就地型馈线自动化技术原则 - 中国电力科学研究院
10kV配网自适应综合型馈线自动化技术测试问题及解决措施
馈线自动化技术作为IOkV配网线路中最重要的技术之一，它有效提高配电网的供电质量，保证供电的可靠性。
对IOkV配网线路中馈线自动化技术原理及故障处理方案进行分析，并对应用测试中遇到的问题以及解决措施进行探讨。
随着我国配电网智能化的快速发展，馈线自动化技术作为重要的技术支撑，对保证配电网供电可靠性有着重要作用，因此对馈线自动化技术展开研究及探讨具有重要的实际意义。
本文就国网定义的配网就地型馈线自动化技术的功能原理进行分析，结合具备馈线自动化功能的馈线终端装置(feederterminalunit,FTU),设计符合规范标准的功能实现方案，并结合方案搭建符合规范的馈线自动化测试系统，重点对馈线自动化技术测试过程中遇到的问题以及对应的解决措施进行了深入探讨。
1馈线自动化技术简介馈线自动化(feederautomation,FA)具备监测及控制配电线路运行状态的功能，能够准确迅速地定位和隔离故障区间，并完成非故障区间的恢复供电。
FA可以完成配网故障的迅速报告、迅速诊断、迅速定位、迅速隔离以及迅速修复，降低排除故障的成本以及时间，有效地提高了配电网的供电可靠性以及供电质量。
本文主要针对就地型FA中的自适应综合型逻辑进行研究。
2自适应综合型FA技术实现方案2.1自适应综合型馈线终端保护原理下面依据标准Q/GDW1382-2013《配电自动化技术导则》《就地型馈线自动化技术原则》、IEC608705104《远动设备及系统传输规约用IEC608705101标准的网络访问》，针对自适应综合型馈线终端FTU保护原理进行说明，并结合时序图进行展现。
自适应综合型馈线终端FTU依据双侧失压分闸、单侧来电合闸的规范标准,配合短路故障与接地故障监测技术以及故障路径先行处理的保护控制策略，结合变电站出线断路器二次重合闸，实现配电网的故障切除以及自适应隔离非故障区问。
自适应综合型馈线自动化是就地型FA控制策略中最佳的故障复电方案之一，从经济因素考虑其优点在于投资少、见效快、易实施，从技术因素考虑其优点［11］在于不依赖通信、不依赖主站、维护工作少等。
浅谈配电网常用的馈线自动化模式(电压型、电流型、环网方式)
2009年全国技工教育和职业培训优秀教研成果评选活动参评论文浅谈配电网常用的馈线自动化模式浅谈配电网常用的馈线自动化模式摘要：馈线自动化（FA，Feeder Automation）是配网自动化中的一项重要功能，通过实施馈线自动化，使馈线在运行中发生故障时，能自动进行故障定位，实施故障隔离和对非故障段线路及早恢复供电，以提高供电可靠性。
该文通过叙述馈线自动化就地控制模式和远方控制模式的工作原理，并指出这两种馈线自动化模式的优点和不足，根据实际情况选择相应的方式，在实际工作中具有十分重要的现实意义。
关键词：馈线自动化；故障判断；故障隔离由于配电网络的一次接线不同，如放射形线路、环网接线、“手拉手”接线等，以及各类用户对供电可靠性的要求有所不同，因此必须通过配网自动化规划来研究、分析配网自动化方案、馈线自动化方案，进行网络优化，以及选择恰当的配电网开关设备等过程来达到上述目的。
配网自动化是电力系统现代化的必然趋势，其主要意义在于：当配网发生故障时，迅速查出故障区段，快速隔离故障区段，及时自动恢复非故障区域用户的供电，因此缩短了对用户的停电时间，减少了停电面积，提高了供电可靠性。
馈线自动化有两种实现方式：当地控制方式和远方控制方式。
当地控制方式又叫电压型实现方式，通过重合器来实现，馈线失电压时开关跳开，然后依时间延时顺序试合分段开关，最后确定故障区段再隔离故障并恢复非故障区供电。
远方控制方式，又叫电流型实现方式，通过负荷开关、FTU加主站系统来实现。
由FTU检测电流以判别故障，故障信息传送到主站，由主站确定故障区段，然后由主站系统发遥控命令控制开关动作，完成故障隔离并恢复非故障区供电。
1 馈线自动化的就地控制模式1.1 重合器与电流型分段器配合应用方案KFE型户外真空自动重合器可以与电流型分段器或时问电压型分段器相配合，无需通讯即可自动分段故障线路，最大限度缩小停电范围。
其中与分段器配合如图1所示。
图1 重合器与分段器配合应用方案电流型分段器可以记录通过的故障电流的次数，设定的最大计数次数为3次，达到设定的计数次数后，在重合器跳闸时，分段器分闸，隔离故障线路段。
