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。

2.3馈线自动化的作用

馈线自动化在电力系统中起着不可或缺的作用。

（1）减少停电时间，提高供电可靠性

据统计，故障及计划检修是造成用户停电的两个主要原因。配电网的传统结构一般采用辐射形配电方式，线路中间没有分段开关，当线路上某一处故障或进行线路检修时，会造成全线停电。现在城市供电网的发展方向是采用环网“手拉手”供电方式，并用负荷开关将线路分段，这样可以做到分段检修，避免因线路检修造成全线停电，而利用馈线自动化系统，实现线路故障区段的自动定位、隔离，及健康线路的自动恢复供电，可缩小故障停电范围，减少对用户的停电时间，提高供电可靠性。

在图1所示的一个典型的两条线路“手拉手”环网中，当线路中的F 点发生故障时，在变电站内的源端断路器CB1两次重合检测出永久故障后，馈线自动化系统可以确定故障区段，自动地或由调度人员手动遥控拉开故障点两侧负荷开关S2、S3，接着合上变电站内的源端断路器，再合上环网上的联络开关St，恢复全部健康线路供电。故障停电时间可压缩到一、二分钟之内。

图1故障定位、隔离及自动恢复供电示意图针对图1所示系统，实现馈线自动化后，除本线路段故障外，其他线路段的故障不再会造成长时间停电，因此，平均每一段线路的停电时间也就减少到 1 /4，假定实现馈线自动化前线路平均故障停电时间为1h，实现馈自动化后，平均故障停电时间约为15min，大大地提高了供电

可靠性。

（2）提高供电质量

馈线自动化系统可以实时监视线路电压的变化，自动调节变压器输出电压或投切无功补偿电容器组，保证用户电压符合要求。

（3）节省总体投资

馈线自动化的投资是大家比较关心的。单纯从一条线路的角度看，投资是比较大的，但从总体上来看，可节省投资。

（4）减少电网运行与检修费用

馈线自动化系统对配电线路及设备运行状态进行实时监视，为实现设备的及时检修创造了条件，这样除了可以减少不必要的停电时间外，也减少了检修费用。利用馈线自动化提供的数据与资料，可以及时确定线路故障点及原因，缩短故障修复时间，节省修复费用。

2.4馈线自动化的发展

配电线路（也称馈电线路、馈线）是配电系统的重要组成部分，智能配电网的研究尚处于摸索阶段，而目前的馈线自动化是智能配电网的关键和核心。馈线自动化主要指馈线发生故障后，自动地检测并切除故障区段，进而恢复非故障区段正常供电的一种技术。

早期的配电网自动化是人工式的，这里称为模式1。它由安装在变（配）电站馈线出口处的电流速断保护、出口短路器和安装在其他位置的负荷开关和故障指示器组成。馈线任意区段故障后，电流速断保护动作，出口断路器的动作跳闸，根据故障指示器所指示的位置人工拉开两端的负荷；隔离故障区段，然后再重新闭合短路器恢复未故障部分的供电。该系统构简单，但是自动化程度低下，停电时间长。

上世纪80年代，发达国家出现了利用分段器、重合器等智能开关设备为标志的第二种馈线自动化模式。在该模式下，故障区段的查找、隔离和非故障部分的恢复供电是靠分段器、重合器的反复配合动作来自动实现的，分段器和重合器之间不需要通信，也无需人工干预，是一种比较合理的馈线自动化模式，并已在我国获得应用。但是，与该模式相对应的最终故障切除时间长、断路器负担重、无故障部分恢复供电慢。

近年来，随着通信技术的快速发展，出现了第三种馈线自动化模式：基于馈线终端单元FTU（Feeder Terminal Unit）和网络通信的馈线自动化。在该模式下，故障的查出找、隔离以及恢复供电是靠FTU采集故障信息并上传给调度中心，断路器和负荷开关的分合操作是由调度中心控制的。该模式具有很高的自动化水平，开关只需一次动作，但是它

