长期以来，低压配电网络一直是供电系统运行可靠性的薄弱环节之一，一些配电变压器和配电线路因过载发热、线损率高、电压质量合格率低等，既容易烧毁设备，也容易危及低压电网安全可靠运行，而这些故障却常常被人们忽视，为此，原能源部规定各基层单位要定期上报电压质量合格率和作配电网的可靠性统计，并在“用电管理信息技术规范”中明确提出要掌握配电网络负荷情况及重点用户的年、季、月、日各种负荷曲线等重要信息。但多年来，由于低压配电网络缺乏这方面的自动化检测手段，一般都在每年或每季的几个典型日，由工作人员用钳式电流表逐个测量配电装置负荷的简单方法，结果是费时费工，既不能反映真实情况，也不能解决实际问题。为此，研发、推广一系列低压配电网络的监控装置仪表是十分必要的。
该类仪表的系统构成一般由电源模块、数据采集模块、数据处理及控制模块、显示模块、CPU模块和通讯模块五大部分组成。模块化的设计使得该系统结构简单、便于维护与升级。仪表在工作时，对低压配电房内低压配电柜的三相电压、三相电流分别取样后，送到放大电路进行缓冲放大，再由A/D转换器变成数字信号，送到CPU进行处理，CPU将处理过的数据根据需要送至显示部分、通讯部分等数据输出单元。
2配电综合监控装置在电能需方管理系统中的作用
随着电力工业的飞速发展，电力供需矛盾发生了很大的变化，特别是随着电力企业改革的进一步加速，如何利用高新科技手段来适应市场经济，如何提高效率，降低成本，实现高效优质服务，已经成为实现用电营销现代化的重要任务。利用现代化的配电监控手段进行实时监测与控制，可给需方管理提供直接的、便利的技术支持;为负荷预测、电网规划、电力调度、用电营销管理和服务水平、用电检查、电能计量等提供科学的分析依据。为此，配电综合监控装置在电能需方管理中的作用可归纳为以下六点:
2.1为了解电力市场需求，合理配置电力资源提供有效的原始数据资料。
以往的电力需求预测依赖政府提供的资料和待业用电统计报表。由于这些资料的准确性及实时性较差，用于分析电力需求时，往往显得较为粗糙。要提高电力需求预测的精度，应选取典型电力用户作为电力需求分析的用户样本，收集其实际用电信息。配电监控装置可以准确采集和存储典型电力用户的日负荷曲线、分时电量及最高、最低负荷等关键数据，反映特定用户受市场、经营状况，宏观政策情况，以及季节、天气、节假日时用电状况的影响，再结合政府部分有关资料及行业用电量统计数据进行分析，便可大大提高负荷预测的精度，为确保电力规划的经济性、前瞻性、合理性和电力资源配置的有效性提供坚实的基础。
2.2帮助电力企业合理制定长远的营销策略，提高电力资源的配置效率，从而更好地为客户服务。
随着市场经济的深入，价格导向使电力用户对自身的电力消费情况越来越重视;但由于大多数客户缺乏技术条件和现代化用电管理手段，很难对电力消费情况做进一步深入的分析。另外，供电企业的公用变压器配置的合理性也缺乏有效的、科学的数据分析依据。具有配套管理软件的配电监控装置所采集的分段电量、负荷曲线、最高最低负荷、时段电量比例、功率因数、分时电压等实际数据，经分析整理后，可由电力企业客户服务部的营销人员向客户提供合理用电建议，并充分分析利用现行的分时电价政策，帮助他们减少不必要的电力消耗，降低生产成本，提高经济效益。从表面上看，这项工作使电力企业的销售量减少；但从长远看，经营进入良性循环轨道，必将扩大再生产，最终会增加用电量，即扩大电力企业在能源终端市场的占有率。客户按分时电价合理用电，从表面看，使供电企业收入减少，但实际上用户避峰用电，平滑负荷曲线，增加了系统的调峰能力，减少了低谷期间火电压火，水电弃水的情况，提高了电力资源的配置效率。2.3利用监控装置的远程通讯功能，推动远程抄表的普及工作。
营业抄表是电力部门向用户收取电费的依据。传统的人工抄表往往因气候、道路及交通工具等外界条件及人为因素而不可避免地影响抄表的及时性、准确性。利用低压线路载波等技术，加上配电监控装置可与管理中心进行远程通讯的功能，就可以形成从用户计量终端到台区配电变压器端、再到管理中心的用户营业自动化联网，实现用户远程抄表，提高抄表的及时性和准确性。
2.4利用监控装置的软件管理系统为配网管理系统提供实时的用户用电信息，为配网运行、维护和用户接入提供分析、决策依据。
以往，配网管理利用变电站10kV侧反映的分时电流、电压及电量、功率因数以及配网巡视中对线路设备观察和营业统计报表中所得到的信息来分析、决策，比较粗糙。对配网运行的经济性、变压器配置的合理性、用户接入的可靠性都缺乏有效的、科学的数据分析。而配电监控软件管理系统所提供的一系列数据，可给出用电企业和公用变压器的负荷曲线和电能质量信息。通过这些信息的分析，可以提高管理措施的合理性和实效性。
2.5与监控装置配套使用的管理软件，可以强化计量装置的工况监视，防止窃电和因装置故障而漏计电量。
配电监控装置所具备的实时数据采集和通信功能，可定时将用户计量电能表中储存的各时段用电量、最大需量、电能表缺相时间、过载时间等数据纪录下来，并随时采集。用电检查部门定期或不定期进行逐一巡查，可有效杜绝窃电和因计量装置故障造成的漏计电量，并可在与客户交涉时出具计算机原始数据，增加了裁决的依据，减少纠葛。
2.6可以提供真实线损情况，为电力企业商业化运营服务。
