馈线自动化介绍
馈线自动化介绍
5、高质量航空接插头 该款开关专门为配电自动化而设计，
安全可靠、工业化程度高。留有配网自动 化接口——采用紫铜镀铬的航空插头，插 针和插孔全部镀金。可方便地与配电终端 设备连接，向自动化升级，实现四遥。
引进东芝技术设计生产
真空自动配电开关VSP5（FZW28-12）特点
6、内置三相CT
开关内置三相保护及测量CT，变比按 600/1或600/5 配置，测量CT精度为 0.5 级，保护CT精度为 3 级。测量CT端子已 引至插座，便于将来升级实现遥测。
密封试验
1、充入1.2大气压N2 2、水中浸泡40分钟 3、换1.0大气压SF6
工频耐压试验
1、相间：50kV 2、相对地：50kV 3、断口间：50kV
馈线自动化控制终端
1. 引进东芝技术设计生产； 2. 与东芝真空自动配电开关VSP5配套使用，
以电压-时限方式实现在线路故障时能不 依赖通讯和后台系统自动完成对线路故障 区段的隔离，恢复非故障区段的供电； 3. 同时还具有远方通信功能，通过通信通道 与系统配合，对开关实现“四遥”功能。
C
D
RTU
PVS4
PVS5
E
F
RTU
RTU
变电站FCB经过5S延时第一次重合，A 区恢复供电， RTU1开始X-延时.
单相接地故障的隔离过程
FCB
PVS1
PVS2
A
B
RTU
RTU
Y延时
X延时
PVS3
C
D
RTU
PVS4
PVS5
E
F
RTU
RTU
XL计时
RTU1延时结束后控制PVS1关合，并开始Y-计时确认； RTU2开始X-延时；
配电自动化系统之馈线自动化
•29
◆ 联络开关的XL时限的确定 只有一台联络开关参与故障处理时：分 别计算出假设该联络开关两侧与该开关 相连接的区域故障时，从故障发生到与 故障区域相连的分段器闭锁在分闸状态 所需的延时时间tmax（左）和 tmax（右）取其 中较大的一个记作tmax，则XL时限设置应 大于tmax。例子
•9
过流脉冲计数型分段器：通常与前级的重合 器或断路器配合使用，在一段时间内，记 录前级开关设备开断故障电流动作次 数 ，在预定的记录次数后，在前级的重 合 器或断路器将线路从电网中短时切除 的 无电流间隙内，分段器分闸，达到隔 离 故障区段的目的，若前级开关设备未 达 到预定的动作次数，则分段器在一定 的 复位时间后会清零并恢复到预选整定 的 初始状态，为下一次故障做准备。
• 网基结构邻接表描述配电网的潜在连接方式，决定于配 电线路的架设，称为网基。
•45
2、弧结构邻接表CT :
第一列元素描述个顶点所处的状态，如顶点处于合 闸状态则为1，否则为0，第二列和第三列表示以该顶点 为终点的弧的起点的序号，第四列和第五列表示以该顶 点为起点的弧的终点的序号，空闲位置的元素填-1.
弧结构邻接表描述了配电网的当前运行方式，称这 样的图为“网形”。
•46
3、负荷邻接表RT ： 第一列元素描述相应的顶点的负荷，第二
列至第四列元素描述以相应的顶点为端点的 边的负荷，空闲位置的元素填-1 . 第二列至第 四列的顺序与网基结构邻接表中的第三至第 五列对应的边的顺序一致。
•25
整定步骤： ◆ 分段器的整定：
▲分段器的Y时限一般统一选为5s。 ▲分段器X时限的整定：
第一步：确定分段器合闸时间间隔，并从联 络开关出将配电网分割成如干以电源开关为根 的树状配电子网络。
馈线自动化概述
馈线自动化概述一、引言馈线自动化是电力系统中的重要组成部分，它可以提高电力系统的可靠性和安全性。
随着技术的不断发展，馈线自动化已经成为电力系统中不可或缺的一部分。
本文将对馈线自动化进行全面详细的介绍。
二、馈线自动化概述1. 馈线自动化定义馈线自动化是指对配电网中的馈线进行监测、控制和保护等操作，实现对配电网的智能化管理。
它主要包括对馈线状态的监测、故障定位、故障隔离和恢复等功能。
2. 馈线自动化系统组成馈线自动化系统主要由以下几个部分组成：（1）监测装置：用于监测馈线状态，包括电流、电压、功率因数等参数。
（2）控制装置：用于控制馈线开关状态，实现远程开关操作。
（3）保护装置：用于检测故障并进行相应的保护操作。
（4）通信装置：用于与上级调度中心进行数据交换。
