基于数字故障指示器的城市配网自动化设计方案.doc

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1、 某城市电力公司新型的城市配网自动化改造方案北京蓝派克电力科技有限公司2010年3月目 录1前言41.1传统的配网自动化模式41.2新型的配网自动化模式52设计依据62.1符合下列标准化组织制订的标准62.2符合事实上的工业标准72.3遵循的行业标准73现场条件84建设目标84.1总体目标84.2主站系统94.3站端系统94.4通信系统95实施计划105.1第一期目标：（至2010年8月）105.2第二期目标：（至2011年5月）105.3第三期目标：（至2012年5月）105.4第一期目标实施要点116新方案介绍116.1系统概述116.2系统功能126.3系统特点136.4系统组成146.

2、5系统工作原理146.6短路故障检测原理166.7接地故障检测原理186.7.1 架空线路和电缆分相线路186.7.2电缆三相线路196.8电流测量原理206.9自取电原理206.10电压测量原理206.11温度测量原理216.12开关位置检测原理216.13开关遥控原理227主要装置介绍227.1主站LPK-1000227.2数据采集器DCU237.3数字故障指示器FCI288本期通信方案329现场设备统计表3310本期投资估算39本方案建设周期为一个月3911采用GPRS通讯的故障定位及在线监测（控）系统现场安装照片及运行实况391 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

3、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，

4、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

5、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：Fault Current Idicator），以及可采集开关位置的数据采集器（DCU：Data Collect or Control Unit，或FTU：Feeder Terminal Unit，或DTU：Distrubition Terminal Unit，或TTU：Transformer Terminal Unit）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、

6、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

7、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

8、。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330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

9、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

10、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

11、；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IEEE POSIX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IEC 61970 CIM/CIS和IEC 61968 UIB标准2.3 遵循的行业标

12、准1）DL5003-91电力系统调度自动化设计技术规程2）DL 5002-91地区电网调度自动化设计技术规程3）DL/T 635-1997县级电网调度自动化系统功能规范4）DL/T 789-2001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

13、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

14、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YJV22-3300为主。10kV线路N1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

15、 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

16、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

17、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

18、，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

19、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

20、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。

21、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

22、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

23、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

24、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

25、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

26、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

27、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、

28、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，35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

29、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

30、无缝接口。8SOE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330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：Digital Fault Current Indicator 数字化的故障指示器 DCU：Data Collect or Control Unit 数据采集器（内置低功耗GPRS

31、 DTU），可选电动开关储能和开关遥控功能GPRS DTU：GPRS Data Transmission Unit，即GPRS数据传输单元-可选配置。EFU：Earth Fault Line Select Unit 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FC

32、I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

33、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、CDM

34、A、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，所以主站在召唤DCU的数据的同时，还可以对DC

35、U和FCI下发参数和遥控命令，例如在线修改DCU和FCI的参数，遥控DCU连接的开关合闸、分闸，遥控DCU管辖的FCI翻牌、复归等。6.6 短路故障检测原理对于短路故障，FCI提供两种可选择的故障判据：一种是电流突变法，一种是过流速断定值法。目前市面上绝大多数模拟电路的故障指示器主要是采用电流突变法，做得好的厂家的短路判据为：1. 线路“充电”时间：5S 2. 电流突变 当负荷电流IL小于等于200A时，I100A；或，当负荷电流IL大于200A时，I1/2*IL。3. 线路“停电”时间：5S 该方法的优点是自动跟踪负荷电流大小，不用整定参数。其缺点一是在两相接地、过流或过负荷短路情况下，短路

36、电流是逐渐增大的，指示器因无法检测到电流突变而导致拒动；其缺点二是在很多农网线路，线路长，短路电流小，指示器因无法检测到电流突变而导致拒动；其缺点三是在有些短路情况下，非故障出线、非故障分支、故障点后面的线路如果带有大型容性负载（例如高压电容器）和感性负载（如大型电动机、水泵等），则会向故障点反馈送电，导致非故障线路误动。由于FCI的故障检测参数可以通过本地无线或者主站在线修改，因此在管理比较规范的电力公司，我们推荐过流速断法。该方法与变电站微机保护装置的故障检测原理一致，不论是两相接地短路（电流缓慢增大），还是农网过流故障（速断、过流定值整定很小），只要变电站出口跳闸，FCI也能检测到并给出

