馈线自动化(电压型)施工说明
馈线自动化（电压型）施工说明
烟台东方电子信息产业股份有限公司
电力调度自动化事业部
第一章 馈线自动化的基本原理
随着电压型配网自动化设备在国内许多城市的陆续投运，为满足配网自动化建设的需要，充分发挥电压型配网自动化的优势与特点，在我公司推出的系列配网自动化设备中，已经成功的开发了电压型馈线自动化故障检测功能。
所谓电压型配电自动化设备，是指基于电压、时间配合工作原理的设备，其正常工作和对事故的判断处理均是以电压为基本判据，通过各个区段投入的延时逐级送电，来判断故障区间。为了便于后面的分析，在此，我们以一环网结构的线路为例，简单介绍其基本工作原理。
如下面的线路拓扑图。CK1和CK2为变电站的出口开关；KG1到KG5为线路上开关，其
中KG3为联络开关。正常运行时，通过出口CK1开关依次经过KG1、KG2开关送电，通过出口CK2开关依次经过KG5、KG4开关送电，整条线路处在开环运行状态。现模拟在开关KG1与KG2之间的某处G 点发生永久故障时，整条线路动作时序图。具体如下：
1
2、在G
3、经过延时（5S ）后变电站出口开关CK1第一次重合，开关KG1进入
X 时限
4、开关KG1 X 时限延时结束，开关合闸，进入Y 时限
5、因开关KG1重合到故障上，变电站出口开关CK1再次跳闸；开关KG1合闸后因失压而进入Y 时限闭锁，KG2检测到瞬间电压而进入瞬压闭锁
6、经过延时（5S）后变电站出口开关CK1第二次重合，恢复正常段供电
7、联络开关KG3经过X时限后合闸动作，恢复KG2和KG3之间的非故障区域供电
备注：
1）开关红色表示开关处于合状态，绿色表示分状态，深绿表示开关处于闭锁状态。
2）时序图描述的为G点发生永久性故障。当G点发生瞬时故障时，时序图4中KG1合闸成功，将会转化为时序图1。
第二章馈线自动化中FTU的功能描述
2．1、分段开关的功能描述
分段开关是指在配网线路拓扑中，正常运行时处于合闸的开关。在馈线自动化中，分段开关实现了以下的功能：
X时限投入：在正常状态（无闭锁）下，FTU检测到电压，开始进入X时限延时等待。延时完毕后，开关合闸。在X时限延时中，发生Z时限以内的失电，不影响X时限延时。
Y时限确认：开关合闸后，为确认合闸到正常线路，检测合闸后另一侧电压的稳定，进入Y时限延时确认。
X时限闭锁：在X时限内发生超过Z时限的失电时，FTU进入X时限闭锁状态。
两电源闭锁：在X时限内，在电源侧和负荷侧均检测到电压，FTU进入两电源闭锁状态。
瞬压闭锁：在X时限内，在检测到瞬间的电压，（>额定电压的30％，>150MS，<5S），FTU进入瞬压闭锁状态。
Y时限闭锁：开关合闸后，在Y时限内发生超过Z时限的失电时，FTU进入Y时限闭锁状态。
2．2、联络开关的功能描述
联络开关是指在配网线路拓扑中，正常运行时处于分闸的开关。在馈线自动化中，联络开关实现了以下的功能：
两侧电源正常确认：在电源侧、负荷侧两侧均有电压时，经过Y时限的延时确认，FTU 自动解除原先的自动闭锁，手动闭锁和远方遥控闭锁将需要人工参与解除。
X时限投入：在正常状态（两侧均有压）FTU检测到一侧失去电压，则开始进入X时限延时等待。延时完毕后，开关合闸。在X时限延时中，发生Z时限以内的失电，不影响X 时限延时。
Y时限确认：开关合闸后，为确认合闸到正常线路，检测合闸后的另一侧电压的稳定，进入Y时限延时确认
瞬压闭锁：在X时限内，在检测到瞬间的电压，（>额定电压的30％，>150MS，<5S），FTU进入瞬压闭锁状态
Y时限闭锁：开关合闸后，在Y时限内发生超过Z时限的失电时，FTU进入Y时限闭锁状态。
2．3、其它功能描述
两侧有压合闸闭锁：当检测到开关两侧均有压时，闭锁合闸动作功能，以避免电网合环运行。
合闸撤销功能：在合闸执行时间内，仍无法实现正常合闸，自动补发分闸命令断开合闸通道，从而保护开关操作机构。
带方向动作功能：在FTU参数中配置“方向使能”，FTU将根据具体的配置动作方向动作。此功能主要应用在：
* 变电站出线后首台开关。避免倒送电到变电站出线侧。
* 联络开关。限定供电转移方向。
* 支线开关。
第三章馈线自动化的参数配置
3．1、变电站内的参数配置
为配合馈线层设备的自动化，更好的实现自动化动作，变电站出线开关需要具备以下功能：
1、变电站出口开关具有保护功能，能够实现过流速断。
2、变电站具有两次重合闸功能，重合闸时间应保证线路上开关的正常动作。
3、为配合可能的主站动作，需要提供相应的变电站出口动作信息。
3．2、FTU的参数配置
使FTU具有电压型馈线自动化功能，就得需要配置相应的参数，具体如下：
1、在相应的FTU上，打开“系统参数配置”的“故障检测”，双击相应馈线中的“故障检测”栏，默认为“无效”，会弹出如下的对话框：
2、选择“电压型故障检测”，点击下面的参数配置将进入如下的电压型故障检测的配置对话框：
相关参数意义说明：
开关类型：根据配电线路开关在配网中功能的不同，分为如下：
* 分段开关默认，除联络外的开关均认为是分段开关
* 联络开关
方向使能：选择有效时，FTU只能向一个方向合闸送电，默认不带方向。
* 电源侧顺投默认，当Uab检测到有电时，向Ucb侧送电
* 负荷侧逆投当Ucb检测到有电时，向Uab侧送电
X时限：FTU检测到一侧带电后到相应开关动作的延时时间，单位为秒。它有两部分组成：X时限＝ X时限基数× X时限倍数。具体含义如下：
* X时限基数：要求同一个网络中X时限基数保持一致
可选取四种：7秒、10秒、14秒、20秒
* X时限倍数：根据开关在网络中的位置和预先设定的动作顺序确定
设定范围：1～31
3、按照实际的线路拓扑，配置相应的上述参数，点击确认。相应的故障检测栏的“无效”将变为“电压检测”。
4、其它参数配置
为正确实现“合闸撤销功能”，需要根据开关的特性，配置相应的开关合闸时间，即遥控第一路的“闭合保持时间”。
5、其它参数说明（目前使用默认值）：
3．3、参数配置原则
在电压型馈线自动化中，主要原则要保证各个开关动作时间的相对独立，要求在相应的时间间隔点上仅有一台开关合闸动作。故障点相邻的开关可靠的判断出故障点的位置并准确的隔离。同时要保证联络开关需要合闸恢复非故障区域供电时，避免合闸到故障上。按照上述原则，在配置具体参数时应遵循以下步骤：
1、确定X时限基数。