关键词：低压配电监控装置应用功能作用
1概述
随着人民生活水平的不断提高，人们对电力的需求已经不仅仅满足于有电用，良好的供电质量和服务水平，成为社会对供电企业要求的重要部分。在电力管理发展过程中，原来以拉闸限电为目的的负荷控制正逐渐向用电管理方向过渡，电力企业为提高供电质量和服务水平，需要有一套完善的用电侧电能管理系统，对与用户直接相关的低压电网运行状态进行实时监测，及时掌握低压配电网运行的情况，适时根据供电需求的增长调整电网负荷，及时发现和定位电网故障，发现异常供电和异常线损，杜绝供电隐患。低压配电监控装置是整套用电侧电能管理系统中的最重要的一个环节，它一般以低压网中的配变为监测对象，使电力部门及时了解设备运行状况，为线损分析、负荷预测、电压合格率、配电规划等提供科学的依据。
2配电监控装置在用电侧电能管理中的应用
长期以来，低压配电网络一直是供电系统运行可靠性的薄弱环节之一，一些配电变压器和配电线路因过载发热、线损率高、电压质量合格率低等，既容易烧毁设备，也容易危及低压电网安全可靠运行，而这些故障却常常被人们忽视，为此，原能源部规定各基层单位要定期上报电压质量合格率和作配电网的可靠性统计，并在"用电管理信息技术规范"中明确提出要掌握配电网络负荷情况及重点用户的年、季、月、日各种负荷曲线等重要信息。但多年来，由于低压配电网络缺乏这方面的自动化检测手段，一般都在每年或每季的几个典型日，由工作人员用钳式电流表逐个测量配电装置负荷的简单方法，结果是费时费工，既不能反映真实情况，也不能解决实际问题。为此，研发、推广一系列低压配电网络的监控装置仪表是十分必要的。
2.1配电监控装置硬件构成与工作原理
该类仪表的系统构成一般由电源模块、数据采集模块、数据处理及控制模块、显示模块、CPU模块和通讯模块五大部分组成。模块化的设计使得该系统结构简单、便于维护与升级。仪表在工作时，对低压配电房内低压配电柜的三相电压、三相电流分别取样后，送到放大电路进行缓冲放大，再由A/D转换器变成数字信号，送到CPU进行处理，CPU将处理过的数据根据需要送至显示部分、通讯部分等数据输出单元。
2.2配电监控装置的功能描述
(1)测量、显示及存储功能：
在工作中，配电监控装置对低压配电柜内的各种电压、电流进行采样后，经过计算模块，将电流、电压、频率、有功和无功功率、功率因数、电能量、环境温度等各类数据传输给CPU或DSP，进行数据处理，这样最终得到的电网状态信息将会通过显示模块反映给工作人员进行数据的读取，对于那些需要存储的数据，系统会将其存储在大容量的存储器中。
(2)数据的现场采集及远程通讯功能：
目前，这类仪表除了可以利用手抄机对测量所得数据进行手工抄表外，一般还可以扩展各种通讯接口，支持RS232、RS485、ISDN等多种通讯协议，从而实现了数据采集效率更高、操作更简单。随着USB技术的日渐成熟，利用电子盘进行数据的现场采集已经成为可能。这种方式具有传输误码率低、采集速度快、成本低廉等优点，比较适合于目前我国电力系统的需要。在实现数据的远程通讯方面，可以利用监控装置的RS232、RS485通讯接口与光端机联系，通过光纤实现数据的远程通讯；还可以在监控装置表内置一个modem通讯模块，通过固定电话网络拨号连接的方式访问监控装置，进行远程数据采集；更新的技术是在监控装置内置GPRS通讯模块，使监控装置成为一个GPRS终端，管理中心便可以利用移动通讯的GPRS网络进行远程数据采集。
(3)停电抄表和电路保护功能：
在停电或设备电源模块发生故障时，工作人员仍然可能需要对测控仪数据存储器进行读取操作，因此监控装置应设有备用电源接口，从而实现测控仪存储的数据在任何时候都可以供读取。此外存储器还应具备静态存储功能，保证在停电时，数据可以有效的保存在内部存储单元，而不会丢失。测控仪应配置过流、过压保护元件，可以对短路、过载或过压状况进行自动保护。
(4)动态无功补偿功能：
在低压配电网中，尤其对公用配变台区，由于负荷的分散性和用电的不定期性等因素，决定了其三相电流及无功功率很难分配得完全平衡，在此方面，利用低压配电监控装置的动态无功补偿功能，可实现对电容器组的智能投切。监控系统的控制软件可以在配电网的多种接线方式下，通过中央处理器来控制电容器的投切开关，实现补偿功能。当需要进行无功补偿时，配变运行的三相无功电流及三相电压输入到无功补偿控制器的模块，无功补偿控制器根据配变当时需要补偿无功量，决定补偿电容的投入或切除。
(5)数据综合处理功能：
配电监控装置还应具备配套的后台管理软件，帮助用电管理中心的工作人员对采集到的数据进行处理和分析。目前此类管理软件的主要功能一般包括报表分析(日报表，月报表，年报表)；采集记录数据的统计；电压、电流等参数曲线的绘制；无功补偿的电容器投切状态分析等。
通过后台管理软件对数据的统计与计算，工作人员可以根据软件分析结果，及时调整配电网的运行状态，保证电网的安全运行。
2.3监控系统的控制软件设计
配电监控软件的设计一般包括两个部分：配电监控装置控制软件和后台管理软件。本文重点介绍配电监控装置控制软件的设计流程和实现功能。系统的软件设计部分遵循模块化的设计方法，以便于调试。
