馈线系统是配电自动化的重要组成部分，馈线自动化技术也是十分关键的，本文主要研究馈线系统在配电网中保护技术及方案。
《供用电》是全国性供用电专业科技刊物。办刊宗旨为：从我国供用电工作实际出发，吸收国内外供用电的先进技术，努力为城网规划，技术改造和技术进步服务，为促进我国城市供电事业，为国民经济发展作出贡献。
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。
1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：
1.1快速处理故障，不需多次重合;
1.2快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量;
1.3直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段;
1.4功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
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。
2.1传统的电流保护
过电流保护是最基本的继电保护之一。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，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。常用的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的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，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地选线功能。
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。
2.3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。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与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用(PAS)。同时以地理信息系统(GIS)为平台实现了配电网的设备管理、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。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障(非单相接地)，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开关S2处的FTU没有故障电流流过，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，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。
3馈线故障处理方案
①基于FTU的集中监控方案;方案①的集中监控完全依赖于通讯和主站系统，未能将配网自动化的正常运行和紧急控制相分离;
②基于重合器的就地控制方案;
③基于馈线系统保护的快速保护方案;
方案②、③具有故障处理的相对独立性，但考虑的网络都比较简单，本文从配电网的复杂拓朴结构入手，将馈线终端作为通用控制节点，在二维平面上讨论如何更好地组织、管理馈线控制节点。通过控制节点之间的快速通讯与协调工作实现面向区域性故障快速隔离的配电网控制技术。
4电压型馈线自动化系统的方案?
架空配电系统用以电压型馈线自动化为基础的配电自动化系统可分为3个阶段实现。?
4.1杆上配电自动化。架空线路用馈线自动化设施由同杆架设的杆上真空自动配电开关(PVS)、具有故障诊断功能的远方终端单元(RTU)和电源变压器(SPS)组成。电源变压器从线路两侧采集配电线路上的电压，以作为开关电源和用于故障检测判断的检测信号，利用RTU自身所具有的智能化检测功能，可与开关设备配合，共同完成故障区段的隔离、非故障区段的恢复供电，并且利用站内故障区段指示设备，通过计算站内断路器合分闸时间，判断出故障区段并通知运行人员检修。这一阶段的特点是：无需通信系统，利用杆上设备自身智能化功能就能够独立完成架空系统配电自动化的基本功能。这一阶段的完成，可减少停电区间，缩短停电时间，提高供电可靠性，实现了馈线自动化的基本功能。?
4.2遥测遥控自动化。为了使配电自动化再上一个台阶，以提高供电可靠性、改进供电质量、实现优秀的电力信息管理、为用户提供完善的服务、降低运行费用和运行人员劳动强度为目标,在完成了第一阶段的基本功能后，实现以遥测、遥控自动化为纽带的计算机管理配电自动化，是配电自动化的更高层次的发展。? 4.3计算机管理配电自动化。在此阶段中，作为联系杆上设备和站内全面计算机管理中间环节的遥测、遥控自动化阶段，起到了承上启下的重要作用。采用电压型配电自动化系统的发展思路，杆上配电自动化阶段可以不依赖通信方式，独立实现配电自动化的基本功能，而遥测遥控自动化可以方便地从杆上配电自动化阶段扩展而来。?
5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0.2秒，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。
6 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。
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。
7结语
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。在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。
