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
分段断路器和负荷开关的方法，尽可能在出线开关跳闸之前有效隔离故障区域，减少出线开关动作次数。
（2）提高变电站出线开关重合闸成功率
馈线出线开关跳闸后应依靠自动化开关自动切除永久性故障区域，最终使得重合闸成功，缩小故障引起的停电范围，从而提高重合闸成功率，减少故障跳闸次数（重合闸不成功）。
（3）减少靠近电源侧的开关动作次数
靠近电源侧越近的开关，其跳闸引起的停电范围也越大，应尽量使靠近电源侧的开关少动作。
（4）自动隔离分支线或用户侧单相接地故障
由于我局10kV配网中性点接地方式以中性点经消弧线圈接地为主，单相接地故障会造成变电站整条10kV母线接地，如果变电站选线装置无法正确选择故障线路，则将采取“试漏”的方式逐条停电，扩大了故障影响范围。因此应采取有效措施避免单相接地故障所引起的跳闸，在分支线或用户出门处设置用户分界负荷开关自动切除单相接地故障。
（5）控制单元灵活采用多种通信方式，可上传开关状态信号馈线自动化开关控制器（FTU）应根据需求灵活配置多种通信模块，开关动作后FTU可采用无线、光纤等多种通信方式将告警信号上传至后台，缩短运行人员的故障查找时间。架空线路覆盖范围广阔，前期建设可使用无线通信（2g/3g）方式。
三、馈线自动化开关设备
本方案中所应用的柱上开关根据不同开关类型以及主要功能分类，可分为以下几种：
（1）智能柱上断路器
智能柱上断路器是配置自动化控制单元和保护单元的柱上断路器，满足馈线自动化的功能要求，可切断相间短路电流、负荷电流、零序电流。可装设在主干线和分支线上，配备三相电压或电流互感器（小电阻接地系统加装零序电流互感器）。可带两种保护配置，一种配置带时限的过流或速断保护、零序保护，另一种配置重合闸后加速保护。
（2）智能柱上负荷开关
智能柱上负荷开关是配置自动化控制单元的柱上负荷开关，满足馈线自动化的功能要求，可切断负荷电流、零序电流，并且可灵活配置为电流型或电压型。可装设在主干线和分支线上，配备三相电压和电流互感器（小电阻接地系统加装零序电流互感器）。具有有压延时合闸、无压延时分闸等功能，自动隔离故障区域。
（3）分支线用户分界断路器
与智能柱上断路器功能一致，配置了自动化控制器，具备保护功能，满足馈线自动化的功能要求，保护动作整定时间与馈线出线断路器和主干线自动化分段断路器互相配合，可自动切除用户侧的相间短路和单相接地故障，不引起上一级线路跳闸。配备三相电流互感器（小电阻接地系统加装零序电流互感器）。
（4）馈线自动化智能控制器（FTU）
馈线自动化控制器可与断路器、重合器、负荷开关连接，可设置多种控制参数，灵活使用多种通信方式，使得柱上开关实现馈线自动化相关功能。控制器可选择配备多种保护功能，包括配置带时限的过流或速断保护、零序保护、电压时限型、电流时限型控制等模式。
（5）柱上负荷开关和柱上断路器
目前应用的柱上负荷开关和柱上真空断路器作为架空线路的分段开关，仅就地手动操作，不能配置自动化控制单元，今后不再使用，逐步淘汰。
四、馈线自动化一次设备及保护配置方案
本方案涉及的主要设备为馈线出线断路器、主干线分段断路器、主干线分段负荷开关、分支线分界断路器、分支线分界负荷开关、分支线用户分界负荷开关。10kV线路按“电压-时间”型馈线自动化方案配置，当10kV线路最长路径（指变电站到最远10kV用户的路径）超过8kM时，或主干线用自动化分段开关分段超过3段时，应配置主干线分段断路器。主干线分段断路器FB（配备时限保护）将主干线分为两段，分段原则主要考虑线路的负荷分布，开关两侧的馈线负荷或线路长度应尽可能相等。
（一）配置方案（以小电阻接地系统配置主干线分段断路器为例）
主干线I段主干线II段
CB为带时限保护（限时速断，过流，零序）和二次重合闸功能的馈线出线断路器
FB为带时限保护（限时速断，零序）和二次重合闸功能的主干线分段断路器
FSW1～FSW2为主干线分段负荷开关
ZB1为带时限保护（限时速断，零序）和二次重合闸功能的分支线分界断路器
ZSW1为分支线分界负荷开关
YSW1～YSW3为分支线用户分界负荷开关
LSW为联络开关
方框表示断路器，圆圈表示负荷开关。
开关填充黑色表示闭合，填充白色表示分闸。
1、变电站馈线出线断路器
馈线出线断路器配置二次重合闸，设限时速断保护、带时限
过流保护、零序保护。限时速断保护动作时间整定为0.3s，过流保护时限不大于0.5s，零序保护时间整定为1.0s。一次重合闸延时5s，二次重合闸延时60s。二次重合闸闭锁时间为5s。
2、主干线分段断路器——配备时限电流保护
在馈线主干线上设置一台馈线自动化分段断路器。分段断路器配置三相电流互感器、零序电流互感器，具有分断相间短路电流、负荷电流和零序电流的功能。馈线自动化分段断路器连接馈线自动化控制器，馈线自动化控制器应具有如下功能：（1）具有二次重合闸功能。一次重合闸延时5s，二次重合闸延时60s。
（2）设带时限过流保护、零序保护装置。过流保护动作时间整定为0.15s，零序保护时间整定为0.7s。
（3）控制器保护动作时间和开关操作机构分闸时间之和在90ms以内。
（4）闭锁二次重合闸功能：一次重合闸后在设定时间3s之内检测到故障电流，保护动作跳闸，则闭锁二次重合闸。
（5）馈线自动化控制器可根据需求配置不同通信模块，可使用光纤、载波、无线通信自动上传开关动作、电流电压信号和告警信号。
（6）使用PT取电。
3、主干线分段负荷开关
