DL／T 2057-2019标准规范下载简介
DL／T 2057-2019 配电网分布式馈线自动化试验技术规范.pdfICS29.240.01 F21
DL/T20572019
DL/T 20572019
Testing specifications of distributedfeederautomation
主墩围堰下河、浮运、定位施工组织设计DL/T20572019
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》.给出的规则起草。 本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会（SAC/TC82）归口。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。 本标准起草单位：国网上海市电力公司电力科学研究院、国网电科院（南瑞集团）有限公司、中 国电力科学研究院、国网上海市电力公司、南方电网科学研究院、国电南瑞科技股份有限公司、国网 陕西省电力公司电力科学研究院、河海大学、上海交通大学、江苏金智科技股份有限公司、国电南瑞 继保股份有限公司、国电南自电网自动化有限公司、东方电子集团有限公司。 本标准主要起草人：陈冉、陈新、*兵兵、赵江河、刘东、杜红卫、**、刘明祥、韩韬、 *捷、陈宜凯、于跃海、季炜、凌万水、*健、陆骏、朱江。 本标准为首次发布。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二 条一号，100761）。
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》.给出的规则起草。 本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会（SAC/TC82）归口。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。 本标准起草单位：国网上海市电力公司电力科学研究院、国网电科院（南瑞集团）有限公司、中 国电力科学研究院、国网上海市电力公司、南方电网科学研究院、国电南瑞科技股份有限公司、国网 陕西省电力公司电力科学研究院、河海大学、上海交通大学、江苏金智科技股份有限公司、国电南瑞 继保股份有限公司、国电南自电网自动化有限公司、东方电子集团有限公司。 本标准主要起草人：陈冉、陈新、*兵兵、赵江河、刘东、杜红卫、**、刘明祥、韩韬、 *捷、陈宜凯、于跃海、季炜、凌万水、*健、陆骏、朱江。 本标准为首次发布。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路 条一号，100761）。
用场景参见附录A。 4.2分布式馈线自动化分为速动型和缓动型两种系统实现模式，设备及系统参数应满足DL/T1910的 技术要求。 4.3分布式馈线自动化试验环境宜采用且不限于物理动模系统、注入式功率源、计算机仿真模拟、开 关状态模拟设备、通信控制设备等。 4.4分布式馈线自动化系统的实验室试验、出厂试验和现场试验采用的模型参数和动作判据应与现场 运行应用场景匹配。试验应能检测不同场景下分布式馈线自动化功能与性能的适用能力，典型10kV 电缆线路的测试用例与判据参见附录B，架空线路的测试用例与判据参见附录C。
5.1.1分布式馈线自动化系统的试验环境应符合DL/T721的技术要求。 5.1.2被试产品检验所使用的仪器、仪表应经检验合格，符合有关计量管理的要求。 5.1.3试验环境应能提供足够容量的直流电源，以满足被试二次设备及辅助设备正常运行的全部要 求。直流源电压调整范围为一20%~十15%。 5.1.4环境条件应能提供足够容量的交流电源，以满足被试二次设备及辅助设备正常运行的全部 要求。交流源频率为50Hz，空载电压偏差为一15%～十10%，电压波形为正弦波，电压纹波系数不大 于5%。 5.1.5试验环境应能适应不同通信条件，以测试被测系统的通道适应性。具体要求见DL/Z860.2 2006、DL/T860.5—2006和DL/T860.72—2013。 5.1.6试验环境应具有人机监控界面，能够进行试验参数设置、观测记录试验数据。 5.1.7试验环境可按照用户需求，与继电保护、调度自动化等现场运行装置或系统配合试验。 5.1.8试验环境若与在运系统产生信息交互，应满足GB/T36572中信息安全防护要求。
5.2.1分布式馈线自动化系统试验模型可由物理动模或数字仿真方式实现。 5.2.2分布式馈线自动化系统试验模型应能反映试验对象的网络拓扑联结关系、线路参数、开关状 态、保护定值及最大负荷等特征参数。 5.2.3在试验相应传输容量下，通入被试系统中的电流值与现场运行系统所通入的电流值相接近，其 差值不大于10%。模拟试验系统环境中通入的二次额定电流值应与现场运行系统相同。 5.2.4试验模型的最大短路电流值，可按现场运行目标系统的最大短路容量考虑。模拟设备及线路参 数推荐值见表1。
