不同接地方式下的馈线自动化实施方案

浅谈应对小电流接地故障的措施中低压配电系统的中性点，一般采用不接地或经消弧线圈接地方式，称为小电流接地系统。

该系统中发生单相接地故障时，尽管故障分量不大，但由于其他两相对地电压升为线电压，在没有消弧线圈的情况下，如果发生间歇性弧光接地，由于中性点没有电荷释放通路，会引起过电压，系统绝缘受到威胁，容易开展为相间短路。

因此，及时对接地线路采取隔离措施很重要，现在的变电站对这种接地故障，都采取了不同手段的选线措施。

为此在已有选线措施的根底上，进一步结合其他技术对接地故障处理措施进一步优化，使故障造成的停电影响降到最低。

1重合闸技术的应用重合闸技术已经广泛应用在所有电压等级的架空线路保护中，运行实践说明，重合闸技术对提高电力系统的平安稳定运行，以及供电可靠性都起到不可无视的作用。

那么是否可以将重合闸技术引入到小接地故障处理中呢？首先需要分析接地故障的时间分布情况，根据资料统计，架空线路绝大多数故障是瞬时故障，连续记录到的接地故障录波报告中，1％直接的永久性接地故障，另有1％是电弧接地开展为相间接地，其余98％为瞬时性故障。

98％瞬时故障中，有30％超过2s，有8％超过10s，最长的一次持续时间到达5min。

如果将上面的统计情况分成两个处理区段，a区段的故障持续时间很短，电弧可以很快自动熄灭，甚至小接地选线装置还没有发出试跳命令，故障已经消失。

b类型接地故障有一定持续时间，这种故障大多数情况下可以自行熄灭，但在某种情况下，电弧还有一定的顽固性，有的持续10s以上。

其中b2类根本就是永久性故障，无法自行消除。

由上面的统计可得到如下结论：a类故障不需要重合闸，因为还没有等到选线措施起作用，它已经自行消失，甚至连选线措施都不需要。

而b1类型故障因为有一定持续时间，所以在故障还未消除时，采取措施切除故障使接地点的电弧熄灭，然后再合上开关即可继续正常运行。

假设选线装置可以在1s内选出故障线路，且选跳成功，然后经过1s再重合开关成功，那么就相当于使得3～300s的接地故障在2s内得到解决，而由此缩短了接地电弧的持续时间，也就减少了弧光谐振和由接地电弧开展为相间故障的概率，对配电网的可靠运行有一定的现实意义。

