配电网继电保护特点以及配置原则
1.背景
配电网继电保护的配置原则与输电网是有差异的，在进行继电保护设备开发以及定值配置时对此要有深入的研究。本文对配电网继电保护的特点以及相关回路的配置原则进行了分析，以期对相关工作有一定的帮助。
2.配电网继电保护特点
(1) 保护的作用
输电网保护的作用主要是防止故障破坏系统稳定性，保证电网的安全运行，而配电网主要是防止短路电流烧毁配电设备或者严重影响其寿命，例如短路电流损坏配电变压器。因此，允许部分牺牲配电网保护的选择性以换取保护的快速动作。
(2) 保护原理与配置相对简单
相对输电网保护，配电网保护不追求超高速动作，并且一般采用放射式供电或者开环供电，不需要考虑对侧电源影响，因此基本都是电流型保护，保护原理，配置和整定都比较简单。
(3) 保护配置和整定需要考虑对电能质量影响
配电网直接面向用户，其故障一般会导致用户停电，故障期间的电压暂降直接威胁敏感用电设备的正常运行；而保护的配置和整定直接影响停电的范围以及电压暂降的持续时间。
（4）熔断器的配置
为了减少投资，配电网大量的采用熔断器，而且熔断器是反时限特性的，与电气设备的发热特性是匹配的，但是上下级保护的配合会更加复杂。( 5 ) 有源配电网保护
大量分布式电源的接入使得配电网成为故障电流双向流动的有源网络，这个使得配电网的短路电流水平和分布特征都发生了变化，需要分析分布式电源对配电网的影响，保证其正确动作。
3.配电网继电保护配置
3.1 变电站线路出口断路器保护
3.1.1 电流I段保护
线路出口的电流I段保护应该与变压器二次侧的保护配合，并且在线路出口附近短路时，防止短路电流产生的电动力和发热损坏变压器；此保护同时要与本线路的分支线路的保护配合，提高选择性。通过计算分析，按照与变压器二次电流II段保护电流定值的配合原则，就可以满足上述要求。
假设母线发生三相短路的短路电流为Ik3，母线的最小短路电流为两相短路电流，为三相短路电流的0.866倍，则Ik2为0.866三相短路电流，将保护的动作灵敏度设置为1.5,则变压器二次的电流II段保护的电流定值为：
根据配合要求，变压器二次的电流II段保护定值应该是线路出口电流I 段保护的1.1倍，则线路出口的电流I段保护的电流定值为：
一般工程中，取线路出口的电流I段保护电流定值设置为母线三相短路电流的0.6倍，变压器二次电流II段保护的电流定值设置为母线三相短路电流的0.5倍。
针对实际的10kV配电线路，主变压器(40MVA，110/10kV)母线处的额定短路电流为15kA左右，则线路出口的电流I段定值设置为8kA，而配电变压器容量不超过2000kVA，则配电变压器二次侧出口故障时，一次短路电流不超过2.3kA，满足选择性要求。
对于时间定值，可以采用前加速的方式纠正无选择动作，则时间定值只需要40ms（防止保护因避雷器放电误动作）。如果实现和配电变压器一次侧保护的配合，时间至少需要0.15s的延时。
如果与分支线路的保护配合存在问题，为了保证选择性，可以考虑将线路出口电流I段保护退出，采用电流II段进行保护。根据变压器的技术标准，变压器要能够承受25倍，持续时间为2s的额定电流。例如对于40MVA的110/10kV变压器，其10kV侧的短路电流为14.8kA，只有6.4倍的额定电流，采用电流II段的时限是完全能够保证安全的。
线路出口如果采用电流II段，那么变压器二次的动作时限需要进一步加长。为中压母线配置电流差动可以解决这一问题，但是投资比较大，并且复杂。一个简单的方法是线路出口电流II段保护启动后马上给变压器二次的电流II段发闭锁信号，这样两个的动作时限可以近似相同。
3.1.2 电流II段保护
线路出口的电流II段保护的电流定值应该躲过线路的冷启动电流以及
下级配电变压器的二次侧最大短路电流。
配电线路冷启动电流峰值最大会达到5倍的最大负荷电流，如果要躲过此电流，则需要按照6倍的最大负荷电流来整定。配电线路的最大负荷电流为200A~600A，那么要求电流定值为1.2kA~3.6kA。
一般配电变压器的二次侧短路电流不过超过额定电流的20倍，而配电变压器的额定电流不超过145A（2MVA），则要求电流定值为3kA。综上，可以选择6倍的最大负荷电流和20倍下级配电变压器额定电流中的一个较大值作为电流II段的电流定值，实际工程中，一般设置为
3kA。
如果线路出口配置电流I段保护，则将配电变压器一次侧电流I段保护的动作时限设置为40ms，分支线路电流I段保护电流定值设置为0.3s，线路出口的电流II段设置为0.5s。
如果线路出口没有配置电流I段，线路出口的故障也是由电流II段来切除，则动作时限不宜写的太长，减少对主变压器冲击，一般设置为0.3s.
3.1.3 电流III段保护
线路出口的电流III段保护为线路出口电流I段和II段的近后备保护，以及下级分支线路或者配电变压器的远后备保护，而且在配电线路比较长的情况下，电流II段也无法保护线路全长，那么电流III也作为线路的主保护。
因为冷启动电流的存在，电流III段保护需要按照躲过冷启动电流的原则整定。一般电流III段保护的电流定值不小于1.5s，而冷启动电流在1.5s后降低为2到3倍的最大负荷电流，因此宜将线路出口电流III段电流定值设置为2.5到4倍最大负荷电流，10kV配电线路的最大负荷电流不超过500A，则可以将线路出口电流III段设置为1.2kA。
对于动作时限，可以按照变电站变压器二次的电流III段保护动作时限减去0.3s，一般设置为1.7s。
对于配电线路，由于冷启动电流的存在，电流III段不能作为过负荷的保护。对于可能出现过负荷的电缆线路，需要配置过负荷保护，电流定值按照1.2倍的最大负荷电流整定，一般设置为600A，动作时限设置为15~20s。
3.1.4 反时限过流保护
反时限过电流保护用于中压配电线路时，在兼顾选择性与速动性方面不如三段式电流保护。这主要是因为中压配电线路的远距离故障的短路电流接近负荷电流，而且下级配电变压器保护与分支线路保护沿线路分布。反时限过电流保护的整定计算也比较复杂。
反时限过电流保护适用于距离较长，中间没有下级配电变压器保护和分支线路接入的配电线路，如由变电站直接引至配电所的线路。
3.1.5 接地保护
在小电阻接地配电网中，线路出口需要配置零序电流保护作为接地保护。一般10kV小电阻接地系统的接地电阻为5到10欧姆，而配电线路的零序阻抗比较小，因此线路上不同地点发生单相接地故障时零序电流差别不大，因此一般只配置零序电流III段保护，上下级的配合通过动作时限实现。
零序电流III段保护的电流定值要躲过本线路的最大电容电流，防止其他同母线线路发生单相接地时误动。配电线路的电容电流一般不大于20A，如果采用零序电流互感器取零序电流，则定值取30A，如果采用零序电流过滤器，则需要躲过三相电流互感器角差和比差不一致引起的不平衡电流，定值取60A。
时间定值考虑到接地电流不大（不超过1000A），一般取2到3s。
按照上面原则将电流定值设置为30A，存在高阻接地情况下，零序电流小于30A，比如20A，此种情况下长期运行，会导致接地电阻持续发热损坏，因此需要配置高灵敏接地保护，减少这种风险。高灵敏接地保护的电流定值采用零序电流互感器时取12A，零序电流过滤器时取25A，动作时限取15s到20s。
3.3 分支线路保护
配电网架空线路的分支线路经熔断器，线上断路器或者柱上负荷开关引出，电缆环网的分支线路从环网柜引出，还有采用T接线方式，中间不经过任何开关设备。
分支线路一般采用熔断器保护，但是随着断路器成本的降低以及可靠性提高，应该优先采用断路器保护，本节介绍断路器相关保护的配置。
3.3.1 三段式电流保护
如果线路出口配置的电流I段保护，那么其保护范围内的分支线路都不能配置电流I段。采用电流II段，电流II段的电流定值选择为线路出口电流II段定值的0.9倍，时间定值设置为0.3s。
