馈线自动化两种实现模式的对比研究
比较馈线自动化实现的两种方法,说明其优缺点
•目的：对馈出线路进行数据采集和监控（SCADA功能），故障时，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段供电。
•主要功能：配网馈线运行状态监测、控制、故障诊断、故障隔离、网络重构。
•有两类馈线自动化系统：
•1、采用配电自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统
•2、基于馈线终端设备（FTU）的馈线自动化系统
基于重合器开关设备配合的馈线自动化系统
基于FTU和通信网络的馈线自动化系统
主要优点
1)结构简单。
2)建设费用低。3)不需建通信 Nhomakorabea络。4)无电源提取问题。
1)故障时隔离故障区域，正常时监控配网运行，可优化运行方式，实现安全经济运行。
1)结构复杂。
2)建设费高。
3)需通信网络。
4)存在电源提取问题。
主要设备
重合器、分段器等
FTU、通信网络、区域工作站、计算机系统。
适用范围
农网、负荷密度小的偏远地区、供电途径少于两条的电网。
城网、负荷密度大的地区、重要工业园区、供电途径多的网格状配网、供电可靠性要求高的区域。
2)适应灵活的运行方式。
3)恢复健全区域供电时，可采取安全和最佳措施。
4)可与MIS、GIS等联网，实现全局信息化。
主要缺点
1)仅故障时起作用，正常运行时无监控作用，不能优化运行方式。
2)调整运行方式后，需到现场修改定值。
3)恢复健全区域供电时，无法采取安全、最佳措施。
4)需多次重合,对设备冲击大。
馈线自动化的两种技术方案及其实施效果分析
障， 使线路设备保护 与变 电站保护进行有效配合 。 实施馈线 自动 化最 主要 的 目的是对 馈线进行 快速故 障定 位、 故 障隔离 、 非故 障区域快速 复电， 最大 限度地 减少故障引起 的停 电范围 ， 缩短故障恢复时间 。因此， 实现馈线 自动化要遵循 以下 几个原则 ： ①减少变电站出线开关跳 闸； ②提 高变 电站出线 开关重合 闸成功率 ； ③减少靠近 电源侧的开关动作次数 ； ④ 自动 隔离用户侧单相接地故 障； ⑤馈线 自动化 开关控制器 （ Ｆ ｒ Ｕ） 应
Ｏ 引言
合 闸延 时 ６ ０ ｓ 。Ｆ Ｂ 为带 时 限 保 护 （ 过流 ０ ． １ ５ ｓ ， 零序 ０ ． ６ Ｓ ） 和 二 次 重 合 闸功 能 的 主 干 线 分 段 断 路 器 。Ｆ Ｓ Ｗ１～Ｆ Ｓ Ｗ２为 电 压 时 间 型 主干 线 分 段 负 荷 开 关 ， 其控制 器具有 无压 分闸 ， 有 压 延 时５ Ｓ 合闸 ， 闭锁 合 闸及 闭 锁 分 闸 功 能 。Ｚ Ｂ １为 分 支 线 分 界 断
随着 社 会 经 济 的发 展 ， 重 要 电 力 用 户 日益 增 多 ， 对 供 电可
靠性的要求越来越 高。馈线 自动 化 的实 施就是 为 了给广大 电 力用户提供连续 、 优质 、 可靠 的电力服务 ， 是 提高供电可靠性 的
重要技术措施之一。
路器 ， 若安装在 Ｆ Ｂ电源侧 ， 保 护整定与 Ｆ Ｂ相 同， 若安装 在 Ｆ Ｂ 负荷侧 ， 则速断保护动作时间整定为 ０ ｓ ， 过流和零序保 护时 问
界负荷开关的应用有效隔离 ｌ 『用 户侧 单 相 接 地 故 障 ， 减少 ｒ 用
态及告警信号上传至后台， 案
２ ． １ 方案一（ 断 路 器 ＋负荷 开 关 ＋智 能控 制 器 ）
配电网馈线自动化技术分析
配电网馈线自动化技术分析随着电力系统的发展和智能化水平的提升，配电网馈线自动化技术逐渐成为电力行业的热点话题。
馈线自动化技术是指利用先进的电力设备、智能化系统和通信技术，对配电网中的馈线进行实时监测、分析和控制，以提高配电网的可靠性、安全性和经济性。
本文将对配电网馈线自动化技术进行深入分析，从技术原理、功能特点、应用案例等方面展开讨论。
