配电自动化缺陷处理
浅析配电网自动化缺陷消缺思路
浅析配电网自动化缺陷消缺思路摘要：配电自动化是现代电力系统中的重要组成部分，其目标是提高配电网的可靠性和供电质量。
然而，由于各种原因，配电网自动化系统可能存在缺陷，导致供电中断和设备损坏。
因此，对配电网自动化缺陷进行及时的消缺显得尤为重要。
鉴于此，本文将从缺陷的定义和分类、缺陷消缺的思路和方法以及相关技术的应用等方面进行探讨，旨在提供一种有效的配电网自动化缺陷消缺思路。
关键词：配电网自动化；系统；消缺前言：随着电力需求的不断增长和能源结构的转型，配电网自动化在现代电力系统中扮演着至关重要的角色。
配电网自动化系统通过集成先进的传感器、通信和控制技术，实现对配电网的实时监测、故障检测和故障恢复等功能，提高了配电网的可靠性、安全性和效率。
然而，配电网自动化系统在运行过程中仍然面临着一系列的缺陷和挑战。
其中最主要的问题之一是缺陷的发生和消缺的效率。
配电网中的缺陷可能包括线路故障、设备故障、电压异常等，这些缺陷会导致供电中断、电能质量下降甚至设备损坏。
鉴于此，及时准确地发现和消除这些缺陷对于保障电力供应的连续性和稳定性至关重要且具有重要的意义。
1.配电网自动化缺陷的相关阐述所谓配电网自动化缺陷是指在配电网自动化过程中，由于各种原因导致系统不能正常运行或出现异常情况，从而影响配电网的正常供电。
通常情况下，配电网自动化缺陷当中根据缺陷的性质和影响，可以将缺陷分为硬件缺陷、软件缺陷、通信缺陷和操作缺陷等等。
所谓的硬件缺陷包括变压器、开关设备、传感器等硬件设备出现故障或损坏的情况。
这些故障可能导致设备无法正常工作或提供错误的数据。
而软件缺陷指配电网自动化系统中的软件出现错误或故障。
这可能包括控制算法错误、数据处理错误、通信协议错误等。
软件故障可能导致系统无法正确执行控制命令或产生错误的监测和控制结果；通信故障是指配电网自动化系统中的通信链路中断或通信设备故障。
这可能导致监测和控制中心无法与各个设备进行有效的通信，从而无法实时监测和控制配电网。
配电自动化常见故障处理方法
配电自动化常见故障处理方法摘要：配电系统正朝着自动化程度更高的方向发展，自动化过程系统越来越完善，相应的管理体制和机制也越来越完善。
然而，在整个自动化操作系统中，也不能忽视各种故障和缺陷。
维护管理人员应采取有效措施和预防控制策略，发现并消除自动控制系统运行过程中的各种故障和隐患。
因此，系统的信息采集和处理能力应该得到更多的重视。
同时，做好配电系统中所有重要的操作程序和环节，提高故障处理能力和水平。
关键词：配电自动化；常见故障；处理方法1 配电自动化配电系统在各种智能技术成熟的基础上，逐步将先进的设备、自动控制系统和计算机技术相结合，实现更加自动化的管理和运行，增强配电的效率和可靠性，提高配电的多样化，满足了配电网的需要不同用户的分销需求。
通过大数据的集成利用，对配电网进行适当的节能控制调整，在保证供电充足的前提下，优化配电过程，达到控制配电成本、提高配电效率的目的。
一般来说，配电网自动化系统的应用主要体现在以下几点：1）馈线自动化。
基于此技术，可以保证配电网馈线的自动监控。
当馈线运行中出现问题时，系统能及时感知和收集异常信息，完成故障信息的传输和反馈过程，指导后续故障处理事宜。
在馈线管理与控制中，采用了复杂高效的自动化技术，其中最关键的是远程管理和遥感控制技术。
在这些智能技术的集成下，完成配电网馈线监测，并与计算机系统集成连接，保证故障分析过程的科学化，故障区域的供电指令加强了配电网的安全性。
2）管理自动化。
分销管理中存在着大量的系统信息。
整合和利用这些数据是不可避免的一步。
在传统模式下，大量的数据处理需要依靠人工参与和操作，无法避免错误，无法指导配送流程的优化。
但在自动化模式下，管理和控制更加简单高效。
首先，配电网系统的控制趋于自动化，这主要得益于可靠的通信过程和终端计算机网络的科学设计和运行。
其次，基于数据处理操作的安全管理为安全管理的更新和优化提供了可能，从多个维度加强了配电网的安全防护。
配电自动化常见故障处理方法
配电自动化常见故障处理方法摘要：目前，配电系统的自动化程度不断提高，且自动化过程系统愈加完善，相应管理机制趋于成熟。
但自动化操作系统仍不应忽视故障与缺陷的存在，维护管理工作者应合理采用预防控制措施，对自动控制系统运行故障与隐患予以及时发现与清除，所以系统信息采集与处理能力十分关键。
基于此，文章将配电自动化系统作为主要研究内容，重点阐述常见故障与处理方法，希望有所帮助。
关键词：配电自动化；常见故障；处理方法电力企业需对创新运行模式。
而当前配电网已经呈现自动化特征，不仅可对用户停电时间进行控制，同样可为其提供稳定电能。
但配电网建设规模较大且长期处于室外工作环境，很容易受诸多因素影响而出现故障。
所以，有必要积极采取防护措施，以促进电力行业可持续发展。
1 配电自动化阐释所谓配电自动化指的就是以电力系统为运行基础，借助计算机技术、现代网络信息与自动控制技术等，实时监测并智能化管控配电网。
配电自动化的运行可是配电运行状态更稳定，且网络工作者亦可选用配电自动化技术，对传统电力系统运行缺陷加以弥补，并实时开展管理、检测与控制工作[1]。
配电自动化运用的合理化，可对意外事故发生率进行控制，并且为配网系统正常运行并提供必要保障。
若电力系统运行期间出现问题或故障，即可通过实时监控功能予以及时发现并采取应对措施，有效解决故障。
2 影响配电网运行常见因素2.1 配电网本身我国电力行业发展成绩理想，但在实践过程中，仍有部分电力运行维护工作者思想意识相对薄弱且保守，管理理念更新不及时，难以全面落实电力系统维护工作，使得配电网后期运行中无法维护、保养线路，导致线路破损较长时间后才被发现，直接增加了漏电与停电等现象的发生率，对配电网运行稳定性的影响较大。
2.2 配电网结构不合理根据当前配电网运转状况分析，配电网建设过程中，为使覆盖范围不断扩大，通常应选择放射性结构。
但此结构运行期间仍存在局限性，特别是附带能力薄弱，一旦配电网络发生故障，工作人员则难以通过其他线路进行道闸供电作业，会直接影响人们日常生活用电与电力行业稳定运行。
论配电自动化工程中的几点问题与改进策略
论配电自动化工程中的几点问题与改进策略摘要：配电自动化系统是建筑工程项目的重要一部分，其关系到地区范围内的供电故障修复与排除、事故现场与周边的隔离检测、具体的配电维修工作等等，是提升地区范围内供电安全、确保供电质量的关键环节。