如果线路出口没有配置电流I段保护，则分支线路的电流I段保护的电流定值设置为线路出口电流II段的0.9倍，时间定值设置为0.15s(与配电变压器一次侧的保护配合，防止越级跳闸)。
采用上面原则设置的电流I段或者电流II段保护，其电流定值是比较高的，分支线路距离母线比较远时（实际短路电流比较小），电流I段和II段不能覆盖到分支线路末端，需要配置电路III段。电流III段的电流定值需要躲过分支线路的冷启动电流，设置为2.5到4倍的最大负荷电流，分支线路最大负荷电流按照150A考虑，可以统一设置为400A。时间定值比线路出口电流III段保护低一个时间差（0.2s到0.3s），例如设置为1.4s。
3.3.2 接地保护
在小电阻接地配电网中，采用零序电流III段作为接地保护。对于电流定值，如果采用零序电流过滤器，则设置为15A，采用零序电流互感器，则设置为8A，时间定值一般设置为2.7s。（对比配电变压器的定值，
变压器容量不超过800kVA，额定电流为46A，其零序III段的电流定值，采用零序电流过滤器为9A，零序电流互感器为4.6A，是可以配合的）
3.4 配电变压器保护
3.4.1 熔断器保护
按照标准的要求，小容量配电变压器采用熔断器保护，大容量采用断路器保护。例如南方电网的企业标准规定，油浸式800kVA以上，干式1000kVA以上采用断路器保护，以下采用熔断器保护。而一般杆架式，户外台式配电变压器容量一般不大于500kVA，箱式变电站内配电变压器容量一般不大于800kVA，因此配电变压器大多数采用熔断器保护。为了保证熔断器在配电变压器出现过负荷（正常运行允许的过负荷），励磁涌流，冷启动电流，以及二次侧短路时不误动，其额定电流一般为配电变压器额定电流的2倍。
励磁涌流的峰值最大可以到30倍额定电流，持续时间为0.1s，相关研究表明，熔断器的额定电流为配电变压器额定电流2倍时，可以可靠躲过励磁涌流。
对于二次侧短路电流，在考虑系统阻抗的情况下，二次侧短路时，流过一次的短路电流不超过15倍额定电流，如果熔断器额定电流选择为2倍，则熔断器的熔断时间不小于0.5s，完全可以和二次侧的熔断器配合。
熔断器的最小熔化电流一般为额定电流的1.3到2倍，那么最小熔化电流应该为配电变压器的2.6到4倍，是不能作为过负荷保护用的。这种情况下，一般采用负荷开关-熔断器组作为开关电器，并配置过电流保护，过负荷时负荷开关动作。一般过电流定值为1.3到1.5倍的配电变压器额定电流，时间定值设置为10s。
3.4.2 电流I段保护
电流I段保护主要是躲过配电变压器二次侧的短路电流，而考虑系统阻抗的条件下，一次侧的短路电流不超过15倍的额定电流，因此可以将电流I段保护的定值设置为15倍额定电流。
时间定值需要考虑防止避雷器动作引起保护误动作，延时需要设置为40ms。
3.4.3 电流III段保护
配电变压器位于中压配电网的末端，不需要配置电流II段保护，需要配置电流III段保护作为后备保护。
动作定值主要是躲过冷启动电流，在负荷中的电动机比例很小时，冷启动电流不大，可以将定值设置为2.5倍的配电变压器额定电流，当负荷是以电动机为主时，将定值设置为7倍的额定电流。
时间定值需要与配电变压器二次侧电流II段与上级变电站线路出口电
流III段保护配合，一般整定为1s。
3.4.4 接地保护
小电阻接地配电网中，配电变压器的绕组一般一次侧为三角形或者星形，二次侧为TN系统，在二次侧出现接地短路时，一次侧没有零序电流流过，因此此接地保护的保护范围是配电变压器的一次绕组及其进线。
零序I段保护的电流定值设置，如果采用零序电流过滤器，则需要躲过励磁涌流以及变压器二次侧短路产生的不平衡电流，一般设置为40%配电变压器额定电流。如果采用零序电流互感器，则可以设置为20%的额定电流。时间定值，可以设置为0.1s.
零序III段保护的时间定值一般设置为1s；对于电流定值，没有励磁涌流的影响，只需要躲过冷启动的不平衡电流。如果采用零序电流过滤器，设置为20%额定电流，采用零序电流互感器，则设置为10%额定电流。
4.有源配电网继电保护配置
4.1 有源配电网故障特点与要求
4.1.1 有源配电网故障特点
有源配电网发生故障时，流入故障点的短路电流除了系统提供的短路电流外，还包括分布式电源提供的短路电流。分布式电源包括同步和异步发电机（异步主要用在水电以及小型电站），以及逆变器；同步发电机输出的最大短路电流可达额定电流的8倍，逆变器可以任务是恒流源，输出的最大短路电流为额定电流的1.5倍。
(1) 线路短路时本线路外分布电源影响
以下面的接线图为例，IDER是本线路外的分布式电源提供的短路电流，等效为电路源，Zs为系统阻抗，ZL为短路点到母线的线路阻抗，QF 是线路出口的断路器.
则因为分布式电源的影响，导致流经QF处保护的短路电流变化量如下,可以看出，如果短路点靠近母线，也就是线路阻抗近似为0，短路电流的变化量为分布式电源提供的全部短路电流，短路电流变大；而如果线路阻抗远大于系统阻抗，也就是故障点离母线比较远，分布电源对短路电流近似没有影响。
(2)线路短路时本线路分布电源影响
系统等效电路如下图：
对保护有影响的是故障点前的分布电源（以逆变器为例），其短路电流的一部分会流向系统，导致流经QF的短路电流变小；流经QF的短路电流变化量为：
从上式可以看出，如果ZL1为0，也就是分布电源靠近母线，故障在线路末端，则ZL2远大于Zs,则引起流经QF的短路电流变化最大，近似等于分布电源提供的短路电流，短路电流减小影响保护灵敏度。
（3）相邻线路故障时，本线路的分布电源会提供短路电流，因此本线路的出口断路器会流过反向的短路电流。对于接地保护，一般分布式电源是中性点不接地的，不会对接地保护产生影响。
4.2 有源配电网的保护
从上面的分析可以看出，分布式电源可能会造成短路电流的增大，甚至超过断路器的遮断容量，并造成越级跳闸，也可能会造成短路电流变小，使得保护区变小，因此采用传统的三段式电流保护，需要根据实际接线图做验算和分析，对定值进行调整，或者增加方向元件，防止反方向的短路电流造成保护误动。
如果对定值调整无法达到要求，那就需要采用电流差动保护，例如相量电流差动，相位比较式差动，满足速动性和选择性。
4.3 分布式电源并网与反孤岛保护
一般来说，容量小于250kVA的分布式电源接入低压配电网，容量为250kVA~10MVA的分布式电源接入中压配电网，直接接入或者通过升压变压器接入。分布式电源经过并网开关（断路器）接入配电网，如下图的QFA和QFC。
此并网开关需要配置保护，主要的保护是外部故障保护，内部故障保护，以及反孤岛保护，下面分别进行介绍。
4.3.1 小型发电机外部相间短路保护
一般配置电流III段保护作为发电机外部相间短路故障的保护，电流定值按照发电机额定电流的1.2倍到1.5倍整定，动作实现考虑两个因素：（1）比上一级保护的相邻保护大一个时间级差，防止再相邻保护区发生故障时误动。例如对于分布式电源DER1, 其上一级保护为QF1，上一级保护的相邻保护为QF2，当L2上发生故障时，DER1会提供短路电流，因此需要保证QF2先切除故障。DER2的上一级保护为QFB，上一级保护的相邻保护为QF1，因此QFC的动作时限要比QF1大一个时间级差。
（2）小于上一级保护的重合闸动作时限，以便在接入线路上发生故障时能够在重合闸之前断开电网的连接，防止重合闸对分布式电源的冲击。一般重合闸时间1s，因此可以将动作时限设置为0.7s。
应用时不为发电机配置外部相间短路电流I段保护。例如对于DER2的保护QFC，其电流I段需要躲过相邻线路QFA处的短路电流，而如果QFC和QFA的距离很近，则定值无法选择。
4.3.2 小型发电机内部相间短路保护
发电机内部相间短路一般采用电流I段快速切除故障，防止上级保护越级动作，其定值需要躲过并网开关处发生相间短路时的发电机输出最大短路电流，防止其他分支短路时误切发电机。一般发电机提供的短路电
