配电自动化培训资料.doc

三、配电自动化基础知识1 配电自动化的基本概念1.1 什么是配电自动化中国电机工程学会城市供电专业委员会起草的配电系统自动化规划设计导则给配电自动化作了比较明确的定义，所谓配电系统自动化，“是利用现代电子、计算机、通信及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化”。关于什么是配电自动化，说法比较多。以上关于配电自动化的定义是比较恰当的，首先它体现了配电自动化是关于现代信息技术在配电网控制与管理中应用的技术；再就是说明了配电自动化系统是一个综合性的计算机系统，系统的数据、信息应该共享，各项功能之间应该互相配合。配电自动化系统又称为DA/DMS系统。其中，DMS（Distribution Management System）是配电管理系统，DA（Distribution Automation）是配电自动化。1.2 配电自动化系统的构成配电自动化系统一般由主站、通信网络、变电站自动化系统或配电自动化二级主站、配电自动化远方终端DA-RTU（线路FTU、自动读表终端）等四个层次组成。配电自动化主站是配电自动化系统的控制与管理中心，它一般采用客户/服务器（client/server）结构，以SCADA系统和GIS系统应用为基本平台，配合各种应用软件完成DA/DMS的功能。变电站自动化系统完成变电站设备的实时监控、管理，它一般是集中式RTU与变电站各种保护监控装置通信构成的系统，或由间隔层微机综合保护、监控装置配合后台通信处理机构成的分布式计算机系统。配电自动化二级主站是配电自动化系统的中间层，主要用于完成小区内配电网馈线自动化功能，并作为通信节点，向主站转发小区内RTU/FTU或其它智能装置的数据。配电自动化远方终端单元DA-RTU分为安装在变电站或开闭所的站内RTU及安装在线路上的FTU两种设备。DA-RTU与配电自动化主站或二级主站通信，提供配电系统运行控制及管理所需的数据，执行主站给出的对配电设备的控制、调节命令。配电自动化系统的监控对象具有点多、分散的特点，通信系统一般采用主干通道与分支通信网相结合的结构，分为用户、线路FTU、变电站或二级主站、控制中心等几个层次。用户（如配变监测、自动读表）终端数据由线路FTU、变电站RTU、二级主站转发，可选用有线、配电线载波、无线电、电话线等通信方式。线路FTU数据由变电站或二级主站转发，可选用光纤、无线电、有线等通信方式。变电站或二级主站可采用光纤、无线扩频、数字微波、载波或有线等方式，直接与控制中心通信。1.3 配电自动化的功能根据配电自动化系统发挥的作用，配电自动化的功能可归纳为以下几项内容，即配电网数据采集与监控（SCADA）；故障管理，包括故障定位、隔离及自动恢复供电功能；电压及无功管理；负荷管理；图形资料系统（AM/FM/GIS）；自动抄表及用电管理等。按照系统的纵向结构，配电自动化的功能可分为配电管理自动化（主站系统）、变电站自动化、馈电线路自动化及用户自动等四个层次的内容。通常把以上四个层次的功能总称为配电管理系统（DMS）功能，而把其中的变电站自动化及馈线自动化（FA-Feeder Automation）功能称为配电自动（DA）功能。还有一种根据功能的实时性划分的方法，把配电网在线实时监视、控制及调节功能称为配电自动化（DA）功能，而把离线的用于维护及用电的信息管理功能称为配电管理（DMS）功能。配电自动化的单项功能很多，各项功能之间相互联系，相互交错，没有十分明确的界限，随着社会对供电可靠性及质量要求提高和技术的发展，配电自动化的功能及具体内容也在不断地变化之中，因此，以上关于配电自动化功能的划分不是绝对的，划分功能是为了便于认识、研讨、掌握以及具体实施配电自动化。1.4 配电自动化的作用1) 减少停电时间，提高供电可靠性据统计，故障和计划检修是造成用户停电的两个主要原因。传统结构一般采用辐射状配电方式，线路中间没有分断开关，在线路上某一处故障或进行线路检修时，会造成全线停电。