不同接地方式下的馈线自动化实施方案
浅谈应对小电流接地故障的措施
浅谈应对小电流接地故障的措施中低压配电系统的中性点，一般采用不接地或经消弧线圈接地方式，称为小电流接地系统。
该系统中发生单相接地故障时，尽管故障分量不大，但由于其他两相对地电压升为线电压，在没有消弧线圈的情况下，如果发生间歇性弧光接地，由于中性点没有电荷释放通路，会引起过电压，系统绝缘受到威胁，容易开展为相间短路。
因此，及时对接地线路采取隔离措施很重要，现在的变电站对这种接地故障，都采取了不同手段的选线措施。
为此在已有选线措施的根底上，进一步结合其他技术对接地故障处理措施进一步优化，使故障造成的停电影响降到最低。
1重合闸技术的应用重合闸技术已经广泛应用在所有电压等级的架空线路保护中，运行实践说明，重合闸技术对提高电力系统的平安稳定运行，以及供电可靠性都起到不可无视的作用。
那么是否可以将重合闸技术引入到小接地故障处理中呢？首先需要分析接地故障的时间分布情况，根据资料统计，架空线路绝大多数故障是瞬时故障，连续记录到的接地故障录波报告中，1％直接的永久性接地故障，另有1％是电弧接地开展为相间接地，其余98％为瞬时性故障。
98％瞬时故障中，有30％超过2s，有8％超过10s，最长的一次持续时间到达5min。
如果将上面的统计情况分成两个处理区段，a区段的故障持续时间很短，电弧可以很快自动熄灭，甚至小接地选线装置还没有发出试跳命令，故障已经消失。
b类型接地故障有一定持续时间，这种故障大多数情况下可以自行熄灭，但在某种情况下，电弧还有一定的顽固性，有的持续10s以上。
其中b2类根本就是永久性故障，无法自行消除。
由上面的统计可得到如下结论：a类故障不需要重合闸，因为还没有等到选线措施起作用，它已经自行消失，甚至连选线措施都不需要。
而b1类型故障因为有一定持续时间，所以在故障还未消除时，采取措施切除故障使接地点的电弧熄灭，然后再合上开关即可继续正常运行。
假设选线装置可以在1s内选出故障线路，且选跳成功，然后经过1s再重合开关成功，那么就相当于使得3～300s的接地故障在2s内得到解决，而由此缩短了接地电弧的持续时间，也就减少了弧光谐振和由接地电弧开展为相间故障的概率，对配电网的可靠运行有一定的现实意义。
电网监控与调度自动化作业题及答案
第一章1-1、电网监控与调度自动化系统结构与功能答：以计算机为核心的电网监控与调度自动化系统的基本结构按其功能可分为四个子系统..1信息采集和命令执行子系统..与主站配合可以实现四遥遥测、遥信、遥控、遥调功能..2信息传输子系统..有模拟传输系统和数字传输系统;负责信息的传输.. 3信息的收集、处理和控制子系统..将收集分散的实时信息;并进行分析和处理;并将结果显示给调度员或产生输出命令对系统进行控制..对其信息作出决策;再通过硬件操作控制电力系统..1-2、电网监控与调度自动化系统的管理原则和主要技术手段答：电力系统调度的目标是实现对变电站运行的综合控制;完成遥测和遥信数据的远传;与控制中心的变电站电气设备的遥控与遥调;实现电力调度系统的自动化..应用主要技术手段：配电管理系统和能量管理系统..配电管理系统包括配电自动化DA;地理信息系统GIS配电网络重构;配电信息管理系统MIS需方管理DSM等部分..能量管理系统主要包括数据采集与监控SCADA、自动发电控制与经济调度控制AGC/EDC、电力系统状态估计与安全分析SE/SA、调度员模拟培训DTS..第二章2-1、简述交流数据采集技术方案的基本原理..答：交流数据采集技术方案的基本原理选择交流信号的某一点为采样起始点;在交流一个周期T内均匀分布采集N个点;电压信号经A/D变换后得到N个二进制数;通过计算机的处理;可以采集得到所需对象的有效值;初相位等参数..2-2、简述微机变送器的组成与工作过程..答：微机变送器由交流信号输入回路;采集保持器;A/D转换器、CPU和存储器以及工频跟踪和采样时序电路等组成..输入信号经相应的TA或TV变换成0-5V交流电压信号..输入到多路模拟电子开关;CPU将当前需采集的路号地址送到MPX;MPX立即将选定的模拟电压输出刀采样保持器..采样保持器按确定的采样时序信号采集该交流信号;当保持脉冲到达后;其输出信号保持不变..之后;CPU启动A/D转换信号;A/D转换器将采样保持器输出的模拟电压转换成数字量..当转换结束后;非门A/D转换器经与非门向CPU发出转换结束信号;CPU中断当前工作;经并行接口电路读得A/D转换输出数据..CPU重复发出选择下一路采样的地自己信号到MPX;一个周期内重复1+mN次;CPU获得了一个周期内的每路输入信号的N个采样值..CPU将采集的数据进行处理;并计算出线路上的各种电气量值..2-3. 