表1模拟设备及线路参数推荐值
5.2.5试验模型中的各开关可根据试验需要设置为断路器或者负荷开关，初始运行状态包括试验线路
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各个负荷的大小和各个开关的开合状态。 5.2.6试验模型中的变压器以二绕组变压器为主，模拟变压器在空投时励磁涌流应能满足试验模拟 要求。 5.2.7试验模型模拟短路故障发生时，所提供的电流互感器和电压互感器应能正确反映现场运行系统 的稳态和暂态特性，宜符合GB/T20840.1的规定。 5.2.8试验模型应能提供足够的辅助触点位置信号，并为被测系统提供分闸和合闸的控制接入点。模 拟断路器在进行合闸或者分闸时，触头动作时间及同期动作指标宜符合GB/T26864的要求。 5.2.9试验模型应能模拟现场运行配电网中各种不同的中性点接地方式， 5.2.10试验模型的各类负荷的比例应与现场目标网架相适应，以保证有相同的功率因数和负荷特性。 5.2.11试验模型应配备开入开出接口节点和电流电压输出通道，以适应不同的逻辑启动条件。 5.2.12针对速动型馈线自动化系统，试验系统环境应能提供持续时间可控的故障电流，持续时间在 500ms～1000ms间可调节，正负相序可在一180°～十180°间调节。 5.2.13试验模型的接线方式和运行方式应具有代表性，除了能考核被试产品及系统的一般技术性能 外，还应能考核被试系统在边缘条件下的技术性能。
5.3.1试验环境在不同的故障点应能实现不同类型的接地短路故障，包括单相接地、两相短路接地、 两相短路、三相短路及三相短路接地故障。 5.3.2试验环境应能试验瞬时性和永久性故障。 5.3.3试验环境应能试验经过渡电阻的故障，且接地故障过渡电阻可以调整。 5.3.4试验环境应能试验不同时间的发展性故障。 5.3.5试验环境应能试验开关、互感器、终端异常的非正常响应，包括开关拒动、开关延时动作、升 关误动作、终端拒动、电压互感器（TV）断线、电流互感器（TA）断线。 5.3.6试验环境在不同的故障点应能试验通信中断故障与恢复过程，通信流量可以调整。 5.3.7模拟断路器及开关刀闸的操作信号指示应与现场系统设计相同。 5.3.8应具有供分析用的存储故障量和产品动作情况的试验记录设备。 5.3.9针对速动型馈线自动化系统，试验系统环境应具备检测动作时序功能。 5.3.10试验环境应配备相量测量仪器和时钟对时系统，成功对时后，守时精度小于或等于100ms/24h
5.4.1试验线路上应部署相应的安全措施，防止开关接收模拟信号进行遥控操作。 5.4.2断路器或负荷开关的拒动误动故障信号可由试验仪器模拟产生。 5.4.3断路器跳闸信号可由试验仪器模拟产生，也可实际跳闸产生。 5.4.4负荷电流和故障电流，可由试验仪器模拟产生。 5.4.5线路上所有的开关状态量应正确接入试验仪器，为模拟逻辑提供所需环境。 5.4.6现场通信状态可由试验仪器或配电终端产生。 5.4.7现场联络开关可由试验仪器模拟，实现开关位置切换，也可实际产生。 5.4.8多个配电站所模拟故障电流、电压、开入量信号应同步输出。
所有模拟开关均处于可遥控状态。 被试配电终端之间的分布式馈线自动化信息交互正常，被试配电终端与模拟配电主站之间的 系统重新启动或初始化应对开关开出信号无影响。
6.2故障处理检测项目
2.1被试系统应在以下场合设置相应故障点： a）变电站线路出口发生故障； b）线路主干分段发生故障； c）联络开关相邻分段发生故障： d）环网柜或开闭所母线发生故障； e）分支线路发生故障； f）线路末端发生故障； g）由以上故障点任意组合，发生相继故障，且故障间隔时间小于事故总复归时间； h）被测系统覆盖线路的其他可能故障。 2.2被试系统应测试以下故障类型，考察分布式馈线自动化功能： a）在不同的故障点应能试验金属性单相接地、两相接地短路、两相短路、三相短路以及三相接地 短路故障，并能试验瞬时性和永久性故障。 b）在不同的故障点应能试验经过渡电阻发生的单相接地、两相接地短路、两相短路、三相短路和 三相接地短路故障，接地故障过渡电阻可以调整。 c） 在不同的故障点逻辑执行过程中，开展通信故障试验； d）在不同的故障点逻辑执行过程中，开展开关拒动、开关误动试验； e）在不同的故障点逻辑执行过程中，开展电压互感器（TV）断线、电流互感器（TA）断线 试验； f 在不同的故障点逻辑执行过程中，开展配电终端异常闭锁试验； g）在不同的故障点线路负载20%、60%和100%情况下开展a）～f）所述的各种故障试验； h）在线路中一次设备检修情况下，在不同的故障点开展a）～f）所述的各种故障试验； 1 线路运行方式改变情况下，在不同的故障点开展a）～f）所述的各种故障试验： 线路转供容量不足情况下，在不同的故障点开展a）～f）所述的各种故障试验： k） 根据试验委托人的特殊要求确定相应的试验项目，