一、技术原理配电网馈线自动化技术是基于先进的智能终端设备和通信网络构建的智能化配电系统。
其主要包括以下几个方面的技术原理：1. 智能终端设备：配电网馈线自动化系统需要利用先进的智能终端设备，如智能开关、智能保护装置、智能电能表等，实现对配电网设备状态的检测、监视、保护和控制。
这些智能终端设备具有高精度、高稳定性、快速响应等特点，能够实时采集电力系统数据，为系统的自动化运行提供可靠的数据支持。
2. 通信网络：配电网馈线自动化系统需要建立可靠的通信网络，将各个智能终端设备连接在一起，实现数据的互联互通。
通信网络可以采用有线通信、无线通信等多种技术手段，满足不同环境下的通信需求，确保系统的稳定性和可靠性。
3. 智能控制系统：配电网馈线自动化系统需要配备智能控制系统，利用先进的控制算法和逻辑判定，实现对配电网设备的自动化控制。
智能控制系统能够根据系统状态实时调整操作策略，提高系统的运行效率和安全性。
以上几个方面的技术原理共同构成了配电网馈线自动化技术的核心内容，为电力系统的智能化运行提供了重要的技术支持。
二、功能特点配电网馈线自动化技术具有以下几个主要的功能特点：1. 实时监测与控制：配电网馈线自动化技术能够实时监测配电网设备的运行状态和负荷情况，及时发现故障和异常情况，并采取相应的控制措施，保障系统的安全稳定运行。
2. 智能化分析与判断：配电网馈线自动化技术能够通过智能分析和判断技术，对电力系统的运行情况进行实时评估和分析，为系统的运行优化提供决策支持。
3. 快速故障定位与恢复：配电网馈线自动化技术能够快速定位故障点，并自动切除故障区域，实现自动化的故障恢复，缩短故障处理时间，提高系统的可靠性和供电质量。
配电网馈线自动化技术分析
配电网馈线自动化技术分析
配电网馈线自动化技术是一种新型的电力系统运行监控、设备控制和自动化调节技术，它是通过现代化的电力通信和自动控制技术来实现对配电网馈线的精确监控和控制，从而
实现对配电系统的智能化升级。
目前，配电网馈线自动化技术主要采用网络技术和计算机控制技术，通过大量的传感
器和智能装置对馈线系统中的设备进行实时监测，并采集电量、电压、电流、功率等关键
数据。
同时，系统还采用分布式控制和智能分析技术，通过对数据的分析和处理，实现对
配电网馈线的智能化控制和管理。
具体来讲，配电网馈线自动化技术主要包括以下方面：
1. 遥测、遥信、遥控系统
这是配电网馈线自动化技术的核心系统，它通过网络技术和计算机控制技术实现远程
监测、控制、调节和保护。
主要包括遥测设备、遥信设备、遥控设备和操作终端等。
2. 配电控制中心
配电控制中心是对配电网馈线自动化技术实现的集中控制中心，它能够实时监测、控
制和管理整个配电系统。
主要包括监测、控制、通讯、数据采集和处理等功能。
3. 智能配电网馈线自动化装置
智能配电网馈线自动化装置是一种新型的智能化管理工具，它采用人工智能、云计算、大数据等先进技术，实现对配电网馈线的自动化控制和管理。
具有电力设备自动诊断、无
缝切换、故障检测等功能。
4. 智能分析系统
智能分析系统主要是利用大数据技术和机器学习算法实现对配电网馈线数据的智能分
析和处理，通常包括配电网馈线数据采集、质量分析、性能优化等功能。
总之，配电网馈线自动化技术是电力系统智能化升级的一个重要方向，它将会对未来
的电力系统发展带来深刻的影响。
馈线自动化实现方案及存在问题研究
主站 集 中式是 指 由终端 设备 检测 电流 以 判别故障类型 ，故 障信 息传送 到主站， 由主站 确定故障 区段 ，然后 由主 站系统发遥 控命令控 制开关动作来完成故障 隔离并恢 复非 故障区域 供电。 优 点 ：主站 集 中式 的优 点是 投 资少 ，可
