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1、精选优质文档-倾情为你奉上推广技术方案广东电网公司配网自动化广东电网公司二一二年十月专心-专注-专业目 录广东电网公司配网自动化推广技术方案配网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。自2000年以来，公司先后组织广州、深圳、佛山、中山、东莞、珠海、茂名等供电局开展了配网自动化试点建设，现已取得阶段性成果。在总结试点经验的基础上，为指导各地市供电局更加稳妥有序地推广应用配网自动化技术，特此制定本推广技术方案。11.1 名词解释1.1.1 配网自动化配网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，以配网自动化系统为核心，将配电网设
2、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。配网自动化系统包括配电自动化主站、配电自动化子站、配电自动化终端以及配网通信通道，配电自动化主站与配电自动化子站、配电自动化终端之间的通信通道主要有光纤、载波、无线等。1.1.2 馈线自动化馈线自动化通过配电自动化终端（DTU或FTU）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。按照馈线故障处理控制逻辑的不同，馈线自动化主要分为主站集中型和就地型两
3、种，就地型馈线自动化又再细分为电压时间型馈线自动化和电流电压型馈线自动化。1.1.3 故障自动定位故障自动定位是通过安装在线路上的故障指示器检测故障电流的特征来判别配网线路故障，并利用通信单元将故障信息远传至配电自动化主站来确定故障发生的区域和类型（相间短路或单相接地）。按照安装位置的不同，故障自动定位分为电缆型故障自动定位和架空型故障自动定位。2 总结为进一步减少配网故障查找和隔离时间，在充分调研、分析国内外配网自动化的应用经验的基础上，自2000年以来，公司先后组织广州、深圳、佛山、中山、东莞、珠海、茂名等供电局进行了配网自动化试点建设。截止至2012年9月，试点单位（除广州、深圳）已累计
4、3955回10kV线路实现配网自动化覆盖（包括馈线自动化和故障自动定位），试点单位配网自动化覆盖率达到40.78%。2.1 配网自动化技术应用情况试点单位结合自身的配电网网架特点，分别开展了主站集中型馈线自动化、就地馈线自动化（电压时间型馈线自动化、电压电流型馈线自动化）和故障自动定位等多种技术模式的试点应用，为公司全面推广配网自动技术打下坚实的基础。其中，广州天河区和越秀区、深圳福田区、佛山金融高新区以及东莞、中山、珠海、茂名等中心城区配网线路已全电缆化，且重要用户集中、负荷密度大、供电可靠性要求高，配网自动化建设采用了主站集中型馈线自动化技术。广州、佛山、中山、珠海、茂名等供电局的城市郊区
5、，配电网网架以架空（混合）线路为主，网架较完善、用户较密集、线路故障高、通信条件差（光纤专网通信尚未覆盖）等，重点应用不依赖光纤通信的就地型馈线自动化技术。其中中山、茂名、珠海供电局采用了电压时间型馈线自动化技术，广州、佛山供电局采用了电压电流型馈线自动化技术。故障自动定位是馈线自动化的有效补充，可在进一步缩小故障查找区域，而且具有投资少、见效快速的优点。目前在佛山、中山的电缆线路和架空（混合）线路中得到广泛应用。2.2 配电自动化主站建设情况配合配网线路配网自动化技术改造，为实现对配电自动化终端采集信息的综合监控和分析，各试点单位均已完成了配电自动化主站的建设。试点经验总结如下：1) 集中采
6、集，分区应用。按照公司配网调度集约化管理的总体部署，根据配电自动化主站运维管理专业化的要求，配电自动化主站设置在地市局系统运行部（调控中心），由自动化专业班组进行运行维护，各县/区局设置远程工作站进行分区监控。2) 信息交互，应用集成。目前全省已完成地、县两级调度自动化、计量自动化、配网GIS、配网生产管理（配网MIS）、营销客户等系统的建设，通过系统间的信息交互与应用集成，配电自动化主站实现了对变电站10kV出线开关和10kV配变的运行状态的全面监控，主站系统的配网单线图由配网GIS自动生成及定时更新，有效提高了配网自动化主站动作维护的工作效率。另外，将主站采集的配网故障信息交互给配网生产管
