电网有限责任公司配电自动化典型配置技术方案

--电网有限责任公司配电自动化典型配置技术方案PAGEPAGE1配电自动化典型配置技术方案--配电自动化典型配置技术方案--电网有限责任公司--电网公司二〇一六年六月-PAGE38-目录TOC\o"1-2"\h\z\u1 范围 12 规范性引用文件 13 总体原则 24 技术方案 44.1 建设模式 44.2 配电自动化主站配置方案 54.3 配电自动化通信配置方案 94.4 馈线自动化配置方案 16附录A 37附录B 39附录C 46--电网公司配电自动化典型配置技术方案范围本技术方案规定了--电网公司四级地区六类供电区配电自动化的典型配置，适用于--电网公司范围内配电自动化主站、通信、终端的规划、设计、建设、改造等工作。规范性引用文件下列文件对于本技术方案的应用是必不可少。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本技术方案。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本技术方案：DL/T390-2016县域配电自动化技术导则DL/T721-2013配电自动化远方终端DL/T814-2013配电自动化系统技术规范DL/T1080电力企业应用集成配电管理的系统接口DL/T5709-2014配电自动化规划设计导则Q/CSG110035-2012--电网10kV-110kV线路保护技术规范Q/CSG110037-2012--电网10kV～110kV系统继电保护整定计算规程Q/CSG1201001-2014配电自动化规划导则Q/CSG1203004.3-201420kV及以下电网装备技术导则Q/CSG1203014-201610kV柱上真空断路器成套设备技术规范Q/CSG1203015-201610kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范Q/CSG1203017-2016配电自动化站所终端技术规范Q/CSG1203018-2016配电自动化馈线终端技术规范Q/CSG1203019-2016配电线路故障指示器技术规范Q/CSG1204005.71-2014--电网一体化电网运行智能系统技术规范Q/CSG1204009-2015--电网电力监控系统安全防护技术规范加快配电网（含农村电网）建设改造行动计划实施方案（2015-2020年）（--电网计〔2015〕91号）电力监控系统安全防护规定（国家发改委〔2014〕14号令）国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见（发改能源〔2015〕1899号）国家能源局关于印发配电网建设改造行动计划（2015-2020年）的通知（国能电力〔2015〕290号）总体原则配电自动化应遵循“简洁、实用、经济”的建设思路，采用“差异化”技术实现方案，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。应综合考虑“四级六类”区域类别、一次网架结构、用户负荷分布与密度、用户数量与重要性、社会经济发展需求等情况，合理确定配电自动化建设模式、设备及功能配置等。配电自动化主站软件平台应一次建成，硬件设备和应用功能分阶段建设配置，区、县供电局通过远程工作站实现对本区域配电网监控。配电自动化终端按照中心城市（区）、城镇、乡村进行差异化配置。中心城市（区）以遥控终端为主，实现网络自愈重构；城镇地区以具备就地控制功能的终端为主，实现配网故障就地处理；乡村地区以柱上自动化开关为主，辅以故障指示器建设。供电负荷增长快速的开发区等区域可适当提高配电自动化配置标准。广州中新知识城、深圳前海深港合作区、珠海横琴自贸区、佛山金融高新区、贵安新区等供电可靠性要求非常高的区域，可适度推广智能分布式配电自动化。配电自动化和配电通信网建设应在配电网一次规划设计中统筹考虑，并与配电网一次网架的建设、改造同步进行。配电通信网建设应适度超前，满足配电自动化规划建设未来五年内对通信数据容量、通信时延、通信带宽、通信可靠性的需求。配电自动化系统应严格遵循《电力监控系统安全防护规定》（发改委〔2014〕14号令）、《关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知》（国能安全〔2015〕36号）和《--电网电力监控系统安全防护技术规范》（Q/CSG1204009-2015）的安全防护要求。主站端配置安全防护设备，配电自动化终端接入主站须采取加密措施。技术方案建设模式根据《--电网公司配电自动化规划导则》，结合城市定位及供电可靠性要求分区域、分阶段推广，优先在供电可靠性要求较高、网架结构相对完善和稳定的区域开展建设。各供电分区配电自动化建设模式的适用范围，如表4-1所示。表4-1各供电分区配电自动化建设模式的适用范围供电分区特级城市一级城市二级城市三级城市备注A+1.电缆线路应优先采用集中控制型。2.架空线路应优先采用集中控制型。在规划期内不具备可靠、安全的通信条件时，可采用就地控制型。3.配置断路器的线路可采用电流级差保护方式。4.可辅以故障定位技术。1.电缆线路宜优先采用集中控制型。2.架空线路宜优先采用集中控制型。在规划期内不具备可靠、安全的通信条件时，可采用就地控制型。3.配置断路器的线路可采用电流级差保护方式。1.对于特级城市和一级城市符合典型接线的线路，在具备可靠、安全的通信条件时，可采用智能分布式。2.对于二级城市，在已经具备配电主站，开关设备已经具备遥控功能，且通信通道满足遥控要求时，可采用集中控制型。A1.电缆线路宜采用运行监测型为主。2.架空线路宜采用就地控制型。--B1.电缆线路应优先采用集中控制型，在规划期内不具备可靠、安全的通信条件时，采用就地控制型。2.架空线路应优先采用就地控制型。3.可辅以故障定位技术。1.优先采用就地控制型。2.配置断路器的线路可采用电流级差保护方式。3.可辅以故障定位技术。可混合采用运行监测型和就地控制型。可混合采用运行监测型和就地控制型。