系统复位以后，硬件电路便开始对电网数据进行采集，根据GB检验规范采集到的数据应该在规定范围以内，CPU根据此标准来判断数据是否达到规范，若采集数据不准确，程序返回到初始化部分重新开始。若这样循环一定的次数，那么系统便会发出报警信号来提示技术人员检修，否则，CPU便对得到的准确数据进行各种计算并存储。接下来显示程序便将准确的数据通过LCD或数码显示模块显示出来。系统监测到电网电压、电流的不平衡，便会通过程序进行自动补偿。这样，一次操作完成后，程序便返回到采集部分，进入循环状态，直到系统被重新复位。
3配电综合监控装置在用电侧电能管理系统中的作用
随着电力工业的飞速发展，电力供需矛盾发生了很大的变化，特别是随着电力企业改革的进一步加速，如何利用高新科技手段来适应市场经济，如何提高效率，降低成本，实现高效优质服务，已经成为实现用电营销现代化的重要任务。利用现代化的配电监控手段对用电网络进行实时监测与控制，可给用电管理提供直接的、便利的技术支持，为负荷预测、电网规划、电力调度、用电营销管理、营销服务水平、用电检查、电能计量管理等提供科学的分析依据。在此，我们把配电综合监控装置在电能负荷管理系统中的作用归纳为以下6点：
(1)为及时了解电力市场需求，合理进行电力资源配置提供了有效的数据资料。
(2)帮助电力企业更好地为客户服务，从而制定长远的营销策略，提高电力资源的配置效率。
(3)利用远程通信功能，可以推动用户远程抄表的普及工作。
(4)利用软件管理系统，为配网管理系统提供实时的用户用电信息，提高配网管理水平，为配网运行、维护和用户接入提供分析、决策依据。
(5)配套使用的管理软件，可以强化计量装置的工况监视，防止窃电和因装置故障而漏抄电量。
(6)提供真实线损，为电力企业商业化运营服务。
关键词：110 kV内桥接线；变电站；回路缺陷
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）30-0094-02
1 110 kV内桥变电站备自投动作逻辑
随着德阳地区220 kV电网已成为区域供电的主网架，110 kV线路成为辐射性供电的主要通道，110 kV变电站越来越多的采用内桥接线方式。这种方式精简了变电站的一、二次设备，缩减了变电站的占地面积，节约了建设投资，给电网的发展带来了经济效益。
德阳辖区110 kV内桥接线变电站多采用进线备自投方式，一次接线如上图，两回进线分别由两个电源点供电，110kV侧配置进线备自投，有两种动作方式，分别是进线1、进线2作为主供电源的方式，下面以1DL作为主供电源进行说明。
线路一供电，1DL、3DL开关运行，Ⅰ、Ⅱ#主变运行，2DL开关备用，备自投充电，当进线电源失压的情况下，备自投就会动作，跳开进线开关1DL，合上备用开关2DL。由进线2保证Ⅱ#主变继续供电，避免扩大停电范围，供电线路如图1所示。
2 缺陷情况分析
对于内桥接线变电站，电源失压有以下几种情况，①1DL开关未动作，远方电源点失去；②线路故障，1DL开关跳开；③Ⅰ#主变主变故障，1DL、3DL故障；④手动跳开1DL开关。
前三种方式的情况下，要求备自投装置动作，而第四种情况要求备自投放电不动作。
大部分厂家备自投装置开关量中都通过配置采集各开关的KKJ作为手动跳闸的判据，避免备自投误动作，KKJ置1，备自投充电，KKJ置0，备自投放电不动作。
通过查阅辖区内变电站施工图纸，Ⅰ、Ⅱ#主变跳1DL、2DL、3DL开关回路，均配置操作回路手跳接入。考虑到1 DL、2 DL既作为线路开关，又作为Ⅰ#主变高压侧开关，主变动作要避免线路开关重合闸这一要求，开关跳闸通常接入手动跳闸回路。
但作为配置有高压侧进线备自投装置的内桥变电站，当出现主变故障跳开三侧开关时，高压侧开关KKJ也复归为0，将导致备自投装置放电，引起备自投装置拒动，造成停电范围的扩大。
3 现场情况分析
二次系统检修班在发现上述问题后，结合预试工作进行了现场情况的搜集与分析工作，全局检修公司管辖范围内有12座内桥进线变电站，均配置有110 kV备自投装置，见表1。
经过检查，旌湖站、光明站、庐山站线路开关均接入手动跳闸回路，清平站接入保护跳闸，母联开关也有接入手动跳闸的情况，在检查过的变电站中，回路配置均有问题，因此这一缺陷回路的存在，将导致我局内桥接线变电站的备自投装置均无法正确动作。
4 建议处理方案及改进措施
4.1 分段开关
由于分段开关本身不具备重合闸回路，可以全部取消掉手动跳闸接入，改接至保护跳闸。
4.2 线路开关
通过上述分析，对于线路开关，建议有两种改进方案。
①在线路保护装置处安装重动继电器来处理该缺陷。
将主变跳闸回路接入重动继电器，电源取自线路开关操作电源，输出两组接点，一组接入保护跳闸回路，一组接入闭锁重合闸，如图2所示。
该种解决方案回路修改少，配置简单，又能满足要求。但由于涉及开关跳闸的继电器未封装，应对重动继电器应做好标识，防止误碰。
②查找主变保护装置是否有备用空接点，将原手动跳闸改接入保护跳闸，多增加配置主变保护出口至线路开关闭锁重合闸回路。此种方案回路更加清晰，但受装置约束性强，需要查找主变保护装置是否有备用接点。
5 结 语
