配网自动化基本知识

1、配网自动化基本知识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1.1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

2、监测、保护及控制配网自动化1如系统FTUDTUTTU* 皿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。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

3、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。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

4、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。简易型配电自动化主站主要部署基本的平台、SCADA口馈线故障处理模块。集成型扩充了网络拓扑、馈线自配电自动化主站是在简易型配电自动化主站系统的基础上,动化、潮流计算、网络重构等电网分析应用功能。亂血I忤对血I钟隔离鷲H* IHL柚甬伯劇I醍备39丸3S屮台皆科厲试工I 区就概月曲口v>a呢电自动化主站迪型结构图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，

5、用于采集配电设备运行故障信息和进行控制的终端设备。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i，'JT231.1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

6、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 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。若合闸之后在设定时限之内失压，并检测到故障电流，则自动分闸并闭锁合闸。若合闸之后在设定时限之内没有检测到故障电流，贝U不闭锁合 闸；6）具有闭锁分闸功能。若合闸之后在设定时间内没有检测到故障，则闭锁分闸功 能，延时5分钟后闭锁

7、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）PT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，对开关进行分合闸操作，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。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

8、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结构组网，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部分采用多种通信方 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。不足之 处是存在点对点结构纤芯资源浪费、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，采用点到多点结构，无源光 纤传输

9、，具有成本低、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。不足之处是EPON&网方式以星型为主，对于链形和环形网络受技术本身 限制支持较差，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 CDMA3G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，不足之处是只适合于实 时性要求不高的数据采集应用，可靠性、安全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

10、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，并进行故障故障隔 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由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、建设费用高，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。例如广州的天河区和越秀区、深圳的福田区、佛山的东平新城 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（按三分段联络计算）变电站1CB1变电站2C62环网相4（改迪坏网相5術述坏网郴&氐有）图1主站集中型馈线“动化建设方案建设实施内容：1）变电站开

11、关与保护装置不需要进行改造，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，适用于纯架空、架空电缆混合线路 的单辐射、单联络等网架。变电湖1FS1FS2ls<2>变电站2CB2FS 3FS4FS5图2电压时间型馈线自动化建设方案工作原理：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，

12、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）。建设实施内容：1）变电站开关、保护装置不需要进行改造，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，否则需整体更换；3）FTU与柱上开关成套

13、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-时间型馈线自动化基础上，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，则自动分闸并闭 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，则闭锁分闸，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基础上增加了电流判据，提高了故障隔离的准 确性，适合于A B、C类供电区域。

14、估算一回线路造价约30万元人民币（按三分段- 联络计算）。CB1FS1FBFS2*FS3图3电压-电流型馈线门动化建设方案建设实施内容：1）变电站开关不需要进行改造，变电站电流保护和重合闸定值需与线路分段断路器 和分段负荷开关进行配合；2）柱上开关需具备电动操作功能，否则需整体更换；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GPRS6线通信将故障信息远传

15、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。|_.b 乡.d©CB1 FS1 FS2 FS3 LS FS4 FS5 CB2图6故障指示定位型馈线白动化丁作原理架空线路故障指示器建设实施内容：1）架空线引落电缆头处，当该电缆为线路联络电缆时，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

16、 任何分段，距离超过200Om的，应在适当位置安装故障指示器，原则上线路每隔 1,2 公里采用故障指示器分段，缩小故障区段范围；3）线路重要分支处：对于支线长度超过3公里或支线承担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设实施内容：1）全电缆线路按每段安装一组进行考虑，安装位置原则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

17、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行远方控制；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。变电站1CB1环阿柜1 （改造）单环网电缆线路典型图例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，

18、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。281.1 主干线短路故障处理（1）FS2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FS1FS1FS4 FS4FS2FS2FS3FS3LSW1LSW1YS1(2) CB保护跳闸CBO-TFS1FS1FS4FS4FS2FS2FS3FS3LSW1LSW1YS1FS5FS5YS3YS3FS6FS6LSW2(3) CB在2s后第一次重合闸LSW1LSW1