7、理和营销客服系统，也为配电网故障快速复电提供了有力的技术支持。3) 电网监控，故障处理。配电网设备点多面广，配网自动化建设尚处于试点推广阶段，配网自动化尚未实现全区域覆盖，全网的电网拓扑模型和潮流分布暂不能获取，电网分析应用功能并不具备应用条件，因此应优先配置包括配电SCADA、WEB浏览、馈线故障处理（DA）等基础应用功能。2.3 配网通信试点情况各试点单位在开展配网自动化建设过程中，结合现场实施条件，相应开展了多种通信技术的试点应用，主要包括光纤通信、中压载波及无线公网等技术的应用，详细情况如表1所示。表1 配网自动化配套通信应用现状序号供电局采用光纤通信（节点数）采用中压载波（节点数）采
8、用无线公网（节点数）1佛山0079772东莞28524183中山127030514珠海1040615茂名8062合计5242411169在配网自动化业务的应用中，实现“三遥”的业务节点以光纤通信为主，载波通信为辅；实现“二遥”、“一遥”的业务节点基本上都是采用无线公网GPRS/CDMA。各种通信技术试点经验如下：1) 光纤通信的主要特点是传输容量大、高速率、传输距离长、抗干扰性强、绝缘性能好等优点，然而，光纤通信的建设受城市区域道路开挖难、建设成本高等因素影响，因此只适宜对通信可靠性要求高的三遥配电节点进行应用，如A、B类供电区域。2) 中压载波通信依赖电缆线路的屏蔽层进行通信，存在通道衰耗变
9、化剧烈、干扰严重等技术难点，造成通信速率低（通信时延长）、通信可靠性不高，且不能自动适应配电网网络拓扑的变化，因此不宜在配电网应用。3) 无线公网具有业务开展快、初期网络成本低等优点，但其受限于信息安全的原因，主要应用于非控制类配电自动化终端。另外部分室内或地下配电站点无线公网信号不强，也影响终端通信的在线率。经统计，目前采用无线公网GPRS通信的配电自动化终端在线率约为90%，采用无线公网CDMA通信的配电自动化终端在线率约为85%，在线率均低于90%。因此在开展配网自动化建设时，需提前进行无线公网信号的检测工作，信号功率达不到要求时，需进行信号放大或重新选点。2.4 试点成效通过配网自动化
10、建设，各试点区域从故障发生到故障定位、隔离和非故障段合环转供的时间大幅减少，已由配网自动化实施前的数小时减少至实施后的30分钟以内。统计2012年1月至9月，试点区域配电自动化终端正确故障定位2032次，不正确动作次数138次（平均 正确率93.6%）；故障指示自动定位正确故障定位853起，不正确定位94次（平均正确率90.1%）；自动化开关正确动作1298次，不正确动作86次（平均正确率93.8%），试点区域实现了对配网故障的准确定位和快速隔离。另一方面，通过建设集成型配电自动化主站，实现了与营销客服、配网生产管理信息、配网GIS等系统的信息交互和应用集成，为开展配网调度集约化、配网故障快速
11、复电等业务提供强有力的技术支撑，切实提高了配网运行管理水平。试点单位通过配网自动化试点建设，在技术路线、设备选型、设计施工、运行管理等方面均取得了许多宝贵经验（参见附录1），在此基础上，公司形成以下推广技术方案。3 推广技术方案3.1 总体原则1） 配网自动化和配网光纤通信网络建设应在配电网一次规划设计中统筹考虑，并与配电网一次设备的建设、改造同步进行。2） 对于网架结构相对稳定，负荷密度大，且具备负荷转供能力的佛山、东莞市中心城区（A、B类供电区域）电缆线路推广应用主站集中型馈线自动化模式；其它城市的中心城区（B、C类供电区域）电缆线路推广应用故障指示自动定位技术。3） 重点在佛山、东莞、江
12、门、中山、惠州、珠海、茂名、汕头、肇庆、韶关、清远、梅州等城市的中心城区、郊区（B、C、D类供电区域）以及其它城市的城区（C、D类供电区域）供电用户较多或存在重要用户、负荷较重、线路较长、故障率较高的架空/混合线路主干线推广应用就地型馈线自动化技术，在线路的第一级分支线重点推广应用故障指示自动定位技术。4） 配电自动化主站建设采用“集中采集、分区应用”模式，满足南方电网一体化电网运行智能系统技术规范要求。3.2 配电自动化主站技术方案3.2.1 总体技术要求1） 配电自动化主站采用“集中采集、分区应用”模式。在地市供电局调控中心部署配电自动化主站，集中采集、处理地区范围内所有配电网设备的运行状
