国家电网公司就地型馈线自动化技术原则(试行)
【推荐】某公司馈线自动化技术方案51
目录
【推荐】 某公司 馈线自 动化技 术方案5 1
3.1主站集中型
主站集中型FA---建设方案
实施 条件
✓ 建立配电自动化系统，建立光纤通信信道； ✓ 站内出线CB配置常规短路和零序保护; ✓ 关键分段点及联络点实现“三遥”。
电源1
CB1
FS1
LS1
目录
1.1馈线自动化定义
定义：指对配电线路运行状态进行监测和控制，在故障发生 后实现快速准确定位和迅速隔离故障区段，恢复非故 障区域供电。（Feeder Automation，简称FA）
❖ 就地型线路自动化
1.重合器式馈线自动化 2.智能分布式馈线自动化 3.分界看门狗型 4.继电保护型
❖ 集中调控馈线自动化
K2
DTU
K1
K2
DTU
d
FS1 LS
主站
FS2 FS3 CB2
【推荐】 某公司 馈线自 动化技 术方案5 1
HK01
HK02
【推荐】 某公司 馈线自 动化技 术方案5 1
3.1主站集中型
特点分析
– 需要配置三遥型配电终端； – 故障处理过程依赖通信，需要采用光纤通信方式； – 能够快速恢复非故障区协作网配电自动化专委会委员 许继集团 珠海许继电气有限公司 自动化产品线经理
2018年5月
1 馈线自动化的认识 2 馈线自动化建设目标 3 典型馈线自动化方案 4 馈线自动化建设原则
目录
1 馈线自动化的认识 2 馈线自动化建设目标 3 典型馈线自动化方案 4 馈线自动化建设原则
CB2
电源2
集中型成套设备 ➢ 主干线分段点开关，采
用“三遥”集中型成套 设备。
国家电网公司一二次融合成套柱上开关及环网箱入网专业检测大纲
分界：
（1）采集1个线电压量、1个零序电压。
（2）采集3或2个相电流量、1个零序电流。
（3）采集开关合位、未储能（若有）、分位（若有）、SF6浓度（若有）遥信量，遥信量接口不少于3个。
（4）采集1路开关的分（电磁式操作机构配套的不考核）、合闸控制。
（5）1个串行口和1个以太网通信接口。
三、绝缘电阻试验
相对地和相间绝缘电阻值应大于1000MΩ。
四、工频电压试验
整机的相对地、相间和断口间应分别经受42kV、48kV的工频耐压电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
五、雷电冲击试验
整机的相对地、相间和断口间应分别承受75kV、85kV的雷电冲击电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
六、准确度试验
（3）采用SF6气体绝缘的环网单元每个独立的SF6气室应配置气体压力指示装置。采用SF6气体作为灭弧介质的环网单元应装设SF6气体监测设备（包括密度继电器、压力表），且该设备应设有阀门，以便在不拆卸的情况下进行校验。SF6气体压力监测装置应配置状态信号输出接点。
（4）环网柜应装设负荷开关、断路器远方和就地操作切换把手，应具备就地分合闸操作功能，并提供断路器、负荷开关、接地开关分合闸状态的就地指示及遥信接点。
二次
（1）二次线电压：准确度等级为0.5级。
（2）二次相电流：测量准确度等级为0.5级，保护准确度等级为3级（10In）。
（3）二次零序电压：准确度等级为0.5级。
（4）二次零序电流：准确度等级为0.5级。
（5）有功功率、无功功率准确度等级为1级。
成套化
（1）成套化线电压：准确度等级为1级。
（2）成套化相电流：准确度等级为1级。
馈线自动化技术方案
应用场景：适用于城市配电网、工业园区等需要高可靠供电的场所。
工单派发与处理功能
工单派发：根据馈线自动化系统的监测结果，自动生成工单并派发给相关人员进行处理。
工单处理：相关人员接收到工单后，根据工单内容进行故障定位、隔离和恢复供电等操作。
故障定位：通过馈线自动化系统提供的故障信息，快速准确地定位故障点。
现代馈线自动化技术：采用智能终端和通信技术，实现故障定位、隔离和恢复供电
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馈线自动化技术概述
馈线自动化的定义和作用
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馈线自动化技术的优缺点和应用范围
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馈线自动化技术方案组成
03
馈线自动化主站系统
定义：馈线自动化主站系统是馈线自动化技术方案的重要组成部分，用于实现对配电网的监测、控制和故障处理等功能。
功能：馈线自动化主站系统具备遥测、遥信、遥控、遥调等功能，可以对配电网进行实时监测，及时发现和处理故障，提高供电可靠性和稳定性。
组成：馈线自动化主站系统主要由主站硬件、主站软件、通信设备等组成，其中主站硬件包括服务器、工作站等设备，主站软件包括操作系统、数据库、应用软件等。
减少停电时间和范围，提升用户满意度
降低运维成本，提高经济效益和社会效益
减少人工巡检和操作，降低人力投入
自动化故障定位和隔离，提高处理效率
提高供电服务质量与客户满意度
馈线自动化技术方案能够提高供电可靠性，减少停电时间，提高客户满意度。
通过实时监测和故障定位，馈线自动化技术方案能够快速响应故障，缩短故障恢复时间，提高客户满意度。
以就地型馈线自动化功能提高10kV线路故障处理效率的应用分析
