馈线自动化技术方案

全国输配电技术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月目 录馈线自动化的认识馈线自动化建设目标典型馈线自动化方案1234馈线自动化建设原则目 录馈线自动化的认识馈线自动化建设目标典型馈线自动化方案1234馈线自动化建设原则定义：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）1.1馈线自动化定义v 集中调控馈线自动化集中调控馈线自动化1.1.重合器式馈线自动化重合器式馈线自动化2.2.智能分布式智能分布式馈线自动馈线自动化化3.3.分界分界看门狗型看门狗型CBFSFSLSFTUFTUFTUFTUv 就地型线路自动化就地型线路自动化1.1.主站集中全自动型主站集中全自动型2.2.主站集中半自动型主站集中半自动型4 4.继电保护型继电保护型1.2馈线自动化分类1.3就地型馈线自动化派生就地型电压时间型传统电压时间型电压时间改进型（选线选段）电压电流型基于负荷开关电压电流型基于断路器的电压电流型智能分布型基于负荷开关的缓动型基于断路器的速动型用户分界型用户分界负荷开关用户分界断路器n 就地型馈线自动化的衍生目 录馈线自动化的认识馈线自动化建设目标典型馈线自动化方案1234馈线自动化建设原则2.1 馈线自动化建设目标模模式式优优化化1流流程程优优化化2指指标标考考核核3信信息息传传递递4物物资资调调配配5设设备备监监控控1配配电电自自动动化化2网网架架优优化化3抢抢修修技技术术4管理管理保障保障技术技术手段手段故障快速复电故障快速复电2.1 馈线自动化建设目标9配网故障快速复电配网故障快速复电设备自动化设备自动化快速报告、快速诊断、快速定位、快速报告、快速诊断、快速定位、快速隔离、快速修复、快速沟通。快速隔离、快速修复、快速沟通。配电自动化（馈线自动化）配电自动化（馈线自动化）平台平台 手段手段 要求要求 目标目标 2.1 馈线自动化建设目标减少变电站故障跳闸率提高站内出线开关重合闸成功率有效躲避瞬时性故障快速恢复非故障区域供电避免某一用户故障波及主干线路及相邻用户减少靠近电源侧的开关动作次数 馈线自动化知停电知停电少停电少停电防停电防停电不停电不停电无闪隔离区段故障拦截用户出门故障快速定位故障快速隔离故障躲避瞬时故障快速报告故障故障快速复电2.2 馈线自动化与故障快速复电2.2 馈线自动化与故障快速复电“自愈”经常被误解，我们认为自愈包括：n 事前：概率风险评估与预防性控制 1）结合负荷预测进行方式调整避免过负荷 2）结合在线检测（温度、局部放电）进行 相应控制避免酿成严重后果 3）。n 事中：馈线自动化n 事后：配电自动化修正性控制（转供电）馈线自动化与故障快速复电故障快速报告故障快速复电故障快速诊断故障快速定位故障快速隔离目 录馈线自动化的认识馈线自动化建设目标典型馈线自动化方案1234馈线自动化建设原则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”。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集中型成套设备集中型成套设备建设成效 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。n 主站集中型FA-建设方案实施实施条件条件3.1主站集中型(1)(1)正常工作正常工作CB1CB1FS1FS1LSLSFS2FS2FS3FS3CB2CB2a ac cd dDTUDTUb bK1K2K1K2HK01HK01HK02HK02CB1CB1FS1FS1LSLSFS2FS2FS3FS3CB2CB2a ac cd dDTUDTUb bK1K2K1K2HK01HK01HK02HK02(2)(2)故障跳闸故障跳闸(3)(3)故障信息故障信息上送主站上送主站CB2CB2CB1CB1FS1FS1LSLSFS2FS2FS3FS3a ac cd dDTUDTUb bK1K2K1K2HK01HK01HK02HK02主站(4)(4)主站进行主站进行故障定位并隔故障定位并隔离，恢复供电离，恢复供电CB1CB1FS1FS1LSLSFS2FS2FS3FS3CB2CB2a ac cd dDTUb bK1K2DTUK1K2HK01HK01HK02HK02主站主站系统根据终端上送的故障告警信息，进行故障定位确定故障类型和区段，主站遥控隔离故障和恢复非故障区供电发生故障n 主站集中型FA故障处理过程3.1主站集中型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域的供电。