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一、智能电网建设 城市智慧电网与配电网的建设是国家“十三五”规划中电网建设的重要方面。目前配电网结构普遍薄弱，自动化水平低，故障线路查找时间长供电可靠性低，而且难以适应大规模新能源电网的接入和提高需求侧管理的需要，建设智能化配电网以提高供电可靠性，提高电网对各种电力的吸纳能力，提高输配装置的利用率有着战略性的意义。 智能配电网是以输电网末端骨干网架、结合各级配电网络协调供电用户电网为基础，利用先进的通信、信息和控制技术，构建以信息化、自动化、数字化、互动化为特征的统一坚强智能化电网。配网自动化是对重点配网线路运行状态进行实时监测，实现数据采集处理、故障精准判断，故障地点定位，帮助运维人员迅速赶赴现场，排除故障。在配网运维管控环节，通过智能控制和监测实现供电可靠性的明显提高。 电网智能装备是具有感知、分析、推理、决策、控制功能的先进装备，它是先进制造技术、信息技术和智能技术的集成和深度融合，而且是智能电网建设的必不可少的关键装备。 二、智能成套环网柜技术开发 随着电网设备自动化时代到来，传统电气开关设备由人工操作向自动化操作转型。 智能成套环网柜是一二次融合技术成套设备，实现电气开关柜具有自动告警、 应急处置、 运行实时监测、维保检验和信息的监察、后台数据的统计分析等功能。智能装置小型化、信息化具备“物联网+电气设备”研发和改进过程控制系统、通信解决方案、传感器和软件，实现“一二次”融合成套设备制造工艺。
集成和融合是两个不同维度的认知，集成是可以把不同的功能模块安装工艺标准整合在一起，集成更多是装置间的整合。 融合是不同性质的模块在同一个装置里互相穿透，因此会出现设备之间不匹配问题。提高配电一二次设备融合标准化、集成化的制造水平和运行水平及质量和提高配电一二次设备融合标准化、集成化水平，提升配电设备运行水平、运维质量与效率等的总体思路下，为稳妥推进配电一二次设备融合技术发展，协调传统成熟技术的可靠性与新技术不确定性之间的矛盾 1、发挥【智能环网柜】在排除电网故障中的作用 电网智能开关设备;是具有感知线路故障、分析故障原因、本地做出决策、控制开关分合功能的先进电子化装备。 电网故障可分为电网线路故障和电网设备故障。 10KV-20KV配电网的构成，包括配电网基本设备（变压器、开关、电力电子设备）、供电线路和网络拓扑结构、电网中性点接地方式。 配电网线路故障时继电保护及安全自动装置迅速分断线路，保护电网设备不被损坏。
配电网线路故障主要是由线路过电压、过电流造成电网保护装置跳闸，供电线路停电是故障的表现形式。 在城市配电网推广智能环网开关柜能够在错综复杂的电网中，快速找到故障发生地点，排除故障及时恢复电网供电。 2、准确区分永久性故障和瞬时性故障 供电线路故障按性质分：大部分属于瞬时故障,小电流接地系统的单相接地故障大约占到总故障率的70%左右。所以判断线路的故障性质，对保护供电设备提高供电安全可靠性至关重要。
瞬时故障与永久故障的电气形态不一样，可以根据故障的电气参数区分瞬时故障和永久故障。 配电网故障引起的停电事故中，单相接地故障约占事故总数的80%，而其中70%的故障是由绝缘劣化引起的。配电网在绝缘劣化的过程中，会发生大量瞬时故障，而每次瞬时性故障的发生，都会伴随着瞬时暂态信号的产生。瞬时故障主要是电网内部瞬时过电压引起跳闸，瞬时过电压的产生原因有多种。电气设备绝缘劣化引起弧光放电，很容易激发谐振过电压，一个绝缘劣化点的单相弧光放电可以引起多器变电站跳闸事故。如果是由于弧光放电造成电容过电压跳闸，就要把故障性质由瞬时故障及时转为永久故障检修。单相接地故障检测难度比较大，在单相接地弧光电流没有达到保护跳闸定值时，已经对设备绝缘层造成严重损伤，不能继续认定是瞬时故障。 3、故障指示器(故障信息FI )（Fault Information） 装置能够根据采集的电流大小及设置的定值，判别故障电流（单相、相间、接地），据此得出故障信息，并把这些故障量送往配电网控制中心，为故障分析、判断和负荷转移提供依据，并配合配电控制中心，进行故障隔离和非故障区段的供电。故障信号能以遥信形式快速闭锁装置，以故障指示灯点亮报警。然后永久保存在DTU 装置内，通过随机管理软件随时现场读取。 （1）故障信息用于指示故障区段，特别的逻辑能够判断出是瞬时故障还是永久故障，故障指示器就是用信号灯直观快速表明线路故障的类型，是故障信息的可视化标示。 （2）发生瞬时故障时，按恢复按钮故障指示器信号解除。发生永久故障时，按恢复按钮也无法解除故障信号。 （3）故障信息包括起始时间、故障电流大小、结束时间、过流的次数以及故障是瞬时的还是永久的。 （4）故障信息指示器能够检测故障发生在上级，从而给出正确的故障信息。 （5）检测故障的回路有检测电压、电流的方式和只检测电流的方式。 