3. 馈线自动化功能（1）监测功能：实时监测馈线状态，包括电流、电压、功率因数等参数。
（2）控制功能：实现远程开关操作，控制馈线的开通和断开。
（3）保护功能：检测馈线故障并进行相应的保护操作，保证馈线运行的安全可靠性。
（4）故障定位功能：通过监测数据分析，定位馈线故障的位置和原因。
（5）故障隔离和恢复功能：在发生故障时，自动进行隔离操作，并尽快恢复正常供电。
三、馈线自动化技术1. 传感器技术传感器是实现馈线自动化的基础。
它可以将馈线状态转换为数字信号，并传输到监测装置中进行处理。
2. 通信技术通信技术是实现远程监测和控制的关键。
目前常用的通信技术有GPRS、CDMA、以太网等。
3. 控制算法技术控制算法技术是实现远程控制和保护的核心。
它可以根据监测数据进行分析，判断是否需要进行开关操作或者保护操作。
4. GIS技术GIS技术是指采用地理信息系统来管理配电网中各个设备的位置、状态和运行情况。
它可以实现对配电网的全面管理和监测。
四、馈线自动化应用1. 馈线自动化在城市配电网中的应用城市配电网中，馈线自动化可以提高电力系统的可靠性和安全性，减少故障发生率，提高供电质量。
03-馈线自动化介绍(04-12-17)
许继电气配网事业部FA-1000馈线自动化技术介绍调度MIS 100M 以太网配网GIS/维护工作站主服务器备服务器WEB 服务器通信前置机··················通信前置机控制LAN 网SPS 打印服务器配网调度工作站配网管理工作站配电子站变电站智能型电缆分支箱智能环网柜监控终端WPZD-130WPZD-140PVS 配电线通信线RTU 配网自动化系统整体构成示意图变电站馈线自动化原理假设分段开关延时为7s ，联络开关延时为45s ，站内重合闸时间为5s 。
1、瞬时性故障—保护跳闸—一次重合—PVS 逐级关合—重合成功；2、永久性故障—保护跳闸（环网时联络开关计时）—一次重合—PVS 逐级关合—合至故障点—再次跳闸—故障段被隔离—二次重合—PVS 逐级关合，恢复电源侧正常区段供电（—联络开关计时完毕并关合—完成负荷转供）全部过程不到1分钟RTU RTU RTU RTU RTU FCB1PVS1PVS2PVS3PVS4PVS5A BCDEF7s 7s7s45s7s5sFCB25sRTU 功能分段点RTU 的功能（S 模式）1、“四遥”功能2、延时关合3、X —闭锁4、Y —闭锁5、瞬时加压闭锁6、两侧电压闭锁联络点RTU 的功能（L 模式）1、“四遥”功能2、延时关合3、Y —闭锁4、瞬时加压闭锁5、两侧电压闭锁RTU RTU RTU RTU RTU FCB1PVS1PVS2PVS3PVS4PVS5A BCDEF7s 7s7s45s7s5sFCB25sA.通过终端延时错开S 侧和L 侧供电的时间（X 延时、Y 延时）；B.在S 侧的供电时间里重合失败则判定故障在S 侧，启动X —闭锁，或瞬时加压闭锁；C.在L 侧的供电时间里重合失败则判定故障在L 侧，启动Y —闭锁；D.若在延时关合过程中，另一侧也来电，则启动两侧电压闭锁。
chapter6-2馈线自动化(FA)
a
b
c
d
e
A
B
C
D
E
F
15S
7S
联络开关
图6-8 环状网开环运行时故障区段隔离的过程 代表重合器合闸状态； 代表重合器断开状态； 代表分段器合闸状态; 代表分段器断开状态； 代表分段器闭锁状态； 代表联络开关
第二节 馈线自动化（FA）
A合
15
14s 第一次 5s 第二次重
分s
重合
合
B合 分
7s 5s XY
第二节 馈线自动化（FA）
（二）环状开环运行时的故障隔离
a
b
c
d
e
A
B
C
D
E
F
联络开关
图6-8 环状网开环运行时故障区段隔离的过程 代表重合器合闸状态； 代表重合器断开状态； 代表分段器合闸状态; 代表分段器断开状态； 代表分段器闭锁状态； 代表联络开关
第二节 馈线自动化（FA）
（二）环状开环运行时的故障隔离
图6-8 环状网开环运行时故障区段隔离的过程 代表重合器合闸状态； 代表重合器断开状态； 代表分段器合闸状态; 代表分段器断开状态； 代表分段器闭锁状态； 代表联络开关
