配电网自动化系统毕业论文

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目录

1 绪论 ............................................................................................................................................. 3 1.1 配电自动化的概述

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1.2国外配电自动化的发展 1.3我国配电自动化的发展

1.4 开展配电自动化的意义与未来趋势 2.1配电自动化的主要内容

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2 配电自动化的内容 ..................................................................................................................... 9 2.2馈线自动化系统三种应用模式与分析 10 2.3电压时间型馈线自动化优势 11

3 电压时间型馈线自动化的实现 ............................................................................................... 13 3.1实现电压-时间型馈线自动化的设备 3.2电压时间型柱上负荷开关功能特点 3.3馈线终端功能模式

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3.3.1馈线终端用于辐射状电网结构的故障检测及恢复供电的原理（S功能） 3.3.2馈线终端用于环状电网结构的故障检测及恢复供电的原理（L功能） 17 3.3.3馈线终端闭锁功能的原理 19 3.4电压时间型馈线自动化模式动作实例 20

4 电压-时间型开关控制器的功能需求 ..................................................................................... 23 4.1概述 23

4.2电压时间型开关控制器的功能要求 4.3电压时间型开关控制器的实现 24

5 电压时间型开关控制器核心电路图 ....................................................................................... 26 5.1 控制器核心CPU 26 5.2CPU相关电路 27 5.2.1晶振回路 27 5.2.2CPU电源电压回路 27 5.2.3复位电路 28 5.3模拟量输入和采集 5.4遥信输入回路 31 5.5信号输出回路 32 5.6通信部分 33

6 失效中继模块 ........................................................................................................................... 34 6.1概述 34 6.2电压监测回路 34 6.2.1电压检测 34 6.2.2故障电压指示 35

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6.3电源切换回路 36 6.4合闸回路 36 6.5分合闸控制回路 37

6.6结合CPU控制整体分析装置运行 38 6.6.1装置正常工作： 38 6.6.2装置未正常工作： 7.1概述 39

7.2 X-时间闭锁功能测试 39 7.3Y--时间闭锁功能测试 40 7.4瞬时加压闭锁功能测试 7. 5两侧电压闭锁功能测试 7.6失效中继模块功能测试

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7 电压时间型开关控制器仪器测试 ........................................................................................... 39

8 总结 ........................................................................................................................................... 45

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1 绪论

1.1 配电自动化的概述

在电力系统的发输变电、供配电环节中，配电是直接面对用户的环节，与人们日常用电质量关系密切，提高配电自动化水平，能够大大提高供电可靠性，减少停电时间，提高供电质量。因此对于配电自动化的研究是十分有意义的。

根据国家电网公司印发的Q/GDW382-2009《配电网自动化技术导则》，配电自动化的定义是：“以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电网（含分布式电源、微网等）的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电网的科学管理。”

配电自动化系统(distribution automation system，简称为DAS)包括了配电主站、配电终端、配电子站和通信通道等部分，系统的构成如图1-1所示，其中，配电终端是数据处理/存储、人机联系和实现各种应用功能的核心；配电终端是安装在一次设备运行现场的自动化装置，可分为馈线终端（feeder terminal unit，简称FTU)、配变终端单元(transformer terminal unit，简称TTU)、站所终端单元(distribution terminal unit，简称DTU）；配电子站是主站与终端的中间层设备，一般用于通信汇集，也可以根据需要实现区域监控功能，子站的设置可以选择的，配电终端也可以通过通信网直接与主站进行信息交互；通信通道是连接配电主站、配电终端和配电子站之间实现信息传输的通信网络。

配电主站通信网配电子站通信网配电子站通信网FTU柱上开关TTU配电室FTU柱上开关DTU环网柜DTU环网柜FTU柱上开关DTU环网柜

图1-1配电自动化系统构成

配电自动化在建设与发展过程中，通过计算机技术、自动控制技术、电子技术、通信技术与高性能电力设备的有机结合，更好地实现了对配电网的运行监视和控制。将配电网在正常以及事故情况下的监测、保护、控制、计量等信息及时有效的传递给供电部门，使供电部门的管理工作融合在一起，改善供电质量，与用户之间建立起更加密切更加人性化的关系，以合理的价格和服务满足用户的多样性要求，力求达到供电经济性最好，企业管

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理更为有效。从力求保证用户供电质量，提高电力行业服务水平，缩减电力系统运行成本的观点来看，配电自动化是一个有机统一的整体。