以就地型馈线自动化功能提高10kV线路故障处理效率的应用分析摘要：在事故处理中，最耗费时间的环节在于查找、故障点。
配网线路作为电力系统与用户的桥梁，对用户的影响最为直接。
利用配电自动化技术提高事故处理效率，提高供电可靠性是必须的。
就地型馈线自动化功能，采用具有就地控制功能的线路自动重合器和分段器实现，不需要通信功能辅助，各分段开关相互之间独立工作，可靠性能高，结构简单，投资造价费用低，方便维护与扩建，值得推广。
本文介绍了就地型馈线自动化的功能，以及根据运行实际情况的改良使用模式，相关提高事故处理效率的方法，以及注意事项。
关键词：重合器；分段器；馈线自动化功能引言目前，国内大多数的馈线自动化主要分为两大类：一类是不需要配电主站或配电子站控制的就地型FA模式；另一类是通过配电终端和配电主站/子站配合的集中型FA模式。
相对于就地型而言，虽然集中型FA模式自动化程度较高，但不易加装改造，建造成本和维护成本高。
因此就地型FA模式较容易在可靠性与经济性之间取得平衡。
一、就地型馈线自动化功能的分段开关的动作特性具有就地控制功能的线路自动重合器和分段器是就地型馈线自动化的主要构成部分。
重合器，具有过电流检测、操作顺序选择、开断和重合特性的调整等功能，并能根据设定的时延自动复位成闭锁。
分段器，是一种在失压或无电流的情况下自动分闸的开关设备。
分段器开断短路电流的能力不强，只能开断10kV线路单相接地的接地电流（因变压器10kV侧不接地，当发生单相接地故障时，不构成回路，接地故障电流很小），但对于相间短路故障等情况时的短路电流，分段器则必须与电源侧前级主保护开关配合才能开断短路电流（因此与重合闸前加速的动作特性有区别）。
分段器关键部件是故障检测继电器（FDR）。
按照一定的故障判断原理闭锁分段开关动作。
以下以最为常用的“电压-时间型”为例说明。
电压-时间型分段器又称自动配电开关，是通过加电压、失电压的时间长短进行控制，失电压时分闸，加电压时合闸或闭锁。
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)4.1.6现场实施 (26)4.1.7运行维护 (28)4.1.8典型应用场景 (28)4.2自适应综合型 (29)4.2.1适用范围 (29)4.2.2布点原则 (30)4.2.3动作逻辑 (30)4.2.4性能指标 (32)4.2.5配套要求 (33)4.2.6现场实施 (35)4.2.7运行维护 (37)4.2.8典型应用场景 (38)4.3电压电流时间型 (42)4.3.1适用范围 (43)4.3.2布点原则 (43)4.3.3动作逻辑 (43)4.3.4性能指标 (45)4.3.5配套要求 (45)4.3.6现场实施 (48)4.3.7运行维护 (49)4.3.8典型应用场景 (49)4.4与主站系统的配合 (51)5分布式馈线自动化应用模式 (52)5.1速动型 (52)5.1.1适用范围 (52)5.1.2布点原则 (52)5.1.3动作逻辑 (56)5.1.4性能指标 (65)5.1.5配套要求 (65)5.1.6现场实施 (67)5.1.7运行维护 (69)5.1.8典型应用场景 (70)5.2缓动型 (73)5.2.1适用范围 (74)5.2.2布点原则 (74)5.2.3动作逻辑 (75)5.2.4性能指标 (77)5.2.5配套要求 (77)5.2.6现场实施 (79)5.2.7运行维护 (81)5.2.8典型应用场景 (82)5.3与主站系统的配合 (82)附录A 10kV配电网典型接线方式 (84)1概述1.1范围本原则规定了中压配电网馈线自动化模式选型、配置要求等主要技术原则。
配电自动化专业知识考试题(二)
配电自动化专业知识题库1、负荷转供功能模块，采用（）的方法，搜索得到所有合理的负荷转供路径。
A、拓扑分析B、人工分析C、历史分析D、反演分析答案：A 解析：配电自动化主站功能规范功能解读及功能设计7.2P19。
2、负荷转供功能模块可以采用自动或（）的方式对负荷进行转移。
A、语音介入B、智能调度C、人工介入D、就地操作答案：C 解析：配电自动化主站功能规范功能解读及功能设计7.2 P19。
3、依据《配电自动化验收细则（第二版）》的要要求，配电自动化系统CPU平均负载率（任意5分钟内）要求是（）。
A、≤30%B、≤40%C、≤50%D、≤60%答案：B 解析：配电自动化系统主站功能规范P29。
4、（）实现各系统之间的信息交互功能。
A、历史服务器B、SCADA服务器C、信息交换总线服务器D、接口服务器答案：C 解析：配电自动化系统主站功能规范P32。
5、依据《配电自动化主站系统功能规范》的要求，配电自动化系统图模导入宜以（）为单位进行导入。
A、地理接线图B、柱上开关C、馈线/站所D、环网柜答案：C 解析：配电自动化系统主站功能规范P15。
6、线路处于哪种状态时，可以使用拓扑着色功能在系统图形分辨出来？A、过载B、越限C、轻载D、合环答案：D 解析：8.1.5.2拓扑着色P18。
7、拓扑分析应用功能支持根据（）进行动态分析。
A、电网连接关系和设备的运行状态B、图形连接关系和设备的运行状态C、图形连接关系和设备的电压等级D、电网连接关系和设备的电压等级答案：A 解析：8.1.5.1网络拓扑分析P18。
8、配电主站通过（）与电网调度控制系统交互。
A、管理信息大区B、生产控制大区C、邮件管理平台D、OMS系统答案：B 解析：配电自动化主站功能规范P27。