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。
浅谈10kV架空线就地型馈线自动化开关的应用
浅谈10kV架空线就地型馈线自动化开关的应用摘要：馈线自动化是现代架空配电线路自动化的基础工程，同时它也是我国电力系统配电自动化的关键监控系统。
本文对10kV 架空馈线电压型自动化开关的控制方式及应用进行了简要介绍，对馈线自动化的典型技术方案进行阐述，着重对馈线自动化开关控制技术方式进行分析和比对，论述就地式馈线自动化重合器方式、智能分布式、主站监控式、子站监控式的集中式馈线自动化等，随后总结了不同馈线自动化技术在不同供电条件之下的应用情况。
关键词：馈线自动化；控制技术；应用馈线自动化，又被我们称为配电线路自动化。
作为配电自动化的重要组成，馈线自动化是配电自动化的基础，同时是实现配电自动化的主要监控系统之一。
简单来看，馈线自动化就是在正常状态之下，前方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态、馈线电压、电流等情况，并对线路开关进行合闸分闸，如果出现故障，获取故障记录，实现自动判别故障区，及时恢复对故障区之外的供电。
1 馈线自动化目前来说，作为提高配电网可靠性的关键技术之一，馈线自动化保证了在运行出现故障时，实现自动定位、故障隔离以及恢复供电的功能，从中提高了供电的可能性。
我国电网各个供电局10kV 架空线路网架以单放射型或“2-1”联络型为主。
其主干中存在较多分支，分支线再延伸更小的分支。
一旦分支线上出现故障，那么整个馈线就会断电，影响范围巨大，工作人员逐步排查，效率很低。
于是，本文围绕配电自动化技术的现状以及存在的问题进行分析，对馈线自动化控制技术和分布式智能控制做了详细研究。
1.1 控制形式馈线自动化的控制形式主要分为两种：远方控制和就地控制，一般和配电网中可控设备的功能相关。
若开关设备是电动负荷开关，并连有通信设备，自然可以实现远方控制分闸以及合闸；若开关设备为重合器、分段器、重合分段器，这些设备的分闸和合闸功能是根据设备本身的设定控制的，这种控制形式被称为就地控制。
在远方控制形式中，还分为两种模式，集中式和分散式。
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。
自适应复杂配电线路的就地型馈线自动化策略
自适应复杂配电线路的就地型馈线自动化策略摘要：现如今，我国是经济迅猛发展的新时期，人们的生活质量在不断提高，对于电力的需求在不断加大，就地型馈线自动化利用重合器和分段开关之间的动作配合，不依赖与主站通信，实现配电线路故障的就地定位和隔离。
当前就地型馈线自动化存在需两次重合闸操作、分段开关延时合闸参数不能自适应运行方式及网架结构调整等问题。
鉴此，提出了一种基于断路器的自适应就地型馈线自动化模式，结合小电流接地故障暂态选线技术，提出“一个级差、一个时限、一次重合闸”的自适应动作策略。
最后，利用ＲＴＤＳ仿真验证了所提策略的有效性，并分析了该模式在实际配电线路中的应用成效。
关键词：就地型馈线自动化；自适应；断路器；ＲＴＤＳ引言随着电力系统向智能化、互联化方向的发展，越来越多的先进技术和设备应用于系统改造中。
同时位于电力系统的终端———需求侧用户对电力供应水平和电能质量的要求越来越高，对持续供电能力和停电的快速恢复要求也越来越高，这就促使电力系统向更加智能和自动高效的方向发展。
配电网作为直接面向用户的电网末端，在发→输→配→用的电力系统流程环节中起着传输和分配电能的作用，其是对用户用电感受影响最直接和最重要的一个环节。
配电网自动化水平的高低及其处理故障的能力和响应时间都是最为重要的指标，提高配电网自动化水平不仅能提高电网的供电可靠率，还能直观地提高用户的用电满意度。
1工作原理本次改造主要依据就地型馈线自动化选型技术原则，选取电压—时间型。
电压—时间型馈线自动化是通过断路器“无压分闸、来电延时合闸”的工作特性配合变电站出线断路器二次合闸来实现，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。
该线路供电半径过大，当线路三分段时保护无法做到时间配合，支线故障经常越级到变电站内断路器，这是选择电压—时间型馈线自动化的主要原因。