C可采用以故障自动定位为主的运行监视型。可采用以故障自动定位为主的运行监视型。可结合新建或改造项目在线路较长、故障易发、维护工作量大的部分架空线路采用就地控制型。D1.优先采用集中控制型，在规划期内不具备可靠、安全的通信条件时，采用就地控制型。2.可辅以故障定位技术。可采用以故障自动定位为主的运行监视型。E配电自动化主站配置方案配置原则应根据配电网整体规模、负荷密度、配电自动化建设模式确定主站系统规模，系统容量应满足投运8年内配电终端、计量自动化系统及变电站出口监控数据的接入要求，并充分考虑容量、结构和功能的可扩性。应采用国产PC计算机、网络及安全防护等设备，关键节点的硬件设备采用冗余配置，前置机数量可根据终端规划建设数量配置多台。宜采用开源操作系统，软件支撑平台应一次性建设完成。在初期仅应建设配电SCADA、馈线故障处理、WEB浏览等基础应用功能，满足相应条件后方可进行其他应用功能建设。在满足建设进度的情况下，配电自动化主站功能软件宜纳入一体化电网运行智能系统进行建设，相应配网应用功能模块应满足本配置方案要求。在一体化电网运行智能系统中已建有配网应用功能模块的单位不再建设独立的配电自动化主站。典型配置要求硬件配置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，以及配电网发展对系统监控的需求。系统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。根据不同的功能要求，可配置配网数据采集服务器、配网运行监控(SCADA)服务器、数据库服务器、在线分析服务器、数据集成服务器(OSB总线)和WEB应用服务器等；工作站可根据运行需要配置，如调度员工作站、维护工作站、报表工作站、远程工作站等。计算机网络结构采用分布式开放局域网交换技术，双重化冗余配置，由主干局域网交换机及延伸交换机的二层结构组成。各类应用服务器分别接入I区和III区主干网交换机，I区内的远程工作站采取延伸交换机接入主干网。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。软件配置要求采用开源操作系统平台，关键应用功能的主服务器，以及网络边界处的通信网关、WEB应用服务器等，应该使用安全加固的操作系统。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。关系数据库软件支持集群方式运行，宜具备分区功能。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。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。系统通过基础资源平台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。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基础资源平台上实现，具有统一风格的人机界面和数据库界面，并使用遵循CIM标准的公共电力系统模型及数据库。配电自动化主站应根据建设规模及业务需求开展建设，应优先开展基础功能建设，并可在此基础上根据各地区业务需求逐步对可选功能进行扩充。信息交互要求配电自动化主站应遵循IEC61970/IEC61968标准，通过基于SOA架构的OS2通用服务总线（OSB），采用WebService或JMS等OSB标准接口方式实现与企业服务总线（ESB）之间的互联，在地市局层面与主网调度自动化运行信息交换，省地层面实现电网GIS系统、--电网“6+1”系统等信息交互。交互及共享的信息主要包括：主网调度运行数据：主网图模信息、电网运行实时数据、主网操作信息等。配电网调度运行信息：配电网实时数据、线路常断点、配电网重载线路信息、配电网重载配变信息、馈线转供信息、配电网事故（事件）负荷损失量等。--电网企业级管理信息系统（CSGII）：配变负荷数据、用户实时数据、用户电量数据等计量自动化数据；负控终端等负控系统信息；用户信息等营销管理数据、低压脱扣设备信息、停电检修管理信息、运行方式管理信息等生产管理数据。电网GIS系统：配电网模型和图形、设备地理信息、用户供电路径信息等地理数据，并可根据需要生成配网正交图。典型建设方案初期建设方案新建配电自动化主站应首先建设基础资源平台(BRP)。在统一模型、数据接口标准和应用服务规范的基础上，实现数据采集与交换类及数据建模类功能，部署前置运行环境。配电运行监视、在线拓扑分析、馈线故障处理、配电网控制调节及防误、运行状态标识操作、配网调度运行日志、用电运行监视、停电损失负荷统计、用户用电信息管理、WEB信息发布等基础应用功能应在建设初期整体建设，支撑相关业务功能的各类应用软件在统一的基础资源平台上实现。配电自动化主站的软件配置除满足配电网运行监视和控制等基本功能外，在相应区域具备完备的“三遥”配电自动化终端前提下，可配置馈线自动控制功能。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在线分析功能。在供电局下辖的某些区局配电自动化线路覆盖率达到95%以上，可在监视中心部署配电网在线状态估计模块，实现对配电网不良量测数据辨识的功能；在具备完善的配电网拓扑分析功能的基础上，部署配电网在线潮流计算功能，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。当配电网在线潮流计算的准确率达到80%以上，可根据需要在监视中心增加配电网网络重构功能，提高供电安全性与经济性；增加在线解合环分析功能，用于研究配网线路解合环后的潮流分布，提供配电网运行预警分析手段。配电自动化主站根据考核需求可在管理中心布署应急预案及事故决策支持等功能。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用电安全协调管理功能。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。