下文中，笔者将对个人多年参与配电自动化工程管理与维护工作进行总结，分析当前国内建筑工程项目的配电自动化应用中的缺陷与问题，并提出个人的看法意见，期望为同行提供参考与学习借鉴。
关键词：配电自动化；工程问题；改进策略1导言电力系统配电自动化的建设是随着科技的发展而产生的，最早是在20世纪末期由西方国家电力行业提出的，而我国电力系统自动化建设的正式提出却是在2009年。
由于发展时间较短，目前我国电力行业尚未形成一套完整的有关配电系统自动化建设的理论，使得我国电力行业的发展受到很大的阻碍，配电系统的自动化建设方兴未艾。
配电系统自动化建设不仅能够降低线路损耗，还能够对线路进行实时监控，保证线路的安全性能;同时也提高配电系统的集成性能，提高电力的利用率和用电质量;自动化的建设也减少了基层配电员工的工作量，使得配电工作更加的精确高效。
2我国配电自动化建设中存在的问题分析2.1投资力度小，整体规划布局差电力系统配电建设是一个较为庞大的工程，因为其涉及的用户数量多，地域范围广，自然环境情况复杂，目前电力配电系统自动化建设大部分采用的都是树状布局的形式，该方式较为简单，可行性强。
但是在自动化建设方面，我国很多电力企业由于资金以及理念问题，对配电系统自动化建设的投资力度较小。
电力企业在进行建设时候没有对该区域的配电情况进行仔细调查和分析，在没有形成整体规划的情况下就盲目地在原有的电网系统上通过安装一些设备进行，这样使得当多个用户用电同时发生问题的时候，采用该自动化系统不能够完全地解决，有的还会因为一个地方问题引起整个配电系统出现故障。
不仅如此，自动化整体规划与布局存在问题，还会引起后期信息系统、监控系统等的建设。
配电自动化系统中存在的问题及解决对策
配电自动化系统中存在的问题及解决对策摘要：随着我国社会发展建设的不断深入，对电力能源的需求愈发提高，人们对供电运行的可靠性以及电能质量提出更高的标准与要求，而作为电力系统中的重要组成，配网的运行稳定性直接影响到电力系统运行的安全性和稳定性，需要通过配网自动化技术的科学应用来提升配网运行的稳定性，最大化发挥出配网的作用和效能。
本文中，主要针对配电自动化系统中存在问题及解决措施展开分析。
关键词：电力系统；配网自动化；问题；措施引言城市配电网的升级换代是社会大环境的要求，为了更好地应对电力需求增大的情况，应当合理规划配电网结构，建设高效、经济的系统，维持城市电力的稳定运行。
随着配电网投资建设规模的变大，目前配电系统已经具有较高的自动化和智能化水平。
但当前配电自动化系统中仍然存在一定问题，影响配网自动化运行。
通过对配网自动化技术的合理应用，则可以在保障配网稳定运行的基础上，提升电力企业供电能力，进而为电力企业的长久发展提供帮助。
1配电自动化系统概述配电自动化系统主要在针对10kV配电网络，该配电网络按照“电网网格化、网架标准化、配电自动化”建设，共组成多个10kV电系环，所有10kV站点均实现了配电自动化全覆盖，除了A+区域推广采用光纤外，其他中压区域推广采用的都是无线公网、低压区域推广HPLC，在此基础上实现配电SCADA、馈线自动化、调控一体化、配网高级应用、分布式能源接入、配电网自愈分析、电能质量监测等应用功能的综合应用。
配电区域内包括泵站、酒店、综合水厂等重要敏感用户均保证其两路电源分别来自不同的变电站，大幅提高用户的供电可靠性。
1.1配电自动化系统组成配电自动化系统包括主站系统和子站系统，配电自动化主站与配电子站，将安装在变电站的OLT称为配电子站。
现场设备层通信系统的主干网可选用无源光网络、光纤以太网、光纤自愈环网通信方式。
随着近年来光伏并网容量的增加，通过配电自动化系统的光伏功率预测功能，可以实时监视数据，以曲线方式展示光伏电站当前的气象数据、电站出力和预测数据，包括辐射强度、实际有功、中长期、短期、超短期等。
配电网自动化存在问题及解决措施
配电网自动化存在问题及解决措施摘要：随着我国电力工业的发展，含配电系统自动化在内的城网建设改造和电力市场已提上了日程正在启动的发电市场展示了向配电市场发展的前景，本文说分析了，配电网自化存在的问题，并提出相关的解决措施，对配电网自动的未来发展新方向进行了探讨。
关键词：配电网自动化问题措施智能配电网以及配电自动化是电力系统现代化的必然趋势，其主要意义在于：在正常运行情况下，通过监视配网运行状况，优化配网运行方式；当配网发生故障或异常运行时，迅速查出故障区段及异常情况，快速隔离故障区段，即时恢复非故障区域用户的供电，缩短对用户的停电时间，减少停电面积；根据配网电压合理控制无功负荷和电压水平，改善供电质量，达到经济运行的目的，合理控制用电负荷，从而提高设备利用率，提高了企业的经济效益和工作效率，并可为用户提供自动化的用电信息服务等。
一、配电网自动化存在的问题功能设计的单一问题。
应用配电自动化系统，提高供电可靠率，似乎成了功能设计的传统思路。
但据电力可靠性中心简报数据表明，现阶段影响供电可靠性的主要因素不是配电网的故障停电，75%以上的问题出于按照固有传统周期例检方式导致的人为预安排停电。
只有在提高管理水平，当故障停电时间等于或大于预安排停电时，才会体现出这一功能的作用。
配电自动化由单纯的配电监控与数据采集（SCADA）系统加配电自动化（DA）转向具有DA、配电管理系统（DMS）、地理信息系统（GJS）等较完整的配电自动化实时及供电企业管理系统，配电主站系统也由借用调度主站系统逐步转向选择面向配电自动化应用的配电自动化主站系统。
设备选择中的盲目求新。
缺乏通盘考虑，忽视自身基础，盲目在局部设备上求新求好，结果新设备上马、老设备犯卡，无法取得整体优化的效果。
系统结构设计中的顾此失彼。
在功能设计中缺乏统筹兼顾，出现控制端与主站功能不匹配、通信通道容量不足、一次网架设备不适应，把先进的配电自动化系统装在陈旧的配电网架上，其效果难以实现。
配电自动化改造中存在的问题和解决方案
配电自动化改造中存在的问题和解决方案摘要：社会生产力的提高、人们生活水平的进步，对电能源的需求越来越大，而配电自动化改造直接影响应用质量与运维管理质量，影响生产效率与生活。
根据现阶段我国配电自动化建设改造效果看，仍然存在诸多问题，有待进一步完善。
对此，笔者结合实践研究，就配电自动化改造中的不足与解决方案进行简要分析。
关键词：配电自动化改造；存在的问题；解决方案供电稳定与安全一直是电力企业工作重要研究课题，想要确保供电稳定与安全还应做好配电网自动化。
