配电自动化知识介绍最详细的一篇，没有之一！

配电⾃动化知识介绍最详细的⼀篇，没有之⼀！配⽹⾃动化概念
配电⾃动化是以⼀次⽹架和设备为基础，利⽤计算机及其⽹络技术、通信技术、现代电⼦传感
技术，以配电⾃动化系统为核⼼，将配⽹设备的实时、准实时和⾮实时数据进⾏信息整合和集
成，实现对配电⽹正常运⾏及事故情况下的监测、保护及控制等。

（内容来源：输配电线路）
配电⾃动化系统主要由配电⾃动化主站、配电⾃动化终端及通信通道组成，主站与终端的通信
通常采⽤光纤有线、GPRS⽆线等⽅式。

配⽹⾃动化意义
通过实施配⽹⾃动化，实现了对配电⽹设备运⾏状态和潮流的实时监控，为配⽹调度集约化、
规范化管理提供了有⼒的技术⽀撑。

通过对配⽹故障快速定位/隔离与⾮故障段恢复供电，缩⼩
了故障影响范围，加快故障处理速度，减少了故障停电时间，进⼀步提⾼了供电可靠性。

1、专业术语
1.1馈线⾃动化
是指对配电线路运⾏状态进⾏监测和控制，在故障发⽣后实现快速准确定位和迅速隔离故障区
段，恢复⾮故障区域供电。

馈线⾃动化包括主站集中型馈线⾃动化和就地型馈线⾃动化两种⽅
式。

1.2主站集中型馈线⾃动化
是指配电⾃动化主站与配电⾃动化终端相互通信，由配电⾃动化主站实现对配电线路的故障定
位、故障隔离和恢复⾮故障区域供电。

1.3就地型馈线⾃动化
是指不依赖与配电⾃动化主站通信，由现场⾃动化开关与终端协同配合实现对配电线路故障的
实时检测，就地实现故障快速定位/隔离以及恢复⾮故障区域供电。

按照控制逻辑和动作原理⼜
分为电压-时间型馈线⾃动化和电压-电流型馈线⾃动化。

2、配电⾃动化主站
配电⾃动化主站是整个配电⽹的监视、控制和管理中⼼，主要完成配电⽹信息的采集、处理与
存储，并进⾏综合分析、计算与决策，并与配⽹GIS、配⽹⽣产信息、调度⾃动化和计量⾃动化
等系统进⾏信息共享与实时交互，按照功能模块的部署可分为简易型和集成型两种配电⾃动化
主站系统。

简易型配电⾃动化主站主要部署基本的平台、SCADA和馈线故障处理模块。

集成型配电⾃动化
主站是在简易型配电⾃动化主站系统的基础上，扩充了⽹络拓扑、馈线⾃动化、潮流计算、⽹
络重构等电⽹分析应⽤功能。

▲图配电⾃动化主站典型结构图
3、配电⾃动化终端设备
配电⾃动化终端主要指安装于开关站、配电房、环⽹柜、箱式变电站、柱上开关处，⽤于采集
配电设备运⾏故障信息和进⾏控制的终端设备。

根据应⽤场合不同分为配电房配电⾃动化终端（DTU）、架空线馈线⾃动化终端（FTU）、电缆型故障指⽰器和架空型故障指⽰器。

3.1架空线馈线⾃动化终端（FTU）
架空线馈线⾃动化终端（FTU）适⽤于10kV架空线路的分段开关和联络开关的监测和控制，按
照控制逻辑可设置成电流型、电压时间型两种⼯作模式。

3.1.1 电流型⼯作模式
可采集三相电流、两侧三相电压和零序电流。

具有过电流保护功能和零序电流保护、两次⾃动重合闸功能和闭锁⼆次重合闸功能.
3.1.2 电压时间型⼯作模式
1）具有失电后延时分闸功能，即开关在合位、双侧失压、⽆流，失电延时时间到，控制开关分闸；
2）具有得电后延时合闸功能，即开关在分位、⼀侧得压、⼀侧⽆压，得电延时时间到，控制开关合闸；
3）具有单侧失压后延时合闸功能，即开关在分位且双侧电压正常持续规定时间以上，单侧电压消失，延时时间到后，控制开关合闸；
4）具备双侧均有电压时，开关合闸逻辑闭锁功能，即开关处于分闸状态时，两侧电压均正常时，此时终端闭锁合闸功能。