6.3系统容错能力检测项目
6.3.1分布式馈线自动化功能的投入条件中的任一项不满足，应能闭锁并告警。 6.3.2所在馈线回路中任一开关的操动机构、分合位置及绝缘状态异常信号动作，应能闭锁并告警。 6.3.3逻辑执行过程中出现开关拒动、开关延时动作或开关误动，应能闭锁并告警。 6.3.4逻辑执行过程中任一配电终端出现逻辑拒动、出口拒动或装置闭锁，应能闭锁并告警。 6.3.5 5逻辑执行过程中出现配电终端通信故障，应能闭锁并告警。 6.3.6 6配网电源侧发生故障或异常停电，应能闭锁并告警。 6.3.7 配电终端处于参数设置过程中，应能闭锁并告警。 6.3.8配电线路负荷无法转供，应能闭锁并告警。
1分布式馈线自动化系统根据检测到的故障信号启动逻辑判断，且能够自动适应电网运行方式调整。
7.2分布式馈线自动化逻辑判断启动后，配电终端应具备向主站上传所有动作信息的能力，主要信息 至少应包括系统投退开关状态信号、馈线自动化动作启动信号、馈线自动化动作正常结束信号、开关 拒动信号、馈线自动化动作异常结束信号。 7.3分布式馈线自动化系统宜支持主站对终端基本参数与动作信息的在线远程调阅及数据维护。 7.4分布式馈线自动化系统内的信息交互，应满足馈线自动化功能实现的基本需求，可考虑相邻终端 之间通信配置信息、分布式馈线自动化动作状态信息及事后追溯信息。系统信息交互可具备应用密码 技术实现敏感数据传输的能力。
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本附录中图元含义说明见表A.1。
表A.1图元含义说明
三拉手单环开环运行，开关为断路器，见图A.1
图A.1手拉手单环开环运行（开关为断路器）
当开关为断路器时，图A.1所示接线方式适用于速动型分布式馈线自动化。环网内开关全部为断 路器，开环运行。当发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现快速 故障定位、故障隔离，非故障区域恢复供电
手拉手单环开环运行，开关为负荷开关，见图A.2
图A.2手拉手单环开环运行（开关为负荷开关）
图A.2所示接线方式适用于缓动型分布式馈线自动化。环网内开关全部为负荷开关，开环运行。 当发生故障时，系统应能在配电线路故障发生的同时，根据预设条件实现快速故障定位；在变电站出 口断路器跳闻切除故障后，快速进行故障隔离，并恢复非故障区域供电。
手拉手单环开环运行，开关为负荷开关与断路器任意组合的混合模式，见图A.3。
DL/T2057—2019
DL/T20572019
手单环开环运行（开关为负荷开关与断路器任意
图A.3所示接线方式适用于缓动型分布式馈线自动化。环网内开关为负荷开关与断路器任意组合 的混合模式，开环运行。若发生线路故障，系统应当根据故障电流判断故障点，切除并隔离故障后， 恢复非故障区域供电。
手拉手单环合环运行，开关为断路器，见图A.4
图A.4手拉手单环合环运行（开关为断路器）
当开关为断路器时，图A.4所示接线方式适用于速动型分布式馈线自动化。环网内开关全部 器，合环运行。当发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现 障定位、故障隔离，合环解列。整个处理过程不停电。
手拉手双环运行，开关为断路器，见图A.5。
图A.5手拉手双环运行（开关为断路器）
5所示接线方式适用于速动型分布式馈线自动化。当环间开关均断开时，双环网可以看作两 手拉手单环运行，故障隔离与单环合环时处理方式一致，故障隔离后，供电恢复。
图A.6架空线多电源配电网线路故障（开关为断路器）
开关全部为断路器，开环运行。当发生故 障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现快速故障定位、故障隔离，并选 择具备转供能力的线路对应的联络开关，以恢复非故障区域的供电。整个处理过程上游不停电。
架空线多电源配电网线路故障，开关为负荷开关，见图A.7。
[广东]高层住宅楼落地式钢管脚手架施工方案架空线多电源配电网线路故障（开关为负荷开关
图A.7所示接线方式适用于缓动型分布式馈线自动化。 。开关全部为负荷开关器，开环运行。若发 生线路故障，系统应当根据故障电流判断故障点，切除并隔离故障后，恢复非故障区域供电。
花瓣形环网运行站间故障，见图A.8
图A.8花瓣形环网运行站间故障
图A.8所示接线方式适用于速动型分布式馈线自动化。对于花瓣形环网供电形式，每个花瓣环路 内与手拉手合环运行的处理方式一致。在花瓣失电或故障隔离后，应能根据预设条件，将部分负荷通 过花瓣间联络线转供到其他花瓣。
图元含义说明见表B.1。
图元含义说明见表B.1。
GJB 1379A-2015 军用汽车颜色与涂层附录B （资料性附录） 电缆线路分布式馈线自动化系统试验用例
表B.1图元含义说明