配电自动化系统从功能上主要可以分为三大部分的内容：基础配电自动化层、图资系统、配电管理层。基础配电自动化层主要实现数据采集、运行工况监视和控制、故障实时处理，包括变电站(配电所)自动化系统、馈线自动化 (Feeder Automation ，简称为FA)、配电网数据采集与监控系统（Supervisory Control And Data Acquisition，简称为SCADA）。图资系统的目的是形成以地理背景为依托的分布概念，以及电网资料分层管理的基础数据库，包括地理信息系统(Geographic Information System，简称为GIS)，自动制图（AM），设备管理（FM）。配电管理层主要实现配电管理、停电管理、工程管理、电能计量管理及配电高级应用，其内容包括配电系统运行管理自动化系统、用电管理自动化系统、配电网分析软件系统(DPAS)。配电自动化个功能部分关系如图1-2所示。

配电SCADA基础自动化层变电所自动化馈线自动化FA地理信息系统GIS图资系统自动制图AM设备管理FM用电管理自动化配电管理层运行管理自动化配电网分析软件系统配电自动化系统 图1-2配电自动化系统

配电网自动化除了配电线路及相应的电力设备，还包括了通讯、计算机应用、电力(负荷)监控、节能、电网规约等，通过多种技术与高性能电力设备的有机结合，更好地实现了对配电网运行的科学管理。基础自动化层的功能保证了配电网的可靠运行：配电SCADA对电网系统的运行状况进行监控，并及时向电网的调度、管理人员提供配电网的运行信息，还给电力系统的高级应用软件提供信息，实现对整个电网的优化控制；馈线自动化实现对故障的自动判断和隔离，同时能够最大限度的恢复对非故障线路的供电；变电站自动化为变电站的运行提供了微机保护与控制。图资系统实现了电网线路图形与数据的结合，能够对实际线路进行理论计算。配电管理层保障了电力调度，根据电网运行情况和用户的重要程度，供电部门通过调节系统负荷曲线，提高电网经济运行。配电自动化的功能保障了供电可靠性，改善供电质量，提升电网运营效率和满足用户需求

1.2国外配电自动化的发展

欧美国家的配网自动化发展较早。美国社会发展水平较高，配电网管理水平较好，对

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供电可靠性要求较高且效应十分明显。美国配电线路以放射状为主，系统采用中性点接地方式，配电一次设备制造水平较高，基本能实现免维护。美国配网长配电线路一般采用多级重合器进行配合，各级重合器之间利用重合次数与动作电流定值的差异实现配合，分支线路上采用分段器实现上下级之间的配合，变电站为无人值守，通过安装可靠的通讯和检测装置实现监测。馈线自动化是美国提高配网系统供电可靠性最有效的技术手段之一。德国等欧洲国家也在20世纪中叶就开始了对配网自动化的研究。德国的一些配电公司从实际需要出发，在网架结构成熟区域，经过站点优化和技术经济比较后，在网络关键站点实现自动化功能，以较少的投资来换取较大幅度减少的恢复供电时间；在电网结构相对稳定后，局部区域网络关键点实施应用自动化技术。

日本、韩国等国家与欧美国家有所不同，因为地理环境等原因，日本供电半径小，可靠性要求高，环网供电方式比较多，变电站多采用具有 2、3 次重合闸的重合断路器，并在变电站设有短路故障指示器，根据短路电流的大小，推算出故障距离的长度，实现故障隔离。日本配电自动化经历了从自动重合断路器和自动配电开关配合实现故障隔离和恢复供电，再到利用现代通讯及计算机技术，实现集中遥信、遥控，并对配电网系统实现信息的自动化处理及监控的发展过程。日本供电可靠性处于世界领先地位，大量实施了配电自动化，并在6.6 kV和100 V的线路和设备上大力推进不停电作业技术，大大提高供电可靠性。

韩国配网网架结构为复杂的网络状链接结构，配电电压普遍升压为22.9 kV，配电线路较长，配电网中的开关设备主要采用户外SF6环网柜，负荷开关型为主。架空线路主要采用SF6负荷开关，并安装与之配套的FTU。韩国配网自动化建设的特点：在建设过程中非常注重投资回报，在投资时尽量不采用豪华配置，而采用低端配置。注重发挥配电自动化系统作用，产生经济效益。韩国配电自动化系统的建设初衷也是提高供电可靠性，但建设后意外地发现配电自动化系统建设带来的最大收益并非是减少停电时间获得的经济收益，而是通过推迟配网投资和降低网损、扩大供电范围的方式得到的巨大收益。近年来，韩国的通信技术飞速发展，开发和制造配电自动化系统正好利用这一有利趋势，利用以无线电和光缆为媒体的PCS系统，增强现有通讯网络的通量和传输能力。韩国的通讯方式逐渐向光纤、CDMA和TRS方式集中。

