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1、配电网继电保护和自动装置配电网自动化实施细则1.1 配电网继电保护和自动装置 1.1.1 配电网应按GB50062电力装置的继电保护和自动装置设计规范、GB/T 14285继电保护和安全自动装置技术规程的要求配置继电保护。 1.1.2 10（20）千伏配电网的继电保护装置宜采用微机型保护装置，应考虑预留配合实施自动化的接口。 1.1.3 中压配电网应采用过流、速断保护，可选用重合闸装置；合环运行的配电网应增加纵差保护。对于中性点经低电阻接地系统应增加零序电流保护。 1.1.4 保护信息的传输宜采用光纤通道。对于线路电流差动保护的传输通道，往返均应采用同一信号通道传输。 1.1.5 非有效接地系
2、统，保护装置宜采用三相保护模式，在配网中长期规划中指明的系统接地方式可能发生变化的保护装置配置，参考1.1.3条规定。 1.1.6 在中压低电阻接地方式中，考虑到零序电流保护整定值很难与熔断器的熔断曲线配合，因此当用户配电变压器容量在630千伏安及以上时，配电变压器应配置反映相间故障的电流保护和反映接地故障的零序保护；当客户配电变压器容量为500千伏安及以下，当采用熔丝保护时，熔丝熔断特性应满足200安电流下，熔断时间小于60毫秒。否则应配置反映相间故障的电流保护和反映接地故障的零序保护。1.2 配电网自动化1.2.1 系统构成 配电网自动化系统是指对 10（20）千伏及以下配电网进行监视、控
3、制和管理的自动化系统，一般由主站、子站、远方终端设备、通道构成。 1.2.2 配电网自动化规划设计原则（1）配网自动化应以提高供电可靠性及配网运行管理水平为目标，配网自动化建设应遵循“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，根据配电网的地区特点、负荷性质和重要性，选择适宜的配网自动化实现模式。（2）配电网一次设备选型应性能先进、结构合理、质量可靠，并结合配电网自动化规划给二次设备留有可靠的接口。通讯方式、自动化设备，以及电源选择与设置，应满足当故障或其它原因导致配电网设备停电时，各测控单元应可靠的上报信息和接受远方控制。（3）实施配电网自动化要结合电网实际，因地制宜，分步实施。市中心区、新城区、
4、国家级开发区等重要地区的中压配电网根据需要可优先实现配网自动化功能，其他地区逐步完善。1.2.3 配网自动化一次网架的建设改造原则（1）对于供电可靠性要求一般的线路，不宜为了配电自动化而对其一次网架和开关设备进行大规模改造，可以在现有的线路和设备条件下进行“一遥”或“两遥”的配电自动化建设。（2）对于供电可靠性要求较高且开关设备具备电动操作机构的线路，可以在现有的线路和设备条件下进行“三遥”的配电自动化建设。（3）对有环网出线和重要负荷的开闭所、架空干线联络开关、主干线环网柜，宜对其开关设备进行电动操作机构改造，实现配电自动化“三遥”功能。（4）对于供电可靠性要求较高，但线路不具备负荷转供路径
5、的线路，应先对其线路进行环网供电方式的改造，并对其开关设备进行电动操作机构改造，以实现馈线自动化功能。1.2.4 配网自动化系统方式（1）配电自动化可以分为五种方式：a）简易型简易型配电自动化系统是基于就地检测和控制技术的一种准实时系统。它采用故障指示器来获取配电线路上的故障信息，将故障指示信号上传到相关的主站，由主站来判断故障区段。在配电开关采用重合器或配电自动开关，可以通过开关之间的时序配合就地实现故障的隔离和恢复供电。b）实用型实用型配电自动化系统是利用多种通信手段（如光纤、载波、无线公网/专网等），以两遥（遥信、遥测）为主，并对具备条件的一次设备可实行单点遥控的实时监控系统。其主站具备
