国网公司配电自动化选型及典型案例分析yq课件.pptx

1、2017年10月国网公司馈线自动化选型及典型案例分析国网公司馈线自动化选型及典型案例分析一、工作背景一、工作背景二、模式介绍二、模式介绍三、典型案例三、典型案例四、设计总结四、设计总结1 1、工作背景、工作背景20172017年年9 9月月国网运检部召集了冀北、河北、山国网运检部召集了冀北、河北、山东、山西、上海、江苏、湖南、重庆等省网东、山西、上海、江苏、湖南、重庆等省网公司，中国电科院、国网经研院，南瑞、许公司，中国电科院、国网经研院，南瑞、许继、科林、浩源慧能、赫兹曼等设备厂家集继、科林、浩源慧能、赫兹曼等设备厂家集中编制馈线自动化两份规范馈线自动化选中编制馈线自动化两份规范馈线自动化选

2、型技术原则、馈线自动化典型设计案例型技术原则、馈线自动化典型设计案例用于指导整个国网公司配电自动化建设。用于指导整个国网公司配电自动化建设。编制目的：编制目的：指导各网省公司馈线自动化选型指导各网省公司馈线自动化选型，合理制定馈线自动化改造方案，统一建设，合理制定馈线自动化改造方案，统一建设标准、统一设计方案、统一设备选型，发挥标准、统一设计方案、统一设备选型，发挥典型设计方案示范引领作用，持续提升配电典型设计方案示范引领作用，持续提升配电自动化实用化水平。自动化实用化水平。2 2、馈线自动化模式概述、馈线自动化模式概述馈线自动化是利用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时馈线自动化是利

3、用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位发现配电网故障，进行故障定位、隔离和恢复对非故障区域的供电。、隔离和恢复对非故障区域的供电。馈线自动化实现故障处理可采用集中型和就地型模式，应根据供电可馈线自动化实现故障处理可采用集中型和就地型模式，应根据供电可靠性需求，结合配电网网架结构、一次设备现状、通信基础条件等情况，合理选择故障处理模式，并合理靠性需求，结合配电网网架结构、一次设备现状、通信基础条件等情况，合理选择故障处理模式，并合理配置主站与终端。配置主站与终端。故障监测模式只能实现故障定位，无故障隔离、恢复供电能力，不属于馈线自动化范畴故障监测模式只能实现故

4、障定位，无故障隔离、恢复供电能力，不属于馈线自动化范畴。馈线自动化模式 集中型半自动全自动就地型重合器式电压时间型电压电流时间型自适应综合型分布式速动型基于信号比对基于纵差保护缓动型2 2、馈线自动化模式概述、馈线自动化模式概述对比项对比项 模式模式集中型集中型电压时间型电压时间型电压电流时间型电压电流时间型自适应综合型自适应综合型智能分布式智能分布式供电区域供电区域A+、A、B类区域A、B、C、D类区域B、C、D类区域B、C、D类区域A+、A、B类区域网架结构网架结构架空、电缆架空、电缆架空架空电缆通信方式选择通信方式选择EPON、无线无线无线无线工业光纤以太网、EPON变电站出线开关重合闸

5、及保变电站出线开关重合闸及保护要求护要求无特殊要求需配置1次或2次重合闸需配置3次重合闸需配置1次或2次重合闸速动型智能分布式FA要求:需实现保护级差配合配套开关操作机构要求配套开关操作机构要求弹操、永磁电磁、弹操弹操弹操、电磁弹操、永磁定值适应性定值适应性定值统一设置，方式调整不需重设定值与接线方式相关，方式调整需重设接地隔离时间定值与线路相关定值自适应，方式调整不需重设定值统一设置，方式调整不需重设优点优点1.灵活性高，适应性强，适用于各种配电网络结构及运行方式。2.开关操作次数少。不依赖于主站和通信，就地完成故障定位和隔离。1.不依赖于主站和通信，实现故障就地定位和就地隔离。2. 瞬时故

6、障恢复均较快1.不依赖于主站和通信，就地完成故障定位和隔离。2.具备接地故障处理能力。3.运行方式改变无需修改定值。1.快速故障处理，毫秒级定位及隔离，秒级供电恢复。2.停电区域小。3.定值整定简单。缺点缺点1.依赖主站和通信实现故障处理。2.故障处理环节较多。1.无法提供用于瞬时故障区间判断的故障信息。2.线路运行方式改变后，需调整终端定值。1.需要变电站出线断路器配置3次重合闸。2.线路运行方式改变后，需调整终端定值。非故障区域恢复供电时间较长。1. 速动型智能分布式FA要求主干线间隔为断路器，变电站出线开关保护动作时限至少需0.3s及以上的延时。2.逻辑复杂，运维难度较大。3.对通信可靠

