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。
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。
CB
CB LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS2
YS2 YS1
YS1 FS1 FS1 FS2
FS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2
（7）CB 二次重合，FS1、FS4、FS5、FS6依次延时合闸。
CB
CB LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS2
YS2 YS1
YS1 FS1 FS1 FS2
FS2 FS3
FS3
FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2
1.2 用户分支短路故障处理
（1）YS1之后发生短路故障，FS1、FS4、YS1记忆故障电流。
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，FS1-FS6失压分闸，YS1无压无流后分闸。
（3）CB 在15s 后第一次重合闸。 （4）FS1-FS7依次延时合闸。 1.3 主干线接地故障（小电流接地)处理
（1）安装前设置FS1为选线模式，其余开关为选段模式。
（2）FS5后发生单相接地故障，FS1、FS4、FS5依据暂态算法选出接地故障在其后端并记忆。
CB
CB LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS3
YS3 FS1 FS1 FS2
FS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2 YS1
YS1
（3）FS1延时保护跳闸（20s)。
CB
CB LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS3
YS3 FS1 FS1 FS2
FS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2 YS1
YS1
（4）FS1在延时2s 后重合闸。
CB
CB LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS3
YS3 FS1 FS1 FS2
FS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2 YS1
YS1
（5）FS4、FS5一侧有压且有故障记忆，延时7s 合闸，FS2无故障记忆，启动长延时。
CB
CB LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS3
YS3 FS1 FS1 FS2
FS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2 YS1
YS1
（6）FS5合闸后发生零序电压突变，FS5直接分闸，FS6感受短时来电闭锁合闸。
CB
CB LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS3
YS3 FS1 FS1 FS2
FS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2 YS1
YS1
（7）FS2、FS3依次合闸恢复供电。
CB
CB LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS3
YS3 FS1 FS1 FS2
FS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2 YS1
YS1
2 电压时间型
“电压-时间型”馈线自动化是通过开关“无压分闸、来电延时合闸”的工作特性配合变电站出线开关二次合闸来实现，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。以下实例说明电压-时间型馈线自动化处理故障的逻辑。
（1）线路正常供电。
CB1
CB2
7s
线路1F001F002F003联络L1F102F101线路2