内桥变电站高压侧开关既作为线路开关、分段开关，又作为主变高压侧开关，涉及到线路保护、主变保护、备自投多个装置的动作逻辑，增加了各装置配合的复杂程度。工作中应对施工图纸、装置原理深入分析，尽可能以开关带各种保护模拟实际作动作试验，保证开关的动作正确性，保障辖区内继电保护设备的正确动作率。
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【关键词】10KV配电系统保护装置；可靠性；研究
1.引言
电力系统是由发电、变电、输电、配电和用电等五个环节组成。在电力系统中，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。由于其覆盖的地域极其辽阔、运行环境极其复杂以及各种人为因素的影响，电气故障的发生就不可避免。10kV配电系统是电力系统的一部分，它能否安全、稳定、可靠的运行，不但直接关系到企业用电的畅通，而且涉及到电力系统能否安全正常的运行。因此，为了确保10kV配电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置，并对其进行优化。
2.现状分析
（1）调查统计
根据对2010-12至2011-12月期间10kV配电系统设计图纸的情况，对其中保护装置电源供电方式做分类统计。所分类型分别为：方式一，从配电系统低压屏引出电源；方式二：由10kV专用互感器提供电源；方式三：独立的直流系统供电。统计结果见下表。
表1微机式保护装置电源供电方式统计表
图1 微机式保护装置电源供电方式比例图
（2）对比分析
方式一：从配电系统低压屏引出电源。接线方式：保护装置安装于10kV配电系统中，该方式中装置供电电源引自低压系统，是位于10kV系统的下一级系统。
理论分析：在两电压等级之间还存在有诸多电气元件，其间任一元件出现故障都会影响低压系统的可靠性。
结论：低压系统本身存在诸多隐患，可靠性比其上一级更差，不宜从该系统引出供电电源。
方式二：由10kV专用互感器提供电源
接线方式：该方式的电源引出点在10kV电压等级，中间环节少，不受其他元件影响。
理论分析：完全依赖于10kV配电系统。当10kV系统停电或受到波动时，该互感器同样无法保持稳定的电压。
结论：当系统故障或受波动时，无法为保护装置提供稳定的供电电源。
方式三：独立的直流系统供电
接线方式：通过市电系统电源为直流系统中的蓄电池充电，再有直流系统为保护装置供电。
理论分析：直流电源独立于市电系统电源，不受系统电源波动的影响，保证了保护装置的稳定运行。
结论：保护装置可稳定运行，但独立的直流系统造价较高，且占总面积较大。
3.技术演变过程
通过对技术发展的过程分析，可以发现导致这一问题出现的技术原因。在有电磁式继电器保护至微机保护的技术是由35kV及以上变电站率先采用的。由于显著提高了供电系统的可靠性，后来逐步推广至10kV及以下配电室中。各阶段的技术演变过程如下：
（1）上世纪80、90年代―电磁式继电器保护时期：
采用保护方式：供配电系统中普遍应用的是GL-10型过流继电器。
说明：该继电器只需接入被测电流，当被测量满足定值及动作，装置本身无需电源。
（2）上世纪末至本世纪初―35kV以上供电系统开始使用微机保护
采用方式：装设独立直流系统为微机保护装置提供稳定的控制电源。
说明：由于35kV及以上变电站的重要性及本身占地面积较大，具备装设的条件。
（3）本世纪初至今―10kV配电系统采用微机式保护
采用方式：微机保护装置在本系统取电源，不装设独立直流系统。断路器配置失压脱扣功能，当系统电压过低时动作跳闸。
说明：失压脱扣同样动作与保护外故障，系统事故排除后无法自动合闸，延长了用户的停电时间，因此该功能均未投运。
由以上发展阶段可知：①在10kV配电系统的失压脱扣停止投运后未采取其他互补措施；②微机保护从高电压等级供电系统中引进，其他配置不足；③10kV配电室缺少稳定电源点，导致保护装置供电电源可靠性低。
4.优化供电方式
根据以上要因的确认，借鉴35kV及以上变电站的独立直流系统供电方式，同时结合配电系统的结构特点。通过建立动态加静态不同方式的两个电源系统为其供电从而提高供电电源可靠性。
保留原有保护装置由专用互感器引出电源供电的优点，并通过借鉴35kV及以上变电站保护装置的供电方式弥补保护装置电源引出点及电源方式单一的缺点。
保护装置采用双电源接入，一回从高压侧专用互感器引出，另一回从低压屏引出后串入UPS再从其引出，两回路电源线经继电器辅助接点后并接，并接后接至保护装置。现阶段不间断电源设备造价低，体积小，接线方式简单，便于运行检修，施工安装方便；中间继电器技术成熟、运行可靠性高、造价低、使用普及、便于更换，增加以上两设备运行检修均不需停电。
图2改进后双电源供电方式接线原理图
5.巩固措施
鉴于产品的质量情况和运行经验，为确保微机保护装置供电回路的可靠性。新增主要设备需采用以下巩固措施和维护方法。
（1）UPS不间断电源属于离线型设备即实际运行中可能长时间无电流经过仅作为备用蓄电池，因此，需根据产品要求定期进行充放电维护。
（2）中间继电器辅助接点长时间关闭或开启，有可能发生接点粘合现象即无法做闭合或开启动作而保持上一动作状态。因此，应视产品质量水平定期进行检查维护，维护前可将接点所在回路短接后取出设备。
6.结语