根据对现有 事故时 Ｆ Ａ 没有启动的案例进 行分析，发现有相 当一部分原 因是 由于配 电主 站系统的 电网模型与调度主站 的模型不 一致 或 配 电主站系统没有及时收到开关分 闸信 号和保 护信号造成的。 由于各供 电单位 的配 电主站和 调度 主站 大多不是一个厂家的系统 ，两套系统 的通 信需要通过接 口程序来完成 ，而且 电网模 型不 具备 自动同步功能，只能进行手工 同步 。 两 套系统配合 出现 问题 ，就会 影响 Ｆ Ａ的启动
Байду номын сангаас
（ １ ）尽量选用 同一厂家 的调度主 站及配 要完 成故障分析后才会进行整体 的处理策 略执 行 ，与就地分布式的迅速动作相 比，时间较长 。 电主站系统 ，建立 自动 同步机 制，这样可 以做 Ｉ ＝１ 到两套系 统的电网模型的 自动同步，减少手工 ２ ． ３集 中与就地配合模 式 配网 自动化是 智能 电网的重要组 成部分 ， 同步 出现 的错误和 不及 时现象，保证 两套系统 全可靠 、经济高 效”是配网 自动化系统的 分 布式 与集 中式 配合 一般 采 取 以下两种 模型 的完全一致 。 ７ 追 求 目标 。馈线 自动化是配 电 自 动 化系统 方 式 配 合 ： （ ２ ）若 必须手动进 行 同步 ，必须建立 相 ｝ 要 功能，是进行故障处 理，提高供 电可靠 （ １ ）就地分布 式仅进 行隔离操 作，恢复 关运行维护管理制度 ，并严格执 行。确保调度 ） 关 键。近几年 ，国内配 电自动化系统建设 主 站 在 模 型 发 生 变 化 时 能 够 及 时 通 过 手 工 导 入
配网自动化及馈线自动化技术探讨
配网自动化及馈线自动化技术探讨随着电力系统的智能化和自动化的发展，配网自动化和馈线自动化技术日益成熟并得到广泛应用。
本文将探讨配网自动化及馈线自动化技术在电力系统中的应用，其中包括技术原理、优势和挑战等方面。
一、技术原理配网自动化技术主要包括自动化监控和控制系统以及智能装置和通信技术。
自动化监控和控制系统通过集成和管理配电站设备，实时监测电网状态和负荷需求，实现对配电设备的远程监控和自动化控制。
智能装置和通信技术则通过网络传输和数据处理，实现电力设备之间的信息交流和实时响应，提高配网系统的自动化水平。
馈线自动化技术主要包括线路自动重合闸技术和故障自动定位技术。
线路自动重合闸技术是指配电线路出现故障时，自动断开故障段，并通过重合闸操作，将正常段与故障段快速重连，实现电力供应的恢复。
故障自动定位技术是指通过智能装置和通信技术，根据电力系统的监测数据和故障特征，实现故障点的定位和诊断，提高故障处理的效率和准确性。
二、优势1.提高供电可靠性：自动化监控和控制系统能够实时监测电网状态，快速响应故障，准确判断故障位置，并采取相应措施，迅速恢复正常供电。
2.提高供电质量：自动化监控和控制系统能够实时监测负荷需求，合理调节供电电压和频率，减小电力波动，提高供电质量。
3.降低运维成本：自动化监控和控制系统能够实现配电设备的远程监控和自动化控制，减少人工巡检和运维成本。
4.提高配网效率：智能装置和通信技术能够实现电力设备之间的信息交流和实时响应，提高配网系统的自动化水平，提高配网效率。
三、挑战1.系统升级难度：配网自动化和馈线自动化技术需要对现有电网进行改造和升级，包括设备更换和系统重构等，成本较高且存在一定风险。
2.技术要求高：配网自动化和馈线自动化技术涉及到多个领域的知识和技术，需要高水平的技术人员进行设计和实施。
3.安全风险增加：自动化监控和控制系统的应用，使得电网面临更多的网络安全风险和攻击威胁，需要加强系统的安全保护措施。
配电自动化中的集中型馈线自动化模式详细介绍
集中型馈线自动化模式集中型馈线自动化是指通过配电主站和配电终端的配合，借助通信网络，将故障后的配电终端信息汇集到配电主站，由配电主站对各种故障信息进行研判，实现配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电的馈线自动化处理模式。