在主干线上设置馈线自动化分段负荷开关，实现自动隔离故障区域。分段负荷开关配置三相电压互感器、电流互感器，具有分断负荷电流的功能。主干线分段负荷开关可以根据实际需要设置多台，可设置在主干线的任何位置。馈线自动化分段负荷开关连接馈线自动化控制器，馈线自动化控制器应具有如下功能：（1）属于电压型，当开关两侧失压且无电流流过（断路器分断后），脱扣快速自动分闸，当开关一侧有压后延时5s合闸。
（2）闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间3s之内失压，则自动分闸并闭锁合闸。
（3）闭锁分闸功能：若合闸之后在设定时间3s之内没有检测到故障，则闭锁分闸功能，延时5分钟后闭锁复归。
（4）馈线自动化控制器可根据需求配置不同通信模块，可使用光纤、载波、无线通信自动上传开关动作、电流电压信号和告警信号。
（5）使用PT取电。
4、分支线分界断路器——配备时限电流保护
分支线分界断路器设置在主干线的大分支线首端，其作用主要是隔离分支线上发生的故障。分段断路器配置三相电流互感器、零序电流互感器，具有分断相间短路电流、负荷电流和零序电流的功能。分支线分段断路器配置馈线自动化控制器，馈线自动化控制器应具有如下功能：
（1）具有二次重合闸功能。一次重合闸延时5s，二次重
合闸延时60s。
（2）配备带时限的速断保护或过流保护、零序保护装置。
（3）控制器继电器动作时间和开关操作机构分合时间之和在90ms以内。
（4）若分支线在主干线第一分段（FB电源侧），分界断路器电流保护动作时间整定为0.15s，零序保护时间整定为0.3～0.7s。
（5）若分支线在主干线第二分段（FB负荷侧），分界断路器电流保护动作时间整定为0s，零序保护时间整定为0.3s。
（6）馈线自动化控制器可根据需求配置不同通信模块，可使用光纤、载波、无线通信自动上传开关动作、电流电压信号和告警信号。
（7）使用PT取电。
在主干线分段断路器（FB）电源侧的分支线上，分支线分界断路器可整定相间短路动作时限为0.15s，零序保护0.7s，并可在第二级分支线上再增加一个分支线用户分界断路器，相间短路保护动作时限整定为0s，零序保护0.3s。
分支线分界断路器可选择设置在负荷较重、线路延伸距离长且发生故障次数较多的大分支线首端。在一条线路上不宜设置多台电流保护动作时间为0s的分界断路器，避免瞬时故障引起断路器跳闸。
5、分支线分界负荷开关
分支分界负荷开关安装在分支线首端，其作用主要是隔离发生在分支线上的故障。分支线分界负荷开关配置三相电压和电流互感器、零序电流互感器，具有分断负荷电流和零序电流的功能。分支线分界负荷开关连接馈线自动化控制器，馈线自动化控制器应具有如下功能：
（1）属于电压型，当开关两侧失压且无电流流过（断路器分断后），脱扣自动快速分闸，当开关一侧有压后延时5s合闸。
（2）闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间3s之内失压，并检测到故障电流，则自动分闸并闭锁合闸。如果没有检测到故障电流，则分闸不闭锁合闸。
（3）闭锁分闸功能：若合闸之后在设定时间3s之内没有检测到故障，则闭锁分闸功能，延时5分钟后闭锁复归。
（4）馈线自动化控制器可根据需求配置不同通信模块，可使用光纤、载波、无线通信自动上传开关动作、电流电压信号和告警信号。
（5）使用PT取电。
（6）分支线以设置分支线分界负荷开关为主，所带负荷较重的大分支线可在分支线首端设置分支线分界断路器，下级设置分界负荷开关。
6、分支线用户分界负荷开关（看门狗）
分支线用户分界开关装设在10kV配网架空线路分支线用户
出门位置的责任分界点，具有分断负荷电流以及自动隔离单相接地故障的能力，配置三相电流互感器和零序电流互感器。若分支线比较短且只有少量用户，可在分支线首端设置分支线用户分界负荷开关，无需设置分支线分界负荷开关。分支线用户分界负荷开关连接馈线自动化控制器，馈线自动化控制器应具有如下功能：
（1）可采用电压型或电流型开关。
（2）当开关为电压型时，发生相间短路故障后断路器跳闸，开关两侧失压且无电流时开关脱扣快速分闸，当开关一侧有压后延时5s合闸。开关合闸之后在设定时间3s之内失压，并检测到故障电流，则自动分闸并闭锁合闸。如果没有检测到故障电流，则分闸不闭锁合闸。
（3）当开关为电流型时，流过第一次故障电流开关不动作，记数1次，流过第二次故障电流记数2次，开关在无压无流时分闸并闭锁合闸。
（4）检测到单相接地故障加速跳闸，自动切除单相接地故障。自动切除接地故障后延时5s自动合闸，若接地故障为永久故障，由用户分界负荷开关分闸切断接地故障，则开关在设定时间3s之内再次分闸并闭锁合闸。
（5）馈线自动化控制器可根据需求配置不同通信模块，可使用光纤、无线通信自动上传开关动作、电流电压信号和告警信号。
（6）使用PT取电。
分支线用户分界负荷开关与分支线分界负荷开关的功能基本相同，对用户侧线路长度长，用户线路或设备残旧，多次发生用户出门事故的用户应选择安装用户分界负荷开关。
7、联络开关
联络开关配置与主干线分段负荷开关相同。
（二）方案总体特点
1、设置主干线分段断路器（配备时限保护）将主干线分为两段，第二分段发生故障由主干线分段断路器自动切除，不会引起变电站出线断路器跳闸，相当于减少了50％变电站出线断路器的跳闸，同时缩小了故障引起的停电范围，保障了上一级线路的正常供电。
2、只有馈线出线开关到第一个分段断路器（负荷开关）之间区域发生永久性故障时才会导致馈线出线开关重合不成功，其余区域如果发生故障将能得到迅速隔离，跳闸后重合成功,变电站出线开关重合成功率将得到大幅提高，可达到90％以上。