X时限基数的时间需要大于开关动作和确认正确动作的时间，并要留有一定的时间裕量。对于一般的开关，取默认的7秒即可。
2、确定各个分段开关的X时限倍数。
根据实际的线路拓扑，确认预设的动作时序拓扑网络。根据开关的动作时序，确认开关的X时限倍数。当按照形成的拓扑网络，按照如下原则：
1）原则上先动作完毕分支上的开关，然后再动作后续主线开关，必须保证在同一时刻不会有两台或两台以上的开关动作。
2）某一开关后面仅有一台开关时，其后续开关X时限倍数为1；
3）某一个开关后面紧跟着多台开关（分支上后续开关也记入）时，其后续开关要按照约定的动作时序开关的X时限被使依次增加。
4）对于第三条原则，分支上后续开关的X时限倍数须要修改，以重新满足第二条和第三条原则。
3、确定联络开关X时限倍数。
联络开关要保证两侧的线路发生永久性故障时，开关顺利隔离故障并闭锁后，才正确的合闸恢复可能的非故障区域供电。具体X时限时间计算可按照以下公式推算：
T = Td + T1 + Td + T2 + ∑T + Tr
其中：Td ――线路发生故障到出口跳闸时间（假设0。2S）
T1 ――第一次重合闸时间（假设5S）
T2 ――第二次重合闸时间（假设5S）
∑T――从出口到联络开关的主线路上所有开关FTU设定的X时限时间，加
上紧邻联络开关的分支线开关中最大设定的X时限时间之和。
Tr ――为保证正确动作的加权冗余时间（取一个X时限基数）由此公式可分别计算出联络开关的两侧X时限，取其较大值。再根据X时限基数确认其X时限倍数，注意有余数时需要将X时限倍数加1。
4、其它特殊设置。
1) 在选择“合闸撤销功能”时，默认合闸执行时间为1800MS，需要根据实际的开关选择合适的参数设置。
2) 电压遥测采集10KV线电压，设置变比时要求实时数据显示一次侧实际值。
第四章其它说明
4．1、动作信息输出指示
4．2、现场施工注意事项
4、3、排除故障后恢复原则
在排除线路的故障后，须要将线路恢复到初始状态，以备下次故障的发生，具体恢复原则如下：
1、在线路拓扑中存在联络开关，如果联络开关处于分闸状态，手动闭锁防止联络自动合闸；如果联络开关处在合闸状态，手动分开联络开关（自动闭锁）。
2、按照线路拓扑依次解除分段开关的锁定，相应的开关在经过X时限后自动合闸
3、解除闭锁的联络开关闭锁状态，线路恢复正常运行状态（如果联络开关的闭锁是自动完成的，联络开关在检测到两侧均有电压后，将自动解锁）。
附录：举例介绍参数的配置
如下图，这是一个比较复杂的线路拓扑图，其中开关CK1和CK2分别为变电站出口开关。开关KG1到KG8为线路开关，其中开关KG7运行于联络开关。
假设：出口开关的保护具有两段保护，参数如下：
有开关KG1、KG5、KG7和KG8组成供电主干线，其它开关分布相对次要的支线上。开关动作和确认时间小于2秒，线路上运行电压型自动化配置，并要求倒送电不能送到变电站出口侧。
由此，根据设置参数设置原则，可得出以下配置：
备注：
1、对于KG1紧邻的一系列开关，按照原则，参数中的是选择如下动作时序：KG
2、KG
3、KG
4、KG5。当然也可以选择KG4、KG2、KG3、KG5。
2、联络开关时间计算：
从左侧计算：
T = Td + T1 + Td + T2 + ∑T + Tr
= Td + T1 + Td + T2 + (TKG1 + TKG5 + TKG6) + Tr
= 0.2 + 5 + 0.2 + 5 + 7*(1 + 4 + 1) + 7
= 59.4 = 7 * (8) + 3.4
从右侧计算：
T = Td + T1 + Td + T2 + ∑T + Tr
= Td + T1 + Td + T2 + (TKG8) + Tr
= 0.2 + 5 + 0.2 + 5 + 7*(1) + 7
= 24.4 = 7 * (3) + 3.4
由此，取两侧的较大值，联络开关的X时限倍数取9。
浅谈10kV配电架空线路电压—电流型馈线自动化技术
浅谈10kV配电架空线路电压—电流型馈线自动化技术 【摘要】在我国的郊区和农村以10kV架空线路居多，事故跳闸率偏高。传统的馈线方式导致变电站出线开关动作频繁、隔离故障所需时间长，非故障区域也会引起停电。提出10kV电压-电流型馈线自动化方案，即通过增设自动化断路器和自动化负荷开关将主干线分为几段，并配置智能控制器（FTU），通过与变电站保护配合减少了变电站出线开关的跳闸次数，在线路发生故障时能快速隔离故障区域、迅速恢复非故障区域的供电。 【关键词】10kV架空线路；电压-电流型馈线自动化；自动化断路器；自动化负荷开关 0.引言 随着经济的快速发展，人们对电的依赖性越来越强，这就意味着对配电系统的供电可靠性和电能质量要求越来越严格，而配网自动化是提高配电网运行的一种重要的技术手段，目前阶段主要是指实现10kV架空线路的馈线自动化。目前研究的馈线自动化策略很多，但真正实用于10kV架空线路，并且实用、经济、易于实现的馈线自动化策略并不多。本文提出适用于架空线路的电压-电流型馈线自动化方案，详细阐述该方案的实现原理和实现过程，分析比较了该种馈线自动化方式与传统馈线自动化方式的效果对比。 1.电压-电流型馈线自动化实现原理 实现10kV架空线路馈线自动化的主要目的是快速定位故障、隔离故障、非故障区域快速恢复通电，尽可能地减少故障引起的非故障区域停电范围，缩短故障排查时间。故障时只有靠近故障区域两侧的开关动作，使开关动作引起的停电范围最小。在故障隔离和恢复供电过程中，尽可能减少开关的动作次数，延长开关的使用寿命，基于此馈线自动化目的，提出电压-电流型馈线自动化方案。 电压-电流型馈线自动化实现的原理是指故障的检测、定位、隔离等功能的实现采用电流检测判据。当线路发生故障时，由配电网主站通过GPRS方式收集线路上相关FTU的故障信息，并进行故障分析、定位故障。由于主干线上的电压型自动化负荷开关具有“失压脱钩”的特点，此时，处于失电的负荷开关位于分闸位置，远方的主站只需发出开关闭锁合闸命令，就可以将故障点两侧的开关闭锁在分闸状态，这样就把故障区域隔离出来了。对于馈线上非故障区域的供电，通过变电站出线开关经过重合和解除联络开关闭锁合闸的命令，并结合自动化负荷开关的“来电自举”的特点，逐级恢复供电。这种电压-电流型混合配网自动化方案兼顾了电压型、电流型配电网自动化方案的优点，一方面具有电流型快速、快速可靠故障定位和故障隔离的优点，避免了电压型方案中因“残压闭锁”不绝对可靠而造成对侧全线停电的缺点，同时具有电压型开关采用交流操作电源的特点，开关操作可靠性大大提高。