13、况。在各区/县供电局部署远程工作站，实时监控所管辖区域配电网设备的运行状况；2） 配电自动化主站是调配一体化系统的重要组成部分，应遵循SOA架构体系，基于统一的信息通信（ICT）基础设施，在统一的模型及服务接口标准基础上，满足配电网运行系统一体化支撑平台及运行服务总线（OSB）的构建要求；3） 配电自动化主站建设应首先满足配网SCADA、馈线故障处理、WEB浏览、综合数据交互等基本功能。分析应用功能应根据配网自动化建设情况以及配网生产业务的需求分期进行建设；4） 配电自动化主站应遵循IEC61970/IEC61968标准，实现与调度自动化、配电网地理信息（配网GIS）、配网生产管理信息（配网M
14、IS）、计量自动化和营销管理等系统的信息交互与业务集成；5） 主站的关键硬件设备采用冗余配置，确保单点故障时不会引起系统功能丧失和数据丢失，设备配置应充分考虑容量、结构和功能设计的可扩性，主站硬件配置要求详见附录3。3.2.2 系统架构技术要求3.2.2.1 南方电网一体化总体架构图1 南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）总体架构南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）遵循SOA架构体系，基于统一的信息通信（ICT）基础设施，在统一的模型及服务接口标准基础上，构建一体化支撑平台及运行服务总线（OSB）。按照南方电网二次系统一体化框架中“网、省、地（含配）”的整体结构，配电自动化主站系统定位
15、于地区级调度控制中心，是未来南方电网一体化电网运行智能系统的一个重要组成部分。通过一体化支撑平台及运行服务总线（OSB）实现与调度自动化、计量自动化、配网GIS、配网生产信息管理、营销管理等系统的信息交互和应用集成。3.2.2.2 配电自动化主站系统架构南方电网一体化配电自动化主站系统从逻辑上划分为智能数据中心、智能监视中心、智能控制中心及智能管理中心四大应用中心。系统通过统一的基础支撑平台为各类应用提供支撑，并通过配电网运行综合驾驶舱（IOC）实现综合的信息展示及操作控制，各级主站间通过广域服务总线实现数据共享和应用交互，具体划分如图2所示。图2 一体化配电自动化主站系统模块划分3.2.3
16、硬件配置技术要求系统硬件平台的选择充分考虑目前和今后硬件计算机水平的发展，以及配电网发展对配电网运行监控系统提出的要求。结构和功能上均应实现分布式部署、冗余配置，单点故障不会引起系统功能丧失和数据丢失，并达到在关键服务器硬件检修情况下的N-1冗余配置要求。配电自动化主站系统的硬件设备主要包括服务器、工作站、网络设备、存储设备等，根据不同的功能，服务器可分为采集服务器、SCADA服务器、数据库服务器、分析应用服务器、OSB总线服务器和WEB发布服务器等；工作站可根据运行需要配置，如调配工作站、维护工作站、报表工作站、远程工作站等。图3 配电自动化主站系统硬件结构图计算机网络结构采用分布式开放局域
17、网交换技术，双重化冗余配置，由主干局域网交换机及工作组边缘交换机的二层结构组成。各种应用服务器分别接入I区、II区和III区主干网交换机，I区内的应用工作站采取工作组边缘交换机接入主干网。整个硬件平台的选择应遵循以下的基本原则：1） 公网数采与专网数采前置服务器满足N-1冗余配置，应用分组集群并行方式运行，具备单组和单机接管能力。2） SCADA应用满足N-2冗余配置，其中两台SCADA服务器互为主备运行，并在前置服务器上部署SCADA应用，作为SCADA应用的热备用节点。3） 配电网分析应用服务器满足N-1冗余配置，互为主备运行。4） I区配置2台数据库服务器，以集群方式运行。5） I区和I
18、II区配置OSB总线服务器，对于III区OSB总线功能可以视需要部署在单台服务器中或集成在III区虚拟化服务器中。6） WEB发布服务器满足N-1冗余配置，互为主备方式运行。7） 综合运行驾驶舱服务器可根据需要选择单独配置或部署在虚拟化服务器中。8） 系统主干网交换机、主干网延伸交换机、公网/专网数采交换机、III区交换机采用双网冗余配置。9） 配备2套时间同步系统。硬件设备根据各地区的配电网规模合理配置，服务器和工作站的功能可任意合并和组合，具体配置方案与性能约束和功能要求有关，推荐配置见图4所示，配置方案见附录3。3.2.4 软件配置技术要求1） 操作系统采用Linux/UNIX平台，关键