第一章1-1、电网监控与调度自动化系统结构与功能答：以计算机为核心的电网监控与调度自动化系统的基本结构按其功能可分为四个子系统..1信息采集和命令执行子系统..与主站配合可以实现四遥遥测、遥信、遥控、遥调功能..2信息传输子系统..有模拟传输系统和数字传输系统;负责信息的传输.. 3信息的收集、处理和控制子系统..将收集分散的实时信息;并进行分析和处理;并将结果显示给调度员或产生输出命令对系统进行控制..对其信息作出决策;再通过硬件操作控制电力系统..1-2、电网监控与调度自动化系统的管理原则和主要技术手段答：电力系统调度的目标是实现对变电站运行的综合控制;完成遥测和遥信数据的远传;与控制中心的变电站电气设备的遥控与遥调;实现电力调度系统的自动化..应用主要技术手段：配电管理系统和能量管理系统..配电管理系统包括配电自动化DA;地理信息系统GIS配电网络重构;配电信息管理系统MIS需方管理DSM等部分..能量管理系统主要包括数据采集与监控SCADA、自动发电控制与经济调度控制AGC/EDC、电力系统状态估计与安全分析SE/SA、调度员模拟培训DTS..第二章2-1、简述交流数据采集技术方案的基本原理..答：交流数据采集技术方案的基本原理选择交流信号的某一点为采样起始点;在交流一个周期T内均匀分布采集N个点;电压信号经A/D变换后得到N个二进制数;通过计算机的处理;可以采集得到所需对象的有效值;初相位等参数..2-2、简述微机变送器的组成与工作过程..答：微机变送器由交流信号输入回路;采集保持器;A/D转换器、CPU和存储器以及工频跟踪和采样时序电路等组成..输入信号经相应的TA或TV变换成0-5V交流电压信号..输入到多路模拟电子开关;CPU将当前需采集的路号地址送到MPX;MPX立即将选定的模拟电压输出刀采样保持器..采样保持器按确定的采样时序信号采集该交流信号;当保持脉冲到达后;其输出信号保持不变..之后;CPU启动A/D转换信号;A/D转换器将采样保持器输出的模拟电压转换成数字量..当转换结束后;非门A/D转换器经与非门向CPU发出转换结束信号;CPU中断当前工作;经并行接口电路读得A/D转换输出数据..CPU重复发出选择下一路采样的地自己信号到MPX;一个周期内重复1+mN次;CPU获得了一个周期内的每路输入信号的N个采样值..CPU将采集的数据进行处理;并计算出线路上的各种电气量值..2-3. 简述标度变换的意义与基本原理求用四位十进制数显示满量程为140KV电压的标度变换系数K答：标度变换的意义：电力系统中各种参数有不同的量纲和数值范围;如V与kV;A与kA..这些信号经过各种变换器转化为A/D转换器能接受的信号范围;经A/D转换为标幺值形态的数字量;但无法表明该测量值的大小..为了显示、打印、报警及向调度传送;必须把这些数字量转换成具有不同量纲的数值;这就是标度变换..第三章3-1、简述RTU的种类、功能和结构..答：远方终端RTU是电网监视和控制系统中安装在发电厂或变电站的一种运动装置;种类主要有分布安装于线路分段开关的馈线终端FTU和安装在配电变压器的数据终端TTU..远方终端的功能是终端对电网的监视和控制能力也包括终端的自检、自调和自我恢复能力;分为远方功能和当地功能..远方终端功能主要有遥测、遥信、遥控、遥调、电力系统统一时钟、转发和适合多种规约的数据远传..当地功能有CRT显示;汉字报表打印;本机键盘、显示器;远方终端的自检与自调功能..结构包括定时器/计时器、终端控制器、远功信息输入电路、输出电路、本机键盘和显示器、CRT显示器、打印机..3-2、简述遥测交流采样过程及其修正..答：采样过程：在交流采样方式下;多个模拟遥测量首先有中介变换器进行交换成合适的电压;经虑波后进入电路多路模拟开关;按序多选一输出;通过采样保持器实现电压采样;并在模数转换过L路电流;在一个交流信号周期内对每一路都要采样N次;那么对某一输入信号两次采样之间的时间间隔为Ts;则A/D转换器必须在相应时间内完成数模转换;完成对多路输入信息的采集与转换;对二进制数码进行处理及运算;并编码成遥测信息字;向调度中心发送..修正：工频跟踪、相位差修正、极性转换;对变化不大的量采用越阈传送.. 3-3、简述遥信采集输入电路、CPU定时巡查方式及其特点..答：遥信采集输入电路：遥信采集定时巡查方式主要分成三种：1采用定时扫查方式的遥信输入;特点是CPU始终参与在扫描及判别的过程中;数据可靠性高；缺点是CPU 负载过重..2采用中断方式的遥信输入;特点是CPU响应中断后进行数据的扫描;减轻CPU的负载;缺点是易受干扰引起误差通信;数据不可靠..3中断触发扫查方式的遥信输入;特点是用8279读取遥信变位;扫查方式读取遥信状态;缺点是结构复杂..3-4、简述遥控命令种类、遥控信息的传递过程..答：遥控命令的种类分为遥控选择命令、遥控执行命令、撤销命令..遥控信息传递过程：1调度中心向厂站端RTU发遥控选择命令..2RTU接收到选择命令后;启动选择定时器;校核性质码和对象码的正确性;并使相应的性质继电器和对象继电器动作;使遥控执行回路处于准备就绪状态..3RTU适当延时后读取遥控对象继电器和性质继电器的动作状态;形成反校信息..4RTU将返送校核信息发往调度中心..5调度中心显示返校信息;与原发遥控选择命令核对;若调度员认为正确;则发送遥控执行命令到RTU；反之;发出遥控撤消命令..6RTU接收到遥控执行命令后;驱使遥控执行继电器动作..若RTU接收到遥控撤消命令;则清除选择命令;使对象继电器和性质继电器复位..7RTU若超时未收到遥控执行命令或遥控撤消命令;则作自动撤消;并清除选择命令..8遥控过程中遇有遥信变位;则自动撤消遥控命令..9当RTU执行遥控执行命令时;启动遥控执行定时器;定时到;则复位全部继电器..10RTU在执行完成遥控执行命令后;向调度中心补送一次遥信信息..第四章4-1、简述变电站自动化的含义及基本结构..变电站自动化是专业性的综合技术;将监视监测、继电保护、自动控制装置和远动等所要完成的功能组合在一起的一个综合系统..变电站自动化系统的基本功能主要体现在七个子系统..一、监控子系统;主要包括：1数据采集;又分为模拟量的采集;数据量的采集;电能计量；2事件顺序记录SOE3事故追忆、故障录波和测距4控制及安全操作闭锁5运行监视与人机联系6安全监视和报警7打印功能8数据处理与记录9谐波分析与监视二、微机保护子系统：1微机保护子系统的功能2对微机保护子系统的的要求..微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护;具体有：1高压输电线路主保护和后备保护2主变压器的主保护和后备保护3无功补偿电容器组的保护4母线保护5配电线路的保护6不完全接地系统的单相接地选线等..三、电压、无功功率综合控制子系统;保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能四、“无防”子系统;利用计算机的逻辑分析功能强的特点;配套一些闭锁装置及动作闭锁回路改造;构成防止误操作的“五防”闭锁子系统..五、其他自动装置功能子系统;1低频减负荷控制2备用电源自投技术3小电流接地选线控制六、遥视及检测子系统运用;运用摄像仪和红外热像仪进行巡视摄像;经远方通道传至调度侧进行远方监视;能够识别危害物并发警告并视察区域温度的变化;防止设备温度过高和火灾..七、远动及数据通信子系统：1综合自动化系统内部的现场级间的通信2综合自动化系统与上级调度的通信4-2、做变电站自动化体系结构比较表答：集中式变电站自动化结构模式、特点：采用不同的计算机扩展自身接口电路;集中采集信息、计算处理、主机多种选择缺点：必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性、软件复杂、系统调试麻烦、组态不灵活..