流不超过8倍的发电机额定电流，可以将电流I段定值设置为10倍的发电机额定电流，时限为40ms（注意此保护是安装在并网开关处，反映系统提供的短路电流而动作）。
配置电流III段保护作为内部短路的后备保护，电流定值按照发电机额定电流的1.5倍到2倍整定，动作时限比上一级电流III段保护小一个时间差。
从上面可以看出，外部短路时发电机输出的短路电流大于内部短路电流III段的电流定值（8倍一定大于2倍），需要为内部相间短路保护加装一个方向闭锁元件，防止在外部短路时误动。
4.3.3 大型发电机相间短路保护
大型发电机（500kVA以上）一般配置相电流差动保护作为发电机内部故障的主保护。对于以发电机-变压器组形式并网的中型发电机，为减少投资，可以把发电机和变压器作为一个元件对待。
4.3.4 逆变器内部相间短路保护
逆变器本身有完备的短路保护，因此逆变器的并网开关只配置反映内部相间短路的保护。一般配置电流I段保护，需要躲过逆变器的最大输出电流，可以设置为1.5倍逆变器额定电流，时间定值设置为40ms。4.3.5 反孤岛保护
“孤岛”是指配电网与大电网的连接断开后形成的一个由分布式电源供电的配电子系统，例如图中的线路出口断路器QF1断开后，分布式电源DER1/DER2以及线路负荷就成为一个孤岛，这种运行状态是不允许的：第一是孤岛内的电源功率和负荷很暖取得平衡，电压和频率的稳定性得不到保证；第二是线路出口断路器重合闸时，不同期合闸造成冲击电流;第三是如果孤岛运行是配电网保护动作造成的，那么分布式电源继续供电会影响故障电弧熄灭，因此需要在并网开关处配置反孤岛保护。
反孤岛保护主要有基于电压和频率的被动检测，逆变器主动扰动保护法，基于通讯的反孤岛保护等。
电压反孤岛保护主要是利用孤岛运行状态时，电源的无功与负载无功不平衡，导致电压下降或者上升。欠电压与过电压保护的定值需要躲过正常运行时的电压下限于上限，动作时限比上一级保护的动作时限大一个时间差。根据Q/GDW 480-2010的要求，电压保护定值需要满足以下条件：
频率反孤岛保护类似，主要是利用电源有功和负载不平衡而引起的频率上升或者下降，定值需要满足下表：
逆变器的主动扰动保护法是逆变器主动的调整期输出电压的幅值或频率，在孤岛运行状态下，会破坏孤岛的平衡（大电网本身是具备自适应调节能力的），造成孤岛电压和频率明显变动，引起电压和频率保护动作，不过这个对逆变器输出的电能质量有一定的影响。
基于通讯的反孤岛保护有在美国有广泛应用的直接远方跳闸，其实现方式为，安装在变电站内的保护装置或者智能终端在检测到线路出口断路器跳闸后，通过通讯信道直接给分布电源的并网开关发出跳闸命令。
面向主动式配网的微电网技术初探 发表时间：2018-05-10T15:37:54.433Z 来源：《电力设备》2017年第36期作者：韩云海1 刘翠娜2 [导读] 摘要：在配电网中引进微电网技术，是建设智能电网的重要途径，也是未来电网建设的主要发展趋势。 (1南京国电南自电网自动化有限公司 211106；2协鑫电力设计研究有限公司 210009) 摘要：在配电网中引进微电网技术，是建设智能电网的重要途径，也是未来电网建设的主要发展趋势。微电网技术的应用，给配电网的建设带来了更多的便利，不仅能够降低电网的供电成本，减少能耗，还能实现分布式电源的有效管理和对配电网有效调节与控制。因此，在主动式配电网中引入微电网，完善微电网相关工作有着重要的实际意义。本文主要阐述了微电网技术的优点，分析了其在主动式配电网中的应用情况。 关键词：主动式配网；微电网技术；初探 电能作为一种便捷的能源，与国民经济息息相关。在国家政策的扶持下，大区域互联的同步电网成为中国主要的电力供应渠道。在能源危机与环境污染的双重压力下，超大规模电力系统的弊端也日益显现。尤其在风电、光电等可再生、间歇性能源高渗透接入后，传统的配电网已无法缓解其对电网的冲击。电力系统急切需要一种技术来吸纳大量间歇性能源，将传统的被动式电网转变为主动式电网，以便对大量间歇性能源进行主动控制和主动管理。微电网技术是主动式配电网发展的关键技术，开展储能技术、分布式、微电网供能相结合的研究，是电力系统主动适应国家能源发展战略，积极应对能源危机的有效途径。 1、配网异动主动式管理初探 1.1、开展配网异动管理薄弱环节整治 （1）开展图实不符情况核查。以自查为主，以抽查为辅，全面开展配网设备图实不符情况核查工作。配网运行单位在核查过程中，认真组织核查配网线路系统接线图、线路设备名称、编号、接线方式、设备型式等是否与现场实际一致，保证图实相符。 （2）开展“拉网式”“地毯式”现场核查。组织配网运维人员深入辖区各配电台区、各条线路现场，以“拉网式”“地毯式”方式全面了解台区设备和线路的真实信息，与现有图纸数据进行核对，对发现的图实不符情况要做好记录，并上报公司相关部门进行整改。 （3）根据核查上报的《设备整改跟踪及清理排查表》，组织运维部门和调控分中心安排专人核查配网线路单线图、线路设备名称、编号、接线方式、设备型式等是否与现场实际一致，并重新修改CAD图纸和EMS系统图纸，确保配网图纸图实相符率100%，配网图纸系统相符率100%。 （4）实行领导挂片督导。为使图实相符整治工作有序推进，由公司领导分别挂片，按照核查内容、工作要求和完成时限进行现场抽查，确保图实相符专项整治工作按期高效完成。 1.2、优化设备异动管控流程 以省地县一体化调度管理系统为依托，推进配网异动管理新流程上线，实现县调配网异动的申报、审核、受理、处理全过程电子化，解决新建、改建、大修配网工程（包括业主扩建、增容、销户）及故障抢修等引起的配网网络拓扑、参数及设备命名变化引起的配网设备异动。以业主扩建工程为例，对其管理流程进行优化。 （1）流程优化之前配网设备异动采取“线下”模式，主动管理手段不到位，导致异动发起无法监管，异动时间滞后，异动流程缓慢。主要流程：检修计划完成后由配网运行单位发起异动申请，填写纸质的异动单签名盖章后送至调控分中心，由调控分中心根据异动单内容，发布异动设备调度命名及系统图纸更新，配网运行单位修改CAD图纸。 （2）优化流程配网异动采取“线上”模式进行，在检修计划施工前5天，由施工单位提供异动设备基础资料至配网设备运行单位，由配网设备运行单位发起申请，在施工前3天完成异动流程申请，并将异动单与检修申请票关联，提醒调控员该检修计划需异动，依据异动单和检修申请票才能许可该项计划。通过优化流程较好地管控异动发起、异动完成时间、异动执行人责任，整个流程清晰，人员各司其职，执行力大大提高。主要流程：营销部门相关人员于异动工作实施至少5个工作日前在OMS系统的配网异动审核流程中发起申请，营销专职审核发生异动的业扩工程，营销负责人审批发生异动的业扩工程；运维部门人员根据异动申请绘制异动后的配网图纸，并在OMS系统配网异动模块中上传异动前后图纸。 2、微电网技术在主动式配电网中的应用 2.1、提高分布式能源的利用效率 微电网技术可以有效调节配电网中双向电流的大小和方向，因而能够对分布式电源进行柔性消纳。这种对分布式电源功率的有效调节，可以在保证正常供电的情况下，将多余的能量输送到其他电网中，也可以输送到负荷或者微电网系统中。这种做法的优点是，可以实现对电力资源的充分利用。因此，通过微电网技术的应用，主动式配电网可以有效提高分布式电源的利用效率，实现高效节能的效果。 2.2、微电网中的储能技术 储能装置在微电网系统中扮演着能量调节和后备电源的角色。微电网对于电能存储的要求主要有3个方面：①保证稳定可靠的供电，如电压补偿、不间断电源等；②提高新能源发电并网性能，如平抑风力，光伏发电等新能源发电输出功率的间歇性、波动性；③提高电能利用效率的优化能量管理。显然一种储能元件很难同时满足这些要求，因此在微电网系统中需要采用多元组合储能[16]。鉴于中国储能技术还处于起步阶段，研发快速高效低成本的储能电池与对复合储能系统的优化控制将是微电网领域的重要课题。 2.3、提高配电网电压质量 在主动式配电网中，由于存在很多的分布式电源和储能装置，并且负荷也有很多，这就使得配电网的电压分布不稳定，处在不断变化的过程中。并且，多数情况下，这种电压的变化是没有规律的。这就容易导致电压质量不高，进而会直接影响到配电网中设备的寿命。所以，对主动式配电网的电压稳定性进行控制尤为重要。微电网技术的应用，可以具备电压协调控制功能，能够对分布式电源和储能装置的参数进行控制，使得主动式配电网接口处的电压得到有效控制，从而能够减少电压不稳定现象发生的概率。 2.4、微电网的保护 传统的配电网的保护系统相对较为简单，主要采用速断和过电流两种保护方式，含大量DER的微电网接入彻底改变了配电系统故障的特征，使配电网的故障无法及时、准确地切除，对配电系统稳定、设备健康状态造成破坏。针对微电网的保护问题主要可归纳为3个方面：①微电网内的DER与原有配电网保护的配合问题；②微电网接入后对线路重合闸的影响；③孤岛检测和逆功率保护问题。