1.3我国配电自动化的发展

我国的配电自动化建设以及改造的起步较晚，配电自动化工作的开展是在90年代，从1995年开始我国陆续引进了东芝、Cooper 等产品进入国内市场，我国配电自动化系统发展的第一个阶段就是通过引进国外的智能开关设备,通过开关之间的配合实现故障定位、隔离和自动恢复供电。由于在我国故障停电时间占用户停电时间的很少部分，第二阶段配电自动化就是逐步实现配电层次的SCADA功能，通过建立配电网的实时监控系统，即在配电网调度中心建立主站系统，在各开闭所和一次设备现场设置配电终端FTU、DTU、TTU等远方终端，通过通信通道联系，从而实现对配电网的监控功能。1999年,在江苏镇江和浙江绍兴成功试点了架空和电缆混合线路为主的配电自动化系统,并以此成功经验,起草了

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我国首个自动化功能规范。通过多年的配电网的改造和单项配电自动化的发展,在配电自动化发展的现阶段，借助现代电子技术、计算机技术、网络技术和通信技术实现各子系统之间资源共享,实现集成型配电自动化。从2009年开始，国家电网公司大力倡导智能电网建设，给配电自动化注入了新的动力。2010年,国家电网公司紧紧围绕公司建设坚强智能电网的战略目标，全面贯彻“统筹规划、统一标准、试点先行、整体推进”的工作方针,确定北京、杭州、厦门和银川4个重点城市的配电自动化建设项目作为公司第一批试点工程。

我国的配电网自动化系统正在蓬勃发展中，但也存在许多不足之处，我国配电网建设起步较晚，全国性的配电网架薄弱，地域广阔，地形复杂，地区之间经济发展速度不同，电力线路结构复杂，农村电网建设多采用架空线路，而城市建设过程中则大多采用电缆线路。配网系统分布广，分散性大，中性点接地方式多样化，包括中性点小电流接地系统（中性点不接地、中性点经高阻接地、中性点经消弧线圈接地）和中性点大电流接地系统（中性点直接接地、中性点经小电阻接地）。接线方式复杂，包括放射式、树干式和环网供电方式。配电网的供电可靠性较低，年平均停电时间和许多发达国家仍有较大差距。经过建设与改造，重点城市的配电网网架结构趋于合理，满足配电自动化要求的配电一次设备已经基本具备条件，复杂配电网分析与优化以及规划设计的理论研究取得了阶段成果。为提高供电可靠性、提高供电企业的运行管理水平，供电企业须积极创造条件，推广配电自动化技术，进一步提高电网运行管理水平。

1.4开展配电自动化的意义与未来趋势

配电自动化技术的发展对于我国有着重要的意义，配电网自动化的兴起主要源于城市电网的改造，因为我国配网自动化起步较晚，初期配电网络的建设没有得到重视，但随着经济的蓬勃发展，电力行业、电力系统的建设也进入了迅速发展的新阶段，与之相关的各种电力技术也在不断地创新与进步。配电自动化系统发展的最终目的是为了提高供电可靠性和供电质量，缩短事故处理时间，减少停电范围，提高配电系统运行的经济性，降低运行维护费用，最大限度提高企业的经济效益，提高整个配电系统的管理水平和工作效率，改善为用户服务的水平。

配电自动化的推广与应用能够极大地提高电力系统供电的可靠性，厦门在福建省内率先开展配电自动化建设， 2011年7月投入实用化运行，与世界部分发达地区比较，如图1-3所示，2013年厦门岛（全口径）用户年平均停电时间接近台北72分钟水平，仅考虑故障停电则接近首尔19分钟水平、核心区达到东京3分钟水平。这充分证明了配电自动化技术在电力系统中的应用极大地提高了供电可靠性。

图1-32013年国内外部分地区年平均停电时间统计

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120100806040200国内外地区用户年平均停电时间（分/户）667278.89853333857621919.9210.5336102325国内外地区用户年平均停电时间（分/户） 配电自动化的推广能够实现配电网的经济运行，减少运行维护费用和各种消耗，也为供电企业改善服务质量、提高管理水平提供保证，而高效的管理机制也必将提高企业的整体运行效率，为电力系统、电力市场的改革打下良好的技术基础。

在我国，配电自动化的发展已经步入了正轨，随着经济发展，电力系统基础设施的建设正在一步步完善，未来配电自动化的的发展趋势：

1）注重投入产出，向日本和韩国等国家，采用更为合理的设备，提高配电网可靠性，不盲目追求设备豪华和先进，采取了统一规划、分步实施原则，不同的地区采用不同的模式，优先实施网架基础好，经济效益和社会效益明显的区域。

2）在提高配电自动化在配电系统发生故障时的反应速度、隔离故障准确性的基础上，充分挖掘现有配电自动化系统的功能。例如在配电网正常运行时，通过网络优化和负荷转移降低线损、扩大供电能力、推迟设备投资和电网改造的周期，使得配电自动化系统的经济效益有了根本的提高，预计几年后将能够收回投资并产生可观的经济效益，还可以在提高供电质量、改善用户服务质量、降低电能损耗等方面作出巨大的贡献。