在配电自动化实现全覆盖、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，有选择的部署无功电压管理功能、综合停电管理、用电风险在线分析等功能。完善配电网调度员培训功能，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。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，包括分布式发电/储能/微网综合监视、配电网快速仿真、配电网在线预警类功能、配电网自愈控制等功能。配电自动化通信配置方案配置原则配电自动化通信建设应结合地区配电网规模及应用需求，与配电网运行管理体制相适应，采用安全、可靠、开放、成熟、先进的技术原则，统筹利用专网通信和公网通信，满足配电自动化、计量采集等各类业务对通信通道的要求，详见表4-2所示，提高配电网供电质量和运行管理水平。遵循以下技术原则：配电自动化通信建设应遵循“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。智能分布式采用的配电终端间采用光纤通信方式，配置两条无环网保护的专线通道或网络通道。“三遥”终端优先采用光纤通信方式，配置一条具备自愈功能的专线通道或网络通道，光缆无法敷设的区域可采用其他通信方式。专网通信覆盖区域的“一遥”、“二遥”终端优先采有专网通信方式。通信终端（模块）应与自动化终端设备共用电源，不再配置专用电源系统。表4-2配电自动化业务对通信要求终端类型终端功能业务分区时延带宽可靠性三遥终端智能分布式功能控制区12ms2Mbps99.5%三遥终端遥控功能控制区1s20kbps99.0%一遥、二遥终端遥测、遥信功能非控制区3s20kbps95.0%配电通信网技术要求配电通信网以地区供电局为单位建设，采用骨干层、接入层的分层结构。配电通信网组网结构见图4-2所示。图4-2配电通信网组网结构骨干层骨干层应采用IP技术组网，并具有两条不同路由至主站系统；网络规模较小时，骨干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IPoverSDH/MSTP或IPoverFiber方式组网，与主站系统互联；网络规模较大时，骨干层应配置三层网络设备组建配网专用传送网络。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等通信方式。光缆建设要求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；为满足配网通信带宽的需求，新建配网通信接入层通信光缆芯数应不少于24芯，骨干层通信光缆芯数应不少于48芯；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光纤与线路同杆架设；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。配网通信光缆及其保护套管应具备阻燃特性。典型配置方案光纤通信终端配置方案配电自动化光纤通信终端宜采用工业以太网交换机，可采用EPON、PTN方式。工业以太网交换机配置方案配电自动化光纤通信终端采用工业以太网技术的，应配置二层工业以太网交换机；工业交换机相关技术要求及典型配置应遵循《--电网配电网工业以太网交换机技术规范》。支持不少于2个100M单模光口，支持不少于4个100M电口；支持不少于2个RS232/485串口（可选）。设备典型配置参见表4-3。表4-3配电网工业以太网交换机的典型配置表序号设备名称配置数量主要技术要求1二层以太网交换机-2光4电（户内）每个接入点（设置在配电终端侧）配置1台户内使用（IP30），固定式或模块化交换机主机，含双电源模块(根据现场情况选定交直流）、软件等，支持≥2个100M光口，≥4个FE电口的设备（不带串口）2二层以太网交换机-2光4电（户外）每个接入点（设置在配电终端侧）配置1台户外使用（IP54），固定式或模块化交换机主机，含双电源模块(根据现场情况选定交直流）、软件等，支持≥2个100M光口，≥4个FE电口的设备（不带串口）3二层以太网交换机-2光4电，支持串口（户内）每个接入点（设置在配电终端侧）配置1台户内使用（IP30），固定式或模块化交换机主机，含双电源模块(根据现场情况选定交直流）、软件等，支持≥2个100M光口，≥4个FE电口的设备,支持≥2个RS232/RS485注：1、2、3为三者选一，根据实际使用需求选择。EPON设备配置方案配电自动化光纤通信终端采用EPON技术的，汇接层应配置光线路终端（OLT）；接入层应配置ONU设备；EPON技术要求及典型配置应遵循《--电网配电网无源光网络（EPON）技术规范》。典型配置参见表4-4。表4-4EPON设备的典型配置表序号设备名称配置数量主要技术要求1OLT每个汇接点（设置在变电站）配置1台户内使用（IP30），配置双主控、双电源、含设备接入许可、配套软件以及满足设备性能必要板件；支持不少于32个PON口的接入和不少于2个GE光口、4个10/100/1000M自适应电口的接入能力；支持不少于6个业务槽位2ONU设备-不带串口每个接入点（设置在配电终端侧）配置1台户外使用（IP54），双PON口，4个FE电口，不含RS232/RS485串口，电源模块根据工程交直流可选3ONU设备-带串口每个接入点（设置在配电终端侧）配置1台户外使用（IP54），双PON口，4个FE电口，不少于2个RS232/RS485串口，电源模块根据工程交直流可选注：2、3为两者选一，根据实际使用需求选择。配电PTN设备配置方案配电自动化光纤通信终端采用PTN技术，应配置工业级PTN接入设备。典型配置参见表4-5。表4-5配电PTN设备的典型配置表设备名称配置数量主要技术要求工业级PTN接入设备每个接入点（设置在配电终端侧）配置1台1、满足《--电网配电网工业以太网交换机技术规范》第六章工业环境适应性要求2、支持上联2个GE/FE光口，下联2个FE电口3、设备支持各种拓扑组网能力：环形、环带链、环相交、环相切、MESH组网。