深圳市城市中低压配电网规划设计及供电技术导则 深圳供电局企业标准 Q/3SG—1.03.02—2001 深圳市城市中低压配电网规划设计及供电技术导则 2001—09—30 发布 2001—10—01 实施 前言 为规范深圳城市中低压配电网及用户供电系统的规划设计、建设改造及运行工 作，规范用户电能计量方式，制定本标准。 本标准规定了深圳城市中低压配电网的划分、规划设计原则及深圳城市中压配电网、低压配电网的结线方式；规定了用户供电方式与技术要求；规定了电能计量方式；规定了实施配网自动化的原则。本标准的制定参照了有关的国家标准及行业规范，并考虑了深圳城市中低压配电网的现状及发展方向。本标准由深圳供电局生技部门归口。本标准主要起草单位：深圳供电局规划分部、深圳供电局计量测试所、深圳 供电局生技工作组。 本标准由深圳供电局规划分部负责解释。
目录 1. 范围 (1) 2. 引用标准及规范 (1) 3. 总则 (2) 4. 一般技术要求 (2) 5. 中低压配电网结线 (5) 6. 用户供电 (7) 7. 用户电能计量方式 (11) 8. 配网自动化原则- (11) 附录A：本标准用词说明 (13) 附图1：城市中压配电结线方式图 (14) 附图2：各类用户高压供电方式示意图 (16) 附图3：含居民用电的综合型低压配电系统分类计量设计示意图 (17) 1. 范围 1.1本标准适用于深圳城市中低压配电网及用户供电系统的规划设计、建设改造及运行工作。 1.2根据深圳城市发展规划，特区内的福田、罗湖为市级中心；南山区、盐田区，以及特区外宝安区的新安镇、西乡镇，龙岗区的龙岗镇（龙岗中心城）为次级中心。本标准所指的城市中低压配电网即为与上述区域相对应的由深圳供电局运行维护及与其联网的中压（10kV）、低压（380/220V）配电网；本标准所指的用户为在上述区域内由深圳供电局通过中压或低压配电网供电的用户。 2. 引用标准及规范 下列标准的条文通过在本标准中的引用而构成本技术导则的条文。本标准发布时，所示版本均为有效，在被引用标准被修订后，应重新探讨使用下列标准最新版本的可能性。 能源电[1993] 228号“城市电网规划设计导则” DL/T 599-1996 “城市中低压配电网改造技术原则” GB 12325-90 “电能质量供电电压允许偏差” GB/T 14549-93 “电能质量公用电网谐波” GB50052-95 “供配电系统设计规范” GB50053-94 “10kV及以下变电所设计规范” GB50054-95 “低压配电设计规范” Q/3SG-1.03.01-2001 “深圳电网中低压配电设备技术规范及选用原则” Q/3SG-1.05.01-2001 “110kV变电站设计技术规范” SD325-89 “电力系统电压和无功电力技术导则（试行）”
配电网论文：配电网保护的探讨 摘要文章介绍配电网保护现状以及配电自动化的现状 与发展，探讨了分布式发电对配电网保护的影响。 关键词配电网；保护；馈线自动化 1配电网保护现状 考虑到经济和技术方面的原因，我国配电系统中线路主要采用速断和过流保护方式，变压器主要采用熔断器保护方式。速断保护线路全长，瞬时动作切除故障，过流保护作为线路的后备保护，延时0.5 s~1 s动作。考虑到电网80 %~90 %的故障为瞬时性故障，采用重合闸装置以快速恢复瞬时性故障，提高供电可靠性。这种保护配置存在的问题有以下几点：1）保护级数太多，整定难以配合。 2）电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一单元。当馈线发生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。这对保证供电可靠性非常不利。 3）线路过电流保护与熔断器保护难以配合。 4）依靠时间级差实现保护的选择性，会导致故障的切除时间过长而影响设备寿命和恢复供电时间。 5）线路较长时，难以保证末端故障时保护的灵敏度。 2配电自动化的现状与发展 配电自动化的重点是馈线自动化，因此国外的配电自动化也往往称为馈线自动化。按照国际电气电子工程协会的定
义，馈线自动化系统是对配电线路上的设备进行远方监视、调整控制的集成系统。其内容可归结为两个方面：正常情况下的状态检测、数据测量和进行优化及调压；事故状态下的故障检测、故障隔离、负荷转移和恢复供电。 馈线自动化的主要意义之一在于提高供电可靠性，即当配电网发生故障或异常运行时，迅速查出故障区段，快速隔离故障区段，及时恢复对非故障区域用户的供电，缩短停电时间，减小停电面积。 1）基于就地自动化开关设备的馈线自动化该阶段是基于自动化开关设备相互配合的馈线自动化阶段。主要设备是重合器和分段器，配合方式有重合器和分段器、重合器和熔断器、重合器和重合器等。 该模式不需要建设通信系统和计算机系统，通过自动化开关设备互相配合实现故障隔离和健全区域恢复供电；具有结构简单，建设费用低的优点，对提高供电可靠性具有一定的作用，相对于传统的电流保护有较大优势，是一种简单经济的方案，但也存在很多不足，如：①恢复健全区域供电时，无法确定和采取最优重构方案；②隔离故障时需经过多次重合，对设备的冲击大且恢复供电时间长；③调整运行方式后，需到现场修改定值；④仅在故障时起作用，正常运行时不能起监控作用，不能优化运行方式；⑤依靠主变电所出线重合器的动作实施对整条馈线的保护，若重合器的动作失灵，则
城市配电网规划设计规范 第一章绪论 1.1 课题来源及研究的目的和意义 目前正在进行的城市电网建设改造工程，城市配网规划是城市总体发展规划的关键和基础，也是城市配网建设、改造的依据。配网是传输电能的高速公路，唯有网架结构合理、选点布局科学，才能切实提高供电可靠性和电压合格率，要结合地方经济发展的政策和居民生活用电水平的增长，做中长期的规划和预测，逐一排查电网的薄弱环节，按照区域性、季节性经济电流密度选择导线；按照适当的超前原则，做好配电设备的选型工作，精除用电“瓶颈”现象。面对未来几年巨大的资金投入，如何科学地完成城市配网规划工作，提高供电质量、供电安全和可靠水平，合理有效地利用资金和节能降耗，取得最大的经济和社会效益，乃是各级决策者都十分关注的问题，它具有巨大的社会和经济意义。 1.2 国内配电网规划的规定 城市配电网规划应根据城市国民经济和社会发展规划、地区电网规划和相关的国家、行业标准编,配电网规划的年限应与城市国民经济和社会发展规划的年限选择一致，近期宜为5年，中期宜为10年，远期宜为15年及以上。 配电网规划宜按高压配电网和中低压配电网分别进行，两者之间应相互衔接。高压配电网应编制近期和中期规划，必要时应编制远期规划。中低压配电网可只编制近期规划。 配电网规划应在对规划区域进行电力负荷预测和区域电网供电能力评估的基础上开展。配电网各阶段规划宜符合下列规定： 1、近期规划应解决配电网当前存在的主要问题，通过网络建设、改造和调整，提高配电网供电的能力、质量和可靠性。近期规划应提出逐年新建、改造和调整的项目及投资估算，为配电网年度建设计划提供依据和技术支持。 2、中期规划应与地区输电网规划相统一，并与近期规划相衔接。重点选择适宜的网络接线，使现有网络逐步向目标网络过渡，为配电网安排前期工作计划提供依据和技术支持。
