第五章电网高频保护
第一节高频保护的基本概念
一、概述
高频保护：是用高频载波代替二次导线，传送线路两侧电信号，所以高频保护的原理是反应被保护线路首末两端电流的差或功率方向信号，用高频载波将信号传输到对侧加以比较而决定保护是否动作高频保护与线路的纵联差动保护类似，正常运行及区外故障时，保护不动，区内故障全线速动。
二、载波通道的构成原理
目前应用比较广泛的载波通道是“导线一大地”制，其构成如图所示。
组成：1.高频阻波器
2．结合电容器
3．连接滤波器
4．高频电缆
5．保护间隙
6．接地刀闸
7．高频收、发信机
1、高频阻波器
高频阻波器是由电感线圈和可调电容组成的并联谐振回路，使高频电流限制在被保护输电线路以内。而工频电流可畅通无阻.
2．结合电容器
它是一个高压电容器，电容很小，对工频电压呈现很大的阻抗，使收发信机与高压输电线路绝缘，载频信号顺利通过
3．连接滤波器
它是一个可调节的空心变压器，与结合电容器共同组成带通滤波器，连接滤波器起着阻抗匹配的作用，可以避免高频信号的电磁波在
传输过程中发生反射，并减少高频信号的损耗，增加输出功率。
4．高频电缆
用来连接户内的收发信机和装在户外的连接滤波器。
5．保护间隙
保护间隙是高频通道的辅助设备。用它来保护高频电缆和高频收发信机免遭过电压的袭击。
6．接地刀闸
接地刀闸也是高频通道的辅助设备。在调整或检修高频收发信机和连接滤波器时，用它来进行安全接地，以保证人身和设备的安全。
7．高频收、发信机
高频收发信机的作用是发送和接收高频信号。发信机部分是由继电保护来控制，通常都是在电力系统发生故障时，保护起动之后它才发出信号，但有时也可以采用长期发讯的方式。由发信机发出信号，通过高频通道为对端的收信机所接收，也可为自己一端的收信机所接收。高频收信机接收到由本端和对端所发送的高频信号。经过比较判断之后，再动作于跳闸或将它闭锁。
三、高频信号的利用方式
按高频通道的工作方式分成经常无高频电流
经常有高频电流
在这两种工作方式中，按传送的信号性质，又可以分为传送闭锁信号、允许信号和跳闸信号三种类型。
闭锁信号：收不到这种信号是高频保护动作跳闸的必要条件。
允许信号：收到这种信号是高频保护动作跳闸的必要条件。
传送跳闸信号：收到这种信号是保护动作于跳闸充分而必要条件的条件。实现这种保护时，实际上是利用装设在每一端的电流速断、距离I段或零序流速断等保护，当其保护范围内部故障而动作于跳闸的同时，还向对端发出跳闸信号，可以不经过其它控制元件而直接使对端的断路器跳闸。
第二节高频闭锁方向保护
一、高频闭锁方向保护的基本原理
高频闭锁方向保护是通过高频通道间接比较被保护线路两侧的功率方向，以判别是被保护范围内部故障还是外部故障。
当区外故障时，被保护线路近短路点一侧为负短路功率，向输电线路发高频波，两侧收信机收到高频波后将各自保护闭锁。
当区内故障时，线路两端的短路功率方向为正，发信机不向线路发送高频波，保护的起动元件不被闭锁，瞬时跳开两侧断路器。
高频闭锁方向保护的原理接线图
起动发信继电器：灵敏度较高，用来起动高频发信机
起动跳闸继电器: 灵敏度较低，用来起动跳闸回路
功率方向继电器: 判断短路功率的方向
停信继电器:在内部故障时停止发出高频信号
闭锁继电器5：用以控制保护的跳闸回路,带有工作线圈和制动线圈.
只有当工作线圈有电流时继电器才动作；而当制动线圈或两组线圈同时有电流时继电器均不动作
1．区外故障
如在D1点短路，被保护线路AB两侧的起动发信机电流继电器，向高频通道发信，近短路点B侧的短路功率是负的，功率方向继电器不动作，不去停信。输电线路AB两侧方向高频保护的收信机收到高频信号，将各自的保护闭锁，不发出跳闸脉冲。
2．区内故障
如在D2点短路，两侧起动发信机继电器1及起动跳闸继电器2动作，，向高频通道发信，两侧收信机收到高频信号后，立刻将保护闭锁，但两侧方向继电器3承受正方向短路功率而起动。首先停信，解除闭锁，与此同时闭锁继电器起动，发出跳闸脉冲。
3．系统振荡
二、高频闭锁负序方向保护
高频闭锁负序方向保护单端原理接线如下图所示。
它由：双向动作的负序功率方向继电器KPD2、起动发信机继电
器1K、闭锁保护继电器2KL、口继电器3KOM 等组成。
1．区内故障
距离部分和高频部分配合的关系是：
III段起动元件Z III动作时，经1KM的常闭触点起动发信机发出高频闭锁信号， II段距离元件Z II动作时则起动1KM停止高频发信机。距离II段动作后一方面起动时间元件t II，可经一定延时后跳闸，同时还可经过一收信闭锁继电器2KL的闭锁触点瞬时跳闸。
当保护范围内部故障时(如d1点)，两端的起动元件动作，起动发信机，但两端的距离II段也动作，又停止了发信机。当收信机收不到高频信号时，2KL触点闭合，使距离II段可瞬时动作于跳闸。
当保护范围外部故障时(如d2点)，靠近故障点的B端距离II段不动作，不停止发信， A端II段动作停止发信，但A端收信机可收到B端送来的高频信号使闭锁继电器动作，2KL触点打开，因而断开了II段的瞬时跳闸回路，使它只能经过II段时间元件去跳闸，从而保证了动作的选择性。
高频闭锁距离保护的评价：
优点：内部故障时可瞬时切除故障，在外部故障时可起到后备保护的作用。
缺点：主保护(高频保护)和后备保护(距离保护)的接线互相连在一起，不便于运行和检修。
第四节相差高频保护
一、相差高频保护的工作原理
比较被保护线路两侧电流的相位，即利用高频信号将电流的相位传送到对侧去进行比较而决定跳闸与否。
假设线路两侧的电势同相位，系统中各元件的阻抗角相同。规定：电流从母线流向线路为正，从线路流向母线为负。
区内故障：两侧电流同相位，发出跳闸脉冲；
区外故障：两侧电流相位相差180°，保护不动作
为了满足以上要求，采用高频通道正常时无信号，而在外部故障时发出闭锁信号的方式来构成保护。
实际上，当短路电流为正半周，高频发信机发出信号；而在负半周，高频发信机不发出信号。
当被保护范围内部故障时。由于两侧电流相位相同，两侧高频发信机同时工作，发出高频信号，也同时停止发信。这样，在两侧收信机收到的高频信号是间断的，即正半周有高频信号，负半周无高频信号。
当被保护范围外部故障时，由于两侧电流相位相差180°，线路两侧的发信机交替工作，收信机收到的高频信号是连续的高频信号。由于信号在传输过程中幅值有衰耗，因此送到对侧的信号幅值就要小一些。经检波限幅倒相处理后，电流为直流。
