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：

　　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

　　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。

　　4.4 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。