对于通道的依赖性太强。由于系统决策指令由调度中心发出，加之通信通道的延时，非故障区段的恢复时间也长。系统可靠性直接取决于通道的可靠性。

3馈线自动化系统的构成

在实施馈线自动化时，应作为一个集成系统技术来考虑，只考虑单一的部件、局部的功能是不行的。系统的任何一个环节出现问题都会影响整体的功能。例如，分段器的操动机构不可靠，即便有再好的 SCADA 监视系统，也达不到可靠控制分段器的目的。国内外的实践都证明了这一点。

馈线自动化系统可分为一次设备、控制箱、分散多点通信、 FA控制主站及 SACDA /DMS（配电管理系统）主站等五个层次。图2给出一个典型的系统的例子，其中 FA控制主站可设在变电站内，也可单独设置在主控制室内。

图 2 馈线自动化系统结构

3.1一次设备

3.1.1开关

实现馈线自动化首先要求配电网采用环网、分段供电结构。故障区段的隔离及恢复供电按顺序重合及SCADA监视系统配合遥控负荷开关、分段器两种方式。采用的开关设备有自动重合器、负荷开关及分段器等。

自动重合器是早期使用得比较多的馈线自动化一次设备。这种开关应用V-T（电压-时间）配合原理，在配电线路故障后逐个自动重合，若再次重合到永久性故障，便自动闭锁，隔离故障点。自动重合器的优点是无需通信设备，这在早期电子、通信设备相对较贵的情况下有利于减少投资，但用它恢复供电需要较长的时间，对开关开断能力要求高，有

可能多次重合到永久故障点，短路电流对系统冲击较大。众多开关反复动作及负荷冷起动要从配网上摄取大量功率，给配电网带来了不利影响。

随着电子技术的发展，电子、通信设备的造价愈来愈低，将会广泛的采用 SCADA监视系统配合遥控负荷开关、分段器来实现故障区段的定位、隔离及恢复供电，这样就克服了上述使用重合器方式所带来的缺点，同时也为实现馈线自动化的其他功能奠定了基础。

馈线自动化所选用的负荷开关、分段器要具备电动操作功能。在电缆线路中采用台式安装方式，而在架空线路上采用柱上安装方式。从实现故障区段的隔离及恢复供电的功能角度来说，线路开关是在变电站内断路器切除故障后，线路处于停电状态下操作的，可选用无电流开断能力的“死”线（deadline）分段开关，以减少开关的投资。

3.1.2电压、电流互感（传感）器

传统的电压、电流互感器体积大、成本高，不适于在变电站外的线路上使用。馈电线路监控系统对电压、电流变换器的负载能力及精度要求相对较低，一般使用电压、电流传感器装置。这些传感器体积小、造价低，它们内嵌在绝缘子内，配套安装在柱上开关上或线路开关柜内。

3.2控制箱

控制箱起到联结开关与SCADA监视系统的桥梁作用。它主要包括的部件有：

（1）开关操动控制电路

该电路应具有防止误操作安全闭锁的功能，能够选择遥控或当地手

动操作，并有手动开、合开关按钮，还应 AC电源或 DC蓄电池电压指示。

（2）不间断供电电源

不间断供电电源为开关操动机构及二次电子设备提供电源，一般是采用两组 12V直流可充电蓄电池串联供电。它可由电压传感器（互感器）的二次侧 100V交流电充电，也可由220V低压电网充电。在交流电源停电时蓄电池应能维持一段时间的工作。

（3）控制箱体

在使用台式配电开关柜时，控制箱一般配套安装在柜内或柜体的一边；在使用柱上开关时，它安装在电力线柱上。控制箱体一般是户外安装，需要有较强的防腐蚀能力，由自然通风保持内部器件干燥，在气候特别潮湿的地区，可在箱内装一小功率电加热器，以防止内部器件上凝露。

（4）远方终端（FA-RTU）

又称馈线自动化监控器，是馈线自动化系统的一个关键单元。

（5）通信终端

4几种馈线自动化方式

4.1就地式馈线自动化

4.1.1重合器方式

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。

（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。

（2）基于重合器与“过流脉冲计数”分段器方式的馈线自动化

当发生故障时重合器跳闸，分段器维持在合闸位置，但是经历了故障电流的分段器的过流脉冲计数器加一，若计数值达到规定值，则该分段器在无电流间隙分断，当重合器再次重合时，即达到隔离故障区段和