3、分段负荷开关具有分闸闭锁功能，减少了恢复供电时逐级合闸的时间，减少了非故障段的停电时间。
4、用户分界负荷开关的应用有效隔离了用户侧单相接地故障，不会引起的上一级线路跳闸，减少了用户出门事故。
5、无需通信手段即可实现故障的迅速隔离，若配合通信手段可实时监控各开关的状态，开关动作时向后台发送故障信号，
实现故障的快速定位。同时，实时采集监视馈线潮流和开关运行信息。
（三）断路器保护配置要求
1、10kV馈线出线开关保护和主干线分段断路器保护的配合：
变电站端出线开关限时速断保护时间为0.3s，零序保护时间为1.0s；主干线分段断路器过流保护时间为0.15s，零序保护时间为0.7s，两级过流保护的时间级差为0.15s，零序保护的时间级差为0.3s。根据上下级保护时间级差的配合原则：
△T=T1+T2+Td+Ty
T1:保护1时间继电器的正、负误差:取±30ms
T2:保护2时间继电器的正、负误差:取±30ms
Td:断路器跳闸时间
Ty:裕度时间：30ms
相间故障：断路器跳闸时间Td≤150－30－30－30＝60ms
即主干线断路器保护动作时间和断路器分闸时间之和≤90ms
接地故障：断路器跳闸时间Td≤300－30－30－30＝210ms
即主干线断路器保护动作时间和断路器分闸时间之和≤240ms
2、主干线分段断路器保护和分支线分界断路器保护的配合：
主干线分段断路器过流保护时间为0.15s，零序保护时间为0.7s；主干线分段断路器负荷侧的分支线分界断路器速断、过流保护时间为0s，零序保护时间为0.3s，两级过流保护的时间级
差为0.15s，零序保护的时间级差为0.4s，根据上下级保护时间级差的配合原则：
△T=T1+T2+Td+Ty
T1:保护1时间继电器的正、负误差:取±30ms
T2:保护2的时间继电器的正、负误差:取±30ms
Td:断路器跳闸时间
Ty:裕度时间：30ms
相间故障：断路器跳闸时间Td≤150－30－30－30＝60ms
即分支线断路器保护动作时间和断路器分闸时间之和≤90ms
接地故障：断路器跳闸时间Td≤400－30－30－30＝310ms
即分支线断路器保护动作时间和断路器分闸时间之和≤340ms
3、分支线分界断路器保护和用户开关房内断路器保护的配合
主干线分段断路器电源侧的分支线分界断路器过流保护时间为0.15s，如果用户断路器保护时间为0s，则满足配合要求。在完成馈线自动化的改造后，应对所有的用户开关房保护定值进行调整。
主干线分段断路器负荷侧的分支线分界断路器速断保护时间为0s，则与用户断路器保护已经无法配合，当用户侧发生故障时，将造成用户断路器和分支线分界断路器保护越级同时跳闸。
目前柱上断路器的分闸时间一般为25ms～40ms，在裕度时间允许范围之内，过流保护时间基本满足级差配合要求的。
（四）终端后备电源问题
目前户外终端后备电源应用主要有铅酸蓄电池和超级电容两种类型，综合考虑户外运行环境和设备运维等因素，方案中断路器和负荷开关宜采用超级电容作为后备电源。其容量应满足系统电源掉电后，对控制器可靠供电时间不低于1分钟的要求，以确保在系统停电情况下告警、故障等信号的可靠上传。
（五）消弧线圈接地系统零序保护设置问题
对于消弧线圈接地系统，变电站内馈线保护设置了零序保护告警功能，方案中分段断路器、分支线分界断路器配置零序保护，对于零序保护的时限可按厂家装置允许范围自行选择整定，如投零序保护跳闸功能，应考虑级差配合问题（同方案中小电阻接地系统方式下分段断路器、分支线分界断路器的配合要求）。
（六）转供电
方案中联络开关在正常运行方式下设置为手动状态，当线路需要转供电时，先将智能柱上开关从自动状态转换到手动状态，然后再手动合上联络开关，转电期间暂时退出自动化功能，避免出现保护失配。
（七）注意事项
实施馈线自动化的10kV线路不再配置故障指示器。
五、故障隔离过程
1、主干线分段断路器电源侧发生故障
（隔离故障恢复供电所需时间：70秒）
（2）CB保护动作跳闸，FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1~3在失压后跳闸
（4）FSW1一侧有压，延时5s合闸。
（5）由于是永久故障，CB再次跳闸，FSW1失压分闸，并闭锁合闸。
70秒。
2、主干线分段断路器负荷侧发生永久故障
（隔离故障恢复供电所需时间：70秒）
（1）FSW2和ZSW1之间发生永久故障
（2）FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。
（3）FB在5s之后重合闸
（4）FSW2一侧有压，延时5s合闸
（5）由于是永久故障，FB再次跳闸，FSW2分闸并闭锁合闸。
（6）FB在60s后第二次重合闸。FSW2成功隔离故障，隔离故障耗时约70秒
3、分支线分界负荷开关负荷侧发生永久故障
（隔离故障恢复供电所需时间：75秒）
（1）ZSW1和YSW3之间发生永久故障
（2）FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。
（3）FB在5s后重合闸。
（4）FSW2一侧有压，在延时5s后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸。
智能配电网分布式馈线自动化技术 郑文彩
