馈线自动化基本应用
配电网馈线自动化技术及其应用
配电网馈线自动化技术及其应用配电网馈线自动化技术是一种通过使用信息技术和通信技术实现自动化控制配电网馈线运行和维护的方法。
该技术包括智能终端、通信网络、控制中心等组成部分，通过测量传感器实时采集馈线状态、采用智能算法进行数据处理和控制，实现电力系统的智能自动化。
配电网馈线自动化技术的应用，可以提高配电网的安全性、可靠性、智能化程度和经济性，具有以下几个优点：一、提高供电可靠性配电网馈线自动化技术可以实现全流程自动化，包括故障检测、故障定位、故障隔离、设备告警等功能，从而提高供电可靠性，减少停电时间和停电范围。
二、提高运行效率配电网馈线自动化技术可实现对馈线的在线检测，及时发现故障，隔离故障点，同时也可以进行人工干预，实现馈线运行的高效率，减少人为因素对馈线的影响。
三、提高管理水平配电网馈线自动化技术通过对馈线的远程监测和控制，实现了配电网的智能化管理，包括实时监测、历史记录、统计分析等功能，可以进行数据可视化呈现，方便管理人员进行决策分析。
四、提高服务质量配电网馈线自动化技术能够对电网系统的故障进行快速定位，提高抢修速度，为用户提供快速可靠的服务，保证电量供应稳定，提高电网服务质量。
在馈线自动化技术的应用过程中，需要注意以下几点：一、合理设计控制逻辑在馈线自动化技术应用的过程中，需要根据电网工作原理，合理设计控制逻辑，保证实时运行的稳定性和可靠性。
二、建立稳定的通信网络配电网馈线自动化技术需要建立稳定的通信网络，保证馈线监控数据安全、可靠地传输到控制中心，确保控制中心及时接收到馈线故障信息和控制指令。
三、完善的应急预案在应用馈线自动化技术的过程中，需要建立完善的应急预案，包括故障处理流程、应急响应措施、备用电源配备等方面的计划。
预案的建立可以确保在故障发生时，能够及时、有效地进行应急响应和处置。
综上所述，配电网馈线自动化技术是提高配电网安全、可靠性、智能化和经济性的一种重要手段。
在实际应用过程中，需要注意技术设计、通信网络建设和应急预案等方面的要求，确保实时运行的稳定性和可靠性。
电压电流型馈线自动化原理
电压电流型馈线自动化原理引言电力系统的发展使得馈线的规模越来越大，运行和管理馈线的难度也越来越高。
为了提高馈线的运行效率和可靠性，电压电流型馈线自动化系统应运而生。
本文将介绍电压电流型馈线自动化的原理和应用。
一、电压电流型馈线自动化的原理电压电流型馈线自动化系统是通过监测和控制馈线上的电压和电流来实现对馈线的自动化管理。
其基本原理如下：1. 馈线监测电压电流型馈线自动化系统会安装各种监测设备，如电压监测装置、电流监测装置和温度监测装置等，用于实时监测馈线上的电压、电流和温度等参数。
监测数据会传输给监控中心进行分析和处理。
2. 数据传输监测设备采集到的数据会通过通信网络传输到监控中心。
通信网络可以是有线网络，也可以是无线网络。
传输过程中需要保证数据的准确性和及时性。
3. 数据分析和处理监控中心会对从馈线上获取的数据进行分析和处理，根据预设的算法和规则判断馈线是否存在异常情况。
如果发现异常情况，系统会及时发出警报，并采取相应的措施。
4. 控制操作根据监测数据的分析结果，监控中心可以远程控制馈线上的设备，如开关、断路器等。
通过控制操作，可以实现对馈线的自动化管理，例如故障隔离、负荷调节等。
二、电压电流型馈线自动化的应用电压电流型馈线自动化系统广泛应用于电力系统中，其主要应用包括以下几个方面：1. 故障检测与定位通过监测馈线上的电压和电流等参数，可以及时发现馈线上的故障，并定位故障位置。
系统会自动发出警报，并通知维修人员前往处理，缩短了故障处理的时间，提高了供电可靠性。
2. 负荷管理电压电流型馈线自动化系统可以实时监测馈线上的负荷情况，根据负荷变化情况进行调节。
当负荷过大时，系统可以自动调节负荷分配，避免负荷过载，保证供电的稳定性。
3. 节能减排通过对馈线上的电压和电流进行监测和控制，可以实现电力系统的优化运行，减少能量的损耗和浪费。
同时，系统还可以根据负荷情况进行灵活调度，降低发电厂的负荷，减少污染物的排放。
10kV配电网就地型馈线自动化方案的应用
10kV配电网就地型馈线自动化方案的应用摘要：10kV配电网，是给城市或农村的公用配电站和用户专用负荷提供电源的网络。
配电网的主要结构通常是由架空线路、杆塔、电缆、柱上分段断路器、联络断路器、环网柜、馈线终端等组成的。
就地型馈线自动化是指通过终端相互通信、逻辑配合或时间配合，自动完成故障分析、故障隔离和恢复非故障区供电的馈线自动化处理模式。