分布式系统集中组屏的变电站自动化系统结构模式：特点是将控制、保护两大功能作为一个整体来考虑二次回路设计大为简化、采取分层管理的模式缺点：使用电缆较多分散式与集中式相结合的变电站自动化结构模式;特点：配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内;高压线路保护和主变压器保护住在等采集中组屏安装在控制室内的分散式系统结构;缩小了控制室的面积、减少施工和设备安装工程量、节省了大量连接电缆、组态灵活、检修方便、抗干扰能力强、可靠性高..4-3、分析变电站无功—电压综合控制的技术方案答：变电站无功—电压综合控制是维持供电电压在规定的范围内;主要应用的是有载调压变压器分接头开关调压和投切电容器组对系统电压和无功功率的调节规律控制、把变压器低压侧电压U0分为高压区UH、低压区UL和正常区域;无功功率总量Q划分为上限区QH、下限区QL及正常区域制成九区域、只有第九区域满足运行方式;如果存在两者之一越限时;根据具体情况调节变压器或电容器;使电压、无功功率满足要求..4-4、分析变电站防误操作闭锁系统的技术方案答：变电站防误操作闭锁系统是在监控系统中嵌入“五防”闭锁系统程序..运行人员按照防误主机及电脑钥匙;依次对设备进行操作;当操作不符合程序时;设备拒绝开锁;是操作无法进行;防止误操作的发生;对现场设备监控遥控是;向“五防”系统发送遥控允许请求;“五防”系统根据主机的操作规则库判断是否违反“五防”;违反的;向监控系统恢复禁止命令;否则;对当前操作进行确认后;进行下一步操作、直到完成任务..第五章5-1、简述配电管理系统的主要内容和功能..答：1配电调度自动化系统DSCADA电压管理;故障诊断与停电管理..2变配电站自动化;RTU;FTU;采集;监视;控制;保护通信..3馈线自动化FA;测量监视远方控制;故障定点隔离;恢复..4图资系统AM/FM/GIS.提供实时地理信息;背景下的设备;线网;用户信息..5用电管理自动化;客户信息;符合管理;计量收费;用电管理自动化..6配电网分析软件;网络拓扑;潮流分析;短路电流计算;状态估计;安全分析;负荷预测等..5-2、分析馈线自动化的技术方案两种方式答：就地控制方案分析目标：针对辐射式多段线路;依靠开关设备;就地实现线路故障定位;隔离与非故障段恢复供电..思路：利用线路首端断路器多次重合闸;配合各段开关;设置延时分、合闸与闭锁时限;根据重合后各开关闭合时间的长短来定位并闭锁距故障最近的开关;然后再次重合恢复非故障段供电..实例：QR为重合器;第一次跳闸后15s重合;第二次重合后5s重合..QS1-QS4为分段器;延时闭合时限X;7s或14s；延时分闸时限Y;3s；闭锁时限Z;5s..L1-L5为各段线路;设L4段发生永久短路故障..工作过程：1L4故障;QR快速跳闸;各段线路先后失压..2各QS无压;分闸..3QR延时15s自动重合闸;L1段及QS1带电..4QS1延时7sX时限合闸;L2段及QS2;QS4带电..5QS2延时7s合闸;L3段及QS3带电;QS4延时10s与T接L3段错开合到故障段L4段上..6QR再次快速跳闸;全线失压..7各QS失电;延时3sY时限分闸;其中;QS1;QS2带电时间超过5s闭锁时限Z;解除闭锁；QS4带电时间小于5s;被闭锁分闸..8QR二次跳闸后延时5s 再次重合闸;L1及QS1带电..9QS1延时7s后合闸; L2及QS2;QS4带电..10QS2延时7s后合闸;L3段及QS4被闭锁于分闸;故障段L4被隔离..11QS3延时14s后分闸;L5带电;至此实现FA..应用分析：所用时间T=15+7+10+5+7+7+14=65s较短;但经历多次重合闸后对设备与负荷有冲击;线路结构复杂是;配合有困难..二基于FTU与通信网络的FA方案分析目标：对辐射式或开环运行的环网多段线路;利用各段开关上的FTU及通信网实现故障定位;隔离;恢复..思路：对于辐射式或开环运行的环网多段线路;故障段最后一个流过故障电流的开关与第一个未流过Ir的开关之间;各FTU采集此信息送至控制站; 至FTU遥控断开故障两端开关并闭锁;然后恢复非故障段供电..工作过程分析：如图：QL3为联络开关断开;其他开关闭合;设永久故障位于QL1和QL2之间..1故障：QFA跳闸..2短暂延时后;QFA重合;以排除暂时性故障..3若为永久性故障;QFA再次跳闸..4预先任意一个开关上的FTU为主FTU;如QL3上FTU;各FTU向主FTU3传送数据..5主FTU得知QL1有两次失压;两次故障电流；QL2有两次失压;没有故障电流;判断故障段在QL1和QL2之间..6主FTU遥控QL1、QL2打开并闭锁;完成故障定位与隔离..7主FTU遥控分段QL3闭合;将QL2与QL3间负荷从B端供电..8主FTU通知QFA保护延时闭合QFA;恢复QL1之前负荷供电完成7..应用分析：所用时间缩短到几秒钟;减少冲击;增加FTU设备网络;成本高..5-3、简述需方用电管理DSM的含义并分析器技术方案..答：DSM是通过一系列经济政策和先进技术结合直接影响用户的电力需求;以提高用电效率;节能的系统工程;其关键在于调动用户和第三方的积极、有效参与..DSM实施方案有：1设置分时、分质电价;拉大价差;以改善负荷曲线..2鼓励多方参与可再生电源发电;就近利用;减少传输损耗与发电污染..3推广节电器具与方法;如价格补贴;能耗标识体系..4推广需方储能技术;如建筑隔热;蓄冷、蓄热技术;以减小高峰电力需求.. 5对用户的功率长时间运行的设备直接控制;节能运行..6实现用监测计量自动化;促进用户参与自我管理用电..j第七章7-1、做电力调度系统主站体系结构比较表..答：1集中式的调度自动化主站系统结构：特点：计算机间采用接口与接口的链接方式;以小型计算机为主;有单机和多机系统..缺点:受硬件结构和价格昂贵的影响..2分布式的调度自动化主站系统结构;特点：采用标准的接口和介质;把整个系统按功能解列在网络的各个节点口;数据实现冗余分布;提高系统的整体性能;降低单机的性能要求提供了系统安全性和可靠性;系统的可扩充性增强..缺点：软件没有完全的独立..3开放式体系结构的基本特性;提供标准的接口对外互联逐步实现软件上的独立;便于不断扩展结构和功能7-2、分析解决电力系统状态估计SE问题的技术方案..答：电力系统状态、估计是为其他高级功能提供可靠数据集;状态估计是利用实时测量系统的冗余度来提高精度;估计出系统运行状态、冗余度越大、估计值和实际值越接近;尽可能使状态变量的估计值和测量值的误差平方最小;使用加权最小二乘法列出所需算术式;对其求导;并其导数为零;求的估计值可近似看7-3、分析解决电力系统静态安全分析SA问题的技术方案..答：静态安全分析是判断系统发生预想事故后电压是否越限和线路是否过负荷的分析;当系统发生故障后可能会出现系统电压越限;线路过负荷;系统失去稳定等为了便于及时了解所需状态量将网络进行导纳短上的化简进行潮流计算根据计算所得的结构进行预想事故分析;处理措施;校核越限的实际情况;做出相对应的措施选择渐而是系统不安全状态得到预防控制..7-4、简述电力系统符合预测的类型、预测模型及主要预测方法..答：电力系统负荷预测按内容分为系统负荷预测和母线负荷预测;按时间可分为超短期、短期、中期、长期负荷、按行业分可有城市民用负荷;商业负荷、农村负荷;2负荷及其他负荷按预测标识的不同特性又分为最高负荷、最低负荷、平均负荷、负荷峰各差、高峰负荷平均、低各负荷平均、平峰负荷平均全网负荷;母线负荷、预测模型主要有典型负荷分量;天气敏感负荷分量、异常或特殊事件符合分量、随机负荷分量..Yt=Nt+Wt+St+rt 预测方法有时间序列法;卡尔曼滤波分析法、回归分析法、指数平滑预报法、专家系统法、模糊预测法、灰色模型法、优选组合预测法、人工神经网络法..7-5、简述电力系统自动发电控制AGC的基本原理与控制方式..答：电力系统自动发电控制AGC调整电力系统功率的平衡在电力系统中负荷的变化会使整个电力系统的频率下降或上升;系统中所有机组调节器动作加大或减小、发电功率提高或降低到某一水平;这时整个电力系统发电和负荷达到新的平衡;与原来稳定的状态频率偏差△f和净变功率偏差△Pt;AGC动作;提高或减少发电功率恢复频率到达正常值f..和变换功率到达计划值I;随后AGC随时间调整机组重新分配发电功率..控制方式有：1、定频率控制FFC：ACE=K△f2、定变换功率控制方式FTC：AGC=△Pt3、联络先控制偏差模式TBC：ACE=△Pt+K△f4、自修正时差控制方式：ACE=△Pt+K△f+Kt△f5、自动修正变换电能;差控制方式：ACE=△Pt+ K△f+KwAw6、自动修正时差级变换电能差控制方式：ACE=△Pt+ K△f+Kt△f+Kw△w。