7s
7s
7s
7s
（2） F1点发生故障，变电站出线断路器CB1检测到线路故障，保护动作跳闸，线路1所有电压型开关均因失压而
分闸，同时联络开关L1因单侧失压而启动X 时间倒计时。
CB1
CB2
7s
线路1F001F002F003联络L1F102F101线路2
7s
7s
7s
7s
F1
（3）1s 后，变电站出线开关CB1第一次重合闸。
CB1
CB2
7s
线路1F001F002F003联络L1F102F101线路2
7s
7s
7s
7s
F1
（4）7s 后，线路1分段开关F001合闸。
CB1
CB2
7s
线路1F001F002F003联络L1F102F101线路2
7s
7s
7s
7s
F1
（5）7s 后，线路1分段开关F002合闸。因合闸于故障点，CB1再次保护动作跳闸，同时， 开关F002、F003闭锁，完成故障点定位隔离。
CB1
CB2
7s
线路1F001F002F003联络L1F102F101线路2
7s
7s
7s
7s
F1
（6）变电站出线开关CB1第二次重合闸，恢复CB1至F001之间非故障区段供电。
CB1
CB2
7s
线路1F001F002F003联络L1F102F101线路2
7s
7s
7s
7s
F1
（7）7s 后，线路1分段开关F001合闸，恢复F001至F002之间非故障区段供电。
CB1
CB2
7s
线路1F001F002F003联络L1F102F101线路2
7s
7s
7s
7s
F1
（8）通过远方遥控（需满足安全防护条件)或现场操作联络开关合闸，完成L1至F003之间非故障区段供电。
CB1CB2
7s 线路1F001F002
F003联络L1F102F101线路2
7s 7s 7s 7s F1
3 电压-电流时间型
电压电流时间型在电压时间型的基础上增加了对故障电流以及接地电流的判别，遵循得电X 时限合闸，X 时限内检测到残压闭锁合闸，合闸后Y 时限内失压且检测到故障电流闭锁分闸的基本逻辑。同时具备合闸后Y 时限内未检测到故障电流闭锁分闸的逻辑，从而加快故障隔离的过程。若开关采用弹操机构，可加入失电经延时分闸（与变电站出线开关快速重合闸时间配合），来快速隔离瞬时故障。以实例说明：
3.1 主干线瞬时短路故障
（1）FS2和FS3之间发生瞬时故障，其中，CB 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为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，FS1、FS2过流计数1次，FS1-FS6失
压1次，FS1-FS6在CB 快速重合闸之前保持合闸状态。
CB
LSW1
FS6
YS2
FS1 FS2
FS3
FS4
FS5
LSW2
YS1
（3）CB 快速重合闸（0.2s），上游非故障区恢复供电。
CB
LSW1
FS6
YS2
FS1 FS2
FS3
FS4
FS5
LSW2
YS1
3.2 主干线永久短路故障
（1）FS2和FS3之间发生永久故障。
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，FS1、FS2过流计数1次，FS1-FS6失压1次，FS1-FS6在CB快速重合闸之前保持合闸状态。
CB LSW1
FS6 YS2
FS1 FS2 FS3
FS4
FS5
LSW2
YS1
（3）CB快速重合闸（0.2s），合于故障；FS1、FS2过流计数2次。
CB LSW1
FS6 YS2
FS1 FS2 FS3
FS4
FS5
LSW2
YS1
（4）CB跳闸，FS1、FS2过流计数2次且失压2次；FS1、FS2失电经短延后分闸（YS1和YS3为分界断路器，不具备失电分闸功能）；FS3-FS6失压2次,但过流计数为0，不分闸。
LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS2
YS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2
YS1
YS1 FS1 FS1 FS2 FS2CB
CB
（5）CB 在15s 后第二次重合闸。
LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS2
YS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2
