线路测控和线路保护有什么区别？

        线路测控和线路保护是电力系统中两个密切关联但又职责截然不同的关键子系统，共同保障输电线路的安全、稳定、可靠运行。它们的核心区别在于功能定位、目的和技术侧重点：

1. 线路保护

        核心功能： 检测故障（主要是短路故障和接地故障）并快速、有选择性地切除故障线路。

        主要目的： 保障系统安全，防止故障对设备（如线路本身、变压器、发电机）造成损坏，防止故障扩大影响系统稳定性（如导致系统振荡、电压崩溃、大面积停电）。

        工作性质： “救火队员”。平时处于监视状态，一旦检测到危及系统安全的严重故障（过流、距离、零序电流/电压超过定值等），立即动作，发出跳闸命令，隔离故障。

关键特性：

        速动性： 动作必须非常快（毫秒级），以最大限度减少故障电流对设备的损害和对系统稳定性的冲击。

        选择性： 只切除故障元件，尽可能缩小停电范围。

        灵敏性： 能可靠地检测到规定范围内的所有故障。

        可靠性： 该动时必须动（可靠性），不该动时不能误动（安全性）。

主要动作： 触发断路器跳闸。

        处理信息： 主要关注电流、电压的瞬时值、基波分量及其突变量（用于判断故障），对精度要求侧重于相对值和变化趋势，以满足保护原理（如过流、距离、差动）的判断需求。

        输入信号： 来自保护用电流互感器和保护用电压互感器（通常要求更高，尤其是抗饱和能力）。

        输出： 跳闸命令、告警信号、故障录波数据。

2. 线路测控

        核心功能： 实时监测线路的运行状态（遥测）、接收并执行远方或本地的控制命令（遥控、遥调）、采集设备状态信号（遥信）、进行事件顺序记录和通信管理。

        主要目的： 实现运行监视、控制操作和数据分析，为调度员提供系统运行全景，支持日常操作（如倒闸操作）、负荷管理、状态评估、故障分析等，提升运行效率和智能化水平。

        工作性质： “运行监视员” + “远程操作员”。持续不断地采集、处理和上传数据；接收并执行调度中心或本地发出的控制命令。

关键特性：

        数据完整性： 全面采集电压、电流、功率、频率、功率因数、开关/刀闸位置、保护信号、设备状态等。

        准确性： 对测量精度要求高（通常为0.2级或0.5级），用于计量和经济核算的数据要求更高。

        实时性： 数据上传和控制命令执行需要在合理的时间范围内完成（秒级或百毫秒级），满足运行监视和控制的需求。

        可靠性： 确保数据准确上传，控制命令可靠执行。

主要动作： 执行断路器

        隔离开关的合分闸操作、调节设备参数（如调压变压器分接头）、上传各种实时和状态数据。

        处理信息： 关注电流、电压、功率等的有效值（RMS），计算有功功率、无功功率、功率因数、频率等稳态运行参数，精度要求高。

        输入信号： 来自测量用电流互感器和测量用电压互感器（精度要求高，线性度好）。

        输出： 上传遥测、遥信、SOE等数据到调度中心；执行遥控、遥调命令；就地显示。