第二节 馈线自动化（FA）
（二）环状开环运行时的故障隔离
a
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A
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C
D
E
F
联络开关
图6-8 环状网开环运行时故障区段隔离的过程 代表重合器合闸状态； 代表重合器断开状态； 代表分段器合闸状态; 代表分段器断开状态； 代表分段器闭锁状态； 代表联络开关
第二节 馈线自动化（FA）
（二）环状开环运行时的故障隔离
馈线自动化
自适应决策
馈线自动化系统将具备自适应决 策能力，能够根据不同运行环境 和条件，自动调整运行策略，提
高系统的适应性和稳定性。
智能化控制
馈线自动化系统将实现智能化控 制，通过人工智能和机器学习技 术，自动识别和预测馈线的运行 状态，提前采取相应的控制措施
。
自我修复与优化
馈线自动化系统将具备自我修复 和优化能力，能够自动检测和修 复故障，优化运行参数和策略，
配电网优化运行
负荷均衡
馈线自动化系统能够实时监测配电网中的负荷分布，根据实际需求调整运行方 式，实现负荷的均衡分布，提高供电可靠性和稳定性。
经济运行
通过优化运行，馈线自动化系统能够降低线路损耗，提高设备利用率，从而达 到节能降耗、经济运行的目的。
配电网设备状态监测
设备状态监测
馈线自动化系统具备设备状态监测功能，能够实时监测配电 网设备的运行状态，如开关位置、电流、电压等参数，及时 发现潜在的故障或异常情况。
采取必要的安全措施，保障系统 安全稳定运行，防止数据泄露和
系统崩溃。
标准化与可扩展性
遵循国际标准和行业规范，设计 可扩展的系统架构，以满足未来 业务发展和技术升级的需求。
用户界面与操作便捷性
提供直观易用的用户界面和操作 方式，方便用户进行系统配置、
监控和管理。
馈线自动化实施案例分析
01
02
03
案例一
技术挑战与解决方案
技术不成熟
目前馈线自动化技术尚未完全成熟，存在一些 技术难题需要攻克。
解决方案
加大研发投入，鼓励技术创新，推动馈线自动 化技术的研发和应用。
设备兼容性问题
不同厂商的馈线自动化设备之间可能存在兼容 性问题。
第五章馈线自动化
第五章馈线自动化在现代电力系统中，馈线自动化是一项至关重要的技术。
它就像是电力输送网络中的“智能管家”，能够实时监测、控制和优化电力的分配，确保电力的稳定供应和高效利用。
首先，让我们来理解一下什么是馈线。
简单来说，馈线就是将电力从变电站输送到各个用户终端的线路。
而馈线自动化，就是通过各种技术手段，让这些线路能够自动地完成监测、故障诊断、隔离以及恢复供电等一系列操作，无需人工过多干预。
那么，馈线自动化是如何实现的呢？这其中涉及到众多的技术和设备。
比如说，先进的传感器被安装在馈线上，它们就像是电力线路的“眼睛”，能够实时感知电流、电压等参数的变化，并将这些信息快速传递给控制中心。
控制中心则像是整个系统的“大脑”，接收到这些信息后，通过复杂的算法和逻辑判断，对线路的运行状态进行分析。
当馈线发生故障时，馈线自动化系统能够迅速做出反应。
它能够快速准确地定位故障点，并将故障区域与正常区域隔离开来。
这一过程大大缩短了停电时间，减少了对用户的影响。
而且，在隔离故障后，系统还能够自动地恢复非故障区域的供电，使得电力供应尽快恢复正常。
为了实现这些功能，馈线自动化系统通常采用了几种常见的模式。
一种是基于重合器和分段器的模式。
重合器具有多次重合的功能，当线路发生故障时，重合器会按照预定的程序进行多次重合操作。
分段器则能够根据通过的电流大小和时间来判断是否动作，从而实现故障区域的隔离。
另一种常见的模式是基于远方终端单元（RTU）和主站系统的模式。
RTU 安装在馈线上的各个监测点，负责采集数据并将其传输给主站系统。
主站系统则根据接收到的数据进行分析和决策，下达控制指令。
除了上述两种模式，还有一种基于智能终端和通信网络的模式。
这种模式利用了先进的智能终端设备，如智能断路器、智能传感器等，它们具备更强的计算和通信能力。