37、故障指示，是目前可靠性和准确性最高的判据。为了防止重合闸期间，非故障线路（分支）因重合闸涌流导致误动，FCI增加了“充电判据”，只有带电稳定运行30秒以后才开始检测故障；为了防止合闸涌流，FCI采取了“停电判据”，只有检测到线路停电（无流无压）以后才会给出短路故障动作。其检测原理如下： T(S)ILIFT1T2T3图2：FCI短路故障特征电流、电压波形图I（A）U（V）I（A）、U（V）IL负荷电流10AIF故障电流50A（可设置参数）T1充电时间30ST2故障持续时间0.01S（可设置参数）T3停电时间0.1S图3：FCI短路故障判据逻辑图Ik参数：当前负荷电流采样值 Iset参数：包含Is

38、et1（速断值）、Iset2（过流值） Tset参数：包含Tset1（速断延时）、Tset2（过流延时） TfMAX参数：从变电站出口保护启动到保护跳闸停电的最大延时 Iaver参数：保护启动前的平均负荷电流 Uk参数：当前电场采样值 Un参数：正常运行时的电场备注：1、LPK2-A、LPK2-B“四遥”指示器的出厂参数（短路故障）设置为：速断500A/40ms；过流400A/200ms。用于平均负荷电流小于50A的农网线路时，短路故障参数调整为：速断100A/40ms；过流50A/200ms2、速断、过流定值可以设置为一样，“二段式”就变为“一段式”过流判据了。3、如果嫌设置速断、过流太麻烦

39、，可以在出厂前将速断、过流定值都设置为700A以上（含），则FCI自动启动自适应负荷电流的“过流突变法”判据。6.7 接地故障检测原理6.7.1 架空线路和电缆分相线路T(S)ILIZT1T2T3IL负荷电流10AIZ首半波尖峰电流突变量30A（可设）Uz接地相电压下降比例30%（可设）T1充电时间30ST2故障持续时间1msT3接地相电压持续下降和不停电时间40S（可设）图4：FCI接地故障特征电流、电压波形UZUZI（A）、U（V）对于小电流接地系统的单相接地故障的检测，目前比较常见的方法是首半波法和信号注入法。经过两、三年的实践检验，首半波或者接地暂态法存在技术原理上的缺陷，经常导致误动

40、。虽然信号源注入法相对稳定，但由于设备费用高昂和安装不便而推广困难，对于负荷波动大的线路也经常误动，接地阻抗高较高和接地线接地不牢时可能发不出完整的信号。FCI主要采用接地瞬间首半波尖峰电流和线路电压测量发和突变检测法，确定是否为接地故障并翻牌指示，同时通过通讯网络将各个监测点的首半波尖峰电流、接地动作电流、线路电压、变电站接地选线装置的接地报警和选线信息都汇总到主站，让主站进行智能和人工参与决策判断。接地故障首半波电流电压测量法判据为：1. 线路稳定时间：T030S 2. 接地暂态电流增量：IztIset 3. 电场下降比例：Uk%Uset% 4. 电场下降持续时间：TkTset 5. 故障

41、结束稳态电流：3A 该方法的特点是能够实时监测线路首半波尖峰电流、线路电压的变化，并根据系统结构和不同的安装位置在线修改接地故障检测参数。为了防止人工合分闸（停电、投切负荷等）、保护跳闸和自动重合闸期间，非故障线路（分支）因三相开关动作不同期的单相暂态涌流导致误动，FCI增加了“充电判据”，只有带电稳定运行30秒以后才开始检测故障；同时增加了“不停电判据”，只有检测到线路不停电（有流）以后才会给出接地故障动作。备注：1、LPK2-A高端指示器的出厂参数（接路故障）设置为：接地暂态电流突变量30A/(0.1-3ms)；接地相电压下降比例30%；接地相电压持续下降时间40秒。2、对于电缆分相线路，

