新型的城市配网自动化改造方案.docx

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新型的城市配网自动化改造方案

新型的城市配网自动化

改造方案

1前言

1.1传统的配网自动化模式

传统的配网自动化模式，主要依据1999版配电系统自动化规划设计导则、2000版FTU标准、2002年版配网自动化系统功能规范和2003年版国家电网公司县城电网建设与改造技术导则来实施。

如今，这些标准早已显得有些过时，既不符合技术经济的发展形势，又不满足电力生产需要。

传统的配网自动化模式主要存在以下问题：

1）主站投资过大，没有数据，显得“头重”。

计算机和通讯技术的更新换代速度很快，过早和过多购买主站设备都会导致投资失败。

先上一个大主站以后再慢慢增加现场监控点的思路实际上不对，不符合实际生产情况和新生事物发展规律。

2）现场设备投资过小，可监控的对象少，可采集到的有用的信息更少，显得“脚轻”。

主要体现在可监控的点太少，大多数线路不能上自动化监测或监控，充其量是拿几条线路来做自动化试点。

按照标准的配网自动化模式来走，“三遥”配电终端和开关自动化改造的费用偏高，停电实施困难，再加上标准的配网自动化终端（RTU、FTU、DTU、TTU）本身能力有限，一次设备（PT、CT、变压器、开关）改造麻烦，反过来会制约现场监控点的数量增长。

3）光纤通讯系统投资过大，设计的容量很大，接入的数据流量很小，数据接入点的位置移动困难，显得“身子笨”。

自建物理网络，过分强调通讯速度、遥控安全和故障处理的速度，忽视接入点的数量和方便性，导致通讯投资过高。

4）头重、脚轻、身子笨，致使配网自动化系统“全身无力”。

特别是现场“一遥”、“二遥”、“三遥”、“四遥”，甚至“五遥”的自动化监控点的数量偏少，使得整个系统在空转，使用价值不高，投入产出比低。

备注：

a）一遥：

是指带动作信号（短路、接地）远传的“二合一”数字故障指示器（FCI：

FaultCurrentIdicator），以及可采集开关位置的数据采集器（DCU：

DataCollectorControlUnit，或FTU：

FeederTerminalUnit，或DTU：

DistrubitionTerminalUnit，或TTU：

TransformerTerminalUnit）及其系统。

b）二遥：

是指带动作信号（短路、接地）远传和测量（稳态负荷电流、短路动作电流、暂态接地尖峰电流、暂态接地动作电流、稳态零序电流、暂态零序电流、线路对地电场、电缆头温度等）的“三合一”数字故障指示器，以及可采集开关位置的数据采集器及其系统。

c）三遥：

是指带动作信号（短路、接地）远传、遥测、可遥控翻牌复归的“四合一”数字故障指示器，以及可遥控开关和采集开关位置的数据采集器及其系统。

d）四遥：

在“三遥”系统基础上增加“遥调”功能，可遥调数字故障指示器和数据采集器的参数，可遥调变压器分接头位置和无功补偿柜的电容投切状态。

e）五遥：

在“四遥”系统基础上增加“遥视”功能，即可远程监视线路和设备，常见的方法是录制视频和抓拍照片。

1.2新型的配网自动化模式

如何根据县级供电企业的实际情况，恰当地选择必要的功能和性能，寻求一种适合当地电力生产需要的“性价比”较高、符合城市电网现况及未来技术发展方向、能够“统一规划、分层控制、分步实施”、不致因系统发展或技术进步而“推倒重来”实用化的新型的配电自动化模式非常有意义，也是实施县级配网自动化系统的正确思路。

新型的配网自动化模式，主要是指利用数字故障指示器（FCI）和数据采集器（DCU）等新技术来弥补标准FTU（或DTU）功能性能缺陷的一种新模式。

数字故障指示器的主要特点是：

1）具有故障指示器的先天特性，能检测短路、接地故障，能本地指示出来并可将动作信号远传，能提供更为先进、灵活和准确的故障检测方法和人工调节手段。

2）具有本地无线分频、跳频组网和远程GPRS“四遥”双向交互通讯的双重维护功能。

3）具有FTU、DTU或微机测控保护装置的常规的遥测和遥控功能。

数字故障指示器采用非常规技术手段来解决整机功耗、通讯能量、自取电源、故障检测、故障录波、在线监测、大电流冲击、高低温、防护等级、雷击浪涌、EMC、体积、重量等一系列问题。

