在电力系统中的应用是电力工程师的重点研究课题。

1配电网馈线自动化系统的基本构架

配电网馈线自动化技术是建立在自动化技术和现代通讯技术之上而发展起来的一门先进的配电技术，从结构上来说主要包括主站、FTU、负荷开关、高级应用配置以及配电网等系统组成.系统故障检测、故障处理以及系统重建等都是基于主站系统来实现的。当系统的某一关键部位出现故障时，FTU系统会自动对故障部位进行检测，并通过系统内部的数据传输线路将故障位置和故障信息上传到主站系统中，主站系统内的计算机会根据故障位置的故障类型、负荷情况、运行方式等进行统一的计算与分析，寻找出最优的解决方案，在核实无误后发出修复指令，指挥相应的修复系统进行相关工作。另外，在主系统之内还存在根据工作内容和工作方式而划分的电力传输子系统，这些子系统不仅与主系统具备相同检测、分析、诊断以及自动修复等功能，还可以在主站发生故障时，暂时顶替完成通讯、自动配电等功能，有效地降低了因设备故障而发生的停电事故。

2配电网馈线自动化的技术特征

2.1配电网馈线自动化的基本功能分析

馈线自动化技术简称FA，其基本功能就是在系统某一部位发生故障时可以利用物理开关的结构在几秒或是几十秒内切断电源，最大限度地减小局部设备故障对系统整体产生的不利影响，并利用主站快速的分析能力和故障处理能力在几分钟内实现故障的计算、处理措施的选择以及处理指令的发出等，理想状态下可以在十几分钟之内实现恢复供电。配电网馈线自动化需要的投入资金比较大，容易受到网络黑客的攻击，造成整个自动系统的崩溃。为了应对这一问题，我国电力系统积极引进以太网和GPRS等先进技术，并建成了新型的FTU馈电自动系统，主要有光线以外网、无线、专线等工作模式，有效地控制了工程建设成本，降低了故障发生概率，具备优良的性能。

2.2配电网馈线自动化系统工作模式

配电网馈线自动化的主要工作流程分为故障诊断与故障识别等两个工作阶段。故障处理是配电网馈线自动化系统最主要的功能，相较于传统配电系统重合闸的工作形式相比，馈线自动化技术更具可靠性、灵活性与及时性，可以对线路故障、瞬时或永久故障等进行及时在线处理，有效地避免了电闸切断电源给系统带来的电流震荡影响，降低了对电路系统的二次损坏。馈电系统故障自动检测系统的工作流程分为3个阶段：以配电终端为基础进行故障检测、子系统分析中心进行初步处理、主站系统收集数据进行集中处理。如果子站系统不能成功实现故障部位的隔离就会将相关信息送交主站系统进行计算、整体调度和集中处理。馈线自动化系统中的FTU模块负责对收集的故障信号进行集中计算与处理，可将电流的瞬时采样值作为故障评判标准。如出现单相电的接地故障时，零线电位会出现与正常线路相反的情况，且正常线路的电压值是故障电位的1.5倍以上，基于这些电路信息FTU系统就会自动识别这些电路特征，判定故障等级。但是从目前我国输电网配电系统的工作情况来看，由于普遍采用中性点不接地等零序分量幅值小的模式，造成了故障诊断的准确性下降，因此可以通过增设开关操作序列提示等功能提升对接地故障的检测准确性。

3配电网馈线自动化技术在电力系统中的应用

3.1FTU和DTU的故障处理

自动终端系统中重要的功能单元是FTU和DTU采集系统，分布在整个供电电路的各个部位，对固定位置的电压、电流等进行实时采集，并将收集数据送入子系统的数据分析中心进行计算分析，及时发现电路中的故障，并对故障的性质、类型、破坏程度等上报主系统。简而言之，馈线终端在故障检测和解决的过程中扮演执行者和一线工作者的角色，是FA系统中的重要组成部分，对异常信号的敏感性识别和数据的实时传输是保证故障检测效果的关键。

3.2对于架空线路的故障处理

由于空间、地面情况等的影响，很多输电线路无法再地表或是地下进行铺设，传统的架空线路的故障检测都是在发生短路或是断电以后由人工进行分区域的检测，耗费大量人力物力的同时工作人员的安全难以保障。应用配电网馈线自动化系统可以很好地解决这些问题。在某段架空线路出现故障时，柱上的FTU检测装置通过与子站、主站等进行协同作用，共同实现故障的定位、故障类型和原因等的分析，并将检测和分析结果呈报总控制室的值班人员，以便采取进一步的补救措施。其中，故障位置的检测由FTU完成，而故障的分析、应以指令的以及供电恢复等由FTU系统、子站系统和主分析计算中心共同完成。

