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配电网馈线系统保护原理及分析
一引言
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，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三层结构已得到普遍认可，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通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。

二。

配电网馈线保护的技术现状
电力系统由发电、输电和配电三部分组成。

发电环节的保护集中在元件保护，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为最小。

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，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要求不同。

许多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，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的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：
2.1传统的电流保护
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。

当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。

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。

2.2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「参考文献」。

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将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。

目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。

该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。

2.3基于馈线自动化的馈线保护
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遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，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供电。

该方案是目前配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、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。

同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。

三。

馈线保护的发展趋势
目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。

但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。

最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。

在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。

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：
1）电流保护切除故障；
2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；
3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。

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供电。

如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。

这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。

四。

馈线系统保护基本原理
4.1 基本原理
馈线系统保护实现的前提条件如下：
1）快速通信；
2）控制对象是断路器；
3）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。

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.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。

变电站N则对应于C至F之间的部分。

N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。

当线路故障F1发生在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：
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在△T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；
Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；
Step9：UR3在△T时间内测得电压恢复，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，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。

为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，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
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。

4.4 馈线系统保护的应用前景
馈线系统保护在很大程度上沿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十分理想。

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，具有以下优点：
（1）快速处理故障，不需多次重合；
（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；
（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；
（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。

四。

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，尤其是快速通信技术的发展和普及，也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行广义保护。

电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。

线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。

近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作如果由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。

这种协同保护不仅可以改进保护间的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。

目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。

在配电网，伴随贼配电自动化的开展。

配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。

五。

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。

这种新原理能够进一步提高供电可靠性。

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，是一种极具前途的馈线自动化新原理。