现在城市供电网的发展方向是采用环网“手拉手”供电方式，并用负荷开关将线路分段，这样首先可以做到分段检修，避免因线路检修造成全线停电，而利用馈线自动化系统，实现线路故障区段的自动定位、隔离，及健康线路的自动恢复供电，可缩小故障停电范围，减少对用户的停电时间，提高供电可靠性。2) 提高供电质量馈线自动化系统可以实时监视线路电压的变化，自动调节变压器输出电压或投切无功补偿电容器组，保证用户电压质量。3) 改善用户服务质量改善故障时对用户的应答能力，迅速处理用户申诉，为用户查询及电费计量提供方便。4) 降低电能损耗优化网络结构及无功配置，减少线损。5) 提高设备利用率，推迟最基本建设投资减少备用容量。有效地调整负荷，削峰填谷，提高设备利用率。6) 节省总体投资实施馈线自动化，单纯从一条线路的角度看，投资是比较大的，但总体上可节省投资。从前为保证重要用户的供电可靠性，一般采用由变电站直接向用户双路或多路供电，互为备用的做法，这种方式设备利用率低，需要的线路较多，尤其是电力电缆投资很高。而实施馈线自动化后，合理地安排网络结构，用户供电线路故障或检修退出运行后，通过操作联络开关，由其它的健康线路供电。因此在保证同样可靠性的前提下，与传统的做法相比，馈线自动化可充分地发挥设备的潜力，显著地节省线路投资。7)减少配电检修维护费用馈线自动化系统对配电系统及设备运行状态进行实时监视，为实施状态检修创造了条件，这样不但可以减少不必要的停电时间，减少检修费用，更好地管理配电设备；还可以利用馈线自动化提供的数据与资料，迅速确实线路故障点及原因，缩短故障修复时间，节省修复费用。2 配电自动化的主站系统2.1 配电自动化主站系统的功能主站是配电自动化系统的控制与管理中心，从完成配电自动化系统功能的角度讲，主站系统功能主要包括：1) 收集并保存来自现场自动装置的实时数据；录入并保存反映配电网和设备状态以及用户情况的离线数据。2) 运行配电自动化和配电管理应用软件，处理实时数据，下发相应控制调节命令；对历史数据进行运算、统计、绘图、打印、输出等处理，为配电网的运行管理提供依据。3) 提供以地理信息系统为基础的图形用户界面（GUI-Graphic User Interface）。4) 提供与其它系统，如企业信息管理MIS系统的接口。2.2 配电自动化主站配置方式2.2.1 SCADA/DMS/EMS一体化主站系统SCADA/DMS/EMS一体化主站是指采用一个主站平台监控、管理一个地区所辖的所有的输、配电网。系统前置机与辖区内所有变电站系统、RTU、FTU通信，使用统一的实时数据库，在工作站层次上设立配电管理、能量管理等工作分别对输电和配电网进行管理。这种SCADA/DMS/EMS一体化设计方案，把输电网与配电网调度合二为一，能够充分实现资源和信息的共享，防止设备和功能重叠，避免重复投资。缺点是系统复杂、宠大、投资大。建设周期长，因功能过于集中，对系统的可靠性要求高，系统故障时影响面大。2.2.2 SCADA/DA/DMS系统这种方案是将输电调度自动化系统SCADA/EMS与配电自动化系统SCADA/DA/DMS主站分别设置，分别管理辖区内输电网与配电网，两个系统之间通过网关通信，交换数据。根据具体情况，可以整个地区设置一个配调主站，也可以在一个地区内按照管辖区域划分，设置若干个配调主站。这种方案的优点是系统采用分层、分级结构，配置灵活，结构合理，可靠性高，易于扩展和变更。配电自动化功能下放，提高了系统的响应速度。缺点是设置两个或多个主站系统，资源与信息共享程度差，系统之间数据交换速度慢。该方案适合电网规模较大，已有较独立、完善的输电调度系统的主站地区。2.3 配电自动化二级主站以上两个方案实际上是配电管理系统主站方案，都需要建设一个规模较大的包含有GIS功能主站系统，尽管功能完善，但系统较复杂，投资大，建设周期长。从实现配电自动化，即变电站自动化与馈线自动化的功能角度出发，不一定非要设置一个宠大的主站系统。下面介绍的配电自动化二级主站配合调度自动化SCADA即可实现配电自动化基本功能。2.3.1 二级主站的功能所谓配电自动二级主站是一台或二台互为备用的PC机构成的简单主站系统。一个配电自动化二级主站一般监控一百个左右的RTU/FTU。