6、基本的SCADA功能，对配电线路、设备实现数据采集和监测，根据配电终端数量或通信方式的需要，该系统可以增设配电子站。c）标准型标准型配电自动化系统是在实用型的基础上实现完整的SCADA功能和FA功能， 能够通过主站和终端的配合，实现故障区段的快速切除与自动恢复供电。能与上级调度自动化系统和配电生产管理系统/配电地理信息系统实现互连，建立完整的配网模型，应能支持基于全网拓扑的配电应用功能。该系统主要为配网调度服务，同时兼顾配电生产和运行管理部门的应用。对于基于主站控制的馈线自动化（FA） ，一般需要采用可靠、高效的通信手段（如光纤） 。d）集成型集成型配电自动化系统是在标准型的基础上，通过信息交
7、换总线或综合数据平台技术，与企业内各个与配电相关的系统实现互连，整合配电信息，外延业务流程，扩展和丰富配电自动化系统的应用功能，支持配电调度、生产、运行以及用电营销等业务的闭环管理，为供电企业的安全和经济指标的综合分析以及辅助决策服务。e）智能型智能型配电自动化系统是在标准型或集成型配电自动化系统的基础上，扩展对于分布式电源/储能/微电网等接入功能，实现配电网的自愈控制和经济运行分析功能，实现与上级电网的协同调度以及与智能用电系统的互动功能。（2）五种方式可以由各供电公司根据自身特点分阶段选择合适的方式，依据当地配电网结构、一次设备、通信条件的改善以及相关应用系统的成熟度和供电区域的用户重要性
8、进行配置，也可以在一个阶段的配电网的不同区域上并存。其中：a）简易型方式适用于单辐射或单联络的一次网架仅需简单故障指示功能的配电线路；b）实用型方式适用于具备通信条件，以配电SCADA监控功能为主，但不具备条件实现馈线自动化FA功能的线路；c）标准型适用于配电网架比较完善，具备馈线自动化FA实施条件的对供电可靠性要求较高的区域；d）集成型适用于配电一次网架比较成熟、配电自动化系统已初具规模、各种管理应用系统比较成熟的供电公司；e）智能型适用于已开展或拟开展分布式电源/储能/微电网等方面的建设，配电自动化系统已具有较好的应用水平并正在同步开展智能用电系统建设的供电公司。1.2.4 配网自动化系统
9、功能配置（1）配网自动化主站系统应具备a）配电实时监控（DSCADA）功能；b）配电网络历史数据的统计、分析功能；c）配网故障监测（DA）功能，主要包括故障区段定位、故障区段隔离、网络重构和快速恢复供电功能。（2）能够按照 IEC61970、IEC61968 技术标准与其它系统进行互联，实现接口的统一、信息的交互。（3）系统高级应用功能结合本地区配电网运行管理需求情况进行配置。（4）系统对具备条件并有运行管理需求的开关站实现遥测、遥信、遥控功能，对 10（20）千伏配电室、环网设备实现遥测、遥信功能，对有条件地区的架空线路宜实现自动隔离故障功能。1.2.5 配网自动化系统设计、建设、验收应符合
10、电力二次系统安全防护规定（2004）（国家电力监管委员会令第 5 号）的要求。1.2.6 配网自动化根据实际情况选择专网通信方式或公网通信方式，专网通信可采用光纤、载波等方式，公网通信可采用无线、有线等方式。1.2.7 配电网电缆隧道建设的同时，应综合考虑未来发展，可同步建设通信路径。1.2.8配电网络自动化基本模式（1） 对一般放射性网络a) 电缆网络：采用落地式手动操作负荷开关，加短路故障指示器和遥信、遥测的简易型或实用性方式。b) 架空网络：采用柱上手动操作负荷开关加短路故障指示器和遥信、遥测的简易型或实用性方式。（2） 对供电可靠性要求较高的放射性网络a) 电缆网络：采用落地式重合器和