3.3故障检测过程中的时间分配

电力系统出现的故障一般分为两种，即永久性故障和主干线路故障。当架空线路发生永久性故障时，变电系统会及时进行断电保护并试行通电，对于故障分配的时间通常为3～5s。当试行通电没有成功，系统自动评定为主线路故障。配电网馈线自动化系统的子系统承担着故障信息和开关闸等信息收集的主要工作系统，故障定位时间大约为1秒，若采用RTU技术进行转发则需要3～5s的时间。通过配电网馈线自动化系统进行故障检测和修护等工作在几分钟之内就可以完成，大大加快了故障抢修效率，提升了工作质量，节省了大量的人力物力财力，促进了电力系统的全面发展。

4结语

综上所述，配电网馈线自动化技术是当今电力系统先进技术的典型代表，极大地提升了电力系统故障的修复速率和修复质量，将电力故障带来的不利影响降到了最低点，为经济发展和民众生活水平的提升提供了技术支持。电力工程师应该立足于我国的电力系统建设现状，针对配电网馈线自动化系统中存在的问题进行深入探究，运用科学的手段促进配电自动化技术的全面发展。

作者:赵迎亚 崔惠 单位:国网江苏省电力公司扬州供电公司

参考文献:

[1]张健.配电网自动化技术在平谷地区的应用研究与方案设计[D].华北电力大学,2014.

[2]林功平.配电网馈线自动化解决方案的技术策略[J].电力系统自动化,2001(7):52-55.

[3]葛树国,沈家新.10kV配电网馈线自动化系统控制技术分析及应用[J].电网与清洁能源,2012(8):29-34.

馈线范文篇7

关键词：馈线自动化技术；10kV电力配网；配网架空线路；故障处理

馈线自动化技术的发展对当前的电网配网技术有着重要的推动作用，其重要性在于对10kV电网的配网架空线路的安全性和传输速率提供了一定保障，对于电路配网的工作技术来说，安全性和传输速率是首要考虑的因素，因此馈线自动化技术是电路配网工作人员需要优先采用的技术，在技术采用的时候要注重对馈线自动化技术的原理和特征有所认识，并对可能发生的情况做出一定预案。馈线自动化技术采用10kV中性点消弧线圈姐弟系统的工作模式作为该技术最为基本的处理方式，压型柱上负荷开关和电压类别的监控终端、三相一零序的组合电压互感器等作为馈线自动化技术主要的核心设备，在一定的工作技术原理下可以实现变电站中的出线断路器和运转的配合，这就在某种程度上实现了馈线自动化技术的两大需求：在不发生故障情况下的供电需求和故障情况下的隔离需求。

1馈线自动化技术的保护配置方案简析

馈线自动化技术在10kV电力配网中常见的保护配置方案主要是由智能控制器、负荷开关和断路器三大部分组成，主要的设备有主干线的相应设备以及分支线的相应设备，以及在分支线当中，用户所需要的分界负荷开关。

（1）馈线出线断路器在馈线自动化技术当中的配置馈线出线断路器是电路当中重要的设备，所以关于它的配置着重放在二次重合闸的配置上，要做好这一点，就要优先设置速断保护机制、同时确保带时限过滤保护和零序保护的正常运转。其中零序保护的时间一般整定为1s，而速断保护的时间一般整定为0.3s，过流保护的时间整定数值同上，而且一次重合闸延时整定在5s效果较好，而二次重合闸的延时应该整定在60s上，该二次重合闸还需要设定一定的闭锁时间，一般设置为5s。

（2）主干线的分段断路器配置馈线自动化分段断路器一般是在馈线主干线上设置的，这其中要对零序电流互感器和三相电流互感器进行详细的配置，从而达到对相间短路电流、零序电流以及负荷电流进行分断的效果，这个设备在使用的过程中一定要和控制器相互连接，这样才能确保时限保护的功能得到发挥，出于这个因素考虑，主干线可以分成两端，开关两侧的馈线负荷和具体线路的负荷分布是重要的影响因素，同时还要考虑使线路的长度尽量相同。