简述标度变换的意义与基本原理求用四位十进制数显示满量程为140KV电压的标度变换系数K答：标度变换的意义：电力系统中各种参数有不同的量纲和数值范围;如V与kV;A与kA..这些信号经过各种变换器转化为A/D转换器能接受的信号范围;经A/D转换为标幺值形态的数字量;但无法表明该测量值的大小..为了显示、打印、报警及向调度传送;必须把这些数字量转换成具有不同量纲的数值;这就是标度变换..第三章3-1、简述RTU的种类、功能和结构..答：远方终端RTU是电网监视和控制系统中安装在发电厂或变电站的一种运动装置;种类主要有分布安装于线路分段开关的馈线终端FTU和安装在配电变压器的数据终端TTU..远方终端的功能是终端对电网的监视和控制能力也包括终端的自检、自调和自我恢复能力;分为远方功能和当地功能..远方终端功能主要有遥测、遥信、遥控、遥调、电力系统统一时钟、转发和适合多种规约的数据远传..当地功能有CRT显示;汉字报表打印;本机键盘、显示器;远方终端的自检与自调功能..结构包括定时器/计时器、终端控制器、远功信息输入电路、输出电路、本机键盘和显示器、CRT显示器、打印机..3-2、简述遥测交流采样过程及其修正..答：采样过程：在交流采样方式下;多个模拟遥测量首先有中介变换器进行交换成合适的电压;经虑波后进入电路多路模拟开关;按序多选一输出;通过采样保持器实现电压采样;并在模数转换过L路电流;在一个交流信号周期内对每一路都要采样N次;那么对某一输入信号两次采样之间的时间间隔为Ts;则A/D转换器必须在相应时间内完成数模转换;完成对多路输入信息的采集与转换;对二进制数码进行处理及运算;并编码成遥测信息字;向调度中心发送..修正：工频跟踪、相位差修正、极性转换;对变化不大的量采用越阈传送.. 3-3、简述遥信采集输入电路、CPU定时巡查方式及其特点..答：遥信采集输入电路：遥信采集定时巡查方式主要分成三种：1采用定时扫查方式的遥信输入;特点是CPU始终参与在扫描及判别的过程中;数据可靠性高；缺点是CPU 负载过重..2采用中断方式的遥信输入;特点是CPU响应中断后进行数据的扫描;减轻CPU的负载;缺点是易受干扰引起误差通信;数据不可靠..3中断触发扫查方式的遥信输入;特点是用8279读取遥信变位;扫查方式读取遥信状态;缺点是结构复杂..3-4、简述遥控命令种类、遥控信息的传递过程..答：遥控命令的种类分为遥控选择命令、遥控执行命令、撤销命令..遥控信息传递过程：1调度中心向厂站端RTU发遥控选择命令..2RTU接收到选择命令后;启动选择定时器;校核性质码和对象码的正确性;并使相应的性质继电器和对象继电器动作;使遥控执行回路处于准备就绪状态..3RTU适当延时后读取遥控对象继电器和性质继电器的动作状态;形成反校信息..4RTU将返送校核信息发往调度中心..5调度中心显示返校信息;与原发遥控选择命令核对;若调度员认为正确;则发送遥控执行命令到RTU；反之;发出遥控撤消命令..6RTU接收到遥控执行命令后;驱使遥控执行继电器动作..若RTU接收到遥控撤消命令;则清除选择命令;使对象继电器和性质继电器复位..7RTU若超时未收到遥控执行命令或遥控撤消命令;则作自动撤消;并清除选择命令..8遥控过程中遇有遥信变位;则自动撤消遥控命令..9当RTU执行遥控执行命令时;启动遥控执行定时器;定时到;则复位全部继电器..10RTU在执行完成遥控执行命令后;向调度中心补送一次遥信信息..第四章4-1、简述变电站自动化的含义及基本结构..变电站自动化是专业性的综合技术;将监视监测、继电保护、自动控制装置和远动等所要完成的功能组合在一起的一个综合系统..变电站自动化系统的基本功能主要体现在七个子系统..一、监控子系统;主要包括：1数据采集;又分为模拟量的采集;数据量的采集;电能计量；2事件顺序记录SOE3事故追忆、故障录波和测距4控制及安全操作闭锁5运行监视与人机联系6安全监视和报警7打印功能8数据处理与记录9谐波分析与监视二、微机保护子系统：1微机保护子系统的功能2对微机保护子系统的的要求..微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护;具体有：1高压输电线路主保护和后备保护2主变压器的主保护和后备保护3无功补偿电容器组的保护4母线保护5配电线路的保护6不完全接地系统的单相接地选线等..三、电压、无功功率综合控制子系统;保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能四、“无防”子系统;利用计算机的逻辑分析功能强的特点;配套一些闭锁装置及动作闭锁回路改造;构成防止误操作的“五防”闭锁子系统..