4）最为重要的是，它具有成本低廉、施工简单、等电位安装、挂网安全、运行可靠、清洁环保和免维护等特点。

数据采集器的主要特点是：

1）体积小，重量轻，功耗低，采用太阳能供电（架空）或开口CT供电（电缆）。

2）采集周边3～30只数字故障指示器的故障信息和正常运行数据，不用安装高压PT和一次CT，不用接交直流电源。

3）可同时遥控两台同杆架设电动开关，并采集开关位置等状态。

用在开闭所时，可通过内部485总线组网，轻松实现多达32出线和开关的监控功能。

4）具有本地无线、手机短信和远程三重维护功能。

5）数据采集器采用非常规技术手段来解决整机功耗、体积重量、工作电源、通讯能量、高低温、防护等级、EMC等系列问题。

离线安装，与高压无电气连接，无线路停电、大电流冲击、系统过电压和雷击浪涌等问题。

6）最为重要的是，它具有成本低廉、施工简单、不挂网安装、运行可靠、清洁环保和少维护（备注：

后备电池需要维护）等特点。

2设计依据

传统的普通故障指示器采用了模拟电路技术和小壳体封装设计，具有很大的技术局限性，实现功能过于简单，长期以来未能受到电力行业的重视。

然而，采用经济实用的故障指示器来查找配电线路的短路、接地故障，早已成为供电部门的首选方案。

由于市场需求和发展空间很大，传统的普通故障指示器已有二十年多年的发展历史，它的出现要比FTU、DTU要早十几年，其实际使用数量要比FTU、DTU高出几十万倍。

鉴于以上情况，国家电网公司在2010年初颁布了一个普通故障指示器的技术规范，数字故障指示器的一些先进的故障检测和配网自动化功能、性能也将在标准修订时增加进去。

本方案设计还遵循以下标准：

2.1符合下列标准化组织制订的标准

CCITT国际电报、电话咨询协会标准；

ISO国际标准化组织标准；

IEC国际电工委员会标准；

ITU-T国际电信联盟标准；

IEEE国际电气电子工程师协会标准；

ANSI美国国家标准协会标准；

EIA电子工业协会标准；

GB中华人民共和国国家标准；

DL中华人民共和国电力行业标准；

2.2符合事实上的工业标准

1）符合IEEEPOSIX和OSF标准的操作系统

2）满足ANSI标准的SQL数据库查询访问

3）符合ANSI标准的C、C++语言和FORTRAN语言

4）符合IEEE能量控制中心工作小组对开放的EMS的定义

5）符合OMG组织制订的CORBA2.3/2.5标准

6）符合IEC组织制定的IEC61970CIM/CIS和IEC61968UIB标准

2.3遵循的行业标准

1）DL5003-91《电力系统调度自动化设计技术规程》

2）DL5002-91《地区电网调度自动化设计技术规程》

3）DL/T635-1997《县级电网调度自动化系统功能规范》

4）DL/T789-2001《县级电网调度自动化系统实用化要求及验收》

5）DL/T814-2002《配网自动化系统功能规范》

6）DL/T721-2000《配网自动化系统远方终端》

7）《农网自动化及通信系统建设技术指导意见（试行）》（2002年）国家电力公司农电部[农电2002-32号]

8）《国家电网公司县城电网建设与改造技术导则》（2003年）国家电力公司农电部、科技部

9）《配电系统自动化规划设计导则》中国电机工程学会城市供电专业委员会

10）《10千伏配网自动化发展规划要点》国电公司发输电运营部

11）《远动设备及系统-传输规约：

第101篇基本远动任务配套标准》（IEC60870-5-101规约）

12）《远动设备及系统-传输规约：

第104篇采用标准传输文件集的IEC60870-5-101网络访问》（IEC60870-5-104规约）

13）《配电线路故障指示器技术规范》（2010年）国家电力公司农电部、科技部

3现场条件

某市电力公司配网管理采取营配分开的管理模式，10kV配网的运行、维护管理由配电部负责，营销部负责公用变及0.4kV低压台区的管理，配电网的调度由地调合一管理。

至2010年3月，某市市全网供电面积为159.92km2，共有10kV公用线路142回，专用线路22回，10kV公用线路总长度为1040.85km，其中电缆总长度为518.9km，架空裸导线总长度为309.85km，架空绝缘线总长度212.1km，10kV主干线型架空线以JKLGYJ-240绝缘导线为主，电缆以YJV22-3×300为主。