7、性、实时性要求高。（1 1）集中型馈线自动化应用模式）集中型馈线自动化应用模式集中式馈线自动化适用于城、农网供电可靠性要求较高的各类型网架结构（如：辐射型、单联络或多联络的架空、架混或电缆线路），能够对永久故障、瞬时故障、接地故障等各种故障类型进行处理，并完成就地式馈线自动化的信息收集和事后追忆，馈线自动化处理策略应能适应配电网运行方式和负荷分布的变化。集中式馈线自动化事故处理根据网架的复杂程度，信息收集和故障处理的时间会有所不同。优点：1）灵活可靠，适应性强。2）信息丰富，功能全面。3）可一次性确定故障处理方案，开关操作次数少。缺点：1）对通信可靠性、实时性要求高。2）通过远方遥控实现故障隔

8、离、非故障区域快速恢复供电需要敷设光纤或者专网。处理指标：从收集完成相应的故障信号，故障推出方案时间为分钟级；全自动模式下故障处理时间小于3分钟；单相接地故障定位结果推送时间小于5分钟。适用范围适用范围性能指标性能指标（1 1）集中型馈线自动化应用模式）集中型馈线自动化应用模式对于配电线路关键性节点，如主干线联络开关、分段开关，进出线较多的节点，配置三遥配电终端。非关键性节点如分支开关、无联络的末端站室等，可不配三遥配电终端。集中型馈线自动化功能对网架结构以及布点原则的要求较低，一般可适应绝大多数情况。下面仅针对两种典型网架结构提供布点建议。（1）架空型配电自动化终端配置布点示意图（架空线）布

9、点原则布点原则变电站A变电站B出线断路器1分段开关1分段开关2联络开关分段开关3出线断路器2分支开关1分支开关2分支开关3三遥配电终端二遥配电终端模型说明（1 1）集中型馈线自动化应用模式）集中型馈线自动化应用模式（2）电缆型城区配电自动化终端配置布置示意图（电缆）出线开关应配置断路器，具备故障跳闸功能，如自动化设备不能实现全覆盖，则以尽量保证联络开关的布点、主干线尽可能多的布点为原则。布点原则布点原则变电站A变电站B出线断路器1出线断路器2箱式开闭所所4箱式开闭所所1箱式开闭所所2箱式开闭所所3K102K101K101K102K103K104K105K103K104K101K102K103K

10、104K101K102K103K104模型说明三遥配电终端（1 1）集中型馈线自动化应用模式）集中型馈线自动化应用模式配电线路开关类型可采用断路器或负荷开关，具备配电自动化接口：三相电流、零序电流（可选配）、三相电压或线电压、电动操作机构。（1）具备测量、控制、保护出口、过流检测、接地故障检测、故障录波功能；（2）要求与主站具备实时通信，能够将现场故障信号（事故总信号）、开关变位信号等上送主站；（3）后备电源能保证终端运行一定时间：免维护阀控铅酸蓄电池，保证完成分-合-分操作并维持配电终端及通信模块至少运行4小时；超级电容，保证分闸操作并维持配电终端及通信模块至少运行15分钟。宜采用光纤通信方

11、式（EPON或工业以太网交换机）将开关动作信息、故障信息上传主站，对于不具备光纤通道条件，可考虑采用无线专网通信方式。当配电自动化实施区域内，部署以配电自动化主站为中心的集中式馈线自动化时，集中式馈线自动化与就地保护的配合方式应根据馈线开关类型及其布点来确定。配套开关选用配套开关选用配套终端选用配套终端选用配套通信选用配套通信选用保护配置选用保护配置选用（2 2）重合器式馈线自动化应用模式）重合器式馈线自动化应用模式适用于A、B、C类区域以及部分D类区域，以架空线路应用为主。根据原理可分为：电根据原理可分为：电压压- -时间型、电压电流时间型、电压电流- -时间型、自适应综合型时间型、自适应综

12、合型 电压电压- -时间型：时间型：失压分闸、来电延时合闸，以电压时间为判据，依靠设备自身的逻辑判断功能，自动隔离故障，恢复非故障区域供电。 自适应综合型：自适应综合型：在电压时间型基础上，增加了故障信息记忆和来电合闸延时自动选择功能。 电压电流时间型：电压电流时间型：在电压-时间型基础上，增加了故障电流辅助判据以及首次失压不分闸功能。（2 2）重合器式馈线自动化应用模式（电压时间型）重合器式馈线自动化应用模式（电压时间型）（1）适用于供电可靠性要求不高于99.99%的城市（城郊）电网、农村电网的架空线路，变电站出口需配置2次重合闸。（2）适用于网架结构为单辐射、单联络线路。（3）适用于大电流