4、网络支持TDM、以太网等多种业务的承载，实现用户业务综合接入。5、业务在网络中应采用通道（PW伪线）、路径（LSP）的方式传送，保证网络流量可规划，保证业务QoS、时延、抖动等指标。6、网络应保证所有的路径/通道保护倒换时间小于50ms。7、数据业务在整个网络的时延应小于10ms，时延变化小于1ms，丢包率小于0.001%无线专网通信终端配置方案无线专网通信终端应根据配电自动化业务需求，可采用独立通信终端（CPE）或者嵌入式通信模块。独立通信终端应提供10M/100M自适应以太网接口，可外接高增益天线。嵌入式通信模块外形结构规范需符合--电网配电自动化相关规范要求。承载“三遥”业务节点的无线专网终端宜支持多模、网络自动切换、用户名/密码/SIM卡号/设备序列号或mac地址的绑定认证、远程管理和异常告警等功能。无线专网通信终端典型配置见表4-6。表4-6无线专网通信终端典型配置表序号设备名称配置数量主要技术要求1独立通信终端每个终端配置1个具备10M/100M自适应以太网接口，符合IP65防水防尘需求，符合IEC61000-4-5防雷电等级，防盐雾、防潮、防霉变达一级，支持+24VDC、+48VDC或220VAC电压输入可选，支持挂墙、抱杆安装，可外接高增益天线。2嵌入式通信模块每个终端配置1个支持采用AT指令模式或者透传模式进行主站与终端数据交互。外形结构规范需符合--电网配电自动化相关规范要求注：1、2为两者选一，根据实际使用需求选择。无线公网通信终端配置方案无线公网通信终端应根据配电自动化业务需求，可采用独立通信终端（CPE）或者嵌入式通信模块。独立通信终端应提供10M/100M自适应以太网接口，可外接高增益天线。嵌入式通信模块外形结构规范需符合--电网配电自动化相关规范要求。承载“三遥”业务节点的无线公网终端应支持多模（2G/3G/4G及不同制式）、双卡双待通信方式，具备“双网络”同时接入、网络自动切换、用户名/密码/SIM卡号/设备序列号或mac地址的绑定认证、远程管理和异常告警等功能。无线公网通信终端典型配置见表4-7。表4-7无线公网通信终端典型配置表序号设备名称配置数量主要技术要求1独立通信终端每个终端配置1个具备10M/100M自适应以太网接口，符合IP65防水防尘需求，符合IEC61000-4-5防雷电等级，防盐雾、防潮、防霉变达一级，支持+24VDC、+48VDC或220VAC电压输入可选，支持挂墙、抱杆安装，可外接高增益天线。2嵌入式通信模块每个终端配置1个支持采用AT指令模式或者透传模式进行主站与终端数据交互。外形结构规范需符合--电网配电自动化相关规范要求注：1、2为两者选一，根据实际使用需求选择。馈线自动化配置方案配置原则自动化开关配置原则配网线路新建或进行改造时，应适量配置自动化开关，自动化开关数量设置应遵循如下原则：主干线以不超过3台自动化分段开关为宜。主干线线路较长时，可酌情增加1台自动化分段开关。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台分界断路器。配网主干线路分段断路器的位置与变电站侧继电保护灵敏度应统筹考虑，变电站主变低压侧复压过流保护最末段对第一级分段断路器安装处的远后备灵敏度系数应不低于1.2。自动化开关选型原则采用集中控制型的干线分段开关可选用负荷开关或断路器，并配置电流互感器和电动操作机构。采用智能分布式、电流级差保护方式的自动化开关应采用具有快速分合闸能力的断路器，并配置电压互感器、电流互感器和电动操作机构。采用电压-时间型的主干线分段开关、分支线开关可选用负荷开关或断路器，并配置电压互感器和电动操作机构。采用电压-电流时间型的主干线分段开关、分支线开关可选用负荷开关或断路器，并配置电压互感器、电流互感器和电动操作机构。主干线靠近负荷（或线路长度）中间点位置的开关、故障高发及大的分支线首端开关可采用具备电流级差保护功能的断路器，线路联络开关宜选用断路器，并配置电流互感器和电动操作机构。开关电动操作机构宜选用弹操机构或永磁机构。配电自动化终端选型原则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。建设安装点有相关需求时，配电自动化终端应配置网络式保护、分布式能源监控、电能质量监测、在线监测、视频监视、环境监测等功能（一项或多项）。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。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，通信设备应采用工业级芯片，通信模块宜配置工业级SIM卡。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。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。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。保护配置原则变电站出线、主干线分段、重要分支线等断路器应配置相应保护功能：设三段可经方向闭锁的定时限过电流保护，各段方向可经控制字投退。带方向的过电流保护在PT断线时，自动退出方向，过电流保护动作行为不受PT断线影响。设两段零序过流保护，不带方向，零序电流输入采用外接方式。过流保护可整定为跳闸或告警。应具备三相一次重合闸功能和三相二次重合闸功能，可通过控制字选择投退一次或二次重合闸，也可遥控或投退硬压板实现重合闸功能投退。过流保护启动重合闸功能，手动分闸不应启动重合闸。重合闸方式包括不检、检线路无压、检同期。实现保护启动、跳闸、出口、模拟量等全过程录波。保护装置（含保护功能的配电自动化终端）应具备远方投退软压板、远方修改定值等远方控制功能。典型配置方案集中控制型适用于配网电缆、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。