配电自动化馈线终端（FTU）技术规范目录1 规范性引用文件 (1)2 技术要求 (1)3 标准技术参数 (10)4 环境条件表 (12)5 试验 (13)附录A馈线终端无线通信安装位置、航插尺寸定义（参考性附录） (14)附录B 馈线终端接口定义（规范性附录） (28)配电自动化馈线终端（FTU）技术规范1 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。

GB/T 17626.1 电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论GB/T 17626.2 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4 浪涌（冲击）抗扰度试验GB/T 17626.5 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.8 工频磁场的抗扰度试验GB/T 17626.10 阻尼振荡磁场的抗扰度试验GB/T 17626.11 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验GB/T 15153.1 远动设备及系统第2部分：工作条件第1篇：电源和电磁兼容兼容性GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 4208 外壳防护等级（IP）GB/T 13729 远动终端设备GB/T 5096 电子设备用机电件基本试验规程及测量方法GB/T 19520 电子设备机械结构GB 7251.5 低压成套开关设备和控制设备第五部分：对户外公共场所的成套设备—动力配电网用电缆分线箱（CDCs)的特殊要求DL/T 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件DL/T 721 配电网自动化系统远方终端DL/T 634.5101 远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准DL/T 634.5104 远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问DL/T 814 配电自动化系统功能规范Q/GDW 382 配电自动化技术导则Q/GDW 513 配电自动化主站系统功能规范Q/GDW 514 配电自动化终端/子站功能规范Q/GDW 625 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定2 技术要求2.1 概述馈线终端的结构形式可分为箱式馈线终端和罩式馈线终端。

