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主动配电网是通过对其内部电源、网架和负荷等可调可控设备进行主动控制，实现某一运行目标的配电网[1,2]。
主动配电网的基本特征，一是具备一定分布式可控资源，二是完善的可观可控水平，三是灵活的网络拓扑结构。传统基于配电自动化和多段式电流保护的配电网保护方法，采用集中或就地控制的方式，存在响应速度慢，利用信息有限，功能不完善等等的缺陷。
其中，就地方式不仅所需的故障处理时间较长，而且变电站出线断路器需多次动作，对电网和用户造成多次冲击。此外，由于开关终端设备之间缺乏通信手段，因此其动作时间等需要根据网络结构逐一调整配合。集中式控制方法则依赖于主站系统，若主站系统故障，将无法完成故障隔离和处理。显然，传统的配电网控制保护方式已无法满足主动配电网的要求。
广域测控系统(Wide Area Measurement and Control System，WAMCS)，是基于主站集中控制和基于智能终端间点对点通信的分布式智能控制方式，一方面降低了对主站系统的依赖，另一方面又具备快速响应能力[3]。
本文提出了涵盖配电网拓扑结构、广域保护测控体系和配电终端选型要求等方面在内的高可靠性区域配电网供电模式，以高可靠性的网架机构为基础，采用智能终端间对等交换实时数据的实现配电网的智能控制和保护，为高可靠性区域配电网的规划建设提供了方法支持。
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对于主动配电网，往往由于高压变电站10 kV出线数量不足或线路走廊条件受限制时，而采用开闭所接线。而对于有分布式能源接入需求的区域，为降低分布式电源接入对电压分布的影响和增加控制保护配置难度，应采取分布式电源集中接入、中压配电网合环运行的接线模式[1]，其典型拓扑结构如图1所示。
Figure 1. Typical network topology 6of urban regional distribution system
图1中，能源集控中心是一大型开关站，对光伏、风电、沼气发电和燃气轮机等分布式电源出力，以及外部110 kV变电的网供电力进行集中分配。
为满足能源集控中心10 kV母线检修不停电的要求，其10 kV母线可按双母线建设，同时，为了保证中压配电网的供电可靠性，实现线路故障时用户不停电，同时降低分布式电源接入对电压质量的影响[4]，中压配电线路可采用单环网闭环运行方案。对于部分重要用户的线路，两个单环直接可配置联络线路，实现线路N-1-1情况下用户不受影响。
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作为故障的第一道防线，继电保护配置必须满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性的基本要求。此外，为满足灵活的网架重构能力和源-网-荷协调互动能力，继电保护应具有灵活性[3]。
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对于图1所示的电网拓扑结构，其保护单元包括110 kV变电站和分布式电源的出线开关，开关站进线单元，开关站出线单元，用户户内开关，开关站10 kV母线保护和母联开关。其保护方案如图2所示。
Figure 2. Recommended scheme for protection of regional distribution system
图2为主动配电网继电保护的推荐方案示意图，其配置如下：
1)10 kV变电站和分布式电源的出线开关均配置电流速断保护，其动作时限应按0.3 s以上配置，以保证下游配电网故障时保护的选择性。
2)能源集控中心开关站的进、出线单元均为断路器单元，由保护测控一体化终端集中控制。其中，开关站的进线单元均配置方向过流保护：(1)方向过流保护I段：保护范围为开关上游的电缆进线，其整定的动作时限为0 S；(2)方向过流保护II段：作为邻近进线方向过流保护I段的远后备，其整定的动作时间须与110 kV变电站的出线开关电流保护和分布式电源的出线开关保护相配合；(3)配置断路器失灵保护；(4)开关检同期功能。
3)开关站进出线单元：(1)配置广域电流差动保护作为10 kV配电线路的主保护；(2)开关站出线断路器还配置方向过流保护作为下游10 kV环网的后备保护，动作时限按0.15 s整定(假设110 kV变电站出线开关的过流保护动作时限为0.3 s)；(3)用户户内开关站，包括①进出线开关，每个户内开关站进出线断路器均配置广域电流差动保护作为10 kV配电线路的主保护，此外进出线开关还配置检同期功能；②馈出线开关，馈出线断路器配置电流速断保护；(4)开关站10 kV母线，以开关柜弧闪保护为主保护，快速切除10 kV母线故障，其后备保护为进线开关的方向过流保护II段；(5)母联开关，配置过流保护。在母联开关闭合后，其过流保护将激活一段时间(如10 s)，此后过流保护即被闭锁。
