馈线自动化fa的原理 -回复

基于故障状态差动保护的FA 方案探讨夏燕东1． 问题提出线路故障时及时准确地确定故障区域，迅速隔离故障区段并恢复非故障区段供电的馈线自动化(FA)是配电网自动化最重要的内容之一。

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，其解决方案包括带时限电压分段器方案、重合器方案、FTU 分层处理方案、FTU 就地处理方案等，能够满足配电网络自动化不同程度的要求。

在对供电可靠性要求极高的场所如某些新兴的工业园区，要求故障隔离和供电恢复时间在s 级内，上述方案显然达不到要求。

而基于故障状态差动保护的FA 方案,就可以达到此目的，实现故障的瞬时隔离，供电恢复在几秒内完成。

2． 故障状态差动保护2．1工作原理故障状态差动保护，就是当电路环网任意点发生故障时，通过相邻两端分段开关的点对点通信，将本端和对端的故障电流状态相比较，如果两端状态相反，启动差动保护，跳开故障两端的开关，实现故障隔离。

如图1示手拉手网络，系统分段设备均为断路器，每个断路器上都设有过流保护装置单元，用户为双电源供电。

定义本侧开关故障电流状态n I ：n I ＝逻辑1或n I ＝逻辑0。

其中，逻辑1表示保护装置测量到断路器有故障电流流过，且故障电流方向与供电方向一致；逻辑0表示保护未测量到故障电流，或故障电流方向与故障方向相反。

发生故障后，系统各个保护装置与相邻的保护单元交换故障电流状态信息。

过流保护装置动作条件为：当本身的故障状态信息与收到的相邻保护装置的状态信息的异或为逻辑1时，保护装置跳闸。

图1示系统，假定供电正方向为电源1流向电源2。

系统闭环运行故障时，断路器QF1、A1、A2、B1、B2都流过正向故障电流，而QF2、C2、C1流过反向故障电流。

B2、C1处过流保护装置符合动作条件，保护跳闸，切断故障线路。

系统开环运行，单电源供电故障时，断路器QF1、A1、A2、B1、B2都流过正向故障电流，而QF2、C2、C1没有故障电流流过，B2、C1处过流保护装置符合动作条件，保护跳闸。

馈线自动化fa的原理
馈线自动化（FA）是一种基于先进技术的电力系统管理方法，旨在提高电网的可靠性、效率和安全性。

它通过自动化设备和智能控制系统，实现对馈线的监测、控制和管理。

下面将以人类的视角，为您描绘馈线自动化的原理。

馈线自动化的核心是智能控制系统，它由各种传感器、监控设备和控制器组成。

这些设备不断收集和分析馈线上的电力参数，如电流、电压、功率等信息。

通过与监控中心的通信，智能控制系统能够实时获取馈线状态，并根据预设的策略进行调节。

智能控制系统的工作原理是基于数据的分析和决策。

当馈线出现故障或异常情况时，传感器会立即将相关信息传输给智能控制系统。

系统根据事先设定的规则和算法，分析故障的类型和程度，并判断是否需要采取相应的措施。

一旦智能控制系统确定需要进行干预，它会向控制器发送指令，控制器则通过各种装置和设备实施调节措施。

例如，它可以通过控制开关或断路器来切断故障部分的电力供应，以避免进一步的损坏。

同时，系统还可以调整电力流向，以确保电网的平衡和稳定。

馈线自动化的另一个重要方面是远程监测和管理。

通过通信网络，监控中心可以实时监测馈线的运行状态，并及时采取措施。

这种远程监测和管理不仅提高了运维效率，还减少了人为巡检和干预的需
求。

总的来说，馈线自动化的原理是基于智能控制系统的数据分析和决策。

它通过实时监测和管理，提高了电网的可靠性和效率。

同时，它还减少了人为巡检和干预的需求，降低了运维成本。

馈线自动化技术的应用将为电力系统的可持续发展提供强有力的支持。

配电自动化分级保护与FA案例解析与研究摘要：配网馈线自动化（Feeder Automation, FA）是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。

馈线自动化包括主站集中型馈线自动化和就地型馈线自动化两种方式。

FA能否正确启动，并快速进行故障区域定位，对提高供电可靠性和缩短非故障区域的停电时间有重要意义。

本文深度分析了南京市区三起配电线路FA错误案例，结合现场实际故障情况对参数设置错误、 FA执行策略错误、恢复非故障区域供电策略执行失败三种常见类型进行原因排查及分析，研究问题发生的根本原因并提出相应整改治理措施。