几种馈线自动化方式
1.集中控制式 集中控制式的故障处理方案是基于主站、通信系统、终端设备均已建成并运行完好的情况下的一种方案，它是由主站通过通信系统来收集所有终端设备的信息，并通过网络拓扑分析，确定故障位置，最后下发命令遥控各开关，实现故障区域的隔离和恢复非故障区域的供电。 优点：非故障区域的转供有着更大的优势，准确率高，负荷调配合理。 缺点：终端数量众多易拥堵，任一环节出错即失败。 案例： 假设F2处发生永久性故障，则 变电站1处断路器CB1因检测到故障电流而分闸，重合不成功然后分闸闭锁。定位：位于变电站内的子站或配电监控中间单元因检测到线路上各个FTU的状态及信息，发现只有FTU1流过故障电流而FTU2～FTU5没有。子站或配电监控中间单元判断出故障发生在FTU1～FTU2之间。 隔离：子站或配电监控中间单元发出命令让FTU1与FTU2跳闸，实现故障隔离。恢复：子站或配电监控中间单元发出命令让FTU3合闸，实现部分被甩掉的负荷的供电。子站或配电监控中间单元将故障信息上传配调中心，请求合变电站1处断路器CB1，实现部分被甩掉的负荷的供电。配调中心启动故障处理软件，产生恢复供电方案，自动或由调度员确认。配调中心下发遥控命令，合变电站1处断路器CB1，实现部分被甩掉的负荷的供电。等故障线路修复后，由人工操作，遥控恢复原来的供电方式。
2.就地自动控制 2.1负荷开关（分段器） 主要依靠自具一定功能的开关本身来完成简单的自动化，它与电源侧前级开关配合，在线路具备其本身特有的功能特性时，在失压或无流的情况下自动分闸，达到隔离故障恢复部分供电的目的。 这种开关一般或者有“电压-时间”特性，或者有“过流脉冲计数”特性。前者是凭借加压、失压的时间长短来控制其动作的，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。后者是在一段时间内，记忆前级开关开断故障电流动作次数，当达到其预先设定的记录次数后，在前级开关跳开又重合的间隙分闸，从而达到隔离故障区域的目的。 在“电压-时间”方案中，开关动作次数多，隔离故障的时间长，变电站出口开关需重合两次，转供时容易有再次故障冲击，但它的优点是控制简单。 （1）基于重合器与电压-时间分段器方式的馈线自动化 基于电压延时方式，对于分段点位置的开关，在正常运行时开关为合闸状态，当线路因停电或故障失压时，所有的开关失压分闸。在第一次重合后，线路分段一级一级地投入，投到故障段后线路再次跳闸，故障区段两侧的开关因感受到故障电压而闭锁，当站内断路器再次合闸后，正常区间恢复供电，故障区间通过闭锁而隔离。 而对于联络点位置的开关，在正常时感受到两侧有电压时为常开状态，当一侧电源失压时，该联络开关开始延时进行故障确认，在延时时间完成后，联络开关投入，后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电。两侧同时失压时，开关为闭锁状态。 特点：造价低，动作可靠。该系统适合于辐射状、“手拉手”环状和多分段多连接的简单网格状配电网，一般不宜用于更复杂的网架结构。应用该系统的关键在于重合器和电压–时间型分段器参数的恰当整定，若整定不当，不仅会扩大故障隔离范围，也会延长健全区域恢复供电的时间。 （2）基于重合器与过流脉冲计数分段器方式的馈线自动化
一种电缆线路新型就地馈线自动化模式
一种电缆线路的新型就地馈线自动化模式 张维1，张喜平2，郭上华1，杨献志2，赵文博2 （ 1.珠海许继电气有限公司，广东珠海519060； 2.中山供电局，广东中山528400） 摘要：讨论了电缆线路的新型就地馈线自动化模式，提出了主干线采用GPRS 馈线单元网络拓扑的区域故障定位与隔离，分支线采用就地分界保护功能，与变电站出口断路器级差配合的策略。详细论述了该策略的原理和方案，着重讨论了单元式网络拓扑机制和基于3G 无线专网的双通道通信机制：信息畸变、信息交互机制、信息交互时空特性、信息交互安全特性；给出了配套产品的整体设计，并在中山局五桂山进行了工程示范，验证了可靠性和准确性，对现有10kV 电缆网馈线自动化的探索具有较大的理论和实践指导意义。 关键字：电缆网；3G;馈线自动化；故障定位 0 引言 10kV 配电网架空线路馈线自动化经过十余年的发展，基于二遥配电终端的电压时间型、电流计数型等就地馈线自动化模式得到大规模应用,相间短路故障和小电阻系统接地故障得 到了有效的诊断[1-3];与此同时，随着对等分布式信息交互的智能分布式FA模式[4-5]的提出 和发展，架空线路的供电可靠性有望得到进一步提高。然而10kV 电缆线路馈线自动化的建设多年来发展缓慢，目前仅部分A+ 区采用光纤通信实现了主站集中型或智能分布型的故障自动定位与隔离，但受制于光通信网络铺设难以大面积推广；一部分地区引入电压时间型模式实现就地型故障自动定位与隔离[6]，其余地区依靠故障指示器实现故障自动定位[7]。传统 就地馈线自动化模式和故障定位技术虽然有效地降低了故障平均影响台区数量，但故障的自 动隔离和非故障区域恢复供电较长，已逐渐不能满足用户对供电质量及可靠性的要求。因此探索一种进一步提升供电可靠性、经济实用、易于推广的电缆网馈线自动化模式，具有十分重大的意义。 1电缆线路馈线自动化模式提出 如前节所述，目前国内对于电缆网线路馈线自动化模式的研究集中在以下两个方向：1）不依赖于通信的就地馈线自动化模式，如文献[8-9]提出的分层分区、两级级差保护配合电压 时间型逻辑的故障就地隔离模式；2）基于光纤通信的智能分布FA 模式，如文献[10-11] 提 出的基于GOOSE 传输的实时网络拓扑识别、故障定位与隔离，恢复供电的策略。前者投资小，见效快，供电可靠性偏低；后者投资大，建设周期长，供电可靠性高。 基于此，本文结合笔者所在项目组的工程经验和技术积累，将“不依赖于通信”重新定义为“不依赖于通信数据的同步性和高实时性”，提出一种新型就地馈线自动化模式，即基于继电保护和3G 网络重构的分层分界区域故障定位与隔离策略，实现馈线单元主从拓扑重构模式，完成线路的故障定位隔离与转供。该策略采用双通道通信方式借助于3G 专网，可 不受通信通道空间制约实现数据纵横两向传递，利用各节点状态信息完成主干线故障的定位 与隔离及快速复电；利用分界断路器成套设备与变电站出口断路器级差配合，实现分支线路
