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1、. .配网自动化根本知识配网自动化根底知识手册 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XX、XX等供电局开展了配网自动化试点建立。在总结试点经历的根底上，2021年公司将在XX、江门等11个供电局开展配网自动化建立，为使后续工作得以顺利进展，特编制本手册。 1 总体概述 1.1 配网自动化概念 配电自动化是以一次网架和设备为根底，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展信息整合和集成，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
2、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、GPRS无线等方式。1.2 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X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X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 配网自动化根底知识 2.1 名词术语 2.1.1 馈线自动化 是指对配电线路运行状态进展监测和控制，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
3、线自动化两种方式。 2.1.2 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。 2.1.3 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。 2.2 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，并进展综合分析、计算与决策，并与配网GIS、配网生产信息、调度自动化和计
4、量自动化等系统进展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。 简易型配电自动化主站主要部署根本的平台、SCADA和馈线故障处理模块。集成型配电自动化主站是在简易型配电自动化主站系统的根底上，扩大了网络拓扑、馈线自动化、潮流计算、网络重构等电网分析应用功能。 2.3 配电自动化终端设备 配电自动化终端主要指安装于开关站、配电房、环网柜、箱式变电站、柱上开关处，用于采集配电设备运行故障信息和进展控制的终端设备。根据应用场合不同分为配电房配电自动化终端(DTU)、架空线馈线自动化终端(FTU)、电缆型故障指示器和架空型故障指示器。 2.3.1 架空线馈线自动化
5、终端(FTU) 架空线馈线自动化终端(FTU)适用于10kV架空线路的分段开关和联络开关的监测和控制，按照控制逻辑可设置成电流型、电压时间型两种工作模式。 2.3.1.1 电流型工作模式可采集三相电流、两侧三相电压和零序电流。 具有过电流保护功能和零序电流保护、两次自动重合闸功能和闭锁二次重合闸功能， 2.3.1.2 电压时间型工作模式1) 具有失电后延时分闸功能，即开关在合位、双侧失压、无流，失电延时时间到，控制开关分闸; 2) 具有得电后延时合闸功能，即开关在分位、一侧得压、一侧无压，得电延时时间到，控制开关合闸; 3) 具有单侧失压后延时合闸功能，即开关在分位且双侧电压正常持续规定时间以
6、上，单侧电压消失，延时时间到后，控制开关合闸; 4) 具备双侧均有电压时，开关合闸逻辑闭锁功能，即开关处于分闸状态时，两侧电压均正常时，此时终端闭锁合闸功能。 5) 具有闭锁合闸功能。假设合闸之后在设定时限之内失压，并检测到故障电流，那么自动分闸并闭锁合闸。假设合闸之后在设定时限之内没有检测到故障电流，那么不闭锁合闸; 6) 具有闭锁分闸功能。假设合闸之后在设定时间内没有检测到故障，那么闭锁分闸功能，延时5分钟后闭锁复归; 7) 具有非遮断电流保护功能，即当检测到流过负荷开关的电流大于600A时，闭锁跳闸回路。 负荷开关不能开断大于额定电流的负荷8) 可检测零序电压，具有零序电压保护功能，即在
7、设定延时内检测到零序电压信号应立刻分闸，切除接地故障;在设定延时外检测到零序电压信号，终端不发出分闸控制命令。 2.3.2 配电房配电自动化终端(DTU) 站所终端DTU一般安装在常规的开闭所、环网柜、小型变电站、箱式变电站等处，完成对开关设备遥测、遥信数据的采集，对开关进展分合闸操作，实现对馈线开关的故障识别、隔离和对非故障区间的恢复供电。 2.3.3 故障指示器 故障指示器是指安装在架空线、电力电缆上，用于指示故障电流流通的装置。短路故障指示器分为户外型及户内型两种，架空线路安装户外型故障指示器，电缆线路安装户内型故障指示器。 2.4 配网通信方式 配网通信一般采用主干层和接入层两层构造组
8、网，配网主站系统至变电站的主干通信网一般采用光纤传输网方式，变电站至配网终端之间的接入局部采用多种通信方式，主要有以下几种: 1) 工业以太网通信 有源光网络主要是利用工业以太网技术，具有技术成熟、性能稳定、组网灵活、便于升级扩容等优点，适合高温、潮湿环境、强电磁干扰等恶劣环境下的应用。缺乏之处是存在点对点构造纤芯资源浪费、相对投资高等缺点。 2) 无源光纤通信 无源光网络主要是利用以太网无源光网络(EPON)技术，采用点到多点构造，无源光纤传输，具有本钱低、带宽高、扩展性强、组网快速灵和以及方便与现有以太网完全兼容等优点。缺乏之处是EPON组网方式以星型为主，对于链形和环形网络受技术本身限制
9、支持较差，施工前需严格规划各节点的光功率，不利于灵活组网和未来扩容需求。 3) 无线公网通信 目前无线公网通信主要包括GPRS、CDMA、3G等。无线公网可节约光缆铺设费用，组网灵活，适用于无线公共网络覆盖完整却信号优良的城市，缺乏之处是只适合于实时性要求不高的数据采集应用，可靠性、平安性方面有待进一步提高。 2.5 馈线自动化技术原理介绍2.5.1 主站集中型馈线自动化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，通过配电自动化终端采集故障信息，由配电自动化主站判断确定故障区段，并进展故障故障隔离和恢复非故障区域供电。适用于纯电缆、纯架空和架空电缆混合线路的任一种网架。 由