可分为全自动和半自动2种实现方式：全自动方式：线路发生故障后，配电主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，配电主站根据故障处理策略自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
半自动方式：线路发生故障后，配电主站通过收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，由人工介入完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
按供电区域划分属于A+、A类、B类区域的供电线路，馈线自动化处理模式应采用主站集中型馈线自动化方式进行故障处理。
“三遥”自动化终端优先采用光纤通信方式，配置一条具备自愈功能的专线通道或网络通道，配电自动化光纤通信终端宜采用工业以太网交换机。
对已实现光纤通信的三遥终端线路采用集中型馈线自动化处理模式。
变电站出线开关开关分段开关联络开关分段开关分段开关变电站出线开关终端DTU/FTU配网主站故障处理的相关遥控命令等1. 集中型馈线自动化设备建设配置方案1.1.柱上开关配置方案：新建柱上开关按弹簧储能型柱上断路器建设，柱上断路器额定电流630A ，短路电流容量不应低于20kA ；断路器可实现电动手动操作，能实现就地及远方分、合闸操作。
断路器配置PT ，接线形式为VV 接线，可采集线电压及提供工作电源。
内置A 、C 两相CT 和零序CT ；开关控制回路电压与储能电压相同，采用直流24V 电压；断路器具有自动化信号输入/输出接口；10kV 断路器需提供至少2常开2常闭开关位置辅助触点、SF6气压低、机构未储能等报警与闭锁节点；各遥测、遥信及电源用专用插头（防水、防尘）与FTU 连接。
对不具备自动化接口的老旧柱上开关，按上述柱上开关配置原则进行更换。
浅谈配电网常用的馈线自动化模式
１１ 重 合 器 与 电 流 型 分 段 器 配 合 应 用 方 案 ．
ＫＦ 型 户 外 真 空 自 动 重 合 器 可 以 与 电 流 型 分 段 Ｅ 器 或 时 间 电 压 型 分 段 器 相 配 合 ， 无 需 通 信 即 可 自动 分
分 闸 后 闭 锁 ， 离 故 障 线 路 ； 合 器 重 合 成 功 ， 复 非 隔 重 恢
故 障 区 段 的 供 电 。 而 分 段 器 １和 分 段 器 ２则 未 达 到 设 定 的记 忆 次 数 ， 分 闸 。 不 （） 故障 发生 在 Ｆ ２若 ２处 ， 重 合 器 快 速 分 闸 后 第 则
电流 型 实 现 方 式 ， 过 负 荷 开 关 、 、 馈 线 终 端 ） 主 通 兀 Ｕ（ 和
自动 判 断 且 隔 离 故 障 线 路 。 电 压 型 分 段 器 可 以 随 意 增
加 多 个 节 点 ， 合 于 长 距 离 、 分 段 线 路 ， 可 用 于 放 适 多 既
站 系 统 来 实 现 。 Ｆ ｈ
障 ， 动作过 程如下 。 则
段 故 障线 路 ， 大 限 度 缩 小 停 电 范 围 。 中与 电 流 型 分 最 其 段 器 配 合 如 图 ｌ所 示 。
变 压 器 重 合 器 分段 器 １ 分段器 ２ ． 分段 器 ３ 正 常状 态
重 次 募 ’ 分 次～分 ， 茎 ３， 次Ｆ募 ’ 募 ’ 闸 鬻 鬻 Ｆ 合 分 １闸 闸 ～ ３
闭 锁
■变电站出口重合器 Ｃ Ｂ关 合 状 态 合 状 态 ０分 段 器 分 断 状 态
口Ｃ Ｂ分 断 状 态 ●分 段 器 关
图 ２ 电压 型 分段 器在 辐 射 配 电 网 中的 应 用
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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。
3 实施效果
试运行期间，遥测、遥信数据信息实时高效上传，系统运行稳定。