3）向开放式、一体化和集成化的综合自动化方向发展。目前已经具有相当的规模，并且从提高配电网运行的可靠性和效率，提高供电质量，降低劳动强度，充分利用现有设备的能力，缩短停电时间和减少停电面积等方面，均带来了可观的经济效益和社会效益。

4）通信方式多样化。配电网通信有无线、光纤、专用电缆、载波等多种通行方式，但在主通信线路上更倾向于使用光纤，10KV 配电线载波通信以及基于GPRS 和 CDMA 的无线通信在配电网中的应用受到用户的广泛关注。

5）目前国外正致力于的配电自动化专家系统和配电网仿真培训系统等研究。并且在研究通过负荷分配的优化来减少网损，对变压器负荷进行管理，以最大限度地利用变压器容量并降低系统有功损耗，以及按即时电价对用户负荷进行管理等。

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2配电自动化的内容

2.1配电自动化的主要内容

配电自动化的功能应包括配电网络的数据采集与监控（SCADA），就是通常所说的远动，即四遥(遥信、遥测、遥控、遥调)功能；馈线自动化（FA即故障定位、隔离、非故障区段的供电恢复）；以及负荷管理、地理信息系统（AM/FM/GIS）、配电应用分析（PAS）等方面。配电自动化系统的特点有：信息量大；在线数据分析和离线管理的紧密结合；应用分析和终端设备的紧密结合；一次、二次设备紧密结合。

馈线自动化是利用自动化装置（系统），监视配电线路（馈线）的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区间并将故障区间隔离，快速恢复对非故障区间的供电。馈线自动化是实现配电线路自动化的重要组成部分，从广义上来说，馈线自动化包括了配电网的中压和低压电压等级范围内线路的自动化，它是指包括从变电站的变压器二次侧出线口到线路上的负荷之间的所有配电线路。馈线自动化主要功能包括：馈线运行数据的采集与监控，故障定位、隔离及自动恢复供电，无功补偿调压和网络优化。在实现馈线自动化的过程中须遵循以下原则：检测故障要准确，故障隔离要快速，网络重构要慎重。

馈线自动化系统可分为三个阶段来实现的：杆上配电自动化阶段、遥测遥控自动化阶段和计算机控制配电自动化阶段。这三个阶段也就是从户外一次设备的应用(第一阶段)、信号的采集和传送(第二阶段)到实现计算机管理(第三阶段)。图2-1所示是一个典型的馈线自动化系统的例子。

断路器第一阶段：负荷开关自动化真空开关PTPTPT真空开关PT故障指示RTU第二阶段：遥测遥控自动化遥控接收单元RTU遥控主站单元CPU显示器CPU配电SCADA系统第三阶段：计算机控制配电自动化

图2-1馈线自动化系统示意图

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2.2馈线自动化系统三种应用模式与分析

1）重合器、分段器模式

所谓重合器、分段器模式，其工作原理为：利用重合器的多次重合与分段器配合，即一条馈线上不同分段器设置的记忆短路电流的次数不同，在分段器记忆达到预定的次数后该分段器即自行断开，以达到断开故障点之目的。

SAR1ABCS2R0DS4FS3GR2SBS1

图2-2重合器和分段器模式示意图

基于重合器和分段器馈线自动化模式如图2-2所示，R为重合器， S为分段器，正常情况下R0断开，处于开环运行。线路短路电流由重合器切除，分段器只能关合短路电流，没有切断短路电流的能力。当B处发生短路故障时，R1先分闸切断短路电流，使得S1、S2相继失压分闸，同时R1开始计时。计时到t1，R1第一次重合， S1得压后也重合，并记重合1次。因为是永久性故障，所以线路第二次出现故障电流。于是R1和S1进行第二次分合操作，并记重合2次。因为第三次出现故障电流，R1和S1再进行第三次分闸。对于S1，由于其处于分闸状态，并且它的重合次数已达到设定值2，符合闭锁的条件，于是S1闭锁合闸，从而将故障隔离。R1再次重合，恢复A段线路的供电。经一段延时后，联络开关R0重合，恢复C段线路的供电。

目前在我国城乡电网改造中仍使用大量重合器，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护而言它有较大的优势。这一模式设备简单、不需要通信手段即可切除故障，但它需要在每条馈线前加装重合器，而重合器与站内的出线断路器的时间配合较难整定，很难保证每次故障时重合器动作而出线柜不跳闸，而且故障隔离的时间较长。另外，随着区段的增加，重合器的重合次数也会因故障点位置的不同，需要多次重合，对相关的负荷有一定影响，因此，这一模式较难用于环网。从现阶段来看，重合器与分段器配合较适合于农村辐射网，尤其是利用重合器取代出线开关柜的小型化变电站。