特点分析3.1主站集中型线路分段点设置为“分段”模式，具备“失压分闸”、“来电延时合闸”以及 电压时间型逻辑的闭锁功能；联络点设置为“L（联络）”模式，具备单侧失电延时合闸、两侧有压闭锁合闸、瞬时来电闭锁合闸等功能。电压时间型成套设备电压时间型成套设备FSFS建设成效u 不依赖于主站及通信，就地实现故障的定位与隔离；u 单相接地故障采用“零序电压突变法”，同步解决小电流系统接地故障的精确选线选段。n 电压时间型FA-建设方案站内出线CB配置常规保护，具备一次或二次重合闸；自动化分段及联络点采用电压时间型智能成套设备。实施实施条件条件3.2电压时间型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CB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd dCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd dCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd d(1)正常工作(2)故障跳闸(3)第一次重合(4)FS2开关关合至故障点(5)再次跳闸(6)第二次重合,正常段供电(7)故障区后端恢复供电CB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd dCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd dCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd d5s5s7s7s45s45s1s1s3s3s3s3s1s1s5s5s7s7s3s3s1s1s5s5s7s7s3s3s1s1s5s5s5s5s1s1s3s3s1s1s15s15s30s30sCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd d短路故障n 电压时间型FA-故障处理过程3.2电压时间型若是瞬时性故障自若是瞬时性故障自动躲避，恢复送电动躲避，恢复送电若是永久性故障，若是永久性故障，再次跳闸再次跳闸故障隔离完毕故障隔离完毕恢复故障后段供电恢复故障后段供电CB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd dCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd dCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd d(1)(1)正常工作正常工作(2)(2)人工拉线人工拉线(3)(3)试送电试送电(4)FS2(4)FS2开关关开关关合至故障点合至故障点(5)FS2(5)FS2跳闸，跳闸，切除接地故障切除接地故障(6)(6)故障区后故障区后端恢复供电端恢复供电CB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd dCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd d7s7s45s45s3s3s1s1s5s5s7s7s3s3s1s1s5s5sCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3LSLSFS4FS4FS5FS5CB2CB2a ab bc cd d接地接地故障故障变电站绝缘监测装变电站绝缘监测装置监测到零序电压置监测到零序电压n 电压时间型FA-故障处理过程3.2电压时间型开关采用“来电即合、无压释放”的原理，无蓄电池，真正免维护；不依赖通信及主站实现就地智能保护功能；除此之外，对于小电流接地系统，通过与“拉线”法配合，实现主干线单相接地故障的定位和隔离。特点分析3.2电压时间型站内出线CB配置常规保护，具备一次或二次重合闸;分段点开关采用为电压电流型成套设备。具备电压时间逻辑闭锁及故障电流双重判据具备小电流接地故障选线定位功能电压电流型成套设备电压电流型成套设备FSFS实施实施条件条件n 电压电流型就地FA-建设方案建设成效u 不依赖于主站及通信，就地实现短路及接地故障的定位与隔离；u 相较于电压时间型，电压电流型引入故障电流判据，故障处理时间及开关动作次数均较少。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站内保护断路器CB保护跳闸，分段开关失压分闸。