智能配电网分布式馈线自动化技术郑文彩 发表时间：2017-11-24T10:34:39.573Z 来源：《电力设备》2017年第21期作者：郑文彩孙宝磊[导读] 摘要：目前，我国的配电自动化有很多试点，由分布的主站、分站和馈线端子结构形成的三层结构已得到普遍认可。 （国网山东省电力公司兰陵县供电公司山东临沂 277700） 摘要：目前，我国的配电自动化有很多试点，由分布的主站、分站和馈线端子结构形成的三层结构已得到普遍认可。光纤通信作为通信的主干也已经达成共识。馈线自动化的实现也可以在光纤通信的基础上构建，这使得馈线终端可以彼此快速通信，以实现更高性能的分布网络单相接地故障处理功能。通过自动监控的方式了解馈线线路中的每一个分段开关和联合开关的闭合情况以及电流电压的运行情况，并且能通过远程操控对馈线电路中的开关的闭合与开启以及电流电压的流通进行控制。 关键词：智能配电网；分布式馈线；自动化技术；应用 引言 随着经济的持续发展及科技的不断进步，供电可靠性越来越受到人们关注，同时，它也是电力公司争创一流的重要技术指标。馈线自动化（Feeder Automation，FA），作为配电自动化的一项的核心功能，是提高配电网可靠性的关键技术。 1 自动化的概念 所谓的自动化听起来是个比较专业的名词，其实简单地来说，自动化就是在没有人力的情况下，利用各种不同的传感器来控制工作需要使用的各类机器，执行它的控制功能。自动化的产生比较早，可以始于人们开始发明出机器并且利用机器按照设计机器时所设定的功能和必要的程序来代替人力进行一些固定的简单的重复性强的工作，已达到将人力从复杂、繁重、简单重复的劳动中解放出来，并且工作于需要脑力较多机器暂时无法代替的任务中。但是机器只做简单的工作随着时代的发展并不能满足人类的需求，为了让人类尽可能的解放出来，对机器的要求越来越高，不仅要求机器能自动地按固定程序工作，而且要求机器要在外界环境不断变化的情况下能够完成自己的任务，机器要具有分析外界环境变化的能力，并且结合自己接受到的外界信息来调整自己的行动。自动化技术就是研究如何能通过各种工具使机器自动的完成一些工作从而提高人类生活和工作的质量。 2 分布式馈线 馈线自动化（Feeder Automation，FA），是配电自动化的重要组成部分，是提高配电网可靠性的关键技术。当馈线在运行中发生故障时，能自动进行故障定位，实施故障隔离和恢复对健全区域的供电，提高供电可靠性。馈线自动化系统在实际的工作中，能够实现对馈线分段开关、联络卡关、线路开关的分闸操作和自动化系统的电压情况进行远程的跟踪和实时的监测，大大提高了馈线自动化系统的可靠性和安全性，能够在第一时间掌握发生故障的信息，并得到及时的解决，从而提高了供电的质量和稳定性，能够在发生停电故障时，减少停电的时间和影响的范围。（1）馈线自动化一次设备：一次设备的线路开关在变压器内的断路器切除了故障后，线路已经在停电状态下进行操作的。一般在实际的选择时，为了减少馈线自动化建设的成本消耗，都选用无电流开断能力的分段开关。（2）FTU：控制箱设备可以说是FTU馈线自动化系统的核心。控制箱能够实现馈线系统的统计、对时、遥信、和遥控功能，利用空间箱，能够对系统的事故进行记录，让馈线自动化系统实现自检，完成自我恢复。（3）FA控制主站：在FTU馈线自动化系统进行正常工作时，FA控制主站的主要功能就是联系起众多的分散的单元，相当于整个系统中的转发和通道集中装置。 3 智能配电网分布式馈线自动化技术的应用 随着我国当前经济的快速发展，电能对于经济的发展产生了极大的影响。在此现状下，关于配网的运行状况，以及工程建设也越来越复杂。此种情况下，配网的运行状态则影响着区域经济的发展以及电能的稳定供应。 3.1 快速定位故障 FA 仅将环网柜间隔发送的过流信号作为故障点判断依据，有故障电流流过的末端环网柜间隔即为故障点。如果末端环网柜故障间隔因设备缺陷未发过流信号将造成 FA 对故障点判断错误、扩大隔离范围、误导配网人员对故障点的查找。现有 FA 故障定位逻辑只单一依靠故障电流流过的环网柜间隔所发的过电流信号作为判断依据，而即使线路后端环网柜间隔保护出口跳闸，FA 故障定位逻辑也不会定位至该故障点处。通过与项目组沟通后，将配电自动化终端设备发出的保护出口信号也纳入 FA 故障定位判断逻辑条件，很大程度上完善了 FA 功能的故障定位功能。 3.2 馈线自动化的配网单相故障处理 第一，参与协同保护的是整个控制组，一个控制组所含的 FTU 只是本条馈线上所有的 FTU，只要单相接地故障发生在这条馈线上，整个控制组就会识别。第二，当发生较大的电流故障时，只有一个FTU 控制组能启动；并会发生单相接地故障，但是只能依靠零序电压启动，所以整个变电站所有控制组都被激活。第三，单相接地故障的发生，由于相对复杂的标准，一般处理将放在第一个控制组的第一个节点，不是两两通信。最后，纵向识别不能完全取代横向识别，尤其是对于不是全站实现馈线自动化的变电站，横向识别必不可少。 结束语 离线仿真平台不仅能够模拟故障，测试FA 动作情况，验证策略正确性。由于其较实时系统具有同步性及独立性，能够实现实时系统的功能且不会对实际运行设备造成任何影响，基于此特点，我们还将该系统应用于调度实际培训及 FA 投运校验工作。利用离线仿真平台模拟故障，还原现场，通过故障仿真培训有效提升配网调控员事故处理能力。 参考文献： [1] 刘剑.10kV配电网馈线自动化发展与现状分析[J].企业技术与开发，2010（11）. [2] 刘健.配电网故障处理研究进展[J].供用电，2015（4）：8-15. [3] 黄秋月.关于配网调度的馈线自动化应用要点分析[J].中国新技术新产品，2015，03：2.