2）电流型故障处理模式，其工作原理为：将线路的FTU采集的实时数据上传到主站系统，在主站系统作出判断后，向相关RTU发出执行命令隔离故障。它的实现需要由通信系统及后台主站建立后完成。

SAQ1ABCQ0Q4DQ3SBQ2

图2-2电流型故障处理模式示意图

电流型开关是依靠自身检测故障电流来判断故障，从而确定开关是否进行跳或合。采

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用电流型开关实现馈线自动化示意图如图2.2-2所示。正常运行时，Q1、Q2、Q3、Q4都处于合闸位置，A段、B段由SA电源供电，C段、D段由SB电源供电。当B段发生故障时，Q1 快速动作跳开。若为瞬时故障，Q1 重合，线路正常供电。若为永久性故障，Q1 重合不成功，进入慢速重合，Q2、Q0 检测到失压，Q2 动作到分闸闭锁。经过一定延时，Q0 合闸于故障状态，在预定的延时和操作次数后也闭锁于分闸状态，Q1 慢重合成功。这样把故障隔离在B段，A段由SA供电，C段、D段由SB供电。

电流型配电自动化系统，是建立在以主站系统强大功能基础上的自动化系统，在实现配电自动化的进行过程中，在主站、通信、设备均到位的情况下，通过计算机系统对采集的电流信号作出判断，通信系统完成信号传递，由一次设备作出执行机构，来完成配电自动化的各种功能，这种模式是一种集中智能方式。和计算机后台的配合必须高度依赖通信系统，而配电自动化的通信系统不论是通信方式还是目前的技术水平，恰恰是整个系统最薄弱的环节。配电网由于受城市地形的限制，一般采用以架空为主，电缆为辅的混合网，永久性故障大多数是外力所致，这就很可能同时伴有通信设施的损坏，因此，高度依赖通信系统进行故障处理具有较大的风险性。

3）电压型故障处理模式，其工作原理为：以电压为判据对事故进行判断处理，假设某区发生永久性故障，变电站内断路器先于杆上开关开断，随后各级杆上开关无压释放，在断路器重合闸后，杆上开关按设定的延时时间逐一关合，当前一级开关关合后，因事故未排除，断路器再次掉闸，即相当于重合闸失败，而与此同时，某区的前后两级开关同时闭锁，切除故障区间。通过再次重合，对故障区段的前端恢复供电，环网点的联络开关在感觉到一端失去电压后会经过一定的延时时间后自动投入，以便使故障段后的区域恢复供电。通过记录断路器由重合到重合失败的时间即可准确判断出故障区间。

电压型配电自动化系统，其系统的构筑可采用分阶段实施方案，即第一阶段馈线自动化先行，第二阶段解决通信问题，实现配电 SCADA，第三阶段实现全面的配电自动化。其分阶段实施的方案是通过边投资边收益方式来实现的，即在馈线自动化阶段，通过设备电压-时间的配合，利用一次设备的智能化功能隔离故障，首先实现故障区段的隔离，非故障区段的供电恢复，提高供电可靠性、实现售电效益。此后，在馈线自动化的基础上构筑配电自动化系统，作为更高一级的管理系统。经过大量的调研和慎重的考虑，电压型是符合我国配电网实际情况。

2.3电压时间型馈线自动化优势

结合目前我国电网的现状，电压时间型的馈线自动化模式越来越受到配电自动化终端设备开发的青睐，这与电压时间型馈线自动化自身的特点与优势密不可分。

1）供电电源的优势

和电压型馈线自动化相比较，电流型馈线自动化在一次重合失败后，通过主站系统判断并对故障区段前、后一级的开关发出分闸命令，需要额外的电源提供开关分闸的激励电源和通信电源。这时，对蓄电池的要求及停电时的供电电源等相关问题就随之而来。电压型馈线自动化开关动作的基本原理是来电关合、无压释放，避免了使用蓄电池作为供电电

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源。

2）不依赖通信系统

电流型馈线自动化，对通信设备依赖性极强，通信系统的问题都会引起馈线自动化的故障，甚至造成整个配电网的瘫痪。而电压型馈线自动化故障处理模式对故障处理主要依赖于设备自身智能化的功能，不依赖于通信系统。电流型故障处理模式则完全依赖于通信系统，

3）对判据的整定易于调整

对于我国架空线与电缆并存且中性点不接地的 10kV 系统，电流判据在上下级开关间整定值的配合是比较难以调整的。即便调整完毕以后，随着线路负荷的改变，环网点的改变，各级整定值均要做出相应变化，这于对不断发展中的配电网尤其显得不方便。而电压型馈线自动化模式，其故障判断以线路电压为判据，不受线路负荷的影响，对判据的整定易于调整。