9、通过管理信息大区与PMS2.0系统信息交互的数据，包括：中压配电网（）网络模型、相关电气接线图、异动流程信息及相关一、二次设备参数、地理空间数据等，配网故障事件、二次设备缺陷等信息。
国家能源局关于印发《新一轮农村电网改造升级技术原则》的通知
国家能源局关于印发《新一轮农村电网改造升级技术原则》的通知文章属性•【制定机关】国家能源局•【公布日期】2016.03.08•【文号】国能新能[2016]73号•【施行日期】2016.03.08•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】新能源正文国家能源局关于印发《新一轮农村电网改造升级技术原则》的通知国能新能[2016]73号各省（区、市）及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家电网公司、南方电网公司，电力规划设计总院、水电水利规划设计总院：根据《国务院办公厅转发发展改革委关于“十三五”期间实施新一轮农村电网改造升级工程的意见》（国办发[2016]9号），为做好“十三五”农村电网改造升级工作，明确技术标准和要求，确保工程质量，提高投资效益，我局组织制定了《新一轮农村电网改造升级技术原则》。
现印送你们，请遵照执行。
国家能源局2016年3月8日新一轮农村电网改造升级技术原则第一章总则1.1 为指导新一轮农村电网改造升级工程实施，建设现代农村电网，特制定本技术原则。
1.2 农网改造升级应坚持城乡统筹、统一规划、统一标准，贯彻供电可靠性和资产全寿命周期理念，推进智能化升级，推行标准化建设，满足农村经济中长期发展要求。
1.3 农网改造升级应实行因地制宜，根据不同区域的经济社会发展水平、用户性质和环境要求等情况，合理选择相应的建设标准，满足区域发展和各类用户用电需求，提高分布式新能源接纳能力。
1.4 农网改造升级工作应严格执行国家和行业有关设计、施工、验收等技术规程和规范。
第二章总体要求2.1 农网改造升级规划应纳入城乡发展规划和土地利用规划，实现电网与其它基础设施同步规划、同步建设。
配电设施改造时序要实现与村庄规划建设相衔接，与环境相协调，布置科学合理、设施美观耐用。
2.2 农网改造升级应与输电网规划建设相协调，构建安全可靠、能力充足、适应性强的电网结构，增强各级电网间的负荷转移和相互支援能力。
技能认证配网自动化基础考试(习题卷15)
技能认证配网自动化基础考试(习题卷15)说明：答案和解析在试卷最后第1部分：单项选择题，共44题，每题只有一个正确答案,多选或少选均不得分。
1.[单选题]《中华人民共和国电力法》从电力生产与电网运行的特点出发，把（）作为电力生产与电网运行的最重要原则。
A)安全B)优质C)经济D)稳定2.[单选题]平衡传输模式是指（）节点（包括控制站、厂）均可以启动报文发送。
A)单个B)首末C)每个D)部分3.[单选题]自适应综合型馈线自动化不依赖通信方式即可完成故障隔离，具有更高的（）A)准确性B)快速性C)可靠性D)灵敏性4.[单选题]（初级工）终端蓄电池寿命应不少于3年；超级电容寿命应不少于()年。
A)3B)4C)5D)65.[单选题]12kV一二次融合柱上断路器要求无线通信模块应内置电源反向保护和（ ）。
A)电源正向保护B)充电保护C)过压保护D)过流保护6.[单选题]在DL/T634.5 104-2009规约中两次传输指的是A)先cos再soeB)先soe再cosC)只有cosD)只有soeB)300C)400D)5008.[单选题]巡视工作应由有配电工作经验的人员担任。
单独巡视人员应经（ ）批准并公布。
A)公司领导B)工区领导C)工区D)安质部门9.[单选题]旁路负荷开关要求的防护等级为（）。
A)IP55B)IP65C)IP67D)IP6810.[单选题]进一步研究超远距离、超大容量输电技术,( )将成为全球能源互联网的骨干网架。
A)微电网B)超高压电网C)特高压电网D)智能电网11.[单选题]线路发生事故后，为查明故障原因而进行的带电巡线，此时应发布（）命令。
A)事故巡线B)带电巡线C)特巡D)停电巡线12.[单选题]配电终端定值配置，应充分结合配电线路一次网架，配电自动化（ ）设备类型和馈线自动化实现方式，具体分析，按需配置。
A)一次B)二次C)三次D)一、二次13.[单选题]若智能终端被盗，配电主站上显示的信息应为（ ）。
馈线自动化推广技术及应用
3
22 单环网线路 3 多分段多联络环网线路
❖电压电流型智能FA适应网架
1
2
3
电压-电流型FA技术模式——原理特点
站内出线断路器CB保护整定 ✓ 站内出线CB常规短路和零序保护（小电阻接地方式） ✓ 站内出线CB配置1次或2次重合闸
CB
FS1
负荷开关
FS2
FB
FS3
FS4
PT+智能终端 断路器
FB
在建立通信之后，即可接入 配电自动化主站系统，实现 “二遥”或“三遥”。
馈线自动化典型技术模式
❖ 就地型馈线自动化
CB FS
FS LS
1. 电压时间型 2. 电压电流型 3. 分布智能型 4. 用户分界型
❖ 集中型馈线自动化
1.主站集中全自动型 2.主站集中半自动型
FTU FTU
FTU FTU
故障报告
因地制宜、注重实效地推进馈线自动化建设
技术模式选择策略
技术模式选择策略
A、B类供电区 C类供电区
D、E类供电区
主站集中型 √
电压-电流型 √ √
电压-时间型
（√） √
A、B类 C类
D、E类