综上所述，10kV配电系统是电力系统的一部分，它能否安全、稳定、可靠的运行，不但直接关系到企业用电的畅通，而且涉及到电力系统能否安全正常的运行。因此，为了确保10kV配电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置，并对其进行优化，这就要求我们要不断求学、探索和进取，达到提高供电可靠性的目的，保障电网安全稳定运。
参考文献：
关键词 工厂配电；配电系统；线路保护；继电保护；工厂配电系统
中图分类号：TM72 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）04-0133-01
配电系统对于工厂生产的重要意义不言而喻，它保证了工厂生产经营活动的正常进行，也涉及到工厂的经济和员工的人身安全，对于工厂的和谐化和竞争优势有着重要意义。在保证工厂配电系统的诸多方法中，线路保护地位重要，继电保护的方法也有很强的适用性。
1 继电保护概述
1.1 继电保护的作用
在工厂、企业的配电系统中，系统的主要构成原件是变压器、电机、电容器和一些配电装置，它们所容许通过的电流和负荷都是根据绝缘损坏时间在合理阶段内的长短来判断的。但是因为配电系统本身具有故障易发性和非正常运转性，所以配电系统中也常常会发生故障，最常见的是各种类型的短路，如三相短路、两相短路和单相接地短路，除短路外，断线故障也很常见，以及短路、电机事故、断线等故障组合而成的复杂故障。
在系统出现短路等故障时，会对工厂和人们的生产生活带来很大的不便。要保护几点系统，最有效的方法就是迅速地诊断并切除故障点，并使其能够在极短地时间内重新恢复。继电保护装置就是实现这样一种功能的自动化装置，它可以在小到百分之几秒的时间内利用各种电器量的变化来自动处理事故。
当前工厂安装的继电保护装置的作用主要有诊断故障、发出故障信号；自动切除故障；配合其他装置减少故障发生率三个任务。
1.2 继电保护装置的基本要求
继电保护装置对于工厂配电系统的线路保护有着重要的意义，若想达到这样的目标，继电保护装置必须要达到以下几个要求。
1）具有自动选择性，即在故障发生时，选择性的保护一些装置，使故障影响范围缩小。
2）要灵活，对于所保护的装置组成部分，要可以迅速地察觉出问题所在，及时发出警报，在业界，一般将继电保护的灵敏性用Ksen系数来进行判断。
3）继电保护装置的快速性要求也很高，动作能否迅速决定了能否将停电范围缩小到最小。
2 工厂配电系统的特点
一般来说，工厂配电系统的高压供电线路一般在6到10 kV，供电半径一般不超过3千米，供电容量也不是很大，因而这种线路的继电保护是比较简单的，出现的线路保护问题也是较少的。一般，如果出现线路间的相间短路时，常常会自动触发带时限的过电流保护。
在一些观点的场所或者配电单元出现特殊问题时，配电单元会临时采用电流速断保护。如果线路出现了相见的短路，一般的继电保护方法是直接处置断路器及跳闸设备，使得断路器即使跳闸，故障被切除。
在我国，6至10 kV的配电系统是不属于接地的配电系统的，所以当线路间发生相间短路时，接地的相对电压是0，其他两相对地电压由相电压升高为线电压，但这并没有改变线路的电压相位和大小，也不影响另外的三相用电设备的正常运转。机电保护器此时工作也相对简单，安装设置绝缘监察或者安装设置接地，就可以处理故障。而当单相接地短路发生时，继电保护器会发出警报信号，工作人员便可及时处理。
根据我国目前现行的电力规章制度的规定，电源中性点发生单行接地故障时，可以再故障运行两小时，这时对不接地系统而言的；如果发生了接地故障，那么情况就完全不同，必须严格限制电路的继续运行。短路电流将会很大程度上损坏和冲击电路设备。
3 工厂配电系统中线路保护方法
目前我国通行的工厂配电系统中的线路保护方法主要有这样几种：定时限过电流保护、反时限过电流保护、电流速断保护、单相接地保护等，本文因篇幅原因，仅对内容较为复杂的单相接地保护作介绍。单相接地保护也有两种方法：一是绝缘监视保护；二是零序电流保护。
3.1 绝缘监视保护
这种方法利用的是中性点不接地系统发生单相接地故障时出现的零序电压特点，为变电所母线装置套三相五柱式电压互感器，三只相电压表和一直线电压表的互相配合和配置可以发实时监测单相接地故障。当故障发生，电压表会出现“一低、二高、三不变”的反应。继电器发出指示，工作人员对电压表逐个拉开进行检查，可以轻松发现哪条线路是故障线路。
3.2 零序电流保护
零序电流的线路保护原理是根据单相接地的线路故障时的电流变化特点，即单相接地线路故障的零序电流的产生，进而对其进行针对性保护。不过这种方法的应用范围有限，主要集中在安装有大中型配电系统的企业，故障的预警和解决都依赖零序电流传感器的信号。需要注意的是，这种装置的工作相对复杂，而且适用范围有限。
4 结束语
本文从当前社会经济用电的主要形式和工厂配电系统的现状出发，分析了常见的几种配电系统的问题，并对解决线路问题的继电保护及继电保护装置做了分析，针对工厂配电系统中的单相接地线路保护方法进行详细的论述。
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关键词 工厂配电；配电系统；线路保护；继电保护；工厂配电系统