10kV线路N－1率达到93％，10kV公网线路实现100％“手拉手”联络供电。

由于配电自动化规划滞后，目前某市10kV配电网上的开关设备均未装设电动操作机构，没有预留自动化用的CT和PT，开关也无辅助接点，无预留光纤等专用通信通道。

如果按配网自动化的标准要求建设，更换全部10kV线路的开关设备，投资特别巨大，架设专用光纤通道也十分困难。

4建设目标

4.1总体目标

本设计方案是利用现代先进的数字无线调频/跳频组网通讯技术、电子技术和计算机网络技术，将某市市区城市配电网上的故障报警数据、实时运行数据、离线数据、电网结构、设备参数和地理信息等诸多信息进行综合处理和集成，构成功能完整的配电自动化系统。

实现某市市区配电网正常运行时的控制和监测。

通过该系统的实施实现某市配电网运行和管理的现代化，确保配电网络的安全、可靠、经济运行。

1）实时监测线路负荷电流、瞬时接地尖峰电流、线路对地电场，对过负荷、过流、过温、局部放电、绝缘下降和瞬时性单相接地故障进行预警，为安全供电提供决策依据。

2）实时检测线路短路、接地、断线、停电等永久性故障并上报故障电流和异常电压（高压线路或电缆头对地电场），帮组运行人员快速查找到故障点，提高配调和抢修效率，提高供电可靠性。

3）实时监测线路、变压器和开关的运行状态，提高配网自动化的调度和管理水平。

4）优化网络结构和无功配置，降低电能损耗，提高经济运行水平。

5）通过配电系统自动化的实施真正提高企业的现代化管理水平，提高供电企业的各项经济技术指标。

4.2主站系统

6）配电自动化系统主站设计满足系统通用性和和扩展性的要求，减少不必要的功能，降低不必要的性能。

根据系统规模进行分层控制、分步投资，一级主站、二级主站和配电子站的层次、功能要划分清楚。

7）对于一、二期规划，可首先实现255个自动化监控点以下的基本SCADA（数据采集与控制）、FA（馈线自动化）或故障定位、无人值班短信通知功能，以后规模再扩大则降为二级主站继续发挥作用。

8）根据实际使用需要，可增加WEB发布和远程浏览功能。

9）根据实际使用需要，可增加调度自动化系统接口功能。

10）根据实际使用需要，可增加GIS地理信息系统接口功能。

4.3站端系统

1）配电终端（含FCI、DCU）可满足线路故障检测、在线监测和开关遥控可靠性和实用性要求，减少不必要的功能，降低不必要的性能。

根据实际线路的自动化改造条件进行分层控制，分步投资，在不同功能层次的开关、线路场合分别上“一遥”、“二遥”、“三遥”、“四遥”、“五遥”设备及其系统，也可以在一些分支线路安装不带通讯或只带本地通讯的FCI和DCU。

2）配电终端采用独立封装或模块化设计，具备扩展性和可维护性，具备“四遥”通信、设备自诊断与自恢复、在线调试和远程维护功能。

3）对于一、二期规划，可首先实现绝大多数线路的故障检测、在线监测与故障定位功能，并实现少部分线路的开关位置信息采集和开关遥控功能。

对于同杆架设线路，多分支线路，无开关、有开关无电动、少开关线路，不装PT/CT的场合，可优先采用FCI和DCU组合方案。

4）根据际使用需要，可增加本地无线调试和操作功能。

4.4通信系统

1）通信介质和设备可满足线路故障检测、在线监测和开关遥控可靠性和实时性要求，减少不必要的功能，降低不必要的性能。

根据现场实际情况进行分层控制，分步投资，在不同地理位置和带宽要求的通讯场合，分别采用有线（LAN、USB、UART、RS232、RS485、CAN、LON等）、无线（短距离无线调频/跳频、GPRS、EDGE、CDMA、3G、卫星通道、调度专频、无线扩频等）、光纤（串行自愈环、光纤以太网、SDH等）、电力线载波等通讯方式。

