中国南方电网有限责任公司配电自动化典型配置关键技术专项方案.doc

配电自动化经典配置技术方案中国南方电网有限责任企业南方电网企业二一六年六月目 录1范围12规范性引用文件13总体标准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A37附录B39附录C46南方电网企业配电自动化经典配置技术方案1 范围本技术方案要求了南方电网企业四级地域六类供电区配电自动化经典配置，适适用于南方电网企业范围内配电自动化主站、通信、终端计划、设计、建设、改造等工作。2 规范性引用文件下列文件对于本技术方案应用是必不可少。通常注日期引用文件，仅注日期版本适适用于本技术方案。通常不注日期引用文件，其最新版本（包含全部修改单）适适用于本技术方案：DL/T 390- 县域配电自动化技术导则DL/T 721- 配电自动化远方终端DL/T 814- 配电自动化系统技术规范DL/T 1080 电力企业应用集成 配电管理系统接口DL/T 5709- 配电自动化计划设计导则Q/CSG 110035-南方电网10kV-110kV线路保护技术规范Q/CSG110037-南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程Q/CSG 101- 配电自动化计划导则Q/CSG 1203004.3- 20kV及以下电网装备技术导则Q/CSG1203014- 10kV柱上真空断路器成套设备技术规范Q/CSG1203015- 10kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范Q/CSG1203017- 配电自动化站所终端技术规范Q/CSG1203018- 配电自动化馈线终端技术规范Q/CSG1203019- 配电线路故障指示器技术规范Q/CSG 1204005.71-南方电网一体化电网运行智能系统技术规范Q/CSG1204009-中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范加紧配电网（含农村电网）建设改造行动计划实施方案（-）（南方电网计91号）电力监控系统安全防护要求（国家发改委14号令）国家发展改革委相关加紧配电网建设改造指导意见（发改能源1899号）国家能源局相关印发配电网建设改造行动计划（-）通知（国能电力290号）3 总体标准a) 配电自动化应遵照“简练、实用、经济”建设思绪，采取“差异化”技术实现方案，满足提升供电可靠性、改善供电质量、提升配网管理水平业务需求。b) 应综合考虑“四级六类”区域类别、一次网架结构、用户负荷分布和密度、用户数量和关键性、社会经济发展需求等情况，合理确定配电自动化建设模式、设备及功效配置等。c) 配电自动化主站软件平台应一次建成，硬件设备和应用功效分阶段建设配置，区、县供电局经过远程工作站实现对本区域配电网监控。d) 配电自动化终端根据中心城市（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；城镇地域以含有就地控制功效终端为主，实现配网故障就地处理；乡村地域以柱上自动化开关为主，辅以故障指示器建设。e) 供电负荷增加快速开发区等区域可合适提升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很高区域，可适度推广智能分布式配电自动化。f) 配电自动化和配电通信网建设应在配电网一次计划设计中统筹考虑，并和配电网一次网架建设、改造同时进行。配电通信网建设应适度超前，满足配电自动化计划建设未来五年内对通信数据容量、通信时延、通信带宽、通信可靠性需求。g) 配电自动化系统应严格遵照电力监控系统安全防护要求（发改委14号令）、相关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定规范通知（国能安全36号）和中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范（Q/CSG1204009-）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方法。4 技术方案4.1 建设模式依据南方电网企业配电自动化计划导则，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区域开展建设。各供电分区配电自动化建设模式适用范围，如表4-1所表示。表4-1 各供电分区配电自动化建设模式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. 电缆线路应优先采取集中控制型。2. 架空线路应优先采取集中控制型。在计划期内不含有可靠、安全通信条件时，可采取就地控制型。3. 配置断路器线路可采取电流级差保护方法。4. 可辅以故障定位技术。1. 电缆线路宜优先采取集中控制型。2. 架空线路宜优先采取集中控制型。在计划期内不含有可靠、安全通信条件时，可采取就地控制型。3. 配置断路器线路可采取电流级差保护方法。-1. 对于特级城市和一级城市符合经典接线线路，在含有可靠、安全通信条件时，可采取智能分布式。2.对于二级城市，在已经含有配电主站，开关设备已经含有遥控功效，且通信通道满足遥控要求时，可采取集中控制型。A1. 电缆线路宜采取运行监测型为主。2. 架空线路宜采取就地控制型。-B1. 电缆线路应优先采取集中控制型，在计划期内不含有可靠、安全通信条件时，采取就地控制型。2. 架空线路应优先采取就地控制型。3.可辅以故障定位技术。1.优先采取就地控制型。2. 配置断路器线路可采取电流级差保护方法。3.可辅以故障定位技术。可混合采取运行监测型和就地控制型。可混合采取运行监测型和就地控制型。C可采取以故障自动定位为主运行监视型。可采取以故障自动定位为主运行监视型。