中图分类号：tm72 文献标识码：a 文章编号：1671-7597（2014）04-0133-01
配电系统对于工厂生产的重要意义不言而喻，它保证了工厂生产经营活动的正常进行，也涉及到工厂的经济和员工的人身安全，对于工厂的和谐化和竞争优势有着重要意义。在保证工厂配电系统的诸多方法中，线路保护地位重要，继电保护的方法也有很强的适用性。
1 继电保护概述
1.1 继电保护的作用
在工厂、企业的配电系统中，系统的主要构成原件是变压器、电机、电容器和一些配电装置，它们所容许通过的电流和负荷都是根据绝缘损坏时间在合理阶段内的长短来判断的。但是因为配电系统本身具有故障易发性和非正常运转性，所以配电系统中也常常会发生故障，最常见的是各种类型的短路，如三相短路、两相短路和单相接地短路，除短路外，断线故障也很常见，以及短路、电机事故、断线等故障组合而成的复杂故障。
在系统出现短路等故障时，会对工厂和人们的生产生活带来很大的不便。要保护几点系统，最有效的方法就是迅速地诊断并切除故障点，并使其能够在极短地时间内重新恢复。继电保护装置就是实现这样一种功能的自动化装置，它可以在小到百分之几秒的时间内利用各种电器量的变化来自动处理事故。
当前工厂安装的继电保护装置的作用主要有诊断故障、发出故障信号；自动切除故障；配合其他装置减少故障发生率三个任务。
1.2 继电保护装置的基本要求
继电保护装置对于工厂配电系统的线路保护有着重要的意义，若想达到这样的目标，继电保护装置必须要达到以下几个要求。
1）具有自动选择性，即在故障发生时，选择性的保护一些装置，使故障影响范围缩小。
2）要灵活，对于所保护的装置组成部分，要可以迅速地察觉出问题所在，及时发出警报，在业界，一般将继电保护的灵敏性用ksen系数来进行判断。
3）继电保护装置的快速性要求也很高，动作能否迅速决定了能否将停电范围缩小到最小。
2 工厂配电系统的特点
一般来说，工厂配电系统的高压供电线路一般在6到10 kv，供电半径一般不超过3千米，供电容量也不是很大，因而这种线路的继电保护是比较简单的，出现的线路保护问题也是较少的。一般，如果出现线路间的相间短路时，常常会自动触发带时限的过电流保护。
在一些观点的场所或者配电单元出现特殊问题时，配电单元会临时采用电流速断保护。如果线路出现了相见的短路，一般的继电保护方法是直接处置断路器及跳闸设备，使得断路器即使跳闸，故障被切除。
在我国，6至10 kv的配电系统是不属于接地的配电系统的，所以当线路间发生相间短路时，接地的相对电压是0，其他两相对地电压由相电压升高为线电压，但这并没有改变线路的电压相位和大小，也不影响另外的三相用电设备的正常运转。机电保护器此时工作也相对简单，安装设置绝缘监察或者安装设置接地，就可以处理故障。而当单相接地短路发生时，继电保护器会发出警报信号，工作人员便可及时处理。
根据我国目前现行的电力规章制度的规定，电源中性点发生单行接地故障时，可以再故障运行两小时，这时对不接地系统而言的；如果发生了接地故障，那么情况就完全不同，必须严格限制电路的继续运行。短路电流将会很大程度上损坏和冲击电路设备。
3 工厂配电系统中线路保护方法
目前我国通行的工厂配电系统中的线路保护方法主要有这样几种：定时限过电流保护、反时限过电流保护、电流速断保护、单相接地保护等，本文因篇幅原因，仅对内容较为复杂的单相接地保护作介绍。单相接地保护也有两种方法：一是绝缘监视保护；二是零序电流保护。
3.1 绝缘监视保护
这种方法利用的是中性点不接地系统发生单相接地故障时出现的零序电压特点，为变电所母线装置套三相五柱式电压互感器，三只相电
压表和一直线电压表的互相配合和配置可以发实时监测单相接地故障。当故障发生，电压表会出现“一低、二高、三不变”的反应。继电器发出指示，工作人员对电压表逐个拉开进行检查，可以轻松发现哪条线路是故障线路。
3.2 零序电流保护
零序电流的线路保护原理是根据单相接地的线路故障时的电流变化特点，即单相接地线路故障的零序电流的产生，进而对其进行针对性保护。不过这种方法的应用范围有限，主要集中在安装有大中型配电系统的企业，故障的预警和解决都依赖零序电流传感器的信号。需要注意的是，这种装置的工作相对复杂，而且适用范围有限。
4 结束语
本文从当前社会经济用电的主要形式和工厂配电系统的现状出发，分析了常见的几种配电系统的问题，并对解决线路问题的继电保护及继电保护装置做了分析，针对工厂配电系统中的单相接地线路保护方法进行详细的论述。
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论文摘要:文章简要说明配电变压器各种保护配置类型,通过分析比较,提出加强配电变压器保护优化配置,合理选择保护方案,可以提高配电变压器保护动作可靠性。
变压器是配电网的主要设备,应用面广量大,其安全运行直接影响整个系统的可靠性。目前,配电变压器保护配置方面还存在许多问题,其中配电变压器与保护不匹配或存在动作死区,造成越级跳闸、拒动导致的事故相当多,因此,加强配电变压器保护优化配置,合理选择保护方案,可以提高配电变压器保护动作可靠性,有效防止主线路出口断路器保护误动。
一、配电变压器采用熔断器作为保护
