配电自动化系统馈线保护的配置
10kV配电网馈线自动化的优化配置方式
Ｏｐｔｉｍａｌ Ｃｏｎｆｉｇｕｒａｔｉｏｎ ｏｆ １０ ｋＶ Ｆｅｅｄｅｒ Ａｕｔｏｍａｔｉｏｎ ｆｏｒ Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍｓ
ＷＡＮＧ Ｚｈｅ ，ＧＥ Ｌｅ￣ｉａｏ ，ＷＡＮＧ Ｈａｏｍｉｎｇ （１．Ｓｔａｔｅ Ｇｒｉｄ Ｔｉａｎｊｉｎ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｅｃｏｎｏｍｉｃｓ＆Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｔｉａｎｊｉｎ ３００３７ １，Ｃｈｉｎａ；
ｔｏ ｒｅｄｕｃｅ ｔｈｅ ｏｕｔａｇｅ ｔｉｍｅ ｉｓ ｒｅａｌｉｚｅｄ ａｓ ｔｈｅ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｏｂｊｅｃｔ ａｌｌｏｃａｔｉｏｎ ｓｔｒａｔｅｇ ｙ ．Ｆｉｎａ ｌｌｙ，ｔｈｅ￣ｔｕａ ｌ ｆｅｅｄｅｒ ａｕｔｏｍａｔｉｏｎ ｐｒｏｊｅｃｔ ｃａｓｅ ｉｎ ａ ｃｅｒｔａｉｎ ｄｉｓｔｒｉｃｔ ｏｆ Ｔｉａｎｊｉｎ Ｃｉｔｙ ｉｓ ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｅｄ ｔｏ ｖｅｒｉｆｙ ｔｈｅ ｆｅａｓｉｂｉｌｉｔｙ ｏｆ ｃｏｎｆ ｉｇｕｒａｔｉｏｎ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｄｉｆｆｅｒ—
(完整版)配电网馈线系统保护原理及分析
摘要：馈线自动化是配电自动化的主要功能之一。
该文针对中国配电自动化的实施情况，讨论了馈线保护技术的现状及发展，提出了建立在光纤快速通信基础上的配电网馈线系统保护的新原理和新概念。
馈线系统保护充分吸取了高压线路纵联保护的特点，利用馈线保护装置之间的快速通信，一次性地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，从而提高了配电自动化的整体功能。
关键词：系统保护；配电自动化；馈线自动化1 引言配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术。
配电自动化主要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。
目前，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3层结构已得到普遍认可[1]。
光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。
馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此进行通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。
2 配电网馈线保护的技术现状电力系统由发电、输电和配电3部分组成。
发电环节的保护集中在元件保护，主要目的是确保发电厂当发生电气故障时将设备遭受的损失降到最小。
输电网的保护集中在对输电线路的保护，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。
配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。
不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量的要求是不同的。
许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及对配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。
随着我国经济的发展，电力用户对电能的依赖性越来越大，提高供电可靠性和改善供电电能质量已成为配电网的工作重点。
而配电网馈线保护的主要作用也体现在提高供电可靠性上，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）传统的电流保护过电流保护是最基本的继电保护之一。
10kV配电网馈线的自动化系统控制技术-5页文档资料
10kV配电网馈线的自动化系统控制技术馈线的自动化也就是配电线路自动化，馈线的自动化是配电自动化的基础与重要组成部分，同时也是实现配电自动化的监控系统，馈线的自动化指的是，通过自动监控的方式了解馈线线路中的每一个分段开关和联合开关的闭合情况以及电流电压的运行情况，并且能通过远程操控对馈线电路中的开关的闭合与开启以及电流电压的流通进行控制。