✓ 已建有主站，按主站集中型建设 ✓ 未建主站，按电压电流型建设
✓ 优选电压-电流型，故障定位与隔离时间较短 ✓ 备选电压-时间型，设备投资少20%
❖ 短路故障处理
(1)正常工作
a
CB1
b
c
d
FS1 FS2 FS3 LS
FS4 FS5 CB2
短路 故障
若是瞬时性故障自 动躲避，恢复送电
若是永久性故障 ，再次跳闸
故障隔离完毕 恢复正常区段供 电
就地型馈线自动化选型技术原则
F102
F101
线路2
1、电压时间型
二、重合器式选型原则
（2）技术特点
优势 局限性
不依赖于通信和主站，实现故障就地定位和就地隔离。
（1）传统的电压时间型不具备接地故障处理能力。 （2）因不具备过流监测模块，无法提供用于瞬时故障区间判断的 故障信息。 （3）多联络线路运行方式改变后，为确保馈线自动化正确动作， 需对终端定值进行调整。
联络L1
F102
F101
线路2
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
闭锁
闭锁
7s
7s
7s
7s
7s
CB2
线路1
F001
F002 F1 F003
联络L1
F102
F101
线路2
1、电压时间型
二、重合器式选型原则
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。
LS
FS23
FS22
FS21
CB2
2）FS12与FS13之间发生瞬时故障， CB1跳闸，FS11、FS12、FS13失压 计数1次，FS11、FS12过流计数1次，CB1一次重合成功。
CB1
FS11
FS12
FS13
LS
FS23
FS22
FS21
CB2
Cu: 1 Ci: 1
Cu: 1 Ci: 1
Cu: 1 Ci: 0
自适应综合型
1、电压时间型
二、重合器式选型原则
（1）原理模式 “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。
馈线自动化技术方案
集中型成套设备
➢ 主干线分段点开关，采 用“三遥”集中型成套 设备。
➢ “三遥”终端与主站建 立光纤或无线通信信道
建设成效
主站系统综合判断，确 定故障类型和故障区段， 自动或手动隔离故障点， 恢复非故障区段的供电。
馈线自动化技术方案
3.1主站集中型
主站集中型FA——故障处理过程
发生 故障
(1)正常工作 (2)故障跳闸
2.1 馈线自动化建设目标
管理 保障
人员和物资 快速响应
1
2
3
4
5
模流指信物
式程标息资
优优考传调 化化核递配
装备和自动 化技术基础
技术 手段
1
2
3
4
设 配网抢 备 电架修 监 自优技 控 动化术
化
故障快速复电
馈线自动化技术方案
2.1 馈线自动化建设目标
目标
配网故障快速复电
要求 手段 平台
快速报告、快速诊断、快速定位、 快速隔离、快速修复、快速沟通。
c
d
FS1 FS2 FS3 LS
FS4 FS5 CB2
(7)故障区后 端恢复供电
14350ss
a
b
c
d
CB1 FS1 FS2 FS3 LS
FS4 FS5 CB2
馈线自动化技术方案
3.2电压时间型
电压时间型FA---故障处理过程
(1)正常工作
接地 故障
(2)人工拉线
a
b
c
d
CB1 FS1 FS2 FS3 LS
故障快速报告 故障快速诊断 故障快速定位 故障快速隔离 故障快速复电
馈线自动化技术方案
1 馈线自动化的认识 2 馈线自动化建设目标 3 典型馈线自动化方案 4 馈线自动化建设原则
配电自动化专业知识考试题(一)
配电自动化专业知识题库1、在配电自动化通信方式中，属于串口通信方式的为（）。
A、配电载波B、GPRSC、GSMD、RS-232答案：D 解析：《配电自动化专业技能题库》2、数据通信系统的传输方式，按照信息传输的方向和时间可分为（）。
A、单工通信B、半双工通信C、全双工通信D、以上三项都是答案：D 解析：配电自动化运维技术P1263、心跳测试过程中配电主站发送功能码“发送/确认（）链路测试功能”，配电终端回复“认可确认”（）。
A、FC=1;FC=0B、FC=2; FC=1C、FC=2;FC=0D、FC=3;FC=0答案：C 解析：运检三〔2017〕6号国网运检部关于做好“十三五”配电自动化建设应用工作的通知（1）正文150页4、下列传输介质中不受电磁干扰的是（）。
A、双绞线B、同轴电缆C、光纤D、音频电缆答案：C 解析：配电自动化运维技术P1495、104规约采用（）方式传输。
A、非平衡方式传输B、平衡方式传输C、都是D、都不是答案：B 解析：6-配电自动化系统应用DLT634.5104-2009实施细则（试行）6、104规约默认采用端口（）。
A、2404B、10001C、10002D、1024答案：A 解析：6-配电自动化系统应用DLT634.5104-2009实施细则（试行）7、报文格式的控制域定义中，编号的监视功能格式简称（）。
A、I-格式B、S-格式C、U-格式D、都不是答案：B 解析：6-配电自动化系统应用DLT634.5104-2009实施细则（试行）8、报文格式的控制域定义中，编号的信息传输格式简称（）。
A、I-格式B、S-格式C、U-格式D、都不是答案：A 解析：6-配电自动化系统应用DLT634.5104-2009实施细则（试行）9、报文格式的控制域定义中，不编号的控制功能格式（）简称。