(1)(1)正常工作正常工作(2)CB1(2)CB1保护跳保护跳闸闸(3)CB1(3)CB1第第1 1次重合次重合(4)FS1(4)FS1延时合延时合闸，闭锁分闸闸，闭锁分闸(5)FS2(5)FS2开关合开关合至故障点至故障点(6)CB1(6)CB1再次跳闸再次跳闸(7)(7)故障区前故障区前端恢复供电端恢复供电短路故障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n 电压电流型就地FA-故障处理过程基于负荷开关的电压电流型CB1CB1FS1FS1FS2FS2a ab bc cFS3FS3d dFS5FS5FS6FS6FS7FS7CB2CB2LSLSCB1CB1FS1FS1FS2FS2a ab bc cFS3FS3d dFS5FS5FS6FS6FS7FS7CB2CB2LSLSCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3a ab bc cd dFS5FS5FS6FS6FS7FS7CB2CB2LSLSCB1CB1FS1FS1FS2FS2a ab bc cFS3FS3d dFS5FS5FS6FS6FS7FS7CB2CB2LSLSCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3a ab bc cd dFS5FS5FS6FS6FS7FS7CB2CB2LSLSCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3a ab bc cd dFS5FS5FS6FS6FS7FS7CB2CB2LSLSCB1CB1FS1FS1FS2FS2FS3FS3a ab bc cd dFS5FS5FS6FS6FS7FS7CB2CB2LSLS3.3电压电流型若是瞬时性故障自动躲避，恢复送电若是永久性故障，FB2在Y时间跳闸故障隔离完毕恢复故障后段供电CB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcdCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcdCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcd(1)正常工作(2)CB保护 跳闸(3)试送电(4)FB2开关关合至故障点(5)FB2跳闸，隔离故障(6)故障区后端恢复供电CB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcdCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcd45s3s1s5s3s1s5s1s15s30sCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcd短路故障n 电压电流型就地FA-故障处理过程基于断路器的电压电流型3.3电压电流型若是瞬时性故障自动躲避，恢复送电若是永久性故障，FB2在Y时间跳闸故障隔离完毕恢复故障后段供电CB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcdCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcdCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcd(1)正常工作(2)CB保护 跳闸(3)试送电(4)FB2开关关合至故障点(5)FB2跳闸，隔离故障(6)故障区后端恢复供电CB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcdCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcd45s3s1s5s3s1s5s1s15s30sCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcd接地故障n 电压电流型就地FA-故障处理过程3.3电压电流型基于断路器的电压电流型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。