但是现阶段配电自动化改造中，一些单位存在施工不规范、终端规格不一等问题，影响配电自动化。
对此，配电自动化改造中还需要做好监督与管理，进而提升供电稳定性与电压稳定性。
一、配电自动化改造中存在的问题现阶段，配电自动化改造问题集中于几点：第一，过于强调三遥率、盲目强调高级应用、过于追求主站建设。
第二，在实际安装中时常发生一遥故障指示器标准不同、质量得不到保障、类型多元化。
第三，配电自动化在运营试点中易发生配电调度过于强调遥控执行现象；设备运维管理方面分工不够明确、一旦出现责任事故相互推诿。
（一）过于强调三遥率如今，配网自动化改造得到重视与发展，一些改造企业也自觉的加快发展步伐。
但是，有关管理部门与设计部门对配电自动化缺少关注与专业知识掌握，错误的认为三遥率越高越好，甚至在改造中将开关全部安装三遥系统。
这样一来，造成配电自动化改造成本较高、应用率较低，特别是配电自动化运行后，二次设备的维护量增加，导致人力、物力、财力的消耗浪费。
（二）过于强调高级运用我国配电自动化起步较晚，处于发展阶段，目前仅能达到遥信、遥测数据的搜集、保存、传输、主站故障诊断、故障隔离、供电恢复等功能，符合配电自动化改造要求。
不过，一些单位在实际建设改造中过于强调高级配置的应用，安装的高级应用并无较大实用性。
比如：终端侧提高与实际需求不符的温度、湿度信息搜集、主站侧提高负荷预测、短路运算等相关高级应用。
电力系统配电自动化及其故障处理
电力系统配电自动化及其故障处理1. 引言1.1 电力系统配电自动化概述目前，随着科技的不断发展和进步，电力系统配电自动化成为了现代电力系统的重要组成部分。
配电自动化系统利用先进的电力设备和数字化技术，实现对电力系统的实时监控、智能控制和自动化运行，从而提高了电力系统的安全性、稳定性和可靠性。
电力系统配电自动化旨在将传统的手动操作转变为自动化控制，实现电力设备的远程监控和智能管理。
通过配电自动化系统，可以实现对电力系统各个环节的精准控制，提高电力系统的运行效率和响应速度。
配电自动化系统还可以实现对电力负荷的合理调度和均衡分配，最大限度地提高电力系统的利用率和节能效果。
电力系统配电自动化是实现智能电力系统的关键技术之一。
通过引入自动化控制和数字化技术，不仅可以提高电力系统的运行效率和可靠性，还可以为电力系统的智能化发展打下坚实的基础。
在未来，电力系统配电自动化将继续发挥重要作用，推动电力系统向智能化、数字化方向不断迈进，为建设更加安全、可靠、高效的电力系统作出积极贡献。
2. 正文2.1 配电自动化系统组成配电自动化系统是指通过先进的计算机和通信技术，对电力系统中的配电设备进行监测、控制和保护，实现自动化管理和优化运行。
配电自动化系统由以下几个主要组成部分构成：1. 主站系统：主站系统是配电自动化系统的核心组成部分，通常由监控中心和操作台组成。
监控中心负责监测和收集各个变电站的数据，操作台则用于操作和控制设备。
主站系统通过网络与下级子站进行通信，实现远程监测和控制。
2. 子站系统：子站系统是连接在主站系统下面的较低级的控制单元，负责监测和控制对应的设备。
子站系统通常包括PLC控制器、采集装置、遥信、遥测设备等，通过与设备连接实现数据的采集和控制。
3. 保护装置：配电自动化系统中的保护装置是保障电网设备和人员安全的重要组成部分。
保护装置通过监测电网的电压、电流等参数，对异常情况进行及时处理，以保护设备免受损坏。
配电室设备缺陷管理制度
配电室设备缺陷管理制度（实用版）编制人：__________________审核人：__________________审批人：__________________编制单位：__________________编制时间：____年____月____日序言下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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配电自动化系统缺陷分类及处理流程
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一、配电自动化缺陷等级及分类
（1）危急缺陷
缺陷 分类
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一、配电自动化缺陷等级及分类
（2）严重缺陷
缺陷 分类
是指对设备功能、使用寿命及系统正常操作有一定 影响或可能发展成为危急缺陷，但允许其带缺陷继续操 作或动态跟踪一段时间的缺陷。
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一、配电自动化缺陷等级及分类
（2）严重缺陷
缺陷 分类
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一、配电自动化缺陷等级及分类
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三、配电自动化缺陷存续期间对配电网影响及注意事项
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三、配电自动化缺陷存续期间对配电网影响及注意事项
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谢谢！
目录
1 配电自动化缺陷等级及分类 2 配电自动化各类缺陷的处理流程 3 配电自动化缺陷存续期间对配电网影响及注意事项
2
一、配电自动化缺陷等级及分类
1、缺陷分类
第1类
第2类
危急 缺陷
严重 缺陷
第3类
一般 缺陷
3
缺陷 分类
一、配电自动化缺陷等级及分类
（1）危急缺陷
缺陷 分类
是指威胁人身或设备安全，严重影响设备操作、使 用寿命及可能造成自动化系统瓦解，危及电力系统和电 力市场安全、稳定和经济操作的缺陷。
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二、配电自动化各类缺陷的处理流程
缺陷 处理