A、I-格式B、S-格式C、U-格式D、都不是答案：C 解析：6-配电自动化系统应用DLT634.5104-2009实施细则（试行）10、当配电通信系统发生异常时，应通知（）人员并按照缺陷处理要求时限及时处理。
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。
FS11CB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CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（2）CB 保护跳闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS3YS3 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2（3）CB 在2s 后第一次重合闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2（4）FS1一侧有压且有故障电流记忆，延时7s 合闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2（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)。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2（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。
一二次融合成套柱上断路器入网检测项目
（ 5 ）成套柱上断路器应能快速切除故障，故障切除时间 ≤100ms。 （6）可配置运行参数及控制逻辑，具备自动重合闸功能，重 合次数及时间可调。
瞬 时 电 （1）终端失电后且无后备电源时，线路上有电压≥50%Un，持
压反
续时间≥80ms 时，柱上负荷开关应能完成反向闭锁。
向 闭 锁 （2）终端失电后且后备电源有效时，线路上有电压≥30%Un， 试验 持续时间≥80ms 时，柱上负荷开关应能完成反向闭锁。
八、传动动能试验
（1）具备采集三相电流、线电压、频率、有功功率、无功功 率、零序电流和零序电压测量数据的功能。
（2）具备线路有压鉴别功能。
（3）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。 基 本 功 （4）具备短路故障检测与判别功能、接地故障检测功能；柱 能 上断路器，可直接跳闸切除故障，具备自动重合闸功能；柱上 试验 负荷开关可支持短路/接地故障事件上送。
一二次融合成套柱上断路器/负荷开关 入网专业检测项目及要求
一、结构与配置
1、柱上断路器
（1）组成：断路器、馈线终端、互感器、 2 供电电源和 1
台双绕组电压互感器，每台提供 1
路
路线电压信号。分界断路器配置 1
台电磁式电压互感
器安装在电源侧，提供工作电源和 1 路线电压信号。
（4）共箱式柱上负荷开关内置 1 组电流互感器，提供 Ia、Ib、Ic、 I0 电流信号。
（5）内置三相隔离刀闸，三相隔离刀闸与三相灭弧室串联联动。
3、配电终端接口检查
分段/联络：
（1）采集
2 个线电压量、1 个零序电压。
（2）采集
3 或 2 个相电流量、1
个零序电流。
（3）采集开关合位、分位（若有）、未储能（若有）、SF6 浓度（若 有）遥信量，遥信量接口不少于 3 个。
就地型馈线自动化技术原则 - 中国电力科学研究院
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CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3FS3 FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（2）CB 保护跳闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS3YS3 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2（3）CB 在2s 后第一次重合闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2（4）FS1一侧有压且有故障电流记忆，延时7s 合闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2（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)。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2（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。
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。
FS11CB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（2）CB保护跳闸。
（3）CB在2s后第一次重合闸。
（4）FS1一侧有压且有故障电流记忆，延时7s合闸。
（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)。