馈线自动化两种实现模式的对比研究
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/b111485051.html, 馈线自动化两种实现模式的对比研究 作者：吴慧 来源：《中国新技术新产品》2015年第02期 摘要：本文主要结合孝感城区配网馈线自动化建设探索实践经验，针对馈线自动化的两 种实现模式，分别从选点原则、动作原理、实践效果方面进行对比分析，提出建议。 关键词：配网自动化；馈线自动化；实例分析 中图分类号：TM76 文献标识码：A 馈线自动化实现故障处理的模式主要分为集中式和就地式两类。下文就孝感供电公司馈线自动化建设探索进程，对馈线自动化两种模式分别进行对比分析。 一、集中式模式实例分析 孝感城区配网自动化系统于2009年7月开始建设，11月底投入运行。系统采用双层体系结构，主要由主站层和终端设备层组成，二者之间通过光纤网络进行数据通信。 1选点原则：联络点优先、就近接入 对城区10KV配网128组开关进行了改造，加装电操机构和测控元件，并全部配备智能终端。系统监控设备总数约占当时配网设备总数的40%。 2动作原理：配网常采用手拉手环网常开运行方式：正常运行情况下，开关1、2、3、4 合闸位置，联络1开关分闸位置，如图1所示。 若开关3至开关4之间发生短路故障，则可能存在开关3、2、1三级跳闸的情况，此时必须这三级开关中至少有一组保护信号变位+开关动作触发DA计算启动，主站同时接收到多个开关保护信号变位后，按照电流方向和设备连接的拓扑关系，从馈线段的首端向末端查找，找到最后一个发送保护信号的开关3后，主站判定实际故障区域为开关3——开关4。 （1）开关3保护信号变位+开关3跳闸，隔离方案：开关4分闸；恢复方案：联络1合闸。 （2）开关3保护信号变位+开关2跳闸，隔离方案：开关3分闸、开关4分闸；恢复方案：开关2合闸、联络1合闸。 （3）开关3保护信号变位+开关1跳闸，隔离方案：开关3分闸、开关4分闸；恢复方案：开关1合闸、联络1合闸。
多联络馈线的集中型馈线自动化典型案例模拟分析
多联络馈线的集中型馈线自动化典型案例模拟分析 摘要：本文结合电网正常运行方式及实际工作情况，利用新一代配电自动化系 统FA仿真功能，采用集中型馈线自动化交互方式模拟了一例馈线段故障典型案例，分析比较了各种负荷转供策略的优劣，给出了启用负荷拆分功能的多电源参 与负荷转供的优化策略。 关键词：集中型；馈线自动化；负荷拆分；策略 引言 随着智能电网的发展，实现配电网的可观、可测、可控显得尤为迫切，智能 配电自动化系统在各地区如火如荼建设和发展。馈线自动化是智能配电自动化系 统的重要功能，可有效实现故障自动定位、自动隔离以及快速恢复非故障区域供电，从而减少停电时间、缩小停电范围，极大提高供电可靠性。 由于各地区经济发展、配电网网架结构、设备现状、负荷水平以及供电可靠 性实际需求不同，馈线自动化根据功能实现的不同可分为集中型和就地型（包括 智能分布式和重合式）。集中型馈线自动化通过配电自动化主站系统收集配电终 端上送的故障信息，综合分析后定位故障区域，再采用遥控方式进行故障隔离和 非故障区域恢复供电[1]。本文结合实际情况，采用集中型馈线自动化模拟一例可 实现负荷拆分典型案例，并分析比较了各种策略的优劣，给出了优化策略。 1 系统架构及模拟环境 实现集中型馈线自动化功能的系统架构主要由主站、通信网与终端单元组成[2]。主站层，负责整个配电自动化系统内状态信息的监控和管理，馈线自动化动 作策略的制定[3]；通信层，负责信息传输；终端单元层，一般包括站所终端（DTU）、馈线终端（FTU）、故障指示器等，负责一次设备状态信息的采集并执行主站命令。 本文故障模拟基于新一代配电自动化主站系统功能模块，采用以太网光纤通 信方式，结合DTU/FTU上传的遥测、遥信信息，实现集中型交互式FA故障仿真。 2 具备负荷拆分功能集中型FA模拟 图1 测试单线图 测试单线图如上述图1所示：CB1，CB2，CB3为变电站出线开关，其余为配 网开关，开关黑色实心为合位，白色空心为分位。共有测试厂站1、测试厂站2、测试厂站3三个电源点，构成三个电气岛，各个出线负载电流如图1所示，各个 厂站出现断路器故障跳闸额定值设定为600A。 1）FA启动 配置FA启动条件为分闸+保护，运行方式为仿真交互。使用前置模拟器模拟 测试厂站1供电范围内发生故障，启动信号为：断路器CB1开关分闸+断路器 CB1过流动作。 2）故障区域定位 主站收到环网柜上送保护动作信号为：开关s1、s2过流动作，根据动作信号 可判定s2~s3之间区域发生故障，告警窗显示故障启动及故障区域定位信息如图 2所示。 图2 FA过程告警信息 3）故障隔离
电压时间型馈线自动化系统的参数整定方法(主线型)
电压时间型馈线自动化系统的参数整定方法 一．原理概述 重合器与电压时间型分段负荷开关配合的馈线自动化系统是一种典型的就地型馈线自动化模式，适用于辐射网、“手拉手”环网和多分段多联络的简单网格状配电网，不宜用于更复杂的网架结构。 该馈线自动化系统中，重合器采用具有两次重合功能的断路器，第一次重合闸延时长（典型为15s），第二次重合时间短（典型为5s）。重合闸时间各区域设置略有不同。分段负荷开关具备两套功能：当作为线路分段开关时，设置为第一套功能，一侧带电后延时X时限自动合闸，合到故障点引起重合器和分段负荷开关第二轮跳闸，故障区间两侧的分段开关由于Y时限和故障残压闭锁，重合器再次延时重合后恢复故障点电源侧的健全区域供电。联络开关设置为第二套功能，当一侧失电后延时XL时限后自动合闸，恢复故障点负荷侧的健全区域供电。另外分段开关在X时限或联络开关在XL时限内检测到开关两侧带电，禁止合闸避免合环运行。 二．参数整定 下面针对三种典型网架结构描述其参数整定方法。 1.辐射网（多分支） 以图1所示配电线路为例，电源点S为变电站出线断路器（具有2次重合闸功能），分段开关A、B、C、D为电压-时间型分段开关. S 图1 典型辐射状馈线 E F