由以上的分析可见，相位比较实际上是通过收信机所收到的高频信号来进行的。在被保护范围内部发生故障时，两侧收信机收到的高频信号重叠约10ms，于是保护瞬时的动作，立即跳闸。在被保护范围外部故障时，两侧的收信机收到的高频信号是连续的，线路两侧的高频信号互为闭锁，使两侧保护不能跳闸。
组成：反应不对称短路的灵敏元件I3和不灵敏元件I4
反应对称短路的灵敏元件I1和不灵敏元件I2
负序电流滤过器
综合电流I1+KI2滤过器
比相闭锁继电器KDS
比相输出变压器XB
操作互感器T
收发信机
正常时:发信机没有电源，所以不能向高频通道发送信号。
系统发生故障时:灵敏元件首先起动，给发信机的提供电源，发信机立刻向通道发送出故障电流调制的断续高频波。不灵敏元件起动后，准备好保护跳闸出口回路电源。收信机收到断续波时，XB有输出，KDS动作，发出跳闸脉冲。若收信机收到连续高频波，说明是区外故障，经检波限幅倒相处理后，XB输出电流为零， KDS不动作，闭锁了保护出口回路。
二、相差高频保护的相位特性和相继动作区
相差高频保护是通过测定通道上高频信号是否间断，来判断是保护范围内部还是外部故障的。当间断角大于闭锁角时，为保护范围内部故障，保护动作。反之，当间断角小于闭锁角时，为保护范围外部故障，保护不动作。
在电力系统的实际运行中，在被保护范围内部故障时，两侧高频信号不会完全重叠；在外部故障时，两侧的高频信号也不会是连续的。所以，就需要进一步分析相差高频保护的相位特性。
相位特性：是指相位比较继电器中的电流IJ和高频信号的相位角ф关系曲线，亦即IJ=f（ф）的曲线，称为相位特性曲线。
1．相差高频保护在线路两侧操作电流的相位关系
(1)外部三相短路:
电流互感器约有φTA＝7°角误差，复合滤过器及保护约有φbh＝15°角误差。高频信号在输电线路上传输需要时间，以光速V＝3.0×108 m/s传送至对侧所需时间t产生的延迟角误差
式中 l ———输电线路长度，单位为km。
总误差角为：φ=φTA+φbh+α=7°+15°+0.06°l
为了保证保护的选择性，应考虑一定的裕度，令φy＝15°
外部故障：两侧操作电流的相位差不是180°，收到的两侧断续高频波不是连续的，而是180°+φ，即出现间断角为
r外=φTA+φbh+φy+0.06°l=37°+0.06°l
(2)内部故障: 双侧电源系统在d点发生三相短路时，线路两侧电势EM和EN之间的相角差为δo ，δ角一般不超过70°。
M侧电流I M落后于E MφdM≈60°, N侧到短路点φdN=90°。两侧电流的相位差将达到100°。电流互感器的最大误差角φTA=7°，保护装置的角误差φbh=15°，高频信号沿输电线路传输需要时间，造成的延迟误差角α=0.06°l。
N侧收到两侧高频载波信号的最大角相差为
φN=100°+7°+15°-0.06°l=122°-0.06°l M侧为φM=100°+7°+15°+0.06°l=122°+0.06°l
内部故障时，理论上接收两侧断续高频波的间断角为180°，由于两侧电源电势的相位差、电流互感器和保护装置的角误差，所以间断角仅为
r N=180°-φN=58°+0.06°l
r M=180°-φM=58°-0.06°l
2. 保护的相继动作区
收信机收到两调频信号的相位差与线路的长度有关，保护范围之外故障时，间断角为 r外=37°+0.06°l
要求保护不动作，保护范围内故障时，M侧的间断角为
r M=58°-0.06°l
要求保护动作, 线路的临界长度为
l =175km
即当线路长度>175km时，被保护线路内部故障M侧的保护将不动作，但N侧保护间断角增大，保护动作，当N侧断路器跳开以后，M侧收发信机自发自收，其间断角为180°，则M侧保护动作。
3．保护闭锁角
在理想情况，相位特性曲线I J=f（ф）是如下图所示的直线（虚线1所示）。但实际上不是直线而是曲线，如下图中实线2所示。
示。设继电器J的动作电流为I J.dz，则它与相位特性曲有两个交点，对应于横坐标的角度为φdz和φb。在交点上部，I J >I J.dz，继电器的动作。交点下部，I J
闭锁角φb的选定，必须满足；外部故障时保证保护不动作，内部故障时保证保护能正确动作。因此，φb应整定为
φb =22°+0.06°l+φy
式中 l——线路长度（km）;
φy——裕度角，一般为l5°
上式表明，线路越长,闭锁角越大，而闭锁角越大，对保护动作
的灵敏度的影响就越不利。
微电网是什么_微电网的概念及技术特点 微电网的概念微电网（Micro-Grid）也称为微网，是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统。 微电网是一个可以实现自我控制、保护和管理的自治系统，它作为完整的电力系统，依靠自身的控制及管理供能实现功率平衡控制、系统运行优化、故障检测与保护、电能质量治理等方面的功能。 微电网的提出旨在实现分布式电源的灵活、高效应用，解决数量庞大、形式多样的分布式电源并网问题。开发和延伸微电网能够充分促进分布式电源与可再生能源的大规模接入，实现对负荷多种能源形式的高可靠供给，是实现主动式配电网的一种有效方式，使传统电网向智能电网过渡。 微电网中的电源多为容量较小的分布式电源，即含有电力电子接口的小型机组，包括微型燃气轮机、燃料电池、光伏电池、小型风力发电机组以及超级电容、飞轮及蓄电池等储能装置。它们接在用户侧，具有成本低、电压低以及污染小等特点。 由于环境保护和能源枯竭的双重压力，迫使我们大力发展清洁的可再生能源。高效分布式能源工业（热电联供）的发展潜力和利益空间巨大。提高供电可靠性和供电质量的要求以及远距离输电带来的种种约束都在推动着在靠近负荷中心设立相应电源。通过微电网控制器可以实现对整个电网的集中控制，不需要分布式的就地控制器，而仅采用常规的量测装置，量测装置与就地控制器之间采用快速通讯通道。采用分布式电源和负荷的就地控制器实现微电网暂态控制，微电网集中能量管理系统实现稳态安全、经济运行分析。微电网集中能量管理系统与就地控制器采用弱通讯连接。 微电网的特点微电网系统结构图微电网系统由于包含有数量众多、特性各异的多种分布式电源而成为一个大规模、非线性、多约束和多时间的多维度复杂系统，具有复杂性、非线性、适应性、开放性、空间层次性、组织性和自组织性、动态演化性等复杂系统特征，属于一类变量众多、运行机制复杂、不确定性因素作用显著的特殊的复杂巨系统。因此，微