2自适应复杂配电线路的就地型馈线自动化策略?2.1就地智能分布式馈线自动化控制配电线路中能够直接反应线路运行状态的参数是电压和电流，因此通常在配电线路监视过程中取电压和电流作为判断线路是否出现故障的依据，形成了就地智能分布式馈线自动化控制技术。
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。
馈线自动化应用原则
馈线自动化应用原则咱今儿就来说说这馈线自动化应用原则哈。
我跟你讲，这馈线自动化啊，就好比是电网里的一个机灵鬼儿。
咱得先明白，它这应用啊，得讲究个可靠性。
就好比一个人出门得穿得严实点儿，不能风一吹就感冒了。
这馈线自动化在电网里头，那也得扛得住各种折腾，不能说一遇到点儿小状况就歇菜了。
我记得有一回，咱那老电工师傅就跟我念叨，他说：“小子，你得知道，这馈线自动化要是不可靠，那整个电网就像没了主心骨儿，乱套咯。
”你想啊，要是它动不动就出毛病，那电供应不就不稳当了嘛，这老百姓家里的灯闪啊闪的，电视也看不安生，那还不得把人给急死啊。
再一个呢，就是得简单实用。
咱可不能整那些花里胡哨的玩意儿，得实实在在的。
就好比咱过日子，没必要整那些虚头巴脑的装饰，实用才是硬道理。
这馈线自动化要是整得太复杂，那维修的师傅们可就头疼咯。
一个个对着那复杂的线路和设备，挠着头，嘴里嘟囔着：“哎呀，这啥玩意儿啊，咋这么难搞。
”那可不行，得让人家一眼就能看明白，上手就能修，这才是好东西。
还有啊，这兼容性也得注意。
就像咱人在社会上得跟各种各样的人打交道一样，这馈线自动化也得能跟各种设备、系统啥的好好相处。
不能说跟这个合得来，跟那个就犯冲，那可不行。
不然的话，整个电网就像一盘散沙，各干各的，那还咋正常工作啊。
说到这成本效益，那也是个关键。
咱不能为了搞这个馈线自动化，把大把大把的钱都扔进去了，最后效果还不咋地。
那就好比你买东西，花了大价钱，买回家发现没啥用，那不是冤大头嘛。
所以啊，在应用的时候，得掂量掂量，既要保证效果好，又不能太破费，得找个平衡点。
另外啊，这安全性也不能马虎。
咱这电啊，可是个危险玩意儿，稍不注意，就可能出大事儿。
这馈线自动化在应用的时候，得把安全放在首位。
就像咱过马路得看红绿灯一样，得有一套严格的安全规范。
不能让那些不该发生的事儿发生了，不然啊，那后果可就严重咯。
总之呢，这馈线自动化应用原则啊，咱得牢牢记住，一个都不能少。
只有这样，咱这电网才能稳稳当当的，咱老百姓的日子也才能过得舒舒服服的。
10kV配网就地式馈线自动化方案及应用
10kV配网就地式馈线自动化方案及应用摘要： 10kV配网架空线路主要架设在乡镇农村地区，具有区域落雷密度大、线路走廊不清晰、外力破坏频率高等特点。
本文以平冈埠场中心供电所10kV架空线路的运维案例和数据为支撑，结合馈线自动化保护配置模型，提出一种馈线自动化改造方案。
关键词：配网自动化继电保护自动化开关1.引言馈线自动化的技术模式是在架空线路上安装具有自动化功能的柱上开关，发生故障时能自动隔离故障区域，迅速恢复非故障区域的正常供电。
现阶段馈线自动化装置分为就地型、智能分布型和集中控制型三种。
其中，就地型馈线自动化方案具有简单可靠，不依靠通信的优点，适用于农村、城郊架空线路。
1.平冈埠场中心供电所10kV线路基本概况平冈埠场中心供电所10kV线路总长度610.163km，10kV系统均为中性点经消弧线圈接地系统，电站过流投入ⅠⅡ段电流保护，零序采用选线装置选切或动作于信号，人工切除。
根据运行数据，馈线故障跳闸以架空线路为主。
架空线路故障以单相接地故障为主。
1.以10kV平冈镇线为例的馈线自动化改造方案1.平冈镇线运行概况110kV平冈站10kV平冈镇线13.363公里，电缆线路长1.18公里，架空线路长12.175公里，架空线路占线路总长度的91.11%。
线路上装设变压器34台，总容量12385KVA。
线路上装设断路器7台，其中有配备自动化装置的三台。
110kV平冈站10kV母线F01线路投入过流I II段保护、加速保护和一次重合闸，其整定值如表1所示表1过流Ⅰ段电流过流Ⅰ段时间过流Ⅱ段电流过流Ⅱ段时间过流加速段电流过流加速段时间重合投入CT变比PT变比7 .5A.1s1.3A.6s1.3A.20s1400/110/0.11.1.平冈镇线自动化开关继电保护定值计算1.线路设备等效参数计算平冈镇线架空线路采用JKLGYJ-150导线，查表得导线温度为50摄氏度时，单位长度每相阻抗值如表2所示表2每相电阻/( )每相电抗( )0.140.1911.1.1.电源等效阻抗参数计算为系统三相短路容量，平冈镇线F01线路出线断路器型号为ZN-12(VS1)125-31.5，额定开断短路电流为40kA，在最大运行方式下，系统阻抗考虑到10kV网络在最大运行方式与最小运行方式下阻抗差别不大，在以下实用计算中，系统阻抗统一采用0.152Ω。