特点分析3.3电压电流型3.4自适应综合型n 自适应重合闸型-故障就地隔离26CB重合闸，有故障记忆的开关延时7s合闸，无故障记忆则快速或延时更长时间合闸,若瞬时性故障，则恢复供电若是永久性故障，再次跳闸故障隔离完毕恢复正常区段供电(1)正常工作短路故障CB1FS1FS2FS3LS1FS4FS5FS6abcdLS2FS7(2)故障跳闸CB1FS1FS2FS3LS1FS4FS5FS6abcdLS2FS7(3)CB第一次重合闸CB1FS1FS2FS3LS1FS4FS5FS6abcdLS2FS7(4)FS2合到故障后CB再次跳闸CB1FS1FS2FS3LS1FS4FS5FS6abcdLS2FS7(5)第二次重合CB1FS1FS2FS3LS1FS4FS5FS6abcdLS2FS71s3s7s1s3s7s1s3s7s1s3s7s3.4自适应综合型n 自适应重合闸型-故障就地隔离27CB重合闸，有故障记忆的开关延时7s合闸，无故障记忆则快速或延时更长时间合闸,若瞬时性故障，则恢复供电若是永久性故障，再次跳闸故障隔离完毕恢复正常区段供电(1)正常工作接地故障CB1FS1FS2FS3LS1FS4FS5FS6abcdLS2FS7(2)故障跳闸CB1FS1FS2FS3LS1FS4FS5FS6abcdLS2FS7(3)CB第一次重合闸CB1FS1FS2FS3LS1FS4FS5FS6abcdLS2FS7(4)FS2合到故障后CB再次跳闸CB1FS1FS2FS3LS1FS4FS5FS6abcdLS2FS7(5)第二次重合CB1FS1FS2FS3LS1FS4FS5FS6abcdLS2FS71s3s7s1s3s7s1s3s7s1s3s7s针对复杂网架，无需在分支处整定不同的延时定值，可以实现网架自适应，比传统的电压时间型更具优点；单相接地故障与短路故障处理逻辑类似，更易理解；无需主站和通信可实现故障的就地迅速隔离。特点分析3.4自适应综合型CB配置常规保护，速动型需站内具备保护延时级差裕度;建立光纤通信信道，缓动型可采用无线代替；分段点开关具备对等通信配置及功能。实施实施条件条件主干线分段点开关（柜）配置智能分布式终端每个终端之间建立光纤对等通信通道智能分布式成套设备智能分布式成套设备F建设成效u 不依赖主站，通过设备之间对等通信完成信息交互就地实现故障的定位与隔离；u 速动型可实现毫秒级故障定位与隔离，缓动型需站内跳闸1次。n 智能分布型就地FA-建设方案3.5智能分布式通过DTU1-DTU4信息交互判定出故障发生在K2与K3之间F(3)(3)信息交互信息交互DTU01、DTU1检测到CB1、K1有故障电流，CB1保护跳闸(1)(1)正常工作正常工作(2)(2)发生故障发生故障FDTU1动作K2隔离故障，DTU2动作K3隔离故障，CB1延时1S后重合，恢复故障前段供电F(4)(4)故障隔离故障隔离DTU2判断故障不在联络开关LS与K3之间，发出指令，联络开关LS合闸，恢复故障后段供电F(5)(5)故障后段故障后段恢复供电恢复供电CB保护延时0.3S，零序1S，一次重合闸环进环出负荷开关环进环出负荷开关n 智能分布式就地FA-故障处理过程3.5智能分布式通过DTU1-DTU4信息交互判定出故障发生在K2与K3之间F(3)(3)信息交互信息交互DTU1检测到K1、K2有故障电流(1)(1)正常工作正常工作(2)(2)发生故障发生故障FDTU1动作K2隔离故障，DTU2动作K3隔离故障F(4)(4)故障隔离故障隔离DTU2判断故障不在联络开关LS与K3之间，开放联络开关LS合闸，恢复故障后段供电F(5)(5)故障后段故障后段恢复供电恢复供电CB保护延时0.3S，零序1S环进环出断路器环进环出断路器n 智能分布式就地FA-故障处理过程3.5智能分布式依赖配电终端之间的对等通信，需采用光纤对等通信方式；负荷开关模式变电站只需配置一次重合闸；断路器模式变电站不需要跳闸；但要求变电站过流速断时间至少在0.3S以上；特点分析3.5智能分布式E区短路时直接切除接直接切除接地故障地故障在延时过程中在延时过程中,故障消失，故障消失，看门狗不动作看门狗不动作看门狗有故障看门狗有故障电流记忆，在电流记忆，在线路无压无流线路无压无流条件下分闸条件下分闸E区接地时E区发生瞬时接地故障时3.3.瞬时性故障与重合闸瞬时性故障与重合闸3.3.瞬时性故障与重合闸瞬时性故障与重合闸变电站出线断路变电站出线断路器重合，非恢复器重合，非恢复区域恢复供电区域恢复供电变电站出线断路变电站出线断路器保护跳闸器保护跳闸若延时完毕故若延时完毕故障仍存在，看障仍存在，看门狗分闸门狗分闸接地故障，看接地故障，看门狗需经过延门狗需经过延时判断时判断2.2.相间短路故障相间短路故障v负荷开关架空看门狗的故障处理负荷开关架空看门狗的故障处理1.1.单相接地故障单相接地故障变电站VSR3VSR3FDKFDKFFKFFK :故 障红色:正常供电绿色:断电VSR3:VSR3:看门狗断路器柜看门狗断路器柜CB1:CB1:变电站出线断路器变电站出线断路器FFK:FFK:负荷开关看门狗负荷开关看门狗FDK:FDK:断路器看门断路器看门狗狗1.1.单相接地故障单相接地故障2.2.