答：以计算机为核心的电网监控与调度自动化系统的基本结构按其功能可分为四个子系统。

(1)信息采集和命令执行子系统。

与主站配合可以实现四遥(遥测、遥信、遥控、遥调) 功能。

(2)信息传输子系统。

有摹拟传输系统和数字传输系统，负责信息的传输。

(3)信息的采集、处理和控制子系统。

将采集分散的实时信息，并进行分析和处理，并将结果显示给调度员或者产生输出命令对系统进行控制。

对其信息作出决策，再通过硬件操作控制电力系统。

答：电力系统调度的目标是实现对变电站运行的综合控制，完成遥测和遥信数据的远传，与控制中心的变电站电气设备的遥控与遥调，实现电力调度系统的自动化。

应用主要技术手段：配电管理系统和能量管理系统。

配电管理系统包括配电自动化(DA)，地理信息系统(GIS)配电网络重构，配电信息管理系统(MIS)需方管理(DSM)等部份。

能量管理系统主要包括数据采集与监控(SCADA)、自动发电控制与经济调度控制(AGC/EDC)、电力系统状态估计与安全分析(SE/SA)、调度员摹拟培训(DTS)。

答：交流数据采集技术方案的基本原理选择交流信号的某一点为采样起始点，在交流一个周期 T 内均匀分布采集 N 个点，电压信号经 A/D 变换后得到 N 个二进制数，通过计算机的处理，可以采集得到所需对象的有效值，初相位等参数。

答：微机变送器由交流信号输入回路，采集保持器， A/D 转换器、 CPU 和存储器以及工频跟踪和采样时序电路等组成。

输入信号经相应的 TA 或者 TV 变换成 0-5V 交流电压信号。

输入到多路摹拟电子开关， CPU 将当前需采集的路号地址送到 MPX，MPX 立即将选定的摹拟电压输出刀采样保持器。

采样保持器按确定的采样时序信号采集该交流信号，当保持脉冲到达后，其输出信号保持不变。

之后， CPU 启动 A/D 转换信号， A/D 转换器将采样保持器输出的摹拟电压转换成数字量。

当转换结束后，非门A/D 转换器经与非门向CPU 发出转换结束信号， CPU 中断当前工作，经并行接口电路读得 A/D 转换输出数据。

1.方案背景配电自动化以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电系统的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。

配电自动化系统是一项集计算机技术、数据传输、控制技术、现代化设备及管理于一体的综合信息管理系统，其目的是提高供电可靠性，改进电能质量，向用户提供优质服务，降低运行费用，减轻运行人员的劳动强度。

PRS-3000系列配电自动化系统是长园深瑞继保自动化有限公司基于标准化平台设计的新一代智能配电网“自愈型”系统，该系统是在总结国内外多年的配电自动化运行经验的基础上，参照国内配电网最新标准，并融合最新的配电网控制技术研制而成的。

2.应用场景配电自动化系统解决方案应用场景为：1）仅需故障指示功能的配电线路；2）农村、城郊配电线路；3）接有重要敏感负荷的线路；4）对供电质量要求较高的架空与电缆线路。

3.方案实现3.1.概述PRS-3000系列配电自动化系统可满足简易型、实用型、标准型、集成型、智能型等各种配电自动化建设和改造的需要。

根据馈线自动化（FA）方式可分为简易型-故障指示器方式、就地型-重合器方式、就地型-智能分布式、集中型几种，各种方式有不同的特点，适用于不同的场合，可根据情况选择合适的方案。

3.1.1.简易型-故障指示器方式基于就地检测和控制技术的一种准实时系统，采用PRS-3350系列故障指示器来判断和指示配电线路的故障信息，可通过PRS-3352通信终端将信息上传至PRS-3203故障定位主站。

其特点为：1）对配电主站和通信通道没有明确的要求；2）不需要改造一次设备、投资省、见效快、容易实施、容易推广。

其适用场景为：单辐射或单联络的配电一次网架或仅需故障指示功能的配电线路。

图1 简易型-故障指示器方式配网自动化系统解决方案3.1.2.就地型-重合器方式基于就地检测和控制技术的一种准实时系统，采用PRS-3351（FTU）来获取配电线路的故障信息，控制开关分合，通过开关设备之间的逻辑配合（如时序等），就地实现配电网故障的隔离和恢复供电。

配网自动化线路故障处理方式及问题探讨摘要：目前很多供电企业配电网线路普遍未实施配网自动化，线路故障时存在停电范围大、检修难度大、处理时间长，计划检修效率低且存在一定安全风险等不足。

实施配网自动化后，可大大加快故障抢修速度，减少停电时间，提高供电可靠性；而且通过自动化终端实时采集配电网运行信息，为配调人员快速、准确制定负荷调整方案和停送电方案提供技术支持。