五、其他自动装置功能子系统;1低频减负荷控制2备用电源自投技术3小电流接地选线控制六、遥视及检测子系统运用;运用摄像仪和红外热像仪进行巡视摄像;经远方通道传至调度侧进行远方监视;能够识别危害物并发警告并视察区域温度的变化;防止设备温度过高和火灾..七、远动及数据通信子系统：1综合自动化系统内部的现场级间的通信2综合自动化系统与上级调度的通信4-2、做变电站自动化体系结构比较表答：集中式变电站自动化结构模式、特点：采用不同的计算机扩展自身接口电路;集中采集信息、计算处理、主机多种选择缺点：必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性、软件复杂、系统调试麻烦、组态不灵活..分布式系统集中组屏的变电站自动化系统结构模式：特点是将控制、保护两大功能作为一个整体来考虑二次回路设计大为简化、采取分层管理的模式缺点：使用电缆较多分散式与集中式相结合的变电站自动化结构模式;特点：配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内;高压线路保护和主变压器保护住在等采集中组屏安装在控制室内的分散式系统结构;缩小了控制室的面积、减少施工和设备安装工程量、节省了大量连接电缆、组态灵活、检修方便、抗干扰能力强、可靠性高..4-3、分析变电站无功—电压综合控制的技术方案答：变电站无功—电压综合控制是维持供电电压在规定的范围内;主要应用的是有载调压变压器分接头开关调压和投切电容器组对系统电压和无功功率的调节规律控制、把变压器低压侧电压U0分为高压区UH、低压区UL和正常区域;无功功率总量Q划分为上限区QH、下限区QL及正常区域制成九区域、只有第九区域满足运行方式;如果存在两者之一越限时;根据具体情况调节变压器或电容器;使电压、无功功率满足要求..4-4、分析变电站防误操作闭锁系统的技术方案答：变电站防误操作闭锁系统是在监控系统中嵌入“五防”闭锁系统程序..运行人员按照防误主机及电脑钥匙;依次对设备进行操作;当操作不符合程序时;设备拒绝开锁;是操作无法进行;防止误操作的发生;对现场设备监控遥控是;向“五防”系统发送遥控允许请求;“五防”系统根据主机的操作规则库判断是否违反“五防”;违反的;向监控系统恢复禁止命令;否则;对当前操作进行确认后;进行下一步操作、直到完成任务..第五章5-1、简述配电管理系统的主要内容和功能..答：1配电调度自动化系统DSCADA电压管理;故障诊断与停电管理..2变配电站自动化;RTU;FTU;采集;监视;控制;保护通信..3馈线自动化FA;测量监视远方控制;故障定点隔离;恢复..4图资系统AM/FM/GIS.提供实时地理信息;背景下的设备;线网;用户信息..5用电管理自动化;客户信息;符合管理;计量收费;用电管理自动化..6配电网分析软件;网络拓扑;潮流分析;短路电流计算;状态估计;安全分析;负荷预测等..5-2、分析馈线自动化的技术方案两种方式答：就地控制方案分析目标：针对辐射式多段线路;依靠开关设备;就地实现线路故障定位;隔离与非故障段恢复供电..思路：利用线路首端断路器多次重合闸;配合各段开关;设置延时分、合闸与闭锁时限;根据重合后各开关闭合时间的长短来定位并闭锁距故障最近的开关;然后再次重合恢复非故障段供电..实例：QR为重合器;第一次跳闸后15s重合;第二次重合后5s重合..QS1-QS4为分段器;延时闭合时限X;7s或14s；延时分闸时限Y;3s；闭锁时限Z;5s..L1-L5为各段线路;设L4段发生永久短路故障..工作过程：1L4故障;QR快速跳闸;各段线路先后失压..2各QS无压;分闸..3QR延时15s自动重合闸;L1段及QS1带电..4QS1延时7sX时限合闸;L2段及QS2;QS4带电..5QS2延时7s合闸;L3段及QS3带电;QS4延时10s与T接L3段错开合到故障段L4段上..6QR再次快速跳闸;全线失压..7各QS失电;延时3sY时限分闸;其中;QS1;QS2带电时间超过5s闭锁时限Z;解除闭锁；QS4带电时间小于5s;被闭锁分闸..8QR二次跳闸后延时5s 再次重合闸;L1及QS1带电..9QS1延时7s后合闸; L2及QS2;QS4带电..10QS2延时7s后合闸;L3段及QS4被闭锁于分闸;故障段L4被隔离..11QS3延时14s后分闸;L5带电;至此实现FA..应用分析：所用时间T=15+7+10+5+7+7+14=65s较短;但经历多次重合闸后对设备与负荷有冲击;线路结构复杂是;配合有困难..