就地型馈线自动化主要分为智能分布式、电流电压型及电压时间型。
关键词：配电网；就地型馈线自动化；随着我国经济的快速发展，用电负荷在不断提高，重要负荷也越来越多，因此，对于配电网的可靠性、安全性也提出了更高的要求。
1、配电网现状目前，我国大部分地区县级配电网中的10kV线路自动化水平较低，缺乏有效的配电网自动化顶层规划。
配电网运行中的网架结构存在单辐射，或者超过4条以上线路的多联络。
线路干线上没有设置分段型断路器和联络型断路器，且未配置电源侧和负荷侧PT，部分线路断路器未配置储能及电动操作机构。
线路上的断路器为普通断路器，不能有选择性的切除故障线路，线路上的保护主要依靠变电站的出线断路器进行保护。
2、配电网存在问题（1）网架设置不合理。
经济较发达的县城区域存在单辐射线路、线路过多联络，不满足N-1的校验，造成对10kV线路管理无序，存在系统安全隐患。
如果上级电源停电，将造成大面积停电。
（2）线路分段不合理。
有些分段内无负荷，有些分段负荷超过2000kW，一旦分段断路器跳闸，将引起大量用户停电。
线路无联络断路器，也不能进行转供电。
（3）线路主要依靠上级电站的馈线断路器进行保护。
往往因为一点故障导致全线停电或者大面积停电。
（4）恢复供电需要靠大量人力现场巡查和手动操作，运维工作量巨大，排查故障时也存在安全隐患，同时导致停电时间长、用户投诉的问题。
3、配电自动化的解决措施为解决上述问题，迫切需要对县城区域的配电网进行网架梳理和调整，形成馈线组，然后通过增加自动化开关和保护设备对线路进行自动化升级改造。
集中型馈线自动化分析及应用讲解精选全文
谢谢
利用线路分段开关上送的故障告警信号进行故障区间的判定，主站收到该告警信号动作后保持3分钟。
一
区间 判定
二
区间 隔离
三
电源侧恢复供电
2.2 处理策略
四
负荷侧恢复供电
五
故障区解除及恢复
设定为“全自动”线路，系统进行自动区间隔离和非故障区间恢复供电。
自动化开关隔离原则：不包含当地状态、操作禁止，挂保持合牌、检修牌、故障牌的开关和看门狗。
有故障信息
无故障信息
故障区域
3.2 案例分析
3.配网自动化主站发出遥控分闸指令，分开钱城#1线39#杆、钱城#1线70#杆分段开关，将故障区段隔离。 4.隔离成功后，配网自动化主站发出遥控合闸指令，合上10kV钱城#1线009开关，合上联络开关钱城#1线 89LK联络线明辉路支线联络分支1联络开关，10kV钱城#1线70#至89#杆之间负荷由10kV联络线自动转供成功， 恢复非故障区段的供电，10kV钱城#1线转供段拓扑图为粉红色，如下图所示：
1.3 原理分析
6.主站发令或人工操作使联络开关PVS4合闸后，线路区段D即PVS3开关至PVS4开关间 恢复送电，区段D转供成功。
FCB1
PVS1
PVS2
PVS3
PVS4
PVS5
A
B
C
D
E
F
FCB2
EPON光缆交接箱或GPRS信号基站
光纤、GPRS专网 或公网
因特网
主站
LOCKED
LOCKED
执行转供策略时，发生开关拒动，将拒动开关作为操作禁止开关处理，进行负荷转供流程再次进行负荷计算，生成新策略进行负荷转供。
负荷转供计算中检查条件多而复杂，其中考虑变压器预备力、配电线预备力、线路开关最大允许通过电流、线路最大允许电压降、区间最大允许通过电流、环网状态、变压器配电线实时电流采集是否正常，变电站是否有无线通信、待操作开关在线状态等。
馈线自动化在应用论文
馈线自动化在应用论文摘要：馈线故障多为架空线路故障，而架空线路的故障类型主要为瞬时故障。
通过采用馈线自动化技术对馈线分段进行监控，使变电站的继电保护与馈线电力设备的保护相互配合，快速定位馈线的故障点，并使靠近故障点的下游开关断开，及时隔离和恢复非故障线路的供电，降低馈线开关的动作频率，对配网自动化的安全、稳定运行起到了积极作用。
目前广泛使用的架空线柱上的开关通常采取手动的操作方法，如果线路发生故障，则断开变电站内的开关，以隔离故障点；如果线路上发生永久性的故障，则开关重合失败，线路停电导致较大范围的停电。
此时需要运行维护人员巡线排查，发现故障点并处理好后再恢复这条线路的送电。
为了解决这一难题，馈线自动化技术运用而生。
这项技术可以有效防止线路因发生故障而导致大面积的停电以及停电时间长的问题。
该技术采用分段隔离的方式，令馈线的电力设备与变电站的继电保护装置相互配合，实现对馈线线路的分段监控。
如果馈线出现短路故障，馈线的开关断开，将故障点迅速与主网分离，同时给非故障馈线恢复送电，用这样的方式防止因故障导致的大面积停电，并减少了非故障区用电客户的停电时间。