2.1 配置原则
2.2 配置方案
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目前，合环运行的配电线路通常采用常规电流差动保护，不仅需要为每一线路区段配置一套保护终端设备，终端之间需要采用专用通信通道，而且无法满足保护定制和保护策略在线调节的要求[3]。而广域电流差动保护，相邻终端之间通过交换实时和准实时数据和信息来处理故障，无需专用的通信通道，因此更适用于运行方式和网架结构变动频繁的配电网，且大幅降低投资费用。
实际上，由于非故障区段两侧故障电流相位一致，而故障区段两侧故障电流相位相反，因此广域电流差动保护可以故障电流相位差异作为识别故障区段的主要判据，从而减少终端间实时数据传输的需求[5]。
对于如3(a)所示的闭环网络：
1)故障定位
若故障发生断路器FB4、FB5之间，则FB1、FB2、FB4和FS2将检测到正向故障电流，而FB5、FB6、FB7将检测到反向故障电流。通过终端之间互相通信，可准确定位故障点。
2)瞬时故障处理
断路器FB4、FB5将跳闸以隔离故障。检测到反方向故障电流的FB5闭锁重合闸，而为了消除瞬时故障，检测到正向故障电流的FB4将延时进行一次重合闸。如图3(b)所示。
Figure 3. Fault strategy for wide area current differential protection
3)永久性故障
若为永久性故障，在FB4和FB5隔离故障后，向相邻DTU发送“跳闸成功”信号，如图3(c)所示。
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智能一体化终端根据就地信息、相邻终端的信息和远程控制指令实现对配电开关的控制，因此是实现区域配电网控制保护的关键设备。
1)一体化、模块化和可扩展
在配用电环节，多种终端设备分别承担不同的监控任务。例如，配电自动化系统的实时数据、故障自动处理的判据、开关设备的运行工况等数据采集依赖FTU、DTU、故障指示器等各种配电自动化终端设备；而环境监测、电量采集、电压监测、电能质量监测和继电保护等则有相应的终端设备。目前，各种终端设备完成单一的功能，由不同业务部门负责运行管理，采购设备、运维成本较大。
为满足高可靠性区域配电网继电保护灵活性的要求，智能一体化终端应具备一体化、模块化和可扩展的特点，不仅能够集成配电自动化终端、环境测控终端、保护设备、电压和电能质量监测终端等多种终端的功能，而且满足“一体化装备、模块化组合、持续化扩展”的要求，通过功能模块的扩展，持续满足配电网各应用场景的数据采集、传输、监测和控制等应用，满足柱上开关、配变台区、开闭所、配电房、环网柜、箱变等配变监测点的智能化需求，而且各功能模块相对独立，易于扩展、更换和维护。
2)自描述、自识别
由于配电网中配电终端数量庞大，因此主站系统与配电终端之间的数据点表需要人工核对，是造成目前配电终端接入配置、调试和运维的工作量大、工作周期长的主要原因。
智能配电一体化终端应符合IEC61850标准，采用标准的信息和信息交互模型及映射机制，从而实现配电网终端即插即用，减少配电终端接入的配置调试与维护工作量。
配电网终端采用基于IEC61850的信息模型和信息交换模型，采用WebServices和IEC60870-5-104通信协议。与主站的通信则通过抽象通信服务接口映射到WebServices或者WebServices＋IEC60870- 5-104上(采用WebServices传输模型信息，采用IEC 60870-5-104传输实时数据)，主站系统通过前置机将模型还原为符合IEC61850的信息模型，然后通过IEC61850/61970/61968模型融合，提供符合公共信息模型(CIM)的数据模型。
主站系统通过定时发送“发现”指令，新接入的配电终端在收到该命令后随之解析主站地址，向后者发出“注册”信息。主站的前置系统通过Web-Services接口，采集配电终端的数据模型信息和实时数据传输，并在必要时根据IEC61850与IEC 60870-5-104的映射关系将其转换成IEC61850模型数据。在此过程中，由于配电终端传输的是自描述数据，因此无需人工配置数据点表。
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传统基于配电自动化和电流级差保护的配电网保护控制方法，无法适应高可靠性主动配电网的要求。本文提出的城市高可靠性主动配电网供电模式，采用分布式能源集中接入、中压配网合环供电、广域保护测控系统和智能一体化配电终端，不仅可满足城市高可靠性区域配电网灵活的网架重构和源-网-荷协调互动的要求，为高可靠性区域配电网的规划建设提供了方法支持和基础技术方案。
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