13、接地方式的配电线路，但不适于小电流接地方式且站内不具备接地选线跳闸功能的线路。优点：（1）不依赖与通信和主站，就地完成故障定位和隔离，故障定位及隔离时间通常比较短。缺点：（1）配电线路运行方式改变后，为确保馈线自动化正确动作，需对终端定值进行调整。（2）电压时间型开关不适用于处理小电流接地系统中的单相接地故障。适用范围适用范围性能指标性能指标（2 2）重合器式馈线自动化应用模式（电压时间型）重合器式馈线自动化应用模式（电压时间型）（1）变电站出线开关到联络点的干线分段及联络开关，均可采用电压时间型成套开关作为分段器，一条干线的分段开关宜不超过3个；（2）对于大分支线路原则上仅安装一级开关，配置

14、与主干线相同开关。（3）布点示例典型多分段单联络线路布点示例布点原则布点原则CB1线路17sF0017s7s7s7sF002F003联络L1F102F101线路2CB2（1）配套开关可选用具备来电延时合闸、失压分闸的电磁操作机构类型开关，也可选用普通的弹操机构开关，选用弹操开关需要配电终端配合完成来电延时合闸、失压分闸功能。（2）变电站出线开关应为断路器，配置过流保护和二次重合闸，若变电站出线开关无法配置二次重合闸，将线路靠近变电站首台开关的来电延时时间延长以躲过变电站出线开关的合闸充电时间。按照国网最新的配电终端技术规范要求，二遥动作型应用于分段模式为带馈线自动化功能的配电终端，因此选用二遥

15、动作型FTU；后备电源同样按照国网最新的配电终端技术规范执行。故障处理过程不依赖于主站系统和通信方式，可采用无线通信方式。分段开关可配置过流告警功能，不配置保护出口功能，变电站出线断路器通常设速断保护、限时过流保护、重合闸保护，当线路发生短路故障时，可保护跳闸并重合。（2 2）重合器式馈线自动化应用模式（电压时间型）重合器式馈线自动化应用模式（电压时间型）配套开关选用配套开关选用配套终端选用配套终端选用配套通信选用配套通信选用保护配置选用保护配置选用CB1线路17sF0017s7s7s7sF002F003联络L1F102F101线路2CB2典型应用示例典型应用示例（2 2）重合器式馈线自动化应

16、用模式重合器式馈线自动化应用模式 电压时间型线路正常供电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。1s后，变电站出线开关CB1第一次重合闸7s后，线路1分段开关F001合闸7s后，线路1分段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。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7s后，线路1分段开关F001合闸，恢复F001至F002之间非故障区段供电通过远方遥控（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

17、电。（3 3）重合器式馈线自动化应用模式（自适应综合型）重合器式馈线自动化应用模式（自适应综合型）（1）适用于供电可靠性要求不高于99.99%的城市（城郊）电网、农村电网的架空线路、架混线路或电缆线路，变电站出口需配置2次重合闸。（2）网架结构为单辐射、单联络或多联络的复杂线路。（3）适用于大电流或小电流接地方式的配电线路，可完成单相接地故障就地处理。优点：（1）不依赖与通信和主站，就地完成故障定位和隔离，故障定位及隔离时间通常比较短。（2）具备处理短路故障和不同接地系统接地故障的能力。（3）多联络线路运行方式改变后，无需对终端定值进行调整。缺点：（4）相比电压时间型和电压电流时间型馈线自动化

18、，非故障区域恢复供电时间较长。适用范围适用范围性能指标性能指标（3 3）重合器式馈线自动化应用模式（自适应综合型）重合器式馈线自动化应用模式（自适应综合型）（1）变电站出线开关到联络点的干线分段及联络开关，均可采用自适应综合型成套开关作为分段器，一条干线的分段开关宜不超过3个；（2）对于大分支线路原则上仅安装一级开关，配置与主干线相同开关。（3）布点示例典型多分段多联络线路布点示例布点原则布点原则CBFS1FS2FS3LSW1联络1FS4FS5FS6LSW2联络2无联络大分支（1）配套开关可选用具备来电延时合闸、失压分闸的电磁操作机构类型开关，也可选用普通的弹操机构开关，选用弹操开关需要配电终