关键词：配网馈线自动化；自动化主站；自动化终端；故障研判引言配网馈线自动化通过对配网故障快速定位和隔离与非故障段恢复供电，缩小了故障影响范围，加快了故障处理速度，减少了故障停电时间，进一步提高了供电可靠性。

但若研判出现错误，则可能加剧故障影响程度，不利于供电可靠性的提升。

FA的正确启动，除了要确保配电自动化主站逻辑判断准确性和配网线路出线开关拓扑正确性外，还需兼顾配电自动化终端本体的稳定性，要求配电自动化终端故障信息上送准确和及时、终端定值参数设定无误等多个方面条件均满足。

1.1 实际故障描述如图1.1所示，现场实际故障发生在20kV鼓仙#1线#4环网柜111间隔，因用户内部故障，变电站出口断路器重合不成。

20kV鼓仙1号线7号环网柜和20kV鼓仙#1线#3环网柜均为自动化开关，故障后变电站出口断路器跳闸，FA未启动。

1.2 FA错误原因排查及分析20kV鼓仙#1线故障跳闸后，FA未启动。

通过查询配电自动化主站的事件顺序记录(Sequence Of Event,SOE)发现，20kV鼓仙1号线7号环网柜收到零序过流告警信号，而20kV鼓仙1号线3号环网柜未收到零序过流告警信号，据此判断故障点位于20kV鼓仙1号线7号环网柜和20kV鼓仙1号线3号环网柜之间。

提高配网自动化自愈成功率摘要：配网自动化自愈：即馈线自动化(FA，FeedenAutonation)，主要指馈线故障自动定位、自动隔离和非故障区自动恢复供电。

馈电线路自动化是配网系统自动化的一个重要组成部分。

馈电线路自动化是指变电站馈线电路开关以后，用户表计以前，馈电线路网络上的各种测量控制装置。

当馈电线路故障引起停电时，尽快判断、隔离故障区域，恢复对非故障区域的供电，是配网自动化的一项重要任务。

关键字：配网自动化；自愈；成功率1.提高配网自动化自愈成功率的意义1.1配网自动化自愈成功率影响供电可靠性供电可靠性是指供电系统持续供电的能力，是考核供电系统电能质量的重要指标，反映了电力工业对国民经济电能需求的满足程度，已经成为衡量一个国家经济发达程度的标准之一。

配电线路发生故障时，配网自动化自愈不成功则会导致配电线路停电，影响供电可靠性，会给工农业生产和人民生活造成不同程度的损失。

1.2配网自动化自愈成功率低增加用户投诉次数优质服务是经济社会发展的客观需要。

供电企业如果想从根本上降低客户服务的投诉率，就必须全方位提高供电服务水平，只有为客户提供满意的服务，才能降低投诉率。

供电企业需要结合各种客户的投诉和反馈信息，分析总结找到自己的管理和服务缺陷，最终完善自己的服务。

2.配网自动化自愈流程第一，馈线自动化故障恢复系统启动的条件。

馈线自动化故障恢复功能主要用于配电设备的自动故障布置，因此，其启动条件是配电自动化主站系统接收开关触发+保护信号和配电终端存在信号。

在接收到配电终端发送的第一个故障信号后，主站系统开始分析。

但是，为了确保故障的真实性，主站系统将延迟并等待设定的时间，以便收集所有配电终端的所有故障信号，确保输出线路的开闭重合闸操作完成，并在故障信息完整的前提下，开始分析实际配电设备是否发生故障，最后开始故障分析和处理。

其中，开关触发+保护信号操作是一种双重保险机制，只有当主站系统同时接收到触发开关和保护信号的动作时，才会启动自动恢复功能，以确保开关触发的真实性，而不是虚假信号。

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。

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：FS1、FS2检测故障电流并记忆，FS3未检测到故障电流。

首先CB保护跳闸（跳开临时接入的WDS-3 配电开关模拟试验盒），FS1~FS6失电延时分闸。

开关CB及FS1-FS6全部跳开，处于分闸位置。

CB（WDS-3 配电开关模拟试验盒）在2s后第一次重合闸。

馈线自动化系统1.概述22馈线自动化简介32.1馈线自动化的定义32.2馈线自动化的功能32.3馈线自动化的作用32.4馈线自动化的发展63馈线自动化系统的构成83.1一次设备83.2控制箱94几种馈线自动化方式114.1集中控制式134.2就地自动控制114.3各馈线方式比较145工程实例165.1工程背景165.2工程实施情况165.3 实际效果176总结18参考文献191.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。