关键词：配网自动化；实施；效果；可靠性1未实施配网自动化线路的故障处理方式及存在问题图1 单辐射典型接线方式为故障点以单辐射典型接线为例，分段开关采用负荷开关，变电站出线开关（如图1中开关1）为断路器。

在线路未实现配网自动化覆盖的情况下，当10kV线路发生相间短路或单相接地（小电阻接地系统）故障时，变电站出线开关保护启动，出线开关跳闸故障电流的切除。

如是瞬时故障，变电站出线开关重合后，线路恢复供电；如是永久性故障，变电站出线开关重合后再次保护启动开关跳闸，线路全线停电。

故障查找则需要配网抢修人员沿线巡查，查找到故障后，手动分开故障段前后的分段开关进行故障隔离，再通知调度将变电站开关全合上，恢复故障段前的用户供电。

因此在线路未实现配网自动化覆盖的情况下，由于故障定位缺乏手段，故障查找、隔离和恢复非故障段时间长，且故障停电影响用户多。

手拉手典型接线方式正常运行时一般采用开环运行，线路设置一个联络开关实现两个变电站主备供电。

在线路未实现配网自动化覆盖的情况下，线路发生相间短路或单相接地（小电阻接地系统）故障时，与单辐射处理过程基本类似。

单辐射线路或手拉手线路进行计划检修或运行方式调整时，均需要经调度人员与配网运行人员核实线路运行方式，确定检修或运行方式调整线路的所有开关分合闸情况，并由配网运行人员现场手动分合开关分合，才能进行设备检修或方式调整。

在这个过程中，调度人员不能够及时准确掌握电网的运行方式和手工计算线路潮流（确保运行方式改变时，线路不过载），工作效率低下且存在一定安全风险。

配网自动化开关故障处理及运行维护方案分析随着廉江市经济的快速发展及用电量的大幅增加，配电网所承受的压力也逐渐增加。

1OkV配电网络作为电力系统中比较重要的环节，其稳定性对保障配电网供电质量具有重要意义，研究表明配网的供电质量与配网自动化系统中自动化开关设备的运行息息相关。

本文结合廉江供电局配网自动化开关的运行情况，阐述配网自动化开关运行过程中常见的故障问题，并提出有效地解决措施。

标签：配电网;自动化开关;故障处理;解决方案本文从提升配电网自动化开关的运行质量出发，将自动化开关设备的实际运行情况以及功能特征作为主要切入点，加强对故障处理及维护工作重要性的认识，在此基础上制定完善的、科学地处理方案，以提升配网线路自动化效率、减少故障停电范围，提高供电可靠性。

1 配电网自动化概念配电网自动化实际上是一种自动化的电力管理系统，即将计算机技术以及通信等相关技术有效结合在一起，并对配电网的内部结构、电力设备运行情况、目标客户用电需求等信息进行有效的收集和处理。

配电自动化管理系统在实际运行中可以对整个配电网进行实时监控、管理及处理，从而确保配电网运行功能的安全性以及可靠性。

2 配网自动化开关设备故障处理模式随着科技的发展，配网自动化开关设备在实际运行过程中由于受各种因素的影响导致其出现一系列问题，亟需进一步进行调整和完善。

针对配网自动化开关设备故障处理模式主要分为以下两种：其一是集中型馈线自动化模式。

这种模式主要是将配电网主站、通信系统以及配电终端设备等有效结合在一起运行，其运行依据是配电网系统所有设施全面建设完毕并且运行效果良好[1]。

这种故障处理模式主要是借助主站的优势和特点通过通信系统对配电网的终端设备中所接收的信息进行收集和归纳，并借助网络拓扑对这些归纳后的信息进行有效的分析，准确计算配网自动化开关设备发生故障的地点和原因，远程遥控配电网自动化开关对故障地区进行隔离，确保其他区域供电正常。

其二是就地型馈线自动化模式。

配电自动化监控系统的单核馈线终端设备（FTU）解
决方案
 目前市面上大多电力FTU产品均采用MCU+MPU双处理器架构，以利用MCU的实时性和MPU上运行的稳定的网络协议和文件系统资源。

那幺，我们是否可以把MCU+MPU的结构用一个MPU来替代?答案是完全可以，本文就介绍一种单处理核心的FTU实现方案。

 FTU全名是馈线终端设备，是配电自动化系统中重要的监控设备。

具有遥控、遥信，故障检测功能，并与配电自动化主站通信，提供配电系统运行情况和各种参数即监测控制所需信息，包括开关状态、电能参数、相间故障、接地故障以及故障时的参数,并执行配电主站下发的命令，对配电设备进行调节和控制，实现故障定位、故障隔离和非故障区域快速恢复供电等功能。

 FTU照片如下：
 图1 FTU
 FTU硬件需要符合《DL/T721-2000 配电网自动化系统远方终端》标准，。

配网自动化基础知识手册配网自动化是进一步减少配电网故障快速复电的时间，提高配网运行管理水平重要的技术手段，公司自2000 年以来先后组织广州、深圳、佛山、东莞、中山、珠海、茂名等供电局开展了配网自动化试点建设。