5）具有闭锁合闸功能。

若合闸之后在设定时限之内失压，并检测到故障电流，则⾃动分闸并闭锁合闸。

若合闸之后在设定时限之内没有检测到故障电流，则不闭锁合闸；
6）具有闭锁分闸功能。

若合闸之后在设定时间内没有检测到故障，则闭锁分闸功能，延时5分钟后闭锁复归；
7）具有⾮遮断电流保护功能，即当检测到流过负荷开关的电流⼤于600A时，闭锁跳闸回路。

8）可检测零序电压，具有零序电压保护功能，即在设定延时内检测到零序电压信号应⽴刻分闸，切除接地故障；在设定延时外检测到零序电压信号，终端不发出分闸控制命令。

3.2配电房配电⾃动化终端（DTU）
⼀仁电⼒-DTU产品
站所终端DTU⼀般安装在常规的开闭所、环⽹柜、⼩型变电站、箱式变电站等处，完成对开关设备遥测、遥信数据的采集，对开关进⾏分合闸操作，实现对馈线开关的故障识别、隔离和对⾮故障区间的恢复供电。

3.3故障指⽰器
故障指⽰器是指安装在架空线、电⼒电缆上，⽤于指⽰故障电流流通的装置。

短路故障指⽰器分为户外型及户内型两种，架空线路安装户外型故障指⽰器，电缆线路安装户内型故障指⽰器。

4、配⽹通信⽅式
配⽹通信⼀般采⽤主⼲层和接⼊层两层结构组⽹，配⽹主站系统⾄变电站的主⼲通信⽹⼀般采⽤光纤传输⽹⽅式，变电站⾄配⽹终端之间的接⼊部分采⽤多种通信⽅式，主要有以下⼏种：
1）⼯业以太⽹通信
有源光⽹络主要是利⽤⼯业以太⽹技术，具有技术成熟、性能稳定、组⽹灵活、便于升级扩容等优点，适合⾼温、潮湿环境、强电磁⼲扰等恶劣环境下的应⽤。

不⾜之处是存在点对点结构纤芯资源浪费、相对投资⾼等缺点。

2）⽆源光纤通信
⽆源光⽹络主要是利⽤以太⽹⽆源光⽹络（EPON）技术，采⽤点到多点结构，⽆源光纤传输，具有成本低、带宽⾼、扩展性强、组⽹快速灵和以及⽅便与现有以太⽹完全兼容等优点。

不⾜之处是EPON组⽹⽅式以星型为主，对于链形和环形⽹络受技术本⾝限制⽀持较差，施⼯前需严格规划各节点的光功率，不利于灵活组⽹和未来扩容需求。

3）⽆线公⽹通信
⽬前⽆线公⽹通信主要包括GPRS、CDMA、3G等。

⽆线公⽹可节约光缆铺设费⽤，组⽹灵
活，适⽤于⽆线公共⽹络覆盖完整却信号优良的城市，不⾜之处是只适合于实时性要求不⾼的数据采集应⽤，可靠性、安全性⽅⾯有待进⼀步提⾼。

5、馈线⾃动化技术原理
5.1主站集中型馈线⾃动化
主站集中型馈线⾃动化是指配电⾃动化主站与配电⾃动化终端相互通信，通过配电⾃动化终端采集故障信息，由配电⾃动化主站判断确定故障区段，并进⾏故障故障隔离和恢复⾮故障区域供电。

适⽤于纯电缆、纯架空和架空电缆混合线路的任⼀种⽹架。

由于该⽅案对通信的可靠性要求较⾼，较依赖光纤通信，⽽铺设光纤施⼯困难、建设费⽤⾼，因此该⽅案主要应⽤于负荷密度⼤，且对供电可靠性要求很⾼的A、B类供电区域的城市中⼼区。