噢噢第一章 1、继电保护在电力系统中的任务是什么 答：（1）自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其他无故障部分迅速恢复正常运行； （2）反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护条件，而动作于发出信号、减负荷或跳闸。 2、什么是故障、异常运行和事故短路故障有那些类型相间故障和接地故障在故障分量上有何区别对称故障与不对称故障在故障分量上有何区别 答：电力系统中电气元件的正常工作遭到破坏，但没有发生故障，这种情况下属于不正常运行状态。事故，就是指系统或其中一部分的工作遭到破坏，并造成对用户少送电或电能质量变坏到不能容许的地步，甚至造成人身伤亡和电气设备的损坏。相间故障无零序分量。对称故障只有正序分量。 3、什么是主保护、后备保护什么是近后备保护、远后备保护在什么情况下依靠近后备保护切除故障在什么情况下依靠远后备保护切除故障 答：当本元件的主保护拒绝动作时，由本元件的另一套保护作为后备保护，由于这种后备作用是在主保护安装处实现，因此，称之为近后备保护。在远处实现对相邻元件的后备保护，称为远后备保护。 4、简述继电保护的基本原理和构成方式。 答：基本原理：1、过电流保护2、低电压保护3、距离保护4、方向保护5、差动原理的保护6、瓦斯保护7、过热保护等。构成方式：1、测量部分2、逻辑部分3、执行部分 5、什么是电力系统继电保护装置 答：继电保护装置，就是指能反应电力系统中元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种装置。 6、电力系统对继电保护的基本要求是什么 答：1、选择性：继电保护动作的选择性是指保护装置动作时，仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量缩小，以保证系统中的无故障部分仍能继续安全运行。2、速动性：在发生故障时，力求保护装置能迅速动作切除故障，以提高电力系统并联运行的稳定性，减少用户在电压降低的情况下工作的时间，以及缩小故障元件的损坏程度。3、灵敏性：继电保护的灵敏性，是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。4、可靠性：保护装置的可靠性是指在该保护装置规定的保护范围内发生了他应该动作的故障时，他不应该拒绝动作，而在任何其他该保护不该动作的情况下，则不应该误动作。 第二章 1、何谓三段式电流保护其各段是如何保证动作选择性的试述各段的工作原理、整定原则和整定计算方法、灵敏性校验方法和要求以及原理接线图的特点。画出三段式电流保护各段的保护范围和时限配合特性图。 答：电流速断是按照躲开某一点的最大短路电流来整定，限时速断是按照躲开前方各相邻元件电流速断保护的动作电流整定，而过电流保护则是按照躲开最大负荷电流来整定。
第一章 填空题： 1.电力系统继电保护应满足(选择性 )( 速动性)(灵敏性) ( 可靠性)四个基本要求。 2.电力系统发生骨子后，总伴随有电流（增大）电压（降低）线路始端测量阻抗的（减小）电压与电流之间相位角（变大） 3.电力系统发生故障时，继电保护装置应（切除故障设备），继电保护装置一般应（发出信号） 4.电力系统切除故障时的时间包括（继电保护动作）时间和(断路器跳闸)的时间 5.继电保护灵敏性指其对保护范围内发生故障或不正常工作状态的反应能力 6.继电保护装置一般由测量部分，逻辑环节和执行输出组成。 7.继电保护装置的测量部分是由被保护原件的（某些运行参数）与保护的整定值进行比较。 选择题： 8我国继电保护技术发展过了五个阶段，其发展顺序是C A机电型晶体管型整流型集成电路型微机型 B机电型整流型集成电路型晶体管型微机型 C机电型整流型晶体管型集成电路型微机型 9电力系统最危险的故障C A单相接地 B两相短路 C 三相短路 10电力系统短路时最严重的后果是C A电弧使故障设备损坏 B使用户的正常工作遭到破坏C破坏电力系统运行的稳定性 11.继电保护的灵敏度系数K1m要求（C） (A)K1m<1 (B)K1m=1 (C)K1m>1 12.线路保护一般装设两套，它们是 (B) (A)主保护 (B)一套为主保护，另一套为后备保护 (C)后备保护 判断题： 13.电气设备过负荷时，继电保护应将过负荷保护设备切除。（错） 14.电力系统继电保护装置通常应在保护选择性的前提下，使其快速动作。（对） 15.电力系统在不正常工作状态时，继电保护不但发出信号，同时也把不正常工作的设备切除（错） 16.能使电流继电器从释放状态改变至动作状态的最大电流称为继电器的动作电流。（错）
微电网控制与保护学习心得 摘要：本文介绍了文献查阅后总结的微电网的基本知识和微电网控制与保护相关的一些问题。微电网的出现协调了大电网与分布式电源的矛盾，对大电网表现为单一的受控单元，对用户则表现为可定制的电源，可以提高本地供电可靠性，降低馈线损耗。但是目前我国微电网的发展尚处于起步阶段，还有很多问题有待研究。微电网的保护和控制问题是目前分布式发电供能系统广泛应用的主要技术瓶颈之一。微电网的保护既要克服微电网接入对传统配电系统保护带来的影响，又要满足含微网配电系统对保护提出的新要求，这方面的研究是保证分布式发电供能系统可靠运行的关键。文中提出了一些现有的文献中提及的微电网继电保护方法和保护方案。 关键词：微电网；控制；保护；分布式发电 Abstracts：This article describes the literature review after the conclusion of the basics of micro grid and micro grid control and protection-related problems. The emergence of micro-coordination of a large power grid and distributed power conflicts, the performance of a single large power controlled unit, users can customize the performance of the power supply, can improve local supply reliability and reduce feeder loss. But at present, the