恢复健全区段供电的目的。

案例：

在处理如图2所示配电网结构，A为重合器，B、C、D为过电流脉冲计数分段器，其计数次数均整定为2次。

正常运行时，重合器A，分段器B、C、D均为合，当C之后的区段发生故障时，重合器A跳闸，分段器C计过电流一次，由于没有达到事先整定的2次，因此分段器保持合闸，经过一段时间后，重合器进行第一次重合。若为瞬时性故障，重合成功，恢复系统正常供电，再经过一段确定的时间（与整定有关）后，分段器C的过电流计数值清零，又恢复至其初始状态，为下一次做好准备；若为永久性故障，再次重合到故障点，重合器A再次跳闸，分段器第二次过电流而达到整定值，于是，分段器在重合器跳闸后无电流时期分闸；再经过一段时间，重合器A进行第二次重合，由于此时分段器C处于分闸状态，从而将故障区段隔离开，恢复对健全区段的供电。

4.1.2智能分布式

智能分布式的就地式馈线自动化是在重合器方式的就地式馈线自动化的基础上，增加局部光纤通信，使得环网内的各FTU互相交互信息，在故障后ms级的时间内直接跳开离故障点最近的两侧开关，变电站出线开关不需要跳闸，使得停电区域最小，同时联络开关自动合闸转供。可实现多开关串联无级差保护配合，快速准确地实现故障隔离和转移供电，达到停电范围最小、停电时间最短的目的。在保护通道故障时，可自动转为重合器方式的就地式馈线自动化工作模式，可靠性高，可应用

于供电可靠性要求高的骨干网络。配电主站和子站可不参与处理过程。

4.2集中式馈线自动化

集中式馈线自动化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。

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。

4.3各馈线方式比较

5工程实例

下面介绍美国纽约长岛电力公司（ LILCO）的一个馈线自动化工程的实施情况，供参考。

5.1工程背景

LILCO负责纽约长岛地区250万人口的电力供应工作。由于长岛地区位于沿海，易遭受强风暴的袭击。每一次线路故障，都会造成30～60min 时间的用户停电。LILCO自1994年起，对120条故障易发配电线路进行馈线自动化改造，以提高供电可靠性。

5.2工程实施情况

LILCO购买了350台柱上负荷开关，并配置了能够检测故障电流的智能 RTU，采用的环网结构、线路分段分联络开关的布置如下图所示。

工程实施的第一步是不用通信手段实现故障分段隔离。正常情况下，环网联络开关是断开的。如在分段开关和联络开关之间的F2点发生永久性故障，开关S1处的RTU检测出故障电流并打开开关S1，电源端断路器GB1合闸，恢复断路器与分段开关 S1之间健康线路的供电。由于这一方式只是解决了分段开关和联络开关之间故障的隔离，故停电次数减少25%。工程的第二阶段是应用无线扩频通信及基于PC机的SCADA主站，实现馈线自动化功能。这样，如在源端断路器与分段开关之间的F1点发生永久性故障，主站接受线路RTU送上来的信息，确定故障点位置，并将信息下传至分段开关S1的RTU，打开开关S1，合上联络开关，恢复分段开关S1与联络开关之间的健康线路的供电。这样就实现了整个线路故障的隔离与自动恢复供电，停电次数减少50%。

5.3 实际效果

实施了馈线自动化工程后，故障造成的用户停电时间压缩到两分钟内，在1995年避免了129021次用户长时间停电。在1996年使用户长时间停电次减少了近一半。

6总结

本文从馈线自动化的简介、构成及馈线自动化方式等方面介绍了馈线自动化，并介绍了一个工程实例。馈线自动化是发展方向已成为大家的共识,国内许多单位已做了大量的工作,积累了不少经验。但总起来说,这项工作刚刚起步,国内还缺少成熟的馈线自动化设备的供货商,没有一个比较成功、得到大家认可的系统模式,因此大面积地推广馈线自动化技术还要有一个过程。我们应本着积极且慎重的态度,开展馈线自动化的科研与工程实施工作。