在配网中应用馈线自动化技术，能够有效提高电网运行的可靠性，同时也能降低运行维护人员的工作量，减少运维成本，提高电网的运行效率，从而创造良好的经济效益。
1 馈线自动化的概念配网自动化是将配网的拓扑结构、电力设备、用电客户的信息集成在一起，利用计算器、通讯技术、控制技术和管理技术使配网的运行实现自动化。
实现配网的自动化能够明显提高电网的整体性能，既提高了电网的可靠性和电能质量，也能优化作业的操作程序，增加供电的服务质量。
馈线自动化是配网自动化的关键组成部分，能够采集馈线上分段开关和联络开关的状态，并监视各条馈线的电流信息和电压信息。
采取远方操作馈线分段开关或联络开关的通断，可以使配网的运行处于最佳状态，使电网电力设备的作用能够充分发挥出来。
如果运行中的线路发生故障，馈线自动化技术能够迅速采集相关故障量数据，对故障点的位置进行准确定位，并操作相应开关断开或闭合，以将故障点隔离，并恢复非故障区的供电，减少停电的面积和停电的时间，以提高电网的可靠性。
配电网馈线自动化技术及其应用
配电网馈线自动化技术及其应用1. 引言1.1 配电网馈线自动化技术及其应用配电网馈线自动化技术是指利用先进的信息通信技术和智能电力设备，实现对配电网馈线的监测、控制和故障处理的自动化技术。
在传统的配电网中，供电过程主要由人工操作控制，存在着运行效率低、响应速度慢、故障处理困难等问题。
而配电网馈线自动化技术的出现，使得配电网具备了更高的智能化和自动化水平，能够实现实时监测、智能调度和故障快速定位与恢复。
配电网馈线自动化技术的应用范围非常广泛，不仅可以提高供电可靠性和供电质量，还可以实现对电网的远程监控和管理，提高供电效率和运行安全性。
特别是在大规模的城市化进程中，配电网馈线自动化技术更显得尤为重要，可以有效应对城市化所带来的电力需求增长和电网负荷波动的挑战。
通过不断的技术创新和应用实践，配电网馈线自动化技术将为电力行业带来更多的优势和机遇，同时也面临着发展中的挑战和难题。
我们需要不断完善配电网馈线自动化技术，推动其更好地应用于电力系统中，实现电力系统的智能化、高效化和可靠化。
2. 正文2.1 技术原理配电网馈线自动化技术的技术原理主要包括智能感知、数据通信、决策控制和执行操作四个方面。
智能感知是配电网馈线自动化技术的核心之一。
通过安装各种传感器和监测设备，对配电网中的各种参数进行实时监测和数据采集，如电流、电压、功率、功率因数等，从而实现对整个配电网状态的全面感知。
数据通信是技术原理中不可或缺的一环。
配电网馈线自动化系统通过各种通信网络，如无线通信、有线通信等，实现各个装置之间的数据传输和通信，保障系统的实时性和可靠性。
决策控制是技术原理中的关键环节。
根据传感器采集到的数据和系统设定的策略，系统可以自动进行决策和控制，实现对设备的远程操作和控制，保障配电网的安全稳定运行。
执行操作是技术原理的最终落实。
系统根据决策控制的指令，对配电网中的设备进行实际操作，如开关控制、设备投切等，从而实现对配电网馈线的自动化管理和运行。
浅谈几种馈线自动化技术的应用马必云
浅谈几种馈线自动化技术的应用马必云发布时间：2021-08-30T04:47:05.181Z 来源：《河南电力》2021年5期作者：马必云[导读] 在国民经济构成中，电能是较为主要的一种能源方式，在人们日常生活和工作中有着不可或缺的作用。
（身份证号码：43022119XXXX107114）摘要：通常情况下，传统的三段式保护一般都存在着上下级保护配合相对困难，且比较容易出现跳级等一些问题，而且馈线自动化技术在当前供电领域有着较为广泛的应用，主要用户快速隔离故障，或者是恢复故障区间的供电，并为其提供有用的基础支持。
在本文的研究中，主要是结合相应案例，对目前主要应用的几种馈线自动化技术进行了相应的探讨。
关键词：电力；隔离故障；恢复供电在国民经济构成中，电能是较为主要的一种能源方式，在人们日常生活和工作中有着不可或缺的作用。
在进行实际工作的过程中，很容易由于各种人为或者是自然因素导致线路出现故障，这对于电力部门的运行有着较大影响。
传统的三段式保护很容易出现上下级保护配合困难等一些问题，馈线自动化技术的出现很容易为供电可靠性提供有用的技术支持，并且在电力系统的应用之中有着更为广泛的应用。
一、主站集中型馈线自动化技术主站集中型馈线自动化技术从本质上来看，主要指的是主站和配电终端之间的有效协调，对配电线路的故障进行有效定位，使非故障区间供电及时恢复的馈线自动化处理模式。
这一方案必须保证主站、馈线终端、通讯系统全部建设完毕，并且能够有序运行。