相间短路故障相间短路故障5 5 4 4 3 3 2 2 1 1 6 6 7 7 8 8 9 9 10105 5 4 4 3 3 2 2 1 13.6分界看门狗型经过重合闸延经过重合闸延时，断路器看时，断路器看门狗重合，若门狗重合，若瞬时性故障，瞬时性故障，则恢复供电则恢复供电检测到故障检测到故障电流，断路电流，断路器看门狗跳器看门狗跳闸闸直接切除短直接切除短路故障路故障直接切除接直接切除接地故障地故障若是永久性故若是永久性故障，断路器看障，断路器看门狗后加速保门狗后加速保护跳闸护跳闸2.2.相间短路故障相间短路故障v断路器架空看门狗的故障处理断路器架空看门狗的故障处理1.1.单相接地故障单相接地故障3.3.瞬时性故障与后加速瞬时性故障与后加速变电站H区接地时H区短路时H区出现故障时VSR3VSR3FDKFDKFFKFFK1.1.单相接地故障单相接地故障2.2.相间短路故障相间短路故障3.3.重合闸与后加速重合闸与后加速5 5 4 4 3 3 2 2 1 1 6 6 7 7 8 8 9 9 1010 :故 障红色:正常供电绿色:断电VSR3:VSR3:看门狗断路器柜看门狗断路器柜CB1:CB1:变电站出线断路器变电站出线断路器FFK:FFK:负荷开关看门狗负荷开关看门狗FDK:FDK:断路器看门断路器看门狗狗3.7继电保护型自动切除用户单相接地故障；自动隔离/切除用户相间短路故障；自动躲避用户侧瞬时性故障；故障信息自动上报，快速定位故障点。特点分析3.8分界看门狗&继电保护型目 录馈线自动化的认识馈线自动化建设目标典型馈线自动化方案1234馈线自动化建设原则思考不同的馈线自动化模式之间的差异是什么？如何选择？怎么建设条目条目集中型集中型电压时间型电压时间型电压电流时间电压电流时间型型自适应综合型自适应综合型智能分布式（断智能分布式（断路器）路器）智能分布式（负智能分布式（负荷开关）荷开关）供电区域供电区域A+、A类区域B、C类区域及D类部分B、C类区域及D类部分A（不具备光纤）、B、C区域及D类部分A+、A类区域A+、A类区域网架结构网架结构所有网架结构单辐射、单联络等简单网架单联络、多联络等复杂网架单联络、多联络等复杂网架手拉手单环开环/闭环、多电源联络、花瓣环网、双环网等网架手拉手单环开环/闭环、多电源联络、花瓣环网、双环网等网架配套开关配套开关弹操、永磁、电磁电磁、弹操弹操电磁、弹操弹操、永磁弹操、永磁定值适应定值适应性性/定值与线路相关，方式调整需重设接地隔离时间定值与线路相关定值自适应，方式调整不需重设定值统一设置，方式调整不需重设定值统一设置，方式调整不需重设通信方式通信方式选择选择EPON、工业光纤以太网、无线专网无线公网无线公网无线公网工业光纤以太网、EPON工业光纤以太网、EPON短路故障短路故障处理平均处理平均时间时间故障上游侧开关隔离完成时间40s;非故障区域恢复时间45s两开关三分段线路，故障定位隔离时间15s；前端非故障区域恢复时间前端27s故障定位隔离时间15s；前端非故障区域恢复时间前端20s两联络，干线三开关四分段线路，故障定位隔离时间22s；前端非故障区域恢复时间前端112s故障上游侧开关隔 离 完 成 时 间150ms;非故障区域恢复时间5s故障上游侧开关隔 离 完 成 时 间10s;非故障区域恢复时间30s优缺点优缺点优点：灵活性高，适应性强，功能全面；缺点：对通信可靠性、实时性要求高，须敷设专网。优点：不依赖于通信和主站，故障定位及隔离时间通常比较短；缺点：网架改变后需要调整定值，不适用于小电流接地故障处理。优点：可快速切除瞬时故障，故障恢复时间短；缺点：出线开关须配置3次重合闸。优点：无需现场设置短路、接地保护定值；缺点：恢复供电速度稍慢优点：可实现快速故障处理，停电时间及次数少；缺点：逻辑复杂，运维难度大，建设成本高。4.1不同馈线自动化模式对比最佳故障复电方案就地型馈线自动化投资少见效快易实施防停电少停电知停电不依赖通信不依赖主站维护工作少技术因素经济因素（1）就地型馈线自动化的优势4.2就地FA的优势u 无需建立故障定位系统或配电自动化系统u 无需建立通信信道；u 通过智能设备自动化功能，与变电站出线开关配合实现故障自动定位和隔离、非故障区间恢复供电就地智能故障处理故障快速定位系统配电自动化系统管u 建立2/3/4G无线通信信道和故障快速定位系统；u 自动上传故障信号、开关动作信号等；u 快速定位系统实现线路实时状态监测和故障快速定位。u 建立配电自动化系统，建立光纤、无线等通信信道；u 自动上传故障信号、开关动作信号等；u 主站系统远方遥控开关分合，具备合环转供电功能。