10、于该方案对通信的可靠性要求较高，较依赖光纤通信，而铺设光纤施工困难、建立费用高，因此该方案主要应用于负荷密度大，且对供电可靠性要求很高的A、B类供电区域的城市中心区。例如XX的天河区和越秀区、XX的福田区、XX的东平新城和金融高新区。经估算一回10kV线路配网自动化改造造价约为150万元(按三分段一联络计算)。 建立实施内容: 1)变电站开关与保护装置不需要进展改造，保护定值无需配合; 2)开关柜(环网柜)的开关本体需三遥点需加装电动操作机构及铺设光纤; 3)加装DTU，加装A、C相CT、零序CT、PT柜。 2.5.2 电压时间型馈线自动化 电压时间型馈线自动化模式以电压时间为判据，适用于纯架
11、空、架空电缆混合线路的单辐射、单联络等网架。 图2电压时间型馈线自动化建立方案工作原理:以电压时间为判据，当线路发生短路故障时，变电站出线开关保护跳闸，线路分段开关失电后分闸。变电站出线开关第一次重合闸后，线路分段开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线开关再次跳闸，所有线路分段开关失电分闸，同时闭锁故障区间线路分段开关合闸;故障隔离后，变电站出线开关再次重合，非故障区段的线路分段开关再次延时合闸，恢复故障点前段线路供电，联络开关延时合闸，自动恢复故障点后段线路供电。 电压时间型馈线自动化不依赖与主站通信，投资小、见效快，因此适用于负荷密度小的C、D、E类供电区域，如城市郊区和农村
12、地区。该模式经估算一回10kV线路配网自动化改造造价约为25万元(按三分段一联络计算)。 建立实施内容: 1)变电站开关、保护装置不需要进展改造，变电站保护重合闸定值需与线路开关重合及联络开关动作时间配合; 2)柱上开关需具备电动操作功能，否那么需整体更换; 3)FTU与柱上开关成套配置。 2.5.3 电压-电流型馈线自动化 电压-电流型馈线自动化在电压-时间型馈线自动化根底上，增加了故障电流辅助判据。适用于纯架空、架空电缆混合线路的单辐射、单联络等网架。 工作原理:主干线分段负荷开关在单侧来电时延时合闸，在两侧失压状态下分闸。当分段负荷开关合闸后在设定时间内检测到线路失压以及故障电流，那么自
13、动分闸并闭锁合闸，完成故障隔离;当分段负荷开关合闸后在设定时间内未检测到线路失压，或虽检测到线路失压但未检测到故障电流，那么闭锁分闸，变电站出线开关重合后完成非故障区域快速复电。 电压电流型馈线自动化在电压时间型根底上增加了电流判据，提高了故障隔离的准确性，适合于A、B、C类供电区域。估算一回线路造价约30万元人民币(按三分段一联络计算)。 建立实施内容: 1)变电站开关不需要进展改造，变电站电流保护和重合闸定值需与线路分段断路器和分段负荷开关进展配合; 2)柱上开关需具备电动操作功能，否那么需整体更换; 3)FTU与柱上开关成套配置。 2.6 故障自动定位技术原理 故障指示器是一种可以直接安
14、装在配电线路上的故障指示装置，主要通过检测线路电流和电压的变化，来识别故障特征，从而判断是否给出故障指示。故障指示器动作后，其状态指示一般能维持数小时至数十小时，便于巡线工人到现场观察。故障指示器可通过GPRS无线通信将故障信息远传给配电自动化主站。 工作原理:当系统发生短路故障时，故障指示器检测流过线路的短路故障电流后自动动作(如通过翻牌指示或发光指示)并发出故障信息，按照电源与故障点经故障点形成回路的原理，该线路上最后一个发出故障信息的故障指示器和第一个没有发现故障信息的故障指示器之间的区段即为故障点所在。 架空线路故障指示器建立实施内容: 1)架空线引落电缆头处，当该电缆为线路联络电缆时
15、，必须在两侧电缆头分别安装两组; 2)架空主干线分段开关处，应在分段开关负荷侧安装一组故障指示器;线路上没有任何分段，距离超过2000m的，应在适当位置安装故障指示器，原那么上线路每隔1,2公里采用故障指示器分段，缩小故障区段X围; 3)线路重要分支处:对于支线长度超过3公里或支线承当重要负荷采用故障指示器指示线路故障分支。 电缆线路故障指示器建立实施内容: 1)全电缆线路按每段安装一组进展考虑，安装位置原那么上要求在线路正常运行方式下的电源侧。 2)开关房内高压开关柜安装在电缆三叉头处，安装后应可通过柜门上的观察窗查看故障指示器的翻牌情况; 3)主干线每路进出线、长度超过300米的电缆分支线
16、配置一套电缆故障指示器，与电缆通信终端连接。 2.7 主站集中型馈线自动化动作原理 2.7.1 主站集中型馈线自动化动作原理 主站集中型馈线自动化适用于各种网架的架空及电缆线路。该模式通过安装数据采集终端设备和主站系统，并借助通信手段，在配电网正常运行时，实时监视配电网的运行情况并进展远方控制;在配电网发生故障时，自动判断故障区域并通过主站自动或遥控隔离故障区域和恢复受故障影响的健全区域供电。 2.8就地馈线自动化动作原理2.8.1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
17、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。2.8.1.1 主干线短路故障处理1FS2 和 FS3 之间发生永久故障，FS1、FS2 检测故障电流并记忆 1。1 CB 为带时限保护和二次重合闸功能的10KV 馈线出线断路器FS1FS6/LSW1、LSW2：UIT 型智能负荷分段开关/联络开关YS1YS2 为用户分界开关. .word. .CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSW22CB 保护跳闸。CBFS1FS2FS3LSW1
18、LSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS3YS3FS5FS5FS6FS6LSW23CB 在 2s 后第一次重合闸。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSW24FS1 一侧有压且有故障电流记忆，延时 7s 合闸。. .word. .CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS1YS2FS4YS2YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW25FS2 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
19、，主干线最多四个开关考虑一级转供带四个开关)。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSW26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。. .word. .CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS1YS2FS4YS2YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW27CB 二次重合，FS1、FS4、FS5、FS6 依次延时合闸。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS1YS2FS4YS2YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW21.2