4）与电网改造的现状和发展的配合问题

电压型馈线自动化故障处理模式能够顺应城网改选的步骤，实现边投资边收益的原则。从全国来看，各地配电网自动化的实施都必须结合当地电网改选的具体情况分步骤推进。目前我国大部分地区配电网的网架结构还不尽合理，电源点的布置也不够完善，因此对于开始就需要通信系统及后台主站一步到位的电流型故障处理模式，很难与这种变化中的配电网相适应。电压型馈线自动化能够与电网改造的现状和发展相配合。

5）优越的经济性

实施电压型馈线自动化后，合理地安排网络结构，在给用户供电的线路故障退出运行后，通过操作联络开关，由其它的健康线路供电。在保证同样可靠性的前提下，与传统的做法相比，馈线自动化可充分地发挥设备的潜力，显著地节省了在线路上的投资。馈线自动化系统对配电线路及设备运行状态进行实时监视，为实现设备的及时检修创造了条件，这样除了可以减少不必要的停电时间外，也减少了检修费用。利用馈线自动化提供的数据与资料，可以及时确定线路故障点及原因，缩短故障修复时间，节省检修费用。

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3电压时间型馈线自动化的实现

3.1实现电压-时间型馈线自动化的设备

电压型馈线自动化就是利用一次设备配套的智能化功能，完成对线路故障区段的隔离、非故障区段的供电恢复，达到减少停电区间、缩短停电时间的目的。所谓电压型馈电自动化设备，是指基于电压、时间配合工作原理的设备，其正常工作和对事故的判断处理均是以电压为基本判据，通过第一区段投入的延时逐级送电，来判断故障区间。电压型馈线自动化就是利用一次设备配套的智能化功能，完成对线路故障区段的隔离、非故障区段的供电恢复，达到减少停电区间、缩短停电时间的目的。

实现电压-时间型馈线自动化的核心是电压-时间型开关，准确的说是电压-时间型开关成套装置，它包括了电压-时间型开关和开关控制器，主要设备包括电压-时间型柱上负荷开关、电压-时间型开关控制器（即馈线终端）、电源变压器（PT）及相关连接附件，如图3-1所示。

图3-1电压-时间型馈线自动化设备构成

电压-时间型负荷开关通常采用双断口设计，真空灭弧，SF6绝缘，配置电磁操动机构并内置电流互感器，具备“来电合闸，无压分闸”的功能。负荷开关在电网来电或监控终端发出合闸命令时合闸；在线路停电时或监控终端发出分闸命令时分闸。当线路发生故障时，故障区段两侧终端自动闭锁，使开关保持分闸状态，自动完成故障区段判定隔离及非故障区段供电恢复，终端与自动化主站的通信可采用光纤、无线通信等多种方式。

馈线终端的功能模式有两种，通过设置控制器模式（MODE）来区分。一是应用于分段点且处于常闭状态的分段开关，模式设定为 S；另一是应用于环网点且处于常开状态的联络开关，模式设置为 L。实现电压-时间型馈线自动化的开关控制器，即电压-时间型开关控制器是馈线自动化终端的一种，具备遥测、遥信、遥控“三遥”功能，与配电自动化主站通信多采用公网无线通信（GSM/GPRS）方式。电源变压器变比为 10/0.22，主要作用是为开关和控制器提供电源和电压信号。开关控制器与开关本体、电源变压器分别通过控制电缆和电源电缆连接。

电源变压器的作用是：当实施配网自动化时，电源变压器的高压侧接 10kV母线，其低压侧输出一方面给开关提供操作电源，同时也给控制器提供工作电源，另一方面还给控制器提供检测信号。

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3.2电压时间型柱上负荷开关功能特点

电压时间型柱上负荷开关，将馈电线路分为若干段，实现故障段自动检测、自动隔离，完好段自动恢复供电，缩小故障停电范围，减少故障停电时间，从而提高供电可靠性。负荷开关是实现配电馈线自动化的主要设备。针对适用于电压型馈线自动化系统要求，真空负荷开关必须是采用免维护产品，同时具备真空灭弧、SF6 绝缘；电缆头出线、全密封设计；开关采用悬挂式安装，避免了对瓷套的冲击；开关可以手动操作，也能电动远方操作；内部隔离断口与真空灭弧室联动，具有极高的操作可靠性；

