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
图2 应用集中控制的典型配网系统
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。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。