可结合新建或改造项目在线路较长、故障易发、维护工作量大部分架空线路采取就地控制型。D1.优先采取集中控制型，在计划期内不含有可靠、安全通信条件时，采取就地控制型。2.可辅以故障定位技术。可采取以故障自动定位为主运行监视型。E4.2 配电自动化主站配置方案4.2.1 配置标准 a) 应依据配电网整体规模、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接入要求，并充足考虑容量、结构和功效可扩性。 b) 应采取国产PC计算机、网络及安全防护等设备，关键节点硬件设备采取冗余配置，前置机数量可依据终端计划建设数量配置多台。c) 宜采取开源操作系统，软件支撑平台应一次性建设完成。在早期仅应建设配电SCADA、馈线故障处理、WEB浏览等基础应用功效，满足对应条件后方可进行其它应用功效建设。d) 在满足建设进度情况下，配电自动化主站功效软件宜纳入一体化电网运行智能系统进行建设，对应配网应用功效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效模块单位不再建设独立配电自动化主站。4.2.2 经典配置要求4.2.2.1 硬件配置要求a) 系统硬件平台选择充足考虑现在和以后硬件计算机水平发展，和配电网发展对系统监控需求。系统结构和功效上均应实现分布式布署、冗余配置，单点故障不会引发系统功效丧失和数据丢失，并达成在关键服务器硬件检修情况下N-1冗余配置要求。b) 配电自动化主站系统硬件设备关键包含服务器、工作站、网络设备、存放设备等。依据不一样功效要求，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；工作站可依据运行需要配置，如调度职员作站、维护工作站、报表工作站、远程工作站等。c) 计算机网络结构采取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区内远程工作站采取延伸交换机接入主干网。d) 硬件设备依据各地域配电网规模合理配置，服务器和工作站功效可任意合并和组合。4.2.2.2 软件配置要求a) 采取开源操作系统平台，关键应用功效主服务器，和网络边界处通信网关、WEB应用服务器等，应该使用安全加固操作系统。b) 采取中间件技术，实现平台和应用跨不一样硬件平台、操作系统功效。c) 关系数据库软件支持集群方法运行，宜含有分区功效。d) 对支持硬件虚拟化服务器，宜配置主流通用虚拟化套件。e) 系统应配置运行服务总线用于集成主站系统各应用功效模块。f) 系统经过基础资源平台实现统一公共服务和系统管理功效，为应用软件提供即插即用软件平台。g) 系统应依据需要配置各类应用软件，全部应用软件应在统一基础资源平台上实现，含有统一风格人机界面和数据库界面，并使用遵照CIM标准公共电力系统模型及数据库。h) 配电自动化主站应依据建设规模及业务需求开展建设，应优先开展基础功效建设，并可在此基础上依据各地域业务需求逐步对可选功效进行扩充。4.2.2.3 信息交互要求配电自动化主站应遵照IEC61970/IEC61968标准，经过基于SOA架构OS2通用服务总线（OSB），采取Web Service或JMS等OSB标准接口方法实现和企业服务总线（ESB）之间互联，在地市局层面和主网调度自动化运行信息交换，省地层面实现电网GIS系统、南方电网“6+1”系统等信息交互。交互及共享信息关键包含：a) 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。b) 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。c) 南方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、运行方法管理信息等生产管理数据。d) 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，并可依据需要生成配网正交图。4.2.3 经典建设方案4.2.3.1 早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基础上，实现数据采集和交换类及数据建模类功效，布署前置运行环境。配电运行监视、在线拓扑分析、馈线故障处理、配电网控制调整及防误、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信息公布等基础应用功效应在建设早期整体建设，支撑相关业务功效各类应用软件在统一基础资源平台上实现。配电自动化主站软件配置除满足配电网运行监视和控制等基础功效外，在对应区域含有完备“三遥”配电自动化终端前提下，可配置馈线自动控制功效。4.2.3.2 中期建设方案在中期建设阶段中，在信息量完整性和正确性满足要求前提下，伴随系统数据累积，逐步新增模块化配电网在线分析功效。在供电局下辖一些区局配电自动化线路覆盖率达成95%以上，可在监视中心布署配电网在线状态估量模块，实现对配电网不良量测数据辨识功效；在含有完善配电网拓扑分析功效基础上，布署配电网在线时尚计算功效，若对于自动化还未完全覆盖区域，需先行布署状态估量功效模块补全数据，再进行建设配电网时尚计算功效进行时尚估算。当配电网在线时尚计算正确率达成80%以上，可依据需要在监视中心增加配电网网络重构功效，提升供电安全性和经济性；增加在线解合环分析功效，用于研究配网线路解合环后时尚分布，提供配电网运行预警分析手段。配电自动化主站依据考评需求可在管理中心布署应急预案及事故决议支持等功效。伴随电网商业化运行深入开展，需正确定制用电计划地域布署用电安全协调管理功效。4.2.3.3 远期建设方案在配电自动化主站远期建设中，配合智能电网建设，提升配电网供电可靠性，在主站中期建设结果基础上，依据需要建设。