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。
考虑局部最大故障解释可信度的配电线路就地型馈线自动化方法
设计应用技术 2023年11月25日第40卷第22期Telecom Power TechnologyNov. 25, 2023, Vol.40 No.22于志强：考虑局部最大故障解释可信度的配电线路就地型馈线自动化方法化运行要求。
当试探电阻器的阻值为3 Ω、5 Ω、 7 Ω时，虽然某些时刻合闸涌流峰值会低于配变额定电流的1.5倍，但是可以通过增加延时的方式，提升自适应重合闸装置的灵活性，保证就地型馈线自动化方法在复杂环境下也可以保持稳定性。
测试表明，自适应重合闸装置具有良好的工作性能，后续将其安装在配电网拓扑结构中进行实验测试。
2.2 馈线自动化处理效果根据研究内容，针对短路故障进行馈线自动化处理，实际处理效果如图1所示。
每个开关的动作时间如表2所示。
Q1Q2Q3S21S22S31S24自适应重合闸分闸自适应重合闸合闸开关分闸开关合闸S82S44S42S41S155123403214213S81S32S33S23S25 （a ）步骤1Q1Q2Q3S21S22S31S24自适应重合闸分闸自适应重合闸合闸开关分闸开关合闸S82S44S42S41S155123403214213S81S32S33S23S25 （b ）步骤2Q1Q2Q3S21S22S31S24自适应重合闸分闸自适应重合闸合闸开关分闸开关合闸S82S44S42S41S155123403214213S81S32S33S23S25 （c ）步骤3Q1Q2Q3S21S22S31S25S24自适应重合闸分闸自适应重合闸合闸开关分闸开关合闸S82S44S42S41S15S235123403214213S81S32S33 （d ）步骤4Q1Q2Q3S21S22S32S31S25S24自适应重合闸分闸自适应重合闸合闸开关分闸开关合闸S82S44S42S41S15S235123403214213S81S33 （e ）步骤5图1 馈线自动化处理效果示意表1 合闸涌流峰值与配变额定电流的倍数关系负载率/%负荷特性（恒功率/恒阻抗）不同试探阻抗元件下的合闸涌流峰值/配变额定电流倍数未限流3 Ω5 Ω7 Ω25100%恒功率6.6/5.24.7/0.44.0/0.43.5/0.460%恒功率/40%恒阻抗6.2/5.14.7/0.44.1/0.33.6/0.3100%恒阻抗6.7/5.14.7/0.73.2/0.62.7/0.550100%恒功率7.2/5.44.9/0.84.0/0.83.4/0.660%恒功率/40%恒阻抗7.1/5.44.9/0.74.1/0.73.5/0.7100%恒阻抗6.7/5.43.8/0.63.4/0.63.5/0.675100%恒功率7.4/5.24.0/1.23.0/1.32.4/1.360%恒功率/40%恒阻抗7.2/5.23.9/1.13.0/1.12.4/0.9100%恒阻抗7.0/5.23.9/1.03.0/0.82.5/0.9Telecom Power Technology。
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。
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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。