在总结试点经验的基础上，2012 年公司将在佛山、东莞、江门等11 个供电局开展配网自动化建设，为使后续工作得以顺利进行，特编制本手册。

1 总体概述配网自动化概念配电自动化是以一次网架和设备为基础，利用计算机及其网络技术、通信技术、现代电子传感技术，以配电自动化系统为核心，将配网设备的实时、准实时和非实时数据进行信息整合和集成，实现对配电网正常运行及事故情况下的监测、保护及控制等。

配电自动化系统主要由配电自动化主站、配电自动化终端及通信通道组成，主站与终端的通信通常采用光纤有线、GPRS5线等方式。

配网自动化意义通过实施配网自动化，实现了对配电网设备运行状态和潮流的实时监控，为配网调度集约化、规范化管理提供了有力的技术支撑。

通过对配网故障快速定位/ 隔离与非故障段恢复供电，缩小了故障影响范围，加快故障处理速度，减少了故障停电时间，进一步提高了供电可靠性。

2 配网自动化基础知识名词术语馈线自动化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。

主站集中型馈线自动化是指配电自动化主站与配电自动化终端相互通信，由配电自动化主站实现对配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。

就地型馈线自动化是指不依赖与配电自动化主站通信，由现场自动化开关与终端协同配合实现对配电线路故障的实时检测，就地实现故障快速定位/ 隔离以及恢复非故障区域供电。

按照控制逻辑和动作原理又分为自适应综合型、电压-时间型和电压-电流型。

配电自动化主站配电自动化主站是整个配电网的监视、控制和管理中心，主要完成配电网信息的采集、处理与存储，并进行综合分析、计算与决策，并与配网GIS、配网生产信息、调度自动化和计量自动化等系统进行信息共享与实时交互，按照功能模块的部署可分为简易型和集成型两种配电自动化主站系统。

配电自动化终端建设改造指导意见一、编制目的为落实公司配电数字化建设工作部署，有效指导配电自动化终端建设改造及后续项目管理，提升配网运行控制与故障处置能力，同步满足新型配电系统可观可测可调可控、负荷精准调控等新业务需求，依据《配电自动化技术导则》（Q ╱GDW1382-2013）、《配电自动化建设与改造标准化设计技术规定》（Q GDW1625-2013）、《配电自动化规划设计技术导则（Q╱GDW11184-2014）》、《10kV及以下配电网建设改造项目需求管理提升工作方案》（设备配电〔2019〕55号）、《馈线自动化模式选型与配置技术规范》（T/CEC 494-2021）等标准规定，制定本意见。

二、工作目标至2023年，馈线自动化（FA）覆盖率达到40%以上；至2025年，馈线自动化覆盖率达到60%以上。

附件2三、术语和定义下列术语和定义适用于本原则。

（一）10kV架空线路分界开关10kV架空线路分界开关由开关本体及配电自动化终端构成，其功能为运行中切除用户侧相间短路故障、接地故障，并可用于操作拉合负荷电流，以下简称分界开关。

（二）大支线A+、A、B类区域配变装接总容量超过3000kVA或长度超过2km或高压用户数量超过5户的分支线路，C、D、E类区域配变装接总容量超过1500kVA或长度超过4km或高压用户数量超过3户的分支线路，简称大支线。

（三）小支线除大支线之外的架空分支线路，简称小支线。

（四）简单线路线路长度小于2公里或用户数量少于5户的架空线路，仅接带1-2个站室（含高压用户）的电缆线路，认定为简单线路。

四、总体原则（一）规划引领，分类施策。

紧密结合配电网规划，依据配网规划A+、A、B、C、D、E类供电区域划分，明确配电线路归属，统筹兼顾网架结构优化与自动化改造，“差异化”确定建设改造标准，开展项目梳理和方案编制。

对于跨不同供电区域的配电线路，按照较高等级供电区域的标准实施建设改造。

（二）因地制宜，目标引领。

FTU在配网接地保护中的应用探究配电自动化现场终端单元，也称FTU，其在配电网的接地保护中已经得到了广泛的应用，比起传统的比较零序的选线方法来说，FTU仅需对各种接地信息进行融合处理，即可仿真得到结果，实现配电自动化的要求。

标签：配电自动化;FTU;接地保护我国中压电网段一般采用的是中性点不接地的方式。

这种接地方式在进行故障选线时十分困难。

在发生单相接地故障时，一般会需要逐条的进行故障线路的判断，耗时耗力，严重影响到供电的质量及安全性。

为了能够有效的提高配电自动化的水平，不断提高我国供电的质量，满足人们生活、经济的需求，国内外都提出了一些故障选线的有效方法。

主要包括采用零序电流的故障暂态分量故障选线、采用零序电流五次谐波分量故障选线等。

这些选线方法，都比较集中于各条线路的零序测量相位或电流的大小，从而促使仪器的接线线路变得十分的复杂。

所以本文将对保护方法进行详细的介绍，并对存在的问题提出相应的解决办法。

1.FTU馈线自动化系统概述及其功能所谓的FTU 馈线自动化系统，在整个变电站的户外馈线和出口断路中安装FTU，同时在配电网络中配电线路中也安装FTU，同时构建较为完善的通信网络系统，并将其与配电网络控制中心相连接，再加上电力系统中自动化处理软件，共同构成整个配电网络系统。