YS1
YS1 FS1 FS1 FS2 FS2CB
CB
（6）FS1在得电X 时限后合闸，且合闸后Y 时限内并未检测到故障电流，闭锁分闸。
LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS2
YS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2
YS1
YS1 FS2 FS2CB
CB FS1 FS1
（7）FS2在X 时限后合闸，合于故障。
CB
CB LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS2
YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3
FS3 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2
YS1
YS1
（8）CB 保护跳闸，FS2在Y 时限内失压并检测到故障电流，跳闸并闭锁合闸，FS1由于闭锁分闸依旧保持合闸状态。
LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS2
YS2 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2
YS1
YS1 FS2 FS2 FS1 FS1CB
CB FS3
FS3
（9）CB 第三次重合闸,上游非故障区域恢复供电。
LSW1
LSW1 FS6 FS6 YS2
YS2 FS4 FS4 FS5
FS5LSW2
LSW2
YS1
YS1 FS2 FS2 FS1 FS1 FS3
FS3CB
CB
3.3 主干线接地故障
（1）FS1整定为为选线模式，其余开关整定为选段模式，接地故障发生在FS2与FS3之间。
CB
LSW1
FS6
YS3
FS1 FS2
FS3
FS4
FS5
LSW2
YS1
（2）FS1、FS2检测出负荷侧发生故障，FS1首端开关接地选线延时跳闸，此后FS2失压跳闸；FS3~FS6检测到电源侧故障，保持合闸不动作。
CB
CB LSW1
LSW1 YS3
YS3 FS1 FS1 FS2
FS2LSW2
LSW2 YS1
YS1 FS6 FS6 FS4 FS4 FS5
FS5 FS3
FS3
（3）FS1重合闸，检测到无故障。
CB
CB LSW1
LSW1 YS3
YS3 FS2
FS2LSW2
LSW2 YS1
YS1 FS6 FS6 FS4 FS4 FS5
FS5 FS3
FS3 FS1 FS1
（4）FS2经X 延时合闸，合于故障。
CB
LSW1
FS6
YS3
FS1 FS2
FS3
FS4
FS5
LSW2
YS1
（5）FS2合于故障，感受到零序电压突变直接跳闸，闭锁合闸;接地故障被切除。
CB
CB LSW1
LSW1 YS3
YS3 FS2
FS2LSW2
LSW2 YS1
YS1 FS6 FS6 FS4 FS4 FS5
FS5 FS3
FS3 FS1 FS1
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
配网自动化技术导则 1、范围 本标准规定了配网自动化的主要技术原则 本标准适用于配网自动化规划、设计、建设、改造、测试、验收和运维。 2 规范性引用文件 下列文件对本文件的应用时必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅所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（包括所有的修改单）适用于本文件。 3.1术语、定义和缩略语 3.1.1配网自动化 以一次配网架和设备为基础，综合利用计算机技术、信息及通信等技术，实现对配电网的监测和控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的管理。 3.1.2配电自动化系统 实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA、馈线自动化、分析应用及与相关应用系统互联等功能，主要由配电主站、配电子站、配电终端盒通信通道等部分组成。 3.1.3配电自动化系统主站 主要实现配网数据采集与监控等基础功能，以及分析应用等扩展功能，为配网调度和配电生产服务，简称配电主站。 