参考文献

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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）

馈线自动化两种实现模式的对比研究

龙源期刊网 https://www.sodocs.net/doc/6e18155275.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。

浅谈智能配电网分布式馈线自动化技术应用 林丹

浅谈智能配电网分布式馈线自动化技术应用林丹 发表时间：2018-05-30T09:01:37.530Z 来源：《电力设备》2018年第2期作者：林丹 [导读] 摘要：随着我国经济技术的全面发展，民众的生活水平得到了大力提升，电力资源作为一种与民众日常生活和社会生产密切相关的现代能源，对供电稳定性提出了更高的要求。 （广东电网有限公司汕头供电局广东省汕头市 515041） 摘要：随着我国经济技术的全面发展，民众的生活水平得到了大力提升，电力资源作为一种与民众日常生活和社会生产密切相关的现代能源，对供电稳定性提出了更高的要求。在信息技术和能源技术飞速发展的大背景下，电力传输技术经历了一个飞速发展的过程，智能配电网分布式馈线自动化技术就是其中的典型代表，给全社会提供了高质量的电力能源。该文在前人研究的基础上对智能配电网分布式馈线自动化技术进行了重点介绍，并着重分析了其在输电工程中的应用，希望对我国电力系统的进一步发展有一定的指导意义。 关键词：智能配电网；分布式馈线；自动化 1 概述 1.1 智能配电网 智能配电网的形成是基于配电网，加设网络信息传输设备。通过计算机软件的数据处理，将配电网中所有用电单位的数据进行统计，并针对数据作出集成处理。最终将配电网的各类数据，形成的数据表格或图形的智能化操作。 1.2 分布式馈线 馈线区别与输电线路，其主要作用为传输信号，监控整体配电网的运行状态，并针对其中出现的问题进行快速地反馈和处理。由于整体的配电网范围较大，涉及的用电单位也较多。因此为了保证整体配电网都在馈线的监控之下，施工人员将馈线合理地分布连接在整个配电网之上。形成对整体配电网的运行监控，最终形成的全体馈线称之为分布式馈线。 1.3 自动化技术 当前针对智能配电网分布式馈线自动化技术的应用，主要存在数据监控、数据反馈、数据处理、结果执行等方面。此类操作通过网络通信，结合硬件控制完成对配电网设备线路的控制。最终达到在较短的时间内，处理相对应的故障，保障整体配电网的安全运行。 2 分布式馈线自动化的技术特征 2.1 分布式馈线自动化的基本功能分析 分布式馈线自动化技术简称FA，其基本功能就是在系统某一部位发生故障时可以利用物理开关的结构在几秒或是几十秒内切断电源，最大限度地减小局部设备故障对系统整体产生的不利影响，并利用主站快速的分析能力和故障处理能力在几分钟内实现故障的计算、处理措施的选择以及处理指令的发出等，理想状态下可以在十几分钟之内实现恢复供电。配电网馈线自动化需要的投入资金比较大，容易受到网络黑客的攻击，造成整个自动系统的崩溃。