小电源并网35kV城市配电网保护及安全自动装置配置
城市35kV配电网继电保护及安全自动装置配置 1.城市35kV配电网的结构和运行方式对继电保护及安全自动装置的影响 (1) 综述 (1) 电网运行方式与继电保护 (2) 与继电保护有关的几种典型电网结构 (3) 终端线 (4) 联络线 (4) T接线 (4) 整定计算中计算方式的应用 (4) 2.如何解决电网继电保护可靠性与选择性的矛盾6 可靠性 (6) 选择性 (7) 快速性 (8) 灵敏性 (9) 3.小电源并网对电力系统的影响 (10) 短路容量的增大及限制措施 (11) 短路容量增大的分析 (11) 限制短路容量的措施 (12) 结论 (14)
联络线的保护配置方案 (14) 35kV联络线的保护配置 (14) 方案1：配置电流保护 (15) 方案2：配置距离保护 (15) 方案3：配置纵联差动保护 (15) 结论 (16) 自动装置的配置 (16) 主网220kV线路重合闸 (17) 联络线低频低压解列装置 (18) 联络线重合闸 (19) 结论 (19) 4.35kV线路继电保护及安全自动装置实用配置方案及通用整定规则 (20) 实用保护配置 (20) 终端线 (20) 联络线 (21) 通用整定规则 (24) 终端线原则 (24) 联络线原则 (24)
城市35kV配电网继电保护及安全自动装置配置 1.城市35kV配电网的结构和运行方式对继电保护及安全自 动装置的影响 综述 在中性点不接地系统中，当系统发生单相接地故障时，系统仍可在故障状态下继续运行一段时间，有供电连续性高的优点。因此，在九五规划中，威海市城市电网中取消了110kV电压等级，220kV变电站采用了220/35/10kV电压等级，以35kV配电网作为城市电网主供网架。经过十几年的发展，形成了以三座城市220kV变电站为中心，支撑起二十几座互相关联、错综复杂的35kV城市配电网。 近几年来，为节能降耗，改善环境，威海市大力发展了城市集中供热，市区三座小型热电联产电厂相继并网，容量不断增大。地方小电源通过多条并网线路，并入220kV主网变电站的中压侧35kV侧，对220kV变电站中压侧的短路容量带来较大的影响，电源联络线的继电保护配置问题也越来越突出。 在这个复杂的网络中，最常见的不正常的运行状态是过负荷。此外，由于系统中出现功率短缺而引起的频率降低、发电机突然甩负荷引起的
电力系统继电保护配置原则 一、概述 电力系统是指由发电、送电、变电、配电和用电等各个环节（一次设备）所构成的有机整体，也包括相应的通信、继电保护（含安全自动装置）、调度自动化等设施（二次设备）。 电力系统安全运行是指运行中所有电力设备必须在不超过它们所允许的电流、电压、频率及时间限额内运行（强调充裕性）。不安全的后果可能导致电力设备的损坏，大面积停电。 2003年8月14日下午，美国纽约、底特律和克利夫兰以及加拿大多伦多、渥太华等城市均发生停电事故。事故原因俄亥俄州阿克伦城的第一能源公司的两根高压电线其中一根因树枝生长碰至线路后跳闸，另外一条线路因安全自动装置误动，导致第二条线路跳闸，最终导致各个子电网潮流不能平衡，最终系统解列。 可见，要保证电力的安全稳定运行，必须配置安全可靠的继电保护装置和安全自动装置。继电保护顾名思义在系统发生故障时及时隔离故障点保护一次设备，同时能够让电力系统继续安全稳定运行。 二、基本要求 继电保护配置方式要满足电力网结构和厂站的主接线的要求，并考虑电力网和厂站的运行方式的灵活性。所配置的继电保护装置应能满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
1）要根据保护对象的故障特征来配置。 继电保护装置是通过提取保护对象表征其运行状况的故障量，来判断保护对象是否存在故障或异常工况并米取相应的措施的自动装置。用于继电保护状态判别的故障量，随被保护对象而异，也随电力系统周围条件而异。使用最普遍的工频电气量，而最基本的是通过电力元件的电流和所在母线的电压以及由这些量演绎出来的其它量，如功率、序相量、阻抗、频率等，从而构成电流保护、电压保护、方向保护、阻抗保护、差动保护等。 2）根据保护对象的电压等级和重要性。 不同电压等级的电网的保护配置要求不同。在高压电网中由于系统稳定对故障切除时间要求比较高，往往强调主保护，淡化后备保 护。220kV及以上设备要配置双重化的两套主保护。所谓主保护即设备发生故障时可以无延时跳闸，此外还要考虑断路器失灵保护。对电压等级低的系统则可以采用远后备的方式，在故障设备本身的保护装置无法正确动作时相邻设备的保护装置延时跳闸。 3）在满足安全可靠性的前提下要尽量简化二次回路。 继电保护系统是继电保护装置和二次回路构成的有机整体，缺一不可。二次回路虽然不是主体，但它在保证电力生产的安全，保证继电保护装置正确工作发挥重要的作用。但复杂的二次回路可能导致保护装置不能正确感受系统的实际工作状态而不正确动作。因此在选择保护装置是，在可能条件下尽量简化接线。 4）要注意相邻设备保护装置的死区问题
继电保护专业标准和有关技术文件 一、继电保护专业常用国家标准有： 1)GB 6592-1986《电子测量仪器误差的一般规定》 2)GB/T 7261-2000《继电器及继电保护装置基本试验方法》 3)GB/T 9361-1988《计算站场接地安全要求》 4)GB/T 2887-2000《电子计算机场地通用规范》 5)GB/T 2423-1989《电工电子产品基本环境试验规程》 6)GB/T 14537-1993《量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验》 7)GB/T 15145-1994《微机线路保护装置通用技术条件》 8)GB /T 14598-1996《静态继电器及继电保护装置的电气干扰试验》 9)GB/T 16836-1997《量度继电器和保护装置安全设计的一般要求》 10)GB/T 11287-2000《电气继电器》 11)GB 14285-1993《继电保护和安全自动装置技术规程》 12)GB50171—92《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》 二、继电保护专业常用行业标准有： 1)DL 408-1991《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） 2)DL 5009.1－2002《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分） 3)DL 755-2001《电力系统安全稳定导则》 4)DL-5000-2000《火力发电厂设计技术规程》 5)DL/T 5147-2001《电力系统安全自动装置设计技术规定》 6)DL400-1991《继电保护和安全自动装置技术规程》 7)DL/T 5149-2001《220kV-550kV变电所计算机监控系统设计技术规程》
ICS点击此处添加ICS号 点击此处添加中国标准文献分类号Q/ND 内蒙古电力（集团）有限责任公司企业标准 Q/ND XXXXX—XXXX 配电网工程施工图设计内容深度规定 第1部分：配电部分 Code of content profundity for working drawing design for distribution network projects Part 1: distribution 点击此处添加与国际标准一致性程度的标识 （征求意见稿） -XX-XX发布XXXX-XX-XX实施