在配电自动化实现全覆盖、实时数据采集较全，状态估量功效立即尚计算功效实用化程度完善后，有选择布署无功电压管理功效、综合停电管理、用电风险在线分析等功效。完善配电网调度员培训功效，实现对复杂配电网转供电方法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影响。配电自动化主站系统远期建设可依据需要布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，是反应配电网关键运行状态、控制关键运行风险“一站式”决议支持系统。在高级分析功效成熟应用基础上，结合当地域智能电网工作开展，可合理配置智能化功效，包含分布式发电/储能/微网综合监视、配电网快速仿真、配电网在线预警类功效、配电网自愈控制等功效。4.3 配电自动化通信配置方案4.3.1 配置标准配电自动化通信建设应结合地域配电网规模及应用需求，和配电网运行管理体制相适应，采取安全、可靠、开放、成熟、优异技术标准，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要求，详见表4-2所表示，提升配电网供电质量和运行管理水平。遵照以下技术标准：a) 配电自动化通信建设应遵照“因地制宜、适度超前、统一计划、分步实施”标准，并纳入配电网计划，和配电网计划同时计划、同时建设、同时投产，满足配电网生产管理业务需求。b) 智能分布式采取配电终端间采取光纤通信方法，配置两条无环网保护专线通道或网络通道。c) “三遥”终端优先采取光纤通信方法，配置一条含有自愈功效专线通道或网络通道，光缆无法敷设区域可采取其它通信方法。d) 专网通信覆盖区域“一遥”、“二遥”终端优先采有专网通信方法。e) 通信终端（模块）应和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效业务分区时延带宽可靠性三遥终端智能分布式功效控制区12ms2M bps99.5%三遥终端遥控功效控制区1s20k bps99.0%一遥、二遥终端遥测、遥信功效非控制区3s20k bps95.0%4.3.2 配电通信网技术要求配电通信网以地域供电局为单位建设，采取骨干层、接入层分层结构。配电通信网组网结构见图4-2所表示。图4-2 配电通信网组网结构4.3.2.1 骨干层a) 骨干层应采取IP技术组网，并含有两条不一样路由至主站系统；b) 网络规模较小时，骨干层可直接采取地域传输网或光纤直连，即接入层网络直接接入地域传输网，采取IP over SDH/MSTP或IP over Fiber方法组网，和主站系统互联；c) 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。4.3.2.2 接入层接入层在已经有可用光纤通道和方便铺设光纤地方优先考虑光纤通信方法，缺乏光缆资源区域可采取无线公网等通信方法。4.3.2.3 光缆建设要求a) 通信光缆作为配电网通信网基础，可充足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；b) 为满足配网通信带宽需求，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；c) 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光纤和线路同杆架设；d) 管道光缆应采取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。e) 配网通信光缆及其保护套管应含有阻燃特征。4.3.3 经典配置方案4.3.3.1 光纤通信终端配置方案配电自动化光纤通信终端宜采取工业以太网交换机，可采取EPON、PTN方法。a) 工业以太网交换机配置方案1） 配电自动化光纤通信终端采取工业以太网技术，应配置二层工业以太网交换机；2） 工业交换机相关技术要求及经典配置应遵照南方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）。设备经典配置参见表4-3。表4-3 配电网工业以太网交换机经典配置表序号设备名称配置数量关键技术要求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 (依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 (依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 (依据现场情况选定交直流）、软件等，支持2个100M光口，4个FE电口设备, 支持2个RS232/RS485 注：1、2、3为三者选一，依据实际使用需求选择。b) EPON设备配置方案1） 配电自动化光纤通信终端采取EPON技术，汇接层应配置光线路终端（OLT）；接入层应配置ONU设备；2） EPON技术要求及经典配置应遵照南方电网配电网无源光网络（EPON）技术规范。经典配置参见表4-4。表4-4 EPON设备经典配置表序号设备名称配置数量关键技术要求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、配套软件和满足设备性能必需板件；支持不少于32个PON口接入和不少于2个GE光口、4个10/100/1000M自适应电口接入能力； 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，电源模块依据工程交直流可选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，电源模块依据工程交直流可选注：2、3为二者选一，依据实际使用需求选择。c) 配电PTN设备配置方案配电自动化光纤通信终端采取PTN技术，应配置工业级PTN接入设备。