例如⼴州的天河区和越秀区、深圳的福⽥区、佛⼭的东平新城和⾦融⾼新区。

经估算⼀回10kV线路配⽹⾃动化改造造价约为150万元（按三分段⼀联络计算）。

▲图1 主站集中型馈线⾃动化建设⽅案
建设实施内容：
1）变电站开关与保护装置不需要进⾏改造，保护定值⽆需配合；
2）开关柜（环⽹柜）的开关本体需三遥点需加装电动操作机构及铺设光纤；
3）加装DTU，加装A、C相CT、零序CT、PT柜。

5.2电压时间型馈线⾃动化
电压时间型馈线⾃动化模式以电压时间为判据，适⽤于纯架空、架空电缆混合线路的单辐射、单联络等⽹架。

▲图2 电压时间型馈线⾃动化建设⽅案
⼯作原理：
以电压时间为判据，当线路发⽣短路故障时，变电站出线开关保护跳闸，线路分段开关失电后分闸。

变电站出线开关第⼀次重合闸后，线路分段开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线开关再次跳闸，所有线路分段开关失电分闸，同时闭锁故障区间线路分段开关合闸；故障隔离后，变电站出线开关再次重合，⾮故障区段的线路分段开关再次延时合闸，恢复故障点前段线路供电，联络开关延时合闸，⾃动恢复故障点后段线路供电。

电压时间型馈线⾃动化不依赖与主站通信，投资⼩、见效快，因此适⽤于负荷密度⼩的C、D、E类供电区域，如城市郊区和农村地区。

该模式经估算⼀回10kV线路配⽹⾃动化改造造价约为25万元（按三分段⼀联络计算）。

建设实施内容：
1）变电站开关、保护装置不需要进⾏改造，变电站保护重合闸定值需与线路开关重合及联络开关动作时间配合；
2）柱上开关需具备电动操作功能，否则需整体更换；
3）FTU与柱上开关成套配置。

5.3电压-电流型馈线⾃动化
电压-电流型馈线⾃动化在电压-时间型馈线⾃动化基础上，增加了故障电流辅助判据。

适⽤于纯架空、架空电缆混合线路的单辐射、单联络等⽹架。

⼯作原理：
主⼲线分段负荷开关在单侧来电时延时合闸，在两侧失压状态下分闸。

当分段负荷开关合闸后在设定时间内检测到线路失压以及故障电流，则⾃动分闸并闭锁合闸，完成故障隔离；当分段负荷开关合闸后在设定时间内未检测到线路失压，或虽检测到线路失压但未检测到故障电流，则闭锁分闸，变电站出线开关重合后完成⾮故障区域快速复电。

电压电流型馈线⾃动化在电压时间型基础上增加了电流判据，提⾼了故障隔离的准确性，适合于A、B、C类供电区域。

估算⼀回线路造价约30万元⼈民币（按三分段⼀联络计算）。

▲图3 电压-电流型馈线⾃动化建设⽅案
建设实施内容：
1）变电站开关不需要进⾏改造，变电站电流保护和重合闸定值需与线路分段断路器和分段负荷开关进⾏配合；
2）柱上开关需具备电动操作功能，否则需整体更换；
3）FTU与柱上开关成套配置。

08
故障⾃动定位技术
故障指⽰器是⼀种可以直接安装在配电线路上的故障指⽰装置，主要通过检测线路电流和电压的变化，来识别故障特征，从⽽判断是否给出故障指⽰。

故障指⽰器动作后，其状态指⽰⼀般能维持数⼩时⾄数⼗⼩时，便于巡线⼯⼈到现场观察。

故障指⽰器可通过GPRS⽆线通信将故障信息远传给配电⾃动化主站。

⼯作原理：
当系统发⽣短路故障时，故障指⽰器检测流过线路的短路故障电流后⾃动动作（如通过翻牌指⽰或发光指⽰）并发出故障信息，按照电源与故障点经故障点形成回路的原理，该线路上最后⼀个发出故障信息的故障指⽰器和第⼀个没有发现故障信息的故障指⽰器之间的区段即为故障点所在。