以单环网为例说明集中控制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为分支线断路器。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。开关柜对应每段母线应配备一个PT间隔，双PT采用V/V接线方式；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；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；开关柜配备电动操作机构、三相CT（A、B、C三相或A、C、零序）、电源PT等部件，并满足配电自动化终端接口要求。现有开关柜改造要求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、三相CT（A、B、C三相或A、C、零序）、电源PT、配电自动化终端；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，可结合开关柜基建改造时，再进行整体更换改造；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。互感器配置要求单相CT技术要求：单绕组，变比600/5，容量不小于5VA，精度10P10级；消弧线圈接地和不接地系统零序CT：变比100/5，容量不小于5VA，精度10P5级。小电阻接地系统零序CT：单绕组，变比100/1，容量不小于5VA，精度10P5级。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、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。电源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。工作电源采用PT取电时，开关柜（环网柜）侧宜设独立PT单元，设隔离开关或熔断器，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。蓄电池容量应满足工作电源掉电后，维持配电自动化终端（含通信模块）持续8小时正常工作，且开关分、合闸各3次以上。配电自动化主站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位置及动作、电流电压越限告警、故障等信号及电流、电压等量测信息，实现配电自动化主站实时状态监视和远方遥控功能。其中开关位置包括分、合闸状态信息，故障信息包括短路、接地等故障信息，如需采集电流、电压等量测信息，电流量测至少包括A、C相电流，电压量测至少包括AB、BC相间电压。智能分布式不依赖配电自动化主站和子站，通过配电终端间相互通信实现故障快速就地定位，具备条件的可实现快速就地隔离故障和快速非故障区域恢复供电。适用于配网网架结构清晰，开关类型统一，分支线路集中的主次干线，以单环网、双环网为佳。开关宜选用具有快速开断能力的断路器。变电站出线断路器配置要求变电站出线断路器配置速断、过流、零序和二次重合闸功能。开关柜（含环网柜）配置要求采用智能分布型时，主干线分段、联络开关、分支线宜配置动作特性一致、动作时间快的断路器。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快速分闸的弹操机构或永磁机构。开关柜进、出线、各分支出线间隔配置三相电流互感器和零序电流互感器，保护、测量一体，三相电流互感器变比600/5，准确等级10P20，容量5VA；零序电流互感器变比20/1，容量0.5VA。通信方式采用光纤通信方式。配电自动化终端配置要求采集三相电流、三相电压、零序电压、零序电流和开关量状态量，并具备测量数据越限处理及远传功能；应具备故障检测、故障判别、故障指示、故障录波功能；故障指示可手动、自动和远程复归；具备串行口和网络通信接口，支持对时功能及点对点通信功能；具备后备电源自动管理功能及为通信设备、开关分合闸提供配套电源的能力；网路拓扑保护功能要求应配置带方向判别的网络拓扑保护作为环网进出线的主保护，实现线路发生故障时的保护全线速动，快速切除并有选择的隔离故障点。拓扑保护不依赖子站和主站，采用基于GOOSE的环网横向对等通信，单环网内节点为平等关系而非主从关系，通过环网各节点间的故障信号量允许/闭锁综合逻辑计算，实现保护全线速动。具有开关失灵保护功能，能通过保护动作出口信号和开关位置等逻辑关系智能判别失灵开关。智能分布式功能要求在拓扑保护快速隔离故障点后，配电终端不依赖子站和主站智能快速地投入开环点，自主恢复对非故障区域供电。宜具备自适应配电网络运行方式改变功能；当环网某节点因故障或检修等原因退出时，装置应自动重建网络拓扑，并在不依赖主站或子站的情况下，既能实现网络拓扑保护的选择性快速故障隔离，也能快速恢复非故障区域供电。具备异常处理功能，在通信中断、开关拒动等异常情况时，应闭锁相关回路FA功能；并自动切换到后备馈线自动化模式；具备故障处理过程自动生成FA动作信息功能，动作信息以SOE方式上报配电自动化主站；具备FA投退功能，可通过硬压板或者软压板方式投退FA功能。继电保护配置要求满足4.4.1.4条保护配置原则要求。智能分布型馈线自动化宜采用电流差动保护实现线路发生故障时的全线速动，快速切除并有选择的隔离故障点。智能分布型馈线自动化可采用带方向判别的网络拓扑保护作为环网进出线的主保护。网络拓扑保护采用对等通信方式，通过环网各节点间的故障信号量允许/闭锁综合逻辑计算，实现保护全线速动。设三段可经方向闭锁的定时限过电流保护，各段方向可经控制字投退。带方向的过电流保护在PT断线时，自动退出方向，过电流保护动作行为不受PT断线影响。设两段零序过流保护，不带方向，零序电流输入采用外接方式。过流保护可整定为跳闸或告警。应具备三相一次重合闸功能和三相二次重合闸功能，可通过控制字选择投退一次或二次重合闸，也可遥控或投退硬压板实现重合闸功能投退。过流保护启动重合闸功能，手动分闸不应启动重合闸。