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。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2（7）CB 二次重合，FS1、FS4、FS5、FS6依次延时合闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS2YS2 YS1YS1 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3FS4 FS4 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 FS6 FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4 FS4 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 FS6 FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（3）FS1延时保护跳闸（20s)。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（4）FS1在延时2s 后重合闸。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4 FS4 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 FS6 FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4 FS4 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 FS6 FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2 YS1YS1（7）FS2、FS3依次合闸恢复供电。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS3YS3 FS1 FS1 FS2FS2 FS3FS3 FS4 FS4 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 FS6 FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3FS3 FS4 FS4 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 FS2FS3FS4FS5LSW2YS1（3）CB 快速重合闸（0.2s），上游非故障区恢复供电。
CBLSW1FS6YS2FS1 FS2FS3FS4FS5LSW2YS13.2 主干线永久短路故障（1）FS2和FS3之间发生永久故障。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3FS3 FS4 FS4 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 FS6 FS6 YS2YS2 FS3FS3 FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1 FS1 FS1 FS2 FS2CBCB（5）CB 在15s 后第二次重合闸。
LSW1LSW1 FS6 FS6 YS2YS2 FS3FS3 FS4 FS4 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 FS6 FS6 YS2YS2 FS3FS3 FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1 FS2 FS2CBCB FS1 FS1（7）FS2在X 时限后合闸，合于故障。
CBCB LSW1LSW1 FS6 FS6 YS2YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3FS3 FS4 FS4 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 FS6 FS6 YS2YS2 FS4 FS4 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 FS6 FS6 YS2YS2 FS4 FS4 FS5FS5LSW2LSW2YS1YS1 FS2 FS2 FS1 FS1 FS3FS3CBCB3.3 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。