目次 前言................................................................................ II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语与定义 (1) 4 总则 (3) 5 施工图设计说明及目录 (3) 6 电气部分 (3) 6.1 设计范围： (3) 6.2 图纸编制 (4) 7 土建部分 (5) 7.1 设计范围： (5) 7.2 图纸编制 (5) 8 施工图预算 (6) 8.1 设计范围： (6) 8.2 施工图预算内容及深度 (6) 8.3 工程量计算原则 (7)
前言 为提高公司配电网建设水平，贯彻落实公司精益化管理、标准化建设的要求，适应坚强智能电网的建设要求。根据内蒙古电力（集团）有限责任公司要求，规范配电网工程设计工作，提高设计能力，全面推广应用标准化建设成果，公司组织编制了配电网工程施工图设计内容深度规定。 本系列标准共分为 3 个部分： ——第 1 部分：配电部分 ——第 2 部分：配网电缆线路部分 ——第 3 部分：配网架空线路部分 本部分为系列标准的第 1 部分。 本标准是按照DL/T 800-2012标准编写规范给出的规则起草。 本标准由内蒙古电力（集团）公司标准分委会提出。 本标准由内蒙古电力（集团）公司配电网建设办公室归口。 本标准起草部门（单位）：配电网建设办公室、包头供电局。 本标准主要起草人：陶凯、袁海、樊海龙、任志远、武国梁。 本标准2018年01月首次发布。
四川丘陵地区配电网规划与建设标准化提升探讨 发表时间：2018-12-25T14:45:41.147Z 来源：《防护工程》2018年第29期作者：杨刚 [导读] 本文通过对遂宁地区的农村配电网的分析，提出了加强农村配电网规划与建设，将农村配电网规划纳入城镇总体规划中，以提高农网规划、建设、运行管理水平，更好地为地方经济发展服务。 国网四川省电力公司遂宁供电公司四川遂宁 629001 摘要：农网的安全、可靠、经济运行对于整个配电网来说至关重要。由于历史原因,长期以来管理部门重视城市配电网建设，忽视农村配电网的精准规划。造成农网技术装备落后、供电能力不强、缺乏科学规划，在一定程度上制约着农村经济的发展。本文通过对遂宁地区的农村配电网的分析，提出了加强农村配电网规划与建设，将农村配电网规划纳入城镇总体规划中，以提高农网规划、建设、运行管理水平，更好地为地方经济发展服务。 关键词：农网规划配电网建设 1引言 近几年，郊区城镇的工业发展形势良好，经济发展迅猛，用电负荷大幅增长。而农村配电网建设严重滞后，使电力供需矛盾紧张，一直以来，由于投资体制、管理体制、农网处于配电网末端等因素的制约，致使农网的发展缓慢，技术装备落后，供电能力不强，在一定程度上制约着农村经济的发展。为了改造农村配电网，发展农村经济，提高农民生活水平，加大了农网资金的投入。通过农网改造，农村电网的设备陈旧老化、布局不合理、供电半径长、导线截面小、电能质量差、供电可靠性差、停电频繁、事故频发的状况大大改善了，配电网结构趋于合理，供电能力明显增强，电能质量稳定，进一步提高了配电网的安全运行水平和供电可靠性，推动了地方经济发展。 2 农村配网规划存在的问题 开展农网大规模改造工程以来，农网的安全性、供电可靠性等方面得到很大的提高，但由于农网基础比较薄弱，还有大量的中、低压线路设备急需改造，农网改造任务还相当艰巨。目前，农网普遍存在的问题有以下几方面。 （1）缺乏对农网的整体规划，造成农网结构不合理，对于过载线路或台区，简单化地加大导线截面或改用电缆，增大配变容量，造成网络结构混乱，不仅资金难以发挥应有效益，有时反而给配电网的安全经济运行带来麻烦。 （2）过载线路多，供电半径长。10kV线路主干长度、线路负载率、主干线截面、10kV线路装接配变容量、配变负载率等不合理，负荷过重线路多、供电半径过长，急需进行改造。 （3）现有农村配电网是辐射型供电接线模式，不能能满足“N-1”原则。 仍有很多条农网线路是无互供备用能力的辐射型供电模式，网架结构比较薄弱，将无法对上级配电网形成有效的支持，加上各镇负荷密度越来越高，工业园区逐渐形成规模，招商引资的力度加大，用电负荷将进一步猛增，使原有线路的供电压力增大，降低了线路供电可靠性。 （4）农网低压网络薄弱。 低压电力网普遍存在装备陈旧落后、供电半径长、导线截面小、绝缘水平低、无功补偿严重不足、配电变压器容量不足等问题。 3 提升农网规划及建设水平的措施 3．1合理安排建设与改造项目 首先依据地方经济发展情况，建立配网工程项目库，初步筛选出项目，进行经济评估，形成可行性研究报告，然后对项目迸行评审论证，全面考虑项目的经济价值、安全生产等因素，最终确定农网改造项目。由于“规划在先，技术把关在后”，项目都符合遂宁区经济发展要求，从而得到政府的大力支持，使农网改造项目顺利进行。 3．2科学规划农网网架水平。 配电网规划是农村电气化和电力发展规划的重要组成部分。农村配电网规划相关内容应纳入当地发展规划，与城镇的规划应相互紧密配合、协调并同步实施，以适应农村城市化发展的需要。原来农村配电网在建设上总体相对滞后，原有10kV农网线路辐射范围广，迂回和“卡脖子”现象严重。因此，在规划设计和总体布局上，按照“密布点、短半径”的原则，形成10kV路“手拉手”的总体布局，采用优化的原则调整不合理的网络结构，进一步提高了农网供电的可靠性。 3．3制订合理的配电台区 根据农村用户居住位置、供电户数、地形等综合因素，打破原来以村、组产权界限供电方式，不以行政区域为依据，针对农村用户分散、负荷不集中、电力设施陈旧、设备老化、供电半径大、高耗能配变多、安全隐患到处存在的情况，在规化设计中重点改善农村网络布局和结构，新建和改造结合，以供电安全、合理、可靠为前提，力争做到技术上先进、经济上合理。合理确定变压器的位置。在允许的供电半径范围内，按配变“小容量、密布点、短半径”的原则进行布点。新建低压配电线路的设计与农村经济发展计划相结合，低压配电网力求接线简单、安全可靠。遂宁公司对0.4kV的低压配电网以架空线为主，实行分区分片供电，以配变为中心，低压配电网一般不跨区供电，避免迂回供电、卡脖子线路。同时，要尽量少占农田，线路要尽量短，转角、跨越尽量少，施工、运行维护方便。 3．4降损节能。改善电能质量 加装补偿装置，实现无功优化。在配电网的无功补偿方面，遂宁公司根据分级补偿、就地平衡的原则，在农网改造中，确定无功优化方案，以台区为单位，从配电网的末端入手，优先补偿低压电动机和配电变压器的无功负荷，采用集中补偿与分散补偿相结合。加强对无功补偿装置管理，推广自动投切装置，使变压器10kV侧的功率因数达到0.95以上，100kVA及以上用户的功率因数应达0.90以上。更新和改造高能耗的电气设备。对高能耗配电变压器的改造，原则上以更新为主，将现有高损耗变压器更换为低损耗型，采用带有载调压的变压器，对电压合格率的情况应每月进行1次技术分析，并针对薄弱环节采取改进措施。 3．2．4加强农村配电网的过电压保护 鉴于农村配电网片大面广，设备数量多，雷击损坏设备的事故频繁，不但影响供电安全，也威胁人身安全，所以遂宁公司高度重视在