19、应用功能的主服务器，以及网络边界处的通信网关、WEB发布服务器等，应该使用安全加固的操作系统。2） 采用中间件技术，实现平台和应用跨不同硬件平台、操作系统的功能。3） 关系数据库软件支持集群方式运行，宜具备分区功能，支持遵循工业标准的数据库结构化查询语言SQL。4） 对支持硬件虚拟化的服务器，宜配置主流通用的虚拟化套件。5） 系统应配置运行服务总线用于集成主站系统各应用功能模块。6） 系统通过支撑平台软件实现统一的公共服务和系统管理功能，为应用软件提供即插即用的软件平台。7） 系统应根据需要配置各类应用软件，所有应用软件应在统一的支撑平台上实现，具有统一风格的人机界面和数据库界面，并使用遵循C
20、IM标准的公共电力系统模型及数据库。8） 主站系统应用软件配置按“附录5.4 软件配置指导方案”配置。3.2.5 信息交互技术要求为实现应用服务的智能化集成与管理，需同步建设主站运行服务总线OSB。配电自动化主站系统与其他系统的信息集成建立在数据中心基础上，各类数据信息的交互通过OSB总线或Web Service方式实现。图5 配电自动化主站OSB总线结构图与配电自动化主站系统有数据交互需求的系统包括调度自动化系统、配电网GIS系统、配电网生产管理（MIS）系统、计量自动化系统、营销管理系统等。1） 与调度自动化系统接口配电自动化主站系统采用标准的CIM/CIS接口和符合IEC61968总线标
21、准接口方式从调度EMS系统获取主网图形、模型及变电站10kV出口开关状态、保护等信息。2） 与配电网地理信息系统接口采用标准的CIM/CIS接口和符合IEC61968总线标准接口方式或Web Service方式与配电网地理信息GIS系统实现数据交互，获取馈线单线图、地理图形文件、环网图、设备数据以及电气拓扑信息、模型信息等信息。3） 与配电网生产管理系统接口通过通用服务总线或Web Service方式实现数据交互，接受配电网设备参数信息、配电线路图形信息、网络拓扑信息、生产计划数据等信息。4） 与计量自动化系统接口通过通用服务总线或Web Service方式实现数据交互，接收计量自动化系统中的
22、用户信息、负荷数据、电能量数据并进行检测、分析、统计处理，其中的负荷数据可以作为配电自动化主站系统的一个实时（准实时）数据源使用。5） 与营销管理系统接口配电自动化主站系统与营销管理系统接口互连可通过通用服务总线或Web Service方式实现数据交互。3.2.6 安全防护技术要求图8 配网自动化系统安全防护配置图系统安全要求严格遵循电力二次系统安全防护总体方案和配电二次系统安全防护方案的规定，按照中国南方电网公司企业标准电力二次系统安全防护技术规范和广东电网电力二次系统安全防护实施规范的要求配置安全防护设备。具体要求如下：1） 主站端生产控制大区和管理信息大区之间通过正反向物理隔离装置实现非
23、网络方式隔离。2） 安全区I和安全区II之间通过硬件防火墙实现逻辑隔离。3） 配网自动化系统通过主站安全防护装置、终端安全防护装置实现配网数据的加密传输。4） 安全区III通过防火墙实现与上级营销管理系统的纵向互联。3.2.7 配电自动化主站建设方案3.2.7.1 初期建设方案遵循南方电网一体化电网智能运行系统规范，新建配电自动化主站应首先建设一体化支撑平台和运行服务总线OSB。在统一模型、数据接口标准和应用服务规范的基础上，对智能数据中心进行整体建设，部署前置运行环境。配电SCADA及WEB发布等基础应用功能应在建设初期应整体建设，支撑相关功能的各类应用软件在统一的支撑平台上实现。在智能监视
24、中心部署配电网稳态监视、配电网拓扑分析等功能，在智能控制中心部署手动控制、自动控制等功能，在智能管理中心部署历史反演、运行报表、WEB浏览等功能。配电自动化主站的软件配置除满足配电SCADA和与相关主站系统进行数据交互的基本功能外，在相应区域具备完备的配电网拓扑的前提下，可配置馈线故障处理功能。图9 配电自动化主站初期建设功能配置图3.2.7.2 中期建设方案在中期建设阶段中，在信息量完整性和准确性满足要求的前提下，随着系统数据的累积，逐步新增模块化的配电网高级应用分析功能。在供电局下辖的某些区局配网自动化线路覆盖率达到95%以上，可在智能监视中心部署配电网状态估计模块，实现对配电网不良量测数
25、据辨识的功能；在具备完善的配电网拓扑分析功能的基础上，部署配电网潮流计算功能，若对于自动化尚未完全覆盖的区域，需先行部署状态估计功能模块补全数据，再进行建设配电网潮流计算功能进行潮流估算。当配电网潮流计算功能的准确率达到80%以上，可根据需要在智能监视中心增加网络重构功能，提高供电安全性与经济性；增加静态安全分析功能，用于研究配电网中设备因故障开断后的潮流分布，提供预想事故分析手段。配电自动化主站根据考核需求可在智能管理中心灵活配置远动信息分析与评价功能。随着电网商业化运营的深入开展，需准确定制用电计划的地区部署短期负荷预测功能。完善配电网调度一体化应用，可根据需要部署配电网调度培训仿真功能，