经典配置参见表4-5。表4-5 配电PTN设备经典配置表设备名称配置数量关键技术要求工业级PTN接入设备每个接入点（设置在配电终端侧）配置1台1、满足南方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、设备支持多种拓扑组网能力：环形、环带链、环相交、环相切、MESH组网。4、网络支持TDM、以太网等多个业务承载，实现用户业务综合接入。5、业务在网络中应采取通道（PW伪线）、路径（LSP）方法传送，确保网络流量可计划，确保业务QoS、时延、抖动等指标。6、网络应确保全部路径/通道保护倒换时间小于50ms。7、数据业务在整个网络时延应小于10ms，时延改变小于1ms，丢包率小于0.001%4.3.3.2 无线专网通信终端配置方案a) 无线专网通信终端应依据配电自动化业务需求，可采取独立通信终端（CPE）或嵌入式通信模块。b) 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。c) 嵌入式通信模块外形结构规范需符合中国南方电网配电自动化相关规范要求。d) 承载“三遥”业务节点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地址绑定认证、远程管理和异常告警等功效。无线专网通信终端经典配置见表4-6。表4-6 无线专网通信终端经典配置表序号设备名称配置数量关键技术要求1独立通信终端每个终端配置1个含有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+24V DC、+48V DC或220V AC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个支持采取AT指令模式或透传模式进行主站和终端数据交互。外形结构规范需符合中国南方电网配电自动化相关规范要求 注：1、2为二者选一，依据实际使用需求选择。4.3.3.3 无线公网通信终端配置方案a) 无线公网通信终端应依据配电自动化业务需求，可采取独立通信终端（CPE）或嵌入式通信模块。b) 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。c) 嵌入式通信模块外形结构规范需符合中国南方电网配电自动化相关规范要求。d) 承载“三遥”业务节点无线公网终端应支持多模（2G/3G/4G及不一样制式）、双卡双待通信方法，含有“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地址绑定认证、远程管理和异常告警等功效。无线公网通信终端经典配置见表4-7。表4-7 无线公网通信终端经典配置表序号设备名称配置数量关键技术要求1独立通信终端每个终端配置1个含有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+24V DC、+48V DC或220V AC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个支持采取AT指令模式或透传模式进行主站和终端数据交互。外形结构规范需符合中国南方电网配电自动化相关规范要求 注：1、2为二者选一，依据实际使用需求选择。4.4 馈线自动化配置方案4.4.1 配置标准4.4.1.1 自动化开关配置标准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照以下标准：a) 主干线以不超出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。b) 对于长度较长且故障率较高分支线，为缩小故障停电影响范围，降低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。c) 配网主干线路分段断路器位置和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远后备灵敏度系数应不低于1.2。4.4.1.2 自动化开关选型标准a) 采取集中控制型干线分段开关可选择负荷开关或断路器，并配置电流互感器和电动操作机构。b) 采取智能分布式、电流级差保护方法自动化开关应采取含有快速分合闸能力断路器，并配置电压互感器、电流互感器和电动操作机构。c) 采取电压-时间型主干线分段开关、分支线开关可选择负荷开关或断路器，并配置电压互感器和电动操作机构。d) 采取电压-电流时间型主干线分段开关、分支线开关可选择负荷开关或断路器，并配置电压互感器、电流互感器和电动操作机构。e) 主干线靠近负荷（或线路长度）中间点位置开关、故障高发及大分支线首端开关可采取含有电流级差保护功效断路器，线路联络开关宜选择断路器，并配置电流互感器和电动操作机构。f) 开关电动操作机构宜选择弹操机构或永磁机构。4.4.1.3 配电自动化终端选型标准a) 依据监控开关辅助接点数量、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，并可依据实际需求灵活扩展遥信、遥测、遥控点数。b) 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、环境监测等功效（一项或多项）。c) 配置RS232/RS485串口、10/100M自适应以太网口及当地维护口，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，包含主动、召唤两种模式。d) 配置光纤、无线通信设备，并提供对应电源和通讯接口，支持接入光纤和无线等通信通道。为保障通信可靠性，通信设备应采取工业级芯片，通信模块宜配置工业级SIM卡。