主动配电网运行方式及控制策略分析 摘要:分布式能源与新型负荷的逐步推广，深刻改变了电网的组成形式与运行方式，传统的配电网运行控制理论与技术不再完全适用。为适应新形势的发展，主 动配电网加强了对电源侧、负荷侧和配电网的控制，强调对各种灵活性资源从被 动处理到主动引导与主动利用。 关键词：配电网；控制；分析 本文从主动配电网的组成特点出发，结合主动配电网的运行方式分析和控制 方式选择，梳理主动配电网的控制方法和手段，提出源网荷互动全局控制中心的 功能设计，提出针对配电网运行数据、营销数据及电网外部数据的的数据中心支 撑方案，从而支持多种形式能源接入的监视控制与双向互动，支持海量数据的处 理与分析决策能力。 全局控制中心主要包含全局协调优化、区域协调优化、分布式控制等内容， 强调对配网运行的主动控制。通过运维支持服务、协同优化控制、综合服务等实 现全局协调优化功能，通过用能能量管理、电动汽车充电管理、储能管理、分布 式能源管理等实现区域协调优化，通过储能、电动汽车、分布式能源等灵活性资 源实现分布式就地控制。 1 主动配电网运行控制框架 1.1 主动配电网形态 主动配电网重点关注能源生产的配给和综合利用，将其基础框架按照能源生 产与消费层、能源传输层、能源管理大数据平台和能源管理应用层四个层面进行 考虑。 （1）能源生产与消费层为充电汽车、分布式发电、储能设备和“冷、热、电” 联产构成的主动配电网能量流层，该层中的用户可是能源的生产者，也是能源的 消费者，负荷具备柔性的调节能力。 （2）能源传输层为主动配电系统的配电网络，具有拓扑结构灵活，潮流可控、设备利用率高等特点。 （3）大数据平台使适应主动配电网特点的服务平台层，包括云平台、大数据处理技术和智能电网服务总线，支持能源生产、传输、消费等全过程的数据存储、分析、挖掘和管理。 （4）能源管理应用层要求实现主动配电网各种运行与控制功能，主要有电网运行态势感知、全电压等级无功电压控制、自适应综合能源优化、分布式发电预测、馈线负荷预报、故障诊断隔离与恢复、合环冲击电流在线评估与调控、风险 评估与状态检修等，同时是为能源全寿命周期提供优化控制决策和服务的集成调控—运检—营销于一体的智能决策支持系统。 1.2 控制方式选择 系统控制方式对系统控制资源有着重要的影响，对系统运行的水平和可靠性 起着决定性的作用。主动配电网目前的主要控制方式包括集中式、分散式、分层 式等类型。其中，集中式控制利用传感器将网络潮流信息或设备状态数据上传至 能源管理系统，能源管理系统利用分层分布协调控单元对分布式电源、开关等设 备发布控制指令、管理电网运行。 分散式控制通过分层分布式控制单元和本地协调控制器进行协调控制，其中 分层分布式控制单元负责区域协调控制，本地协调控制器对本地设备状态信息进 行采集，并及时给出控制命令。
城市经济发展对电力需求的增长需要，是城市电网发展的原动力。城市高压配电网的规划建设，起着承上启下的作用，一方面要接受上一级输电网或地方电厂的电力，另一方面还要起着向下一级中低压配电网提供电源的作用。如何保证城市高压配电网既有充足的接受电力的能力，又能安全可靠地给下一级中低压配电网提供优质可靠的电源，是城市高压配电网规划所要解决的主要任务。 城市高压配电网规划原则 在电力市场条件下，高压配电网规划必须加强对电力市场的研究，提高电力需求预测的水平，以电力需求为导向，既要考虑电网建设的社会效益也要考虑电网建设的经济效益。规划所安排的电网建设项目必须有利于电力市场的开拓，有利于电网的安全稳定运行，有利于供售电量的增长。 高压配电网的规划建设，也要贯彻电力与经济、社会、环境协调发展和适度超前的方针，加强高压配电网的建设与改造，满足社会经济发展和人 城市高压配电网规划方法 民生活水平的提高，满足用户对供电可靠性和供电质量越来越高的新要求。使近期城市高压配电网的建设，能够兼顾长远目标，更好地发挥送变电工程的效益。 高压配电网规划要充分发挥市场在资源配置中的基础性作用，充分体现行业规划的宏观性和指导性，坚持电力工业的可持续发展战略，提高能源利用率，加快高压配电网的技术创新，以确保高压配电网的安全经济运行。 综上所述，电网规划的基本原则是在保证将电力安全可靠地输送到负荷中心的前提下，使电网的建设和运行费用最小。 在城市高压配电网规划工作中应体现如下四点原则[1]： (1）合理利用能源的原则。要认真研究，科学分析能源分布，合理规划和布局城市高压配电网的骨干网架结构。 (2）电网配套发展原则。电力的生产、供应和销售是相对独立但又不可分割的统一过程，必须同时加大输变电设施、调度通信自动化设施等的规划和 ◆ 华北电力大学 孔维利 陈广娟 ◆ 中国电力企业联合会 侯 勇
电网继电保护及安全自动装置的配置选型原则示范 文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
电网继电保护及安全自动装置的配置选 型原则示范文本 使用指引：此管理制度资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 第一章总则 第一条《天津电网继电保护及安全自动装置的配置选 型原则》（以下简称《配置选型原则》）依据了《继电保 护和安全自动装置技术规程》、《防止电力生产重大事故 的二十五项重点要求》、《继电保护和安全自动装置反事 故措施要点》及华北网局颁发的有关规程、规定和技术标 准，结合天津电网运行的特点制定的。 第二条天津电网内的新建、扩建、和技改等工程均应 执行本《配置选型原则》，对现有变电站、发电厂已投入 的继电保护和安全自动装置不满足本《配置选型原则》 的，可分轻重缓急有计划地予以更新改造，已严重威胁安
全运行的必须立即改进。 第三条接入电网的发电厂和用户的继电保护的配置要遵守本《配置选型原则》，并接受调度部门的技术监督和专业管理。 第四条继电保护装置应选用通过行业鉴定，经过国家级质检中心检验、符合有关反措要求，产品质量过硬，有成功运行经验，性能价格比高，售后服务好，满足电网运行要求，运行维护方便的产品。 第五条第一次进入天津电网的继电保护装置，应通过华北网局及市电力公司继电保护部门组织的检测，并经市电力公司继电保护归口管理部门批准后方可采用。 第六条所有入网运行继电保护装置的选型和配置，从初步设计至投产运行各阶段都必须经过相应各级调度部门的审核。 第七条继电保护装置新产品进入电网试运行，应经所
配电网有“主动”和“被动”之分吗？答案是肯定的。 来看一个主动的案例。 炎炎夏日的一个上午，某大城市中，随着大批空调逐步开启，用电负荷直线攀升，逼近电网所能承受的最高值。主动配电网主动作为，果断发出“精确制导”的指令，让部分客户家中的空调停运。几分钟后，负荷曲线趋于平缓，电网风险化解…… 这不是电影里的场景。在不久的将来，随着“主动配电网运行关键技术研究及示范”863课题研究成功，这样的场景就将成为现实。 为什么要进行这项课题研究？它有何特点？对供电企业和客户来说，它能带来哪些好处？为此，本报记者进行了详细调查。 为什么要研究主动配电网？ 分布式电源大量进入配电网，到一定程度，传统配电网将面临“电流倒送”危险 提及主动配电网的研究，有必要先认识一下配电网的概念和分布式电源的特点。 配电网，指的是在电力网中起分配电能作用的网络。打个形象的比喻，如果把电网主网比作人体的“主动脉”，那么，配电网就是四通八达的“毛细血管”，用户则处于这些毛细血管的最末端。电由大型发电厂发出，流经主网，通过配电网送到用户，就如血从心脏流出，流经主动脉，通过毛细血管输送至全身一样。电流自上而下流动，就如同大河衍变成小河，再从小河衍变成小溪。在传统的配电网中，线路选型、设备选型、相应的继电保护、潮流控制、计量，考虑的都是单方向流动的特点。 分布式电源的出现，使得用户可以不再被动地接受电网输送的“血液”补给，而是具有了“造血”的能力。但随着分布式电源不断增多，“造血”的量不断增加，其分散性、不稳定性、间歇性的特点，则使得这些新造“血液”不能平缓、定量、持续地输入“毛细血管”。当分布式电源增多到一定的程度，就会影响传