（2） 配电自动化系统缺陷按是否跨部门分为本部门缺陷、跨部门 缺陷两类。主站系统、通信设备、配电终端设备等缺陷为各单位部 门班组人员自己巡视、检查发现的可自行填写、发送审核和处理， 在本部门内部形成闭环管理的为本部门缺陷。终端不在线、通信异 常、遥控不成功等配网调度员或调控中心自动化运维班人员发现需 信通公司、配电运检单位处理的缺陷或者信通公司及配电运检单位 发现需调控中心处理的缺陷为跨部门缺陷。
配电终端信号误报缺陷处置
案例1：误报短路故障信号案例(一) (1)缺陷表象 2023年11月10日18:20某供电公司某柱上开关合闸后，终端上报短路故障信号 经运行人员现场排查确认，该线路未发生短路故障 (2)缺陷分析查找 1)根据以下特征 1) 通过主站查询负荷电流值，三相电流为41A左右，其中下游的故障指示器负荷电流值为 40A左右，相差不大，排除主站和线路问题 2) 通过主站查询短路故障电流阀值为50A
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感/谢/聆/听
一、短路故障信号误报
2.原因分析
(1)安装问题 主要包括 1)实际安装位置与图模不一致 2)成套设备采样模块安装错误，导致采样电流偏大 (2)参数问题 主要包括 1)终端变比配置错误 2)成套设备采集模块电流采样误差大
一、短路故障信号误报
3)终端点表点号配置错误，遥信点号未与实际点号一一对应 (3)主站问题 配电自动化主站系统参数配置错误或缺陷 (4)线路问题 CT电磁兼容性不满足要求 (5)参数问题 终端不具备招标规范中规定的防励磁涌流功能
一、短路故障信号误报
根据现场反馈情况，确认#23成套设备误报短路故障信号 (2)缺陷分析查找 1) 调取主站记录数据，发现同一时间其他配电终端正常工作，未发现由于主站内设备故 障导致的大规模群体性故障，且通信正常，排除主站问题 2) 查看该成套设备 的点表及定值配置， 并结合同条线路其他 终端的电流遥测信息 ，未发现异常情况， 排除点表和定值问题
一、短路故障信号误报
二、接地故障信号误报
4.相关案例
案例3：误报接地故 障信号案例(一) (1)缺陷表象
二、接地故障信号误报
2021年9月11日，某供电公司用户分界负荷开关YK00098开关接地保护动作，并开关跳闸， 用户停电 (2)缺陷分析查找 该用户处于小电流接地系统，通过现场终端定值查看，用户内部电缆线路较多，发现零序 保护定值比实际线路定值范围要小，区外故障时，本分界开关控制器频繁误报接地故障信 号及跳闸 (3)缺陷处理 按照用户线路长度修改该分界开关控制器零序保护定值，并进行定值调整 案例4：误报接地故障信号案例(二)
配电自动化主站缺陷管理方案
配电自动化主站缺陷管理方案在配电自动化系统中，主站是控制系统的核心部分，负责实时监测和控制电力系统的运行。
然而，随着系统规模的不断扩大和技术的不断进步，主站也面临着越来越多的挑战和风险。
为了确保系统的稳定性和可靠性，必须及时发现和处理主站的缺陷，采取有效的措施进行管理。
本文将针对配电自动化系统中主站的缺陷管理问题进行深入分析，并提出一套完善的缺陷管理方案。
一、主站缺陷的类型及影响1. 主站软件缺陷：主站软件是控制系统的核心，一旦出现软件缺陷，可能导致系统功能异常或崩溃，影响电网的正常运行。
常见的软件缺陷包括代码漏洞、逻辑错误等。
2. 主站硬件故障：主站硬件是支撑软件运行的基础设施，如果出现硬件故障，可能导致系统性能下降或无法正常运行。
常见的硬件故障包括电源故障、存储器故障等。
3. 主站通信故障：主站与下级设备之间通过通信网络进行数据交换，如果通信出现故障，可能导致控制命令传输失败，影响电网的正常运行。
4. 主站数据异常：主站负责监测电网运行数据，一旦数据异常可能导致控制误差或者误报告警，影响电网的安全性。
以上是主站常见的缺陷类型，这些缺陷如果不及时发现和处理，可能对电力系统的运行造成严重影响，甚至导致事故发生。
二、主站缺陷管理的重要性主站是控制系统的核心，控制系统的性能和可靠性直接取决于主站的稳定性。
因此，主站缺陷的管理至关重要。
有效的缺陷管理可以帮助及早发现和解决主站的问题，减少系统故障的发生，提高系统的稳定性和可靠性。
同时，主站缺陷管理还可以帮助提高系统的运维效率，降低维护成本，确保电力系统的安全性。
三、主站缺陷管理方案针对主站缺陷管理问题，我们提出以下几点建议：1. 缺陷监测和检测首先，需要建立完善的缺陷监测和检测机制，定期对主站进行检测和诊断，及时发现和解决主站的问题。
可以通过软件测试、硬件检测、通信监控等手段进行缺陷检测，确保主站的稳定性和可靠性。
2. 缺陷报告和记录发现主站缺陷后，需要及时向相关人员报告，并建立缺陷记录。
配电生产管理中 配电自动化技术存在的问题及解决对策
配电生产管理中配电自动化技术存在的问题及解决对策摘要：面对社会经济市场的压力，电力行业将面临着严重的考验。
为此，需要运用自动化技术，提高电力企业在输配电及用电工程上的效率，保障输配电及用电工程的正常使用。
但是在使用自动化技术代输配电及用电工程中的应用方面还存在着诸多的弊端，从而限制输配电工程的进一步开展。
为此，本文将分析所面临的问题，并提出相应的解决方案。
关键词：自动化技术；输配电；用电工程1配电自动化的发展情况配电自动化技术是20世纪70年代后才出现的一种新型电力生产技术。
相比于传统的手动配电技术，配电自动化技术具有自动化、智能化、信息化的优点。
配电自动化技术可以与电力企业的应用系统相配合，以配电设备的运行为基础，进而实现对整个配电网的联网监控。
能够有效地融合先进的互联网技术、电子计算机技术等，进一步提高配电生产管理工作的质量与和效率以及安全性、稳定性，是现代电力生产企业的重要技术手段。
但是我国的电力生产与发达国家相比还稍显不足，新技术的应用也不够全面，因此我国电厂企业的配电生产管理工作并不乐观，继而制约着现代社会的建设发展。
再者，现代城市的建设对配电质量的要求也更高，必须要积极引进配电设备，提高配电的自动化程度，完善配电网功能，以便促进社会的良好发展和居民生活水平的提升。
2城市配电网自动化系统设计城市配电网自动化系统设计主要是：控制中心系统与监控终端：在自动化项目建设过程中，城市供配电控制中心属于极其重要的改造内容，因为控制中心不仅包含了自动化建设中所有核心技术，还对日后电力系统运行维护提供重要保障。
也就是说，控制中心对城市配电网整个运行系统予以监督控制，并在监督过程中，对城市配电网起到良好的维护作用。
在整个供配电自动化设计当中，监控终端主要是捕捉监测系统存在的异常情况，监控终端还属于核心设计环节。
