中山供电局配网馈线自动化系统和故障定位系统运行管理规定

1、 中山供电局配网馈线自动化系统和故障定位系统运行管理规定广东电网公司统一编码： F.19.00.05/G203-002710-09印发 封面2009-10-09实施本制度信息制度名称 中山供电局配网馈线自动化系统和故障定位系统运行管理规定 制度编号 F.19.00.05/G203-0027-0909-6083 对应文号版 次 变更概要修编时间状态0909版在用角色 人员编写 刘建初 初审 方丽华 会签 审核 刘晓燕 批准郑建平2009-10-09印发 制度信息2009-10-09实施F.19.00.05/G203-0027-0909-6083中山供电局配网馈线自动

2、化系统和故障定位系统运行管理规定共 5 页 第 1 页中山供电局配网馈线自动化系统 和故障定位系统运行管理规定1 总则为规范中山供电局配网馈线自动化系统和故障定位系统的管理工作，明确各相关部门的职责，确保该系统安全稳定可靠运行，特制定本规定。 2 适用范围本规定适用于10kV 线路馈线自动化系统和故障定位系统的投运和调度管理、运行维护管理、技术资料管理、设备管理等有关工作，局属有关部门在进行与上述系统相关工作时均应遵守本管理规定。 3 相关文件3.1广东电网公司配电自动化系统运行管理规定 3.2中山供电局配网设备运行管理规定 3.3 中山电力系统调度规程 4 职责4.1 生产技术部4.1.1

3、负责组织制定10kV 线路馈线自动化系统和故障定位系统的有关规定并监督执行。 4.1.2 负责监督10kV 线路馈线自动化系统和故障定位系统定期运行分析与评价结论。 4.1.3 负责制定10kV 线路馈线自动化系统和故障定位系统的改造或反措计划。 4.1.4 负责规范10kV 线路馈线自动化系统和故障定位系统缺陷、故障处理流程。 4.2 调度通信中心4.2.1 负责投入馈线自动化功能10kV 线路的调度管理。4.2.2 负责馈线自动化系统和故障定位系统通信方案技术审查、资源分配。 4.2.3 负责馈线自动化设备接入配网自动化系统的安全管理。 4.3 通信设备运维部负责馈线自动化系统和故障定位系

4、统主站通信通道的运行维护工作。F.19.00.05/G203-0027-0909-6083中山供电局配网馈线自动化系统和故障定位系统运行管理规定共 5 页 第 2 页 4.4 供电公司4.4.1 负责所辖10kV 线路馈线自动化系统和故障定位系统运行维护工作。 4.4.2 负责所辖10kV 线路馈线自动化系统和故障定位系统的故障处理与分析工作。 4.4.3 负责所辖10kV 线路馈线自动化系统和故障定位系统后台资料和台帐数据的建立、维护。4.4.4 定期（月度、年度）对10kV 线路馈线自动化系统和故障定位系统进行分析、统计、评价。 5 术语和定义5.1 配网馈线自动化系统馈线自动化系统是由馈

5、线终端（FTU）和后台主站组成，利用通信技术和电力控制技术对配电网络进行故障监测、诊断、定位、故障隔离和恢复非故障区段供电的自动化系统。主要特点为：一是通过变电站内开关继电保护和馈线终端的配合来隔离短路故障；二是具备单相接地故障隔离的功能；三是能将电压、电流、开关变位等遥测、遥信量通过通信网络传送到主站。 5.2 配网故障定位系统故障定位系统是由故障指示器、馈线终端（FTU）和后台主站组成，利用通信技术对配电网络进行故障监测、诊断、定位的自动化系统，具备故障区段定位、遥测和遥信功能。通过故障指示器检测探头检测线路的负荷电流以及故障电流，判断线路短路故障；由专用检测探头检测接地零序故障电流，实现

6、就地故障指示；同时将负荷电流值、故障信息等遥测、遥信量发送到后台计算机，由后台软件进行拓扑分析，从而实现故障区段定位的功能。5.3配网馈线自动化系统和故障定位系统的信息综合在同一个后台主站系统上。 6 馈线自动化线路的投运和调度 6.1 馈线自动化线路的投运6.1.1馈线自动化线路的投运需具备下列条件：6.1.1.1由所属供电公司按局有关验收规范和技术规范验收合格。6.1.1.2站内出线开关重合闸时间和站外线路开关延时时间及状态的设定正确，符合馈F.19.00.05/G203-0027-0909-6083中山供电局配网馈线自动化系统和故障定位系统运行管理规定共 5 页 第 3 页线自动化投入运