如果某一个方面发生问题，都会对馈线的自动化功能带来影响。
断路器或负荷开发都可以成为线路上的一次设备，馈线终端需是三遥动作型馈线终端。
图1案例1图1，F1处出现短路问题，A变电站出口断路器CB1会将短路电流检测到并出现跳闸现象。
线路开关D01、D02能够对失电失流后延时分闸现象进行有效检测，联络开关L04能够对失电后启动失电延时合闸倒计时进行检测。
A变电站出口断路器CB1开关D01、D02分别一次重合闸、逐渐得电合闸，合闸以后短路电流再一次被断路器CB1检测到，进行加速跳闸。
馈线自动化
自适应决策
馈线自动化系统将具备自适应决 策能力，能够根据不同运行环境 和条件，自动调整运行策略，提
高系统的适应性和稳定性。
智能化控制
馈线自动化系统将实现智能化控 制，通过人工智能和机器学习技 术，自动识别和预测馈线的运行 状态，提前采取相应的控制措施
。
自我修复与优化
馈线自动化系统将具备自我修复 和优化能力，能够自动检测和修 复故障，优化运行参数和策略，
配电网优化运行
负荷均衡
馈线自动化系统能够实时监测配电网中的负荷分布，根据实际需求调整运行方 式，实现负荷的均衡分布，提高供电可靠性和稳定性。
经济运行
通过优化运行，馈线自动化系统能够降低线路损耗，提高设备利用率，从而达 到节能降耗、经济运行的目的。
配电网设备状态监测
设备状态监测
馈线自动化系统具备设备状态监测功能，能够实时监测配电 网设备的运行状态，如开关位置、电流、电压等参数，及时 发现潜在的故障或异常情况。
采取必要的安全措施，保障系统 安全稳定运行，防止数据泄露和
系统崩溃。
标准化与可扩展性
遵循国际标准和行业规范，设计 可扩展的系统架构，以满足未来 业务发展和技术升级的需求。
用户界面与操作便捷性
提供直观易用的用户界面和操作 方式，方便用户进行系统配置、
监控和管理。
馈线自动化实施案例分析
01
02
03
案例一
技术挑战与解决方案
技术不成熟
目前馈线自动化技术尚未完全成熟，存在一些 技术难题需要攻克。
解决方案
加大研发投入，鼓励技术创新，推动馈线自动 化技术的研发和应用。
设备兼容性问题
不同厂商的馈线自动化设备之间可能存在兼容 性问题。
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馈线自动化基本应用摘要：馈线自动化是配电自动化主要功能之一。
本文针对我国配电自动化实施情况，充分讨论了馈线保护技术现状及发展。
提出了建立光纤通信基础上配电网馈线系统保护新原理和新概念。
馈线系统保护充分吸取了高压线路纵联保护特点，利用馈线保护装置之间快速通信一次性实现对馈线故障故障隔离、重合闸、恢复供电功能，将馈线自动化实现方式从集中监控模式发展为分布式保护模式，提高配电自动化整体功能。
关键词：配电网馈线自动化系统保护馈线自动化就是监视馈线的运行方式和负荷。
由于目前国内配电网自动化系统尚没有统一的模式，因此，不同设备、不同设计方案组成的配网自动化系统的馈线自动化实施方法就不同。
本文以"手拉手"供电网为研究对象，就馈线自动化中故障自动隔离功能的解决方案进行分析探讨。
馈线系统保护充分吸取了高压线路纵联保护的特点，利用馈线保护装置之间的快速通信一次性实现对馈线故障的故障隔离、重合闸、恢复供电功能，将馈线自动化的实现方式从集中监控模式发展为分布式保护模式，从而提高配电自动化的整体功能。
1馈线自动化的基本功能馈线自动化系统应具有如下功能：①遥测、遥信、遥控功能；②故障处理：故障区域自动判断和自动隔离，故障消除后迅速恢复供电功能；③负荷管理：根据配电网的负荷均衡程度合理改变配电网的运行方式；④重合闸控制：当发生过电流并导致断路器跳闸时启动，并在断路器一侧电压恢复时开始延时计数，从而实现沿线从电源至末端依次重合，若一次重合失败则不再重合；⑤对时功能；⑥过电流记录功能；⑦事件顺序记录(SOE)功能；⑧定值的远方修改和召唤功能；⑨停电后仍维持工作的功能。
2线路故障区段查找的基本原理2.1馈线故障区段的定位：对于辐射状网、树状网和处于开环运行的环状网，在判断故障区域时，只须根据馈线沿线各断路器是否流过故障电流就可以判断故障区段。
假设馈线上出现单一故障，显然故障区段位于从电源侧到线路末端方向最后一个经历了故障电流的断路器和第一个未经历故障电流的断路器之间。
2.2事故跳闸断路器的定位：事实上，由于种种原因，线路故障时，未必是第一个经过故障电流的断路器跳闸，极有可能越级跳闸。
例如图1中e点故障，分段断路器3没有跳开而是断路器2跳开。