3.1.4配电自动化子站 为优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电通信系统组网而设置的中间层，实现信息汇集和处理、通信监视等功能。根据需要，配电子站也可以实现区域配电网故障处理功能，简称配电子站。 3.1.5配电自动化终端 安装在配电网的各种远方监测、控制单元的总称、完成数据采集、控制和通信等功能，主要包括馈线终端、站所终端、配变终端等，简称配电终端。 3.1.6馈线自动化 利用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、隔离，以及恢复对非故障区域的供电。 3.1.7信息交互 系统间的信息交换与服务共享 3.1.8信息交换总线 遵循IEC61968标准，基于消息机制的中间件平台，支持安全跨区信息传输和服务。 3.2缩略语 下列缩略语适用于本文件 一遥，遥信 二遥，遥信、遥测 三遥，遥信、遥测、遥控 SCADA，数据采集与监控 GIS：地理信息系统 PMS：生产管理系统 FA:馈线自动化 DTU:站所终端 FTU:馈线终端 TTU:配电终端 4总则
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
配网自动化的体系结构及其实现技术(2021版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0620
配网自动化的体系结构及其实现技术 (2021版) 1、配网自动化的体系结构 (1)配网自动化的基本问题： 尽管我国的配电网自动化工作目前已进入试点实施阶段，但对于配电自动化的认识仍然众说纷纭，下面仅对配网自动化的概念、目标、范围阐述本文的观点： a．概念：配电网自动化首先表现为一种集成化自动化系统，它在在线(实时)状态下，能够监控、协调、管理配电网各环节设备与整个配电网优化运行。 b．目标：提高供电可靠性、改善电能质量和提高运行管理效率(经济运行)。 c．范围：以10kV干线馈线自动化为主，覆盖了400V低压配电
台区自动化，延伸到用户集中抄表系统。 (2)配网自动化的体系结构： 配网自动化是一项系统工程，完整的配电网自动化系统包含了四个主要环节：供电网络、远动系统、通信系统、主站网络。目前存在的误区之一：过分强调自动化及软件功能，忽略电网的根本需求。 (3)实施配网自动化的技术原则： a．可靠性原则：实施配网自动化的首要目标是提高配电网的供电可靠性，实现高度可靠的配网自动化系统要遵循以下原则：①具有可靠的电源点(双电源进线、备自投、变电所自动化)。②具有可靠的配电网网架(规划、布局、线路)。③具有可靠的设备(一次智能化开关、二次户外FTU、TTU)。④具有可靠的通信系统(通信介质、设备)。⑤具有可靠的主站系统(计算机硬件、软件、网络)。 b．分散性原则：①由于配电网的地域分布性特点，建立配网自动化系统希望功能分散、危险分散，采用具有智能的一次设备(如重合器)，故障就地解决。对于县级规模的配电网，复杂性并不高，提
配网自动化技术在配网运维中的运用曹光亮 摘要：随着时代的发展，我国综合实力与社会经济水平不断提升，带动着人们 对电力资源的需求也在不断提高，因此，相关电力企业的工作人员需要加强先进 科技在企业运转过程中的应用，以此来对企业的生产效率与电力系统的运转进行 保障，确保在最大程度上满足人们的需要，进而推动我国电力企业与相关行业的 进一步发展。 关键词：配网自动化；配网运维；技术应用 中图分类号：TM73 文献标识码：A 1配网自动化技术的概念 经过对配电自动化技术的研究发现，所谓的配电自动化技术主要是利用现代 自动控制与计算机等现代技术相互结合，确保在最大程度上实现离线与在线不同 情况下都可以对配电网进行智能化的监管，对配电网实际运行过程中的效率、安 全性与可靠性等进行最有力的保护。同时，加强配网自动化技术在配网运行过程 中的应用，还会在很大程度上强化配电网输送电能过程的质量与效率，进而促进 配电网系统的进一步发展。 2配网系统的特点 动态监督、实时控制以及离线管理电网是配网系统的主要工作，能够最大程 度保证电网运行的安全性与可靠性。配网系统从结构功能的角度可以分为三部分，即供电配网、供电企业和电力用户。配网运行的环境比较复杂，使用了一定的年 限后，供电配网的故障几率会不断增加，且电力用户对电的需求和质量要求越来 越高。