42、线路电压是指电缆头电压，可通过数字故障指示器的电场引线来测到。6.7.2电缆三相线路对于三相电缆线路、变电站出线电缆、架空转地埋电缆、地埋转架空线路，还可以通过监测稳态零序电流大小来检测单相接地故障，同时可以通过“捕捉”暂态零序突变电流的大小来辅助判断单相接地故障。三相电缆接地故障判据为：（1） 零序电流速断或过流启动（两段式）：0100A/09.99S（在线可设）；出厂默认参数为速断10A/500ms、过流5A/1S。（2） 暂态零序电流增量启动：0700A/0.013ms（在线可设），本地不指示，只上报接地故障电流。出厂默认参数为零序暂态电流增量为40A。6.8 电流测量原理FCI利用了C

43、T（电流互感器）的原理来测量线路电流。当数字故障指示器挂在导线上时，一次电流会流经数字故障指示器的电流传感器，电流传感器产生CT二次信号，这个信号经过信号检测电路滤波、放大和采保，然后由低功耗单片机做A/D采样，最后计算出负荷电流、短路电流、首半波尖峰电流和接地动作电流值、稳态零序电流、暂态零序电流。电流传感器主要包括：电流线圈、导磁棒、立柱、动板。电流线圈、导磁棒和立柱下半部分都安装在指示器壳体内部，已灌胶封死，立柱上半部分和动板裸露在外面，便于安装和拆卸。整个电流传感器就相当于开口CT（开启式电流互感器）。6.9 自取电原理电流互感器除了用于电流测量，还可用于在线取电。在电流线圈基础上再加

44、取电线圈，就可以获得一定的取电电流。取电电流经过特殊的取电电路和MCU控制电路就可以为数字故障指示器提供整机工作电源和无线通讯电源。数字故障指示器的自取电功能可以减少电池损耗，提高产品使用寿命。一般来说，负荷电流越大，取电电流越大，产品使用寿命越长。6.10 电压测量原理用FCI来测量线路电压基本原理如下：我们可以推算出一根无限长的离地10米高的10kV裸导线对大地（备注：不能是绝缘很高的干水泥地）的电容泄露电流在1uA/cm左右，35kV的电容泄露电流是10kV的log35/10倍。反过来，我们可以通过泄漏电流的大小来计算导线对地电压。实际使用带无线通讯的数字故障指示器来做现场试验（备注：大

45、地是能长草的土地）以及通过实际运行，已经证明理论计算是比较符合实测数值的。对于绝缘导线，如果指示器不靠近杆、塔和任何物体，实测对地电场仅为裸导线的1/51/3不等，这跟导线绝缘层和土质的绝缘程度有关。由于10kV小电流接地系统是浮地系统，导线对地电场并不是太稳定，所以该测量原理不是完全可靠，也不是完全不能用，特别是线路对地电场的变化是非常有用的，需参照数字故障指示器主动上报的首半波尖峰电流、接地动作电流、接地动作标志、对地电压等线路实时数据和故障信息，并结合变电站母线PT监控【可靠信息】和小电流接地选线装置【信息也不完全可靠】的各种有用信息来做综合分析，才能准确判断小电流接地系统单相接地故障的

46、出现和准确位置。为了测电缆头的对地电场，电缆型“四遥”数字故障指示器还可以引出电场线，用高温扎带将电场线捆扎在电缆头上即可。6.11 温度测量原理FCI采用高性能的温度探头来监测导线的温度。温度探头由温度传感器芯片、圆筒形金属壳体和内部填充物组成，壳体内部填充物为绝缘性高和导热性好的石英粉，壳体表面使用环氧树脂固封。温度探头安装在数字故障指示器的顶部灌胶面上，并由灌胶固定。温度探头的裸露部分套在导热金属板上，数字故障指示器安装导线或电缆头上时，导线会直接压住金属导热板上，导线温度经过金属导热板直接传导给温度探头。温度探头产生的电流信号经过信号检测电路，直接传到低功耗单片机进行A/D采样，最后计算出温度值。温度传感器芯片的测温范围为-55150，测温精度为2。数字故障指示器每15分钟测量一次温度并主动上报，或被DCU巡检。为了测电缆头的温度，电缆型“四遥”数字故障指示器还可以引出带高温屏蔽线的温度探头，用高温扎带将温度探头捆扎在电缆头上即可。6.12 开关位置检测原理一般来说，要检测开关位置，必须在