19、端配合完成来电延时合闸、失压分闸功能。（2）变电站出线开关应为断路器，配置过流保护和二次重合闸，若变电站出线开关无法配置二次重合闸，将线路靠近变电站首台开关的来电延时时间延长以躲过变电站出线开关的合闸充电时间。按照国网最新的配电终端技术规范要求，二遥动作型应用于分段模式为带馈线自动化功能的配电终端，因此选用二遥动作型FTU；后备电源同样按照国网最新的配电终端技术规范执行。故障处理过程不依赖于主站系统和通信方式，可采用无线通信方式。分段开关可配置过流告警功能，不配置保护出口功能，变电站出线断路器通常设速断保护、限时过流保护、重合闸保护，当线路发生短路故障时，可保护跳闸并重合。（3 3）重合器式馈

20、线自动化应用模式（自适应综合型）重合器式馈线自动化应用模式（自适应综合型）配套开关选用配套开关选用配套终端选用配套终端选用配套通信选用配套通信选用保护配置选用保护配置选用CBFS1FS4LSW2FS6FS3LSW1YS2FS2FS5YS1典型应用示例典型应用示例FS2和FS3之间发生永久故障，FS1、FS2检测故障电流并记忆。CB保护跳闸 自适应综合型CB在2s后第一次重合闸。FS1一侧有压且有故障电流记忆，延时7s合闸。FS2一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5+50s。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

21、锁合闸。CB二次重合，FS1、FS4、FS5、FS6依次延时合闸。主干线短路故障处理主干线短路故障处理（3 3）重合器式馈线自动化应用模式（自适应综合型）重合器式馈线自动化应用模式（自适应综合型）CBFS1FS4LSW2FS6FS3LSW1YS2FS2FS5YS1典型应用示例典型应用示例YS1之后发生短路故障，FS1、FS4、YS1记忆故障电流。CB保护跳闸，FS1-FS6失压分闸，YS1无压无流后分闸。 自适应综合型CB在2s后第一次重合闸。FS1-FS7依次延时合闸。用户分支短路故障处理用户分支短路故障处理（3 3）重合器式馈线自动化应用模式（自适应综合型）重合器式馈线自动化应用模式（自适

22、应综合型）CBFS1FS4LSW2FS6FS3LSW1YS2FS2FS5YS1典型应用示例典型应用示例安装前设置FS1为选线模式，其余开关为选段模式。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并记忆。 自适应综合型FS1延时保护跳闸（20s）FS1在延时2s后重合闸。主干线接地故障（小电主干线接地故障（小电流接地）处理流接地）处理FS4、FS5一侧有压且有故障记忆，延时5s合闸，FS2无故障记忆，启动长延时。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。FS2、FS3依次合闸恢复供电。（3 3）重合器式馈线自动化应用模式（自适应

23、综合型）重合器式馈线自动化应用模式（自适应综合型）（4 4）重合器式馈线自动化应用模式（电压电流时间型）重合器式馈线自动化应用模式（电压电流时间型）（1）适用于供电可靠性要求不高于99.99%的城市（城郊）电网、农村电网的架空线路、架混线路或电缆线路，变电站出口需配置3次重合闸。（2）网架结构为单辐射、单联络或多联络的复杂线路。（3）仅适用于大电流接地方式的配电线路，但不适用于小电流接地方式的配电线路。优点：（1）不依赖与通信和主站，就地完成故障定位和隔离，故障定位及隔离时间通常比较短。优点：（1）需要变电站出线开关配置三次重合闸，如果只能配置两次，那么瞬时性故障按照永久故障处理或仅能实现故障

24、隔离而无法实现上游非故障区间供电恢复；如果只能配置一次，需要站外首级开关采用重合器，并配置两次重合闸。（2）多联络线路运行方式改变后，为确保馈线自动化正确动作，需对终端定值进行调整。（3）非故障路径的用户也会感受多次停复电。适用范围适用范围性能指标性能指标（1）变电站出线开关到联络点的干线分段及联络开关，均可采用电压时间型成套开关作为分段器，一条干线的分段开关宜不超过3个；（2）对于大分支线路原则上仅安装一级开关，配置与主干线相同开关。（3）布点示例典型单联络线路布点示例典型多分段多联络线路布点示例布点原则布点原则CB1线路17sF0017s7s7s7sF002F003联络L1F102F101