一、馈线的自动化的控制方式馈线的自动化的控制方式总体上来说一共有3种常见的方式，第一种是就地式馈线自动化控制方式，这种方式也被称为重合器控制方式，其不依赖通信、结构简单等特点使其具有一定的运用范围，第二种方式是智能分布式馈线自动化控制方式，这种方式的原理主要是通过配电子站与配电终端之间以及终端与终端之间的通信网络进行数据的交换，实现故障隔离的方式，最后一种方式是集中式馈线自动化控制方式，这种方式是通过配电终端进行配电网全局性的数据采集与控制。
表1对这3种方式的异同变化进行分析。
二、馈线的自动化系统控制技术通过表1中的内容可得之，馈线的自动化系统控制方式中的3种控制方式整体而言可以分为两类，第一类是地式馈线自动化，其中包括重合器方式与智能分布方式两种。
而第二类是则是集中式馈线自动化，两种类型3种方式的馈线的自动化系统控制技术组成了如今常用的自动化控制技术，本文通过对这3种方式的技术进行分析。
（一）地式馈线自动化技术地式馈线自动化技术一共分成重合器方式与智能分布方式两种，本文通过对这两种方式的技术进行分析以了解地势馈线自动化技术。
1.重合器方式重合器方式的地式馈线自动化技术相对于其他技术而言结构比较简单，在供电发生故障时，运用重合器方式的地式馈线自动化技术之家通过重合器与分段器将故障地区与非故障地区分隔开，不需要动用任何通信通道的条件下直接恢复非故障地区的正常供电，在实际的运用当中，一般将重合器与电压联合使用通过其电压通过的状态确定故障发生的具体位置，对故障进行定位以后运用分段器将其隔离。
配电自动化馈线终端(FTU)技术规范
配电自动化馈线终端（FTU）技术规范目录1 规范性引用文件 (1)2 技术要求 (1)3 标准技术参数 (10)4 环境条件表 (12)5 试验 (13)附录A馈线终端无线通信安装位置、航插尺寸定义（参考性附录） (14)附录B 馈线终端接口定义（规范性附录） (28)配电自动化馈线终端（FTU）技术规范1 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。
GB/T 17626.1 电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论GB/T 17626.2 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4 浪涌（冲击）抗扰度试验GB/T 17626.5 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.8 工频磁场的抗扰度试验GB/T 17626.10 阻尼振荡磁场的抗扰度试验GB/T 17626.11 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验GB/T 15153.1 远动设备及系统第2部分：工作条件第1篇：电源和电磁兼容兼容性GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 4208 外壳防护等级（IP）GB/T 13729 远动终端设备GB/T 5096 电子设备用机电件基本试验规程及测量方法GB/T 19520 电子设备机械结构GB 7251.5 低压成套开关设备和控制设备第五部分：对户外公共场所的成套设备—动力配电网用电缆分线箱（CDCs)的特殊要求DL/T 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件DL/T 721 配电网自动化系统远方终端DL/T 634.5101 远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准DL/T 634.5104 远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问DL/T 814 配电自动化系统功能规范Q/GDW 382 配电自动化技术导则Q/GDW 513 配电自动化主站系统功能规范Q/GDW 514 配电自动化终端/子站功能规范Q/GDW 625 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定2技术要求2.1概述馈线终端的结构形式可分为箱式馈线终端和罩式馈线终端。
电压时间型馈线自动化系统的参数整定方法
一．原理概述重合器与电压时间型分段负荷开关配合的馈线自动化系统是一种典型的就地型馈线自动化模式，适用于辐射网、“手拉手”环网和多分段多联络的简单网格状配电网，不宜用于更复杂的网架结构。
该馈线自动化系统中，重合器采用具有两次重合功能的断路器，第一次重合闸延时长（典型为15s ），第二次重合时间短（典型为5s ）。
重合闸时间各区域设置略有不同。
分段负荷开关具备两套功能：当作为线路分段开关时，设置为第一套功能，一侧带电后延时X 时限自动合闸，合到故障点引起重合器和分段负荷开关第二轮跳闸，故障区间两侧的分段开关由于Y 时限和故障残压闭锁，重合器再次延时重合后恢复故障点电源侧的健全区域供电。