（3）主干线分段负荷开关的配置馈线自动化的分断负荷开关是在主干线上进行设置的，它的作用在于对可能出现的故障进行整个区域的最快反应隔离。主干线的分段负荷开关和馈线自动化分段器的组成类似，可以很好地分断负荷电流，该开关要根据电路配网中实际需求进行改进和设置，在设置完毕后要和馈线自动化控制器进行连接，形成一个完整的体系。

（4）分支线的分界断路器配置分支线的分界断路器设置在大分支线的端部，目的在于对分支线故障的隔离，同时它也要和馈线自动化控制器进行连接。分支线的分界断路器属于主干线分段断路器的分支，所以也要设定相应的短路动作时限，比如可以整定相间短路动作时限为0.15s，零序保护的动作时限是0.6s，如果要在二层分支线上增加一定树木的用户分界断路器，那么也要对动作保护时限有所调整，应该把这个数值降低为0s和0.3s。分支线的分界断路器有着一定的设置技巧，线路距离比较长的地方和电流负荷比较重的地方都要进行配置，因为这种地方，尤其是大分支线的首段，发生故障的次数一般会比较多，而且在同一条线路上最好不要设置很多动作时限为0s的分界断路器，这样很有可能产生瞬时故障，从而影响到断路器的整体运转。

（5）分支线中分界负荷开关的详细配置分界负荷开关一般安装在端部，对分支线的故障起到隔离作用，它主要是由三相电压、电流互感器和零序互感器等部分组成，作用在于自动地隔离单相接地的故障，同时也要注意连接控制器，分支线中分界负荷开关的设置要考虑多重因素，主要是负荷较重的分支线要设置首段部分的分界断路器，下面要设置分界负荷开关[1]。

（6）分支线用户分界负荷开关在电路中的配置分支线用户分界开关是一个特殊的设备，它一般配置在10kV配网架空线路中用户分支线的责任分界点上，具备分断负荷电流和自动对单相接地故障现象进行隔离的效果，如果分支线上的用户少，那么分界负荷开关的设置就没有必要，该开关也要馈线自动化控制器进行连接，它和分支线分界负荷开关的功能大致是相同的，重要的区别就是该开关可以对用户可能发生的出门事故进行有效地防范。

2馈线自动化技术的故障处理方案

（1）馈线自动化技术在10kV配网中的故障处理原理1）发生短路故障的处理过程与理论基础短路故障如果发生，变电站中断路器进行保护性跳闸，3.5s之后第一次重合闸的效果出发，柱上负荷开关在一侧得电后进行依次合闸，当合闸到达故障点之后，第二次跳闸发生，监控终端通过电压检测系统进行一定的逻辑判断，从而对需要进行操作的故障部位两端负荷开关进行闭锁操作，从而使得负荷开关再次得电后不会进行合闸的操作，对故障点进行准确地判断然后隔离，在变电站的出线断路器中进行第二次的重新合闸操作，及时恢复供电，把故障对于整体电路的影响降到最小[2]。2）发生接地故障的处理程序与理论基础在单相接地故障发生的情况下，10kV配网系统作为一种较小的电流配网系统，一定的零序电压是存在的，这种时候传统的拉线法有利于及时找出故障线路。把线路的出口断路器合上，然后逐级合闸，这时监控终端就要发挥操作的能力，在检测到零序电压的时候进行隔离，然后对故障点进行闭锁操作，在工序结束后自动合闸进行恢复电力的工作。