25、线路2CB2CBFS1FS2FS3LSW1联络1FS4FS5FS6LSW2联络2无联络大分支（4 4）重合器式馈线自动化应用模式（电压电流时间型）重合器式馈线自动化应用模式（电压电流时间型）（1）配套开关通常选用弹操机构开关或永磁机构开关，失压分闸、来电延时合闸功能通过配电终端配合完成。（2）变电站出线开关应为断路器，配置过流保护和三次重合闸，如果变电站仅配置一次或两次重合闸，需要站外首级开关采用重合器或通过遥控CB实现重合。（3）开关内置三相组合式CT，具备提供Ia、Ib、Ic、3I0信号；若需使用小电流接地故障处理功能，需配套零序PT。（4）后备电源选用蓄电池和超级电容均可。按照国网最新的

26、配电终端技术规范要求，二遥动作型应用于分段模式为带馈线自动化功能的配电终端，因此选用二遥动作型FTU；后备电源同样按照国网最新的配电终端技术规范执行。故障处理过程不依赖于主站系统和通信方式，可采用无线通信方式。分段开关可配置过流告警功能，不配置保护出口功能，变电站出线断路器通常设速断保护、限时过流保护，当线路发生短路故障时，可保护跳闸并重合。配套开关选用配套开关选用配套终端选用配套终端选用配套通信选用配套通信选用保护配置选用保护配置选用（4 4）重合器式馈线自动化应用模式（电压电流时间型）重合器式馈线自动化应用模式（电压电流时间型）CBFS1FS4LSW2FS6FS3LSW1YS2FS2FS5

27、YS1典型应用示例典型应用示例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；FS1-FS6/LSW1、LSW2为UIT型智能负荷分段开关/联络开关；YS1-YS2为用户分界开关。FS1、FS2、FS3、FS5、FS6的延时合闸时间X1配置7s、FS4延时合闸时间X2配置21s。CB保护跳闸，FS1-FS6失压1次，FS1-FS6在CB快速重合闸之前保持合闸状态。 电压电流时间型CB快速重合闸（0.2s）成功。主干线瞬时短路故障主干线瞬时短路故障（4 4）重合器式馈线自动化应用模式（电压电流时间型）重合器式馈线自动化应用模式（电压电流时间型）CB

28、FS1FS4LSW2FS6FS3LSW1YS2FS2FS5YS1典型应用示例典型应用示例FS2和FS3之间发生永久故障CB保护跳闸，FS1-FS6失压一次，FS1、FS2过流计数1次，FS1-FS6在CB快速重合闸之前保持合闸状态。 电压电流时间型CB在15s后第二次重合闸主干线永久短路故障主干线永久短路故障CB快速重合闸（0.2s），合于故障，FS1-FS6失压2次，FS1、FS2过流计数2次，因失压计数2次，FS1-FS6均分闸；YS1和YS2为分界断路器，不具备失电分闸功能。FS1在得电X时限后合闸，且合闸后Y时限内并未检测到故障电流，闭锁分闸FS2、FS4同时得电，FS2先合闸，合于故

29、障CB保护跳闸，FS2在Y时限内失压并检测到故障电流，跳闸并闭锁合闸，FS3由于感受短时来电，闭锁反向来电合闸；FS4合闸后Y时限内检测到失压但未检测到故障电流则分闸(但不闭锁)CB第三次重合闸，FS4、FS5、FS6得电后依次延时X时限后合闸且Y时限内未检测到故障电流，保持合闸并闭锁分闸，至此，上游非故障区域恢复供电。（4 4）重合器式馈线自动化应用模式（电压电流时间型）重合器式馈线自动化应用模式（电压电流时间型）重合器式馈线自动化应用模式重合器式馈线自动化应用模式就地重合式馈线自动化对比序号对比项电压时间型自适应综合型电压电流时间型1适用网架单辐射、单联络单辐射、单联络、多联络单辐射、单联

30、络、多联络2配套开关操作机构要求电磁、弹操弹操弹操、电磁3通信要求无线无线无线4故障最长隔离时间3*X+t13*X+t13*X+t1+t25重合闸次数2次或1次2次或1次3次6运行方式改变，定值修改需修改无需修改需修改7小电流系统接地故障处理不具备具备不具备8区分瞬时或永久故障不具备不具备具备（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式分布式馈线自动化（以下简称“分布式FA”）主要应用于对供电可靠性要求较高的城区电缆线路。适用于辐射式、单环网、双环网、N供一备等多电源、多联络、多分支线路开环运行网架，以及花瓣式环网、双环网闭环、分布式电源接入的配电网络。适用范围适用范围（1 1