联络开关设置为第二套功能，当一侧失电后延时XL 时限后自动合闸，恢复故障点负荷侧的健全区域供电。
另外分段开关在X 时限或联络开关在XL 时限内检测到开关两侧带电，禁止合闸避免合环运行。
二．参数整定下面针对三种典型网架结构描述其参数整定方法。
1. 辐射网（多分支）以图1所示配电线路为例，电源点S 为变电站出线断路器（具有2次重合闸功能），分段开关A 、B 、C 、D 为电压-时间型分段开关.S图1 典型辐射状馈线参数整定：原则（1）：为避免故障模糊判断和隔离范围扩大，整定电压-时间分段开关的X时限时，变电站出线断路器的第一次重合闸引起的故障判定过程任何时段只能够有1台分段开关合闸。
一般整定X时限时应将线路上开关按变电站出线断路器合闸后的送电顺序进行分级，同级开关从小到大进行排序，保证任何间隔时间段只有一台分段开关合闸。
参数整定步骤如下：（1）确定相邻分段开关的合闸时间间隔△T；（2）各分段开关按照所在级从小到大，依次编号，线路所有开关顺序号依次表示为n1，n2，n3 (i)（3）根据各分段开关的顺序，以△T为间隔顺序递增，计算其绝对合闸延时时间，第i台开关的绝对合闸时间ti=ni△T；（4）任意第i台开关的X时间为它的绝对合闸延时时间减去其父节点的绝对合闸延时时间Xi=ti-tj（序号为j的开关，是序号为i的开关的父节点。
配电自动化馈线终端技术规范
配电自动化馈线终端技术规范1. 引言配电自动化是现代电力系统中不可或缺的重要组成部分，而馈线终端作为配电网中的关键部件，起到了连接配电线路和用户、实现电能计量和监测等功能。
本文档旨在规范配电自动化馈线终端的技术要求，确保其正常运行和高效管理。
2. 术语定义•配电自动化：指应用现代信息技术和通信技术实现配电网设备的远程测控、自动化、智能化和信息化，提升配电系统的可靠性、经济性和运行质量。
•馈线终端：指安装在配电线路上的供电单位和用户之间，用于实现电能计量、监测、保护和通信等功能的设备。
3. 技术规范3.1 设备选型选择适用的馈线终端设备应满足以下要求：•符合国家相关标准和行业规范要求；•具备较高的可靠性和安全性；•支持多种通信方式，如以太网、无线通信等；•具备良好的抗干扰能力；•具备较大的存储容量，支持历史数据存储和查询。
3.2 设备安装馈线终端设备的安装应按照以下步骤进行：1.确定安装位置，应选择防潮、防尘、通风良好的地方；2.安装设备支架，并确保牢固可靠；3.连接设备的电源和通信线缆，确保连接正确无误；4.开启设备电源，进行设备初始化和设置。
3.3 设备功能配电自动化馈线终端应具备以下基本功能：•电能计量：能准确测量供电单位和用户的用电量，并能实现分时电能计量；•供电质量监测：能监测供电质量参数，如电压、电流、频率等，并及时报警；•远程通信：能与配电自动化系统进行远程通信，实现数据传输和命令下发等功能；•保护功能：能对电力系统中的故障进行检测和保护，如过电流、短路等故障；•数据存储和查询：能对历史数据进行存储和查询，方便后续分析和评估。
3.4 设备管理为了保证馈线终端设备的正常运行和高效管理，应进行以下管理措施：•定期检查设备的运行状态和通信连接情况，及时处理故障；•定期对设备进行维护和保养，确保设备的可靠性；•定期对设备进行固件升级和软件更新，以支持新的功能和修复已知问题；•建立设备档案，记录设备的基本信息、运行日志和维护记录；•定期对设备进行性能评估和优化，提高设备的运行效率和稳定性。
配电自动化系统之馈线自动化
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◆ 联络开关的XL时限的确定 只有一台联络开关参与故障处理时：分 别计算出假设该联络开关两侧与该开关 相连接的区域故障时，从故障发生到与 故障区域相连的分段器闭锁在分闸状态 所需的延时时间tmax（左）和 tmax（右）取其 中较大的一个记作tmax，则XL时限设置应 大于tmax。例子
•9
过流脉冲计数型分段器：通常与前级的重合 器或断路器配合使用，在一段时间内，记 录前级开关设备开断故障电流动作次 数 ，在预定的记录次数后，在前级的重 合 器或断路器将线路从电网中短时切除 的 无电流间隙内，分段器分闸，达到隔 离 故障区段的目的，若前级开关设备未 达 到预定的动作次数，则分段器在一定 的 复位时间后会清零并恢复到预选整定 的 初始状态，为下一次故障做准备。
• 网基结构邻接表描述配电网的潜在连接方式，决定于配 电线路的架设，称为网基。
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2、弧结构邻接表CT :
第一列元素描述个顶点所处的状态，如顶点处于合 闸状态则为1，否则为0，第二列和第三列表示以该顶点 为终点的弧的起点的序号，第四列和第五列表示以该顶 点为起点的弧的终点的序号，空闲位置的元素填-1.