系统曾多次快速反应故障报警信号，给城区10kV线路故障抢修工作争取了时间，也为调度员拟定合理的非故障区域的供电恢复方案提供了有力的数据支撑。
但在实际运行中，该模式还存在以下问题：
（1）参与主站运算的数据对终端通讯的依赖性较强，额外增加了配网通信的维护负担。
（2）配网老旧开关设备较多，配网运行环境相对恶劣，时常遭遇机构卡死无法操作，给遥控执行造成了阻碍。
（3）因工程规模限制，本期自动化覆盖信息量不足，配电线路故障定位区域较大，实际应用时，还需要依靠现场人员精确定位，耗时较长，给故障隔离、恢复供电带来困难。
二、就地式模式实例分析
2010年3月，孝感城区开始进行馈线自动化模式探索，采用集中控制加终端设备相互通信就地控制方式。
1 选点原则：具有两路及以上电源点的环网线路，网架结构相对稳定。
本次工程共选用了手拉手环网的两对线路，在临近变电站出口的1#杆处安装重合器4台、环网常闭自动化开关5台、环网常开自动化开关2台、放射型常闭自动化开关9台、断路器型用户分界开关21台。
2动作原理
（1）就地处理原理
为了提高供电可靠率，馈线自动化试点区采用如下接线方式，即：变电站10kV出线安装重合器（R1、R0）引入电源、线路上采用分段开关（L1、L2）进行分段、用户侧采用分界断路器ASS（CB）的运行方式与主线隔开，如图2所示。
①F1发生相间短路故障→ASS（CB）感测到负荷侧短路电流后，延时0s后分闸。
②F2发生相间短路故障→R1延时0.15s后分闸，L1、L2不动作→R1延时2s后第一次重合于故障，第二次分闸→L1、L2感测到2次失压后分闸→R1延时2s后第二次重合成功→L1延时2s后合闸于故障，分闸闭锁→R1第三次分闸→L2在分闸状态下闭锁→R1延时2s后第三次重合成功→R0联络断路器经延时20s后合闸，变电站2向L2正常区段供电。
③F3发生相间瞬时短路故障→R1第一次分闸→R1第二次重合成功
④F3发生相间永久性短路故障→R1第一次分闸→2s后R1第一次重合闸，故障未消除第二次分闸→R1延时2s第二次重合闸→L1在延时2s后合闸成功→L2在延时2s后合闸于故障，感测到2次失压在延时0s后分闸闭锁。
（2）两级配合原理
配电线路发生故障时，由馈线自动化系统按设定顺序进行故障的就地自动判断与隔离，同时将故障信号及处理结果上传到主站，由主站进行故障分析。
如果终端已将故障成功隔离，则主站根据状态估计和潮流计算给出故障恢复方案；如果终端隔离故障不成功或电缆线路发生故障时，则主站进行故障的精确定位与隔离，同时给出恢复方案，实现对非故障区域供电。
3实施效果
经反复调试，各智能终端基本实现了对各路设备实时监控的功能，但在两级配合测试方面，由于城区配电用户对可靠性要求较高，无法现场模拟故障，只能利用配网线路实际故障，对该系统进行验证。
验证过程中发现这种模式存在以下问题：
（1）多级开关的保护整定较复杂，且多次重合对线路设备冲击较大。
（2）用于负荷转供的常分联络开关拒绝动作或动作不成功时，全线分段开关分闸闭锁，反而增加了抢修工作范围，降低了抢修效率。
（3）当常分联络开关动作成功但因通讯故障导致遥信信号不上送时，可能出现线路长时间合环运行的后果，对电网安全稳定造成了较大的威胁。
结语
通过以上对比，可以得出：集中式主要受制于设备水平、维护水平、布点范围的影响，这些因素在逐步应用和推广过程中能够得到改善，可以建议采用；但就地型在与主站配合时还存在不稳定技术因素，可能威胁到电网安全稳定运行，需谨慎选择。
参考文献
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[2]张帅，张同建.浅谈县城配网自动化技术应用[A].山东电机工程学会第四届供电专业学术交流会论文集[C]，2007.
[3]赵月，姜海涛，徐文.配网馈线自动化系统分析及技术实施要点[A].2005中国电机工程学会电力系统自动化专委会全国供用电管理自动化学术交流暨供用电管理自动化学科组第二届年会论文集[C]，2005.。