31、）速动型分布式）速动型分布式FAFA可快速定位、隔离故障，在变电站/开关站出口断路器保护动作前完成故障隔离，故障点上游的非故障区段无停电，故障影响范围最小，故障隔离的时间最短；速动型分布式FA需全线间隔均配置断路器，且变电站/开杆站出口断路器保护动作时限至少需要0.3s及以上的延时。速动型分布式FA的性能指标如下：a）通信传输延时时间：对等通信故障信息交互通信处理传输延时时间20ms；b）故障处理时间：故障上游侧开关隔离完成时间150ms；非故障区域恢复时间5s；c）信号上送时间：分布式FA遥信信号上送配电主站时间3s；d）网络负载率：正常运行方式下网络负载率10%；线路故障时网络负载率30%

32、。（2 2）缓动型分布式）缓动型分布式FAFA在变电站/开关站出口断路器保护动作完成后进行故障隔离，故障隔离时间缩短至几秒，变电站/开关站出口断路器保护时限无需延时配置；缓动型分布式FA是必须等待变电站/开关站出口断路器保护动作后隔离故障，故障隔离时间比速动型分布式FA长，故障点上游的非故障区段受到停电干扰。缓动型分布式FA的性能指标如下：a）信息交互时间：对等通信故障信息交互报文延迟时间1s；b）故障处理时间：故障上游侧开关隔离完成时间10s；非故障区域恢复时间30s；c）信号上送时间：分布式FA遥信信号上送配电主站时间3s；d）网络负载率：正常运行方式下网络负载率10%；线路故障时网络负载

33、率30%。性能指标性能指标（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式（1）采用光纤通信；（2）配电线路开关全部为断路器，且变电站/开关站出口断路器保护满足延时配合条件（出口保护延时0.3s及以上），可配置速动型分布式FA；（3）配电线路开关全部为负荷开关时，或变电站/开关站出口断路器保护不满足分布式FA优先隔离故障的配合条件（出口保护延时小于0.3s），配置缓动型分布式FA；（4）通过分布式FA实现联络互投的线路，应采用同一种类型（速动型、缓动型）、同一厂家的配电终端。布点原则布点原则（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式典型网架与配置典型网架与配置：a

34、）手拉手单环开环运行（各间隔均为断路器）配置：各间隔均配置断路器，变电站保护出口延时0.3s及以上；各配电站根据间隔数量分别配置1台具备分布式FA功能的站所终端，采用速动型FA方式，各环进环出间隔配置故障检测功能，各出线间隔配置速断跳闸功能。配电站1配电站2配电站3配电站4变电站A变电站B（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式典型网架与配置典型网架与配置：b）手拉手单环开环运行（各间隔均为负荷开关）配置：各间隔均配置为负荷开关，变电站保护出口速断无延时；各站根据间隔数量分别配置1台具备分布式FA功能的站所终端，采用缓动型FA方式，各环进环出间隔配置故障检测功能，各出线间隔

35、配置过流失压跳闸功能。配电站1配电站2配电站3配电站4变电站A变电站B（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式典型网架与配置典型网架与配置：c）手拉手单环开环运行（环进环出间隔为负荷开关、出线间隔为断路器）配置：环进环出间隔为负荷开关，出线间隔为断路器，各配电站根据间隔数量分别配置1台具备分布式FA功能的站所终端，采用缓动型FA方式，各环进环出间隔配置故障检测功能，若变电站保护出口延时0.3s及以上，则各出线间隔配置速断跳闸功能；若变电站保护出口速断无延时，则各出线间隔配置过流失压跳闸功能。配电站1配电站2配电站3配电站4变电站A变电站B（5 5）分布式馈线自动化应用模式）

36、分布式馈线自动化应用模式典型网架与配置典型网架与配置：d）手拉手单环闭环运行（间隔为断路器）配置：各间隔均配置为断路器，变电站保护出口延时0.3s及以上；各配电站根据间隔数量分别配置1台具备分布式FA功能的站所终端，采用速动型FA方式，各环进环出间隔配置故障检测功能，各出线间隔配置速断跳闸功能。配电站1配电站2变电站A配电站3配电站4（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式典型网架与配置典型网架与配置：e）三电源单环开环运行（间隔为断路器）配置：各间隔均配置为断路器，变电站保护出口延时0.3s及以上；各配电站根据间隔数量分别配置1台具备分布式FA功能的站所终端，采用速动型F

37、A方式，各环进环出间隔配置故障检测功能，各出线间隔配置速断跳闸功能。配电站1配电站2配电站3配电站4变电站A变电站B配电站5配电站6变电站C（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式典型网架与配置典型网架与配置：f）N供一备单环开环运行（间隔为断路器）配置：各间隔均配置为断路器，变电站保护出口延时0.3s及以上；各配电站根据间隔数量分别配置1到台具备分布式FA功能的站所终端，采用速动型FA方式，各环进环出间隔配置故障检测功能，各出线间隔配置速断跳闸功能。配电站1配电站2配电站3变电站A配电站4配电站5配电站6变电站B变电站C（备用）配电站7配电站8配电站9变电站D（5 5）分