1.1参数整定： 原则（1）：为避免故障模糊判断和隔离范围扩大，整定电压-时间分段开关的X时限时，变电站出线断路器的第一次重合闸引起的故障判定过程任何时段只能够有1台分段开关合闸。一般整定X时限时应将线路上开关按变电站出线断路器合闸后的送电顺序进行分级，同级开关从小到大进行排序，保证任何间隔时间段只有一台分段开关合闸。 参数整定步骤如下： （1）确定相邻分段开关的合闸时间间隔△T； （2）各分段开关按照所在级从小到大，依次编号，线路所有开关顺序号依次表示为n1，n2，n3 (i) （3）根据各分段开关的顺序，以△T为间隔顺序递增，计算其绝对合闸延时时间，第i台开关的绝对合闸时间ti=ni△T； （4）任意第i台开关的X时间为它的绝对合闸延时时间减去其父节点的绝对合闸延时时间Xi=ti-tj（序号为j的开关，是序号为i的开关的父节点。父节点表示开关j合闸后，i得电开始X延时）； （5）Y时间根据X时间定值自动设定，如X时限采用短时间间隔（△T=7s）时，Y时间自动整定为5s，X时限采用长时间间隔（△T=14s）时，Y时间自动整定为10s 以上图辐射线路为例，整定参数方法如下： 1）确定相邻分段开关的合闸时间间隔△T为7s； 2）按变电站出口断路器重合闸后的送电方向，开关A为第1级，开关B、C、D为第2级，开关E、F为第3级。按级数从小到大将所有开关排序编号，A为1号，D为2号，B为3号，C为4号，E为5号，F为6号； 注意：同级开关排序整定X时间，应保证主干线路先复电（即上图线路在送电到第二级开关B、C、D时，开关D作为主线开关优先进行延时合闸）。 3）绝对合闸时间ti=ni×7（s）； 4）第i台开关的X时间计算：其中A为B、C、D的父节点，D为E、F的父节点Xa=7s； Xb=（3-1）×7=14s，Xc=（4-1）×7=21s，Xd=（2-1）×7=7s； Xe=（5-2）×7=21s，Xf=（6-2）×7=28s； 5）Y时间自动设定为5s；
馈线自动化电压型施工说明样本
馈线自动化( 电压型) 施工说明
烟台东方电子信息产业股份有限公司电力调度自动化事业部
第一章 馈线自动化的基本原理 随着电压型配网自动化设备在国内许多城市的陆续投运, 为满足配网自动化建设的需要, 充分发挥电压型配网自动化的优势与特点, 在我公司推出的系列配网自动化设备中, 已经成功的开发了电压型馈线自动化故障检测功能。 所谓电压型配电自动化设备, 是指基于电压、 时间配合工作原理的设备, 其正常工作和对事故的判断处理均是以电压为基本判据, 经过各个区段投入的延时逐级送电, 来判断故障区间。为了便于后面的分析, 在此, 我们以一环网结构的线路为例, 简单介绍其基本工作原理。 如下面的线路拓扑图。CK1和CK2为变电站的出口开关; KG1到KG5为线路上开关, 其中KG3为联络开关。正常运行时, 经过出口CK1开关依次经过KG1、 KG2开关送电, 经过出口CK2开关依次经过KG5、 KG4开关送电, 整条线路处在开环运行状态。现模拟在开关KG1与KG2之间的某处G 点发生永久故障时, 整条线路动作时序图。具体如下: 1、 2、 在 3、 经过延时( 5S) 后变电站出口开关CK1第一次重合, 开关KG1进入X 时限
4、开关KG1 X时限延时结束, 开关合闸, 进入Y时限 5、因开关KG1重合到故障上, 变电站出口开关CK1再次跳闸; 开关KG1合闸后因失压而进入Y时限闭锁, KG2检测到瞬间电压而进入瞬压闭锁 6、经过延时( 5S) 后变电站出口开关CK1第二次重合, 恢复正常段供电 7、联络开关KG3经过X时限后合闸动作, 恢复KG2和KG3之间的非故障区域供电 备注: 1）开关红色表示开关处于合状态, 绿色表示分状态, 深绿表示开关处于闭锁状态。 2）时序图描述的为G点发生永久性故障。当G点发生瞬时故障时, 时序图4中KG1合闸成功, 将会转化为时序图1。
电力系统自动化知识要点及其答案
第一章发电机的自动并列 1) 什么是同步发电机的并列操作？（ P4 ） 将一台发电机投入电力系统并列运行的操作，称并列操作。 2) 同步发电机并列有哪几种方式？（ P4 ） 准同期并列（一般采用） 自同期并列（很少采用） 3) 同步发电机准同期并列与自同期并列有何区别？ 发电机在并列合闸前已励磁，当发电机频率、电压相角、电压大小分别和并列点处系统侧的频率、电压相角、电压大小接近相等时，将发电机断路器合闸，完成并列操作，这种方式称为准同期。 4) 同步发电机准同期并列的理想条件是什么？（ P5 ） (1) f G =f X 待并发电机频率与系统频率相等，即滑差(频差)为零； (2) U G =U X 待并发电机电压与系统电压的幅值相等，即压差为零； (3)δe =0 断路器主触头闭合瞬间，待并发电机电压与系统电压间的瞬时相角差为零。 5) 同步发电机机端电压与电网电压差值的波形是什么形式？（ P9 ） 6) 滑差频率ωsy 及周期Ts 的计算。（ P10） 频差f S ： f S ＝f G -f X 滑差ωs :电角速度之差称为滑差角速度，简称滑差 S S G X G 2)(2f f f s ππωωω=-=-= 滑差周期： S 12f T s s = =ωπ 7) 线性整步电压形成电路由几部分组成？（ P13） 形成电路由整形电路、相敏电路 及滤波电路三部分组成。 8) 恒定越前时间的计算。（ P13） C R t YJ 1-=
第二章同步发电机励磁自动控制系统 1) 同步发电机励磁自动控制系统由哪几部分组成？ 励磁调节器，励磁功率单元和发电机 2) 同步发电机励磁系统由哪几部分组成？ 励磁调节器励磁功率单元 3) 同步发电机感应电动势和励磁电流关系：等值电路图和矢量图 4) 励磁控制系统的基本任务。 ◆ 电压调节 ◆ 无功分配 ◆ 提高发电机运行稳定性 ◆ 改善电力系统运行条件 ◆ 水轮发电机组要求实现强行减磁 5) 电力系统的稳定性问题分几类？ 静态稳定：小干扰后恢复到原状态。 暂态稳定：大干扰后恢复到原状态或新状态。 6) 同步发电机励磁调节器的性能应满足什么要求？ 时间常数小 ，自然调差系数精确 ，电压调差系数范围大 7) 同步发电机励磁功率单元的性能应满足什么要求？ 可靠性、调节容量 ，电压上升速度 8) 同步发电机他励时间常数的计算。 图2-2 同步发电机感应电动势和励磁电流关系 (a) 同步发电机运行原理；(b) 等值电路；(c) 矢量图 ) (b G I ? x d )(a G U ? U I ? q E ?