2）在数据量不大、数据接入点多而分散的场合，可优先采用无线方式。

对于城市化进程还远未结束，不好预埋或架设有线、光缆，不能提供稳定的大功率通讯电源的场合，没有通讯人员专业维护，尽量少用光纤和有线。

3）对于一、二期规划，可首先实现绝大多数线路监控点DCU的数据接入功能。

对于有开关遥控场合，可考虑申请VPN虚拟通道SIM卡业务，或专门铺设遥控光缆。

FCI优先选用短距离无线调频/跳频通讯方式接入DCU，在电缆系统也可以选用短距离光纤就近接入带远程数据通讯功能的配电终端。

5实施计划

5.1第一期目标：

（至2010年8月）

8月1日前实施不停电或短时停电的施工方案，采用FCI、DCU对某城市？

条供电线路的？

个开闭所、？

个无CT无PT环网柜和？

台无CT无PT无辅助接点的柱上开关实现“二遥”功能，并将数据接入现有的配调SCADA/FA/GIS系统实现数据共享，预留开关遥控接口。

具备区域故障自动定位，以人工方式实现短路、接地故障的快速隔离和恢复供电功能。

对部分没有安装开关的线路加装必要的故障检测点和在线监测点，采用FCI和DCU的组合方案以实现线路“二遥”功能。

FCI和DCU同时具备遥控复归和遥调参数功能。

5.2第二期目标：

（至2011年5月）

将10KV线路开关设备的“二遥”改造扩大到某市全辖区的142回线路，实现全辖区具备故障自动定位，以人工方式实现故障隔离、快速恢复供电功能。

同时具备在线监测功能，为故障预警和运行管理服务。

5.3第三期目标：

（至2012年5月）

完成10KV线路开关设备的更换，申请VPN虚拟通道和GPRS加密SIM卡，或这架设专用光纤通道，实现电动开关的遥控功能，具备故障自动定位，以自动或人工遥控方式实现故障隔离快速恢复供电和网络重构的功能。

5.4第一期目标实施要点

特点一：

对不带CT和PT以及无预留辅助接点的柱上开关实现“二遥”功能均不必更换设备，大大降低投入。

特点二：

柱上开关“二遥”改造不需停电，环网柜、电缆分支箱和开闭所“二遥”或“三遥”改造只需短时停电，施工周期特别短。

特点三：

采用新技术的“二遥”设备超低功耗，可直接用线路CT取电或太阳能供电，不受供电系统影响更可靠，无PT供电，不增加一次回故障。

特点四：

不论架空线路还是电缆线路，都应用首半波和接地暂态信号量化原理来检测单相接地故障，检测更快速、准确和可靠。

在电缆系统，同时采用稳态零序电流和暂态零序电流的方法来辅助检测单相接地故障。

在适当时候，可增加接地信号源，主要用于检测接地暂态过程早已结束的永久性接地故障点。

特点五：

应用数字无线调频/跳频组网通讯，实现一次回路和二次回路完全隔离，系统运行安全可靠。

特点六：

数据采集器具有多种接口，无专用通讯通道时可用GPRS快速实现“四遥”功能，开关设备增加电动操作机构后可直接实现开关遥控功能。

特点七：

数据采集器采用配网自动化的标准101通讯协议，能与配网SCADA系统和GIS系统实现平滑对接及数据共享，真正起到立竿见影的效果，实现建多少用多少，杜绝浪费。

特点八：

完全能满足“国家电网公司关于在县级供电单位开展‘科技进步先进县供电企业’建设活动的通知要求，县城城区10KV主干线路实现配网自动化达100%，且各项功能使用良好”的要求。

6新方案介绍

6.1系统概述

现场故障定位点/监测点/监控点主要由FCI和DCU组成。

FCI集短路和接地故障的“遥信”及直接取代线路取样CT实现无线“遥测”功能。

从单根10KV线路磁场感应取电，解决FCI自身及无线通讯模块的工作电源是蓝派克公司（LPK）对新技术的成功应用，不停电方式安装并取代线路CT测量电流和故障电流值是LPK最大的特点。