（2）馈线自动化技术在10kV配网架空线路中的故障实例分析这其中CB是带有时限保护和二次合闸功能的馈线出线断路器，而FB是带有实现保护功能和二次重合闸工能的主干线分段断路器，FSW1和FSW2是主干线的分段负荷开关，ZB1是带有时限保护和二次合闸功能的分支线分界断路器，YSW1到YSW3是分支线用户分界负荷开关，ZSW1是分支线分界负荷开关，LSW是联络开关，圆圈是负荷开关、方块是断路器，黑色填充就是闭合，白色填充是表示分闸状态。1）主干线的分段断路器电源侧发生故障的处理方式FSW1和FB之间发生故障的时候，CB就会进行跳闸动作的保护，然后FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1、YSW2、YSW3在失压后也会随之跳闸，紧接着CB会在5s之后进行重合闸的操作，FSW1也会进行延时合闸，故障如果持续的话，CB再次跳闸，FSW1在失压后进行分闸，对合闸进行闭锁，CB会在一分钟后进行第二次的重合闸操作，如果重合成功那么故障就得到了解决，从而实现了故障的成功处理，整体的故障处理时间一般在一分钟左右。2）主干线分段断路器负荷的故障处理FSW2和ZSW1之间如果发生故障，那么FB会进行保护性的跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3在失压后会分闸，然后FB在5s之后会重新合闸，FS2一侧有电压，所以会延迟5s合闸，永久故障导致FB再次跳闸、FSW2分闸，然后开始闭锁合闸，大概60s之后FB开始二次合闸，故障得到成功解决。3）分支线分界负荷开关的负荷侧发生故障的处理方式ZSW1和YSW3之间发生故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSWI和YSW3在失压后快速分闸，FB在5s后重合闸，FSW2一侧有压，在延时5s后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸，ZSW1一侧有压，在延时5s后合闸。由于故障的原因，FB再次跳闸，ZSW1分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸，FB在60s后第二次重合闸。ZSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约75s。4）分支线分界断路器的负荷侧发生故障处理方式ZB1与YSW1、YSW2之间发生故障，ZB1保护动作跳闸，ZB1在5s后重合闸，由于故障的原因，ZB1再次跳闸并闭锁合闸，ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5s。5）分支线用户分界负荷开关发生故障处理用户YSW3发生永久故障若是相间短路故障,FB保护动作跳闸，FSW2，ZSW1，YSW3失压后快速分闸。若是单相接地故障，则YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作。FB在5s后重合闸。FSW2一侧有压，在延时Ss后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸。ZSW1一侧有压，在延时Ss后合闸。ZSW1在3s后闭锁分闸。YSW3一侧有压，在延时Ss后合闸。由于是故障的原因，FB保护动作跳闸，YSW3分闸并闭锁合闸，FSW2，ZSW1保持合闸。FB在60s后第二次重合闸。YSW3成功隔离故障，隔离故障耗时约80s。

3结语

馈线自动化用于10kV配网架空线路的技术有较为完善的理论支持，同时在实际操作中也应该注意一些具体的细节，如主干线分段短路器的设置、馈线出线开关的安排和故障排除、分段负荷开关分闸闭锁的功能卡其以及对故障影响的优化等等。这些问题在电力工作中十分重要，要求技术人员有良好的理论知识以及和实际情况结合的快速能力，对馈线自动化技术难题的解决要做到胸有成竹，在心中形成模型和体系，以便更好地完善电力技术。

作者:李韶英 单位:山西蓝焰煤层气集团有限责任公司

参考文献：

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一、馈线自动化的主要模式及特点分析

目前存在的馈线自动化模式较多，根据故障处理是否需要通信通道，可归结为有通道的远方集中控制和无通道的就地智能控制两种主要模式。远方集中控制模式是利用开关处的FTU与集控子站/主站通过光纤设备等高速通信网络交换信息，由集控子站/主站判断故障区段并下发遥控指令，控制故障区段两侧的开关分闸和无故障区段的恢复供电。这种方式的优点是故障隔离速度快，便于实现SCADA、潮流计算、无功电压优化，多电源复杂网络的重构等功能;缺点是投资大，对供电管理水平要求较高，并且故障处理完全依赖通信，由于系统出现倒杆断线等故障时，电力中断与通信中断同时发生，因此对通信线路的环网和自愈能力要求高。就地智能控制模式是利用各开关处的智能控制单元就地检测电流电压，判断并隔离故障区段。其优点是无需通信设备，实现方式简单，投资少，可靠性高，符合配电自动化分阶段建设的思想，即首先实现故障处理，升级后可实现配电SCADA等功能。缺点是故障判断需要多次重合闸，对线路有冲击，故障判断时间较集中控制方式稍慢。

二、配电网供电可靠性评估

一般使用年停电频率λ(次/年)，平均停电持续时间r(小时)，年停电时间u(小时)等指标评估负荷点的供电可靠性。整个系统的供电可靠性评估主要包括以下几个指标:系统平均停电频率:SAIFI=用户断电的总户次数用户总数=∑ni=1λi•Ni∑ni=1Ni(次(户•年)－1)(1)系统平均停电持续时间:SAIDI=用户断电的总户实数用话总数=∑ni=1ηi•Ni∑ni=1Ni(小时(户•年)－1)(2)用户平均停电持续时间:CAIDI=停电总户时数用户断电总户次数=∑ni=1λi•Ni∑ni=1λi•Ni(次(户•年)－1)(3)平均供电可用度:ASAI=用户用电小时数用户需要供电小时数=∑ni=1ηi•Ni∑ni=18760•Ni(次(户•年)－1)(4)其中λi、ηi分别为第i个负荷点处的年平均故障率和平均故障停电时间，Ni为相应负荷点上的总用户数。