为了应对这一问题，我国电力系统积极引进以太网和GPRS等先进技术，并建成了新型的FTU馈电自动系统，主要有光线以外网、无线、专线等工作模式，有效地控制了工程建设成本，降低了故障发生概率，具备优良的性能。 2.2 分布式馈线自动化系统工作模式 配电网分布式馈线自动化的主要工作流程分为故障诊断与故障识别等两个工作阶段。故障处理是配电网馈线自动化系统最主要的功能，相较于传统配电系统重合闸的工作形式相比，馈线自动化技术更具可靠性、灵活性与及时性，可以对线路故障、瞬时或永久故障等进行及时在线处理，有效地避免了电闸切断电源给系统带来的电流震荡影响，降低了对电路系统的二次损坏。馈电系统故障自动检测系统的工作流程分为3个阶段：以配电终端为基础进行故障检测、子系统分析中心进行初步处理、主站系统收集数据进行集中处理。如果子站系统不能成功实现故障部位的隔离就会将相关信息送交主站系统进行计算、整体调度和集中处理。 馈线自动化系统中的FTU模块负责对收集的故障信号进行集中计算与处理，可将电流的瞬时采样值作为故障评判标准。如出现单相电的接地故障时，零线电位会出现与正常线路相反的情况，且正常线路的电压值是故障电位的1.5倍以上，基于这些电路信息FTU系统就会自动识别这些电路特征，判定故障等级。但是从目前我国输电网配电系统的工作情况来看，由于普遍采用中性点不接地等零序分量幅值小的模式，造成了故障诊断的准确性下降，因此可以通过增设开关操作序列提示等功能提升对接地故障的检测准确性。 3 智能配电网分布式馈线自动化技术的具体应用 3.1 配电网整体监控 智能配电网的形成，提高了整体配电网的安全稳定运行。当前我国智能配电网分布式馈线自动化技术应用的主要手段之一为：配电网整体监控。配电网由于涉及的用电单位较多，涉及的范围也较大。因此一旦出现供电故障，产生的影响也较大。当前分布式馈线自动化技术在配电网中的应用，主要为监控整体的配电网。通过对整体配电网的合理分配，将馈线分布在整体的配电网之上。通过馈线对整体的配电网运行状态，进行有效地监控。 3.2 多电源保护管理 变电站将电力变压之后，将不同电压的电力进行输送。因此一般情况下变电站中的电源线路较多，同时供电的单位也较多。一旦发生局部线路故障，就有可能造成整体配电网的故障。针对此类情况智能配电网中分布式馈线自动化技术，对变电站输出电路电源进行保护。以此保证局部电源线路出现问题时，能够快速地进行电源的隔离。并保证其他电源线路的安全供电，随后针对故障电源线路进行恢复，减少了因局部线路故障引起的大范围停电。 3.3 自动化联防控制 当前针对智能配电网分布式馈线自动化技术的应用，依靠网络技术结合硬件控制进行。例如：当部分线路出现故障时，馈线针对其运行状况作出反馈。自动化系统根据反馈数据，启动硬件设备例如继电器等设备。将故障设备，从整体的配电网中隔离。以此保证其他线路的安全运行，并在此过程中完成故障线路的故障控制。 3.4 快速处理 网络技术的快速发展，对于当前经济的发展起到了促进性的作用，极大地方便了人们的日常信息沟通，当前在变电站中的应用也较多。其中智能配电网分布式馈线自动化技术，其核心技术即为网络通信技术。网络技术的特性为快速性、及时性，因此针对智能配电网分布式馈线自动化中的应用，也具备此类特性。电力故障在配电网中的影响较大，因此数据的快处理能够提升故障的处理速度，一定程度上