二基于FTU与通信网络的FA方案分析目标：对辐射式或开环运行的环网多段线路;利用各段开关上的FTU及通信网实现故障定位;隔离;恢复..思路：对于辐射式或开环运行的环网多段线路;故障段最后一个流过故障电流的开关与第一个未流过Ir的开关之间;各FTU采集此信息送至控制站; 至FTU遥控断开故障两端开关并闭锁;然后恢复非故障段供电..工作过程分析：如图：QL3为联络开关断开;其他开关闭合;设永久故障位于QL1和QL2之间..1故障：QFA跳闸..2短暂延时后;QFA重合;以排除暂时性故障..3若为永久性故障;QFA再次跳闸..4预先任意一个开关上的FTU为主FTU;如QL3上FTU;各FTU向主FTU3传送数据..5主FTU得知QL1有两次失压;两次故障电流；QL2有两次失压;没有故障电流;判断故障段在QL1和QL2之间..6主FTU遥控QL1、QL2打开并闭锁;完成故障定位与隔离..7主FTU遥控分段QL3闭合;将QL2与QL3间负荷从B端供电..8主FTU通知QFA保护延时闭合QFA;恢复QL1之前负荷供电完成7..应用分析：所用时间缩短到几秒钟;减少冲击;增加FTU设备网络;成本高..5-3、简述需方用电管理DSM的含义并分析器技术方案..答：DSM是通过一系列经济政策和先进技术结合直接影响用户的电力需求;以提高用电效率;节能的系统工程;其关键在于调动用户和第三方的积极、有效参与..DSM实施方案有：1设置分时、分质电价;拉大价差;以改善负荷曲线..2鼓励多方参与可再生电源发电;就近利用;减少传输损耗与发电污染..3推广节电器具与方法;如价格补贴;能耗标识体系..4推广需方储能技术;如建筑隔热;蓄冷、蓄热技术;以减小高峰电力需求.. 5对用户的功率长时间运行的设备直接控制;节能运行..6实现用监测计量自动化;促进用户参与自我管理用电..j第七章7-1、做电力调度系统主站体系结构比较表..答：1集中式的调度自动化主站系统结构：特点：计算机间采用接口与接口的链接方式;以小型计算机为主;有单机和多机系统..缺点:受硬件结构和价格昂贵的影响..2分布式的调度自动化主站系统结构;特点：采用标准的接口和介质;把整个系统按功能解列在网络的各个节点口;数据实现冗余分布;提高系统的整体性能;降低单机的性能要求提供了系统安全性和可靠性;系统的可扩充性增强..缺点：软件没有完全的独立..3开放式体系结构的基本特性;提供标准的接口对外互联逐步实现软件上的独立;便于不断扩展结构和功能7-2、分析解决电力系统状态估计SE问题的技术方案..答：电力系统状态、估计是为其他高级功能提供可靠数据集;状态估计是利用实时测量系统的冗余度来提高精度;估计出系统运行状态、冗余度越大、估计值和实际值越接近;尽可能使状态变量的估计值和测量值的误差平方最小;使用加权最小二乘法列出所需算术式;对其求导;并其导数为零;求的估计值可近似看7-3、分析解决电力系统静态安全分析SA问题的技术方案..答：静态安全分析是判断系统发生预想事故后电压是否越限和线路是否过负荷的分析;当系统发生故障后可能会出现系统电压越限;线路过负荷;系统失去稳定等为了便于及时了解所需状态量将网络进行导纳短上的化简进行潮流计算根据计算所得的结构进行预想事故分析;处理措施;校核越限的实际情况;做出相对应的措施选择渐而是系统不安全状态得到预防控制..7-4、简述电力系统符合预测的类型、预测模型及主要预测方法..答：电力系统负荷预测按内容分为系统负荷预测和母线负荷预测;按时间可分为超短期、短期、中期、长期负荷、按行业分可有城市民用负荷;商业负荷、农村负荷;2负荷及其他负荷按预测标识的不同特性又分为最高负荷、最低负荷、平均负荷、负荷峰各差、高峰负荷平均、低各负荷平均、平峰负荷平均全网负荷;母线负荷、预测模型主要有典型负荷分量;天气敏感负荷分量、异常或特殊事件符合分量、随机负荷分量..Yt=Nt+Wt+St+rt 预测方法有时间序列法;卡尔曼滤波分析法、回归分析法、指数平滑预报法、专家系统法、模糊预测法、灰色模型法、优选组合预测法、人工神经网络法..7-5、简述电力系统自动发电控制AGC的基本原理与控制方式..答：电力系统自动发电控制AGC调整电力系统功率的平衡在电力系统中负荷的变化会使整个电力系统的频率下降或上升;系统中所有机组调节器动作加大或减小、发电功率提高或降低到某一水平;这时整个电力系统发电和负荷达到新的平衡;与原来稳定的状态频率偏差△f和净变功率偏差△Pt;AGC动作;提高或减少发电功率恢复频率到达正常值f..和变换功率到达计划值I;随后AGC随时间调整机组重新分配发电功率..控制方式有：1、定频率控制FFC：ACE=K△f2、定变换功率控制方式FTC：AGC=△Pt3、联络先控制偏差模式TBC：ACE=△Pt+K△f4、自修正时差控制方式：ACE=△Pt+K△f+Kt△f5、自动修正变换电能;差控制方式：ACE=△Pt+ K△f+KwAw6、自动修正时差级变换电能差控制方式：ACE=△Pt+ K△f+Kt△f+Kw△w。
