馈线自动化技术70页PPT

代表分段器合闸状态 代表分段器断开状态
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a
B
b
A
C
c
（2）
aBb
A
C
c
（3）
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五、重合器与重合器配合实现故障区段隔离 六、重合器与电压—时间型分段器配合的整定方法
原则：重合器与电压—时间型分段器配合方式的整定的关键条件是不能在 同一时刻有两台以上的分段开关同时合闸，只有这样才能判断出故障区域， 避免对故障的误判。
作用：各个FTU分别采集相应柱上开关的运行情况，如负荷、 电压、功率和开关当前的位置、贮能完成情况等，并将上述 信息由通信网络发给配电网的控制中心；接收配电网自动控 制中心的命令进行相应的倒闸操作；故障时记录下故障前和 故障时的重要信息，如最大故障电流和故障前的负荷电流、 最大故障功率等，并将上述信息发送给控制中心，经计算机 系统分析后确定故障区段和最佳供电恢复方案，最终以遥控 方式隔离故障区段、恢复健全区段供电。
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同理，对于子网络S2、 F、 E有Xa(F)=7s；对于子网络S3 、 M 、H 有 Xa(M)=7s.
第三步：某台分段器的X时限等于该开关的绝对合闸延时时间减去作为其父节点的 分段器的绝对合闸延时时间，于是有： X(B)= Xa(B)-0=7s， X(c)= Xa(c)- Xa(B) =14-7=7s， X(D)= Xa(D)- Xa(c)= 21-14=7s， X(G)= Xa(G)- Xa(c)= 28-14=14s，
代表分段器合闸状态 代表分段器断开状态
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aBb
A
C
c
（2）
aBb

提高供电可靠性
缩小停电范围 减小故障停电时间
• 根据韩国统计，实施FA后，故障处理平均时间从76 分钟缩短到6分钟
减小故障发生概率 • 在线监测线路和设备绝缘状态，及时发现并消除故 障隐患
目前，我国电网因施工、检修原因造成停电时间还占 比较大的比例。 随着计划停电时间减少，故障停电时 间比例增大，配电自动化作用会更加明显。 最直接、最核心的作用 按照广州的统计，2008年 99.797 (1040分钟) 2013年 99.986（72分钟）99.996（21分钟） 深圳 2008年 99.924 （389分钟）
重合器的时间—电流（t-I）特性
t(s) C B
A
I
快速动
作曲线
事故电流 t1
t3
t5
t7
慢速动 作曲线
正常负荷电流
0
I( A)
（t I）特性曲线
电流开断
t2
t4
t6
0
t
重合器循环动作示意图
重合器的时间 电流（t I）特性
选用原则
重合器的额定电压必须大于或等于系统电压。
重合器的遮断电流必须大于或等于重合地点可能 出现的最大故障电流。
实施馈线自动化的条件
用户对供电可靠性(大于99.99%，51分钟)、 供电质量提出了较高要求 电网建设、运行、管理达到一定水平。 一次网架结构满足要求：环网供电、线路 合理分段，回路负荷可以转移。 一次设备技术性能与指标满足要求 拥有一支具有较高技术素质的自动化系统 运行、管理及维护队伍
馈线自动化的故障检测
短路故障
检测原理：过电流 FTU检测容易 应用普及 整体效果：较好
接地故障
检测原理：多种多样 FTU检测困难 应用较少 整体效果：效果较差

(6)故障区后 端恢复供电
14350ss
a
b
c
d
CB1 FB1 FB2 FB3 LS
FB4
FB5 CB2
3.3电压电流型
特点分析
– 负荷开关模式可以加快非故障区域供电，变电站需具备2次重合闸； – 断路器模式变电站只需具备1次重合闸；主干线安装的分段断路器需
与变电站保护配合，要求变电站过流速断时间至少在0.3S以上； – 无需主站和通信可实现故障的就地迅速隔离。
(4)FB2开关关
a
b
c
d
合至故障点
CB1 FB1 FB2 FB3 LS
(5)FB2跳闸，
a
b
cFB2 FB3 LS
FB4 FB5 CB2 FB4 FB5 CB2
(6)故障区后 端恢复供电
14350ss
a
b
c
d
CB1 FB1 FB2 FB3 LS
FB4
FB5 CB2
3.3电压电流型
电压电流型开关合闸后 进行Y时间检测，若无 故障电流则闭锁分闸
FS2合闸后Y时间内检测 到故障电流，在失压后 分闸并闭锁，FS2检测 到残压反向来电闭锁
(1)正常工作
a
b
c
d
CB1
FS1 FS2
FS3
LS FS5 FS6 FS7 CB2
(2)CB1保护 跳闸
a
b
c
d
CB1 FS1 FS2
FS3 LS FS5 FS6 FS7 CB2
(5)再次跳闸
a
b
c
d
CB1 FS1 FS2 FS3 LS
FS4
(6)第二次重合, 513ssa 1735ss b

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。

RTU1开始X-延时.
处理过程如下：
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。
变（电LO站CKFC状B态经即过使5S在延R时TU第的一失次电重时合1也，.能A被区F记恢C忆复B）供保电护， 跳闸，线路失电，PVS1-PVS3
因失压自动开断；
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）
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。
馈线自动化设备组合示意
线路 SPS
PVS
RTU
真空自动配电开关
SPS
电源变压器
配电终端
馈线自动化原理
FCB1
PVS1
PVS2
PVS3
PVS4
PVS5 FCB2
A
B
5s
RTU
RTU
7s
7s
C
D
RTU 7s
E
F
5s
RTU
双电源联络电压-时限式故障隔离过程
FCB
PVS1
A
B
RTU
X延时
PVS2 RTU
PVS3
C
D
RTU
PVS4
PVS5
E
F
RTU
RTU

Terminal Unit） ③变电站内的远方终端（RTU）。
第二节 馈线自动化（FA）
二、馈线自动化的实现方式
• 馈线自动化方案可分为就地控制和远方控制两种类型。 • 前一种依靠馈线上安装的重合器和分段器自身的功能来消
除瞬时性故障和隔离永久性故障，不需要和控制中心通信 即可完成故障隔离和恢复供电； • 后一种是由FTU采集到故障前后的各种信息并传送至控制 中心，由分析软件分析后确定故障区域和最佳供电恢复方 案，最后以遥控方式隔离故障区域，恢复正常区域供电。
。2020年12月23日星期三上午10时2分49秒10:02:4920.12.23
• 15、会当凌绝顶，一览众山小。2020年12月上午10时2分20.12.2310:02December 23, 2020
• 16、如果一个人不知道他要驶向哪头，那么任何风都不是顺风。2020年12月23日星期三10时2分49秒10:02:4923 December 2020
第二节 馈线自动化（FA）
（二）环状开环运行时的故障隔离
第二节 馈线自动化（FA）
（二）环状开环运行时的故障隔离
第二节 馈线自动化（FA）
（二）环状开环运行时的故障隔离
第二节 馈线自动化（FA）
第二节 馈线自动化（FA）
六、远方控制的馈线自动化
• 9、春去春又回，新桃换旧符。在那桃花盛开的地方，在这醉人芬芳的季节，愿你生活像春天一样阳光，心情像桃花一样美丽，日子像桃子一样甜蜜。2 0.12.2320.12.23Wednesday, December 23, 2020
• 典型的四次分段三次重合的操作顺序为
t2
合分
，其t中1、t 2
第二节 馈线自动化（FA）
四、分段器