（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。
（7）CB 二次重合，FS1、FS4、FS5、FS6依次延时合闸。
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。
（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。
（3）FS1延时保护跳闸（20s)。
（4）FS1在延时2s后重合闸。
（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。
配电设备入网专业检测大纲
国家电网公司一二次融合成套柱上开关及环网柜入网专业检测大纲
一二次融合成套柱上断路器/负荷开关
入网专业检测项目及要求
一、结构与配置
1、柱上断路器
2、柱上负荷开关
3、配电终端接口检查
4、航查、电缆密封要求
二、外观检查
三、绝缘电阻试验
四、工频电压试验
五、雷电冲击试验
六、准确度试验
七、配套电源带载能力试验
八、传动动能试验
九、故障检测与处理
十、防抖动功能试验
十一、馈线自动化功能试验
一二次融合成套环网箱入网
专业检测项目及要求一、结构及配置
二、外观检查
三、绝缘电阻试验
四、工频电压试验
五、雷电冲击试验
六、准确度试验
七、配套电源带载能力试验
八、传动动能试验
九、故障检测与处理
十、防抖动功能试验。
甘南供电公司就地馈线自动化FA控制策略研究
甘南供电公司就地馈线自动化FA控制策略研究
曹怡;赵和廷;曹旭东;汪丽君
【期刊名称】《江西电力》
【年(卷),期】2022(46)9
【摘要】馈线自动化分为集中和就地两种,就地馈线自动化采用无线网卡通信,实现故障就地自动隔离,相比集中馈线自动化可节约大量成本,特别适合在甘南地区推广。
常见的就地馈线自动化“电压时间型”FA控制策略采用“无压分闸,有压延时合闸”逻辑,发生永久性故障时变电站出线开关和主线分段开关需分合两次才能隔离故障,
严重影响开关寿命。
为了防止开关频繁分合闸,文中根据甘南公司配网实际需求,对
电压电流型FA控制策略进行研究,即达到故障就地自动隔离,又达到减少开关分合
闸次数的目的。
【总页数】4页(P25-27)
【作者】曹怡;赵和廷;曹旭东;汪丽君
【作者单位】国网江西省电力有限公司九江供电分公司;国网甘肃省电力公司甘南
供电公司
【正文语种】中文
【中图分类】TM762
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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。
FS11CB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CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（2）CB 保护跳闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS3YS3 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2（3）CB 在2s 后第一次重合闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2（4）FS1一侧有压且有故障电流记忆，延时7s 合闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2（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)。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2（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。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2（7）CB 二次重合，FS1、FS4、FS5、FS6依次延时合闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW21.2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。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1（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。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（3）FS1延时保护跳闸（20s)。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（4）FS1在延时2s 后重合闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（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。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（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。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（7）FS2、FS3依次合闸恢复供电。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS12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。