4、过电压、过电流速断保护 · (1)、相（A、B、C）与接地（N）故障检测 如果配电线路中测量的电流超过故障检测的拾取电平，通过电源侧保护设备检测到无电压（死线），则立即检测故障并在适当时间后判断故障类型（瞬间/临时）。此时，相与接地的拾取电平另行设置。 (2)、判定故障方向 进行故障检测时，对于相及接地利用正相序及逆相序因素判定方向。 (3)、抵制浪涌 在测量的电流值上应用时间和倍数，如果开关的电源侧和负荷侧为活线时，测量的电流值在浪涌时间以内超过故障检测的拾取电平，但未达到浪涌倍数，则不进行故障检测的功能。此时，相与接地的时间和倍数另行设置。 (4)、非接地配电系统的故障检测 非接地配电系统由2条以上的支线构成时，如果发生接地事故，虽然可以根据零序电压（Vo）识别是否发生故障，但由于在非接地配电系统中同样测量到零序电压（Vo），无法识别是哪条支持发生了故障。SZLL-6160DTU终端装置可以接收系统模拟测量值。通过分析上述零序电压和由零序电流互感器测量的零序电流相位关系，可以完美地检测出接地故障检测区域。 (5)、保护协助 如果配电线路中发生故障，则与电源侧保护设备合作，如果因电源侧保护设备的切断而检测到无电压（死线），则启动装置的保护功能；用装置算法给出定位故障导致的停电区域。 (6)、瞬间电流变化检测 测量的电流值未超过故障检查电平，但与过去测量的电流值相比，如果比瞬间电流变化检测的设置电平（％）高出很多则进行检测的功能。
5、配电网三相电发生单相断线的危害 （危害）发生单线断线时，线路电容与变压器的空载阻抗也会谐波谐振，同样会引起过电压。变压器轻负荷启动时，涌入的励磁电流包含一系列的谐波，其中的某次谐波会引起线路电容和变压器电抗之间的谐振过电压。使得电流过载，导致线路热力损坏。 （检测计算难度）设一个定值（60%）为线接地额定电压值的百分比。电压上下限显示也用于断相检测，当线压降到下限时，其电源端和负荷端线路检查为开断。只有当线压上升到上限的时，断线检测才被重新复位。
6、单相接地故障的危害 10 kV配电线路在实际运行中，经常发生单相接地故障，特别是在雨季、大风和雪等恶劣天气条件下，单相接地故障更是频繁发生，单相接地故障更为频繁。 当发生单相接地故障后，三相电路的对称性受到破坏，故障点就出现明显的不对称，如当A相发生单相接地故障后，A相对地电压变为零，其对地电容被短接，而B相和C相相对地电压升高，对地电容电流相应增大，流过接地点F的电流为所有线路电容电流的总和。发生单相接地故障瞬间到故障进入稳态之前，系统将经历一个复杂的暂态过渡过程，暂态过程故障零序电流幅值比稳态值大几倍到几十倍且不受消弧线圈的影响。 金属性接地：故障相电压为零；非故障相电压等于线电压； 非金属性接地：一相或两相电压低，但不为零；另二相或一相电压高，接近并低于线电压。 完全金属性短路则中性点对地电压上升为相电压），而不接地相的对地电压也会升高（金属性短路升为线电压），但是每相对中性点电压以及相间的线电压保持不变。 发生单相接地后，故障相对地电压降低，非故障两相的相电压升高，但线电压却依然对称，因而不影响对用户的连续供电，系统可运行1～2 h，这也是小电流接地系统的最大优点；但是，若发生单相接地故障后电网长时间运行，会严重影响变电设备和配电网的安全经济运行。 7、自动核相及相位检测 在回路配网供电系统中会出现回路切换倒闸动作，对相同步检测很有必要，当同步检测失败(相角不一致)系统自动闭锁禁止倒闸操作。终端的检测功能用于电源与负荷间的同步检测。在径向系统中同步失败不是什么问题。当开关断开时，负荷侧断电。所以同步检测是不必要的。但是在回路系统中同步检测必须在闭锁开关前进行。如果电源侧与负荷侧的电压相量有很大的差，大量的循环电流可以流经线路。设置范围为00-80[度]每步10[度]。默认值为30[度]。 当电源侧电压(Va)和负荷侧电压(Vr)相差高于预设值时，此指示灯变亮。合闸控制前，与同期失败信息和断线诊断连锁。如果是同期失败，合闸控制命令被禁止。 精准识别的线路工况，可准确检测相间短路和单相接地故障； 支持定值和自适应两种短路故障判断模式，可区分永久性故障和瞬时性故障；支持对线路电流的精确测量；配电网智能成套环网柜DTU装置具有较强的抗过渡电阻的能力。 三、电网永久，瞬时故障分辨检测技术 电力设备运行中的故障，70%是由绝缘劣化引起的。因配电网电气设备在长期运行电压和外界环境因素的影响下，其绝缘劣化为一个缓慢的过程，刚开始一般发生零星的瞬时故障，随着绝缘劣化的加剧，瞬时故障次数逐渐增多，直至绝缘完全破坏发生永久性接地故障。 在故障检测设备设计中直接把过电压引起的跳闸定义为瞬时故障。如果是因为单相弧光接地引起的谐振过电压则可以定义为永久故障。配电网智能环网柜DTU绝缘监测技术的关键是接地故障选线技术。依靠分析瞬时接地故障的暂态信号来监测电气设备的绝缘状态。智能环网柜能够满足在各种条件下的高准确度单相接地故障检测。
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