常规、馈线终端以及配变这三个结构是主要组成部分。
另外，监控终端所起到的作用是接受各种信号、信号中转以及实施控制配电网的指令等，在接收相关数据信息时，监控终端可以有效采集自动化数据，并自主记录、传输信息内容，以便正确客观的反映目前运行状态。
配电自动化工程中的常见问题及处理
配电自动化工程中的常见问题及处理摘要：配电网络自动化的重要功能之一就是要迅速的清除配电网络故障、隔离出配电网中的故障区段，尽可能快地恢复非故障区域的供电，能够最大限度地提高供电可靠性。
本文作者根据实际的配电自动化工作经历，结合实际工作经验，提出了配电网络自动化的必备功能与内容，分析了当前配电网自动化存在的现状，阐述了针对现状问题如何进行整改，最终实现配网可靠供电，同时给各位同行一个借鉴与参考。
关键字：配电系统；配电自动化；常见问题；处理措施；整改前言配电自动化技术是把计算机、信息技术以及数据传输控制技术等结合在一起，利用其对配电网进行日常的监控与统计，在配电网出现故障时能够在第一时间内作出相应的反应并采取一定的维修补救措施。
通过配电网自动化技术，能够极大的提高电能质量，为用电用户提供安全稳定的电力资源，同时还能够最大限度的提升供电企业管理工作的效率，促进供电企业健康有序的发展，确保人们用电的可靠性，从而推动我国经济持续发展。
一、配电网自动化概述1、配电网自动化的必备功能配电网自动化是以实时方式保证配电网安全经济。
配电网自动化要具备相关功能，一是要进行实时监控，监测负荷运行情况，及时发现并消除事故隐患，通过监测及时发现用户计量表故障，避免用电量损失；二是要具备可靠的、高速率的通讯，同时要具备完善的、能识别故障电流的、满足室外恶劣环境的故障控制器FDR，以及实现断路器远方操作的RTU；三是能及时计算线路的线损，使线路在最佳的经济状态下运行；四是能够进行电量控制和功率控制；五是主站系统具有扩充性和开放件功能。
2、配网自动化的要求配网自动化系统是一个设备多、分工明确、配合紧密的复杂网络。
一般要求具备以下特点：一是要有较高的可靠性。
即具有可靠的电源点、配电网网架、规划、布局、线路，以及可靠的设备。
二是具有较高的安全性。
即设备的安全性、数据的安全性。
三是配电网自动化要具有实时性。
有些数据必须要在第一时间内送到控制中心。
配电自动化系统缺陷分类及处理流程
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二、配电自动化各类缺陷的处理流程
缺陷 处理
（2） 配电自动化系统缺陷按是否跨部门分为本部门缺陷、跨部门 缺陷两类。主站系统、通信设备、配电终端设备等缺陷为各单位部 门班组人员自己巡视、检查发现的可自行填写、发送审核和处理， 在本部门内部形成闭环管理的为本部门缺陷。终端不在线、通信异 常、遥控不成功等配网调度员或调控中心自动化运维班人员发现需 信通公司、配电运检单位处理的缺陷或者信通公司及配电运检单位 发现需调控中心处理的缺陷为跨部门缺陷。
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一、配电自动化缺陷等级及分类
（1）危急缺陷
缺陷 分类
5
一、配电自动化缺陷等级及分类
（2）严重缺陷
缺陷 分类
是指对设备功能、使用寿命及系统正常操作有一定 影响或可能发展成为危急缺陷，但允许其带缺陷继续操 作或动态跟踪一段时间的缺陷。
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一、配电自动化缺陷等级及分类
（2）严重缺陷
缺陷 分类
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一、配电自动化缺陷等级及分类
（3）一般缺陷
缺陷 分类
是指对人身和设备无威胁，对设备功能及系统稳定 操作没有立即、明显的影响、且不至于发展成为严重缺 陷。
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一、配电自动化缺陷等级及分类
（3）一般缺陷
缺陷 分类
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一、配电自动化缺陷等级及分类
2、缺陷处理一般规定
（1）危急缺陷：24小时内消除缺陷
（2）严重缺陷：7日内消除缺陷 （3）一般缺陷：发生此类缺陷时运行维护部门应酌情考虑列入检修计划30 日之内进行处理。
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三、配电自动化缺陷存续期间对配电网影响及注意事项
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三、配电自动化缺陷存续期间对配电网影响及注意事项
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目录
配电自动化缺陷处理
莱芜现场常见缺陷及处理方法总结一、终端长期不在线/离线1、分界型终端（1）明确离线方式，一种为直接离线，一种无线模块在线终端离线（2）直接离线的设备现场查看控制器是否有电源问题：将控制器的LS缆拔出，测量电缆3-4脚有无220V电压。
若没有电压，可判断为开关问题；若有220V电压，再检查控制器；排除电源问题后，连接控制器，查看通讯参数是否配置正确，或重新写入通讯参数，看能否正常上线；排除配置问题后，可尝试更换SIM卡，重新写入通讯参数看能否正常上线。
如果不能上线，基本可判定通讯模块有问题；（3）无线模块在线终端离线的设备检查终端地址是否正确，如果终端地址设置正确，就可能是终端故障。
2、电压时间型终端（分段）（1）现场查看控制器是否有电源问题：将控制器的PT缆拔出，测量1-3脚电源侧电压和2-3脚负荷侧电压，根据现场PT电缆电压情况可以推测问题是否在于一次侧PT烧毁或者PT接线错误；（2）排除电源问题后，可按照分界型控制器的处理方法来处理；3、电压时间型终端（拉手）（1）现场查看拉手开关两侧的隔离刀闸是否有一侧是在合位；（2）确认一侧在合位后，查看是否有电源问题，可按照分段控制器的PT问题来处理；（3）排除电源问题后，可按照分界型控制器的处理方法来处理。
4、环网柜（1）对于光纤通信的设备，可先通过ONU判断光纤通断；（2）若光纤通信正常，可查看电源模块输出是否正常；（3）最后可与主站核对地址。