通过高速可靠的通信网络，这些智能终端能够与控制中心实现实时交互，从而实现更加精准和快速的馈线自动化控制。
馈线自动化带来的好处是显而易见的。
馈线自动化与其应用分析
馈线自动化与其应用分析1. 引言馈线自动化是一种利用先进的技术和设备来提高馈线系统的效率和可靠性的方法。
通过自动化控制和监测，馈线自动化可以实现对馈线系统的远程操作和管理。
本文将对馈线自动化的概念和其应用进行分析。
2. 馈线自动化的概念馈线自动化是一种基于计算机技术和通信技术的自动化系统，通过采集和传输数据，实现对馈线系统的监测、控制和管理。
馈线自动化系统由传感器、执行器、控制器和通信设备等组成，可以实现对馈线系统各项参数的实时监测和控制。
3. 馈线自动化的优势3.1 提高效率馈线自动化可以通过自动化控制和监测，提高馈线系统的运行效率。
传感器可以实时监测馈线系统的参数，如电流、电压、功率等，控制器可以根据这些参数进行调节和优化，以提高馈线系统的效率。
3.2 提高可靠性馈线自动化可以对馈线系统进行远程监测和控制，及时发现故障并进行处理，从而提高馈线系统的可靠性。
当馈线系统出现故障时，可以通过馈线自动化系统远程调节和维修，大大减少了停电时间和人工干预的需求。
3.3 降低成本馈线自动化可以通过提高效率和可靠性减少能源浪费和运维成本。
自动化控制可以优化馈线系统的运行，减少能源消耗和损耗，同时减少人工维护的需求，从而降低了馈线系统的运营成本。
4. 馈线自动化的应用4.1 高压输电线路在高压输电线路中，馈线自动化可以实现对输电线路的实时监测和控制。
通过传感器采集线路的电流、电压等参数，并通过控制器进行分析和调节，使得输电线路的运行更加稳定和效率更高。
4.2 配电系统在配电系统中，馈线自动化可以实现对变电站和配电线路的自动化控制和监测。
通过传感器和控制器，可以实现对电压、电流、功率等参数的实时监测和调节，提高配电系统的效率和可靠性。
4.3 新能源发电系统在新能源发电系统中，如风电场和太阳能电站，馈线自动化可以实现对发电设备和电力输送系统的自动化控制和管理。
通过传感器和控制器，可以实时监测发电设备的运行状态和电力输送系统的性能，提高发电系统的效率和可靠性。
馈线自动化概述
馈线自动化概述1. 介绍馈线自动化是一种使用先进技术来实现对馈线系统的自动化控制和管理的方法。
馈线系统是指用于输送电能的电力线路，包括输电线路、变电站和配电线路等。
传统的馈线系统需要大量人力和时间进行监控和维护工作，而馈线自动化则能大大提高系统的效率和可靠性。
2. 馈线自动化的目标馈线自动化的目标包括提高馈线系统的稳定性、可靠性、安全性、经济性和自动化程度。
通过引入先进的技术和系统，可以实现对馈线系统的实时监控、快速故障检测和定位、智能决策和自动化操作等功能，从而实现对馈线系统的全面控制和优化。
3. 馈线自动化的关键技术3.1 无线通信技术无线通信技术是实现馈线自动化的基础，它可以实现各个设备之间的远程通信和数据传输。
目前常用的无线通信技术包括GSM、CDMA、LTE等。
通过无线通信技术，可以将馈线系统中的各种参数和状态信息传输到监控中心，从而实现对系统的实时监控和管理。
3.2 变电站自动化变电站是馈线系统的重要组成部分，对其实施自动化控制具有重要意义。
变电站自动化包括对变电设备的远程监控和操作，以及对变电站内部各个系统的自动化管理。
通过变电站自动化，可以提高变电站的运行效率和可靠性，减少人为操作错误，并且可以实现对变电站的远程监控和控制。
3.3 故障检测与定位技术馈线系统的故障检测与定位是保障系统正常运行的重要环节。
利用现代化的故障检测与定位技术，可以实现对馈线系统各个节点的故障快速检测和准确定位。
这些技术包括线路故障定位技术、线路受力监测技术、设备状态监测技术等。
通过这些技术，可以快速发现和处理馈线系统中的故障，提高系统的可靠性和安全性。
3.4 数据分析与决策支持技术数据分析与决策支持技术是馈线自动化的关键技术之一。
通过对大量的馈线系统数据进行分析和挖掘，可以提取出有用的信息和规律，为系统的运行和管理提供支持和决策依据。
利用这些技术，可以实现对馈线系统的智能化分析和决策，提高系统的运行效率和可靠性。
馈线自动化系统.