弧结构邻接表描述了配电网的当前运行方式，称这 样的图为“网形”。
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3、负荷邻接表RT ： 第一列元素描述相应的顶点的负荷，第二
列至第四列元素描述以相应的顶点为端点的 边的负荷，空闲位置的元素填-1 . 第二列至第 四列的顺序与网基结构邻接表中的第三至第 五列对应的边的顺序一致。
•25
整定步骤： ◆ 分段器的整定：
▲分段器的Y时限一般统一选为5s。 ▲分段器X时限的整定：
第一步：确定分段器合闸时间间隔，并从联 络开关出将配电网分割成如干以电源开关为根 的树状配电子网络。
馈线自动化在配电自动化系统中的实现
馈线自动化在配电自动化系统中的实现摘要在扬州智能电网综合示范工程中，建设配电自动化系统实现试点区域配电一次设备的远程监视与控制，并通过集中式和智能分布式馈线自动化（fa）配合的方式在试点区域实现馈线自动化，达到配电网故障的快速隔离和非故障区域供电的快速恢复。
关键词配电自动化；馈线自动化（fa）；集中式；分布式；配电自动化故障定位与隔离（da）中图分类号tm6 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2012）81-0168-020 引言在扬州智能电网综合示范工程中，建设配电自动化系统，在试点区域配电一次设备上加装电流、电压互感器（简称ct、pt），安装配电自动化采集终端接入ct、pt以及相关二次遥信信号，并通过与配电开关电动操作机构的配合，经专用光纤通信网络实现配电一次设备远程监视与控制。
馈线自动化（fa）作为配电自动化的重要应用功能，通过在配电自动化主站部署配电自动化故障定位与隔离（da）模块，厂站部署配电终端，首次采用集中式和分布式馈线自动化（fa）结合的方式在扬州智能电网试点区域实现馈线自动化，提高对电网故障的处理速度，缩短判断和隔离故障时间，实现配电网故障的快速隔离和非故障区域供电的快速恢复。
1 配电自动化故障定位与隔离（da）1da故障分析，即配电自动化故障定位与隔离，当线路上有故障时，故障点上游至站内开关有故障电流，而故障点下游无故障电流，主站da功能模块接收变电站出线开关的保护动作信号和开关跳位信号后启动相关程序，并根据线路上各点上送的故障电流告警信号情况进行故障点定位、隔离和恢复非故障区域供电。
1.1 da实现的前提要在试点区域内实现配电自动化故障定位与隔离（da），必须要使所有配电线路采用“三遥”配置，即能够采集区域内所有配电一次设备如开闭所、环网柜、柱上开关的遥测（有功、无功、电流等测量信号）、遥信（开关位置、过流等保护信号），并能实现对所有配电开关的远程遥控，才能在调度主站部署da模块，实现馈线自动化fa功能全覆盖。
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配电自动化系统馈线保护的配置
发表时间：2017-12-18T11:23:45.117Z 来源：《电力设备》2017年第24期作者：张建宋恩稼[导读] 摘要：随着国民经济的高速发展，人们的生活水平有了显著的提高，在能源方面的需求也越来越高，能源的紧缺问题开始渐渐地暴露出来。
（国网山东省电力公司乳山市供电公司山东乳山 264500）摘要：随着国民经济的高速发展，人们的生活水平有了显著的提高，在能源方面的需求也越来越高，能源的紧缺问题开始渐渐地暴露出来。
目前为止，我国大部分地区电力事业的发展相对落后，为了确保对电力资源的有效控制，就需要采用自动化配电方式来确保用电的合理化，如何确保其安全性就显得越发重要。
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。
关键词：配电自动化；馈线保护；配置引言
配电自动化技术是服务于城乡配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。
目前为止，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经得到了普遍认可。
馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速的彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。
本文通过分析传统的馈线保护方式和馈线自动化的基本功能及原理，阐述了实施了配电自动化系统后，配电网馈线系统保护配置过程中应注意的问题。
1.配电网馈线保护的现状及方式
电力系统由发电、输电和配电三个部分组成。
发电环节的保户集中在元件保护，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至最小。
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，因为配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快速。
不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不尽相同。
许多的配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，尚未将配电网故障对用户的负面影响作为配电网保护的目的。
配电网馈线保护的主要作用是提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复用电。
具体有以下几种方式： 1.1重合器方式的馈线保护
实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。
重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式。
目前在我国城乡电网改造中仍然有很多的重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性。