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
智能分布式配电终端FTU-DTU..
智能分布式配电终端FTU/DTU及智能分布式FA 一、架空线路智能分布式馈线自动化终端（DAF-810馈线自动化终端） 1.现状和问题 传统的架空配电线路发生短路故障时，一般由变电站馈线出口断路器保护动作跳闸，并通过人工切除故障后，恢复供电。这种方式下，人员的维护量大，并且停电时间长，供电可靠性低。 现有的配电网自动化中一般是基于电压时间型的FTU，不依赖于通讯，当故障发生时，依然由变电站馈线出口断路器保护动作跳闸，通过FTU之间时间的配合，不断的通过重合，实现故障的自动恢复。这种方式下，如果发生的永久故障，并且故障发生在末端，会对配电网和用户设备造成多次短路冲击，而且恢复时间较长，供电可靠性依然低。 而智能分布式馈线自动化能够不依赖主站通过馈线自动化终端内部间的数据交换，实现故障点准确定位及跳闸。 图1 DAF-810馈线自动化终端FTU外观图 2.产品特点 广州市智昊电气技术有限公司DAF-810馈线自动化终端（分布式FTU）具有如下特点： 提高故障隔离与恢复的速度：为了保证系统的快速性，由智能FTU装置间就地动态决策，快速实现故障的自动恢复，有效减少馈线出口开关和分段开关的动作次数，极大的缩短停电时间。 加强系统运行的可靠性： 为了提高系统可靠性，主控FTU为动态的，当原主FTU故障时，其他FTU中编号最小的一台可自动取代原主控FTU，实现FTU协调功能。
系统基于无线通讯运行。在通讯正常的情况下，主控FTU能够准确定位故障点，并通过预置的控制策略来进行故障的快速隔离及恢复，避免了电压时间型FTU多次尝试性重合，减少了恢复过程中故障对系统的多次冲击；在通讯异常的情况下，本装置自动按传统的电压时间型FTU逻辑运行。 通过本系统的II段近后备保护，并结合馈线出口断路器的保护、母线保护、变压器保护，实现了电网、变电站和馈线各类保护的协同配合，同时本系统还具备重合闸、解列、重构等功能，完善了智能配电网的自愈体系，提高了配电网的供电质量。 提供强大的分析能力：后台监控系统主要包括系统运行监控功能、系统维护功能、分段开关四遥功能、以及后台辅助分析功能。监控功能指常态下的监控，系统维护功能主要包括馈线拓扑结构维护、控制策略的配置、定值的计算及在线下发等，而后台辅助分析功能包括故障场景再现，系统动作行为分析等。 运行过程中，本系统能将故障处理的过程信息，包括故障类型、故障点、电流、电压、DTU状态、通讯状态、分段开关状态，上传到后台监控系统或配电网自动化系统，实现故障处理的全过程监视及事后分析，便于检修人员的故障排除，缩短事故处理时间。 减少系统的维护量：后台监控系统，能提供配电网馈线拓扑结构的维护工具，能方便实现DTU装置的拓扑在线维护，并实现各类整定值的计算、校核和在线下发，系统维护量小。 本系统不需要配电自动化主站和变电站配网子站系统参与，就可自治实现配网的故障隔离及重合、故障恢复功能，安装实施简单，维护工作量小，便于推广使用。 强化投资的收益比：无线GPRS通讯是架空线型线路的标准配置，本系统要求的无线通讯并不增加投资。在资金充裕时，采用光纤通讯和断路器分段，可获得理想的保护选择性和故障智能处理特性；在资金紧张时，可使用GPRS专网、无线网桥建立通讯网络，使用负荷开关作为分段装置，也能建立就地智能FA，实现故障快速隔离及智能恢复。但是降低了故障隔离的选择性。 增强部署的灵活性：适用于市、县供电公司或大中型工矿企业中对供电可靠性有较高要求的架空线型配电线路。系统支持多种馈线拓扑结构，包括手拉手、单电源和多电源供电线路。 3.智昊电气DAF-810馈线自动化终端系统原理(中性点经小电阻接地系统的电缆网络) （1）电源甲侧首端线路故障检测
智能分布式馈线自动化的现状及发展趋势
暨南大学 本科生课程论文 论文题目：智能分布式馈线自动化 的现状及发展趋势 学院：电气信息学院 学系： 专业：自动化 课程名称：配电自动化 学生姓名： 学号： 指导教师：李伟华 2013年12 月23 日
0引言 (2) 1智能分布式馈线自动化及其故障处理概述 (3) 2分布式馈线自动化的发展概况及其局限 (3) 2.1现阶段馈线自动化系统技术分析 (2) 2.2馈线自动化技术故障处理的局限性 (2) 3智能分布式馈线自动化亟待解决的问题 (2) 3.1无电源端故障判别问题 (2) 3.2三相故障加速问题 (3) 3.3线路空载加速问题 (3) 4未来配网自动化的发展趋势 (3) 结论 (4)
智能分布式馈线自动化的现状及发展趋势何伶珍暨南大学电气信息学院广东珠海519000 摘要：智能分布式FA 的引进运用于配电网中, 大大减少无故障线路的连带性事故停电、缩小故障停电范围、缩短用户停电时间,从而提高用户的供电可靠性, 对电网的安全运行具有重要意义。本文以智能分布式FA 技术为基础, 讨论了智能馈线自动化的发展情况，重点论述了智能分布式馈线自动化故障处理的现状并就智能化馈线自动化系统组成进行了探讨，分析了其研究方向和亟待需要解决的问题。 