馈线自动化系统1.概述 (2)2馈线自动化简介 (3)2.1馈线自动化的定义 (3)2.2馈线自动化的功能 (3)2.3馈线自动化的作用 (3)2.4馈线自动化的发展 (5)3馈线自动化系统的构成 (6)3.1一次设备 (6)3.2控制箱 (7)4几种馈线自动化方式 (9)4.1集中控制式 (10)4.2就地自动控制 (9)4.3各馈线方式比较 (11)5工程实例 (13)5.1工程背景 (13)5.2工程实施情况 (13)5.3 实际效果 (13)6总结 (15)参考文献 (16)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。
馈线自动化介绍
4.重合器与重合器配合实现故障区段隔离
发生过流或低电压时重合器动作。 出线重合器：一快二慢，失压3S后分断；中间重合器：二
慢，失压10S后关闭重合功能，并改为一次分闸后闭锁；联络 重合器：一慢，两侧失压后15S合闸。 2013-7-26
5. 基于重合器的馈线自动化系统不足
联络开关
联络开关
a
A 15s B 7s
b
d D E
e F (e)
a
A
b B C
c D
d E
e F (i)
联络开关
联络开关
A重合器：一慢一快，第一次重合=15S，第二次重合=5S； 2013-7-26 B、C、D分段器：X=7S，Y=5S；E分段器：X=45S，Y=5S
各开关动作时序图
A重合器：
第一次重合 =15S，第二 次重合=5S B、C、D 分段器： X=7S， Y=5S E分段器： X=45S， Y=5S
2013-7-26
一种典型的配变测控终端单元组成
2013-7-26
6. 两种馈线自动化系统的比较
基于重合器、FTU的馈线自动化系统国外大量使用。 两种馈线自动化系统的比较 基于重合器开关设备配 基于FTU和通信网络的馈线自 合的馈线自动化系统 动化系统 1)故障时隔离故障区域，正常 时监控配网运行，可优化运行 1)结构简单。 方式，实现安全经济运行。 2)建设费用低。 2)适应灵活的运行方式。 3)不需建通信网络。 3)恢复健全区域供电时，可采 4)无电源提取问题。 取安全和最佳措施。 4)可与MIS、GIS等联网，实 现全局信息化。 2013-7-26
故障功率方向 a Q1 过流 b Q2 过流 c
馈线自动化介绍
馈线自动化介绍什么是馈线自动化馈线自动化是指利用计算机技术和自动化控制技术进行电力系统中馈线操作和管理的一种方法。
通过自动化技术，能够实现对馈线的远程监测、调度、控制和保护，提高电力系统的运行效率和安全性。
在传统的电力系统中，馈线操作和管理通常需要大量人力和物力投入，如人工巡视、手动开关操作等。
馈线自动化的引入可以大大减轻工作负担，提高工作效率，同时还可以降低人为操作错误的风险，提高电力系统的可靠性和可用性。
馈线自动化的主要技术应用遥测与遥信技术遥测与遥信技术是馈线自动化的基础技术。
通过安装传感器和测控设备，可以实时获取电力系统的各项参数和状态信息，如电流、电压、功率、温度等。
这些数据可以通过通信网络传输到远程监测中心，实现对馈线的远程监测和数据采集。
同时，通过遥信技术，还可以实现对开关状态、故障信号等的远程获取，从而实现对馈线的远程控制和保护。
遥控技术遥控技术是实现对馈线远程操作的重要手段。
通过遥控装置，可以远程控制电力系统中的开关、刀闸和隔离开关等设备的操作。
这样，无需人工现场操作，即可实现对馈线的远程开关操作，提高电力系统的运行效率和安全性。
自动化调度与管理技术自动化调度与管理技术是通过计算机技术实现对馈线运行状态的自动化调度和管理。
通过采集和处理遥测数据，可以实现对馈线运行状态的实时监测和分析。
在出现异常情况时，可以自动进行报警和预警，并采取相应的措施进行处理。
同时，通过自动化调度算法，可以实现对馈线电量的合理分配和调度，达到节能降耗的目的。
馈线自动化的优势提高运行效率和安全性馈线自动化可以实现对馈线的远程监测、调度和控制，提高了电力系统的运行效率和安全性。
无论是对馈线参数的实时监测，还是对开关操作和故障保护的快速响应，馈线自动化都能够大大减少人工操作的时间和风险，提高电力系统的运行效率。