CB1CB27s线路1F001F002F003联络L1F102F101线路27s7s7s7s（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。
CB1CB27s线路1F001F002F003联络L1F102F101线路27s7s7s7sF1（3）1s 后，变电站出线开关CB1第一次重合闸。
CB1CB27s线路1F001F002F003联络L1F102F101线路27s7s7s7sF1（4）7s 后，线路1分段开关F001合闸。
CB1CB27s线路1F001F002F003联络L1F102F101线路27s7s7s7sF1（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。
CB1CB27s线路1F001F002F003联络L1F102F101线路27s7s7s7sF1（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。
CB1CB27s线路1F001F002F003联络L1F102F101线路27s7s7s7sF1（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。
CB1CB27s线路1F001F002F003联络L1F102F101线路27s7s7s7sF1（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。
CB1CB27s 线路1F001F002F003联络L1F102F101线路27s 7s 7s 7s F13 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。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1（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。
CBLSW1FS6YS2FS1 FS2 FS3FS4FS5LSW2YS1（3）CB 快速重合闸（0.2s ），上游非故障区恢复供电。
CBLSW1FS6YS2FS1 FS2 FS3FS4FS5LSW2YS13.2 主干线永久短路故障（1）FS2和FS3之间发生永久故障。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1（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 LSW1FS6 YS2FS1 FS2 FS3FS4FS5LSW2YS1（3）CB快速重合闸（0.2s），合于故障；FS1、FS2过流计数2次。
CB LSW1FS6 YS2FS1 FS2 FS3FS4FS5LSW2YS1（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。
LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1 FS1 FS1 FS2 FS2CBCB（5）CB 在15s 后第二次重合闸。
LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1 FS1 FS1 FS2 FS2CBCB（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。
LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1 FS2 FS2CBCB FS1 FS1（7）FS2在X 时限后合闸，合于故障。
CBCB LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3FS3 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1（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。
LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1 FS2 FS2 FS1 FS1CBCB FS3FS3（9）CB 第三次重合闸,上游非故障区域恢复供电。
LSW1LSW1 FS6FS6 YS2YS2 FS4FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1 FS2 FS2 FS1 FS1 FS3FS3CBCB3.3 主干线接地故障（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。