电压时间型柱上负荷开关属于电压型智能开关，故障检测装置只采集故障电压的特征，对故障判定不依赖电源侧线路的电流，与配网运行方式无关，不存在选择性问题，适用各种配电网络。当开关检测到线路失去电压时，负荷开关本体即跳闸；当检测到线路得到电压时，负荷开关本体经过整定的延时时间后合闸，即采用来电就合、无压释放。开关得电时根据整定延时时间逐级合闸，线路逐段得电，既能实现故障段准确判断，又能减小合闸涌流。电压时间型柱上负荷开关具有合分负荷电流的能力。

真空负荷开关工作原理在线路停电的时候，开关是处于“分”状态，因此不需要在线路无电条件下打开开关并隔离故障，避免使用蓄电池作为供电电源，从而使开关及其配套产品真正地达到免维护设计。在配电自动化系统技术基础上，结合我国城市配网系统的特点而研究开发的配电自动化完整、实用的解决方案，适用于各种规模的配电网系统，是目前适合中国电网的可靠、实用、技术成熟的配电自动化系统。此开关是专门为配电自动化而设计、安全可靠、工业化程度高的设备。留有接口，可以方便地与配电自动化系统终端设备连接。该开关可与一体型远方终端配合使用，能以电压-时序方式自动隔离线路故障区域，由于杆上设备本身具有就地处理故障的能力，因此不需要通信系统的介入就可以完成馈线自动化，从而大大地提高了设备和系统的工作可靠性，随着城网改造线路的无油化、绝缘化，一年内线路故障发生的几率相对比较低，这种就地保护方式顺应了目前 10kV 由集中保护向就地保护发展的需求。

3.3馈线终端功能模式

对于负荷开关的开关，在正常工作时开关为常闭。当线路因停电和故障失压时，所有的开关打开，第一次重合后，根据控制器设计的延时设置，线路分段一级一级的投入，直至投到故障段后线路再次跳闸，故障区段两侧的开关因感受到故障电压而闭锁。当站内断路器再次合闸后，正常区段恢复供电、故障区间通过闭锁而隔离。对于联络点位置的开关，在正常时感受到两侧有电压时为常开，当一侧电源失电时，该联络开关开始延时进行故障确认，延时时间整定值为故障侧线路完成对故障确定并闭锁的时间，在延时时间完成后，联络开关投入，后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电。

分段点位置和联络点位置所使用的开关、控制器和变压器设备完全相同，其功能的转换只需将控制器底盖内部的功能模式切换开关（MODE）放在 S（分段点功能）或 L（环网点功能）来实现，所以调整非常方便。

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3.3.1馈线终端用于辐射状电网结构的故障检测及恢复供电的原理（S功能）

图3-2是一条辐射电网的基本结构，CB 为线路出线断路器，线路上分别安装了分段开关 PVS“B”“C”“D”“E”，这些开关的控制器具有延时设置键，根据线路的状况，分别将“B”“C”“D”“E”的控制器延时设为 7s、 14s、7s、14s，表示当各级开关在感受到一端来电时，通过上述的延时时间完成关合。

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下面给出了当线路 c 区段发生短路故障时，整条线路的工作过程。

（1）首先，电网在正常状态下，断路器 CB 和 PVS“B”“C”“D”“E”均处于关合状态，线路供电正常。

（2）当 c 段发生故障，因故障引起变电站内 CB 跳闸，这时所有的杆上开关因失压而打开。

（3）站内的断路器 CB 在经过一定延时后（举例为 5s）进行第一次重合闸，这时电源送至 PVS“B”的一侧。

（4）这时 PVS“B”的控制器在感受到一侧电源后，开始计时，在完成了7s 计时后，PVS“B”自动关合，“b”区段供电。这时，电源同时送至 PVS“D”“C”的一侧，其控制器同时启动计时。

（5）当计时器计满 7s 后 PVS“D”自动关合，d 区段恢复供电，而 PVS“C”继续计时。

（6）当 PVS“C”控制器完成 14s 记时后，关合 PVS“C”。因故障区段为c 区段，若这次故障为线路瞬时故障，线路恢复正常；当故障是永久性故障时，因开关关合到短路而引起站内 CB 再次跳闸。这时，PVS“C”的控制器记忆下其后端发生故障并锁扣，开关不允许再次投入。

（7）CB 再次合闸送电，依电源顺序由源边送至除 c 区段的正常区间。站内设备可根据各开关延时时间的设定值，通过对断路器从合闸到跳闸的时间间隔来判断出故障区间为 c 段。通过上述工作方式，系统完成环网结构的供电恢复。