降低人为操作错误风险传统的馈线操作往往需要大量的人力投入，容易出现人为操作失误的情况，给电力系统的运行安全带来隐患。
1馈线自动化概述令
集中型馈线自动化故障处理过程
1、永久故障 变电站出线开关跳闸，重合闸后，遇故障点再次跳闸 主站系统启动馈线自动化故障处理程序 变电站出线开关跳闸信息+保护信息 故障区间的定位 状态变化及保护信息+线路拓扑关系 通过遥控操作，实现故障隔离、非故障区间的恢复送电 2、瞬时故障 当线路发生瞬时故障时，变电站出线开关跳闸，重合闸后， 瞬时故障消失，重合闸成功，线路恢复供电 主站启动FA，判定出故障区间，便于线路巡视
二、配电主线路馈线自动化
集中型馈线自动化的特点 1、依赖主站实现对故障的处理，主站根据终 端检测到的故障信息及变电站的保护动作信号， 综合判断故障点 2、通过遥控操作(全自动遥控或手动遥控)， 完成故障隔离和非故障区段恢复送电 3、适用于负荷密度大，对可靠性要求较高、 通信稳定可靠的地区（一般采用光纤通信方式）
馈线自动化概述
一、馈线自动化的定义
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 主要作用：
正常情况下的负荷监测和运行优化 事故状态下的故障检测、故障隔离和恢复供电控制
两种模式：
配电主线路馈线自动化
用户馈线自动化
二、配电主线路馈线自动化
1、集中型馈线自动化 2、分布式馈线自动化——电压型馈线自动化 3、过度模式的馈线自动化——基于广域保护技 术的分布智能模式馈线自动化
二、配电主线路馈线自动化
电压型馈线自动化 1、不依赖于主站，依靠电压-时间型设备的自 身特性（来电延时合闸、无压分闸）来实现对 故障的处理 2、通过与变电站出线开关重合闸配合，自动 隔离故障段和恢复非故障段线路的供电。 3、适用于负荷密度小，远郊区的配电线路， 或者市区光纤不易敷设的区域（一般采用无线 通信方式）
配电网馈线自动化技术及其应用
配电网馈线自动化技术及其应用随着社会的不断发展和人们对电力需求的增加，配电网的可靠性和安全性越来越受到人们的关注。
而配电网馈线自动化技术的引入，为提高配电网运行的可靠性和安全性提供了有力的保障。
本文将介绍馈线自动化技术的相关概念、技术原理以及在实际应用中的优势和作用。
一、馈线自动化技术的概念馈线自动化技术是指通过先进的电力自动化装置和系统，对配电网的馈线进行检测、控制和保护，以实现对配电网运行状态的实时监测和调控。
其基本原理是利用先进的电力自动化装置和远程通信技术，对配电网的故障信息、负荷信息等进行采集和处理，从而实现对配电网的远程监控和智能化运行。
1. 智能检测：馈线自动化系统利用智能感知技术对配电网的运行状态进行实时监测和检测，能够快速准确地发现电网的故障、负荷异常等情况，为故障处理和运行调度提供准确的信息支持。
2. 远程通信：配电网馈线自动化系统通过远程通信技术，可以实现对配电网的远程监控和远程操作，无需人工现场操作，可以大大提高工作效率和安全性。
3. 智能控制：配电网馈线自动化系统可以通过智能控制装置对电网的开关、负荷等进行自动控制，实现对配电网的智能化运行和自动化调度。
1. 实时监测：配电网馈线自动化系统可以实现对配电网运行状态的实时监测和实时数据采集，为配电网的运行管理提供准确的数据支持。
3. 故障处理：配电网馈线自动化系统可以快速准确地发现和定位电网的故障信息，为故障处理提供及时的支持，快速恢复电网的供电能力。
1. 提高配电网的可靠性和安全性：配电网馈线自动化技术的引入，可以实现对配电网的智能化运行和实时监控，大大提高了配电网的可靠性和安全性。
3. 降低电网的运行成本：配电网馈线自动化技术可以实现对电网的智能化调度和控制，优化了电网的运行方式，降低了电网的运行成本。
5. 提升电网的智能化水平：配电网馈线自动化技术的引入，使得配电网的运行更加智能化，能够自动完成很多工作任务，提升了电网的智能化水平。
馈线自动化培训
2.4 负荷侧故障
功能测试接线图：
S1
A1
AI2 A3
A4 A5
A6 A7
A8
S3
B1 B2
B3
B4 B5 B6
B7 B8 B9
S2
A12