其相对于传统的电流保护而言有更大的优势。
但是，这种方案的缺点就是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定的影响。
1.2传统的电流保护
最基本的继电保护之一就是过电流保护，因为受到经济的限制，配电网馈线保护广泛采用电流保护。
配电线路一般情况下很短，由于配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。
比较常见的方式有反时限电流保护和三段电流保护。
电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。
如果发生馈线故障时，就要将整条线路切掉，并不用考虑对非故障区段的恢复供电，这些都不利于供电可靠性。
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。
1.3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。
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遥控及重合闸等多种方式，能够快速的切除故障，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用电。
这种方案是目前为止配电网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复用电方面都有效的提高了供电可靠性。
2.馈线自动化基本功能及原理
馈线自动化的主要功能有：在正常的情况下，对馈电网进行监控和数据采集，包括相应馈线柱上开关的状态、馈线电流电压等；在发生故障时进行故障记录，遥控馈线柱上开关的合闸、分闸。
在配电自动化系统综合分析故障信息后遥控执行自诊断、隔离、恢复功能。
根据负荷均衡情况实现配电网的优化与重构。
馈线自动化就是监视馈线的负荷及运行方式。
馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集和控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用。
同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和配电高级应用的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。
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：第一，电流保护切除故障；第二，集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；第三，集中式的配电主站或子站遥控FTU实现非故障区域的恢复用电。
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用电。
如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就能够大大的提高馈线保护性能，从而一次性的实现故障切除与故障隔离。
这就需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协作动作，共同实现有选择性的故障隔离，以上就是馈线保护的基本思想。
3.馈线保护的基本原理
馈线系统保护实现的前提条件是：快速通信；控制对象是断路器；终端是保护装置而非TTU。
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。
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0.2s，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，并启动通信。
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.馈线系统保护展望
继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。
微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。
通信技术，特别是快速通信技术的发展和普及，推动了继电保护的发展。
系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域性广义保护。
馈线保护系统在很大程度上延续了高压线路纵联保护的基本原则。
由于配电网的通信条件很可能是十分理想的，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，其具有以下优点：第一，快速处理故障，不需要多次重合；第二，快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；第三，直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；第四，功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站的配合。
结束语
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以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。
以此同时，系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，是一种非常有前途的馈线自动化新原理。
参考文献：
[1]吴欢.探讨配电网自动化系统及继电保护的关键技术【J】.广东科技，2009（20）.
[2]苗俊杰，张智远.配电网中馈线保护模式的分析比较【J】.河北电力技术，2008，27（5）.。