development of micro-grid is still in its infancy, there are many problems to be studied. Microgrid protection and control of distributed power generation is widely used for energy systems one of the main technical bottlenecks. Microgrid protection is necessary to overcome the Microgrid access to protect the traditional distribution system impact, but also to meet with micro network distribution system to protect the new requirements, this research is to ensure that distributed generation energy supply system reliable operation of the key. This paper presents some of the existing literature mentioned methods and microgrid relay protection scheme. Key Words：Microgrid; Control; Protection; Distributed Power Generation 一、微电网基本知识 当前电力系统已成为集中发电、远距离高压输电的大型互联网络系统。随着电网规模的不断扩大，超大规模电力系统的弊端也日益凸现，如运行难度大、难以满足用户越来越高的可靠性及多样化用电需求等。近年来世界范围内的大面积停电事故，充分暴露了大电网的脆弱性。鉴于上述问题，国内外学者开始广泛研究分布式发电技术。分布式发电是指直接布置在配电网或分布在负荷附近的发电设施，能够经济、高效、可靠地发电。分布式电源位置灵活、分散，能与大电网互为备用，在一定程度上分担了输电网从电厂向用户远距离和大功率输电的功能。经过20 多年的发展，分布式发电已成为一股影响电力工业未来面貌的重要力量。 1) 应对全球能源危机的需要。随着国际油价的不断飙升，能源安全问题日益突出，为了实现可持续发展，人们的目光转向了可再生能源，因此，风力发电、太阳能发电等备受关注，快速发展并开始规模化商业应用，而这些可再生能源的发电大都是小型的、星罗棋布的。 2) 保护环境的需要。CO2 排放引起的全球气候变暖问题，已引起各国政府的高度重视，并成为当今世界政治的核心议题之一。为保护环境，世界上工业发达国家纷纷立法，扶持可再生能源发电以及其他清洁发电技术(如热电联产微型燃气轮机) ，有利地推动了DG的发展。 3) 天然气发电技术的发展。对于天然气发电来说，机组容量并不明显影响机组的效率，并且天然气输送成本远远低于电力的传输，因此比较适合采用有小容量特点的DG。 4) 避免投资风险。由于难以准确地预测远期的电力需求增长情况，为规避风险，电力公司往往不愿意投资大型的发电厂以及长距离超高压输电线路。此外，高压线路走廊的选择也比较困难。这都促使电力公司选择一些投资小、见效快的DG项目来就地解决供电问题。 尽管分布式电源优点突出，但分布式电源相对于大电网来说是一个不可控电源，大电网也往往限制或隔离分布式电源。为了协调大电网与分布式电源的矛盾，学者又提出了微电网的概念。
第八章供配电系统 8.1 供电电源 王村副井场地现有一座35/6kV变电站，主变压器选为两台，一用一备,每台主变容量为20MVA。双回电源引自屯留矿井110kV变电站35kV 高压室不同母线段411和414柜，双电源线路运行方式为双投单运。电源线路目前运行情况：电压损失为3%（计算条件：功率因数取0.9,运行实际负荷为14MW，电压损失0.026％/km.MW，线路长度为8.5km），双投双运时电压损失为1.5％，两种运行方式都满足要求。该输电线路长度约8.5km，型号LGJ-240。 王村副井场地35/6kV变电站6kV电源分别引至副立井场地地面通风机房配电室、副立井提升机房变电所、空压机房、副立井井口房、矸石装车点、井下水处理站及水源井泵房、锅炉房等。常村煤矿3#煤层+470m水平接替工程设计中，井下安设有井底车场主变电所、21采区变电所、东翼胶带机头变电所，其中东翼胶带机头变电所2回6kV电源引自井底车场主变电所不同母线段。井底车场主变电所、21采区变电所6kV电源引自王村副井场地35/6kV变电站。变电站地面负荷有功功率6844kW、无功功率3985kvar、视在功率为7919.6 kVA;井底车场主变电所有功功率3886.8kW、无功功率2965.4kvar、视在功率为4888.8 kVA; 21采区变电所有功功率4371.55kW、无功功率4459.1kvar、视在功率为6244.5 kVA。王村副井场地35/6kV变电站所带负荷统计如下： 设备总台数：179台
设备工作台数：157台 设备总容量：23601kW 设备工作容量：18263kW 有功功率：15102.35kW 无功功率：11409.5kvar 视在功率：18927.7kvar 自然功率因数：0.80 本次+470m水平南北两翼大巷延伸工程设计在井下增设+470m 北翼大巷胶带机机头、23采区两座变电所。由于+470m水平负荷较大，同时也为提高井下局部通风机的供电可靠性，+470m北翼大巷胶带机机头变电所采用三回路供电；23采区变电采用六回路供电。+470m北翼大巷胶带机机头变电所三回6kV电源引自井底车场主变电所不同母线段。23采区变电所六回6kV电源引自王村副井场地35kV 变电站6kV侧不同母线段。王村副井场地35/6kV变电站6kV侧不同母线段共有12趟电源沿提升副立井井筒敷设至井下，敷设电缆均为矿用阻燃交联电力电缆MYJV22-6/10kV 3×240mm2，井筒内敷设电缆均用MYJV42-6/10kV 3×240mm2。其中有三趟引至井底车场主变电所，有三趟引至21采区变电所，其余6趟引至23采区变电所。+470m北翼大巷胶带机机头变电所及23采区变电所主接线均采用单母线分段接线方式，正常运行方式为单母线分列运行。当任一回路停止供电时，其余回路均能担负全部负荷。 经统计，+470m水平23采区变电所、+470m北翼大巷胶带机机