A11 A10
A9
B15 B14 B13
B12 B11 B10
2.4 负荷侧故障
故障处理： • S1跳闸，A1、B1有故障电流，可判定B1下
游区域故障，即负荷侧故障，断开B1隔离 故障，合上S1恢复上游供电。
功能测试接线图：
S1
A1
AI2 A3
A4 A5
A6 A7
A8
S3
B1 B2
B3
B4 B5 B6
B7 B8 B9
S2
A12
A11 A10
A9
B15 B14 B13
B12 B11 B10
2.12 联络开关故障
故障处理： • 断路器S1、S3跳闸，A1、A2、A3、A4、A5
、A7、A8有故障电流，判定故障区域为A5 下游区域和A7下游区域故障，即联络开关 处故障。分别给出两个处理方案：断开A5 ，合上S1恢复故障一的供电；断开A7，合 上S2恢复故障二的供电。
2.2 母线故障
功能测试接线图：
S1
A1
AI2 A3
A4 A5
A6 A7
A8
S3
B1 B2
B3
B4 B5 B6
B7 B8 B9
S2
A12
A11 A10
A9
B15 B14 B13
B12 B11 B10
2.2 母线故障
故障处理： • 断路器S1跳闸，开关A1有故障电流，可判
配电自动化PART3馈线自动化
协调控制
馈线自动化系统能够根据配电网的运 行情况和分布式能源的出力情况，对 分布式能源进行协调控制，确保配电 网的安全、稳定、经济运行。
04 馈线自动化实施方案与案 例分析
馈线自动化实施方案
1 2 3
基于集中式的馈线自动化方案
提高服务质量
馈线自动化能够提供实时 监测和预警功能，及时发 现和解决用户投诉，提高 服务质量。
馈线自动化的发展历程与趋势
发展历程
馈线自动化经历了从传统模式到智能模式的发展历程，从简 单的遥测、遥信功能到具备故障定位、隔离和非故障区域快 速恢复供电的复杂功能。
发展趋势
随着物联网、云计算、大数据等新技术的不断发展，馈线自 动化将向更加智能化、自适应化和集成化方向发展，进一步 提高配电网的运行和管理水平。
通过主站系统对配电网进行集中监控和故障定位， 实现快速故障隔离和非故障区域恢复供电。
基于分布式的馈线自动化方案
利用智能终端和故障指示器等设备，实现故障区 域的快速定位和隔离，并通过就地控制或主站系 统进行恢复供电。
基于混合式的馈线自动化方案
结合集中式和分布式方案的优势，实现快速故障 定位、隔离和恢复供电，提高配电网的供电可靠 性和运行效率。
电源系统
稳定性
节能环保
电源系统能够提供稳定的电源供应， 确保馈线自动化系统的正常运行。
电源系统采用节能技术，降低能耗， 同时符合环保要求。
可靠性
电源系统具备高可靠性，能够应对各 种突发情况。
03 馈线自动化功能与应用
故障定位与隔离
故障定位
馈线自动化系统能够快速准确地 定位线路故障位置，减少故障排 查时间，提高故障处理效率。
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•双电源联络电压-时限式故障隔离过程
•FC
•PVS
B
1
•PVS 2
•A
•B
•RTU
•RTU
•PVS 3
•C
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•RTU
•PVS 4
•PVS 5
•E
•F
•RTU
•RTU
•XL计时
8. FCB再次保护跳闸，线路失电后各开关自动断开； 9. RTU2因Y-延时中断电自动设置正方向闭锁，RTU3因残压加
•RTU
•PVS 4
•PVS 5
•E
•F
•RTU
•RTU
•XL计时
4. RTU1延时结束后控制PVS1关合，并开 始Y-计时确认；
5. RTU2开始X-延时；
•
•双电源联络电压-时限式故障隔离过程
•FC
•PVS
B
1
•PVS 2
•A •RTU
•B
•RTU •X延
时
•PVS 3
•C
•D
•RTU
•PVS 4
时
•RTU
•PVS 3
•C
•D
•RTU
•PVS 4
•PVS 5
•E
•F
•RTU
•RTU
•XL计时
3. 变电站FCB第一次重合，A 区恢复供电
，
4.
RTU1开始X-延时.