e) 含有设备状态自诊疗，电流输入回路含有防开路自动保护，全部输入、输出回路含有安全防护方法，模块交换性强，拆装易操作。f) 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效。g) 应符合GB/T4208-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。4.4.1.4 保护配置标准变电站出线、主干线分段、关键分支线等断路器应配置对应保护功效：a) 设三段可经方向闭锁定时限过电流保护，各段方向可经控制字投退。带方向过电流保护在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。b) 设两段零序过流保护，不带方向，零序电流输入采取外接方法。过流保护可整定为跳闸或告警。c) 应含有三相一次重合闸功效和三相二次重合闸功效，可经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效投退。过流保护开启重合闸功效，手动分闸不应开启重合闸。重合闸方法包含不检、检线路无压、检同期。d) 实现保护开启、跳闸、出口、模拟量等全过程录波。保护装置（含保护功效配电自动化终端）应含有远方投退软压板、远方修改定值等远方控制功效。4.4.2 经典配置方案4.4.2.1 集中控制型适适用于配网电缆、架空及架空电缆混合网任一个接地系统（中性点经小电阻、消弧线圈或不接地系统）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，其经典接线及自动化设备部署图以下图所表示：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3K4为联络开关；K2，K3为分支线断路器。a) 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条件。1) 开关柜对应每段母线应配置一个PT间隔，双PT采取V/V接线方法；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，方便配电自动化终端采集；3) 开关柜配置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；4) 开关柜配置电动操作机构、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。b) 现有开关柜改造要求1) 现有开关柜依据使用年限不一样，可采取改造和整体更换方法进行馈线自动化改造，对于运行年限5年内且含有自动化改造条件开关柜，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；2) 对于运行年限5年以上开关柜，开关长久较少动作，操作机构较轻易卡塞，或现场不含有自动化改造条件，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；3) 现有开关柜加装电动操作机构应不影响开关原有性能，优先选择原开关柜生产厂家设备。c) 互感器配置要求单相CT 技术要求：单绕组，变比600/5，容量大于5VA，精度10P10级；消弧线圈接地和不接地系统零序CT：变比100/5，容量大于5VA，精度10P5级。小电阻接地系统零序CT：单绕组，变比100/1，容量大于5VA，精度10P5级。d) 配电自动化终端功效要求可检测、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效。e) 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需求选择工作和后备电源。正常情况下，工作电源优先采取PT取电方法，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。后备电源宜采取蓄电池供电。1) 工作电源采取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一次侧采取屏蔽型可触摸肘型电缆接头，V/V接线，变比10/0.22，容量大于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（含通信模块）连续8小时正常工作，且开关分、合闸各3次以上。f) 配电自动化主站接入在建立无线或光纤通信通道以后，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效。其中开关位置包含分、合闸状态信息，故障信息包含短路、接地等故障信息，如需采集电流、电压等量测信息，电流量测最少包含A、C相电流，电压量测最少包含AB、BC相间电压。4.4.2.2 智能分布式不依靠配电自动化主站和子站，经过配电终端间相互通信实现故障快速就地定位，含有条件可实现快速就地隔离故障和快速非故障区域恢复供电。适适用于配网网架结构清楚，开关类型统一，分支线路集中主次干线，以单环网、双环网为佳。开关宜选择含有快速开断能力断路器。a) 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效。b) 开关柜（含环网柜）配置要求1) 采取智能分布型时，主干线分段、联络开关、分支线宜配置动作特征一致、动作时间快断路器。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择快速分闸弹操机构或永磁机构。2) 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，正确等级10P20，容量5VA；零序电流互感器变比20/1，容量0.5VA。c) 通信方法采取光纤通信方法。