熔断器是配电变压器最常见的一种短路故障保护设备,它具有经济、操作方便、适应性强等特点,被广泛应用于配电变压器一次侧作为保护和进行变压器投切操作用。所以一般配电变压器容量在400kva以下时,采用熔断器保护,高压侧使用跌落式熔断器作为短路保护,低压侧使用熔断器作为过负荷保护。
使用跌落式熔断器确定容量时,既要考虑上限开断容量与安装地点的最大短路电流相匹配,又要考虑下限开断容量与安装地点的最小短路电流的容量关系。目前,户外跌落式熔断器分为50a、100a、200a三种型号,200a跌落式熔断器的开断容量上限是200mva,下限是20mva,其选择是按照额定电压和额定电流两项参数进行,也就是熔断器的额定电压必须与被保护配电变压器额定电压相匹配,熔断器的额定电流应大于或等于熔体的额定电流,可选为额定负荷电流的1.5～2倍,此外,应按被保护系统三相短路容量,对所选定的熔断器进行效验,保证被保护设备三相短路容量小于熔断器额定开断容量上限,但必须大于额定开断容量的下限。笔者曾经参与过事故调查,发现部分配电变压器所配置熔断器的额定开断容量(一般指上限)过大,或者在线路末段t接的配电变压器,选定熔断器造未经过短路容量效验,造成被保护变压器三相短路熔断器熔断时难以灭弧,最终引起容管烧毁、爆炸,导致主线路跳闸事故。
二、配电变压器采用负荷开关加熔断器组合电器作为保护
负荷开关加熔断器组合电器可以开断至31.5ka的短路电流,其基本特征是依赖熔断器熔断触发撞针动作于负荷开关。配电变压器短路有单相、两相、三相短路,无论哪种故障,任意一相熔断后,撞针触发负荷开关的脱扣器,负荷开关三相联动,及时隔离故障点,防止缺相运行,顺序是先熔断熔丝,后断负荷开关。采用负荷开关加熔断器组合电器作为配电变压器保护,经济实用,既可以开断负荷电流,实现安全操作需要,还可以在10ms内开断短路电流,切除故障并限制短路电流,能够有效保护配电变压器短路故障。
采用负荷开关加熔断器组合电器,广泛应用于1000kva以下配电变压器保护配置上,熔断器额定电流一般为负荷电流的2～3倍,按照这种配置方案,设计人员一般都不需要进行具体的设计和对短路电流和继电保护整定计算,可以直接选用成套设备,设计人员大部分喜欢此种配置方案。但是这种保护配置方案也有一定局限性,例如,对于短路故障电流的开断均以牺牲熔断器为代价,且动作电流、动作时间无法人为控制,对于轻微相间短路故障,动作时间较长,对于大用户或专线用户,配电变压器台数较多或配电变压器容量较大时,若采用负荷开关作为进线开关,则无法作为母线短路保护及出线负荷开关——熔断器组合电器的后备保护,因为当用户母线短路或熔断器保护不配合时,会导致上级出线开关动作,影响供电可靠性,在这种情况下,应选用断路器加继电保护装置作为进线保护比较可靠。
三、配电变压器采用断路器加继电保护装置作为保护
断路器开断容量大、分断次数多,具备操作功能,配合继电保护装置作为大容量配电变压器主要短路保护开关,应用很广泛,但价格相对较高。
《继电保护和安全自动装置技术规程》(标准gb 14285-1993)规定,当容量等于或大于800kva的油浸变压器时,应配置瓦斯继电器作为变压器内部故障保护,应选用继电保护装置与断路器相配合的保护方案,可以有效地保护配电变压器。近年来,干式配电变压器得到广泛应用,按照要求应配置温度跳闸保护,对于干式变压器也应选用继电保护装置与断路器相配合的保护配置方案。对于yyno、dyno接线形式的配电变压器,高低压侧三相四线均采用断路器控制,可以选用两相或三相过电流保护,继电器为反时限型。根据gbj62—1983《工业与民用电力装置的继电保护和安全自动装置设计规范》规定。应采用下列保护之一:(1)利用高压侧的过流保护,保护装置宜采用三相式以提高灵敏性;(2)接于低压侧中性点的零序电流保护;(3)接于低压侧的三相式电流保护。
目前,部分单位对yyno接线的配电变压器低压侧中性线配置零序电流保护的认识还不够,认为在变压器高压侧安装了三相式电流保护就能满足要求,其实不然,笔者发现部分配电变压器虽然配置三相式过电流保护装置来防止配电变压器低压侧单相接地短路,但在进行继电保护整定计算时发现,往往有时也满足不了灵敏度要求,这时必须按照规程规定在低压侧另装设保护装置,或在低压侧中性线上安装零序过电流保护。笔者还经过大量计算发现对于dyno接线的配电变压器,在低压侧发生单相接地或短路故障时,高压侧三相式过电流保护灵敏度能满足要求。因此,在对配电变压器选择保护配置时,应当考虑变压器接线形式:对于yyno接线的变压器保护配置,应采用高压侧三相式过电流保护作为相间短路或低压侧接地短路保护,如果低压侧单相接地故障时灵敏度不满足要求,还应在低压侧中性线上安装零序过电流保护;对于dyno接线的变压器保护配置,只在高压侧安装三相过电流保护就能满足灵敏度要求。
四、结语
配电变压器保护配置应根据实际情况考虑熔断器、负荷开关加熔断器、断路器加继电保护装置等多种方案,根据变压器容量和接线形式合理选择保护配置方案,优化配置,确保配电变压器安全可靠运行。
参考文献
[1]交流熔断器组合电器(gb 16926-1997)[s].北京:中国标准出版社,2001.
[2]工业与民用电力装置的继电保护和自动化装置设计(gb
j62-1983)[s].