26、实现控制操作仿真、运行方式模拟、故障处理仿真等功能。图10 配电自动化主站中期建设功能配置图3.2.7.3 远期建设方案在配电自动化主站远期建设中，配合智能电网的建设，提高配电网供电可靠性，在主站中期建设成果的基础上，根据需要建设。在配网自动化实现全覆盖、实时数据采集较全，状态估计功能及潮流计算功能的实用化程度完善后，有选择的在智能监视中心部署电压无功优化、停电范围分析、供电风险分析等功能，在此基础上考虑增加配电网智能告警功能。基于配调一体化应用模式，在智能管理中心部署配电网调度日志管理功能。完善配电网调度培训仿真功能，实现对复杂配电网转供电方式进行模拟预演和仿真，分析各类操作对配电网安全稳定
27、运行的影响。配电自动化主站系统远期建设可根据需要部署配电网综合运行驾驶舱。运行综合驾驶舱构建于主站四大智能中心之上，是反映配电网关键运行状态、控制关键运行风险的“一站式”决策支持系统。图11 配电自动化主站远期建设功能配置图在高级分析功能成熟应用的基础上，结合本地区智能电网工作的开展，可合理配置智能化功能，包括分布式电源接入与控制、配电网快速仿真、配电网预警分析、配电网自愈控制等功能。3.3 配网通信技术方案3.3.1 总体技术要求配网通信网络建设应满足配网自动化对通信通道的要求，充分利用现有电力通信资源，逐步建设配网通信网络，应提高通信资源优化配置能力，保障电网安全和信息系统安全。配网通信网
28、络结构应与中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则中的配电网供电区域分类相适应，因地制宜选择适用的通信方式，具体技术要求如下：1） 配网通信网络建设应遵循“因地制宜、适度超前、统一规划、分步实施”的原则，并纳入配电网规划，与配电网规划同步规划、同步建设、同步投产，满足配电网生产管理业务的需求。2） 配网通信网络应独立组网，不与调度数据网和综合数据网连通。3） “三遥”配电自动化终端应采用光纤专网通信方式。“二遥”配电自动化终端和“一遥”故障指示器通信终端宜采用无线公网通信方式，也可就近采用光纤专网通信方式。4） 配电网自通信网络建设时应同期建设通信设备网管，满足网络拓扑、设备配置、告
29、警等网络管理功能，实现对不同通信设备厂商、多种类型通信设备的监控管理。3.3.2 应用方式各类配网业务（包括配网自动化、计量自动化及配网视频监控等业务）进行数据传输时应满足电力二次系统安全防护规定（电监会5号令）和34号文安全防护要求，控制类信息必须采用光纤专网通信方式，同一节点各类配网业务信息宜通过同一个通信网络进行传送。光纤通信专网采用VPN、VLAN等技术实现网络逻辑分区、实现各类业务逻辑隔离，互不干扰。3.3.3 配网通信网络总体架构配网通信网络以地区供电局为单位建设，采用传送层、接入层的分层结构。图12 配网通信网络组网结构3.4.3.1 传送层1) 传送层应采用IP技术组网，并具有
30、两条不同路由至主站系统；2) 网络规模较小时，传送层可直接采用地区传输网或光纤直连，即接入层网络直接接入地区传输网，采用IP over SDH/MSTP或IP over Fiber方式组网，与主站系统互联；3) 网络规模较大时，传送层应配置三层网络设备组建配网专用传送网络。3.4.3.2 接入层接入层在已有可用光纤通道和方便铺设光纤的地方优先考虑光纤通信方式，缺乏光缆资源的区域可采用无线公网通信方式。3.4.3.3 光缆专网建设要求1) 通信光缆作为配电网通信网的基础，可充分利用现有主网传输网络资源，配电网光缆建设应成环成网，宜在变电站、开关房、配电房等节点成端；2) 为满足配网通信带宽的需求
31、，新建配网通信接入层通信光缆芯数应不少于16芯，传送层通信光缆芯数应不少于48芯；3) 对于配网电缆线路，配电网光缆宜沿电缆管沟敷设管道光缆；对于配网架空线路，可选择ADSS或OPPC光纤与线路同杆架设；4) 管道光缆应采用PE管或PVC管保护，进入配电网节点时，应在PE管上增加镀锌钢管保护，进入配电点后，光缆进金属线槽至ODF单元。3.3.4 配网通信网接入层组网要求3.3.4.1 工业以太网组网要求1） 接入层应采用环网结构组网，采用两点接入汇聚层的接入层环路，单环节点数量原则不超过50个；也可单点接入汇聚层的环路，单环数量原则不超过35个。在单节点需要连接多个环时，宜配置2台汇接交换机实