多接口数据采集终具有“三遥”功能，预留光纤、GPRS及无线端口，含GPRS通讯整机低于0.5W的低功耗设计远低于功耗大于5W的FTU、DTU，20W的太阳能电池、40VA的开口CT能让DCU设备稳定可靠运行，解决了由高压PT供电而引发的一系列问题。

LPK将以理想的投入产出比，不停电快速解决10KV馈线的“两遥”或“三遥”问题。

FCI应用于中高压输配电线路上，可检测短路和接地故障并指示出来，可以监测线路和变压器（高压侧）的运行情况。

该系统可以帮助电力运行人员实时了解线路上各监测点的电流（负荷电流、短路动作电流、首半波尖峰电流、接地动作电流、电缆线路稳态零序电流、电缆线路暂态零序电流）、线路对地电场（对地绝缘）、高压线或电缆头温度的变化情况，在线路出现短路、接地、断线、绝缘下降等故障或者异常情况下给出声光或者短信通知报警，告知调度人员进行远程操作以隔离故障和转移供电，通知电力运行人员迅速赶赴现场进行处理。

主站SCADA系统除了显示线路故障电流途径和位置，还能显示线路各个电流、线路对地电场、DCU电池电压、DCU充电电压的变化情况并绘制曲线图，用户根据需要还可以增加其他监测内容，例如开关位置、无线抄表、视频抓拍等。

FCI的电池电压和充电电压可通过本地无线读取。

该系统采用先进的数字故障指示器技术，可检测高压输配电线路短路、接地故障，可监测线路和变压器两侧的电流、电压湖或对地电场、温度等实时数据，可对同杆架设的两路电动开关进行遥控、遥信（开关位置采集）操作。

当系统正常时，可以帮助电力运行人员及时掌握线路上各监测点的运行数据；当系统异常时，可以帮助电力运行人员快速定位故障点，排除事故隐患。

6.2系统功能

1．监测线路上的短路、接地、过负荷、断线、停电、三相不平衡、盗割、过温等故障情况，帮助运行人员迅速查找故障点，避免事故进一步扩大。

2．监测线路负荷电流和短路动作电流，保存历史数据并绘制曲线，用于事故分析和消隐。

3．监测线路首半波尖峰电流和接地动作电流（架空、电缆）、稳态零序电流和暂态零序尖峰电流（电缆），保存历史数据并绘制曲线，用于事故分析和消隐。

4．监测架空线路、电缆头的对地电场和温度，保存历史数据并绘制曲线，用于事故分析和消隐。

5．在有刀闸和开关的地方，可监测开关位置。

无需改造开关，无需停电。

6．在有电动开关的地方，除了监测开关位置，还可实现遥控操作。

无需加装PT和CT，无需停电。

7．根据客户需求订制其它在线监测、监控和馈线自动化功能。

6.3系统特点

1．突破模拟普通指示器的技术和FTU的标准。

无需PT和CT，无需开关或开关改造，等电位和不停电安装，适用范围广，投入产出比高，运行可靠。

2．设备运行功耗极低，使用寿命长。

指示器从导线自取电，并后备长寿命锂电池，永久免维护；数据采集器从太阳能（架空）或者开口CT（电缆）取电，可选大容量铅酸蓄电池或聚合物锂电池，3～5维护一次。

3．采用量化的短路故障检测方法。

监测线路个点的负荷电流、短路故障电流和线路电压并实时上报主站系统，并可在线调整短路故障检测参数，大大提高短路故障检测的准确性。

4．采用量化的接地故障检测方法。

对于小电流接地系统，监测线路个点首半波尖峰电流、接地故障电流、稳态零序电流、暂态零序电流和线路对地电场并实时上报主站系统，并可在线调整接地故障检测参数，大大提高接地故障检测的准确性。