重合闸方式包括不检、检线路无压、检同期。实现保护启动、跳闸、出口、模拟量等全过程录波。实现开关站或环网柜内简易母线保护，母线区外故障时，相关保护发出闭锁信号。电源配置要求户外环网柜设置PT间隔，配置2组单PT，为进线开关及终端、通信设备提供电源，并为FA提供线路电压检测信号。PT变比10/0.22，精度3级，容量500VA。当户内开关站（所）配有站用变压器时，安装三相PT接于母线，采用Y/Y接线方式。当户内开关站（所）未配置专用站用变压器时，PT配置要求同户外环网柜。配电自动化主站接入通过建立的光纤通信通道，配电自动化终端可信息采集和处理功能，采集开关正常电流和故障电流，交流输入电压，状态量信息，具有重要状态量变位上报及时间记录功能，接受并执行遥控指令，实现配电自动化主站实时状态监视和远方遥控功能。智能型配电自动化终端还可不依赖配电自动化主站和子站，实现终端间的相互通信完成故障快速就地定位。电压-电流型电压-电流型馈线自动化为就地重合器方式中的一种。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、消弧线圈接地或不接地系统）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或上级分段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；FB1：主干线分段断路器；FS1-FS2：主干线分段负荷开关；FB2：分支线断路器；LS：联络开关。主干线分段负荷开关配电自动化终端功能要求可采集三相电流、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。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。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。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。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，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：可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。具有二次重合闸功能。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。具备失压分闸、一侧有压延时合闸功能。具备闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。分支线断路器配电自动化终端功能要求在大的分支线设置断路器，在分支线发生故障由分支线断路器自动切除，可以有效躲避瞬时性故障，避免引起主干线路停电及变电站出线断路器跳闸，缩小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：可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。配电自动化开关分闸时间在50ms以内。联络开关配电自动化终端功能要求可采集三相电流、开关两侧三相电压，具备闭锁合闸功能：当开关两侧有压时，开关分闸且闭锁合闸。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。互感器配置要求PT、CT配置应满足《10kV柱上真空断路器成套设备技术规范》（Q/CSG1203014-2016）及《10kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范》（Q/CSG1203015-2016）相关要求。配电自动化终端功能要求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。配备速断、过流、零序保护和重合闸功能。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。保护配合要求执行《--电网10kV～110kV系统继电保护整定计算规程》（Q/CSG110037-2012）及继电保护整定相关规范标准要求，根据具体接线和保护配置要求设置定值。电源配置要求应统筹考虑配电自动化设备、通信设备及开关操作对电源容量的需求，合理选择工作和后备电源。主干线分段开关两侧各配置一台取电PT，首个分段开关仅在电源侧配置。电源侧配置三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT，负荷侧配置单相PT，容量均为500VA、变比10/0.22，一次侧配置保护熔丝；分支线开关只需在电源侧配置一台三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT供电，一次侧配置保护熔丝；联络开关两侧各配置一台三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT供电，一次侧配置保护熔丝；配电自动化终端后备电源可选用锂电池或免维护的超级电容。其容量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。后备电源采用超级电容时，其容量应保证在交流失电后保证装置正常工作15分钟以上，确保故障信息传输至主站端。配电自动化信息主站系统接入通过无线公网等通信方式，配电自动化终端将开关动作、电流电压越限告警和故障信号等配网实时信息上传至配电自动化主站。电压-时间型电压-时间型馈线自动化为就地重合器方式中的一种。适用于配网架空、架空电缆混合网线路的单辐射、单环网等网架。主干线分段负荷开关配套配电自动化终端与变电站出线断路器保护、重合闸配合，依靠配电自动化终端自身电压-时间逻辑判断功能实现故障隔离和非故障区间的恢复供电。