根据断路器位置不能判断故障区段，但根据是否流过了故障电流却能够做出正确判断(断路器1、2、3经历了故障电流而断路器4却没有经历，从而得出故障区段在e段的结论)。
图1 手拉手供电线路示意图为了确定各断路器是否经历了故障电流，需对安装于其上的各台FTU进行整定，由于从原理上不是通过对各台断路器整定值的差别，来隔离故障区段的，因此多台断路器可以采用同一定值。
这样即使增加馈线上的分段数目也不会带来任何影响。
而故障区段隔离后，越级跳闸的断路器要复位，对于事故后跳闸断路器的准确定位是非故障区段自动恢复供电的关键。
2.3断路器状态描述矩阵：我们可以用1维矩阵运算来判别断路器是否越级跳闸。
矩阵编写原则为：若第i台断路器在合闸位置，矩阵第i元素置为1，反之为0。
正常运行各断路器的状态可用矩阵A来描述，如图1正常运行时A：|11110111|。
对于上例，假设e点故障时断路器2跳开，断路器3未跳开，我们可用矩阵B来描述故障后的断路器状态，如B：|10110111|。
2.4事故跳闸断路器定位矩阵：用事故前断路器状态信息矩阵A减去事故后断路器状态信息矩阵B，即可准确地识别事故跳闸断路器。
对于上例可用事故跳闸断路器定位矩阵C来确定C=A－B=|01000000|。
由于C 矩阵中第2个元素值为1，则说明故障时是由断路器2跳闸切断故障电流的。
根据前边计算可知，故障区段位于断路器3和4之间。
故应自动恢复断路器2到合闸位置。
对于利用计算机系统实现的馈线自动化功能，从故障段查找、隔离、非故障段自动恢复，一般仅需要十几秒钟。
3.配电网馈线保护技术现状电力系统由发电、输电和配电三部分组成。
发电环节保护集中元件保护，其主要目是确保发电厂发生电气故障时将设备损失降为最小。
输电网保护集中输电线路保护，其首要目是维护电网稳定。
配电环节保护集中馈线保护上，配电网不存稳定问题，一般认为馈线故障切除并不严格要求是快速。
不同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影响及配电设备寿命影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）负面影响作为配电网保护目。
我国经济发展，电力用户用电依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网工作重点，而配电网馈线保护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：3.1传统电流保护过电流保护是最基本继电保护之一。
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，配电网不存稳定问题，确保电流保护动作选择性，采用时间配合方式实现全线路保护。
常用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选线功能。
电流保护实现配电网保护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恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。
另，依赖时间延时实现保护选择性，导致某些故障切除时间偏长，影响设备寿命。
3.2重合器方式馈线保护实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性基础。
重合器保护是将馈线故障自动限制一个区段内有效方式。
参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。
当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。
同样，分段器B 电压恢复后延时合闸。
当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁分闸位置，实现故障切除、故障隔离及对非故障段恢复供电。
目前我国城乡电网改造中仍有大量重合器到应用，这种简单而有效方式能够提高供电可靠性，相传统电流保护有较大优势。
该方案缺点是故障隔离时间较长，多次重合对相关负荷有一定影响。
3.3基于馈线自动化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采集和控制，同时也实现了馈线保护。
馈线自动化核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性数据采集与控制，实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。