它可以设在小区内一个变电站内，也可以根据通信的方便情况单独设置。 二级主站的功能有：1) 基本的SCADA监控功能。2) 馈线自动化功能。主要完成故障定位，故障线段隔离，以及非故障线段的自动恢复供电。3) 根据RTU、FTU检测到的零序电流值，实现接地故障选线、定位功能。4) 数据转发和规约转换。按标准规约转发所辖区域RTU、FTU、变电站自动化系统以及其它智能装置如配电变压器测试仪、自动读表终端等的数据。5) 在线进行二级主站及自动装置的控制方式字、参数，如故障检测定值、RTU/FTU配置参数等的设置和修改。2.3.2 配电自动化二级主站设置方式1) 作为小区内配电网集控站二级主站作为小区内的集控站时，与小区内所有变电站自动化系统、RTU、FTU通信，一是完成小区内馈线自动化功能，二是完成小区内变电站的集中监控及数据转发功能。这种方式的优点是变电站自动化与馈线自动化系统可以实现软硬件资源的共享，系统的独立性和实时性好；缺点是系统配置复杂，二级主站数据处理量大。该方式不适用于已经实现变电站自动化的情况。2) 作为小区馈线自动化主站二级主站作为小区内馈线自动化控制主站时，完成线路设备的监控及故障定位、自动隔离及恢复供电功能。这种方式下二级主站不包含变电站监控功能，变电站自动化系统或RTU数据直接送上线主站，二级主站系统数据处理量少，构成简单。二级主站的故障管理功能需要变电站出线开关的配合，它要与变电站自动化系统或RTU通信或通过上级主站转发数据，实现对出线开关的监控，因此，通信配置较为复杂。2.3.3 配电自动化二级主站应用在一个小区内设置一个配电自动化二级主站，能够独立实现小区内配电网馈线自动化功能，二级主站与上一级主站通信，转发必要的数据，可以实现小区内配电网的SCADA监控功能。这样，利用已有的上级调度自动化主站就可以完成配电网自动化功能，达到提高供电可靠性及供电质量的目的。这一方案的优点是不需要建设一个复杂的DA/DMS主站就可完成配电自动化功能，具有投资少、见效快的优点。由于二级主站相对独立，可以分批、分片逐步实施整个配电网的自动化。因此，该方案特别适用于希望先进行配电自动化试点，然后逐步推开的地区。使用已有的调度自动化主站作为上级主站完成配电网监控功能的方案有一定的缺点，如果已有的调度自动化主站开放性比较差，会造成不易于将来扩展配电管理功能。解决方案是设立一个专门的配电网SCADA主站系统，而SCADA主站技术比较成熟，实现起来也比较容易。不过在实施配网SCADA时，应注意保持系统的开放性及可扩展性，以便将来较方便地增加配电管理功能。对于有条件一次性建设SCADA/DA/DMS主站的电力部门来说，设置二级主站仍然是有益的。一是它能够减少主站的数据处理数量，提高系统响应速度；二是主站故障不影响各子系统的运行，提高了系统可靠性；此外，二级主站还可以作为数据集中器，转发小区内RTU、FTU及其它自动装置的数据，从而优化通信通道配置，降低通信网的投资。3 配电自动化通信3.1 配电自动化通信的特点与要求同输电网调度自动化系统一样，配电自动化系统也需要一个有效的广域通信网在系统主站与远方终端（RTU）或现场智能装置之间传递数据和控制、调节命令，但配电自动化通信又有着自己的特点：1) 终端节点数量极大配电网拥有众多的变电站、开闭所、配电变压器及线路上的重合器、负荷开关、无功补偿电容器等，要对这些变电站和配电设备进行监控，需要许多的RTU或现场智能装置，再把大量的深入到低压用户的自动读表和控制终端包括在内，一个配电自动化系统的终端节点数量相当大。在实际实施时，为了简化系统构成、减少造价，可有选择地只对那些重要的配电设备和用户进行实时监控，但不管怎么样，一个实用的配电自动化终端节点数量比同一地区输电网调度自动化系统要大一个数量级。针对我们国家情况，一个中等城市配电自动化系统需要通信的终端节点数量要有上千个。2) 通信节点分散配电自动化RTU或现场智能装置随配电设备安装，由于配电设备分布的地域比较广，因此，通信的节点比较分散。