d) 配电自动化终端配置要求1) 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，并含有测量数据越限处理及远传功效；2) 应含有故障检测、故障判别、故障指示、故障录波功效；故障指示可手动、自动和远程复归；3) 含有串行口和网络通信接口，支持对时功效及点对点通信功效；4) 含有后备电源自动管理功效及为通信设备、开关分合闸提供配套电源能力；e) 网路拓扑保护功效要求应配置带方向判别网络拓扑保护作为环网进出线主保护，实现线路发生故障时保护全线速动，快速切除并有选择隔离故障点。拓扑保护不依靠子站和主站，采取基于GOOSE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，经过环网各节点间故障信号量许可/闭锁综合逻辑计算，实现保护全线速动。含有开关失灵保护功效，能经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。f) 智能分布式功效要求1) 在拓扑保护快速隔离故障点后，配电终端不依靠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。2) 宜含有自适应配电网络运行方法改变功效；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，并在不依靠主站或子站情况下，既能实现网络拓扑保护选择性快速故障隔离，也能快速恢复非故障区域供电。3) 含有异常处理功效，在通信中止、开关拒动等异常情况时，应闭锁相关回路FA功效；并自动切换到后备馈线自动化模式；4) 含有故障处理过程自动生成FA动作信息功效，动作信息以SOE方法上报配电自动化主站；5) 含有FA投退功效，可经过硬压板或软压板方法投退FA功效。g) 继电保护配置要求1) 满足4.4.1.4条保护配置标准要求。2) 智能分布型馈线自动化宜采取电流差动保护实现线路发生故障时全线速动，快速切除并有选择隔离故障点。3) 智能分布型馈线自动化可采取带方向判别网络拓扑保护作为环网进出线主保护。网络拓扑保护采取对等通信方法，经过环网各节点间故障信号量许可/闭锁综合逻辑计算，实现保护全线速动。4) 设三段可经方向闭锁定时限过电流保护，各段方向可经控制字投退。带方向过电流保护在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。5) 设两段零序过流保护，不带方向，零序电流输入采取外接方法。过流保护可整定为跳闸或告警。6) 应含有三相一次重合闸功效和三相二次重合闸功效，可经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效投退。过流保护开启重合闸功效，手动分闸不应开启重合闸。重合闸方法包含不检、检线路无压、检同期。7) 实现保护开启、跳闸、出口、模拟量等全过程录波。8) 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。h) 电源配置要求1) 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。2) 当户内开关站（所）配有站用变压器时，安装三相PT接于母线，采取Y/Y接线方法。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。i) 配电自动化主站接入经过建立光纤通信通道，配电自动化终端可信息采集和处理功效，采集开关正常电流和故障电流，交流输入电压，状态量信息，含相关键状态量变位上报立即间统计功效，接收并实施遥控指令，实现配电自动化主站实时状态监视和远方遥控功效。智能型配电自动化终端还可不依靠配电自动化主站和子站，实现终端间相互通信完成故障快速就地定位。4.4.2.3 电压-电流型电压-电流型馈线自动化为就地重合器方法中一个。适适用于配网架空、架空电缆混合网任一个接地系统（中性点经小电阻、消弧线圈接地或不接地系统）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和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本身电压-时间和故障电流复合判据实现故障隔离和非故障区间快速恢复供电。经典接线图以下图所表示：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。a) 主干线分段负荷开关配电自动化终端功效要求1) 可采集三相电流、三相电压，含有电压-时间时序逻辑判别和故障过流记忆判别复合判据闭锁控制功效。2) 失压分闸功效：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) 闭锁合闸功效：若合闸以后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。4) 闭锁分闸功效：若合闸以后在设定时间内没有检测到故障电流，则闭锁分闸功效，延时后闭锁复归。b) 主干线分段断路器配电自动化终端功效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，能够有效躲避瞬时性故障，相当于降低了50变电站出线断路器跳闸，同时缩小了故障引发停电范围，保障了上一级线路正常供电。配套配电自动化终端应含有以下功效：1) 可采集三相电流、三相电压，配置速断、过流、零序保护。2) 含有二次重合闸功效。3) 闭锁二次重合闸功效：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效。4) 含有失压分闸、一侧有压延时合闸功效。5) 含有闭锁合闸功效：若合闸以后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。c)