监控优就地型馈线自动化支撑平滑升级3.8就地馈线自动化升级过程若是瞬时性故障自动躲避，恢复送电若是永久性故障，FB2在Y时间跳闸故障隔离完毕恢复故障后段供电CB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcdCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcdCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcd(1)正常工作(2)CB保护 跳闸(3)试送电(4)FB2开关关合至故障点(5)FB2跳闸，隔离故障(6)故障区后端恢复供电CB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcdCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcd45s3s1s5s3s1s5s1s15s30sCB1FB1FB2FB3LSFB4FB5CB2abcd短路故障n 电压电流型就地FA-故障处理过程为例基于断路器的电压电流型4.3就地重合式时效性分析站内CB掉闸、一次重合；线路FB失压分闸、自适应重合闸，Y时间内保护跳闸故障后端复电_E.故障前端复电_F.线路及设备冲击_故障隔离时间_D.故障定位时间_A.站内CB动作次数_B.故障前端停电次数_跳闸1次，重合闸1次 （集中型FA跳闸2次、重合1次）16s 16s 站内CB重合 联络开关手合或电合 CB、FB2切除故障电流各1次，FB2关合短路电流1次CB 切除故障电流2次，关合短路电流1次（集中型FA）1次 （集中型FA停电2次）C.瞬时性故障能否识别_可以，前端停电1次 （集中型FA停电1次）线路断路器FBX/Y时间=7/5s 4.4就地重合式与主站集中型的对比分析n 电压电流型就地FA-故障处理过程为例4.4就地重合式与主站集中型的对比分析类型类型电压电压-时间型时间型电压电压-电流型电流型智能分布式智能分布式主站集中主站集中型型负荷开关负荷开关断路器断路器站内站内CB动作动作次数次数2次次2次次2次次0次次2次次站内站内CB重合重合时间时间2s2s2s无无2s故障前端停电故障前端停电次数次数2次次2次次1次次0次次2次次瞬时性故障识瞬时性故障识别别能识别能识别能识别能识别不能不能能识别能识别能识别能识别主干故障定位主干故障定位最长时间最长时间两开关三分段线路两开关三分段线路16s2.2s2.2s45s（典型（典型值）值）故障隔离时间故障隔离时间两开关三分段线路两开关三分段线路16s3s1s60s（典型（典型值）值）故障前端恢复故障前端恢复供电供电站内站内CB重合重合不停电不停电主站遥控站内主站遥控站内CB合闸合闸故障后端恢复故障后端恢复供电供电联络开关手合或主站遥合联络开关手合或主站遥合主站遥控联络主站遥控联络合闸合闸4.5以馈线为单位的建设 以馈线为单元，而不是以设备为单元，进行配电自动化建设12345整体规划、方案编制、工程设计系统上线、光缆铺设到位通信通道开通、线路停电施工自动化联调、线路功能实现成熟一条线，验收投运一条线 以单条配电线路为单位，“完善一路接入一路，激活一路投运一路”,线路自动化开关数量不超过3台，投资收益最优3.3.1 以馈线为单位的建设建设标准线路自动化设备比例与其它系统的信息交互图形的准确性、美观性设备台账的完整性低压的信息完整性运行考核标准“馈线”路的自动化终端在线率终端的稳定性（遥信正确率）蓄电池的健康水平开关及自动化的运行状态配电网一次、二次的缺陷情况事故处理成功率4.5 以馈线为单位的建设4.6 一条线投运设备最优配置及投资估算 47按照10kV线路故障发生位置统计分析（广东电网）：n 发生在配网线路主干线、分支线故障分别占43%和57%n 一级分支线和二级以后支线的故障比例分别为24%和33%n 主干线各分段之间故障比例基本符合平均规律33%24%43%p 投资收益最优的自动化开关数量配置4.6一条线投运设备最优配置及投资估算 48 自动化 合计 开关数量减少停电时间（分钟/户）投资收益(分钟/户.万元)2台45.1分钟/户2.653台58.8分钟/户2.264台59.3分钟/户1.745台59.8分钟/户1.429台61.7分钟/户0.810kV架空馈线自动化开关数量与效益分析p 投资收益最优的自动化开关数量配置4.6一条线投运设备最优配置及投资估算 故障率33%故障率24%故障率43%p 投资收益最优的自动化开关数量配置45.158.859.359.861.72.652.261.741.420.8减少停电时间（分钟/户）投资收益（分钟/户 万元）线路自动化开关数量不超过3台，实现最优投资收益将馈线分段和联络开关改造为自动化开关总体投资收益最高4.6 一条线投运设备最优配置及投资估算 12345整体规划、方案编制、工程设计系统上线、通信通道开通线路停电、馈线成套设备安装自动化联调、线路功能实现成熟一条线，验收投运一条线单条馈线投资概算线路长度线路长度（kmkm）选线开关选线开关（套）（套）选段开关选段开关（套）（套）分界开关分界开关（套）（套）设备投资设备投资（万元）（万元）7 1 12 21-21-2712123 32-32-3