3) 通信距离短一个地区配电网覆盖的区域相对要小一些，配电自动化通信节点之间距离比较短，因此，配电自动化通信网往往采取主干通道与小区分支通信网相结合的方案，一个小区内的FTU、变压器检测仪、自动读表控制器等终端的数据由小区内变电站或开闭所RTU汇集转发，他们之间的通信距离一般在二、三公里之内。 4) 通信数据量小配电自动化RTU监控对象是大量的线路开关、配电变压器等，通信数据量有限；即便是一些配电变电站、开闭所或配电自动化二级主站的数据通信量比输电网变电站的数据量也要少的多。对配电自动化的通信装置有以下要求：1) 要适应苛刻的运行条件，具有很高的可靠性许多配电自动化的通信装置安装在户外，环境条件恶劣，温度变化范围大，要具有良好的防潮、防雨、防晒措施。它装在电力线柱上或组合式配电柜内，要承受高电压、大电流、雷电等干扰，要有很高的抗干扰能力。2) 在线路故障时保证正常通信配电自动化系统具有故障定位、自动隔离及恢复供电能力，在线路故障或结构变化时，RTU/FTU与主站之间的通信不能受影响。因此，使用配电载波、无线电、有线通信方式要考虑线路故障电流产生的干扰影响，配电载波还要解决线路开关打开后信号通路问题。3) 经济通信系统的投资不能太大。4) 通信速率通信速率的选择依据配电自动化终端的数据量及实时性要求而定，对不同的配电自动化终端通信速率的选择如下表所示。不同的终端通信速率的选择终 端通信速率（bps）变电站RTU1200-9600线 路FTU300-1200配电变压器检测仪10-300用户读表终端10-3001) 要有双向通信能力大部分配电自动化功能需要双向通信功能。个别的，如负荷控制只需要主站到控制终端的通信能力，不过，为了更好地实现负荷管理（DSM）功能，现在也要求使用具有双向通信能力的终端。2) 操作维护方便配电自动化通信终端众多，设计时要充分考虑安装、操作、维护的方便性，以减少工作量。3.2 配电自动化多种通信方式3.2.1 光纤光纤通信速度高、抗干扰能力好、可靠性高，它可以沿架空线架设或与电力电缆一起敷设，是一种良好的配电自动化通信方式。光纤通信的不足之处是投资相对要大一些。光纤适用用数据传输量大、可靠性要求高的场合，如用于控制中心与大型变电站RTU之间的通信，在市区配电设备较集中的地区作为主干通信网。随着技术的发展，光纤及光端设备的价格还会下降，光纤会有更广泛的应用。光纤可分单模与多模两种光纤。单模光纤传输距离远（大于20公里），但光端设备价格过高。多模光纤光端设备价格较低，但传输距离不长（6.5公里以内）。配电网所用的光端设备是一种简单的光纤数据传输收发设备。具有T和R两个端口，与光缆连接。光端机的数据通信接口与数据终端设备（主站、RTU等）相连接，通信接口采用EIA/RS232/485标准。3.2.2 无线电无线电通信，具有易于安装，成本低的优点，因此，在国外应用较多，但不适于多高层建筑的市中心及多山地区使用。无线通信有微波、扩频、数传电台、商用电台等方式。微波投资较大，一般只是用于控制中心与大变电站或二级主站之间的通信。商用电台尽管价格低，但开启时间较长，传输速率低，难以满足实时控制需要，只是在负荷控制中应用较多。3.2.3 配电载波配电载波（DLC-Distribution Line Carrier）借用配电线作为信号传输通道，具有投资小、覆盖面广的优点。DLC用于配电网通信有以下问题需要解决：1) 信号经过变压器、补偿变压器时有较大的衰减。使用较低的接近工频的载波频率，可以克服这一问题，但影响通信速率。2) 需解决线路开关打开后的信号通路问题，一般是采取并联旁路电容的方法。3) 在配电网中，由于阻抗不匹配产生反射，在某些点反射信号可能抵消入射信号，造成信号严重衰减，出现所谓的信号“孔”现象，要注意选择载波工作频率，以避免这一现象对通信的影响。4) 线路故障时，要有措施保证正常通信。5) 配电网结构变化时，对DLC设备要做相应的修改。配电载波多用于自动读表，特别是低压用户的读表以及负荷控制。一般来说，配电载波不适宜用于实时性比较强的装置，如线路FTU通信。3.2.4 有线有线通信有同轴电缆和双绞线两种方式，具有简单方便的特点，但抗干扰、抗雷电冲击能力较差，适用于短距离通信。