馈线电缆屏蔽层接地方式的改造
相 电缆接 地 短 路 ， 时 ３ ｌ电 缆 Ｂ相 由于 电压 同 ２ 升 高而 击穿 ，５ ，２ ３ ３ ３ ｌ同时跳 闸 ；０ ２年 ６月 ｌ ２０ ２ 日在扬 子石 化公 司热 电厂 化学油 库 围墙厂 区外 ， ３ Ｖ 电缆 桥架 上 电缆 发 生 冒烟 着 火 ， ２ ５ｋ ３ ｌ电缆
维普资讯
热 电 厂 专 栏
扬子 ２ｌ化 ２ 石 （５） ０６ 工 ０油
．
馈 线 电缆 屏 蔽层 接 地 方 式 的改 造
陈 楠
（ 国石化 集 团扬子石 油化 工有 限责 任公 司热 电厂 ） 中
摘要 ： 通过 时 电缆 屏 蔽 接 地 力‘ 的 比较 以 及扬 子 “匕公 州所 彳 馈 线 电 缆 Ｊ 蔽 层 的 感 啦 电 ｊ 的 技 术 研 究 、 述 Ｊ 胖 式 丁 ｊ ｆ ｌ 阐 敲Ｊ 侧 接 地 ｆ ．， ｌ 并对 ｝ 保 护 器 进 行 ｒ研 究 和 选 ． ｔ ｉＪ 要ｒ： ＇ ．Ｚ Ｊ ， ， Ｉ 保 ｌ ｒ电缆 的 ｆ 运 行 。 Ｆ Ｉ Ｊ 侧 接 地 感 戊 电 护 层 保 护 器
１ 关 于 单 芯 电缆 屏 蔽 层 的 技 术 研 究
金 属护 层接 地方 式应符 合 以下规 定 ：
（ ） 线路 不长 ， １ 能满 足接 触 电压 的要 求 ． 宜
收 稿 Ｌ 期 ：０ ６ ２ ８ 修 改 稿 收 到 【 期 ：０ ６ ７ ｛ 】 ２ ０ —０ —２ ； ｊ ２ ０ —０ —２ ： 作者简介 ： 楠， 陈 高级 Ｌ程 师 。 ｌ ９ ９ ０年 毕业 于 浙 汀 大 学 电 机
配电自动化馈线终端(FTU)技术规范标准[详]
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配电自动化馈线终端（FTU）技术规范目录1 规范性引用文件 (1)2 技术要求 (1)3 标准技术参数 (10)4 环境条件表 (12)5 试验 (13)附录A馈线终端无线通信安装位置、航插尺寸定义（参考性附录） (14)附录B 馈线终端接口定义（规范性附录） (28)配电自动化馈线终端（FTU）技术规范1 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。
GB/T 17626.1 电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论GB/T 17626.2 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4 浪涌（冲击）抗扰度试验GB/T 17626.5 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.8 工频磁场的抗扰度试验GB/T 17626.10 阻尼振荡磁场的抗扰度试验GB/T 17626.11 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验GB/T 15153.1 远动设备及系统第2部分：工作条件第1篇：电源和电磁兼容兼容性GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 4208 外壳防护等级（IP）GB/T 13729 远动终端设备GB/T 5096 电子设备用机电件基本试验规程及测量方法GB/T 19520 电子设备机械结构GB 7251.5 低压成套开关设备和控制设备第五部分：对户外公共场所的成套设备—动力配电网用电缆分线箱（CDCs)的特殊要求DL/T 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件DL/T 721 配电网自动化系统远方终端DL/T 634.5101 远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准DL/T 634.5104 远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问DL/T 814 配电自动化系统功能规范Q/GDW 382 配电自动化技术导则Q/GDW 513 配电自动化主站系统功能规范Q/GDW 514 配电自动化终端/子站功能规范Q/GDW 625 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定2 技术要求2.1 概述馈线终端的结构形式可分为箱式馈线终端和罩式馈线终端。