分析10kV配电网开关设备配置 摘要：结合在10kV配网自动化改造中对开关设备配置的经验,分析了通过合理配置开关设备来提高供电可靠性的意义,可供参考。 关键词：10kV配电网;开关设备;配置 前言 电力是国民经济发展的基础能源，是经济现代化，提高人民物质生活水平的重要基础。同时随着城乡一体化改革和建设的不断深化，10kV配电网的建设也得以迅速发展。传统10kV的配网主要是采取树状结构的形式，主要特点是线路较长、分支线多，同时与配电变压器的连接多，结构简单，可靠性较差。但是随着科学技术的不断发展，先进的配电开关设备技术逐渐得以应用，它能够对配电网络进行自动化的改造，例如能够合理地选用和重合器、配网柜、熔路器、分段器、隔离开关等等开关设备，用以推进配电网的自动化进程，提高供电的可靠性和智能化。所以，怎样因地制宜的合理配置户外的开关设备，对于建设和改造10kV配电网格外重要[1]。 1配电网 配电网主要是由架空线路、电缆、杆塔、配电变压器、隔离开关、无功补偿电容以及一些附属设施等组成的。在电力网中起分配电能作用的网络就叫做配电网。主要是指35kV及其以下电压等级的电网，作用是给城市里各个配电站及各类用电负荷供给电源。
210kV配电网的规划 2.1站点规划 站点规划主要包括对线路的供电半径、供电范围的划分、开关站与配电变压器的选址等。要做好这些工作就必须要与城市的发展规划紧密联系,不但要以经济发展规划与城市用地规划来进行负荷预测及负荷分布预测、划分出各个高压变电站的供电区域、确定10kV出线的开关站的规模、供电范围与配变容量,同时,还要与城市的建设规划相互配合,确定出10kV的线路走廊、开关站以及配电变压器的位置。 2.2网架规划 在城市配电网的规划建设中,城市中心区域内的电缆主干线采取环网供电,实现开环运行方式的“二减一”接线。也即不同变电站间10kV出线经联络开关联接起来,断开运行,能够在事故和检修时,灵活的合上联络开关,从而保证用户持续供电,在正常情况下每回馈电线的最高负荷，应当控制在电缆安全载流量的50%以下。一旦不能实现2个变电站的10kV 线路的“二减一”接线时,至少要同一变电站的来自不同母线段的10kV线路实现“二减一”接线。而在后续的规划建设中,可以通过增加10kV的馈线,从而逐步形成“三减一”的环网结构,进而满足负荷增长与供电可靠性的要求。 310kV配电网的开关设备 3.1配电网的开关设备类型 中国的10kV配电网络的开关设备大多数是以产气式与压气式开关、少油开关以及真
电力系统继电保护配 置原则
电力系统继电保护配置原则 一、概述 电力系统是指由发电、送电、变电、配电和用电等各个环节（一次设备）所构成的有机整体，也包括相应的通信、继电保护（含安全自动装置）、调度自动化等设施（二次设备）。 电力系统安全运行是指运行中所有电力设备必须在不超过它们所允许的电流、电压、频率及时间限额内运行(强调充裕性)。不安全的后果可能导致电力设备的损坏，大面积停电。 2003年8月14日下午，美国纽约、底特律和克利夫兰以及加拿大多伦多、渥太华等城市均发生停电事故。事故原因俄亥俄州阿克伦城的第一能源公司的两根高压电线其中一根因树枝生长碰至线路后跳闸，另外一条线路因安全自动装置误动，导致第二条线路跳闸，最终导致各个子电网潮流不能平衡，最终系统解列。 可见，要保证电力的安全稳定运行，必须配置安全可靠的继电保护装置和安全自动装置。继电保护顾名思义在系统发生故障时及时隔离故障点保护一次设备，同时能够让电力系统继续安全稳定运行。 二、基本要求
继电保护配置方式要满足电力网结构和厂站的主接线的要求，并考虑电力网和厂站的运行方式的灵活性。所配置的继电保护装置应能满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。 1）要根据保护对象的故障特征来配置。 继电保护装置是通过提取保护对象表征其运行状况的故障量，来判断保护对象是否存在故障或异常工况并采取相应的措施的自动装置。用于继电保护状态判别的故障量，随被保护对象而异，也随电力系统周围条件而异。使用最普遍的工频电气量，而最基本的是通过电力元件的电流和所在母线的电压以及由这些量演绎出来的其它量，如功率、序相量、阻抗、频率等，从而构成电流保护、电压保护、方向保护、阻抗保护、差动保护等。 2）根据保护对象的电压等级和重要性。 不同电压等级的电网的保护配置要求不同。在高压电网中由于系统稳定对故障切除时间要求比较高，往往强调主保护，淡化后备保护。220kV及以上设备要配置双重化的两套主保护。所谓主保护即设备发生故障时可以无延时跳闸，此外还要考虑断路器失灵保护。对电压等级低的系统则可以采用远后备的方式，在故障设备本身的保护装置无法正确动作时相邻设备的保护装置延时跳闸。 3）在满足安全可靠性的前提下要尽量简化二次回路。 继电保护系统是继电保护装置和二次回路构成的有机整体，缺一不可。二次回路虽然不是主体，但它在保证电力生产的安全，保证继电保护装置正确工作发挥重要的作用。但复杂的二次回路可能
主动配电网文献综述 摘要：分布式电源( distributed generation, DG)和电动汽车的大量接入、智能家居的普及、需求侧响应的全面实施等显著增强了配电系统规划与运行的复杂性，同时，未来的配电网对规划与运行的优化策略提出了更高的要求。作为未来配电网的一种发展模式，主动配电网( active distribution network, ADN)开始受到人们的关注。本文主要探讨总结了主动配电网的国内外现状，主动配网网工作原理，主动配电网的运行方式、标准、对应的国内外指标及计算方法以及主动配电网的算法研究。 关键词：主动配电网，分布式发电，潮流算法，粒子群算法，混合算法 0引言 近年来，全球范围内气候变暖及极端天气事件日益频发，严重威胁着人类社会的可持续发展。在诸多因素中，人类过度排放温室气体被认为是导致全球气候变化的重要原因[1,2]。 为应对上述挑战，英国政府于2003年首次提出了低碳经济的发展理念。发展低碳电力系统的根本任务是要形成稳定的低碳电能供应机制，其关键在于对可再生能源的有效开发与利用。对此，一种解决思路是从配用电环节入手，建立协调关联分布式可再生能源发电、配电网络与终端用电的集成供电系统，实现对可再生能源的就地消纳与利用。分布式配用电系统优点有建设周期短、投资成本低、运行灵活，且抗风险能力更强[3,4]。 传统配电网中，电力潮流一般由上端变电站单一流向负荷节点，其运行方式和规划准则相对简单。然而，分布式能源的规模化接入与应用将对系统潮流分布、电压水平、短路容量等原有电气特性造成显著影响。而传统配电网在设计阶段并未考虑上述因素，因此难以满足低碳经济背景下高渗透率可再生能源发电接入与高效利用的要求。 与主要关注用户侧的微电网（Micro-Grid, MG）不同，ADN 主要面向由电力企业管理的公共配电网。它是一种兼容电网、分布式发电及需求侧管理等多类型技术的全新开放式配电系统体系结构。ADN 的技术理念将系统运行中的信息价值及电网-用户之间的互动能力提升至一个新高度，强调在整个配电网层面内借助主动网络管理（Active Network Management, ANM）实现对各类可再生能源的主动消纳及多级协调利用，最终促进电能低碳化转变及电网资产利用效率的全方位提高[5]。 本文将介绍主动配电网的国内外现状，主动配网网工作原理，主动配电网的运行方式、标准、对应的国内外指标及计算方法以及主动配电网的算法研究。 1 国内外技术现状 主动配电网（AND）是近几年来才提出的新名词。最早美国电力可靠性技术解决方案协会（CERTS）提出了“微网”的概念，微网是由微电源和负荷共同组成的系统，可同时提供电能和热量，其组成结构较ADN 简单，也可以说是ADN的一种特殊形式。 1.1国外技术现状 目前对ADN的研究处于领先地位的主要有北美、欧盟和日本等。美国CERTS己在美国电力公司Walnut的微网测试基地成功验证了微网的初步理论；欧盟推出了“Microgrids”和“More Microgrids”个主要项目，德国太阳能研究所建成的微网实验室规模最大，容量达到200kV A，该研究所还在其实验平台设计安装了简单的能量管理系统；日本常规能源较为匿乏，在可再生能源幵发和利用上投入较大，已在国内建立了多个微网项目，其微网实验系统的开发亦处于世界领先水平。 截至2013年，欧盟开展了ADINE、ADDERSS、GRID4EU等代表性的ADN示