11、分段加遥信、遥测的实用型或标准型方式。b) 架空网络：采用柱上重合器和分段器加遥信、遥测的实用型或标准型方式。（3）对供电可靠性要求高、允许开环运行的网络a) 电缆网络：采用具有远方操作功能的环网开关，加电流互感器、远方终端方案的实用型或标准型方式。b) 架空网络1）采用具有远方操作功能的柱上开关，加电源互感器、远方终端方案的实用型或标准型方式。2）采用柱上重合器和分段器组合方式，加电流互感器、远方终端方案的实用型或标准型方式。（4）对供电可靠性要求很高，必须闭环运行的网络采用免维护真空或SF6开关，实现远方故障自动诊断、遥控、遥测、遥信的标准型或集成型方式，并最终向智能型方式发展。配网自动化
12、应与地理信息系统相结合，实现实时信息远传监控功能。（5）10（20）千伏配电站自动化配置1.2.9 配电网配电设备建设、改造的具体要求（1）要求实现一遥功能的应至少具备辅助触点；（2）要求实现两遥功能的应至少具备电流互感器或故障指示器、电压互感器和辅助触点；（3）要求实现三遥功能的应至少具备电流互感器或故障指示器、电压互感器、辅助触点以及电动操动机构；（4）要求实现故障告警和定位的应至少具备电流互感器或故障指示器、电压互感器、辅助触点；（5）要求实现故障自动隔离的应具备电流互感器或故障指示器、电压互感器、辅助触点以及电动操动机构、后备电源。开关设备在失去交流电源的情况下至少能进行自动合闸和自动
13、分闸各一次；（6）所有环网开关柜的辅助接点除在本柜需要的使用外，均应各带有能连动的二开二闭的辅助接点；（7）配电站用低压开关柜进线、分段断路器配本体通讯模块，带符合IEC标准的接口，采用符合IEC标准的通讯协议实现遥信、遥测功能；（8）电流互感器、电压互感器均应满足GB1208电流互感器、GB1207电压互感器标准要求。其中电流互感器一次电流宜采用200、400、600安，二次电流应采用1安；（9）配电网开关设备的额定参数应考虑到系统发展规划要求，宜采用封闭型、免维护的设备为主。操作电源必须可靠、适用。1.2.10开关站、配电室、环网单元和箱式变电站等配电设备自动化要求配置。配电设备自动化要求
14、配置表：设备简易型实用型标准型、集成型、智能型开关站辅助接点（6常开6常闭）、RTU、直流屏、光纤辅助接点（6常开6常闭）、电压互感器（计量、测量、动力）、中压电流互感器、RTU、直流屏、光纤开关电动操作机构、辅助接点（6常开6常闭）、直流屏、PT（计量、测量、动力）、中压CT、RTU，光纤配电室辅助接点（6常开6常闭）、DTU、直流屏、光纤辅助接点（6常开6常闭）、电压互感器（计量、测量、动力）、中压电流互感器、DTU、直流屏、光纤开关电动操作机构、辅助接点（6常开6常闭）、直流屏、PT（计量、测量、动力）、中、低压CT、DTU，光纤环网柜辅助接点（6常开6常闭）、DTU、直流模块、光纤辅助
15、接点（6常开6常闭）、电压互感器（计量、测量、动力）、中压电流互感器、DTU、直流模块、光纤开关电动操作机构、辅助接点（6常开6常闭）、直流模块、PT（计量、测量、动力）、中压CT、DTU，光纤柱上开关辅助接点（6常开6常闭）、FTU、直流模块、光纤辅助接点（6常开6常闭）、中压电流互感器、FTU终端、直流模块、流模块、光纤开关电动操作机构、辅助接点（6常开6常闭）、中压CT、直流模块、PT（测量、动力）、FTU终端、直流模块、光纤箱变辅助接点（6常开6常闭）、DTU终端、直流模块、无线通讯模块辅助接点（6常开6常闭）、中、低压电流互感器 、DTU终端、直流模块、无线通讯模块开关电动操作机构、辅助接点（6常开6常闭）、中、低压CT 、TTU终端、直流模块、无线通讯模块配电变压器低压电流互感器 、TTU终端、直流模块、无线通讯模块低压CT 、TTU终端、直流模块、无线通讯模块注：综合自动化装置与远动装置RTU，应用于开关站。站所终端DTU，应用于配电室、环网柜、箱变。馈线终端FTU；应用于柱上开关。配变终端TTU；应用于配电变压器。开关辅助接点（6常开6常闭）用途：开关状态量2对（遥信、当地指示）、防跳回路1对、闭锁回路2对（分合闸回路、联锁回路）、备用1对。