三、馈线自动化投资收益分析

利用投资学中的净现值法分析投资的收益回报情况。它所依据的原理是将工程建设及运行期限内各年的现金流入和流出值都按预定的折现率折算为它们的现值，然后计算流入与流出现值的差额。如果净现值为正数，即贴现后现金流入大于贴现后现金流出，该投资项目的收益大于投入。如净现值为零，该投资项目的收益与投入相当。如净现值为负数，即贴现后现金流入小于贴现后现金流出，则该投资项目的收益不能低偿投入的资金。计算公式为:FNPV=∑nt=1(CIt－COt)(1+ic)t=∑nt=1CFt(1+ic)(5)式中n为投资涉及的年限，CIt为各年现金流入值，即项目收益，COt为各年现金流出值，即项目投入费用，CFt=CIt－COt为第t年的净现金流量，ic为贴现率。具体到馈线自动化工程中，假设工程在第一年的年初完成建设并投入使用，在以后每年年末产生经济收益CIt，则项目投资的现金流出值为供电企业初期的设备投资以及使用期内每年追加固定维护费用的净现值:COt=Cinv－Cmaintt=1－Cmaint2t{n(6)每年的现金流入值为可靠性提高所产生的经济效益，它包括两部分，一部分是由于停电时间的减少，供电企业多售电所增加的收入，另一部分是用户停电损失费用的减少。可表示为:CIt=∑mi=1(INCOMt)i=∑mi=1ηi•Pi•(ai+bI)(7)其中(INCOMt)i为用户i处在第t年上产生的收益现值，Pi、ηi分别为用户的年平均负荷和年停电时间，ai，bi分别为用户i的单位缺电量损失和供电部门少售电的损失费用，单位为•kWh－1。从净现值的计算公式可以看出，它只能说明项目净收益现值的大小，而不能反映为实现这一收益所支出的投资成本。因此，引入净现值率和投资回收期来衡量不同投资方案的获利能力。净现值率的计算公式:FNPVR=FNPVIP×100%(8)其中IP=∑nt=1COt(1+ic)t为项目总投资(包括初期投资和每年的追加投资)的现值，与净现值采用同一折现率折现。它表明了项目单位投资现值所能实现的净现值的大小。投资回收期yt也称作投资还本期，是指项目投产后用所获得的净收益低偿全部投资(包括初期投资和追加投资)所需要的时间。计算公式:∑ytt=1(CI－CO)t=0(9)它是反映项目财务上投资回收能力的重要指标。通常以年来表示。

馈线范文篇9

关键词：配电网馈线自动化

1前言

馈线自动化就是监视馈线的运行方式和负荷。由于目前国内配电网自动化系统尚没有统一的模式，因此，不同设备、不同设计方案组成的配网自动化系统的馈线自动化实施方法就不同。本文以"手拉手"供电网为研究对象，就馈线自动化中故障自动隔离功能的解决方案进行分析探讨。

2馈线自动化的基本功能

馈线自动化系统应具有如下功能：

①遥测、遥信、遥控功能；②故障处理：故障区域自动判断和自动隔离，故障消除后迅速恢复供电功能；③负荷管理：根据配电网的负荷均衡程度合理改变配电网的运行方式；④重合闸控制：当发生过电流并导致断路器跳闸时启动，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，若一次重合失败则不再重合；⑤对时功能；⑥过电流记录功能；⑦事件顺序记录(SOE)功能；⑧定值的远方修改和召唤功能；⑨停电后仍维持工作的功能。

3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。

(2)事故跳闸断路器的定位：

事实上，由于种种原因，线路故障时，未必是第一个经过故障电流的断路器跳闸，极有可能越级跳闸。例如图1中e点故障，分段断路器3没有跳开而是断路器2跳开。根据断路器位置不能判断故障区段，但根据是否流过了故障电流却能够做出正确判断(断路器1、2、3经历了故障电流而断路器4却没有经历，从而得出故障区段在e段的结论)。

图1手拉手供电线路示意图

为了确定各断路器是否经历了故障电流，需对安装于其上的各台FTU进行整定，由于从原理上不是通过对各台断路器整定值的差别，来隔离故障区段的，因此多台断路器可以采用同一定值。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)断路器状态描述矩阵：

我们可以用1维矩阵运算来判别断路器是否越级跳闸。矩阵编写原则为：若第i台断路器在合闸位置，矩阵第i元素置为1，反之为0。正常运行各断路器的状态可用矩阵A来描述，如图1正常运行时A：|11110111|。