注：许继不在线的控制器存在很多未调试现象或通讯模块故障；泽源惠通不在线控制器主要查看通讯猫和网板是否正常运行；电压时间型控制器在操作时务必要保证开关在强合位置。
二、开关位置问题1、web图显示分位，现场开关在分位，正常；2、web图显示分位，现场开关在合位（1）现场将控制器的LS缆拔出（如果是电压时间型需要开关强合），使用短接线将分界控制器的1-6脚短接（电压时间型1-2脚），查看控制器面板或SOE中是否有开关变位。
配电自动化常见故障处理方法
配电自动化常见故障处理方法摘要：长期以来，配电网缺乏自动化技术，不能实现自动运行控制和管理，运行人员难以及时掌握电力设备的运行状态，很大程度上处于“盲管”。
随着分布式电源的大量接入，对配电网的控制管理水平提出更高要求，在这种情况下，配电自动化技术逐步成为热点研究对象，到目前为止，配电自动化技术相对比较成熟，功能包含配电网运行、运行计划与优化、维修管理、用户管理与控制等，很大程度上提高了供电可靠性，但仍然存在一定问题，这就需要专业人员针对平时运维中发现的问题进行深入分析，进一步提升配电网供电的可靠性。
关键词：配电自动化；常见故障；处理方法中图分类号：TM76文献标识码：A引言近些年来，国内的经济水平飞速发展进步，企业的生产活动和广大人民群众的日常生活都已经离不开电能的运用，相关供电企业对电网等供电基础设施铺设的规模也在日趋发展壮大，可是，相关供电单位却忽视了对配电解决方案的管控。
国内常规的配电解决方案水准比较滞后，现已无法符合当今国民经济快速进步的实际情况。
故此，如何加速提升相关供电企业配电工作的状况，进而提高配电系统效率，是有关供电企业现阶段的首要任务。
1配电自动化常见故障分析1.1配网开关遥控失败配网开关遥控失败大多在调控员操作时发现，亦为危急缺陷，需要尽快安排人员消缺。
此类故障的诱因大致可分为2种，一是开关本体、电操机构的故障；二是配电站所终端的遥控回路故障。
第2种故障的现象一般又分为2种，遥控预置失败和遥控预置成功却执行失败。
1.2配电装置自动化解决方案水平相对滞后因为国内的配电自动化技术进步相对迟缓，相关解决方案水准不高，与相关发达国家的先进供电解决方案相对比，还有比较大的提升空间。
故此，升级最先进的配电自动化设备体系是国内相关行业现阶段亟待攻破的技术难关。
然而国内的相关供电行业发展进步的周期相对短暂，并且不同区域的相关配电装置规格、结构均不统一，从而造成相当多不同区域的配电体系管控法律法规不统一，不仅有着非常大的差别，配电管控水准也相对不高，配电自动化程度的覆盖面积也比较低。
解析电力系统配电自动化及其对故障的处理
解析电力系统配电自动化及其对故障的处理1. 引言1.1 电力系统配电自动化的重要性电力系统配电自动化是现代电力系统的重要组成部分，具有极其重要的意义。
配电自动化通过引入先进的监测、控制和保护技术，实现对电力系统的快速响应和智能化管理，提高了系统的可靠性、可用性和运行效率。
配电自动化系统能够实现对电力系统的实时监测和远程控制，降低了人工干预的需求，提高了系统运行的效率和稳定性。
配电自动化系统还可以自动识别和排除系统中的故障，减少了故障对系统造成的影响，保障了供电的连续性和稳定性。
配电自动化系统还具有能够优化系统运行、提高系统效率和节约能源的功能。
通过系统中各种设备之间的信息交换和协调，配电自动化系统可以实现对系统的智能管理和优化调度，从而提高了系统的整体性能和经济效益。
1.2 故障对电力系统的影响电力系统配电自动化在现代社会中扮演着至关重要的角色，其作用不仅体现在提高电网运行效率和质量上，更在于在故障处理方面起到了至关重要的作用。
故障是电力系统中不可避免的问题，一旦发生故障，将对电网造成严重的影响。
故障会导致电力系统的停电或部分停电，影响到用户的正常用电。
如果故障无法及时处理，将会引发用户的不满甚至损失。
故障会对电力设备造成损坏，如果未能及时发现和处理，可能会导致设备损坏加剧，进而影响到整个电网的正常运行。
故障还可能导致电网的不稳定运行，引发连锁故障，造成更大范围的停电事故。
故障对电力系统的影响是十分严重的，能够及时准确地处理故障，是保障电力系统运行安全稳定的关键。
配电自动化系统在故障处理方面发挥着重要的作用，可以快速检测故障、定位问题并采取有效的处理策略，最大限度地减小故障对电力系统的影响。
配电自动化系统的发展越来越受到重视，成为电力系统运行中不可或缺的一环。
2. 正文2.1 配电自动化系统的组成1.主站监控系统：主站监控系统是配电自动化系统的核心，负责监视和控制整个配电网络。
通过主站监控系统，运维人员可以实时监测电网的运行状态，并进行远程控制和调度。
配电自动化及故障处理分析
配电自动化及故障处理分析现阶段，国内配电自动化已经成为常态，在配电自动化环境下配电网的故障处理方式一般会按照配电自动化的要求配置馈线自动化，实现自动隔离故障点，自动恢复供电，以保证供电可靠性。
本文着重对配电自动化下的故障处理模式进行了讨论，并结合实际的案例说明了馈线自动化的實际效益，同时依托当前智能电网建设实际，对配电自动化智能运维进行了简单思考，仅供参考。
标签：配电自动化;配电网;故障处理随着电网改造升级的不断推进，配电自动化覆盖率越来越大，配电自动化的本质是对用电信息的全面监控，对配电网中的故障段进行自动定位和隔离，减少停电，提高供电可靠性。
一、配电自动化故障处理（一）配电自动化故障处理流程在配电自动化覆盖的配电网一般自动化系统会在故障发生时先分析FA推图，系统自动分析判断线路中保护动作的情况，判断故障动作过程，进而确定故障区段，同时统计损失负荷情况。
（二）配电自动化故障处理主要模式在配电自动化中，针对配电网的故障处理主要有三种模式，分别是基于集中控制的主站监控式馈线处理模式、基于重合器的馈线处理模式以及基于系统保护的馈线处理模式。
首先，基于集中控制的主站监控式馈线处理模式。
这是配电自动化中最常见的方式，也是一种主流模式。
其核心在于集中控制，利用SCADA+FA（馈线自动化）来实现对故障的有效切除。
比如重合闸、RTU遥控、电能保护等，一般发生故障到切除故障，再恢复非故障段供电，仅仅需要几分钟时间。
在这种模式下，一般会在每个开关的位置都安装馈线终端，正常情况下馈线终端会采集信息包括开关位置、电压、功率、负荷等，然后通过通信网络上传到SCADA，同时配合继电保护即可实现对故障段的自动切除。