同时以理信息系统（GIS）为平台实现了配电网设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理全方位自动化运行管理系统。
参见图2所示系统，这种馈线自动化基本原理如下：当开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设S1处FTU检测到故障电流而装设开关S2处FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生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断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域恢复供电这种基于通信馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸多种方式，能够快速切除故障，几秒到几十秒时间内实现故障隔离，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主流方案，能够将馈线保护集成于一体化配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效提高了供电可靠性。
同时，整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，全局上实现改善电能质量控制。
4.馈线系统保护基本原理4.1 基本原理馈线系统保护实现前提条件如下：4.1.1快速通信；4.1.2控制对象是断路器；4.1.3终端是保护装置，而非TTU。
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主保护，馈线系统保护是多于两个装置之间通信基础上实现区域性保护。
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、E、F。
变电站M，手拉手线路为A至D之间部分。
变电站N则对应于C至F之间部分。
N侧馈线系统保护则控制开关A、B、C、D保护单元UR1至UR7组成。
当线路故障F1发生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；Step7：UR3△T内未测电压恢复，通知UR4合闸；Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；Step9：UR3△T时间内测电压恢复，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，一个保护单元，当本身故障区段信息与收到故障区段信息异或为1时，出口跳闸。
确保故障区段信息识别正确性，进行逻辑1判断时，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确保馈线保护可靠性，馈线首端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200ms内完成故障隔离。
保护动作时间上，系统保护能够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，相邻保护单元之间通信应30ms内完成。
断路器动作时间为40ms~100ms。
这样，通信环节理想即可实现快速保护。
4.4 馈线系统保护应用前景馈线系统保护很大程度上沿续了高压线路纵联保护基本原则。
配电网通信条件很可能十分理想。
此基础之上实现馈线保护功能性能大大提高。
馈线系统保护利用通信实现了保护选择性，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：4.4.1快速处理故障，不需多次重合；4.4.2快速切除故障，提高了电动机类负荷电能质量；4.4.3直接将故障隔离故障区段，不影响非故障区段；4.4.4功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
5.结论建立在快速通信基础上的系统保护是继电保护的发展方向之一。
随着配电网改造的深入及配电网自动化技术的发展，系统保护技术可能在配电网中率先得以应用。
本文讨论了配电网馈线保护的发展过程，提出了建立在配电自动化和光纤通信基础之上的馈线系统保护新原理。