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 ?

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。

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)

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

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

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。

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。

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

一种实用的馈线自动化方案 莫绍忠

一种实用的馈线自动化方案莫绍忠 发表时间：2019-01-04T10:09:33.397Z 来源：《基层建设》2018年第35期作者：莫绍忠 [导读] 摘要：随着经济的进步，信息技术的发展，电力资源的紧张形势，更注重提升电力系统自动化标准。 珠海盈源电气有限公司广东省珠海市 519000 摘要：随着经济的进步，信息技术的发展，电力资源的紧张形势，更注重提升电力系统自动化标准。当前电力系统的重要组成是自动化系统，电力系统的稳定运行需要电力系统自动化作为保证。配电网在我国电力系统中发挥着重要作用，对电力系统的发展具有重大意义。在配电自动化系统中，馈线自动化技术的应用对于提高配电网故障处理水平具有重要作用。本文介绍了馈线自动化的基本概念、作用及一种基于电压、电流和时间的保护逻辑的故障隔离原理，缩短故障区定位及非故障区域恢复供电的方案。 关键词：配电自动化；馈线自动化；故障定位；馈线自动化终端；FTU 1.引言 配电自动化系统简称配电自动化（DA-Distri-bution Automation），是对配电网上的电力设备进行实时监视、协调及控制的一个集成系统，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。它是近几年来发展起来的新兴技术领域，在工业发达国家中，配电系统自动化受到了广泛的重视。目前我国的供电部门也已经采用这项技术。其中，馈电线路自动化系统，简称馈线自动化（FA-Feeder Automation），是配电自动化系统中重要的一部分，是提供配电网供电可靠性的关键。 2馈线自动化简介 2.1馈线自动化的定义 随着社会的不断发展，电量的需求也在不断的增大，伴随着配电网络也不断地扩大，对供电的可靠性要求越来越高。早期线路上的设备自动化程度低，一般都是人工操作控制，供电可靠性低。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。馈线自动化是指变电站出线到用户用电设备之间的馈电线路自动化，其内容可以归纳为两大方面：一是正常情况下的用户检测、测量和运行优化，即数据采集与监控（SCADA），就是通常所说的远动，即四遥（遥信、遥测、遥控、遥调）功能；二是事故状态下的故障检测、故障隔离、转移和恢复供电控制，指线路故障区段的定位与隔离及无故障区段供电的自动恢复。 2.2馈线自动化的作用 馈线自动化是配电网自动化的重要组成部分，起着不可或缺的作用。据统计，故障及计划检修是造成用户停电的两个主要原因。配电网的传统结构一般采用辐射形配电方式，线路中间没有分段开关，当线路上某一处故障或进行线路检修时，会造成全线停电。现在城市供电网的发展方向是采用环网“手拉手”供电方式，并用负荷开关或断路器将线路分段，这样可以做到分段检修，避免因线路检修造成全线停电，而利用馈线自动化系统，实现线路故障区段的自动定位、隔离，及健康线路的自动恢复供电，可缩小故障停电范围，减少对用户的停电时间，提高供电可靠性。 3馈线自动化隔离原理 近年来，随着配电自动化研究及应用的不断深入，对原有电压-时间型隔离逻辑进行改进，增加电流判据，配置带分断故障能力的断路器，构成能更快速隔离故障的馈线自动化系统。馈线自动化系统的核心单元是馈线自动化终端（FTU）。现结合珠海盈源电气有公司生产的FDR-4011馈线自动化终端，分析FTU在小电阻接地系统或消弧线圈接地系统电网中应用，分析如下： 3.1 FTU功能简述 FTU可实现分段开关功能（或称S功能）与联络开关功能（或称L功能）的转换，可实现受电后失电的X-时间闭锁、开关合后失电的Y-时间闭锁（Y-时间一般为5S）、瞬时低电压闭锁、两侧电源闭锁、零序电压故障闭锁、过流后加速闭锁、零序电流后加速闭锁等；自动判断及隔离故障；自动恢复非故障段供电的功能。 3.1．1 分段开关的功能（S功能） （1）有压延时合闸 当电源侧或负荷侧一方受电时，X-时间（开关合闸前的判断电压正常时间）计时后，开关合闸。 （2）受电后失电的X-时间闭锁 在开关一侧受电后，启动X-时间计时中失电，启动［X-时间闭锁］功能，FTU令开关在已断开位子闭锁。在闭锁被解除之前，从开关的另一侧送电不能实现延时关合。 （3）开关合闸后失电的Y-时间闭锁 在开关有压延时合闸后，启动Y-时间（开关合闸后的判断电压正常时间）计时中失电，启动［Y-时间闭锁］功能，FTU令开关跳闸且闭锁。在闭锁被解除之前，从开关原受电侧送电不能延时关合。 （4）瞬时低电压闭锁 电源或负荷侧由于出现事故而存在瞬时低电压时，启动［瞬时低电压闭锁］功能，FTU令开关跳闸且闭锁。在闭锁被解除或满足闭锁解除条件之前，开关不能关合。 （5）两侧电源闭锁 在一侧受电启动X-时间计时中，发生别一侧仍有电压时，启动［两侧电源闭锁］功能。闭锁被解除或满足闭锁解除条件之前，开关不能关合。 （6）零序电压故障闭锁 在开关关合后的Y-时间计时中，若零序电压3U0存在且超过设定值，FTU令开关跳闸且闭锁。在闭锁被解除之前，开关不能关合。（7）过流后加速故障闭锁 在开关关合后的Y-时间计时中，若相过电流存在且超过设定值，FTU令开关加速跳闸且闭锁。在闭锁被解除之前，开关不能关合。（8）零序后加速故障闭锁