关键词：电力系统，继电保护，安全管理
0 引言
电力作为当今社会的主要能源，对国民经济的发展和人民生活水平的提高起着极其重要的作用。论文参考，电力系统。现代电力系统是一个由电能产生、输送、分配和用电环节组成的大系统。论文参考，电力系统。电力系统的飞速发展对电力系统的继电保护不断提出新的要求，近年来，由于电子技术及计算机通信技术的飞速发展，继电保护技术已然进入了微机保护的时代。如何确保微机继电保护装置的安全运行，正确应用继电保护技术来遏制电气故障，提高电力系统的运行效率及运行质量已成为迫切需要解决的技术问题。
1 继电保护装置的任务及可靠性分析
1.1 继电保护装置的任务
继电保护主要利用电力系统中元件发生短路或异常情况时电气量（电流、电压、功率等）的变化来构成继电保护动作。继电保护装置的任务在于：在供电系统运行正常时，安全地、完整地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据；供电系统发生故障时，自动地、迅速地、并有选择地借助断路器跳闸将故障设备切除，保证非故障部分继续运行；当供电系统中出现异常运行工作状况时，它应能及时、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理。
1.2 继电保护可靠性分析
继电保护装置的可靠性主要是指解决装置的拒动作和误动作两大问题。继电保护是电力系统的重要组成部分。是保证电网安全稳定运行的重要技术手段，电力系统的事故速度快，涉及面广，会给国民经济和人民生活造成很大影响。影响继电保护可靠性的因素主要有以下四个方面：
（1）继电保护系统软件因素。软件出错将导致保护装置误动或拒动。目前影响微机保护软件可靠性的因素有：需求分析定义不够准确、软件结构设计失误；编码有误；测试不规范；定值输入出错等。
（2）继电保护系统硬件装置因素。论文参考，电力系统。继电保护装置、二次回路、继电保护辅助装置、装置的通信、通道及接口、断路器。这些电力网络的重要元件，其可靠性不仅关系到继电保护的可靠性，还关系到电力系统主接线的可靠性。继电保护系统硬件的质量和可靠性直接影响了系统保护的可靠性。
（3）人为因素。安装人员不按设计要求接线或者误接线问题和检修、运行人员的误操作问题在不少电网中都曾发生过。
2 配电系统继电保护存在的问题
2.1 电流互感器饱和
随着供电系统规模的不断扩大，很多低压配电系统短路电流会随着变大，当变、配电所出口处发生短路时，短路电流往往很大，甚至可以达到电流互感器一次侧额定电流的几百倍。在稳态短路情况下，一次短路电流倍数越大，电流互感器变比的误差也越大，使灵敏度低的电流速断保护就可能拒绝动作。在线路短路时，由于电流互感器饱和，感应到二次侧的电流会很小或接近于零，造成定时限过流保护装置拒动。若是在变电所出线故障则要靠母联断路器或主变压器后备保护来切除，延长了故障时间，使故障范围扩大；而若是在配电所的出线过流保护拒动，则将使整个配电所全停。
2.2 二次设备及二次回路老化
现在我国很多配电系统的继电器是20世纪七八十年代的老式继电器，节点氧化尘太多，压力不够，也会造成保护误动，出口不可靠。我们知道，二次回路分直流和交流两个部分，如果交流回路实验端子老化，锈蚀，接触电阻过大，严重时会引起开路，引起保护误动或拒动。论文参考，电力系统。直流部分在系统失电和系统严重低电压时可靠性难以保证，事故情况下更难以保证可靠动作，会导致越级跳闸，扩大事故范围。
2.3 环网供电无保护
目前我国环状配电网基本采用负荷开关为主，目前不设断路器，也没有保护。若装设断路器，由于运行方式变化，负荷转移等因素，继电保护选择性无法协调。目前环网运行方式是开口运行，故障时，故障环网全部停电，绝大部分网络是用人工操作对网络重构来恢复供电。
3 电力系统继电保护的安全管理要点
3.1 强化人员理念，建立岗位责任制
做到每个设备均有值班人员负责，做到人人有岗、每岗有人。值班人员对保护装置的操作，一般只允许接通或断开压板，切换开关及卸装熔丝等工作，并严格遵守电业安全工作规定。同时要对维护人员进行继电保护专业知识的培训，以提高运行其继电保护专业水平。
3.2 完善环网结构的配套建设
目前环网结构是电缆网络采用的主要形式，目前还没有性能颇为理想的继电保护装置，为快速隔离故障、恢复供电，可以考虑结合配电自动化系统的建设，继电保护与自动化系统相互配合使用。论文参考，电力系统。
3.3 增加投入，更新设备
及时更新保护校验设备，完善供电网络建设，在不影响正常安全生产的情况下，确保各回路均有足够保护整定时间，使保护装置校验做到应校必校，不漏项，不简化。论文参考，电力系统。
3.4 超前预防，安全生产
通过故障管理，对掌握的故障数据，在其未酿成事故之前，就要及时分析，制定对策。
对能立刻消除的故障，立刻组织安排人员消缺；对不能立刻消除的故障，进行再次分析，制定补救措施，并认真做好事故预想。
3.5 实现责任追溯
对未按照规定日期安排或完成消除故障者，对同一故障出现多次消缺者，对出现的故障不按规定汇报而引起严重后果者等，通过故障信息管理，可以实现责任追溯，追究有关管理人员、工作人员的责任。明确了各方应承担的责任后，要从中吸取教训，能激励大家共同努力、相互协作的精神，把所管辖的设备及电网的安全稳定运行工作做得更好。
4 结语
继电保护是电力系统的安全卫士，是保证电力系统安全、稳定运行的有利手段，只有对继电保护装置进行定期检查和维护，按时巡检其运行状况，及时发现故障并做好处理，才能保证系统无故障设备正常运行，提高供电可靠性。
参考文献：
[1]张秋增.浅谈电力系统继电保护技术的现状与发展[J].科技资讯,2009(4).
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