对于上例，假设e点故障时断路器2跳开，断路器3未跳开，我们可用矩阵B来描述故障后的断路器状态，如B：|10110111|。

(4)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=|01000000|。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对"手拉手"供电线路分段、支线断路器的要求

①线路"过流保护"保护范围内的故障，应由线路分段断路器跳闸切断故障电流，变电所出线断路器不动作；②线路"速断保护"保护范围内的故障，应由变电所出线断路器跳闸切断故障电流，在进行一次重合闸，线路分段断路器不应动作；③支线故障情况下，首先跳开支线断路器，不让故障越级到主干线路；④支线断路器定值在满足运行条件下应尽可能的小，跳闸延时时间尽可能的短。

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关键词：故障选线，相关分析，小电流接地系统，波形识别

1.引言

准确的小电流接地选线方法，可以避免非故障线路不必要的开关操作，且保持供电的连续性。目前按照故障选线原理，可大体分为以下三类：比幅选线方法；比相选线方法；注入法。配电网拓扑结构的多变性，导致了任何一种比相、比幅选线方法都不能作到整体完全可靠和有效，而注入方法附加设备过多，成本较高，对于需停电实现的注入法选线，破坏了单相接地故障时的供电连续性。文献[1,2]改进了原有的直接进行幅值比较的选线方法，引入了奇异性检测的小波分析方法，通过比较各馈线零序电流小波变换的模值来实现故障选线，效果虽有所改善，但在特定故障模式或现场干扰下，鉴于小波分析方法敏感于波形的奇异点，以及本身信号比较弱，故障与非故障线路的区分阈值同样难以确定，选线可靠裕度不大，同样不能有效的提高现场应用的可靠性。至于其他选线方法，如应用人工智能、能量方向、功率方向等都是有意义的探索。

随着新的数学分析工具的发展、变电站自动化的实现和站内通讯设施的发展和完善，为开辟和研究适于配电网的新型的故障选线原理和方法创造了有利条件。另外，小电流接地选线对于实时性没有要求，从而为离线处理，采用复杂、高级的分析方法提供了可能。

鉴于小电流接地系统的自身特点，以及发生单相接地故障时，所产生的故障信号本身较弱，并且经电磁干扰污染，导致获得的信号失真的现场实际情况，本文提出了基于相关分析的选线方法，根据故障后的暂态波形，作各馈线零序测量电流在一定数据窗下的两两相关分析，获得馈线相关矩阵，求出各条馈线与其他馈线的综合相关系数，经排序策略，最终获得按照发生接地故障可能性大小排列的选相序列。理论分析以及大量仿真表明，此方法选线准确度高，选线结果不受系统运行方式、拓扑结构、中性点接地方式、以及故障随机因素等的影响，对于现场干扰不敏感，具有较强的鲁棒性。

2.相关分析及故障选线原理

2.1相关分析[3]

相关函数是时频描述随机信号统计特征的一个非常重要的数字特征，而确定性信号可以看作是平稳且具有遍历性的随机信号的特例，因而其基本概念和定义（平稳随机过程）同样也适合于确定信号作相关分析。从相关分析的理论来说有它内在的物理含义，设x(t)和y(t)是两个能量有限的实信号波形，为研究它们之间的差别，衡量它们在不同时刻的相似程度，引入(1)

式中α是常数。显然有一个最佳的值使得两波形在均方误差最小准则下获得最佳的逼近，即取δ2的时间平均值D衡量两者之间的相似性，有：

(2)

令=0，求得最佳的，并将其代入上式，得到最小的D值为：

(3)

其中：

(4)

显然，ρ越大，D越小，两个波形越相似。为此ρ定义为相关系数，称之为相关函数。对于能量有限的确定信号，公式(4)中分母是一常数，起到归一化的作用，由许瓦兹（Schwartz）不等式可知：。当ρ=1时，D=0，说明x(t)和y(t+τ)完全相似。严格来讲，定义中的时间T应取无限，但并不妨碍上述理论对于有限长数据窗内波形关系的分析。

将上式离散化，并令τ=0，则有：

（5）

上式表示x(t)、y(t)两波形在一定数据窗内同步采样的相关系数，可以衡量同一数据窗内两路信号的相似程度。此系数综合反映了两信号中每一频率分量的综合相位关系以及幅值信息，而非单一频率的简单相互相位关系。