实际应用中，常把它用作为一个小区内配电变压器检测仪、自动读表等智能装置与变电站RTU、配电自动化二级主站或其它数据转发装置通信连接。有线通信有以下几种方式：通过EIA/RS485接口连接；有线载波；现场总线。 3.2.5 电话线租用电话线是一种简单方便的方案。尽管一次性投资少，但运行的租金比较贵。租用电话线另一个缺点是通信通道独立性差，线路故障修复及维护的及时性要依赖于电信公司。采用拨号的电话可以减少运行费用，但不宜用于实时性要求比较强的应用场合。 配电自动化终端要使用调制解调器（MODEM）与电话线连接。 租用电话线一般用于主站与自动抄表终端之间的通信。4 馈线自动化技术4.1概述4.1.1 什么是馈线自动化馈线自动化系统，简称馈线自动化又称配电网自动化，是对配电线路上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统。在发达工业国家的配电网中，广泛采用安装在户外馈电线路上的柱上开关、分段器、重合器，无功补偿电容器等设备，以减少占地面积与投资，提高供电质量、可靠性及灵活性。现在我国供电部门也愈来愈多地采用线路上设备。早期这些线路上的设备自动化程度低，一般都是人工操作控制。随着现代电子技术的进步，人们开始研究如何应用计算机及通信技术的进步对这些线路上的设备远方实时监视、协调及控制，这样就产生了馈线自动化技术。4.1.2 馈线自动的功能馈线自动化主要有以下几项功能：1) 数据采集与监控（SCADA）即通常所说的远动，即三遥（遥信、遥测、遥控）功能。2) 故障定位、隔离及自动恢复供电指线路故障区段（包括小电流接地故障）的定位与隔离及无故障区段供电的自动恢复。3) 无功控制指线路上无功补偿电容器组的自动投切控制。4.1.3 馈线自动化的作用馈线自动化是配电自动化系统的重要组成部分，具有减少停电时间、提高供电可靠性、提高供电质量、减少线路运行维护费用的作用。据统计计划检修及故障是造成用户停电的两个主要原因。传统结构一般采用辐射型配电方式，线路中间没有分段开关，在线路上某一处故障或进行线路检修时，会造成全线停电。现在城市供电网的发展方向是采用环网“手拉手”供电方式并用负荷开关将线路分段，这样可以做到分段检修，避免因线路检修造成全线停电；而利用馈线自动化系统，实现线路故障区段的自动定位、隔离及健康线路的自动恢复供电，可缩小故障停电范围，减少对用户的停电时间，提高供电可靠性。长期以来我国在配电线路上的投资不足，由于配电线路薄弱、不合理，即使发电量充足的情况下，也会出现不必要的长时间停电，供电可靠性得不到保证，供电可靠率远低于发达国家先进水平。采用配电线路自动化系统后可显著地改善这一状况。现在国家电力公司已明确提出了供电可靠性达到99.96%的要求，因此，应积极实施馈线自动化技术，以提高供电可靠性。在配电自动化的许多功能中，故障定位、隔离及自动恢复供电是一个重要的也是一个采用传统手段难以实现的功能。实施配电自动化应重点考虑上馈线自动化，把故障定位、隔离及自动恢复供电作为馈线自动化的主要实施目标。4.2 馈线故障自动隔离与恢复供电方式4.2.1 当地控制方式当地控制方式是变电站馈线断路器与具有当地控制功能的自动重合器或分段器，在线路故障时按照规定的程序动作，完成线路故障的隔离，恢复对非故障线路的供电。下面介绍几种当控制方式。1)电压控制方式如下图所示，电压控制系统由重合器CB、自动分段开关S和电源变压器T和控制器C组成。 CB1 S11 F S12 T T T T St CB2 S21 S22 T T T T 图4.1电压控制系统分段开关能够开断负荷电流，可以合到故障上但不能开断故障电流。线路分段开关采用“常闭”工作方式，在检测到开关两端没有电压信号时跳开，在检测到一侧有电压时合闸；而环网联络开关采用“常开”工作方式，正常时检测到两侧有电压，处于断开状态，在检测到一侧失压时合闸。分段开关合闸后在一预定时间t1内如再一次检测到失压，说明下一段线路有故障，跳闸后闭锁，不再合闸。分段开关从检测到合闸的条件到合闸要有一个时间延迟t2，以给上一级开关一个故障判断时间，t2要大于t1，以保证上一张电路可靠检测故障。下面以图4.1所示系统为例，说明系统工作原理。