配电网馈线系统保护原理及分析

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1、配电网馈线系统保护原理及分析　一引言　　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

2、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

3、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

4、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　　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

5、、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；　　Ste

6、p7：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，

7、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

8、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