7、行的要求。6.1.1.3完成对相关人员的技术培训工作。6.1.2由生产技术部确认将满足6.1.1条件的线路馈线自动化功能投入运行。 6.1.3环网线路的故障自动转供电功能由生产技术部确认后才能投入。 6.2 馈线自动化线路的调度6.2.1 正常的检修调度按常规线路方式处理。6.2.2 发生短路跳闸时，若故障为瞬间故障或故障点在主干线第一个FTU 及以后，变电站出线开关会重合成功；当故障点在主干线第一个FTU 之前，变电站出线开关会重合失败。此时由当值调度员将故障情况通知供电公司，供电公司安排人员巡视故障线路，向当值调度员报告故障点位置及提出检修申请，当值调度员据此对故障段进行检修调度。 6.2

8、.3发生接地故障时，当变电站选线装置正确选线或当值调度员轮切判明接地故障馈线后，当值调度员应做如下工作： 6.2.3.1断开单相接地故障馈线的开关。6.2.3.2合上单相接地故障馈线的开关；当合上单相接地故障馈线开关，延时一段时间后，系统出现单相接地故障信号并立即消失，说明单相接地故障已被隔离；当合上单相接地故障馈线后，系统出现单相接地信号，并不消失，说明单相接地故障在变电站出线开关与主干线第一个FTU 之间，断开故障馈线开关即可。此时由当值调度员将故障情况通知供电公司，供电公司安排人员巡视故障线路，向当值调度员报告故障点位置及提出检修申请，当值调度员据此对故障段进行检修调度。 7 运行维护7

9、.1 运行人员应定期对馈线自动化设备进行巡视，FTU的日常巡视应检查下列内容： 7.2.1 PT、FTU与开关的连接是否存在问题； 7.2.2接地线是否完好；7.2.3开关、PT和FTU 有无其它异常情况。7.3 应定期对故障定位系统涉及的故障指示器、馈线终端进行巡视，应检查下列内容： 7.3.1 故障指示器是否正常复位； 7.3.2 故障显示面板是否正常；F.19.00.05/G203-0027-0909-6083 中山供电局配网馈线自动化系统和故障定位系统运行管理规定 7.3.3 馈线终端及其它附件的工作是否正常。 7.4 应定期对后台系统的运行状况进行检查、记录、杀毒，发现异常情况及时处

10、理。应 检查下列内容： 7.4.1 检查各开关遥信量和遥测量的传输是否正常，显示是否正确； 7.4.2 检查短信发送系统的工作是否正常； 7.4.3 核对后台系统的资料是否与现场情况一致； 发生变更时， 应在变更后一日内更新。 7.5 运行中后台系统的实时告警事件、历史事件、报表为系统运行的重要信息记录，所 有人员不得随意对其进行修改和删除。 7.6 应做好系统相关设备的缺陷记录，进行月度运行统计和分析。 7.7 馈线终端(FTU故障处理 7.7.1 馈线终端(FTU发生故障， 终端或线路需退出自动化运行时， 应由生产技术部确认， 并通知其它相关单位。故障排除后，由生产技术部确认，并通知相关部

11、门，将终端或线 路恢复为自动化方式运行。馈线终端的退运和恢复需填写馈线终端(FTU故障处理退 运及恢复记录表 （见附表 11.1）,做好相关记录。 7.7.2 若某馈线第一个开关或 FTU 故障，可采取下列方式处理： 7.7.2.1 若该馈线上只有一个 FTU，则该馈线退出自动化状态，按常规线路运行。 7. 7.2.2 若该馈线上有二个及以上 FTU，则第一个 FTU 退出自动化状态，将该馈线的第 二个 FTU 变为线路第一个 FTU，时间重新设定，该馈线仍按馈线自动化线路运行。 7.7.3 若某馈线第二个及以后的开关或 FTU 故障，则该开关的 FTU 退出自动化状态。整 条馈线仍按馈线自动

12、化线路运行。 8 技术资料管理 8.1 技术资料应至少包括下列资料： 8.1.1 系统技术资料（使用说明书、维护说明书、合格证明等） ； 8.1.2 设计资料（设计说明书、竣工图等）和调试报告等； 8.1.3 验收资料； 8.1.4 设备运行记录（如巡视记录、现场检测记录、设备缺陷记录、馈线终端退运和恢 复记录等） ； 共 5 页 第 4 页 F.19.00.05/G203-0027-0909-6083 中山供电局配网馈线自动化系统和故障定位系统运行管理规定 8.1.5 馈线终端参数（延时时间、设备配置文件等）变更； 8.1.6 软件资料（如程序框图、说明书、主站和终端维护软件、软件介质及软件维护记 录等） 。 8.2 现场设备因技术改造等原因发生变动，必须及时对有关资料予以修改、补充、并存 档。 8.3 运行资料、记录介质等应保持齐全、准确，要建立技术资料目录。 9 设备管理 9.1 设备台帐管理 9.1.1 供电公司负责将管辖设备台帐登记在册。 9.1.2 供电公司负责设备变更后台帐的更新工作。 9.2 备品备件管理 9.2.1 应制定备品备件管理制度，并建立备品备件库，存储环境应符合要求。 9.2