因此，负责配网系统的专业人员必须不断改革与创新运维技术，必须重视 优化配网运维管理内容，并以配网系统的安全运行为基础，保证稳定、高效、可 靠完成电能输送。安全性、开放性是以配网自动化技术为基础的配网运维的特点。首先，将配网自动化技术应用于配网运维，能够充分利用网内数据资源，管理人 员应以此为参考，及时发现配网系统中的故障并加以解决，保证配网的安全性。 其次，随着电子信息与互联网技术的不断发展，配网自动化技术持续进步，配网 系统之间可以分享信息、互联互通，还可以通过多种方式进行通信，有利于提高 配网的适应能力。 3配网运维工作中常见的问题 3.1 电压问题 由于现代社会的快速发展，人们日常生活水平也在不断提高，需要大量的电 力资源进行支持，这就需要相关的电力企业加强自身生产效率的提高，不过由于 企业内部的设备大多陈旧，无法充分高效运转，极易导致电网运行过程中电压问 题的出现，因此，对电网运行的质量与效率造成了一定影响，进而对相关企业的 健康发展造成影响。 3.2 闪络问题 众所周知，由于电网系统在进行输送电能的过程中会在外界架设大量的输电 线路与相关的电力设备，由于这些设备大多是直接暴露在外界自然环境中的，由 此就增加了设备绝缘部位以及设备外层产生积污的现象，而这些积污在与一定的
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/be11774946.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。
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）
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
浅论配网自动化技术在配网运维中应用田绍宗 发表时间：2019-06-24T15:49:40.127Z 来源：《中国电气工程学报》2019年第4期作者：田绍宗[导读] 摘要：电力工程的发展推动了我国的经济建设，成为了人们日常生活中必不可少的设施之一。随着城市化建设步伐的加快，城市人口越来越多，用电需求也随之增加。因此，为了使配电网的得到更好的发展，需要加大对配网自动化技术的研究。配网自动化技术是近几年新兴的一种运用在配网运维中的一种技术，在施行过程中给电力工程的发展带来了很大的推动作用，但是仍然有一些问题不可避免，本 文就针对这些问题展开了探讨，并提出一些合理性的 国网天津市电力公司东丽供电分公司天津 300300摘要：电力工程的发展推动了我国的经济建设，成为了人们日常生活中必不可少的设施之一。随着城市化建设步伐的加快，城市人口越来越多，用电需求也随之增加。因此，为了使配电网的得到更好的发展，需要加大对配网自动化技术的研究。配网自动化技术是近几年新兴的一种运用在配网运维中的一种技术，在施行过程中给电力工程的发展带来了很大的推动作用，但是仍然有一些问题不可避免，本文就针对这些问题展开了探讨，并提出一些合理性的建议。 关键词：配网；自动化技术；配网运维；应用中图分类号：ＴＭ７６文献标识码：A 1配网运维的必要性 1、基本日常维护检修。基本日常维护检修是配网运维的基础要求，从设备巡检和检测的帮助下达到10KV配网的基本检修，在自动化设备的支持下实现监测与维护。有了这些基本日常的维护检修的帮助，配网可以达到尽早发现问题并尽快解决问题的目的，确保其运行的安全性。 2、科学合理的检修及异常处理。配网运维的特性需要用科学的手段，依据设备的运行周期和耗损规律，定时定量计划性的检修，这样不仅能提高配网的安全和稳定性，还能在及时发现问题并开展检修工作。同时灵活多变的异常处理模式，能够及时的处理各种突发性问题，在短期内完成检修，也将降低因配网的故障对供电质量的影响。 2配网自动化建设及运维中存在的问题 2.1老旧设备改造难度大 对于增量的配网设备，设计、施工、验收、后期运维管理均可按配网自动化规范进行统一要求、建设和管理，但对于存量的配网设备的自动化改造工作，由于老旧设备的建设标准较低，建设形式、规格与配网自动化要求存在差距，因此设备新增、改造难度大，设备全部更换会造成电网企业资金压力较大。在逐步完善配网自动化覆盖范围的过程中，老旧设备有计划地结合未来储备工程分批改造，因此对工程计划管理提出了较高的要求。 2.2缺乏科学有效的运维管理方法 陈旧落后的管理方法导致电力管理工作的艰难前行，最直接体现在的运维现状中。