3.3.2馈线终端用于环状电网结构的故障检测及恢复供电的原理（L功能）

图3-3是一条环网线路的基本结构，CB1、CB2 分别为线路站 1 和站 2 的出线断路器，线路上分别安装了分段开关 PVS“B”“C”“D”“E”“F”“G”，其中除环网点开关“E”为常开开关外，其余在正常工作时为常闭。这些开关的控制器具有延时设置键，根据线路的状况，分别将“B”“C”“D”“F”“G”的控制器延时设为 7s、7s、7s、7s、7s，表示当各级开关在感受到一端来电时，通过上述的延时时间完成关合，而环网点开关“E”的控制器延时时间设置为 45s。下面给出了当线路 c 区段发生短路故障时，整条线路的工作过程。

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（1）在正常状态下，CB1、CB2 和除 PVS“E”以外的所有开关均关合。

（2）假设当故障发生在 c 段，因短路引起断路器 CB1 跳闸，PVS“B”、PVS“C”、PVS“D”因失压而同时断开。这时，PVS“E”的控制器因感受到一侧掉电而开始计数。

（3）断路器 CB1 经过延时后重合闸，开关顺序延时关合至 PVS“B”。

（4）当关至 PVS“C”时，因再次关合短路点引起线路再次跳闸。这时，PVS“C”和 PVS“D”因感受到其区间故障而锁扣。

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（5）CB 通过再次重合闸，顺序延时将正常区间恢复供电。

（6）环网点开关 PVS“E”在计时过程中始终未感到一方的供电，因此，在经过一定的延时后，关合 PVS“E”，由 CB2 给位于故障区间后端的正常区段d。 3.3.3馈线终端闭锁功能的原理

X—时间闭锁

在正常送电过程中，当 X—时间内发生大于 3.5S 的故障时，监控终端实现 X—时间闭锁。在闭锁被解除之前，开关（PVS）从反方向供电时不能关合，如图3-3（a）所示：

PVS2 的监控终端实现 X—时间闭锁，环网点 PVS3 投切之后，在 PVS2 的监控终端闭锁被解除之前，开关（PVS2）从反方向供电时不会关合。

Y—时间闭锁

在开关（PVS）X—时间延时关合后，立即启动故障检测 Y—时间，当 Y—时间内发生大于 3.5S 的故障时，监控终端实现 Y—时间闭锁。在闭锁被解除之前，开关（PVS）从同方向供电时不能关合，如图3-3（b）所示：

PVS2 的监控终端实现 Y—时间闭锁，在闭锁被解除之前，开关（PVS2）从同方向供电时不会关合。

C 瞬时电压闭锁

如果出现瞬时电压（≥30%额定电压，持续时间≥150ms）加在 A 侧或 B 侧时，控制器（FDR/RTU）实现瞬时电压闭锁。在闭锁被解除之前，开关（PVS）从反方向供电时不能关合，如图3-3（c）所示：

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PVS3 的控制器实现瞬时电压闭锁，在闭锁被解除之前，开关（PVS3）从反向供电时不会关合。

D 两侧电压闭锁

利用此闭锁功能，可以实现负荷的均衡转带，形成一个临时的联络点，如果电压在 X—时间内加到两侧，控制器实现两侧电压闭锁。在闭锁被解除之前，开关（PVS）即使在 X—时间计数结束后也不能关合，如图3-3（d）所示：

联络开关 PVS5 和 PVS8 经过 XL 延时（假设都整定为 45S）关合后，开关（PVS4）的控制器在 X—时间内检测到两侧同时来电而实现闭锁，在闭锁被解除之前，开关（PVS4）即使在 X—时间计数结束后也不会关合。

3.4电压时间型馈线自动化模式动作实例

电压时间型馈线自动化模式通过电压型开关时间参数整定与变电站出线断路器动作时间相配合，实现故障区段有效隔离、非故障区段恢复供电或转供电。电压型开关需要整定两个时间参数。其一为 X时限，即为电源侧加压至开关合闸的时延；另一个参数是 Y 时限，又称故障检测时间，即为开关合闸后的正常确认时间。若开关合闸后在未超过 Y 时限的时间内又失压，则该开关分闸并被闭锁在分闸状态，下次再加压时也不再重合。

如图3-2(a)所示，BD1、BD2 分别为变电站出线断路器，FD1—FD5 为电压型负荷开关，FZ1为电压型分支开关，LL1 为联络开关。联络开关两侧互为手拉手线路，正常情况下开环运行。当 C 段发生短路故障时，BD1 跳闸，负荷开关FD1、FD2、FD3 和分支开关 FZ1 因失压而分闸。经过整定的重合闸时间后，变电站断路器 BD1 第一次重合。负荷开关 FD1、FD2、FD3、FZ1 在电源侧加压后启动 X 计时器，分别经过 X 时限延时后逐级重合。在开关合闸后，同时启动 Y 计时器。若是瞬时性故障，则线路恢复供电。若是永久性故障，负荷开关 FD2 合闸到故障区段导致 BD1 再次跳闸，FD1、FD2、FD3 和

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