浅谈电压型开关在电流型馈线自动化中的应用
浅谈电压型开关在电流型馈线自动化中的应用 （福州 350009）福州电业局郑旭涛 2005.02.09 1背景 近几年，以日本东芝开关为代表的电压型配电自动化设备在国内许多城市开始投运。这些设备运行可靠、稳定，投运后已产生了明显的经济、社会效益，为当地的电力建设发挥了积极的作用。随着配网自动化的发展，馈线自动化模式已由最初的就地控制模式和分布智能控制模式提升为集中远方控制模式。在该模式下，由配网中心主站、FTU监控终端和一次开关配合，共同实现配电网络故障区段的定位、隔离和非故障区段的供电恢复。那么，在配网自动化中心主站、子站和通信网络已经建立的情况下，如何将原有电压型DA改造为电流型DA，或者单有电压型开关，如何进行改造以适应电流型DA，这是当前配网自动化实施过程中急需解决的技术问题。以下结合福州配网自动化实施情况，浅析如何对电压型开关进行改造以实现电流型DA的技术方案。 2 电压型DA的实现原理和优缺点分析 电压型DA的实现原理是线路故障后通过自动时限顺送功能合开关，由故障前端的开关控制器采集电压配合延时判断，进行线路的检测确认，从而完成故障区段的隔离，并恢复正常区间供电。 电压型DA的优点在于： 1、东芝电压型开关本身体积小，动作可靠，长寿命，免维护，性能价 格比高，对用户有一定的吸引力。 2、电压型DA投资省，只要配置电压型开关和故障检测器，无需其它 设备。 3、电压型DA可以实现就地故障自动隔离和自恢复供电，不需要主站 或子站，也无需通信通道。 但电压型DA也存在着不可克服的缺点： 1、DA重构时间比较长，一般需要1分钟以上，而且要首端开关重合多 次，才能完成DA过程。 2、国内10KV回路，大多是小电流接地系统，单相接地故障不跳闸。因
国家电网公司就地型馈线自动化技术原则(试行)
附件7： 就地型馈线自动化技术原则 1自适应综合型 自适应综合型馈线自动化是通过“无压分闸、来电延时合闸”方式、结合短路/接地故障检测技术与故障路径优先处理控制策略，配合变电站出线开关二次合闸，实现多分支多联络配电网架的故障定位与隔离自适应，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。以下实例说明自适应综合型馈线自动化处理故障逻辑。 1.1 主干线短路故障处理 （1）FS2和FS3之间发生永久故障，FS1、FS2检测故障电流并记忆1。 FS1 1CB为带时限保护和二次重合闸功能的10KV馈线出线断路器 FS1~FS6/LSW1、LSW2：UIT型智能负荷分段开关/联络开关 YS1~YS2为用户分界开关
CB CB LSW1 LSW1 FS6 FS6 YS2 YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3 FS3 FS4 FS4 FS5 FS5LSW2 LSW2 YS1 YS1 （2）CB 保护跳闸。 CB CB LSW1 LSW1 FS6 FS6 YS3 YS3 YS1 YS1 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3 FS3 FS4 FS4 FS5 FS5LSW2 LSW2 （3）CB 在2s 后第一次重合闸。 CB CB LSW1 LSW1 FS6 FS6 YS2 YS2 YS1 YS1 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3 FS3 FS4 FS4 FS5 FS5LSW2 LSW2 （4）FS1一侧有压且有故障电流记忆，延时7s 合闸。
CB CB LSW1 LSW1 FS6 FS6 YS2 YS2 YS1 YS1 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3 FS3 FS4 FS4 FS5 FS5LSW2 LSW2 （5）FS2一侧有压且有故障电流记忆，延时7s 合闸，FS4一侧有压但无故障电流记忆，启动长延时7+50s （等待故障线路隔离完成，按照最长时间估算，主干线最多四个开关考虑一级转供带四个开关)。 CB CB LSW1 LSW1 FS6 FS6 YS2 YS2 YS1 YS1 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3 FS3 FS4 FS4 FS5 FS5LSW2 LSW2 （6）由于是永久故障，CB 再次跳闸，FS2失压分闸并闭锁合闸，FS3因短时来电闭锁合闸。
简述配网自动化及馈线自动化技术
简述配网自动化及馈线自动化技术 摘要：馈线自动化在配电网自动化系统中发挥着非常重要的作用，可远程实时 监测馈线运行过程中电压和电流参数变化以及各种开关设备和保护装置的状态， 实现远程操作控制保护装置，对开关设备进行分闸和合闸操作，准确记录配电网 线路的故障情况，并且实现故障线段的自动隔离，保障非故障线路的安全可靠供电。因此应仔细研究配电网馈线自动化技术，优化和完善馈线自动化设置，确保 配电网的安全、稳定运行。 关键词：配电网；馈线；自动化技术 一、配网自动化及馈线自动化的内容 配电自动化系统的建设应包括以下五方面：配电网架规划、馈线自动化的实施、配电设备的选择、通信系统建设和配网主站建设。 1.1配电网架规划 合理的配电网架是实施配电自动化的基础，配电网架规划是实施配电自动化 的第一步，配电网架规划应遵循如下原则：遵循相关标准，结合当地电网实际； 主干线路宜采用环网接线、运行、导线和设备应满足负荷转移的要求；主干线路 宜分为段，并装设分段开关，分段主要考虑负荷密度、负荷性质和线路长度；配 电设备自身可靠，有一定的容量裕度，并具有遥控和智能功能。 1.2馈线自动化的实施 配电网馈线自动化是配电网自动化系统的主要功能之一。配网馈线自动化是 配电系统提高供电可靠性最直接、最有效的技术手段，因此目前电力企业考虑配 网自动化系统时，首先投人的是配网馈线自动化（DA）的试点工程。馈线自动化 的主要任务是采用计算机技术、通信技术、电子技术及人工智能技术配合系统主 站或独立完成配电网的故障检测、故障定位、故障隔离和网络重构。目前通过采 用馈线测控终端（FTU）对配电网开关、重合器、环网柜等一次设备进行数据采 集和控制。因此，FTU、通信及配电一次设备成为实现馈线自动化的关键环节。 配网馈线自动化主要功能包括配网馈线运行状态监测，馈线故障检测，故障定位，故障隔离，馈线负荷重新优化配置，供电电源恢复，馈线过负荷时系统切换操作，正常计划调度操作，馈线开关远方控制操作，统计及记录。 配电网馈线自动化系统，与其它自动化系统关系密切，如变电站综合自动化 系统、集控中心站、调度自动化系统（SCADA）、用电管理系统、AM/FM/GIS地 理信息系统、MIS系统等。因此必须采用系统集成技术，实现系统之间信息高度 共享，避免重复投资和系统之间数据不一致。配电网中的停电包括检修停电和故 障停电两部分，提高供电可靠性就是要在正常检修时缩小因检修造成的停电范围；在发生故障时，减小停电范围，缩短停电时间。这就要求对具有双电源或多电源 的配电网络，在进行检修时，只对检修区段进行停电，通过操作给非检修区段进 行供电；故障时快速的对故障进行定位、隔离、恢复非故障区段的供电。配电网 络的构成有电缆和架空线路两种方式。电缆网络多采用具有远方操作功能的环网 开关，对一次设备和通信系统的要求高，适合于经济发达的城区；对于大多数县 级城市，配网改造必须综合考虑资金和效果两个因素，采用以重合器、分段器和 负荷开关为主的架空网络方案比较合适。其中，架空线路电源手拉手供电是最基 本的形式。线路主干线分段的数量取决于对供电可靠性要求的选择。理论上讲， 分段越多，故障停电的范围越小，但同时实现自动化的方案也越复杂。在手拉手 供电方式下，要求系统对各分段的故障能够自动识别并切除，最大限度缩短非故