在配网系统发生故障时，FTU 馈线自动化系统能够准确的获取故障信息，然后自动将非故障区域和故障区域相隔离，从而保证非故障区域的正常供电，降低电力事故造成的损失。

FTU 馈线自动化系统主要功能包含如下几个方面：（1）遥信，所谓的遥信功能为能够实现配网系统中电力信号状态、开关位置及配网馈线系统运行状态的监测控制。

（2）遥测，遥测主要为馈线柱能够实现配网系统中电压及电流的实时检测。

（3）遥控，遥控主要指能够实现馈线柱上开关的分闸及合闸操作。

（4）故障处理，这里所述故障处理包含了对于配网系统中故障的检测、定位、隔离及无故障区域供电的恢复等。

配电自动化实用化提升工作方案为进一步巩固配电自动化建设成效，提升配电自动化实用化水平，更好地支撑配电网运行监测、运维检修、故障处置，提高配电网精益化运维和数字化管控能力，保障能源清洁低碳转型和电力安全可靠供应，助力构建新型配电系统，特制定本方案。

一、工作思路积极主动适应能源互联网发展形势，落实公司新型电力系统数字技术支撑体系要求，深化“1135”配电管理理念，以进一步加快自动化建设为基础，以进一步提升实用化水平为重点，以进一步加强指标量化评价为抓手，全面推进配电自动化实用化提升。

二、基本原则（一）统筹谋划结合新型城镇化、乡村振兴、能源转型等重大决策部署，以推进配电网高质量发展、加快构建现代设备管理体系建设为导向，落实公司“十四五”配电网规划，聚焦新型配电系统技术形态发展趋势，超前谋划，提前应对，提升配电网数字化管控能力。

（二）注重实效突出实用实效，充分考虑配电网网架结构、设备状况、通信条件等因素，合理确定实用化提升工作任务和目标要求，全面强化配电自动化系统功能应用，切实发挥好配电自动化在可靠性提升、优质服务、精益管理及民生保供等方面的核心作用。

（三）因地制宜依据地方不同发展定位、经济基础和建设需求，以地市为单位，聚焦中压配电网，覆盖市中心、市区、城镇、农村全域，按照领先型、先进型和普及型三种类型，确定基于电网资源业务中台的系统评测目标，鼓励利用现有资源，杜绝大拆大建、盲目求新，差异化推进配电自动化实用化提升。

三、工作目标全面开展配电自动化实用化提升，到2025年末，公司新一代配电自动化主站I区地市全覆盖，IV区数字化平台升级全面完成，网络安全监控平台和可信功能全面部署，馈线自动化覆盖率、投入率及动作正确率分别达到60%、90%、80%，实现“系统安全可靠、数据共享共用、应用务实高效”实用化目标，全面支撑配网全景运行监测、精益运维检修、高效故障处置。

领先型：新一代主站I区覆盖率100%，主站可信功能覆盖率100%，馈线自动化覆盖率80%，终端在线率98%，馈线自动化投入率98%，终端遥控使用率90%，终端遥控成功率95%，馈线自动化动作正确率90%。

“电压 -时间型”自动化开关应用原理的分析广西电网有限责任公司南宁供电局广西南宁 530000摘要：在大力推广配网自动化建设的背景下，为提高农村配网自动化水平，解决线路发生故障自动隔离，减少故障查找时间，提高线路供电可靠性研究的需求，自动化开关应用和研究是必不可少的。

目前很多农村电网根据其简单网架结构，结合自动化开关的工作原理和功能特点，选用“电压-时间型”自动化开关来建设智能电网。

本文主要通过研究“电压-时间型”自动化开关的应用原理，展现其处理故障步骤，这对未来配网自动化配置前期工作和应用研究有一定的意义。

关键词：“电压-时间型”；自动化开关；原理；应用前言在目前的农村配电网系统中，在某一馈线出现故障后，大部分都是需要人工进行排查。

配网自动化系统的出现则是利用自动化装置监测配电网的运行状况，及时发现故障，进行故障定位，隔离和恢复对非故障区域的供电，极大缩短计划停电时间和故障停电时间，满足提高供电可靠性、改善供电质量、提升配网管理水平的业务需求。

我国大部分农村地区网架结构单一，多为单辐射型结构，并且多为架空线路，因此多数农村地区建设智能电网主要以“电压-时间型”自动化开关相互配合。

1.“电压-时间型”自动化开关工作原理“电压-时间型”自动化开关主干线分段及联络开关采用装设“电压-时间型”负荷开关，其工作是根据开关“无压分闸、来电延时合闸”，即开关两侧失压后自动分闸，一侧得电后延时合闸的电压时间闭锁合闸逻辑以及联络开关单侧掉电自动投入的工作特性，同时，配合变电站出线断路器进行重合闸，自动隔离故障，恢复非故障区域的正常供电。

自动化负荷开关以分段模式进行，隔离故障区域主要依靠负荷开关的闭锁合闸功能，以下说明其负荷开关闭锁合闸逻辑：图1.1自动化负荷开关闭锁合闸逻辑其中，X时限闭锁是指X时间内闭锁，即自动化负荷开关原状态在分闸，单侧得电后，在设定的时限（X时限）内失压，则保持分闸状态并反向闭锁合闸（故障点在此开关之前）；Y时限闭锁是指在Y时间内闭锁，即自动化负荷开关原状态在合闸，合闸后在设定时间内（Y时限）失压，则自动分闸并正向闭锁合闸（故障点在开关之后）。