典型接线图如下图所示：其中：CB1～CB2为变电站出线断路器；FS1～FS5为主干线分段开关、分支线负荷开关；LS为联络开关。主干线分段（分支线）负荷开关配电自动化终端功能要求可采集三相电流、三相电压、零序电流，具备电压-时间的闭锁逻辑控制功能。即当开关两侧失压后自动分闸，当开关一侧有压后延时合闸。开关具备非遮断电流保护功能，开关失电后延时分闸、得电延时合闸功能、单侧失压延时合闸、双侧有电压开关合闸逻辑闭锁和闭锁合闸功能。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。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。联络开关配电自动化终端功能要求可采集三相电流、开关两侧三相电压，具备闭锁合闸功能：当开关两侧有压时，开关分闸且闭锁合闸。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。主干线分段断路器配电自动化终端功能要求若在主干线设置分段断路器，配套配电自动化终端应具有如下功能：可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。具有二次重合闸功能。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。具备失压分闸、一侧有压延时合闸功能。具备闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。互感器配置要求PT、CT配置应满足《10kV柱上真空断路器成套设备技术规范》（Q/CSG1203014-2016）及《10kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范》（Q/CSG1203015-2016）相关要求。保护配合要求执行《--电网10kV～110kV系统继电保护整定计算规程》（Q/CSG110037-2012）及继电保护整定相关规范标准要求，根据具体接线和保护配置要求设置定值。电源配置要求应统筹考虑自动化设备、通信系统及开关操作对电源的需求选择工作和后备电源。主干线分段开关两侧各配置一台取电PT，首个分段开关仅在电源侧配置。电源侧配置三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT，负荷侧配置单相PT，容量均为500VA、变比10/0.22，一次侧配置保护熔丝；分支线开关只需在电源侧配置一台三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT供电，一次侧配置保护熔丝；联络开关两侧各配置一台三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT供电，一次侧配置保护熔丝；配电自动化终端后备电源宜采用免维护的超级电容。其容量应保证在交流失电后保证装置正常工作15分钟以上，确保故障信息传输至主站端。配电自动化信息主站系统接入通过无线公网等通信方式，配电自动化终端将开关动作、电压越限告警和故障信号等配网实时信息上传至配电自动化主站。电流级差保护方式电流级差保护方式是通过主干线分段断路器、分支线分界断路器设备实现线路故障分级处理的一种方式，适用于配网架空、架空电缆混合网以及电缆线路。可独立配置，也可结合集中控制型、电压-电流型、电压-时间型混合应用。独立配置典型接线图如下图所示：其中：CB1：变电站出口断路器；FB1：主干线分段断路器；ZB1-ZB2：分支线分界断路器；LS：联络开关。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，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：可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。具有二次重合闸功能。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。具备失压分闸、一侧有压延时合闸功能。具备闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。分支线断路器配电自动化终端功能要求在大的分支线设置断路器，在分支线发生故障由分支线断路器自动切除，可以有效躲避瞬时性故障，避免引起主干线路停电及变电站出线断路器跳闸，缩小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：可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。配电自动化开关分闸时间在50ms以内。联络开关配电自动化终端功能要求可采集三相电流、开关两侧三相电压，具备闭锁合闸功能：当开关两侧有压时，开关分闸且闭锁合闸。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。互感器配置要求PT、CT配置应满足《10kV柱上真空断路器成套设备技术规范》（Q/CSG1203014-2016）及《10kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范》（Q/CSG1203015-2016）相关要求。配电自动化终端功能要求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。配备速断、过流、零序保护和重合闸功能。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。保护配合要求执行《--电网10kV～110kV系统继电保护整定计算规程》（Q/CSG110037-2012）及继电保护整定相关规范标准要求，根据具体接线和保护配置要求设置定值。电源配置要求应统筹考虑配电自动化设备、通信设备及开关操作对电源容量的需求，合理选择工作和后备电源。