假定在线路上F点发生永久故障，变电站CB1跳闸，开关S11、S12检测到无压跳开。经过一段时间后，CB1合，在时间t2后，S11合闸，由于合到故障点上CB1立即跳开，S11在时间t1以内检测到失压，跳开后自锁，不再合闸。再经过一段延时后，CB1重合，CB1与S11之间的线路段恢复供电。联络开关St在检测到S12之后的线路段无压，St在等待一个预定时间后（该预定的时间要能够保证即便在开关S12以下的线路故障时，S12合到故障后跳开闭锁）合闸，S12检测到一侧有压后，等待时间t2后合闸，S12合到故障上，断路器CB2跳闸，S21、S22、St、S12失压跳闸，由于是S12合闸后引起CB2跳闸，S12自锁不再重合。然后CB2、S21、S22、St依次合闸，恢复CB2至S12之间的线路供电。电压控制方式的优点是线路开关不需要具有开断故障电流的能力，投资小，但开关动作频繁，影响设备使用寿命，对系统及用户影响也大，如果是采用环网供电方式，还要引起非故障线路短时停电。 2) 电流控制方式电流控制方式是自动重合器与线路自动分段器配合的方式。线路自动分段器控制器S能够检测故障电流，根据对通过故障电流的次数进行计数，在达到规定计数次数后能自动分闸操作，从而隔离故障线段。 R1 S1 F2 FU CT C F1 图4.2 电流控制系统如图4.2所示系统，自动重合器R1安装在出线处，电流型分段器S1安装在线路上，R1与S1之间的分支线的分支点处使用的熔断路器FU。重合器具有反时限保护动作特性，动作曲线（曲线1）一慢（曲线2），如图4.3所示，选择曲线1、2使熔断器熔断曲线特性在二者之间。熔断器投资小，但更换熔断器比较麻烦，而分段器无此不足，且能带负荷操作。 10 熔断器特性曲线 曲线1 曲线2 1 0.1 0.01 50 100 500 1000 10000 电流（A）图4.3 重合器与熔断器动作特性的配合如线路F1点发生故障，R1使用快速动作特性（曲线1），在FU熔断之前跳闸并切换至慢速动作曲线，经过一段时间后R1合闸，如果F1是瞬时性故障，线路恢复正常运行。如果F1是永久性故障，熔断器在R1动作之前熔断，切除有故障的分支线。如线路F2点发生永久故障，在R1第二次合闸后，S2第二次感受到故障电流，在R1再次跳开后立即分闸自锁，R1第三次合闸，R1与S1之间的线路段恢复供电。如果线路比较长，还可以在主干线路上再安装一台分段器S2，不过S1与S2的动作电流需要配合，以保证在S2以下故障时，只有S2跳开。电流控制型系统构成比电压型要简单一些，分段器动作次数少，但仍然要进行三次重合操作。如果线路上有两个以上的分段器，它们之间动作电流整定配合比较复杂。由于没有电压检测功能，该控制方式不能用于环网供电系统。 电流控制型系统比较适合用于农村放射型线路。3) 电压电流型控制方式为了克服电流型控制系统存在的不能用于环网、分段器动作电流需要配合以及需要三次重合的缺点，提出了一种电压电流型控制系统。系统构成如图4.1类似。变电站断路器采用带时限速断保护，线路分段断路器具有开断故障电流的能力。分段器控制器检测线路两端电压，同时检测线路电流，在合闸到故障上后分段器立即分闸并自锁。如线路上F点发生永久性故障，出线断路器与分段器动作次序与电压控制型相同，但当开关S11，S12合闸到故障上后，立即分闸，切除故障线段，恢复非故障线段正常供电。电压电流型控制系统不足之处是系统构成较复杂，适用于可靠性要求较高的线路。由以上介绍看出，当地控制方式具有不需通信通道就能实现线路故障隔离的功能的优点，但存在以下不足：a) 要求线路开关有切断或重合到故障电流的能力；b) 多次重合对设备及系统冲击大；c) 开关之间整定配合较复杂。如果有三个电源供电线路，情况更复杂；d) 不能根据线路负荷、潮流等情况实现较优化的线路重构方案；e) 因电缆线路不采取重合闸方式，所以当地控制方式不适用。4.2.3远方遥控方式远方遥控方式采用具有电动操作能力的负荷开关以及具有远方通信能力的现场测控装置FTU（Feeder Terminal Unit）。