▲图6 故障指⽰定位型馈线⾃动化⼯作原理
架空线路故障指⽰器建设实施内容：
1）架空线引落电缆头处，当该电缆为线路联络电缆时，必须在两侧电缆头分别安装两组；
2）架空主⼲线分段开关处，应在分段开关负荷侧安装⼀组故障指⽰器；线路上没有任何分段，距离超过2000m的，应在适当位置安装故障指⽰器，原则上线路每隔1～2公⾥采⽤故障指⽰器分段，缩⼩故障区段范围；
3）线路重要分⽀处：对于⽀线长度超过3公⾥或⽀线承担重要负荷采⽤故障指⽰器指⽰线路故障分⽀。

电缆线路故障指⽰器建设实施内容：
1）全电缆线路按每段安装⼀组进⾏考虑，安装位置原则上要求在线路正常运⾏⽅式下的电源侧。

2）开关房内⾼压开关柜安装在电缆三叉头处，安装后应可通过柜门上的观察窗查看故障指⽰器的翻牌情况；
3）主⼲线每路进出线、长度超过300⽶的电缆分⽀线配置⼀套电缆故障指⽰器，与电缆通信终端连接。

09
主站集中型馈线⾃动化动作原理
9.1主站集中型馈线⾃动化动作原理
主站集中型馈线⾃动化适⽤于各种⽹架的架空及电缆线路。

该模式通过安装数据采集终端设备和主站系统，并借助通信⼿段，在配电⽹正常运⾏时，实时监视配电⽹的运⾏情况并进⾏远⽅控制；在配电⽹发⽣故障时，⾃动判断故障区域并通过主站⾃动或遥控隔离故障区域和恢复受故障影响的健全区域供电。

▲图单环⽹电缆线路典型图例
9.2电压-电流型馈线⾃动化
主⼲线及⼤分⽀线路⾸端分界点采⽤带电动操作机构的合闸闭锁型负荷开关，配备电压-时间和故障电流复合判据的馈线终端FTU。

其中：CB为带时限保护（限时速断，过流，零序）和⼆次重合闸功能的馈线出线断路器；FB为带时限保护（过流，零序）和重合闸功能的分段断路器；FSW1～FSW2为主⼲/分⽀线电压电流型分段负荷开关；ZB1为分⽀分界断路器；ZSW1为分⽀负荷开关；LSW为联络开关。

保护动作原理：
假设断路器CB、FB⼀次重合闸时间5S，⼆次重合时间为60S。

负荷开关FSW1、FSW2、YSW1、YSW2、ZSW1、YSW3得电后5S延时合闸，合闸3S内未检测到故障电流闭锁分闸,否则分闸后闭锁合闸。

ZB1为分⽀分界断路器，⼀次重合闸时间5S。

9.2.1、主⼲线分段断路器电源侧发⽣故障
（隔离故障恢复供电所需时间：70秒）
（1）FSW1和FB之间发⽣永久故障。

（2）CB保护跳闸，FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1～3在失压后跳闸
（3）CB在5s后重合闸。

（4）FSW1⼀侧有压，延时5s合闸。

（5）由于是永久故障，CB再次跳闸，FSW1失压分闸，并闭锁合闸。

（6）CB在60s后第⼆次重合闸，重合成功。

FSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约70秒。

9.2.2、主⼲线分段断路器负荷侧发⽣永久故障
（隔离故障恢复供电所需时间：70秒）
（1）FSW2和ZSW1之间发⽣永久故障
（2）FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。

（3）FB在5s之后重合闸
（4）FSW2⼀侧有压，延时5s合闸
（5）由于是永久故障，FB再次跳闸，FSW2分闸并闭锁合闸。

（6）FB在60s后第⼆次重合闸。

FSW2成功隔离故障，隔离故障耗时约70秒
9.2.3、分⽀线分界负荷开关负荷侧发⽣永久故障
（隔离故障恢复供电所需时间：75秒）
（1）ZSW1和YSW3之间发⽣永久故障
（2）FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。