19、(4) FS1 一侧有压且有故障电流记忆，延时 7s合闸（5）FS2 侧有压且有故障电流记忆，延时 7s合闸， FS4 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，主干线最多四个 开关考虑一级转供带四个开关 ）。BFS1FS1FS4FS4FS2FS2YS1YS2FS3FS3LSW1LSW1FS5QFS5FS6FS6LSW2（6）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。CB -r FS1FS1FS4FS4OFS2FS2YS1YSS2 IFS5IFS5FS3FS3FS6FS6LSW2 /(7) CB二次重合，F

20、S1、FS4、FS5、FS6依次延时合闸。CBFS1FS1FS5FS5FS4 YS1FS4-FS2FS2YS2 -FS3FS3LSW1LSW1FS6FS6LSW21.2用户分支短路故障处理(1) YS1之后发生短路故障，FS1、FS4、YS1记忆故障电流。LSW2（2）CB保护跳闸，FS1-FS6失压分闸，YS1无压无流后 分闸。（记忆故障电流）（3）CB在15s后第一次重合闸。（4）FS1-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。（2）FS5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

21、并记忆。FS2FS23 3 FSFS3 S 丫LSW1LSW2（3） FS1延时保护跳闸（20s）。(4) FS1在延时2s后重合闸FS1FS1OFS2FS2&LSW1(5) FS4、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 。LSW1(6) FS5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s1s1FFS4FFS2S2LSWLSW223 S 丫,J_?3F-(7)FS2、FS3依次合闸恢复供电。2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

22、次合闸恢复非故障段供电 以下实例说明电压-时间型馈线自动化处理故障的逻辑。(1)线路正常供电CB17s7s7s7s7sCB2线路 1F001F002F003联络 L1F102F101线路 2(2)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分闸，同时联络开关 L1因单侧失压而启动 X时间倒计时CB17sF101CB2线路2(3) 1s后，变电站出线开关 CB1第一次重合闸CB1线路17sF101CB2线路2(4)7s后，线路1分段开关F001合闸CB1线路17s7s7sF001F002F003联络 L17s7sF102F101CB2线路2

23、(5)7s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。CB17s7sO-O|线路 1F001F002(6 )变电站出线开关7s7s7sCB2fF003联络 L1F102F101CB1第二次重合闸，恢复线路2CB1至F001之间非故障区段供电。CB17s7sO0七97s7s7sCB2线路2F001 至线路 1F001F002F003联络 L1F102F101(7)7s后，线路1分段开关F001合闸，恢复F002之间非故障区段供电。7s7sCB2CB17s7s7sO0七9线路 1F001F002F003联络 L1F

24、102F101线路 2(8) 通过远方遥控(需满足安全防护条件)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。CB17s7s7s7s7sCB2c：'C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基础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 丫时限内失压且检测到故障电 流闭锁分闸的基本逻辑。同时具备合闸后丫时限内未检测到故障电流闭锁分闸的逻辑，从而加快故障隔离的过程。若开 关采用弹操机构，可加入失电经延时分闸（与变电站出线开 关快速重合闸时间配合）

25、，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（1）FS2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CBFS1FS1FS4.FS4 _FS2FS3FS3LSWLSW1FS2YS1LSWLSW妙FS5 FS5FSCFS®（2）CB保护跳闸，FS1、FS2过流计数1次，FS1-FS6失压1次，FS1-FS6在CB快速重合闸之前保持合闸状态。FS1FS2CBFS4 YS1YS2 SFS3LSW1LSWLSW22LSW2(3) CB

26、快速重合闸(0.2s )，上游非故障区恢复供电。FS1FS2LSW1CBFS4 YS1YS2 FS6 LSW23.2主干线永久短路故障(1)FS2和FS3之间发生永久故障CBFS1FS2FS3S3 LSWLSW11FS6S6FS1FS4 FS4 LFS5 FS5(2) CB保护跳闸，FS1、FS2过流计数1次，FS1-FS6(3) CB快速重合闸(0.2s )，合于故障；FS1、FS2过流计数2次(4) CB跳闸，FS1、FS2过流计数2次且失压2次；FS1、FS2失电经短延后分闸(YS1和YS3为分界断路器，不具 备失电分闸功能)；FS3-FS6失压2次,但过流计数为0， 不分闸。CB丄rFS1FS1FS4 4FS4 IIFS3LSW1厂S3LSW1FS3YS2 IYS2 'LSWLSW妙FS5 |FS