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。
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（必须有零序电压和零序电流）
（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（首半波标志或失压分），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
（上图形不对）
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。
线路1F001F002F003联络L1F102F101线路2
（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。
线路1F001F002
F003联络L1F102F101线路2
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。
CB1
CB2
7s
线路1F001F002F003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（必须有零序电压和零序电流） （1）FS1整定为选线模式，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失压并有首半波动作标志跳闸（跟短路故障不投失压跳闸冲突）；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
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.
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
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
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/c716480721.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。
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
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）
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
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。
配电自动化FA是指在故障时获取故障信息，并自动判别和隔离馈线故障区段以恢复对非故障区的供电，从而减小停电面积和缩短停电时间。其中，就地型FA自动化的控制通过利用重合器和分段器、利用重合器和重合器、利用点对点通信等方式实现就地隔离故障，故障信息上传。 试验地点：江西省XX供电公司 试验设备：配电之星-P2200A1 配电自动化终端测试仪3台、WDS-3 配电开关模拟试验盒1台、柴油发电机1台、笔记本1台、对讲机若干。（FTU使用物联网卡与主站通信） △配电之星-P2200A1 配电自动化终端测试仪下图为试验现场10kV线路正常投运一次接线图。 终端自愈控制策略：变电站开关CB重合两次、线路首级分段开关FD1通电延时20s后合闸，FS1为首端分段开关，FS2~FS6/ LSW1~LSW2为自适应综合型智能负荷分段开关/联络开关，YS1~YS2为用户分界开关（断路器）。将WDS-3 配电开关模拟试验盒放置在CB开关，模拟其动作，3台配
电之星-P2200A1配电自动化终端测试仪分别放置于FS1、FS2、FS3处模拟故障电流电压。 △10kV线路正常投运一次接线图 △配电之星-P2200A1配电自动化终端测试仪主界面
△FA测试模块界面 FA测试模块界面可显示每台测试仪对应终端状态。此次试验模拟故障1、2、3分别为FS1、FS2、FS3开关对应配网测试仪的输出状态和开关状态。根据终端状态设定故障时电流、电压、开关位置等电气模拟量，结合电流方向判断开关前后故障类型，找出故障点，快速隔离故障，无需进行繁琐状态序列推演。 此次试验以故障发生在主干路FS2与FS3之间为例，进行就地型FA自动化动作过程分析：
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 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。