标准定的反时限时间特性：

    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。这不利于提高供电可靠性。而且其依赖于时间延时来实现保护的选择性，因而会导致由于某些故障的切除时间过长而影响设备寿命。
    （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。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C 3个分段器分为4段。当BC区段内发生故障F₁时，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器因失压而自动断开，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2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使用大量重合器。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而言它有较大的优势。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。

     （3）基于集中监控的馈线保护
    基于集中监控的馈线自动化，在实现对馈线信息的采集和控制的同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信。通信是实现配电网全局性数据采集与控制的基础。在此基础上进而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时，以地理信息系统（GIS）为平台实现配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS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^[2,3]。图2所示馈线自动化的基本原理是：当在开关S₁和S₂之间发生故障F₁（非单相接地）时，线路出口保护使断路器B₁动作，将故障线路切除，装设在S₁处的FTU检测到故障电流而装设在S₂处的FTU没有故障电流，此时自动化系统将确认该故障发生在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的断路器，最后合上联络开关S₃完成向非故障区域的恢复供电。

    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。它能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统，从而使故障切除、故障隔离、恢复供电等方面都能有效地提高供电可靠性。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。
    该方案对配电网通信的依赖性较强，当通信系统发生故障或控制中心发生故障时，就不可避免地会导致整个控制系统瘫痪，失去故障隔离、恢复供电功能。这说明这种监控系统的可靠性较差。
3  馈线保护的发展趋势
    目前，配电自动化中基于集中通信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在发生变化。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，又出现了以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电。随着配电自动化的发展，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，成为自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体可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由3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^[1]。
4  馈线系统保护基本原理
4.1  基本原理
    馈线系统保护实现的前提条件是：
    1）快速通信；
    2）控制对象是断路器；
    3）终端是保护装置，而非传统的RTU。
    在高压线路保护中，高频保护、电流纵联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2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：
    图3为典型配电系统。该系统采用断路器作为分段开关，如图中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G至F之间的部分。M侧的馈线系统保护由位于控制开关A、B、C、D的保护单元UR₁至UR₄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。此时系统保护单元的执行步骤是：
    ① 保护启动，UR₁、UR₂、UR₃分别启动；
    ② 保护单元计算故障区段信息；
    ③ 相邻保护单元之间通信；
    ④ UR₂、UR₃动作切除故障；
    ⑤ UR₂重合。若重合成功，则遥控UR₃重合；
    ⑥ UR₂重合于故障，再跳开；
    ⑦ UR₃在△T内未测得电压恢复，通知UR₄合闸，或由UR₂在第2次跳开后遥控UR₄合闸；
    ⑧ UR₄收到 ⑦ 的合闸命令后，根据故障前C、G处的负荷情况判别是否合闸，恢复CD段供电；
    ⑨ 故障隔离，恢复供电结束。
4.2  故障区段信息
    故障区段信息定义如下：
   逻辑1：表示保护单元测量到故障功率或故障电流（二者可配置），故障功率方向或故障电流方向与供电方向一致（带方向闭锁）。
   逻辑0：表示保护单元未测量到故障功率或故障电流，或故障功率方向、故障电流方向与故障方向相反。
    发生故障后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段信息。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，则出口跳闸。
    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
    为了确保馈线系统保护的可靠性，需要有相应的后备保护与馈线系统保护相配合。在不考虑馈线系统保护与后备保护的电流定值差别的前提下，系统保护只有在通信丢失报文或2侧装置未同时启动的情况下才可能拒动，对此可采用以下2种方案实现后备保护功能：
    1）在馈线的首端UR₁处设限时电流保护。建议整定时间在0.2s以内，即要求馈线系统保护在0.2s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，因而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30~80ms。这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。
    2）各保护在快速通信过程中，规定保护在一段很短的时间内等待对端的通信报文，如果超时未收到对端的报文，则向上位FTU发报，告知本FTU的故障区段信息为0，上位FTU仍可以跳闸。这样虽然牺牲了一定的选择性，但仍能快速隔离故障。此方案优于上述切除整条线路的方案。
4.4  馈线系统保护的优点及前景
    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，因此在此基础之上实现的馈线保护功能的性能可大大提高。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、恢复故障等一次性完成。其优点是：
    1）一次性快速处理故障，可进一步提高供电可靠性；
    2）快速切除故障，而且由于故障切除时间很短，对于电动机类负荷的电能质量没有影响；
    3）直接将故障隔离在故障区段内，不影响非故障区段；
    4）功能实现下放到馈线保护单元，毋需配电主站、子站配合，使馈线自动化、配网自动化具有更高的可靠性。
5  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等阶段。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性广义保护。
    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实现2点之间的故障信息交换，使处于异地的2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系统保护，则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种系统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，而且可以衍生基于继电保护相角测量的稳定监控系统，发展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。在配电网中伴随配电自动化的开展，配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。
6  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。本文回顾了配电网馈线保护的发展历程，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。这种新原理具有较理想的动作性能，力求在FTU上实现馈线自动化功能，从而进一步提高配网自动化系统的可靠性。它是一种极具前途的馈线自动化新原理。

参考文献

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