5．本地采用无线调频组网（64信道自动跳频），远程采用GPRS/CDMA/3G网络通讯，调试方便，免维护或少维护。

6．指示器和数据采集器安装简单。

不停电安装装、拆卸，本地或远程无线调试。

7．经济实用的主站“四遥”功能。

主站软件可以实时对现场的故障指示器和两路电动开关进行“四遥”即遥控、遥信、遥测、遥调【参数读写】操作。

可实时监测负荷电流和短路动作电流、首半波尖峰电流和接地动作电流、稳态零序电流和暂态零序尖峰电流（电缆）、线路或电缆头对地电压、导线或电缆头温度，并与GIS系统无缝接口。

8．SOE记录，事故推屏，实现事故重演。

9．动态着色，故障定位，短信通知，实现无人值班。

10．主站软件采用配调SCADA/FA/WEB一体化软件，易学易用。

6.4系统组成

由若干个故障定位点/监测点/监控点和1套主站系统组成。

1）每个故障定位点/监测点/监控点的设备组成：

由3～30只数字化的故障指示器和1台数据采集器（含太阳能电池板/开口CT取电装置、后备电池）组成。

2）系统示意图：

图1：

系统组成示意图

FCI：

DigitalFaultCurrentIndicator数字化的故障指示器

DCU：

DataCollectorControlUnit数据采集器（内置低功耗GPRSDTU），可选电动开关储能和开关遥控功能

GPRSDTU：

GPRSDataTransmissionUnit，即GPRS数据传输单元------可选配置。

EFU：

EarthFaultLineSelectUnit接地选线装置。

为了提高单相接地检测的准确度，系统可接入变电站接地选线装置或台变PT监测仪的数据。

------可选配置。

6.5系统工作原理

数字故障指示器FCI主要安装在变电站出线、开关负荷侧、架空分支线、电缆进出线和主干线路分段处各装1组（共3只），以实现这些线路的在线监测（遥测）、故障检测与定位（遥信），同时在附近安装1台DCU。

FCI和DCU都带有四字节全球唯一通信地址，用于DCU对FCI的识别；DCU还带有一字节101协议通信地址，用于DCU与主站之间的地址识别。

DCU与FCI采用短距离无线调频组网通信，DCU与主站之间采用GPRS公网通信，可选静态IP、动态域名和APN专线，推荐使用APN通道，确保数据和控制安全。

当线路正常运行时，DCU定期轮询每只FCI或由FCI主动上报，FCI按预设的通讯策略进行应答或上报，将实时数据发送到DCU。

通讯策略的含义是：

FCI采用极低功耗设计，设计寿命为8年以上，但无线通讯能量较大，不能完全依靠内部锂电池供电，大部分能量要从高压导线感应取电。

当负荷电流大于20A时可以完全取到通讯能量，在通讯时可以做到“有问必答”或者定时主动发送；当负荷电流小于20A时，只能取到有限的电能，在通讯时会出现“两问一答”或者定时主动发送的情况，其它时间FCI内部无线通讯模块都在休眠以减少电池损耗。

值得一提的是，由于无线通讯划分为64个独立信道，无需对多只指示器进行编码和延时错开时间发送，对于多只指示器同时发送时也不会存在互相干扰而导致通讯不上的情况。

当线路出现短路故障时，FCI可以检测到短路故障电流，如果符合特定的短路故障判据，则本地翻牌显示，并按照预设的时间参数自动复归，也可以通过主站遥控复归。

同时，在DCU轮询到自己时将“及时应答”或者立即主动发送动作信息，将动作信号、短路故障电流等数据发送到DCU，DCU再通过SMS（短信）、GPRS、CDMA、3G等方式将故障动作信息和故障数据打包发到用户手机或主站系统。

对于10kV小电流接地系统，当线路出现接地故障时，FCI可以检测到接地故障首半波尖峰电流和线路电压，如果符合特定的接地故障判据，则本地翻牌和指示灯显示，并按照预设的时间参数自动复归，也可以通过本地无线或主站遥控复归。

同时，在DCU轮询到FCI时将“及时应答”或者立即主动发送动作信息，将动作信号、接地故障电流等数据发送到DCU，DCU再通过短信、GPRS、CDMA、3G等方式将数据打包发到主站。

由于FCI的本地无线和DCU的GPRS网络“一直在线”，并具有双向、随机发起主动通讯的能力，所以主站在