关键词：智能配电网；分布式；馈线自动化；发展趋势 Abstract：The introduction of intelligent distributed FA used in the distribution network, greatly reducing trouble of route accidents blackout, power failure narrow range, shorten outage time users, so to improve the reliability of power supply for users, is of great significance to the safe operation of power grid.This paper is based on intelligent distributed FA technology, discusses the development of intelligent feeder automation, discusses the status of intelligent distributed feeder automation and intelligent feeder automation system are discussed, analyzed research direction and problems to solve. Keywords: intelligent distribution network；distributed；Feeder automation; the development trend 0 引言 馈线自动化( Feeder Automation，FA) ，又称配电线路自动化，是配电自动化的重要组成部分，是配电自动化的基础，是实现配电自动化的主要监控系统之一。馈线自动化是指在正常情况下，远方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作，在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。馈线自动化是提高配电网可靠性的关键技术之一。配电网的可靠、经济运行在很大程度上取决于配电网结构的合理性、可靠性、灵活性和经济性，这些又与配网的自动化程度紧密相关。通过实施馈线自动化技术，可以使馈线在运行中发生故障时，能自动进行故障定位，实施故障隔离和恢复对健全区域的供电，提高供电可靠性。 随着社会对电力需求的不断增长及对电能质量要求的不断提高，现有的配网故障处理及运营方式越来越难以满足用户对电能安全性及和可靠性的要求，配电自动化系统正是一种可以提高供电可靠性的重要技术手段，而它的核心就是馈线自动化功能。在配电自动化系统中，馈线自动化对于提高供电可靠性、减少停电面积和缩短停电时间具有深远的远的意义。它可以使停电时间大幅减少，并将线路故障范围从整条缩短到故障节点所在的分段之内，其最终效果使得停电故障对用户（或社会）
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
实验四 馈线自动化功能分析
实验四馈线自动化功能分析 一.实验名称 馈线自动化功能分析 二.实验目的 1.对馈线自动化功能的基本作用有一个感性认识：配电网的安全、可靠运 行是发电、供电和保障人民生产和生活用电的重要任务，馈线的运行方式和负荷信息必须及时准确地送到配网监控中心，以便运行管理人员进行调度控制管理；当故障发生后，能及时准确地确定故障区段，迅速隔离故障区段并恢复健全区域供电。 2.掌握配网SCADA的基本功能、实现原理和操作方法。 3.了解表征馈线当前运行状态的参数类型和特点、获取方式、表现形式。 如馈电点电压、有功功率、无功功率、电流和开关状态等。 4.了解改变馈线当前运行方式的控制命令信息的类型和特点、下发方式。 1.了解非正常状态信息的表现形式。 2.掌握故障判断、隔离和健全区域恢复供电功能的原理和实现。 三.实验要求 1.已对配网教材中有关馈线自动化系统基本结构和功能以及状态信息的处 理章节进行了学习，建立了基本概念。 2.实验前认真阅读实验指导书；实验中，根据实验内容，做好实验记录； 实验后，写出实验报告。 3.认真上机操作，建立感性认识。 4.严格按照教师的指导进行操作。 5.在实验过程中做好记录。
四.系统结构 FTU FTU 图4-1 系统结构
五.系统功能 图4-2 系统功能
六.实验步骤及内容 1.了解馈线自动化的硬件结构。 （1）调度自动化实验系统配置两台实时监控控制台，一台调度专用投影仪； （1）实时监控控制台联接在调度主站计算机网络系统中； （2）在实时监控控制台上运行实时监控软件，既监控输电网又监控配电网的运行情况； （3）本实验将连接在调度主站计算机网络系统中的多台微机控制台安装并运行实时监控软件，以满足更多同学同时上机操作的需要。 2.启动系统 （1）启动厂站一次控制模拟屏和远方采集终端RTU； （2）启动HUB； （3）启动服务器； （4）启动前置通信控制台及其软件； （5）启动实时监控控制台及其软件。 3.了解实时监控控制台的软件配置情况 （1） IP地址 （2）共享目录的映射关系 （3）实时监控软件运行状况，菜单功能，多画面显示 图4-3 主界面
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。
智能分布式配电终端FTU-DTU
智能分布式配电终端FTU/DTU及智能分布式FA 一、架空线路智能分布式馈线自动化终端（DAF-810馈线自动化终 端） 1.现状和问题 传统的架空配电线路发生短路故障时，一般由变电站馈线出口断路器保护动作跳闸，并通过人工切除故障后，恢复供电。这种方式下，人员的维护量大，并且停电时间长，供电可靠性低。 现有的配电网自动化中一般是基于电压时间型的FTU，不依赖于通讯，当故障发生时，依然由变电站馈线出口断路器保护动作跳闸，通过FTU之间时间的配合，不断的通过重合，实现故障的自动恢复。这种方式下，如果发生的永久故障，并且故障发生在末端，会对配电网和用户设备造成多次短路冲击，而且恢复时间较长，供电可靠性依然低。 而智能分布式馈线自动化能够不依赖主站通过馈线自动化终端内部间的数据交换，实现故障点准确定位及跳闸。 图1DAF-810馈线自动化终端FTU外观图 2.产品特点 广州市智昊电气技术有限公司DAF-810馈线自动化终端（分布式FTU）具有如下特点： 提高故障隔离与恢复的速度：为了保证系统的快速性，由智能FTU装置间就地动态决策，快速实现故障的自动恢复，有效减少馈线出口开关和分段开关的动作次数，极大的缩短停电时间。 加强系统运行的可靠性： 为了提高系统可靠性，主控FTU为动态的，当原主FTU故障时，其他FTU中编号最小的一台可自动取代原主控FTU，实现FTU协调功能。