配电自动化系统FA功能测试与探讨作者：温伟琪来源：《科技风》2016年第23期摘要：本文分析了配电自动化系统的初级价段——电压时间型馈线自动化系统与变电站DCH-1型重合闸装置配合，通过合理整定系统各装置的时间，实现发生故障时，明确故障区间、自动隔离恢复供电的功能（即FA功能）。

关键词：配网自动化系统；时间整定；重合闸；柱上负荷开关；功能测试馈线自动化是实现配网故障快速复电，提高配网运行管理水平的重要技术手段。

馈线自动化通过配电自动化终端实现对配电线路运行状态的监测，当配电线路发生故障时，根据配电自动化终端监测到的故障电流或故障电压，判断故障发生的区域，并控制自动化开关设备（负荷开关或断路器）实现故障隔离和恢复非故障区域供电。

1 电压时间型馈线自动化系统的构成电压时间型馈线自动化是配电网馈线自动化（distribu-tion feeder automation，简称FA）的一种实现方式，主要由以下设备构成：1）柱上真空负荷开关（PVS）：具有失压瞬时脱扣功能，并能够与控制器（FDR）配合，实现自动合闸。

2）一体型摇控控制单元（FDR）：柱上负荷开关的控制器。

作为分段开关逻辑功能：a.失电后分闸；b.单侧得电延时合闸；c.闭锁合闸功能；d.开关非遮断电流保护功能；e.残压闭锁功能。

作为联络开关逻辑功能：a.两侧有压闭锁合闸；b.单侧失压延时合闸；c.残压闭锁功能。

整定时间参数：X时限：真空负荷开关的自动合闸时间，指从开关电源侧有压至柱上开关合闸的延时时间。

X时间整定范围：7×N（s），N=1，2，3，4 (12)Y时限：故障检测时间，指柱上开关合闸后，若开关合闸之后在Y时间之内没有失压，开关实现合闸，若在开关合闸之后在Y时间之内失压（失压时间超过3.5S±0.3S），则该柱上开关分闸并被闭锁在分闸状态，待下一次电源侧有压时不再自动重合；若超过Y时限，即判断为线路正常，柱上负荷开关可以进行再次重合。

基于馈线拓扑自动识别的分布式FA控制方法作者：黄滇生杨文波张泽州王波赵彪来源：《电子技术与软件工程》2017年第02期摘要配电网是智能电网的重要组成部分，智能配电网的建设目标是具有完备的故障自愈功能，能最大程度地减少配网故障对用户的影响，而且支持大量分布式电源的接入。

但目前，配电网的网架结构薄弱，二次保护控制技术不够完善，使得配网停电事故时有发生。

目前馈线自动化保护控制主要有两种模式：集中型和就地型。

集中型方式由主站综合分析出线保护动作信息以及各配电终端信息完成故障定位；就地型是通过变电站一次重合配合“电压-时间型”分段开关就地完成故障区段的判定及隔离，无论是集中型还是就地型，都存在短时停电范围扩大，故障发生后，无论故障点位置如何，出线断路器首先跳闸，导致非故障区段失电；另外要综合分析相关开关的故障信息，才能判别故障区域，而后下发控制命令。

需要信息的上传下达，实时性不强，判别过程复杂。

文章提出一种复杂配网新型馈线终端自适应快速保护控制原理，利用多点故障信息的快速故障定位、故障隔离及供电恢复的通用型控制策略，适应有源配电网网络拓扑结构的变化，实现智能终端之间、智能终端与馈线主站之间的互通互联、即插即用以及分布式智能控制。

【关键词】多点故障信息的快速故障定位多点故障信息的快速故障隔离多点故障信息的快速故障恢复配电网是智能电网的重要组成部分，智能配电网的建设目标是具有完备的故障自愈功能，能最大程度地减少配网故障对用户的影响，而且支持大量分布式电源的接入。

但目前，配电网的网架结构薄弱，二次保护控制技术不够完善，使得配网停电事故时有发生。

统计数据表明，电网中大约80%以上的故障发生在配电系统中。

可见，配电网的保护控制及其故障自愈技术直接关系到整个配电系统的运行效率和终端用户的电能质量。

当前配电网的馈线自动化终端集中性控制方式和就地“电压-时间”型两种故障处理模式存在以下问题：（1）仅由终端单元（FTU）实现，但不存在终端单元的信息交互，不能充分利用邻近节点的故障信息，故障定位准确度较低。