这种模式对配电自动化的通信网络要求非常高。
其次，基于重合器的馈线处理模式。
重合器主要是依靠切除短路电流的功能来实现对故障段的切除。
在实际应用中，重合器一般会和分段器配合，分段器主要的功能是关合短路电流，二者结合就构成了故障判定+隔离+线路恢复的一个完整的自愈体系，它并不太依赖通信网络，总体比较类似于继电保护，但是故障切断的效率不高，而且对继电保护装置的依赖性非常强。
电力系统配电自动化及其对故障的处理分析
电力系统配电自动化及其对故障的处理分析Summary：随着新技术与设备不断的创新，电力系统在近年来使配电自动化设备不断的进行应用。
但是在实际的应用过程中出现了一些问题，本文就电力系统在配电自动化中存在的问题进行简要的分析，提出一定解决配电自动化中存在问题的措施，以期对今后的发展有所帮助。
Keys：电力系统；配电自动化；故障；处理措施 1 引言配电自动化系统能够对配电工作保持二十四小时不间断的监控，通过计算机分析配电线路的运行状况，计算电能在输送过程中的消耗，在发生安全事故的时候第一时间发出警报，采取针对性的处理措施，避免造成更大的经济损失。
随着我国经济的发展，社会的用电需求越来越大，配电系统逐渐向着自动化的趋势发展。
为了确保配电自动化系统的安全性和稳定性，我国电力行业要积极借鉴发达国家的先进技术，提高配电系统的控制能力，针对各项可能出现的故障类型采取有效的处理措施。
2 电力系统配电自动化的主要内容电力系统配电自动化包括如下两个方面的内容：第一，馈电线路自动化。
在整个电力系统中，利用馈电线路自动化技术可以及时对馈电线路进行检测和控制，并可以及时发现馈电线路中的故障并予以处理。
此外，馈电线路自动化还能够利用遥控和遥感技术，从而达到智能化控制的目的。
同时，在发现馈电线路中的故障之后，还可以对故障线路进行远程隔离，同时对故障线路进行及时的处理。
第二，配电系统管理自动化。
系统管理自动化也是配电自动化的重要内容，能够采集、处理并传输相关信息，实现信息的自动化处理。
在实现配电系统管理自动化之后，就能够及时将配电信息数据传输到监控中心，并通过计算机系统对这些信息进行分析，还可以利用智能分析系统对信息进行处理，从而达到了远程检测、远程监控和智能操作的目的。
总之，在配电系统管理自动化中，需要应用很多先进的计算机技术与通信技术，实现配电系统的智能化管理。
3 电力系统配电自动化存在的故障 3.1 电网运行可靠性低配电网在进行规划的过程中，由于配电网网架结构比较薄弱，进而导致我国配电技术比较滞后，网络自动化水平远远满足不了当代经济发展的需求，进而导致我国配电系统的可靠性比较低，最终会造成我国配电网自身的不确定性。
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莱芜现场常见缺陷及处理方法总结一、终端长期不在线/离线1、分界型终端（1）明确离线方式，一种为直接离线，一种无线模块在线终端离线（2）直接离线的设备现场查看控制器是否有电源问题：将控制器的LS缆拔出，测量电缆3-4脚有无220V电压。
若没有电压，可判断为开关问题；若有220V电压，再检查控制器；排除电源问题后，连接控制器，查看通讯参数是否配置正确，或重新写入通讯参数，看能否正常上线；排除配置问题后，可尝试更换SIM卡，重新写入通讯参数看能否正常上线。
如果不能上线，基本可判定通讯模块有问题；（3）无线模块在线终端离线的设备检查终端地址是否正确，如果终端地址设置正确，就可能是终端故障。
2、电压时间型终端（分段）（1）现场查看控制器是否有电源问题：将控制器的PT缆拔出，测量1-3脚电源侧电压和2-3脚负荷侧电压，根据现场PT电缆电压情况可以推测问题是否在于一次侧PT烧毁或者PT接线错误；（2）排除电源问题后，可按照分界型控制器的处理方法来处理；3、电压时间型终端（拉手）（1）现场查看拉手开关两侧的隔离刀闸是否有一侧是在合位；（2）确认一侧在合位后，查看是否有电源问题，可按照分段控制器的PT问题来处理；（3）排除电源问题后，可按照分界型控制器的处理方法来处理。
4、环网柜（1）对于光纤通信的设备，可先通过ONU判断光纤通断；（2）若光纤通信正常，可查看电源模块输出是否正常；（3）最后可与主站核对地址。
注：许继不在线的控制器存在很多未调试现象或通讯模块故障；泽源惠通不在线控制器主要查看通讯猫和网板是否正常运行；电压时间型控制器在操作时务必要保证开关在强合位置。
二、开关位置问题1、web图显示分位，现场开关在分位，正常；2、web图显示分位，现场开关在合位（1）现场将控制器的LS缆拔出（如果是电压时间型需要开关强合），使用短接线将分界控制器的1-6脚短接（电压时间型1-2脚），查看控制器面板或SOE中是否有开关变位。
若有变位基本可以排除控制器问题，若控制器没有变位则表示控制器问题，需更换控制器；（2）许继、泽源惠通控制器会因电容问题迅速掉电而读不出遥信数据，可尝试量LS缆1-6脚（电压时间型1-2脚）的通断。
若导通，可排除开关问题，若不导通，基本可判定开关问题。
三、弹簧未储能1、现场查看开关未储能，拉储能后恢复正常；2、现场查看开关未储能，一拉储能就跳闸（1）现场将控制器LS缆拔出，测量控制器5-6脚没有48V电压，证明现场控制器不存在开关误动作现象，基本可以排除控制器问题；（2）现场将控制器LS缆拔出，拉储能仍跳闸，基本可以判定是开关问题；3、现场查看开关已储能，将控制器的LS缆拔出，使用短接线将控制器的2-6脚短接，查看控制器是否有储能变位，若有变位可推断为开关问题，若无变位，更换控制器。
四、来电不合闸，遥控失败1、现场查看开关位置，若在强合，可与供电辖区核实后投自动；2、若一拉自动就跳闸，可拔出LS缆，量5-6脚电压。
若有220V电压，证实是开关问题，若没有220V电压，证实是控制器问题；3、查看控制器是否闭锁，若闭锁，现场解除闭锁；4、若开关位置、控制器输出均正常，可尝试接工装，由调度配合做传动试验分析遥控失败原因；5、对于环网柜，可检查终端是否在远方状态，检查分合闸回路电压是否稳定，分合闸继电器是否正常上电工作；6、注意以上步骤必须先调度挂牌后操作，以免丢失遥信变位。
五、无地址1、控制器未调试，现场将控制器调试上线，并将地址汇报主站；2、现场有地址，但与实际不符，基本是现场控制器搬迁调换所致，可现场核对清楚后与主站联系纠正；3、对应线路是否安装智能开关；4、现场开关、控制器已拆除或退运。