配电自动化终端FTU的接线
电源故障排除技巧：检 查电源线路是否接触良 好，电源开关是否正常， 电源模块是否损坏等。
遥测遥信故障排除技巧： 控制输出故障排除技巧： 实例分享：例如，某配
检查传感器是否损坏， 检查控制输出模块是否 电自动化终端FTU出现
信号线路是否受到干扰， 正常工作，控制线路是 通讯故障，经过检查发
遥测遥信模块是否正常 否接触良好，执行机构 现通讯线路正常，但通
配电自动化终端FTU的接线
目录
• 配电自动化终端FTU概述 • FTU接线基本原理 • 典型接线方案介绍 • 实际操作步骤与注意事项 • 故障诊断与排除方法 • 现场应用案例展示 • 总结回顾与展望未来
01
配电自动化终端FTU概 述
FTU定义与功能
FTU（Feeder Terminal Unit）即馈线终端设备，是配电自动化系统中的一种重要 设备。
02
准备必要的接线工具，如螺丝刀、剥线钳、压线钳等，以及符
合要求的导线、绝缘套管等材料。
确认电源已断开
03
在进行接线操作前，必须确认电源已断开，以确保操作安全。
具体操作步骤演示
剥开导线绝缘层 使用剥线钳剥开导线绝缘层，露出适 当长度的导线芯。
连接导线与FTU端子
将导线芯插入FTU对应的接线端子中， 确保导线与端子紧密连接。
绿色环保趋势
在能源转型和环保政策的推动下，配电网将更加注重绿色环保， FTU作为配电网的重要组成部分，也将朝着更加环保的方向发展。
标准化与模块化设计
为了提高生产效率和降低成本，未来FTU的设计将更加注重标准化和 模块化，使得生产和维护更加便捷。
THANK YOU
致的电源异常。
由于传感器、信号线路、 遥测遥信模块等因素导 致的遥测遥信数据异常。
电网监控与调度自动化作业题及答案
答：以计算机为核心的电网监控与调度自动化系统的基本结构按其功能可分为四个子系统。
(1)信息采集和命令执行子系统。
与主站配合可以实现四遥(遥测、遥信、遥控、遥调) 功能。
(2)信息传输子系统。
有摹拟传输系统和数字传输系统，负责信息的传输。
(3)信息的采集、处理和控制子系统。
将采集分散的实时信息，并进行分析和处理，并将结果显示给调度员或者产生输出命令对系统进行控制。
对其信息作出决策，再通过硬件操作控制电力系统。
答：电力系统调度的目标是实现对变电站运行的综合控制，完成遥测和遥信数据的远传，与控制中心的变电站电气设备的遥控与遥调，实现电力调度系统的自动化。
应用主要技术手段：配电管理系统和能量管理系统。
配电管理系统包括配电自动化(DA)，地理信息系统(GIS)配电网络重构，配电信息管理系统(MIS)需方管理(DSM)等部份。
能量管理系统主要包括数据采集与监控(SCADA)、自动发电控制与经济调度控制(AGC/EDC)、电力系统状态估计与安全分析(SE/SA)、调度员摹拟培训(DTS)。
答：交流数据采集技术方案的基本原理选择交流信号的某一点为采样起始点，在交流一个周期 T 内均匀分布采集 N 个点，电压信号经 A/D 变换后得到 N 个二进制数，通过计算机的处理，可以采集得到所需对象的有效值，初相位等参数。
答：微机变送器由交流信号输入回路，采集保持器， A/D 转换器、 CPU 和存储器以及工频跟踪和采样时序电路等组成。
输入信号经相应的 TA 或者 TV 变换成 0-5V 交流电压信号。
输入到多路摹拟电子开关， CPU 将当前需采集的路号地址送到 MPX，MPX 立即将选定的摹拟电压输出刀采样保持器。
采样保持器按确定的采样时序信号采集该交流信号，当保持脉冲到达后，其输出信号保持不变。
之后， CPU 启动 A/D 转换信号， A/D 转换器将采样保持器输出的摹拟电压转换成数字量。
当转换结束后，非门A/D 转换器经与非门向CPU 发出转换结束信号， CPU 中断当前工作，经并行接口电路读得 A/D 转换输出数据。
基站建设与维护：馈线安装
馈线接地规范
当RRU 靠近天线安装时
馈线接头防水
缠绕三层防水胶带 缠绕过程中需将自粘胶带拉伸至两倍长度，每 个接头使用约50cm 长防水胶带，要求缠绕三 层。缠绕方向需和馈头拧紧方向一致，避免缠 绕过程中使得连接馈头松脱。缠绕完成后，应 反复用双手握捏，确保胶带和馈线/馈头粘合 牢固。
馈线接头防水