故障发生后，FTU将故障信息送到控制主站，控制主站根据FTU送上来的信息进行故障定位，自动或手动隔离故障点，恢复非故障区希的供电。该方式不足之处是需要通信通道及控制主站，投资较大，工程建设涉及面广、复杂。随着电子技术的发展，电子、通信设备的可靠性提高，造价愈来愈低，将会广泛的采用SCADA监控系统配合遥控负荷开关、分段器来实现故障区段的定位、隔离及恢复供电。这样能够克服当地控制方式所带来的缺点，同时也为配电自动化的其它功能奠定了基础。4.3一次开关设备为了满足故障隔离、负荷转移和恢复对非故障用户的供电、提高供电可靠性的需要，应根据具体应用条件，配电网络除应有的可靠的电源外，还应正确选用一次设备及其附属设备，以保证与配电自动化网络可靠性的匹配。应该采用可靠性高、免检修、少维护、可电动操作无油化开关设备，包括断路器、重合器、负荷开关、分段器、重合分段器、环网开关等设备，其技术指标和技术性能应满足各相应的要求，同时还应该具有以下特征：1) 用于就地控制的开关设备，在失去交流电源的情况下，除能在就地进行手动合闸和自动分闸外，至少还能进行自动合闸和自动分闸一次。2) 内附至少一组电流互感器，用于故障电流以及负荷电流的检测。用于电压信息检测时，应内置电压互感。传统的电压、电流互感器体积大、成本高，不适于在变电站外的线路上使用。馈电线路监控系统对电压、电流变换器的负载能力及精度要求相对较低，可使用电压、电流传感器。这些传感器体积小、造价低，它们内嵌在绝缘子内，配套安装在柱上开关上或开关柜内。3) 可用内置和外接电压互感器，或其它低压电源作为操作电源。应该至少提供一组反映开关状态的辅助接点（常开/常闭）。5) 失去交流电源后，仍然需要进行数据通信和控制的开关设备（包括断路器、重合器，负荷开关、分段器、重合分段器等设备），应配备足够容量的蓄电池组和相应的充电设备。4.4 开关控制器 开关控制器起到联结开关与SCADA监控系统的桥梁作用，它主要包括以下部件：1) 开关操动控制电路该电路应具有防止误操作安全闭锁功能，能够选择遥控或当地手动操作，并有手动开、合开关按钮，还应有开关位置、AC电源、DC蓄电池电压等指示。2) 不间断供电电源不间断供电电源为开关操动机构及二次电子设备提供电源，一般是采用两组12V直流可充电蓄电池串联供电。它可由电压互感器（传感器）的二次侧100V交流电充电，亦可由220V低压电网充电，在交流电源停电时蓄电池应维持一段时间的工作。3) 控制箱体在使用台式配电开关柜时，控制箱一般是配套安装在柜内或柜体的一边，在使用柱上开关时它安装在电力线柱上。控制箱体一般是户外安装，要有较强的防腐蚀能力，应靠自然通风保持内部器件干燥。在气候特别潮湿的地区，可在箱内装一小功率电加热器以防止内部器件上凝露。4) 远方终端（FA-RTU）又称馈线自动化监控器，是馈线自动化系统的一个关键单元。5) 通信终端根据通信介质而定。4.5 馈线自动化主站设置方式馈线自动化控制主站（以下称FA控制主站）与FA-RTU通信，完成故障点定位、自动隔离及恢复供电、SCADA监控等馈线自动化的功能。4.5.1 FA控制主站功能的实现方式FA控制主站功能的实现可分为两种方式，一种是在变电站自动化系统、SCADA/DA/DMS/主站中集成馈线自动化功能的做法，称为集成实现方式；再就是设置单独的FA控制主站，称为单独设置方式。1) 集成实现方式在变电站自动化系统中集成馈线自动功能时，变电站自动化系统的当地主站或主RTU接受与管理来自线路上FTU、变电站RTU或智能监控装置的信息，完成变电站内设备的监控及馈线自动化功能。这种方式的主站一般是仅管理本变电站出线上的设备，系统层次分明，但从通信通道的灵活性及成本等因素考虑不一定十分合适，特别是当本变电站的出线与其它变电站的出线构成环网时，该主站需要与其它变电站的主站或出线上的RTU交换信息，这种设置方式的缺点就更明显了。直接使用SCADA/DA/DMS主站平台显然能够完成整顿秩序个供电部门所辖区域的线路设备的馈线自动化功能。