六、电流值不符合逻辑1、若偶然线路上出线电流值不正常现象，可长时间观察或主站总召；2、确认现场控制器的CT电缆连接是否紧固牢靠；3、使用钳形表测二次电流值，若控制器采集电流与测量电流相符，基本可判断为一次问题；4、电压型电流值小于所带线路上的电流值，可分析开关短路环未摘除（注意说明短路环应禁止拆除2-3短接钩）；5、分界电流值大，现场可看一下开关出来的电流值，与主站核对是否一致，现场核实开关以下用户是否有大负荷，确认线路上有没有厂家控制器混装的现象。
七、定值设置问题1、现场有时常跳闸的分界型控制器，可根据需要调大定值；2、零序定值频繁变化，基本判定控制器问题，需更换控制器；3、零序延时设置不合理，现场更改延时，莱芜一般设置为60s；4、保护定值不上传，现场查看主程序是否已升级，可根据情况更换配置和主程序，并设定正确的保护定值；5、X时限设置不正确，根据线路图设定合理的延时合闸顺序，保证故障发生时正确隔离故障区间（首台分段要配合变电站储能时间来设定），修改时限可通过调整拨码（和信）、转动旋钮（许继）、修改网板时限配置（泽源）来实现。
八、故障发生过程中的不合理现象1、故障跳闸时，变电站重合一次即隔离出故障区间，可分析是由VSP5开关分开时间过长导致（详见附录）；2、界内发生相间故障未跳闸（1）控制器后备电源带载能力差（详见附录）；（2）泽源惠通终端相间保护延时设置问题（详见附录）；（3）开关未储能。
九、丢失SOE遥信变位记录的现象（详见附录）附录：一、丢失SOE的遥信变位记录问题➢问题分析咨询过现场，大部分丢失过SOE的遥信变位记录的终端现场都停过电。
➢试验验证分别找了一台和信瑞通、泽源的丢失过SOE的遥信变位记录的柱上分界装置做实验，模拟现场停电，来电过程。
➢结论从实验过程看到，停电时间过长，确实可以造成丢失SOE记录。
无论是电压时间型FTU还是柱上分界FTU，后备电源都是超级电容。
超级电容不同于蓄电池，其具备有充放电快的特性。
柱上分界遥信工作电压DC48V，电压时间型遥信工作电压DC24V，无线模块工作电压在DC5V左右。
遥信变位为一级数据，SOE为二级数据，传送顺序为先传遥信变位，再传SOE。
当停电时，装置由后备电源超级电容供电，当电压下降到一定程度时，遥信回路芯片工作不正常，合位遥信保持不住，装置就会检测到分位，同时产生SOE记录，此时开关并没有变位。
当无线模块工作正常的话，会优先把遥信变位数据送到主站，如果无线模块还正常的话，会继续跟主站进行交互，把SOE传到主站。
这个过程可能会丢失分位的SOE记录。
电量继续下降，终端和主站通信断开。
当来电时，终端上电检测开关当前的状态，开关的遥信是不会产生相应的SOE记录的。
终端工作正常，跟主站建立链接，通信恢复正常，主站会对终端进行总召，合位上报主站，但由于终端没有产生SOE，故SOE是不会上传的。
此时，丢失合位的SOE记录。
也就是说，停电来电的过程中，只要终端能把遥信回路工作不正常时产生的分位上报主站，就至少会丢失一个合位的SOE记录，如果后备电源稍差的话，还会丢失分位的SOE记录。
这就是丢失SOE记录的主要原因。
当然，有时信号通信不良，也可能会引起丢失SOE记录的情况发生，这种情况属偶然因素，可忽略。
注：有停电来电的过程发生，有几种情况是不会发生丢失SOE记录的事件的。
1，停电时间短，终端在停电过程中一直工作正常。
2，终端后备电源极差，没有带载能力。
当停电时，终端会在很短的时间内就彻底没电了。
试验和消缺过程中，发现许继的很多装置，刚断掉交流电，控制器会在几秒钟内就彻底没电了。
➢建议短期内，只能从流程上解决此问题。
对停电的设备进行挂牌操作。
二、控制器后备电源带载能力差问题➢问题描述9月中旬，汶阳线兴业滤材支2号分界开关，界内发生相间故障，但未跳闸。
➢问题分析相间保护跳闸策略为失压跳，即，发生相间故障时，控制器检测到故障电流，产生报警信号，上报主站。
变电站跳闸后，线路无压无流，分界开关跳开，隔离故障区间。
分界开关分闸电压DC48V，也就是说，当发生相间故障时，分界开关跳闸的电源完全是控制器的后备电源提供。
➢结论从杆上拆除分界控制器查看，发现该装置的后备电源根本没有带载能力。
交流电一停，控制器会在几秒钟之内，彻底没电。
因此，故障发生时，控制器根本没有能力分开开关。
注：消缺过程中发现许继很多装置都是交流电一停，控制器在很短的时间内就彻底没电。
这些装置以后都是隐患。
拆开许继装置发现，许继装置的后备电源只有一个大电容，时间长了，带载能力差是理所当然。
➢建议尽快处理存在此问题的装置。
三、泽源柱上分界终端相间保护延时设置问题➢问题描述10月中旬，西郊线刘封邱支69号柱上分界，由于修路挖断电缆，发生相间故障。
终端没有隔离出故障区间。
➢问题分析相间保护跳闸策略为失压跳，即，发生相间故障时，控制器检测到故障电流，产生报警信号，上报主站。
变电站跳闸后，线路无压无流，分界开关跳开，隔离故障区间。
现场查看该装置的SOE记录，发现根本没有故障发生时的记录。
查看该装置的保护参数发现，相间延时设置了600ms。
局方文件中要求，相间延时设置0。
如果按照该装置设置的保护参数执行，相间故障发生时，变电站已经跳开了，但改装置仍未采到相间故障信号。
故，跟本隔离不出故障区间。
➢结论怀疑泽源的柱上分界装置保护参数，相间延时全部都设置了600ms。
如果真是这样的话，根本实现不了智能配网的优势。
➢建议后期我们一旦核实了泽源的柱上分界装置保护参数，相间延时全部都设置了600ms的话，需协调泽源的技术人员来对自己的装置修改保护参数。
四、VSP5开关分开时间过长➢问题描述5.12,6.09,6.27,9.02五谷线发生故障跳闸，动作不正确，变电站一次跳闸，重合闸成功，便隔离出故障区间。
➢问题分析现场运行情况如下图故障发生，变电站跳闸后重合成功，是由于31#分段开关发生了X时限掉电闭锁的事件。
虽17#分段开关重合后，31#分段电源侧感受到电压，但闭锁事件闭锁掉了31#分段延时合闸的逻辑，故31#分段没有再次合闸。
➢结论建议1，由于VSP5开关分开时间过长（1.1S左右），变电站重合闸时间1S，因此可能造成VSP5开关分断过负荷或者短路电流，造成更大的事故，建议修改变电站重合闸时间，按此线路的相关数据分析，应该将变电站出口开关重合闸时间设置大于2S。
2，31#分段和关帝庙支7#分段产生的闭锁信号，并不是指示故障区间的信号，如果区间在其之间，那纯属巧合。