馈线自动化模式选型与配置技术原则(征求意见稿)
馈线自动化模式选型与配置技术原则 （征求意见稿） 2017年12月
目录 1概述 (1) 1.1范围 (1) 1.2规范性引用文件 (1) 1.2.1设计依据性文件 (1) 1.2.2主要涉及标准、规程规范 (2) 2馈线自动化模式概述与应用选型 (3) 2.1集中型馈线自动化概述 (3) 2.2就地型馈线自动化概述 (3) 2.2.1重合器式馈线自动化 (3) 2.2.2分布式馈线自动化 (4) 2.3模式对比与应用选型 (5) 2.3.1模式对比 (5) 2.3.2应用选型 (8) 3集中型馈线自动化应用模式 (9) 3.1适用范围 (9) 3.2布点原则 (9) 3.3动作逻辑 (10) 3.3.1技术原理 (10) 3.3.2动作逻辑原理 (11) 3.3.3短路故障处理 (12) 3.3.4接地故障处理 (13)
3.4性能指标 (13) 3.5配套要求 (14) 3.5.1配套开关选用 (14) 3.5.2配套终端选用 (14) 3.5.3配套通信选用 (15) 3.5.4保护配置选用 (15) 3.6现场实施 (17) 3.6.1参数配置 (17) 3.6.2安装要求 (18) 3.6.3注意事项 (18) 3.7运行维护 (18) 3.7.1操作指导 (19) 3.7.2检修指导 (19) 3.7.3运维分析指导................ 错误！未定义书签。 3.8典型应用场景 (19) 4重合器式馈线自动化应用模式 (22) 4.1电压时间型 (22) 4.1.1适用范围 (22) 4.1.2布点原则 (22) 4.1.3动作逻辑 (22) 4.1.4性能指标 (24) 4.1.5配套要求 (24)
馈线自动化系统
馈线自动化系统 文稿归稿存档编号：[KKUY-KKIO69-OTM243-OLUI129-G00I-FDQS58-
馈线自动化系统
1.概述 配电自动化系统简称配电自动化（DA-Di stri-bution Automa t ion），是对配电网上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统，它是近几年来发展起来的新兴技术领域，是现代计算机及通信技术在配电网监视与控制上的应用。目前，西方发达工业国家正大力推广该技术，我国有的供电部门也已经采用或正在积极地调研考察，准备采用这项技术。按照系统的纵向结构，配电自动化可分为配电管理系统（DMS主站）、变电站自动化、馈电线路自动化、用户自动化（需方管理DSM）等四个层次的内容。其中，馈电线路自动化系统，简称馈线自动化（FA-Feeder Automation），难度大，涉及的新技术比较多，是提供供电可靠性的关键。本文将介绍馈线自动化的基本概念、系统结构及其各个组成部分的功能、作用及技术要求，供有关工作者参考。
2馈线自动化简介 2.1馈线自动化的定义 在工业发达国家的配电网中，广泛采用安装在户外馈电线路上的柱上开关、分段器、重合器、无功补偿电容器等设备，以减少占地面积与投资，提高供电的质量、可靠性及灵活性。现在在我国各供电部门占也愈来愈多地采用线路上的设备。这些线路上的早期设备自动化程度低，一般都是人工操作控制。随着现代电子技术的进步，人们开始研究如何应用计算机及通信技术对这些线路上的设备实现远方实时监视、协调及控制，这样就产生了馈线自动化技术。馈线自动化，又称线路自动化或配电网自动化，按照国际电气电子工程师协会（IEEE）对配电自动化的定义，馈线自动化系统（FAS-Feeder Automa-tio n System）是对配电线路上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统。 2.2馈线自动化的功能 馈线自动化主要有以下几项功能： （1）数据采集与监控（SCADA） 就是通常所说的远动，即四遥（遥信、遥测、遥控、遥调）功能。 （2）故障定位、隔离及自动恢复供电 指线路故障区段（包括小电流接地故障）的定位与隔离及无故障区段供电的自动恢复。 （3）无功控制 指线路上无功补偿电容器组的自动投切控制。
【配电自动化】就地型馈线自动化FA试验
配电自动化FA是指在故障时获取故障信息，并自动判别和隔离馈线故障区段以恢复对非故障区的供电，从而减小停电面积和缩短停电时间。其中，就地型FA自动化的控制通过利用重合器和分段器、利用重合器和重合器、利用点对点通信等方式实现就地隔离故障，故障信息上传。 试验地点：江西省XX供电公司 试验设备：配电之星-P2200A1 配电自动化终端测试仪3台、WDS-3 配电开关模拟试验盒1台、柴油发电机1台、笔记本1台、对讲机若干。（FTU使用物联网卡与主站通信） △配电之星-P2200A1 配电自动化终端测试仪下图为试验现场10kV线路正常投运一次接线图。 终端自愈控制策略：变电站开关CB重合两次、线路首级分段开关FD1通电延时20s后合闸，FS1为首端分段开关，FS2~FS6/ LSW1~LSW2为自适应综合型智能负荷分段开关/联络开关，YS1~YS2为用户分界开关（断路器）。将WDS-3 配电开关模拟试验盒放置在CB开关，模拟其动作，3台配
电之星-P2200A1配电自动化终端测试仪分别放置于FS1、FS2、FS3处模拟故障电流电压。 △10kV线路正常投运一次接线图 △配电之星-P2200A1配电自动化终端测试仪主界面
△FA测试模块界面 FA测试模块界面可显示每台测试仪对应终端状态。此次试验模拟故障1、2、3分别为FS1、FS2、FS3开关对应配网测试仪的输出状态和开关状态。根据终端状态设定故障时电流、电压、开关位置等电气模拟量，结合电流方向判断开关前后故障类型，找出故障点，快速隔离故障，无需进行繁琐状态序列推演。 此次试验以故障发生在主干路FS2与FS3之间为例，进行就地型FA自动化动作过程分析：
馈线自动化基本应用
馈线自动化基本应用 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。
某架空线路馈线自动化技术方案
10kV架空线路馈线自动化 技术方案（试行） 机制建设实施方案》的要求，为实现10千伏架空线路故障的快速定位、隔离和恢复，降低10kV馈线故障跳闸率，明确适合我局架空线路实际的馈线自动化模式，确保架空线路馈线自动化建设顺利推进，特制定本方案。 从 年以来积累了较为丰富的运行经验，区局均有多条架空馈线安装了柱上自动化开关，并实现了馈线自动化功能。主要实施模式是采用电压型自动化柱上开关，配合馈线出线开关二次重合闸，实现故障区域的隔离。 这种传统的馈线自动化模式具有设备配置简单，隔离故障成功率高的特点，但也具有以下缺点： （1）每次故障都会导致馈线出线开关跳闸。 （2）非故障段也会引起停电。 （3）隔离故障需要馈线出线开关多次分闸、合闸配合，造成非故障区域的多次重复停电以及对系统的多次冲击。 （4）隔离故障所需时间长，需要逐段延时合闸分段负荷开关。
（5）不能实现馈线潮流、开关工况的远方监视控制。 我局10kV架空线路以单放射型和“2-1”联络型为主，主干线上带有多条分支线，分支线再延伸出多条小分支线，线路结构复杂，而且分支线上的每一次永久或瞬时故障均会引起全条馈线停电，影响范围较大，因此传统的电压型馈线自动化模式已不能满足我局配网实际发展需求。 二、馈线自动化的功能需求 实现馈线自动化的主要方式是用断路器或负荷开关将馈线分成若干区段，实现对馈线的分段监测、控制,同时应用线路分段故障隔离技术，使线路设备保护与变电站保护进行有效的配合。 实施馈线自动化的目的一是对馈线进行快速地故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复，最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间；二是对配电网正常运行状态进行监控。要减少故障引起的停电范围，就必须使线路合理分段，故障时只跳开靠近故障区域的下游开关，使开关动作引起的停电范围最小。另外，在进行故障隔离和供电恢复的过程中，尽量使开关不做不必要的动作，以减少开关动作次数，延长开关的使用寿命。基于此思路，实现馈线自动化要遵达到以下目的: （1）减少变电站出线开关跳闸 馈线出线开关跳闸将影响整条馈线的全部供电区域，停电影响范围最大。馈线发生相间短路或单相接地故障时，应通过增设