32、现冗余备份，如图13所示；2） 接入层单环内设备宜采用同一厂家两层工业交换机组网,汇聚层设备应采用三层工业交换机。图13 工业以太网通信组网方式3.3.4.2 无源光网络（EPON）组网要求1） EPON宜采用双链型组网，即在光缆能互联两个变电站时，每个ONU通过双PON口分别连接到不同变电站的OLT的PON口（如图14）；或者在光缆是单链式结构、星形结构或环形结构的情况下，OLT配置2个PON口或配置2台OLT各出1个PON口组成，各个开关房、配电房、环网柜或柱上开关处的ONU通过双PON口分别连接到两条链路上，组成双链路冗余保护，链路切换时间要求小于50ms（如图15）；图14单OLT双链
33、路冗余保护图15 双OLT双链路冗余保护2） OLT宜放置在变电站，ODN宜放在变电站、开关房、配电房等节点，ONU宜靠近配电自动化终端放置；图15 EPON通信组网方式3） 无源光网络（EPON）系统规划时应预留一部分光功率余量，OLT至每个ONU的光通道衰减最大值应小于28dB，最终规划每个OLT的PON口所带ONU数量不超过16个；4） EPON接入系统OLT设备应包含二个或者多个PON接口，支持以太网/IP业务，提供以太网上联接口。3.3.4.3 无线公网（GPRS、CDMA等）通信组网要求1） 无线公网通信应采用APN/VPN私有虚拟专网模式，组建独立的 APN/VPN 私有虚拟专网
34、，应对 SIM卡/UIM 和APN/VPN应进行绑定。网络结构如图16所示（以GPRS为例）。图16无线公网（GPRS、CDMA等）通信组网方式2） 配电自动化终端采用无线公网2G/3G通信时，应采用静态IP的方式，即终端预置IP地址，并保持不变；3） 移动通信运营商通信设备与配网通信设备相联必须采用VPN专线方式，并通过安全设备（防火墙）予以隔离，应要求移动运营商采用IPSec、ACL、信息加密等技术保障公网的通信安全。 3.4 馈线自动化技术方案3.4.1 总体技术要求馈线自动化按照通信及故障定位与故障定位和隔离技术模式，区分为主站集中型馈线自动化和就地型馈线自动化两种方式。其中主站集中型
35、馈线自动化依赖配电自动化终端与配电自动化主站通信，由主站根据采集终端采集的故障信息进行故障区域的定位，并发出控制命令进行故障隔离和恢复非故障区域供电；就地型馈线自动化不依赖与主站通信，由配电自动化终端根据自身的控制逻辑就地实现故障定位、隔离和恢复非故障区域供电。3.4.2 自动化开关设置原则实施馈线自动化必然要对原有的开关进行自动化改造，或新建线路开关采用自动化开关。采用自动化开关数量越多，受故障影响的用户数和时间就越小，但工程造价越高，而且两者并不是线性关系，因此应按如下原则设置并控制自动化开关数量，达到投资省，效益大的目标。关于自动化开关数量配置的投资效益分析见附录2。自动化开关设置原则如
36、下：3.4.2.1 按照配网线路主干线三分段的原则，主干线设2台自动化分段开关，当主干线线路较长，可酌情增加1台自动化分段开关，即主干线分段开关和联络开关合计不超过4台。3.4.2.2 对于长度较长且故障率较高的分支线，为缩小故障停电影响范围，减少主干线开关跳闸次数，可在该分支线首端设置1台负荷开关。一条10kV馈线的分支线自动化负荷开关数量最多不超过2台。3.4.3 自动化开关选型要求3.4.3.1 采用主站集中型时，其主干线分段开关和联络开关应选用自动化负荷开关，分支线开关原则上选用自动化负荷开关，新建分支线开关为加快故障隔离速度可选用自动化断路器。3.4.3.2 采用电压-时间型时，主干
37、线分段开关、分支线开关和联络开关应选用自动化负荷开关。3.4.3.3 采用电压-电流时间型时，靠近电源侧线路三分之一处的主干线分段开关应选用自动化断路器，其它主干线分段开关、联络开关、分支线开关应选用自动化负荷开关。3.4.3.4 自动化负荷开关，配置电压互感器、电流互感器和电动操作机构，其中电动操作机构宜选用电磁弹簧机构，不宜采用电动马达储能弹簧机构（部分采用马达储能弹簧机构的开关储能时间过长不满足重合闸时间配合要求，且故障率较高）。具体参数要求参见附件6。3.4.3.5 自动化断路器，配备电压互感器、电流互感器（小电阻接地系统加装零序电流互感器）和电动操作机构。具体参数要求参见附件6。3.