（3）FB在5s后重合闸。

（4）FSW2⼀侧有压，在延时5s后合闸。

FSW2在3s后闭锁分闸。

（5）ZSW1⼀侧有压，在延时5s后合闸。

（6）由于是永久故障，FB再次跳闸，ZSW1分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸。

（7）FB在60s后第⼆次重合闸。

ZSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约75秒
9.2.4、分⽀线分界断路器负荷侧发⽣永久故障
（隔离故障恢复供电所需时间：5秒）
（1）ZB1与YSW1/YSW2之间发⽣永久故障
（2）ZB1保护动作跳闸。

（3）ZB1在5s后重合闸
（4）由于是永久故障，ZB1再次跳闸并闭锁合闸。

ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5秒
9.2.5、分⽀线⽤户分界负荷开关⽤户侧发⽣永久故障
（隔离故障恢复供电所需时间：80秒）
（1）⽤户YSW3发⽣永久故障
（2）若是相间短路故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。

（若是单相接地故障，YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作）。

（3）FB在5s后重合闸。

（4）FSW2⼀侧有压，在延时5s后合闸。

FSW2在3s后闭锁分闸。

（5）ZSW1⼀侧有压，在延时5s后合闸。

ZSW1在3s后闭锁分闸。

（6）YSW3⼀侧有压，在延时5s后合闸。

（7）由于是永久故障，FB保护动作跳闸，YSW3分闸并闭锁合闸，FSW2、ZSW1保持合闸。

（8）FB在60s后第⼆次重合闸。

YSW3成功隔离故障，隔离故障耗时约80秒
9.3电压-时间型技术⽅案
该⽅案在配电线路各分段点和联络点采⽤带电动操作机构的失压分闸型负荷开关，配套电压-时间型馈线FTU，成套设备与变电站重合闸相配合，依靠设备⾃⾝的逻辑判断功能实现故障点前后开关的⾃动分闸与闭锁，完成故障隔离。

变电站第⼆次重合完成故障点前段复电，联络开关
⾃动转供电完成故障点后段复电。

下⾯以架空线单环⽹线路为例说明电压-时间型FA技术⽅案。

典型接线图如下图所⽰：
其中：CB为带时限保护（限时速断，过流，零序）和⼆次重合闸功能的馈线出线断路器；FSW1～FSW3为主⼲/分⽀线电压-时间型分段负荷开关；LSW为联络开关。

保护动作原理：
假设断路器CB⼀次重合闸时间5S，⼆次重合时间为60S。

负荷开关FSW1、FSW3、YSW1、FSW2均为得电合闸，失电分闸，在得电后7S延时合闸，合闸后3S内失压，则分闸闭锁；ZSW1、YSW2均为得电合闸，失电分闸，在得电后10S延时合闸，合闸后3S内失压，则分闸闭锁；ZB1为分⽀断路器，⼀次重合5S。

9.3.1、主⼲线发⽣故障
（⾃动隔离故障并恢复供电所需总时间：60秒）
（1）FSW2和FSW3之间发⽣永久故障
（2）CB保护动作跳闸，FSW1～3、ZSW1、YSW1、YSW2在失压后跳闸。

（3）CB在5s后重合闸
（4）FSW1⼀侧有压，延时7s合闸。

（5）FSW2⼀侧有压，延时7s合闸；
（6）当合到故障区段时，由于是永久故障，CB再次跳闸，FSW2合闸后5s内检测到失压闭锁合闸，隔离故障。

CB跳开后，FSW1和FSW2失压分闸。

（7）CB在60s后第⼆次重合，FSW1⼀侧有压经延时7S后合闸，ZSW1⼀侧有压，经延时10S 后合闸，FSW2闭锁合成功隔离故障。

9.3.2、分⽀断路器负荷侧发⽣永久故障
（⾃动隔离故障并恢复供电所需总时间：5秒）
（1）ZB1与YSW1/YSW2之间发⽣永久故障
（2）ZB1保护动作跳闸。

（3）ZB1在5s后重合闸
（4）由于是永久故障，ZB1再次跳闸并闭锁合闸。

ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5秒。