配电自动化系统馈线保护的配置
配电自动化系统馈线保护的配置 发表时间：2017-12-18T11:23:45.117Z 来源：《电力设备》2017年第24期作者：张建宋恩稼[导读] 摘要：随着国民经济的高速发展，人们的生活水平有了显著的提高，在能源方面的需求也越来越高，能源的紧缺问题开始渐渐地暴露出来。 （国网山东省电力公司乳山市供电公司山东乳山 264500）摘要：随着国民经济的高速发展，人们的生活水平有了显著的提高，在能源方面的需求也越来越高，能源的紧缺问题开始渐渐地暴露出来。目前为止，我国大部分地区电力事业的发展相对落后，为了确保对电力资源的有效控制，就需要采用自动化配电方式来确保用电的合理化，如何确保其安全性就显得越发重要。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。 关键词：配电自动化；馈线保护；配置引言 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。目前为止，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经得到了普遍认可。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的彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。本文通过分析传统的馈线保护方式和馈线自动化的基本功能及原理，阐述了实施了配电自动化系统后，配电网馈线系统保护配置过程中应注意的问题。 1.配电网馈线保护的现状及方式 电力系统由发电、输电和配电三个部分组成。发电环节的保户集中在元件保护，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至最小。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，因为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快速。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不尽相同。许多的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用户的负面影响作为配电网保护的目的。配电网馈线保护的主要作用是提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复用电。具体有以下几种方式： 1.1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。目前在我国城乡电网改造中仍然有很多的重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性。其相对于传统的电流保护而言有更大的优势。但是，这种方案的缺点就是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定的影响。 1.2传统的电流保护 最基本的继电保护之一就是过电流保护，因为受到经济的限制，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般情况下很短，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。比较常见的方式有反时限电流保护和三段电流保护。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。如果发生馈线故障时，就要将整条线路切掉，并不用考虑对非故障区段的恢复供电，这些都不利于供电可靠性。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。 1.3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。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遥控及重合闸等多种方式，能够快速的切除故障，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用电。这种方案是目前为止配电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、恢复用电方面都有效的提高了供电可靠性。 2.馈线自动化基本功能及原理 馈线自动化的主要功能有：在正常的情况下，对馈电网进行监控和数据采集，包括相应馈线柱上开关的状态、馈线电流电压等；在发生故障时进行故障记录，遥控馈线柱上开关的合闸、分闸。在配电自动化系统综合分析故障信息后遥控执行自诊断、隔离、恢复功能。根据负荷均衡情况实现配电网的优化与重构。馈线自动化就是监视馈线的负荷及运行方式。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和控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用。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和配电高级应用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。 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：第一，电流保护切除故障；第二，集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；第三，集中式的配电主站或子站遥控FTU实现非故障区域的恢复用电。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用电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就能够大大的提高馈线保护性能，从而一次性的实现故障切除与故障隔离。这就需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协作动作，共同实现有选择性的故障隔离，以上就是馈线保护的基本思想。 3.馈线保护的基本原理 馈线系统保护实现的前提条件是：快速通信；控制对象是断路器；终端是保护装置而非TTU。 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。 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0.2s，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，并启动通信。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。