对高频保护频率分配有关问题的初步意见 摘自水利电力部生产司(82)电生供字第139号文附件2水利电力部电科院(82)电科系字第38号 随着电网的发展，电力载波通道需量不断增加，载波频率十分拥挤。为了充分利用有限的频谱，合理地分配频率，会议就短期发讯方式的220千伏线路高频保护频率分配有关问题进行了讨论，提出如下意见。 1.为进一步挖掘通道潜力，节省频率和设备，提高传输质量和可靠性以及便于规划设计和运行管理，有必要尽早创造条件，对现行继电、通信专用通道体制进行改革，逐步向继电和通信等复用通道体制发展。 2.为保护高频保护安全可靠运行，并考虑到现在的技术状况和管理体制，目前的相位比较式高频保护以单独占用一相通道为宜，如根据电网运行需要装设第二套高频保护时，则以在另一相上与通信合相使用通道为宜。 3.为节省频率和减少干扰，高频保护宜用单频制(包括在4千赫带宽内的双频制)。 4.现有高频保护收发讯机的外部高频特性尚不能充分适应合理分配频率的要求，从而给频率分配带来实际困难，为使频谱更有效地充分利用，有必要进一步提高高频保护收发讯机的技术性能。 5.考虑到设备改进工作需要一段时间，因此对现存的高频保护系统暂维持现状。对高频保护发讯机新产品的高频特性要求应与同时期的通信设备保持一致，并逐步向IEC标准靠近。在新装置未定型生产前的过滤期间，按ПBB-K 型高频保护收发讯机的频差曲线选择频率，制造厂目前生产的高频保护收发讯机应不低于ПBB-K型机的水平。 6.保护专用通道的运行管理由继电部门负责。保护与通信合用通道中的公用部分的运行管理由通信部门负责。保护专用阻波器的运行管理由继电部门负责。 7.高频保护频率分配工作统一由网(省)局通信科负责。 8.有关高频保护频率分配的规约(新型机)： (1)到高频保护接收机入口的最大干扰电平≤-1.5奈100欧(带内)。 (2)高频保护发送机出口输出功率电平：保护专用通道≤+4.95奈(20瓦)；与通信合用通道≤+4.6奈(10瓦)。 (3)高频保护发送机谐波电平：专用通道≤-1.3奈/100欧；合用通道≤-3奈/100欧(暂定)。 (4)高频保护发送机输出阻抗：100欧，回波损耗≥12分贝。 (5)合用通道收发讯机的并机分流损耗≤0.1奈(间隔≥14kC)。 (6)高频保护接收机的收讯防卫度：在fo±2kC时，争取不低于3.3奈；在fo±4kC时，不低于3.7奈；合用通道的接收机尚应满足fo±14kC以远时不低于6.1奈。 (7)保护专用通道最大容许传输衰耗≤2.4奈/100欧；与通信合用通道的最大容许传输衰耗，按保护发讯机发送电平为4.6奈/100欧时接收端入口处的收讯电平≥+2.2奈/100欧条件考虑(即发讯机接100欧的发讯电平为4.6奈时，接到通道后于对端收讥机入口处接100欧时所测得的电平)。
第四章 电网差动保护和高频保护 4.1纵联差动保护 （一）线路纵联差动保护原理 阶段式保护不能够瞬时切除全线任意处故障，为实现全线速动，应该采用差动保护。如图4.1所示， 图4.1 线路纵联差动保护 (a) (b) 其原理是比较线路两侧电流的大小和相位。当区外短路（k 1）时，流入继电器的电流d I 为零；当区内短路（k 2）时，流入继电器的电流d I 为总的短路电流。线路纵联差动保护瞬时动作，且动作电流可以整定得很小，灵敏度很高。差动保护不受系统振荡的影响。因为需 要辅助导线，所以其不适用于长线路。 （二）不平衡电流 在正常情况或外部故障时由于线路两侧的电流互感器特性不可能完全相同，或受暂态过 程的影响，继电器中会有电流存在，该电流被称为不平衡电流unb I 。 稳态不平衡电流 发生在正常情况或外部故障时， ??? ? ??--???? ??-=---='-'=m TA m TA TA TA m TA m TA unb I K I K I K I K I I K I I K I I I 22112211221111211111)(1)(1 （4.1-1） 式中，m I 1 和m I 2 是两侧电流互感器的励磁电流。式（4.1-1）中，第一部分是两侧电流互感器的传变特性差异，第二部分是两侧电流互感器的励磁特性差异。 暂态不平衡电流 主要源于非周期分量的影响。
综合考虑上述情况，一般在外部三相短路的情况下计算最大不平衡电流 ， TA k np er st unb K I K K K I ) 3(max .max .= （4.1-2） 式中，st K 是同型系数，两侧电流互感器型号相同时取0.5，否则取1；er K 是电流互感器最大误差，取0.1； np K 是非周期分量影响系数，取1~1.5。 （三）整定原则和灵敏度校验 ①按躲过保护区外故障时的最大不平衡电流整定 max .unb rel op I K I = （4.1-3） 式中，可靠系数取1.2~1.3。 ②按躲过最大负荷时二次侧断线的不平衡电流整定 TA L rel op K I K I max .= （4.1-4） 式中，可靠系数取1.2~1.3。 整定值选择式（4.1-3）和（4.1-4）中最大者。 ③灵敏系数 op k sen I I K min .min .= （4.1-5） 式中，min .k I 是被保护线路末端短路时的最小电流，要求灵敏系数不小于1.5~2。 4.2 横联差动保护 （一）横联差动保护原理 为提高系统稳定性和传输容量，常常采用平行双回线，每回线路参数相同，其保护采用横联差动保护。如图4.2所示：