注意：第一层应自下至上缠绕，第二层自上而下缠绕，第三层自下至上缠绕， 共缠三层，上一层覆盖下一层约三分之一左右，这样可防止雨水渗漏，缠绕过 程中不要截断胶带。胶带缠绕长度要超过馈头约20 mm。
小结
馈线安装规范 馈线接头制作方法 馈线接头防水方法
学而知不足， 不足而知学
1/2馈线头
1/2馈线
馈线接头制作
安装连接器螺母
将密封圈套在电缆外导体上，安装位置 距离馈线头部应大于等于13mm，按顺 时针方向使。
用扳手将连接器的螺母旋到电缆外导体 上，拧紧为止。
馈线接头制作
切割并去除多余电缆以及外导体
用刀紧贴螺母端面切开多余的电缆外导体和 绝缘层；用钳子去除切割掉的电缆外导体和 绝缘层。
馈线或跳线长度小于5m 时，不接地； 馈线长度大于5m 且小于20m 时，在RRU 侧进行一处接地。
当RRU 安装在室外且距离天线较远时（超过20m，使用主馈线连接）
馈线在RRU 侧进行一处接地； 馈线在天线侧进行一处接地； 对于馈线布放在铁塔上的站点，馈线在离开铁塔前需做一处接地，如果铁塔距离RRU 小于
长园深瑞配电自动化系统解决方案
1.方案背景配电自动化以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电系统的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。
配电自动化系统是一项集计算机技术、数据传输、控制技术、现代化设备及管理于一体的综合信息管理系统，其目的是提高供电可靠性，改进电能质量，向用户提供优质服务，降低运行费用，减轻运行人员的劳动强度。
PRS-3000系列配电自动化系统是长园深瑞继保自动化有限公司基于标准化平台设计的新一代智能配电网“自愈型”系统，该系统是在总结国内外多年的配电自动化运行经验的基础上，参照国内配电网最新标准，并融合最新的配电网控制技术研制而成的。
2.应用场景配电自动化系统解决方案应用场景为：1）仅需故障指示功能的配电线路；2）农村、城郊配电线路；3）接有重要敏感负荷的线路；4）对供电质量要求较高的架空与电缆线路。
3.方案实现3.1.概述PRS-3000系列配电自动化系统可满足简易型、实用型、标准型、集成型、智能型等各种配电自动化建设和改造的需要。
根据馈线自动化（FA）方式可分为简易型-故障指示器方式、就地型-重合器方式、就地型-智能分布式、集中型几种，各种方式有不同的特点，适用于不同的场合，可根据情况选择合适的方案。
3.1.1.简易型-故障指示器方式基于就地检测和控制技术的一种准实时系统，采用PRS-3350系列故障指示器来判断和指示配电线路的故障信息，可通过PRS-3352通信终端将信息上传至PRS-3203故障定位主站。
其特点为：1）对配电主站和通信通道没有明确的要求；2）不需要改造一次设备、投资省、见效快、容易实施、容易推广。
其适用场景为：单辐射或单联络的配电一次网架或仅需故障指示功能的配电线路。
图1 简易型-故障指示器方式配网自动化系统解决方案3.1.2.就地型-重合器方式基于就地检测和控制技术的一种准实时系统，采用PRS-3351（FTU）来获取配电线路的故障信息，控制开关分合，通过开关设备之间的逻辑配合（如时序等），就地实现配电网故障的隔离和恢复供电。
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不同接地方式下的馈线自动化实施方案
摘要:本文论述了两种不同的接地方式进行馈线自动化改造的实
施方案。特别提出,经消弧线圈接地方式的配电网在单相接地故障时
稳态电流微弱,在确定馈线自动化实施方案时,与经小电阻接地方式下
的不同,此时配电终端需要增加单相接地故障的识别算法,对于基于电
气暂态量的识别算法,配电终端需要具备瞬时提高采样率的能力;对于
基于残留增量法的识别算法,配电终端需要具备与消弧线圈联动的功
能。
关键词:消弧线圈 配电网 馈线自动化 配电终端
配电自动化系统是应用现代电子技术、通信技术、计算机及网络
技术,将配电网实时信息、离线信息、用户信息、电网结构参数、地
理信息进行安全集成,构成完整的自动化及管理系统,实现配电网正常
运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理[1]。馈线自动化
作为配电自动化的核心组成部分,在正常状态下,可进行远方测量、监
视和设备状态的遥控;在事故情况下可实现故障段的自动识别判断、
自动隔离,并采取措施进行转供电,恢复对非故障段的供电,有利于提
高供电可靠性,减少用户的停电,提高用户满意度。
大城市经济发达,高新技术产业集中,对供电可靠性的要求非常高,