系统基于无线通讯运行。在通讯正常的情况下，主控FTU能够准确定位故障点，并通过预置的控制策略来进行故障的快速隔离及恢复，避免了电压时间型FTU多次尝试性重合，减少了恢复过程中故障对系统的多次冲击；在通讯异常的情况下，本装置自动按传统的电压时间型FTU逻辑运行。 通过本系统的II段近后备保护，并结合馈线出口断路器的保护、母线保护、变压器保护，实现了电网、变电站和馈线各类保护的协同配合，同时本系统还具备重合闸、解列、重构等功能，完善了智能配电网的自愈体系，提高了配电网的供电质量。 提供强大的分析能力：后台监控系统主要包括系统运行监控功能、系统维护功能、分段开关四遥功能、以及后台辅助分析功能。监控功能指常态下的监控，系统维护功能主要包括馈线拓扑结构维护、控制策略的配置、定值的计算及在线下发等，而后台辅助分析功能包括故障场景再现，系统动作行为分析等。 运行过程中，本系统能将故障处理的过程信息，包括故障类型、故障点、电流、电压、DTU状态、通讯状态、分段开关状态，上传到后台监控系统或配电网自动化系统，实现故障处理的全过程监视及事后分析，便于检修人员的故障排除，缩短事故处理时间。 减少系统的维护量：后台监控系统，能提供配电网馈线拓扑结构的维护工具，能方便实现DTU装置的拓扑在线维护，并实现各类整定值的计算、校核和在线下发，系统维护量小。 本系统不需要配电自动化主站和变电站配网子站系统参与，就可自治实现配网的故障隔离及重合、故障恢复功能，安装实施简单，维护工作量小，便于推广使用。 强化投资的收益比：无线GPRS通讯是架空线型线路的标准配置，本系统要求的无线通讯并不增加投资。在资金充裕时，采用光纤通讯和断路器分段，可获得理想的保护选择性和故障智能处理特性；在资金紧张时，可使用GPRS专网、无线网桥建立通讯网络，使用负荷开关作为分段装置，也能建立就地智能FA，实现故障快速隔离及智能恢复。但是降低了故障隔离的选择性。 增强部署的灵活性：适用于市、县供电公司或大中型工矿企业中对供电可靠性有较高要求的架空线型配电线路。系统支持多种馈线拓扑结构，包括手拉手、单电源和多电源供电线路。 3.智昊电气DAF-810馈线自动化终端系统原理(中性点经小电阻接地系统的电缆网络) （1）电源甲侧首端线路故障检测
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。
馈线自动化系统
馈线自动化系统 This model paper was revised by the Standardization Office on December 10, 2020
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
基于智能分布式FTU、智能分布式DTU的智能分布式馈线自动化方案实现
基于智能分布式FTU、智能分布式DTU的智能分布式 馈线自动化方案实现 一、架空线路智能分布式馈线自动化（DAF-810馈线自动化终端） 1.现状和问题 传统的架空配电线路发生短路故障时，一般由变电站馈线出口断路器保护动作跳闸，并通过人工切除故障后，恢复供电。这种方式下，人员的维护量大，并且停电时间长，供电可靠性低。 现有的配电网自动化中一般是基于电压时间型的FTU，不依赖于通讯，当故障发生时，依然由变电站馈线出口断路器保护动作跳闸，通过FTU之间时间的配合，不断的通过重合，实现故障的自动恢复。这种方式下，如果发生的永久故障，并且故障发生在末端，会对配电网和用户设备造成多次短路冲击，而且恢复时间较长，供电可靠性依然低。 而智能分布式馈线自动化能够不依赖主站通过馈线自动化终端内部间的数据交换，实现故障点准确定位及跳闸。 图1 DAF-810馈线自动化终端FTU外观图 2.产品特点 广州市智昊电气技术有限公司DAF-810馈线自动化终端（分布式FTU）具有如下特点： 提高故障隔离与恢复的速度：为了保证系统的快速性，由智能FTU装置间就地动态决策，快速实现故障的自动恢复，有效减少馈线出口开关和分段开关的动作次数，极大的缩短停电时间。 加强系统运行的可靠性： 为了提高系统可靠性，主控FTU为动态的，当原主FTU故障时，其他FTU中编号最小的一台可自动取代原主控FTU，实现FTU协调功能。
系统基于无线通讯运行。在通讯正常的情况下，主控FTU能够准确定位故障点，并通过预置的控制策略来进行故障的快速隔离及恢复，避免了电压时间型FTU多次尝试性重合，减少了恢复过程中故障对系统的多次冲击；在通讯异常的情况下，本装置自动按传统的电压时间型FTU逻辑运行。 通过本系统的II段近后备保护，并结合馈线出口断路器的保护、母线保护、变压器保护，实现了电网、变电站和馈线各类保护的协同配合，同时本系统还具备重合闸、解列、重构等功能，完善了智能配电网的自愈体系，提高了配电网的供电质量。 提供强大的分析能力：后台监控系统主要包括系统运行监控功能、系统维护功能、分段开关四遥功能、以及后台辅助分析功能。监控功能指常态下的监控，系统维护功能主要包括馈线拓扑结构维护、控制策略的配置、定值的计算及在线下发等，而后台辅助分析功能包括故障场景再现，系统动作行为分析等。 运行过程中，本系统能将故障处理的过程信息，包括故障类型、故障点、电流、电压、DTU状态、通讯状态、分段开关状态，上传到后台监控系统或配电网自动化系统，实现故障处理的全过程监视及事后分析，便于检修人员的故障排除，缩短事故处理时间。 减少系统的维护量：后台监控系统，能提供配电网馈线拓扑结构的维护工具，能方便实现DTU装置的拓扑在线维护，并实现各类整定值的计算、校核和在线下发，系统维护量小。 本系统不需要配电自动化主站和变电站配网子站系统参与，就可自治实现配网的故障隔离及重合、故障恢复功能，安装实施简单，维护工作量小，便于推广使用。 强化投资的收益比：无线GPRS通讯是架空线型线路的标准配置，本系统要求的无线通讯并不增加投资。在资金充裕时，采用光纤通讯和断路器分段，可获得理想的保护选择性和故障智能处理特性；在资金紧张时，可使用GPRS专网、无线网桥建立通讯网络，使用负荷开关作为分段装置，也能建立就地智能FA，实现故障快速隔离及智能恢复。但是降低了故障隔离的选择性。 增强部署的灵活性：适用于市、县供电公司或大中型工矿企业中对供电可靠性有较高要求的架空线型配电线路。系统支持多种馈线拓扑结构，包括手拉手、单电源和多电源供电线路。 3.智昊电气DAF-810馈线自动化终端系统原理(中性点经小电阻接地系统的电缆网络) （1）电源甲侧首端线路故障检测