电力系统继电保护（第二版） 张保会尹项根主编 继电保护装置在电力系统中所起的作用是什么 答:继电保护装置就是指能反应电力系统中设备发生故障或不正常运行状态,并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置.它的作用包括:1.电力系统正常运行时不动作;2.电力系统部正常运行时发报警信号,通知值班人员处理,使电力系统尽快恢复正常运行;3.电力系统故障时,甄别出发生故障的电力设备,并向故障点与电源点之间、最靠近故障点断路器发出跳闸指令,将故障部分与电网的其他部分隔离。 继电保护装置通过哪些主要环节完成预定的保护功能,各环节的作用是什么 答:继电保护装置一般通过测量比较、逻辑判断和执行输出三个部分完成预定的保护功能。测量比较环节是册来那个被保护电器元件的物理参量，并与给定的值进行比较，根据比较的结果，给出“是”、“非”、“0”或“1”性质的一组逻辑信号，从而判别保护装置是否应该启动。逻辑判断环节是根据测量环节输出的逻辑信号，使保护装置按一定的逻辑关系判定故障的类型和范围，最后确定是否应该使断路器跳闸。执行输出环节是根据逻辑部分传来的指令，发出跳开断路器的跳闸脉冲及相应的动作信息、发出警报或不动作。 线路上装设两组电流互感器，线路保护和母线保护应各接哪组互感器 答：线路保护应接TA1，母线保护应接TA2。因为母线保护和线路保护的保护区必须重叠，使得任意点的故障都处于保护区内。 后备保护的作用是什么 答：后备保护的作用是在主保护因保护装置拒动、保护回路中的其他环节损坏、断路器拒动等原因不能快速切除故障的情况下，迅速启动来切除故障。 为什么定时限过电流保护的灵敏度、动作时间需要同时逐级配合，而电流速断的灵敏度不需要逐级配合答：定时限过电流保护的整定值按照大于本线路流过的最大负荷电流整定，不但保护本线路的全长，而且保护相邻线路的全长，可以起远后备保护的作用。当远处短路时，应当保证离故障点最近的过电流保护最先动作，这就要求保护必须在灵敏度和动作时间上逐级配合，最末端的过电流保护灵敏度最高、动作时间最短，每向上一级，动作时间增加一个时间级差，动作电流也要逐级增加。否则，就有可能出现越级跳闸、非选择性动作现象的发生。由于电流速断只保护本线路的一部分，下一级线路故障时它根本不会动作，因而灵敏度不需要逐级配合。 在双侧电源供电的网络中，方向性电流保护利用了短路时电气量的什么特征解决了仅利用电流幅值特征不能解决的问题 答：在双侧电源供电网络中，利用电流幅值特征不能保证保护动作的选择性。方向性电流保护利用短路时功率方向的特征，当短路功率由母线流向线路时表明故障点在线路方向上，是保护应该动作的方向，允许保护动作。反之，不允许保护动作。用短路时功率方向的特征解决了仅用电流幅值特征不能区分故障位置的问题，并且线路两侧的保护只需按照单电源的配合方式整定配合即可满足选择性。 功率方向判别元件实质上是在判别什么为什么会存在“死区”什么时候要求它动作最灵敏 答：功率方向判别元件实质是判别加入继电器的电压和电流之间的相位，并且根据一定关系[cos(+a)是否大于0]判别初短路功率的方向。为了进行相位比较，需要加入继电器的电压、电流信号有一定的幅值
第二章 电网的电流保护和方向性电流保护 第一节 单测电源网络相间短路的电流保护 配置： 一、电流速断保护（第Ⅰ段）： 对于仅反应于电流增大而瞬时动作电流保护，称为电流速断保护。 1、短路电流的计算： 图中、1――最大运行方式下d (3) 2――最小运行方式下d (2) 3――保护1第一段动作电流 d s d s d l Z Z E Z Z E I 1)3(+= += φφ d s d d l Z Z E I I 1)3() 2(23 23+= = φ 可见，I d 的大小与运行方式、故障类型及故障点位置有关 最大运行方式：对每一套保护装置来讲，通过该保护装置的短路电流为最大的方式。（Z s.min ） 最小运行方式：对每一套保护装置来讲，通过该保护装置的短路电流为最小的方式。（Z s.max ） 2、整定值计算及灵敏性校验 为了保护的选择性，动作电流按躲过本线路末端短路时的最大短路短路整定 max ..1.B d k dz I K I ?=I I 注①）参看15 (3.1~2.1p K k =I 保护装置的动作电流：能使该保护装置起动的最小电流值，用电力系统一次测参数表示。（I dZ ） I 1.dz I 在图中为直线3，与曲线1、2分别交于a 、b 点 可见，有选择性的电流速断保护不可能保护线路的全长 三段式 主保护 后备保护
灵敏性：用保护范围的大小来衡量 l max 、l min 一般用l min 来校验、 %100min ?l l 要求：≥（15～20）％ 希望值50％ 方法：① 图解法 ② 解析法： min .1max 1 .23 d s dZ l Z Z E I += I φ 可得 )23(1%100max 1 .min s dZ L Z I E Z l l -?=?I φ 式中 Z L =Z 1l ――被保护线路全长的阻抗值 动作时间t =0s 3、构成 中间继电器的作用： ① 接点容量大，可直接接TQ 去跳闸 ② 当线路上装有管型避雷器时，利用其固有动作时间（60ms ）防止避雷器放电时保护误动 4、小结 ① 仅靠动作电流值来保证其选择性 ② 能无延时地保护本线路的一部分（不是一个完整的电流保护）。 二、限时电流速断保护（第Ⅱ段） 1、 要求 ① 任何情况下能保护线路全长，并具有足够的灵敏性 ② 在满足要求①的前提下，力求动作时限最小。 因动作带有延时，故称限时电流速断保护。 2、 整定值的计算和灵敏性校验
什么是高频保护？ 答：高频保护包括相差高频保护和功率方向闭锁高频保护。相差高频保护是测量和比较被保护线路两侧电流量的相位，是采用输电线路载波通信方式传递两侧电流相位的。 功率方向闭锁高频保护，是比较被保护线路两侧功率的方向，规定功率方向由母线指向某线路为正，指向母线为负，线路内部故障，两侧功率方向都由母线指向线路，保护动作跳闸，信号传递方向相同。 高频保护基本原理是什么？ 答：高频保护基本原理是反映并比较被保护线路两端电流的大小和相位。即将两端的电气量调制成高频信号，利用高频通道将高频信号相互送到对侧，再由各自的保护装置将收到的对侧信号与本侧的信号进行比较，判断是内部还是外部的，从而决定保护是否动作。一般利用输电线路本身，采取“相—地”制方式作为高频通道。高频通道工作方式一般采用短路时发信方式（即正常时通道中无高频信号）。 构成高频保护通道的元件有哪些？ 答：构成高频保护通道的元件有：高频收发信机、高频电缆、结合滤波器、耦合电容器、阻波器和单相输电线路等。 什么是相差高频保护的闭锁角? 答：如图F-5(a)所示，当k点发生穿越性故障时，在理想情况下，IM与IN 相差180°，保护装置不动作。而实际上，当线路外部故障时，由于各种因素的影响，IM与IN的相角差不是180°，收信机收到的信号有一个间断角。根据相差高频保护的原理，当线路故障而出现间断角时，保护装置将动作。为此，应找出外部故障可能出现的最大间断角，并按此值进行闭锁，以保证当线路外部故障时保护不误动。这个最大间断角就叫相差高频保护的闭锁角。如图F-5(b>所示保护的动作区φop为(180°-β)＞φop＞(180°+β)，闭锁角即为β。 在具有远方起动的高频保护中为什么要设置断路器三跳停信回路?