主干线分段开关两侧各配置一台取电PT，首个分段开关仅在电源侧配置。电源侧配置三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT，负荷侧配置单相PT，容量均为500VA、变比10/0.22，一次侧配置保护熔丝；分支线开关只需在电源侧配置一台三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT，供电，一次侧配置保护熔丝；联络开关两侧各配置一台三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT，供电，一次侧配置保护熔丝；配电自动化终端后备电源可选用锂电池或免维护的超级电容。其容量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。后备电源采用超级电容时，其容量应保证在交流失电后保证装置正常工作15分钟以上，确保故障信息传输至主站端。配电自动化信息主站系统接入通过无线公网等通信方式，配电自动化终端将开关动作、电流电压越限告警和故障信号等配网实时信息上传至配电自动化主站。运行监视型运行监视型配电自动化主要以具备远传功能的故障指示器为主进行建设。故障指示器通过检测线路电流、电压的变化或注入的工频特征信号，来识别故障特征，从而判断是否给出故障指示。按照使用场合不同，故障指示器又细分为电缆型故障指示器和架空型故障指示器。架空型故障指示器典型配置方案应根据馈线自动化开关布点情况合理进行故障自动定位设备布点，同一回10kV线路最多在4个不同分支线分别设置一套故障指示器。为有效定位分支线故障，故障指示器应设置在分支线第一个杆塔处，不同分支的故障指示器应就近接入同一台通信终端，通信终端工作电源可采用太阳能板供电。电缆型故障指示器典型配置方案原则上每回10kV线路主干线环进环出及出线处可设置一套三相-零序电缆故障指示器，均接入同一台通信终端，实现故障指示自动定位和信息远传。电缆型故障指示器的通信终端采用PT或CT供电方式，也可就近从配变或市电取AC220V电源作为工作电源。配电自动化信息主站系统接入通过无线公网等通信方式，将线路故障信息实时上传至配电自动化主站。电缆型故障指示器安装原理图附录A（规范性附录）配电自动化应用软件配置要求附表1配电自动化应用软件配置要求表序号功能软件功能应用初期中期远期备注1支撑平台操作系统√数据库软件√商用中间件软件√数据库管理软件√平台管理模块√2配电SCADA配电运行监视√配电网控制调节及防误√运行状态标识操作√配网调度运行日志√用电运行监视√停电损失负荷统计√√可在初期或中期配置用户用电信息管理√√馈线自动控制√3馈线故障处理√4配电WEB√5配网分析应用在线拓扑分析√√可在初期或中期配置在线状态估计√在线潮流计算√网络重构√在线解合环分析√急预案及事故决策支持√用电安全协调管理√无功电压管理√综合停电管理√用电风险在线分析√调度员培训功能√综合运行驾驶舱√分布式发电、储能、微网综合监视√配电网快速仿真√在线预警√自愈控制√附录B（规范性附录）配电自动化终端典型配置附表B.1特级城市配电自动化终端典型配置中心城市（区）（A+、A类供电区域）电缆线路架空线路技术方案集中控制型集中控制型终端类型三遥终端（DTU）三遥终端（FTU）终端数量2~4个2~4个终端功能“三遥”功能、就地馈线自动化功能、电流电压保护“三遥”功能、就地馈线自动化功能、电流电压保护开关类型主干线以负荷开关为主，重要分支线首端可配置断路器主干线以负荷开关为主，重要分支线首端可配置断路器通信方式光纤专网为主光纤专网为主工作电源户内采用站用电或PT取电，户外采用PT取电主干线开关、联络开关双PT取电，分支线开关单PT取电后备电源锂电池锂电池城镇（B、C类供电区域）电缆线路架空线路技术方案集中控制型集中控制型终端类型三遥终端（DTU）三遥终端（FTU）终端数量主干线2~4个主干线2~4个，线路较长可适当增加，最多不超6个终端功能“三遥”功能、就地馈线自动化功能、电流电压保护“三遥”功能、就地馈线自动化功能、电流电压保护开关类型主干线以负荷开关为主，重要分支线首端可配置断路器主干线以负荷开关为主，重要分支线首端可配置断路器通信方式光纤专网为主光纤专网为主工作电源户内采用站用电或PT取电，户外采用PT取电主干线开关、联络开关双PT取电，分支线开关单PT取电后备电源锂电池锂电池乡村（D、E类供电区域）电缆线路架空线路技术方案就地馈线自动化为主，故障自动定位为辅终端类型二遥终端（FTU）为主终端数量主干线2~4个，线路较长可适当增加，最多不应超6个终端功能“三遥”功能、就地馈线自动化功能、电流电压保护开关类型主干线以负荷开关为主，重要分支线首端可配置断路器通信方式无线公网工作电源主干线开关、联络开关双PT取电，分支线开关单PT取电后备电源超级电容附表B.2一级城市配电自动化终端典型配置中心城市（区）（A+、A类供电区域）电缆线路架空线路技术方案集中控制型就地馈线自动化为主，集中控制型为辅终端类型三遥终端（DTU）二遥、三遥终端（FTU）终端数量2~4个2~4个，线路较长可适当增加，最多不超6个终端功能“三遥”功能，就地馈线自动化功能，电流电压保护“二遥”、“三遥”功能，就地馈线自动化功能，电流电压保护开关类型主干线以负荷开关为主，重要分支线首端可配置断路器主干线以负荷开关为主，重要分支线首端可配置断路器通信方式光纤专网为主无线通信为主，光纤专网为辅工作电源户内采用站用电或PT取电，户外采用PT取电主干线开关、联络开关双PT取电，分支线开关单PT取电后备电源锂电池锂电池或超级电容城镇（B、C类供电区域）电缆线路架空线路技术方案就地馈线自动化为主，集中控制型为辅就地馈线自动化为主，集中控制型为辅终端类型二遥、三遥终端（DTU）二遥、三遥终端（FTU）终端数量主干线2~4个主干线2~4个，线路较长可适当增加，最多不超6个终端功能“二遥”、“三遥”功能，就地馈线自动化功能，电流电压保护“二遥”、“三遥”功能，就地馈线自动化功能，电流电压保护