集成实现方式优点是与变电站自动化系统或SCADA/DA/DMS主站共享软硬件资源，但要考虑与系统的其它SCADA监控及配电管理功能的配合问题，特别是在SCADA/DA/DMS主站中集成馈线自动化功能时，主站要完成所管辖的范围内所有变电站及线路设备的自动化功能，系统规模大、复杂，实施起来比较困难，工程周期往往很长。实际工作中还应注意，相当一部分供电部门已有变电站自动化系统或SCADA主站系统，往往不宜再集成馈线自动化功能。2) 单独设置方式单独设置的FA控制主站，即我们在第二节介绍的配电自动化二级主站，首先应自动处理来自线路FTU的数据，对故障点定位并遥控线路开关，实现故障点的自动隔离及恢复供电；要具备必要的人机接口功能，完成线路设备的一些基本监控及系统调试维护功能；作为一个配电自动化系统的节点，它还应有数据转发的功能，与上一级SCADA/DA/DMS主站通信，上传与接受整个配电系统的监控、管理命令与信息。设置FA控制主站这一层次有利于保持系统的独立性及完整性，系统能够不依赖于其它自动化系统独立运行，提高了系统的可靠性。FA控制主站在线路故障时，要接受来自线路FA-RTU的故障数据，实时做出故障定位判断并发出开关操作控制命令，设置单独的FA控制主站可以减少数据及命令的传输处理层次，提高系统的响应速度及可靠性。实际工程实施时，可选择设置一个FA控制主站或多外区域性FA控制主站的做法。设置一个FA控制主站时，它要能完成所管辖区域的所有的配电线路设备的馈线自动化功能，这样系统往往做的较大，灵活性较差。设置多个FA控制主站的做法是把所管辖的供电区域分成若干个小区，在小区内设置一个区域性FA控制主站，完成小区内的配电线路设备的馈线自动化功能。FA控制主站可根据所管理的线路开关的多少以及要完成的功能由一台或数台PC机构成。4.5.2 FA控制主站的设置方式的选择FA控制主站的设置要考虑系统的可靠性、通信方式、投资的大小、实施的难易程度、与变电站自动化系统及SCADA/DA/DMS系统的接口及配合等因素，根据具体情况确定。目前，在国内人们对配电自动化系统还处在摸索阶段，采取区域性FA主站的做法，系统构成比较灵活，可扩展性好，可以简化馈线自动化系统功能与其它系统的配合，易于实施。4.5.3 FA控制主站与SCADA/DA/DMS主站的接口馈线自动化系统的最高一层是SCADA/DA/DMS主站。一般的配电网都已配置了一定规模的SCADA/DA/DMS主站，把它与馈线自动化控制主站相连，可完成配电线路及设备的监控及管理功能。对SCADA/DA/DMS主站来说，FA控制主站相当于一个常规的RTU，按照一定的规约互相之间进行通信。从实施馈线自动化功能的角度来说，SCADA/DA/DMS主站这一层并不是必须的。在具体的工程，特别是一些试验性工程的实施中，用户往往选择FA控制主站不与SCADA/DA/DMS系统相连，这时它应能独立完成配电线路及设备的SCADA监控及管理功能。5 配电自动化远方终端5.1 概述远方终端（RTU）是配电自动化系统的基本单元，它的功能、数据采集的数量及精度、可靠性直接影响着配电自动化系统的功能及可靠性。配电自动化远方终端用于配电系统变压器、断路器、重合器、分段器、柱上负荷开关、环网柜、调压器无功补偿电容器及其监视与控制，与配电自动化主站通信，提供配电系统运行控制及管理所需的数据，执行主站给出的对配电设备的控制调节指令。根据应用对象的不同，配电自动化RTU可分为两类，一类用于变电站、开闭所，称为站内RTU；另一类安装在户外线路上，用于柱上开关、环网柜等线路开关设备的监视及控制，称为线路RTU或FTU。传统的调度自动化或远动系统的RTU仅仅是一个完成“上传数据、下达命令”任务的现场终端单元。在配电系统中，从经济、实用等角度考虑，人们愈来愈倾向于使用一个微机化自动装置完成更多的功能，RTU、保护、录波器、PLC、仪表的界限正在消失。因此，配电系统RTU在向综合性的微机化自动装置发展，除了完成“上传下达”任务外，它还能够不依赖于主站完成一些当地自动控制，如低周减载、备用电源自投等功能；另一方面，一些过去相对独立的微机自动化装置，如线路、变压器保护装置等，要能够与主站通信，完成RTU所具有的数据采集、控制功能。根据这一变化趋势，严格地讲，对安装在现场的配电系统自动化装置不宜再简单