38、布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式典型网架与配置典型网架与配置：g）手拉手双环环开环运行（间隔为断路器）配置：各间隔均配置为断路器，变电站保护出口延时0.3s及以上；各配电站根据间隔数量分别配置1台具备分布式FA功能的站所终端，采用速动型FA方式，各环进环出间隔配置故障检测功能，各出线间隔配置速断跳闸功能。配电站1变电站A配电站2配电站4变电站B配电站3（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式典型网架与配置典型网架与配置：h）花瓣型网络闭环运行（间隔为断路器）配置：各间隔均配置为断路器，变电站保护出口延时0.3s及以上；各配电站根据间隔数量分别配置1到N台具备

39、分布式FA功能的站所终端，采用速动型FA方式，各环进环出间隔配置故障检测功能，各出线间隔配置速断跳闸功能；在某个花瓣电源侧全失电或开环状态发生故障后，可根据预设条件，将部分负荷通过花瓣间联络线转供到其他花瓣。配电站2变电站A配电站1配电站3配电站5变电站B配电站4配电站6（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式典型网架与配置典型网架与配置：i）分布式电源接入的三电源单环开环运行（间隔为断路器）配置：各间隔均配置为断路器，变电站保护出口延时0.3s及以上；各配电站根据间隔数量分别配置1到N台具备分布式FA功能的站所终端，采用速动型FA方式，各环进环出间隔配置故障检测功能，各出

40、线间隔配置速断跳闸功能。配电站1配电站2配电站3配电站4变电站A变电站B配电站5配电站6变电站C风电光伏（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式（1 1）速动型分布式）速动型分布式FAFA对环网箱的要求如下：a）开关为断路器；b）开关具备三相保护TA，零序TA（可选配）；c）环网箱配置母线TV；d）断路器分闸动作时间60ms。（2 2）缓动型分布式）缓动型分布式FAFA对环网箱的要求如下：a）进线为负荷开关，出线为负荷开关或断路器；b）开关具备三相保护TA，零序TA（可选配）；c）环网箱配置母线TV。（1）终端间的通讯网络宜采用工业光纤以太网，也可采用EPON光纤网络。（2

41、）速动型分布式FA对等通信的故障信息及控制信息交互时间20ms。（3）分布式FA通信与主站通信使用单独信道，互不干扰。（4）分布式配电终端应满足国家电网对配电终端的信息安全要求。（5）分布式配电终端应具备至少2个独立物理地址的网口，1个用于与配电主站通信，另1个用于分布式FA信息交互；用于分布式FA信息交互的网口不允许使用TCP/IP协议。（6）不同联络互投区域的配电终端应选择不同网段，且不能与主站通信地址冲突。配套开关选用配套开关选用配套通信选用配套通信选用（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式配套具备分布式馈线自动化功能的配电终端，同时具备配电自动化要求的遥测、遥信、

42、遥控、故障录波、故障事件、历史数据等基本功能。（1 1）速动型分布式）速动型分布式FAFA的保护配置要求：a）分布式FA终端的动作参数应与变电站出口断路器过流定值设置一致。b）动作时限满足在变电站出口断路器保护动作前动作的原则，并充分考虑断路器开关动作时间。c）变电站出口断路器保护宜整定为限时速断，动作时间按照标准保护时限阶段t不小于0.3s整定。d）分布式FA的断路器终端设备宜与变电站侧保护特性相同，例如同为定时限特性。（2 2）缓动型分布式）缓动型分布式FAFA的保护配置要求a）分布式FA终端的动作参数应与变电站出口断路器过流定值设置一致。b）动作限值满足变电站出口断路器保护因故障动作时，

43、终端可靠检测到故障；c）动作时限满足在变电站出口断路器保护动作后动作的原则；d）分布式FA终端宜与变电站侧保护特性相同，例如同为定时限特性。配套终端选用配套终端选用保护配置选用保护配置选用（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式配电站1配电站2配电站3配电站4变电站A变电站B典型应用示例典型应用示例手拉手单环开环运行（开关为断路器）手拉手单环开环运行（开关为断路器）主干线故障主干线故障（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式配电站1配电站2配电站3配电站4变电站A变电站B典型应用示例典型应用示例手拉手单环开环运行（开关为断路器）手拉手单环开环运行（开关为