目前我国对的日常运行维护不当，管理方法不科学，在设备出故障后也不找故障原因，由此导致故障频发，用电安全得不到保障，严重浪费资源。缺乏科学有效管理方法，导致的运行故障不能及时发现，并处理，更无法保障用电的安全性。 2.3自动化低水平，相对薄弱的配网网架和落后的检测手段 我国的工业起步相对于外国教晚，经济也和发达国家存在一定的差距，加之技术的落后，直接导致了电网系统的自动化水平比较低。落后的检测手段，分散的配网网架和长时间无法得到正常修复，形成了薄弱的配网网架，更加剧电网运维工作的艰巨性。因此现有的运维管理无法满足配网的需求愈发明显，严重影响了电力事业的发展 3配网自动化技术在配网运维中应用 3.1故障检测 故障检测需要依赖自动化技术和相关设备，只有做好故障检测工作，自动化技术优势才能在系统正常运行中得到完全发挥[1]。在检测过程中，监测和检测设备中都会应用相关的自动化技术，以实现信息实时监控、分析、处理等功能。中央控制器是故障诊断的最终设备。该设备会接收监测对象的所有运行信息并进行分析，从而找出故障的来源和部位等。在此过程中，还会涉及到参数计算和远程通信等，相关人员要从监控单元输入和通信接口配置等方面入手，进而落实相关工作。 3.2通信终端 通信终端接口要与以太网接口对接，相关人员还要找到合理的通信介质，使其和监控单元建立连接关系，以实现通信终端与监控单元或其他设备之间的信息交互功能。 3.3设备运用 配网系统由设备和电气线路组成，设备和线路的连接效果以及设备应用效果都会影响配网的功能，自动化技术可以对设备运用流程进行合理监控。将设备与自动化技术结合时，要使自动化技术运用在配电终端技术、故障检测技术以及故障隔离技术中，技术所表现的自动化和智能化程度越高，配网系统整体可靠性就越强。 3.4加大投入，做好配网自动化设备运维工作 配网自动化本身涉及的设备多，对终端设备、通信设备、计算机设备等都要进行定期维护。配网运行环境本身较为复杂，需加大对恶劣环境下设备的巡视，电网企业可和厂家合作，研发相关免维护产品，以减轻运维人员压力。运维人员应重视对配网自动化系统的利用，结合系统对数据的分析结果，或根据相关终端的数据接收不到或断续等情况，及时判断终端设备的运行情况，及时处理相关故障，保证配网自动化系统的正常运行，以提升电网供电的可靠性和安全性。 3.5做好配网自动化建设管理体制创新工作 提升配网自动化建设管理效果，需创新管理体制。电网企业应结合运维部门、通信部门、调度部门等成立一个专门的管理机构，实现配网自动化建设的统筹计划。相关人员应具有跨专业知识的储备，对工程建设进行专业化管理。在多方协调的基础上，做好配网自动化建设相关的规划工作，统筹安排、细化分工，进行有效的资源分配，从而提升配网自动化建设管理的精益化程度。 3.6组建相应的运维管理平台
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 ?
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 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
配网自动化技术及管理分析 发表时间：2017-08-01T11:55:56.373Z 来源：《电力设备》2017年第9期作者：蒋常虹[导读] 摘要：目前，电网系统的建设与发展中，配网中引入自动化技术，体现配网自动化运行的状态。 (国网新疆电力公司塔城供电公司新疆塔城 834700) 摘要：目前，电网系统的建设与发展中，配网中引入自动化技术，体现配网自动化运行的状态。配网自动化技术，在运行中起到重要的作用，逐渐成为配网的关键，配网自动化技术运用了电子信息技术、自动化技术，配合计算机系统，改善了配网运行的状态，采取配网管理的方法，优化配电自动化的运行环境。本文主要探讨配网自动化技术及配网的管理措施。 关键词：配网；自动化技术；管理引言 为了更好提高供电企业配电网的供电可靠性和安全运行，供电企业近几年引进了大量的自动化设备和技术以实现电力系统安全可靠运行，以升级配网自动化水平，从而加快电力系统的快速发展。在提高电力系统的自动化水平同时还能够提升配电网供电质量，可以保证企事业以及居民用电的安全、可靠。高效可靠的配网管理调控模式更是确保配网的安全运行重点，从促进配网自动化行业的不断发展，同时配网管理调动也应该不断的进行调整，进而不断对配网进行完善和提升。经济社会的发展带动了人们的生活水平，同时也提升了人们对配网自动化技术的需求。