一、单项选择题（本大题共15小题，每小题1分，共15分） 在每小题列出的四个备选项中只有一个是符合题目要求的，请将其代码填写在题后的括号内。错选、多选或未选均无分。 1．过电流继电器的返回系数（） A．等于0 B．小于1 C．等于1 D．大于1 2．限时电流速断保护的灵敏系数要求（） A．大于2 B．大于1.3~1.5 C．大于1.2 D．大于0.85 3．在中性点非直接接地电网中,由同一变电所母线引出的并列运行的线路上发生两点异相接地短路,采用不完全星形接线保护的动作情况是（） A．有机会只切除一条线路B．有机会只切除一条线路 C．100%切除两条故障线路D．不动作即两条故障线路都不切除4．在双侧电源系统中,采用方向元件是为了提高保护的（） A．方向性B．可靠性 C．灵敏性D．选择性 5．在中性点直接接地电网中,零序功率方向继电器采用的接线方式是（） A．90°接线B．3 0、3 0 C.-3 、-3 D．-3 0、3 0 6．正方向出口相间短路,存在动作“死区”的阻抗继电器是（） A．全阻抗继电器B．方向阻抗继电器 C．偏移特性阻抗继电器D．上抛圆阻抗继电器 7．在中性点直接接地系统中，反应接地短路的阻抗继电器接线方式是（） A．0°接线B．90°接线 C．3 0、3 0 D．A、A+ 3 0零序补偿电流的接线方式 8．由于过渡电阻的存在，一般情况下使阻抗继电器的（） A．测量阻抗增大，保护范围减小B．测量阻抗增大，保护范围增大 C．测量阻抗减小，保护范围减小D．测量阻抗减小，保护范围增大 9．在距离保护的Ⅰ、Ⅱ段整定计算中乘以一个小于1的可靠系数，目的是为了保证保护动作的（） A．选择性B．可靠性 C．灵敏性D．速动性 10．在校验距离Ⅲ段保护远后备灵敏系数时，分支系数取最大值是为了满足保护的（）A．选择性B．速动性 C．灵敏性D．可靠性 11．距离Ⅲ段保护，采用方向阻抗继电器比采用全阻抗继电器（） A．灵敏度高B．灵敏度低 C．灵敏度一样D．保护范围小 12．高频阻波器的作用是（） A．限制短路电流B．防止工频电流窜越 C．防止高频电流窜越D．补偿接地电流 13．对于Y，d11接线变压器，为保证正常运行时差动回路两臂的电流相等，应使变压器Y
浅谈220kV电网保护配合和高频保护误动 内容摘要 近年来220kV电网已经开始环网化、分区化，开始成为地区的主供电网。220kV 系统的继电保护也越来越凸显其重要性。而随着220kV电网结构日益复杂，如何通过合理的保护配合，更准确、更快、更可靠地切除故障以及降低高频保护误动的可能性，从而保证电网安全、优质、经济运行，成为众人所关心的课题。本文详细分析了220kV电网中一些特殊故障时各种保护的配合动作行为、效果及原理，通过实例对复杂故障时保护的动作行为进行分析和220kV线路高频保护的配置和动作情况，分析了造成高频保护不正确动作的主要原因。指出了其中存在的一些问题，并提出了改进建议，提高电网继电保护管理水平、确保电网安全稳定运行。关键词：220kV；保护；配合；高频；误动
目录 内容摘要 ........................................................................................................................... I 1 绪论 . (1) 1.1 课题的背景及意义 (1) 1.2 国内发展现状 (1) 1.2.1 国内线路保护发展现状 .................................. 错误！未定义书签。 1.2.2 国内母线保护发展现状 (1) 1.2.3 国内主变保护发展现状 (1) 1.3 本文的主要内容 (2) 2 失灵电保护概况 ...................................................................... 错误！未定义书签。 2.1线路保护（或主变保护）动作开关失灵 ..................... 错误！未定义书签。 2.2母差动作开关失灵 (4) 3 220kV系统继电保护动作情况分析 (7) 3.1 220kV系统各点故障时保护动作情况的分析 (7) 3.2 实例列举和分析 (9) 3.3 保护配合存在的问题 (10) 3.4 改进对策 (10) 4 220kV线路高频保护误动的研究 (11) 4.1 高频保护概述 (11) 4.2 高频保护存在的问题 (11)
高频闭锁保护原理高频闭锁保护原理闭锁保护第一节概述电网中运行的所有线路均需配备继电保护来切除故障，对于不同电压等级的线路而言，对继电保护的要求也不同。110 千伏及以下电压等级线路，通常配备以输电线路单侧电流、电压、零序电流等电气量作为判据的距离保护、零序保护、过流保护等。而对于220 千伏及以上电压等级线路，由于系统稳定的要求，必须能快速切除线路上任一点故障，这是普通的距离、零序保护所无法实现的。这就需要配置利用两端电气量的纵联保护来作为线路主保护。1、纵联保护的构成纵联保护的核心原理是利用某种通道将线路两端的保护装置连接起来，将两端的电气量进行比较，判断故障为区内还是区外故障。2、纵联保护的分类按通道类型可以划分为导引线、载波（高频）、微波、光纤纵联保护；按构成原理分为纵联方向、距离、差动保护。3、纵联保护的通道类型目前我省主要应用的通道是高频通道和光纤通道。4、纵联保护的信号分类纵联保护通道传输的信号分为闭锁信号、允许信号和跳闸信号。（1）闭锁信号：阻止保护动作于跳闸，收不到闭锁信号是跳闸的必要条件。平时通道内不传输信号，保护启动后发闭锁信号。线路两侧收、发频率一样，只要有一侧线路发出闭锁信号，两侧都能收到闭锁信号。高频闭锁保护的动作原理是：保护启动――两侧发闭锁信号――正方向元件启动――停信――出口跳闸。举例说明：A B C D E F 如上图：如果AB 线路发生故障，ABCDEF 保护启动（解释反方向也启动以及启动原理），同时发闭锁信号，A、B、D、F 正方向元件启动，停信，而C、E 则继续发闭锁信号。因此AB 线路保护出口跳闸，而CD、EF 两条线路保护则分别由于C、E 侧保护发闭锁信号而不跳闸。这也是我们平时在工作中经常会遇到的现象：系统发生事故，与之联络的线路高频保护会启动发信而不会跳闸。再如下图：A B C D E F 如果CD 线路发生故障，ABCDEF 保护启动，同时发闭锁信号。