38、4.4 配电自动化终端选型要求3.4.4.1 根据监控开关的辅助接点数量、互感器数量及变比和电动操作机构参数确定遥信点配置数量、遥测点配置数量及额定值和遥控点配置数量及控制输出电压和功率，并可根据实际需求灵活扩展遥信、遥测、遥控点数。具体参数要求参见附件6。3.4.4.2 配备RS232/RS485串口、10/100M自适应以太网口及本地维护口，支持IEC60870-5-101和IEC60870-5-104通信规约，支持远程维护，数据可分级传送主站，包括主动、召唤两种模式。3.4.4.3 配置光纤、无线通信设备，并提供相应的电源和通讯接口，支持接入光纤和无线等通信通道。为保障通信的可靠性，通信
39、设备应采用工业级芯片，GPRS模块应配置工业级SIM卡。3.4.4.4 具备设备状态自诊断，电流输入回路具备防开路自动保护，所有输入、输出回路具有安全防护措施，模块互换性强，拆装易操作。3.4.4.5 智能化电源管理，支持电源实时监视，交流失电及电池欠压告警、电池在线管理、电池充放电保护等功能。3.4.4.6 应符合GB/T4208-2008外壳防护要求，安装于户内时防护等级应不低于IP54，安装于户外时防护等级应不低于IP65。3.4.5 保护配置原则变电站出线断路器和主干线分段断路器配置速断、过流、零序保护和二次重合闸功能。主干线分段负荷开关和分支线负荷开关配置二次重合闸功能。3.4.6
40、主站集中型适用于配网电缆、架空及架空电缆混合网的任一种接地系统（中性点经小电阻、消弧线圈或不接地系统）的单辐射、单环网、双环网等网架。以单环网为例说明主站集中型技术方案配置要求，其典型接线及自动化设备布置图如下图所示：其中：CB为变电站出线断路器；K1，K4为环进环出负荷开关，其中环网柜3的K4为联络开关；K2，K3为分支线开关，新建时为断路器，原有（改造）为负荷开关。 3.4.6.1 变电站出线断路器保护配置要求变电站出线断路器配置速断、过流、零序（小电阻接地系统）保护和重合闸功能。3.4.6.2 新建开关柜（含环网柜）配置要求 新建开关柜（含环网柜）应满足自动化设备接入的条件。1) 开关柜
41、对应每段母线应配备一个PT间隔，双PT采用V/V接线方式；2) 开关柜开关和刀闸位置接点、开关本体故障和异常信号硬接点应引出至转接端子排，以便配电自动化终端采集；3) 开关柜配备配电自动化终端室和通信设备室，分别安装配电自动化终端和光纤通信设备。3.4.6.3 现有开关柜改造要求1) 现有开关柜根据使用年限不同，可采取改造和整体更换的方式进行馈线自动化改造，对于运行年限5年内且具备自动化改造条件的开关柜，直接加装电动操作机构、A相和C相CT、电源PT、配电自动化终端；2) 对于运行年限5年以上开关柜，开关长期较少动作，操作机构较容易卡塞，或现场不具备自动化改造条件，暂可不进行自动化改造，可结合
42、开关柜基建改造时，再进行整体更换改造；3) 现有开关柜加装电动操作机构应不影响开关原有性能，优先选用原开关柜生产厂家的设备。3.4.6.4 电流互感器配置要求安装A相和C相CT，保护测量一体，变比600/5，1.2In内误差小于0.5%，20倍额定电流测量误差3%。3.4.6.5 主干线单相接地处理用于小电阻接地系统的出线开关间隔宜安装零序CT，容量0.5VA、变比20/1，可检测毫安级至几百安的线路零序电流。3.4.6.6 配电自动化终端功能要求可检测、判别瞬时故障和永久故障，判别相间短路、断线、单相接地等故障，故障类型及相关信息主动上报主站，馈线故障分线路当地指示功能。3.4.6.7 电源