鉴于相关技术的独特优点，在工程领域日益得到推广。电力科技工作者也已在多年前就将相关技术引入电力系统中，如在行波保护、故障选相、涌流鉴别等领域进行了有意的尝试，同时也证明了利用相关技术提高电力系统某些领域现有方法性能的可行性。基于以上分析和认识，本文将相关分析理论应用于小电流接地系统的故障选线，取得了令人满意的效果。

2.2故障选线原理

小电流接地系统由于中性点不接地或不直接接地，在发生单相接地故障时，系统仍然保持三相对称，且不能构成零序回路，从而不会产生太大的短路故障电流。此系统单相接地故障后故障附加零序网络示意图及电压相量图分别如图1、2所示。

图1单相接地时的零序等效网络

Fig.1ZeroSequenceEquivalentNet

atSinglePhasetoGroundFault

图2A相接地故障时的向量图

Fig.2VectorsatPhaseAtoGroundFault

可知，全系统都将出现大小等于系统接地相相电压的零序电压，方向与接地相的接地前电压反向；故障电流是系统对地电容电流，对于中性点非直接接地系统，还包括中性点处消弧线圈流过的零序电流分量，如图1中虚框所示。零序电流分布如图1中箭头所示，由于故障附加零序电压源位于接地点处，故障线路零序CT所测量到的电流为全系统非故障线路和元件三相对地电容电流之总和的1/3，而非故障线路上流过数值等于本身三相对地电容电流1/3的零序电流。上述特征也是比幅、比相选线方法的基本理论依据。而对于中性点经消弧线圈接地系统，故障线路零序电流中增加了一感性的电流分量，使故障线路的总零序电流减小，且对于普遍采用的过补偿方式，基波电流将反向，即基频无功功率方向与非故障线路方向相同：由母线流向线路。最重要的是，由于小电流接地系统本身零序电流稳态分量很小、现场电磁干扰等因素的影响，以及信号获取手段的误差，将导致基于理论分析的结论在现场出现偏差。尽量增加CT传变精度，提高信号采集系统性能，能够改善选线效果，但势必增加成本，难以令用户接收。而基于目前的变电站自动化系统和设备的选线方法更易于推广，也是发展的趋势。

对于单相接地后的系统虽然稳态零序电流幅值较小，且相位关系对于过补偿的经消弧线圈接地的系统也不再成立。但在故障的暂态过程中，由于故障后附加网络中的储能器件的充放电，势必导致暂态电量中包含有反映馈线本身性征的更丰富的信息[4]，且经消弧线圈接地系统，中性点处的电感回路对于高频信号，阻抗增大，影响变小。基于以上分析，本文将利用故障暂态波形性征来识别接地线路。

故障后附加零序网络（图1所示），对于非故障线路，如果忽略母线位置差异，则系统及故障线路无疑可以等效成一个单电源系统，由电路基础理论可知，对于对称性电路，电量也必呈现对称。极端情况，对于非故障线路等效系统，如果馈线长度及参数相等，即等效网络中接地电容相等，则故障后的零序电流波形势必相同，现场中线路参数及长度不完全相同，但并不影响总的变化趋势，即发生单相接地时，非故障线路的对地电容的充放电相似，而故障线路由于附加零序电源的存在，其零序CT测量得到的零序电流波形与其他线路的差异最大。由此，结合确定信号的相关系数的物理意义，我们给出基于相关分析的利用暂态波形的选线方法，实现步骤如下：

1）各馈线故障暂态零序电流波形按照本馈线对地电容归一化处理；

2）求取馈线之间两两相关系数，形成相关系数矩阵：

其中，表示在给定数据窗下，馈线i与j零序测量电流之间的相关系数，显然，选线相关系数矩阵的对角线为1，且为对称矩阵。

3）根据相关矩阵求取每条馈线相对于其他馈线的综合相关系数；

根据相关系数矩阵，我们可以采用适当的策略求出最相关的任意个数的一组馈线零序电流。本文为简单起见，采用本馈线与其他馈线相关系数的平均作为本线路的综合相关系数，仿真及试验结果比较令人满意。

4）根据各馈线的综合相关系数，按照递增排序，从而获得按照发生接地故障最大可能性排列的选线序列。

5）当选线序列中最大最小相关系数之差小于一门槛时（本文仿真测试时取0.3），判为系统或母线发生接地故障。

对于故障选线，现场噪声污染以及本身有用信号弱是导致目前选线装置可靠性能低的主要原因，而本文提出的方法，对于现场噪声具有很强的抑制作用，分析如下。令两馈线观测到的电流信号分别为：