20、用户分支短路故障处理1YS1 之后发生短路故障，FS1、FS4、YS1 记忆故障电流。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS6LSW2. .word. .2CB 保护跳闸，FS1-FS6 失压分闸，YS1 无压无流后分闸。记忆故障电流3CB 在 15s 后第一次重合闸。4FS1-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。2FS5 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。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3YS
21、1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW23FS1 延时保护跳闸20s)。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3FS4YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW2. .word. .4FS1 在延时 2s 后重合闸。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3FS4YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSWLSW225FS4、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。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3FS4YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS
22、6LSW26FS5 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。. .word. .CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3FS4YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSWLSW227FS2、FS3 依次合闸恢复供电。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3FS4YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW22 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
23、处理故障的逻辑。1线路正常供电。CB17s7s7s7s7sCB2线路1F001F002F003联络L1F102F101线路22 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. .word. .分闸，同时联络开关 L1 因单侧失压而启动 X 时间倒计时。CB17s7s7s7s7sCB2F1线路1F001F002F003联络L1F102F101线路231s 后，变电站出线开关 CB1 第一次重合闸。CB17s7s7s7s7sCB2F1线路1F001F002F003联络L1F102F101线路247s 后，线路 1 分段开关 F001
24、合闸。CB17s7s7s7s7sCB2F1线路1F001F002F003联络L1F102F101线路257s 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。CB17s7s7s7s7sCB2F1线路1F001F002F003联络L1F102F101线路26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。CB17s7s7s7s7sCB2F1线路1F001F002F003联络L1F102F101线路277s 后，线路 1 分段开关 F001 合闸，恢复 F001 至F0
25、02 之间非故障区段供电。CB17s7s7s7s7sCB2F1线路1F001F002F003联络L1F102F101线路28通过远方遥控需满足平安防护条件)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。. .word. .CB17s7s7s7s7sCB2F1线路1F001F002F003联络L1F102F101线路23 电压-电流时间型电压电流时间型在电压时间型的根底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根本逻辑。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
26、，从而加快故障隔离的过程。假设开关采用弹操机构，可参加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1FS2 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；FS1FS6/LSW1、LSW2 为 UIT 型智能负荷分段开关/联络开关；YS1YS2 为用户分界开关。CBFS1FS2FS31LSWLSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSWLSW22. .word. .2CB 保护跳闸，FS1、FS2 过流计数 1 次，FS1-FS6 失. .word. .压 1 次，FS1-FS6 在 CB 快速重合闸之前保持合闸状态。CBFS1FS2FS3LSW1FS4YS1YS2FS5FS6LSW23CB 快速重合闸0.2s，上游非故障区恢复供电。. .word. .CBFS1FS2FS4YS1YS2FS5FS6LSW23.2 主干线永久短路故障1FS2 和 FS3 之间发生永久故障。CBFS1FS2FS1FS2FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSWLSW22FS3LSW1FS3FS3LSWLSW11. .word. .2CB 保护跳闸，FS1、FS2 过流计数 1 次，FS1-F