浅谈电网馈线系统保护
发表时间：2014-12-15T10:03:21.000Z 来源：《工程管理前沿》2014年第12期供稿作者：胡学明[导读] 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。胡学明黑龙江省虎林市电业局黑龙江虎林 158400 摘要：配电自动化技术是服务于城乡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。本文首先阐述了电网馈线保护的技术现状，探讨分析了馈线系统保护基本原理，这种新原理能够进一步提高供电可靠性。同时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。
关键词：电网；馈线保护；基本原理；发展一、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，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。不同的电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多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，尚未将电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为电网保护的目的。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电网的工作重点，而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：1、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电网保护与监控、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。
2、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，电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于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。
二、馈线系统保护基本原理
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.
2、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。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。
3、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。
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。
三、电网馈线保护的发展目前，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，对电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的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，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。结束语