•
•双电源联络电压-时限式故障隔离过程
•FC
•PVS
B
1
•PVS 2
•A
•RTU •Y延
时
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•RTU •X延
时
•PVS 3
•C
•D
•RTU
•PVS 3
•C
•D
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•PVS 4
•PVS 5
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•F
•RTU
•RTU
•XL计时
• 处理过程如下： 1. FCB保护跳闸，线路失电，PVS1-PVS3
因失压自动开断； 2. RTU4因单侧失电开始XL计时。
•
•双电源联络电压-时限式故障隔离过程
•FC
•PVS
B
1
•PVS 2
•A
•B
•RTU •X延
馈线自动化介绍
2020年8月1日星期六
•FA-1000 电压－时限式馈线自动化
•(引进日本模式)
•
•概 述 • 馈线自动化就是利用一次设备配套的智能化功能， 完成对线路故障(包括单相接地故障)区段的隔离、非故 障区段的供电恢复，达到减少停电区间、缩短停电时间 的目的。 • FA-1000 馈线自动化系统由许继电气引进日本东芝 技术设计生产，其原理为电压－时限式。它由真空自动 配电开关(PVS)、一体化遥控终端(RTU-D23PD )和三相 零序电源变压器 (SPS)组成。 • 此外，本套设备需要与站内线路保护和重合闸一起 配套使用。
于S侧自动设置反方向闭锁。（LOCK状态即使在RTU的失电 时也能被记忆）
•
•双电源联络电压-时限式故障隔离过程
•FC
•PVS
B
1
•PVS 2
•A
•B
•RTU •X延
时
•RTU
•PVS 3
•C
•D
•RTU
•PVS 4
•PVS 5
•E
•F
•RTU
•RTU
•XL计时
•10. FCB再次合闸，A区恢复正常供电； •11. RTU1开始X-延时；
•RTU
•45s
•7s
•假设分段开关延时为7s，联络开关延时为45s，站内重合闸时间为5s。
•1、瞬时性故障—保护跳闸— 一次重合—PVS逐级关合—重合成功； •2、永久性故障—保护跳闸（环网时联络开关计时）— 一次重合—PVS逐级关合 —合至故障点—再次跳闸—故障段被隔离—二次重合—PVS逐级关合，恢复电源侧 正常区段供电（—联络开关计时完毕并关合—完成负荷转供）
•全部过程不到1分钟
•
•双电源联络电压-时限式故障隔离过程
•FC
•PVS
B
1
•PVS 2
•A
•B
•RTU
•RTU
•PVS 3
•C
•D
•RTU
•PVS 4
•PVS 5
•E
•F
•RTU
•RTU
•假定故障在 C 区发生
•
•双电源联络电压-时限式故障隔离过程
•FC
•PVS
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•PVS 2
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•RTU
•PVS 4
•PVS 5
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•RTU
•RTU
•
变电站FCB经过5S延时第一次重合，A 区恢复供电
，
•
RTU1开始X-延时.
•
•单相接地故障的隔离过程
•FC
•PVS
B
1
•PVS 2
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•RTU •Y延
•PVS 5
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•F
•RTU
•RTU
•XL计时
•6、RTU1的Y-延时结束
•
•双电源联络电压-时限式故障隔离过程
•FC
•PVS
B
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•PVS 2
•A •RTU
•B
•RTU •Y延
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•PVS 3
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•PVS 4
•PVS 5
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•F
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•RTU
•XL计时
•7. RTU2在X-延时结束后，令PVS2关合并开始 Y-计时确认。由于C为故障段，线路又出现故障 电流，此时有低电压加于RTU3的S侧；
•
•双电源联络电压-时限式故障隔离过程
•FC
•PVS
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•PVS 2
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•RTU
•RTU
•X延时 •因闭锁不关合
•PVS 3
•PVS 4
•PVS 5
•C
•D
•E
•F
•RTU
•RTU
•RTU
•X延时 •因闭锁不关合
•14. RTU4的XL延时结束后，令PVS4关合，恢复D区供电 。 •15. RTU3开始X-延时，RTU3因已记忆闭锁不关合开关 。 • 至此成全部故障隔离和恢复过程；
•
•双电源联络电压-时限式故障隔离过程
•FC
•PVS
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•PVS 2
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•RTU •Y延
时
•X延时
•因闭锁不关合
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•PVS 3
•C
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•PVS 4
•PVS 5
•E
•F
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•RTU
•XL计时
•12. PVS1关合后，B区恢复正常供电； •13. RTU2开始X-延时，RTU2因已记忆闭锁 • 不关合开关；
•
•单相接地故障的隔离过程
•FC
•PVS
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•PVS 2
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•PVS 3
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•PVS 4
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•RTU
•假定故障在 B区发生 •变电站检测到线路有零序电压
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•单相接地故障的隔离过程
•FC
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•PVS 4
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•RTU
• 由值班人员依次断开各条线路，如果在断开某条线路后站内的 零序电压检测装置停止报警，则表明该线路发生了单相接地故障。
•
•单相接地故障的隔离过程
•FC
•PVS
B
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•PVS 2
•A
•B
•RTU •X延
时
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•PVS 3
•C
•Dபைடு நூலகம்
•RTU
•
•馈线自动化设备组合示意
•线路
•SP S
•PV S
•RTU
•真空自动配电开关
•SP S
•电源变压器
•配电终 端
•
•馈线自动化原理
•FCB1
•PVS 1
•PVS 2
•PVS 3
•PVS 4
•PVS 5
•FCB2
•A
•B
•5s
•RTU
•RTU
•7s
•7s
•C
•D
•RTU •7s
•E
•F
•5s
•RTU