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。
10kV配电网馈线自动化自愈控制的分析
10kV配电网馈线自动化自愈控制的分析 发表时间：2017-11-22T16:10:28.883Z 来源：《电力设备》2017年第19期作者：姚淼 [导读] 摘要：本文主要针对10kV配电网馈线自动化的自愈控制展开了分析，对目前的馈线自动化现在作了详细的阐述，并探讨了相应的自愈控制应用，以期能为有关方面的需要提供有益的参考和借鉴。 （深圳供电规划设计院有限公司广东深圳 518000） 摘要：本文主要针对10kV配电网馈线自动化的自愈控制展开了分析，对目前的馈线自动化现在作了详细的阐述，并探讨了相应的自愈控制应用，以期能为有关方面的需要提供有益的参考和借鉴。 关键词：10kV配电网；馈线自动化；自愈控制 所谓的馈线自动化，是指变电站出线到用户用电设备之间的馈电线路自动化。如今，馈线自动化的应用，对10kV配电网的进一步发展起到十分重要的作用。而在馈线自动化的应用过程中，会遇到许多的问题缺陷，需要我们及时做好自愈的控制。基于此，本文就10kV配电网馈线自动化的自愈控制进行了分析，相信对有关方面的需要能有一定的帮助。 1 10kV配网馈线自动化现状 目前我国大多城市10kV配电网的自动化程度相对还较低，在配网上是实现馈线自动化主要有以下两种方式：一是不需要配电主站或配电子站控制的就地模式。二是通过配电终端和配网主站或配网子站配合的集中性模式。两种模式通过实际运行存在有以下缺陷。 1.1 就地型 （1）每次线路发生故障都需要上级变电站出线断路器跳闸。 （2）通过变电站出线断路器的多次重合闸方式，并配合本开关的多次逻辑判断动作，才能完成才能隔离故障。 （3）引起全线短暂停电，且多次短暂停电。 （4）对变电站主变多次短暂冲击，危害较大。 （5）适用于架空线路，不适用于全电缆和混合型线路。 （6）分段越多，保护的级差就越难配合，隔离故障时间也越长。 1.2 集中型 （1）每次线路发生故障都需要上级变电站出线断路器跳闸； （2）引起全线停电，区段恢复需要多次自动操作或人工操作完成； （3）对通信系统的依赖较大，通信一旦出现故障，线路的保护功能将“瘫痪”； （4）必须建立独立的配网自动化系统，建设成本高，后期维护费用高。 同时以现有的运行方案从智能自愈型配电网的角度来看，都不能满足相应要求。目前运行方式下故障保护都是依赖馈线出线断路器的跳闸来实现，这意味着一旦有线路故障出现，全馈线立即跳闸停电；没有实现故障区段的就地自主隔离；所以真正满足智能配电网自愈控制要求的区域快速就地自主控制技术，在国内还是空白。 针对当前的配网存在的不足，本文面对未来智能自愈型电网的需求，提出并研究应用一种全新的基于断路器柜一体化设计的全新10kV 配网分布式自愈系统。 2 10kV配网分布式自愈系统 2.1 馈线自动化、自愈的概述 配电网均有大量的中低压馈线路，由于故障引发部分区域停电时有发生，应用故障定位、隔离故障和自动恢复供电系统，能使受到故障影响而停电的非故障区域自动恢复供电。这一系统称为故障识别和恢复供电系统或故障处理系统，是馈线自动化的主要内容。 配电网的自愈能力指配电系统能够及时检测出系统故障、对系统不安全状态进行预警，并进行相应的操作，使其不影响对用户的正常供电或将其影响降至最小。在无人工干预的情况下实现： （1）系统故障后，自动隔离故障并自动恢复供电； （2）系统出现不安全状态后，通过自动调节使系统恢复到正常状态。 2.2 当前10kV配电网自愈系统方案 2.2.1 当前国内在试验应用的一种方案是集中型配网自愈方案 采用带以及基于FTU的故障处理系统，在10kV配网主干线路上配置重合闸断路器和FTU。重合闸的断路器构成的故障处理系统在10kV 配网上无大量采用，技术相对不成熟；基于FTU的故障处理系统通过光纤将所各FTU以光纤方式构成独立的通信网并归属于变电站的一个专门子站，由监控主机对全系统进行网络差动保护和网络备自投。实现了真正意义的配网“自愈”控制。但是该方案存在以下几个问题：（1）对单项接地故障的处理时，馈线配置的FTU向子站发出冻结命令有延时，因而各FTU冻结的零序电流波形中已含有故障后的波形。 （2）配电网络的保护性能依赖于监控主机，对主站程序的实时性要求高，复杂程度也大。 （3）对通讯光纤网络要求高，且系统局部的通讯故障都可能会影响到整个系统的稳定，进一步导致通讯瘫痪。所以该方案实际应用还有待完善。 2.2.2 重合器与分段器组成的故障定位隔离与自动恢复供电系统 重合器与分段器构成的系统可以不用通信网就能实现故障隔离与自动回复供电，投资少但存在较多缺点： （1）分段器要记录一定次数后才能分闸，重合器有多次分合闸过程，不利于开关本体，且对用户冲击大。 （2）在故障定位、隔离时，会导致相关联的非故障区多次短时通电，要求配网运行方式相对固定。 2.3 全新10kV配电网馈线自愈系统 2.3.1 方案说明 该方案配网系统为2回路手拉手环网开环方式运行。主干线路上环网柜采用具备短路电流分断能力的紧凑型智能断路器开关柜。各柜