44、断路器）首端故障首端故障（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式配电站1配电站2配电站3配电站4变电站A变电站B典型应用示例典型应用示例手拉手单环开环运行（开关为断路器）手拉手单环开环运行（开关为断路器）分支线故障分支线故障（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式配电站1配电站2配电站3配电站4变电站A变电站B典型应用示例典型应用示例手拉手单环开环运行（开关为负荷开关）手拉手单环开环运行（开关为负荷开关）（5 5）分布式馈线自动化应用模式）分布式馈线自动化应用模式4 4、典型案例分析、典型案例分析序号序号方式方式适用区域适用区域界线方式界线方式案列案列1

45、集中型A+、A类区域架空、电缆配电线路，以及B、C类区域电缆线路单辐射架空线山西大同110kV梨园变电站10kV梨53工业园线2单联络架空线山东青岛市110kV软件园变电站出线10kV软学线和110kV辛家庄变电站出线10kV大学线3多联络架空线长治市10kV819城东回线、815南沁线、821城东I回线4单辐射电缆线长治市漳泽公司110kV城北站出线10kV586小化线5单联络电缆线长治市长子县110kV长子站出线10kV576东干线、573城内线分析单环网电缆线路6重合器式电压-时间型A、B、C类区域以及部分D类区域，以架空线路应用为主架空单辐射运城市盐湖区110kV城北变电站10kV53

46、09原王庄线7架空单联络长治市襄垣县35kV店上站10kV847善福线、35kV善福站10kV575上丰北线8电缆单环网长治市110kV城东变电站10kV556太东线、110kV城中变电站10kV542太行东街线9自适应综合型架空单辐射忻州市繁峙县110kV石龙变电站10kV840线路10架空单联络忻州市保德县110kV东关变电站10kV城镇597一回线、10kV城镇891二回线11架空多联络长治市110kV城中变电站10kV516西大街线、10kV517府后街线、10kV535普通街线12电缆单辐射运城市垣曲县110kV张家庄站10kV5226城东线13电缆单环网运城市垣曲县110kV张家庄

47、站出线10kV5232城西线、110kV古堆变电站10kV5308城市线14电压-电流时间型架空单辐射长治市长治县110kV韩店变电站10kV584东和线15架空单联络临汾市曲沃县35kV西南街变电站813城关线、110kV曲沃变电站513城关I回线16分布式速动型A+、A类及部分B类区域电缆线路手拉手单环开环运行（间隔为断路器）张家口10kV566十三里线、10kV577吉龙线17三电源单环开环运行张家口10kV567棉纺专线、10kV518茶榆线、10kV569姚家庄线18手拉手单环开环运行（间隔为断路器）沈阳10kV艺术线专线、10kV桃仙线19花瓣形网络闭环运行唐山10kV货运变货16

48、线路、10kV货运变货17线路20缓动型手拉手单环开环运行（间隔为负荷开关）浦东10kV滨22万向大厦线、35kV国际站国26泰同路线21四电源单环网开环运行浦东71南顺花苑紫线、72南顺花苑冬线、73南顺花苑金线、74南顺花苑土线4 4、设计总结、设计总结1.1.上海市电力公司目前实施的配电自动化项目，仅为了配电自动上海市电力公司目前实施的配电自动化项目，仅为了配电自动化覆盖率，淡化了馈线自动化功能。未来的方向是：先完成覆盖化覆盖率，淡化了馈线自动化功能。未来的方向是：先完成覆盖率，再考虑馈线自动化建设率，再考虑馈线自动化建设2.2.典型设计案例对上海配电自动化建设指导有限。与上海特殊网典型

49、设计案例对上海配电自动化建设指导有限。与上海特殊网架有关，电缆网主要以开关站为主。典型案例着重强调馈线自动架有关，电缆网主要以开关站为主。典型案例着重强调馈线自动化模式选择及设计方案。化模式选择及设计方案。3.3.上海上海A A、B B、C C类区域架空线主要采用故障监测模式，在国网层类区域架空线主要采用故障监测模式，在国网层面应该主要采用就地重合器模式，故障监测模式只是馈线自动化面应该主要采用就地重合器模式，故障监测模式只是馈线自动化的补充，主要用于的补充，主要用于D D、E E区域。与上海保护配置及习惯有很大关系区域。与上海保护配置及习惯有很大关系4.4.沿海省份配电自动化建设推广速度快，内陆省份大多处于探索沿海省份配电自动化建设推广速度快，内陆省份大多处于探索阶段，未来三年被称为配电自动化建设年，国网层面要求阶段，未来三年被称为配电自动化建设年，国网层面要求20202020年年要求全覆盖。要求全覆盖。