所以，管理人员需要使配网自动化技术不断革新，并在不断革新的过程中完善对配电网的管理范围的划分、配电网的调控模式的切换、主电网与配电网的配合。这样才能更好的提高配网自动化技术，并且满足配网管理的需要，从而适应经济社会的发展，使配网系统达到人们的需求水平。 1概述 就目前我国电力系统的发展情况来看，发电环节和输变电环节作为电力系统中建设的主要部分，备受关注，以致于忽略了配电网络建设的情况。目前我国配电网络建设存在规划、布局以及设计不合理，整体布局混乱等问题的存在，且相关的设备由于年久失修，导致配电网络在运行过程中常常出现这样那样的问题，例如变压器容量不足、设备无功补偿不足等。这些问题的存在都极大的影响了我国配电网运行的质量，不利于我国电力行业的发展。因此对配电网自动化技术的应用进行深入的探讨，对于社会的发展，经济的昌盛都有着十分重大的意义。 2配电网自动化关键技术 2.1电源技术 将SCADA系统应用于配电网中，能够使得配电网在断电后的15小时内通过使用UPS来使其正常的运行。而区域工作站可以在断电后使用1K的UPS使得配电网正常运行3个小时。所谓的区域工作站本质上是一种转发的装置，其主要由工业控制和自制扩展板两个部分组成。 2.2配电网通信技术研究 通信技术作为配电网自动化技术中十分关键的技术之一，其能够扩大配电网的规模，并有效的处理复杂的事项。通信系统对于配电网自动化的实现有着十分重要的意义，因此需确保通信系统的可靠性，并增加通信系统的投资，从而更好的满足配电网自动化数据传输的要求。此外，通信系统在遇到断电情况时，还可以正常的运行，同时也为后期问题的维护和操作提供了极大的便利。目前我国通信系统中的通信方式多种多样，常见的通信方式有光纤通信、无线网通信以及载波通信。GPRS无线业务是实现无线网通信的重要基础，其主要利用外围的设备与中心节点的方式来实现一定范围内的数据传输。GPRS技术应用于配电网自动化技术中，一方面能够扩大配电网自动化的范围，并实现数据的实施传输，同时该技术并不需要建设任何的设置，只要普及宽带就能够应用该技术。同时随着我国GPRS数据流量费用的不断降低，也给电力企业的发展带来了更多的经济效益。除了两种技术之外，配电网自动化技术中还有光纤通信技术。该技术与GPRS 技术相比，能够承载的数据传输量更大。其主要将光作为信息传输的载体并实现电信号到光信号的转换。目前最早使用光纤通信的是工业型以太网的交换机组网。随着光纤技术的发展，EPON技术开始出现在人们的适用范围中，该技术是以智能配电技术作为基础发展起来的。 2.3载波通信 载波通信技术由于其运行的安全性较高，因此常常应用于变电站和发电厂中。该技术与其他技术相比较，其与有线通信相似，其最大的优势在于这种技术中有一个耦合器，它不仅能够在配电网电压较大时保证电压的安全，同时耦合器还能分散终端中通信的信号，并确保信息传输的质量，在一定程度上大大提高了配电网自动化的程度。其次在使用的过程中，载波通信技术的通频带是固定的，因此频谱的使用受到了限制。这主要是因为配电网线中有高频，而载波信号会对其产生一定的干扰，进而影响其正常运行。载波通信的干扰源较强，因此为了保障配电网的正常运行，提高载波通信的发信功率是十分重要的。配电网自动化技术中载波通信技术在使用过程中并不会产生较大的成本，因此对减低配电网成本有着比较明显的作用。此外，载波通信并不依靠电话线和光缆等设备，且其还具有覆盖范围广等优点，因此具有十分巨大的发展空间。此外，载波通信实现电力通信网络连接的过程比较简单，同时还具备实时在线的功能。另外载波的移动性的便捷性较好，无论在何处，只要有插座，那么都可以将载波设备与电力通信网络相连接。 2.4故障管理 当配电网络出现运行故障，系统会通过代理站发出警告的信息，报警的程度由故障等级来决定。这样能够让维修人员根据警告来对故障和异常进行科学有效分类处理，提高配电网维修的水平。具体表现为：首先分析报警信息，并决定故障的等级，采取适合的解决措施。在遇到较为严重的故障时，需要对其进行定位和测试后，根据实际情况对其进行处理解决。解决故障后，需要记录相关的报警信息，为日后相关工作的查询提供便利。 2.5应用方案 在配电网的变电站中，为了保证正常供电，一定要对变电器中的断路器进行处理。此外，变电站中的重合器也会影响供电，因此在遇到重合器故障时，可以通过断开上级重合器的方式来确保供电的正常运行。 3配网自动化技术的管理
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)