A、C、D、F 正方向元件启动，停信，而B、E 则继续发闭锁信号。因此CD 线路保护出口跳闸，AB、两条线路保护则分别由于B、而EF E 侧保护发闭锁信号而不跳闸。(2)允许信号：允许保护动作跳闸，收到允许信号是跳闸的必要条件。与闭锁信号相比较，允许信号对通道的要求更高，且只能接收对侧的允许信号，而闭锁信号不然，可以自发自收，同时对侧也能收到。因为一旦通道有异常，对于闭锁信号而言，充其量是区外故障保护失去闭锁越跳，而区内故障正常动作。允许信号则在线路发生区内故障时由于不能发送允许信号而拒动，这是绝对不允许的，因此允许式高频保护通道平时就一直在交换信号，而闭锁式高频保护只要定期交换信号就可以了。A B C D E F 允许式高频保护的动作原理是：保护启动――两侧发允许信号――正方向元件启动――――出口跳闸。如图CD 线路发生故障，A、C、D、F 保护发出允许信号，A、C、D、F 正方向元件启动。CD 线路两侧保护启动且收到允许信号，对于AB 线路而言，A 侧收不到允许信号、B 侧收到允许信号而本身保护未动作，因此AB 两侧开关均不跳闸，同样EF 线路也是如此。（3）跳闸信号：只要收到跳闸信号即出口跳闸。目前我国还没有使用，主要是对通道要求和对元件测量精度要求太高。. 第二节高频闭锁保护的动作原理目前我们南通电网中使用的高频保护均是采用闭锁信号，称为高频闭锁保护。该保护的动作条件是本侧保护动作且收不到闭锁信号，整个保护动作的过程包括：保护启动――两侧发闭锁信号――正方向元件启动――停信――出口跳闸，对应的保护装置部分是启动元件、收发信元件、方向元件、停信元件、跳闸元件。下面对以上5 个元件逐一加以介绍：一、启动元件启动元件是当系统发生事故时启动收发信机工作的元件。在我们系统中配置的高频保护启动元件都是以相电流突变量或者零序电流作为启动元件的，无论系统发生什么类型的故障，只要相电流发生突变或者产生零序电流（一般整定为0.1－0.5In）启动元件就会动作。，二、收发信元件高频保护收发信机收信和发信是独立的功能，收信由收信机独立完成，发信则包括保护启动发信、远方启动发信和通道检查发信。保护启动发信是在保护启动后和保护整组复归前进行的强制发信。远方启动发信是对侧发信后启动本侧发信机发信。使用远方发信的作用主要有：(1)提高被保护线路两侧装置配合的可靠性，防止在下列情况下保护误动作：发生区外故障，近故障侧保护启动发信元件未能启动发信，此时远故障侧保护将误动（见图，无闭锁信号）。具备了远方启动条件后，只要一侧发信机启动，则另一侧发信机也发信，确保区外故障不会误动作。（２）可以方便通道检查，不必由两侧值班人员同时配合进行，尤其是在改成监控中心值班模式之后，显得更加方便了。通道检查发信是用来进行通道检测的，必须满足以要
浅谈电网馈线系统保护 发表时间：2014-12-15T10:03:21.000Z 来源：《工程管理前沿》2014年第12期供稿作者：胡学明[导读] 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。胡学明黑龙江省虎林市电业局黑龙江虎林 158400 摘要：配电自动化技术是服务于城乡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。本文首先阐述了电网馈线保护的技术现状，探讨分析了馈线系统保护基本原理，这种新原理能够进一步提高供电可靠性。同时统保护分布式的功能也将提高配电自动化的主站及子站的性能，是一种极具前途的馈线自动化新原理。 关键词：电网；馈线保护；基本原理；发展一、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，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。不同的电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多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，尚未将电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为电网保护的目的。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电网的工作重点，而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、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电网保护与监控、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。 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，电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于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。 二、馈线系统保护基本原理 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. 2、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。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。 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、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。 三、电网馈线保护的发展目前，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，对电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的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，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。结束语