因此,研究城市配电网的馈线自动化实施方案具有重要的意义。本文
将重点从故障定位与隔离角度出发,讨论不同接地方式下的馈线自动
化实施方案
1 配电网接地方式的选择
当中压配电网由架空或由架空、电缆混合线路组成时,宜采用中
性点经消弧线圈接地方式。因为此方式下的配电网中,线路发生单相
接地故障时,由于系统的线电压仍然保持对称,用户不会感觉到故障的
存在,此时线路可继续供电1～2 h,可有效提高配电网的持续供电能力
[2]。同时,由于消弧线圈自身的感性电流对接地故障容性电流的补偿,
降低了接地故障点的故障电流,配电网的自动熄弧能力得以提高。此
方式下的配电网大部分单相接地故障为瞬时性接地故障,此时利用消
弧线圈实现补偿,使故障电流小于一定值而自动灭弧,系统可正常运
行。因此对架空线路集中的城郊地区,适合采用经消弧线圈接地方式。
当中压配电网仅由电缆线路组成时,宜采用中性点经小电阻接地
方式。以电缆为主的配电网的单相接地故障多为电缆在一定条件下由
于自身绝缘缺陷造成的击穿,多为永久性故障,此时线路的持续运行一
般会造成事故扩大。为保证故障的迅速切除且限制过电压水平,配电
网可采用中性点经小电阻接地方式,通过简单的配置零序过流或限时
速断保护迅速断开故障线路。城市中心区基本实现全电缆出线,因此
适合采用经小电阻接地方式。
2 小电阻接地方式下的馈线自动化实施方案
已有大量的文献对小电阻接地方式下的馈线自动化实施方案进
行了讨论[3-8],文献[3]提出的馈线自动化方案包括:带时限电压型馈
线自动分段方案[4]、重合器馈线自动化方案、配电终端集中决策解
决方案、配电终端接地解决方案和保护方式馈线自动化解决方案。带
时限电压型馈线自动分段方案和重合器馈线自动化方案模式简单实
用,无需通信系统的支持,见效快,但其对开关性能要求高,且多次操作
影响用户的供电可靠性,目前的配电自动化实施多不采用这两种方
案。配电终端集中决策解决方案是目前最主要的馈线自动化实施方案
[5～7]。这一解决方案中,安装在线路环网柜内(DTU)、柱上开关上
(FTU)的配电终端采集负荷开关的开关位置、相电流和零序电流等信
息,并传送至配电自动化主站(或子站),根据只有断路器至故障位置之
间的配电终端会通过故障电流这一特征实现故障区段的定位与隔离
[8]。其中几种解决方案此处不再赘述。另外还有利用故障指示器进
行故障定位的方案[9]。
3 经消弧线圈接地方式下的馈线自动化实施方案
采用经消弧线圈接地方式的配电网,其特征在于单相接地故障时
稳态电流微弱,利用传统的过电流故障检测方法较难实现故障的识
别。对于经消弧线圈接地方式的配电网,在发生相间短路故障时,故障
特征明显,其故障自动定位技术与经小电阻接地方式下的配电网中的
要求类似;此方式下的配电网发生架空线单相接地故障的概率大,且在
发生单相接地故障时,故障电流微弱,配电终端很难简单地判断是否有
故障电流流过,这就对配电终端提出了更高的要求,甚至对CT/PT的安
装方式同样也会提出新的要求,从而影响到馈线自动化实施方案的选
择[10]。
相较于经小电阻接地方式下的馈线自动化实施方案,经消弧线圈
接地方式的方案主要在单相接地故障下的故障判断识别上有较大的
区别,对应于不同的单相接地故障识别算法,其实施方案会各有特点。
3.1 配电终端采样率
目前而言,单相接地故障识别算法主要利用单相接地故障时的电
气量变化特征,集中在基于故障暂态量的方法,如首半波法、能量法等。
在经消弧线圈接地的配电网发生单相接地故障时,暂态过程持续时间
较短,一般持续一个周波左右,因此,在发生单相接地故障时,故障信号
的精确可靠采集特别重要,需要配电终端的采样率瞬时提高。同时,有
些算法利用的相电压与相电流的关系进行判断,此时还需要在配电自
动化实施中加装相应的CT和PT。
3.2 配电终端的联动
在已提出的单相接地故障识别算法上,还有一种方法是残留增量
法,其原理是线路故障发生后调节变电站内消弧线圈的补偿电流,利用
调节前后配电终端测量到的零序电流变化量信息确定故障区段。此时
就需要配电终端与消弧线圈联动,同时需要可靠的通信,以便实时接收
消弧线圈的动作情况,定位故障。
4 结论
本文重点从故障定位与隔离角度出发,讨论经小电阻接地方式、
经消弧线圈接地方式下的馈线自动化技术。分析表明,由于经消弧线
圈接地方式下的单相接地故障的故障特征微弱,因此需要配电终端增
加相应的算法实现单相接地故障的识别,根据算法的不同,需要配电终
端的采样率能够瞬时提高,或者与消弧线圈实现联动。
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