；

其中，、为原始信号，、为高斯白噪声，则两电流同数据窗的相关函数为：

由于白噪声与信号、互为统计独立，所以、很小且趋于零，除时不为零，而实际中此情况不会出现。由此可知，对于受噪声污染后的馈线零序电流信号的相关函数仍能很好的体现原始信号之间的相关性，从而具备较强的鲁棒性，这正是小电流接地系统中故障选线所需要的。

3.仿真及实现

3.1EMTP仿真

相比于中性点不接地系统，中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地后，故障性征不明显，选线较困难。为此，本文以一中性点经消弧线圈接地系统为例，应用EMTP进行了大量的仿真，系统结构如图3示。其中线路参数为：正序阻抗Z1=(0.17+j0.38)Ω/Km，正序容纳b1=3.045/Km，零序阻抗Z0=(0.23+j1.72)Ω/Km，零序容纳b0=1.884/Km。接地方式为过补偿，补偿度为7.5%。

图3小接地电流系统结构及参数

Fig.3TheStructureofaDistributionanditsParameters

仿真故障情况考虑因素：接地电阻、故障合闸角α（以A相电压为基准）、出线传输距离、故障点位置、故障相别、线路故障前运行状态（由额定负荷的百分比来表示）、负荷功率因数等，就各回出线及母线单相接地故障进行了大量的仿真测试。结果表明此选线方法在各种故障模式下都能可靠的给出选线结果，准确率为100%。表1中示出了仿真模式中较典型的选线结果。注：表中出线长度分别表示馈线编号为L1、L2、…L5的传输距离；选线序列采用馈线编号的下标表示，其中括号内为本馈线与其他馈线的综合相关系数。

表1单相接地故障选线结果

Table1TheResultsofDetectionAtPhase-to-GroundFaultCases

另外，我们还对各出线具有不同线路参数、负荷具有一定不对称等故障模式进行了仿真，也得到了满意的结果。而并联于母线的电容器的投切操作不影响本选线方法的故障选线结果。

3.2实现方案

由单相接地后的电压相量图可知，单相接地后系统出现零序电压，因而可以据此确定系统是否发生接地故障，具有充分的可靠裕度。但由于其突变不灵敏，且考虑到某些故障模式下，暂态过程较短，因此采用灵敏度较高的零序电流突变量来启动选线元件，以便更准确的捕捉暂态过程。

可以采用两种方案：分布式和集中式来具体实现选线功能，对于集中式方案，选线功能由单独装置来实现，性能与文中分析一致，但此方式由于集结了所有馈线的电流，现场所需电缆较多，相对成本较高。而分布式实现方案，是将选线功能融合于目前的变电站自动化系统中，选线功能由置于后台监控平台中的选线软件包来实现，而数据采集由馈线上的各功能间隔来实现。此模式下，将涉及数据同步问题，包括两个方面，一是数据窗同步，对此可将数据采集启动元件整定的非常灵敏，保证在最苛刻故障模式下具有足够的灵敏度，再由后台中选线程序根据零序电压决定是否收集各馈线采样数据和启动选线功能来解决；二是采样的同步，最大误差是相差一个采样间隔，对此仿真及实际装置试验表明，虽影响相关系数的大小，但不影响最终选线结果的准确性。

另外，由于本文所提出的选线方案给出的按照可能性大小排列的选线序列，现场实际中可以按照开环或闭环两种模式选用，在开环模式下，只提供结果，允许人为参与以决定断开线路；在闭环方式下，选线程序将按照序列确定断开线路的次序。避免了目前选线方案单一结果出错后，导致后续切线路盲目的弊端，从而保证了总体开关操作最少。

4.结论

本文基于小电流接地系统单相接地故障的特征分析以及结合目前的硬件水平，提出了基于单相接地故障暂态零序电流波形的选线方法，由故障后的零序附加网络可知，对于非故障线路，系统等效结构相似，从而将反映两信号相关程度的相关分析方法引入，通过对故障后各馈线之间暂态相同数据窗波形的综合相关分析，获得按照接地可能性排列的选线序列。理论分析及大量的EMTP仿真均表明，此选线方法现场抗干扰强，结果准确可靠。文中还结合实际，给出了具体的实现方案。现场选线效果有待于实践的进一步检验。

参考文献

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CORRELATIONANALYSISBASEDDETECTIONOFTHEPHASE-TO-GROUNDFAULTINDISTRIBUTIONAUTOMATIONSYSTEM