43、配置要求应统筹考虑配电自动化终端、通信系统及开关操作电源的需求选择工作和后备电源。正常情况下，工作电源优先采用PT取电方式，在现场条件不满足时，可就近从配变或市电取AC220V电源作为工作电源。后备电源宜采用蓄电池供电。1) 工作电源采用PT取电时，开关柜（环网柜）侧宜设独立PT单元，设隔离开关及熔断器，PT一次侧采用屏蔽型可触摸肘型电缆接头，V/V接线，变比10/0.22，容量不小于500VA。2) 蓄电池容量应满足工作电源掉电后，维持配电自动化终端持续8小时正常工作及3次以上开关分合闸操作。3.4.6.8 配网自动化主站系统接入在建立无线或光纤通信通道之后，配电自动化终端可自动上传开关动作
44、、电流电压越限告警和故障信号，实现配网自动化主站实时状态监视和远方遥控功能。3.4.7 电压-电流型适用于配网架空、架空电缆混合网的任一种接地系统（中性点经小电阻、消弧线圈或不接地系统）的单辐射、单环网等网架。主干线分段开关、分支线开关和联络开关配置配电自动化终端与变电站出线断路器保护和重合闸配合，依靠配电自动化终端自身的电压-时间和故障电流复合判据实现故障隔离和非故障区间的快速恢复供电。典型接线图如下图所示：其中：CB：变电站出口断路器；FB：主干线分段断路器；FS1-FS2：主干线分段负荷开关；FS3：分支线负荷开关；LS：联络开关。3.4.7.1 变电站出线断路器保护配置要求变电站出线断
45、路器配置速断、过流、零序（小电阻接地系统）保护和二次重合闸功能。3.4.7.2 主干线分段（分支线）负荷开关配电自动化终端功能要求1) 可采集三相电流、三相电压，具备电压-时间的时序逻辑判别和故障过流记忆判别的复合判据闭锁控制功能。2) 失压分闸功能：当开关两侧失压且无电流流过（断路器分断后），脱扣快速自动分闸，当开关一侧有压后延时合闸。3) 闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。4) 闭锁分闸功能：若合闸之后在设定时间内没有检测到故障电流，则闭锁分闸功能，延时后闭锁复归。3.4.7.3 主干线分段断路器配电自动化终端功能要求在主干线设置分段断路器后，将主干线分为两段
46、，第二分段发生故障由主干线分段断路器自动切除，可以有效躲避瞬时性故障，相当于减少了50变电站出线断路器的跳闸，同时缩小了故障引起的停电范围，保障了上一级线路的正常供电。配套配电自动化终端应具有如下功能：1) 可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。2) 具有二次重合闸功能。3) 配电自动化终端保护动作固有时间和自动化开关操作机构分闸时间之和在90ms以内。4) 闭锁二次重合闸功能：一次重合闸后在设定时间内检测到故障电流，保护动作跳闸，则闭锁二次重合闸功能。3.4.7.4 联络开关配电自动化终端功能要求1) 可采集三相电流、开关两侧三相电压，具备闭锁合闸功能：当开关两侧有压时，开关分
47、闸且闭锁合闸。2) 失压合闸功能：当开关一侧失压，开关另一侧有压，则延时后合闸。3.4.7.5 电流互感器配置要求配置三相电流互感器，测量CT变比600/5，精度0.5级，保护CT变比600/5，精度10P20。3.4.7.6 主干线单相接地处理1) 对于小电流接地系统，通过在主干线分段开关加装零序PT或开关内置零序电压传感器，检测零序电压。零序PT：容量50VA，变比；2) 对于小电阻接地系统，通过在主干线分段开关加装零序CT，检测零序电流。零序CT：容量0.5VA，变比20/1。3.4.7.7 配电自动化终端功能要求1) 具备电压时间的时序逻辑判别和故障电流过流记忆判别的复合判据闭锁控制功能。2) 配备速断、过流、零序保护和重合闸功能。3) 若应用于小水电上网线路时，配置过电压保护功能，即在设定时间内检测到线路电压超出过电压保护整定值时输出分闸控制信号。3.4.7.8 保护整定要求1) 变电站出线断路器保护和重合闸时间整定速断保护动作时间整定为0.3s，零序保护时间整定为1s。一次重合闸时间和二次