几种馈线自动化方式.docx

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几种馈线自动化方式

1.集中控制式

集中控制式的故障处理方案是基于主站、通信系统、终端设备均已建成并运行完好的情况下的一种方案，它是由主站通过通信系统来收集所有终端设备的信息，并通过网络拓扑分析，确定故障位置，最后下发命令遥控各开关，实现故障区域的隔离和恢复非故障区域的供电。

优点：

非故障区域的转供有着更大的优势，准确率高，负荷调配合理。

缺点：

终端数量众多易拥堵，任一环节出错即失败。

案例：

假设F2处发生永久性故障，则

变电站1处断路器CB1因检测到故障电流而分闸，重合不成功然后分闸闭锁。

定位：

位于变电站内的子站或配电监控中间单元因检测到线路上各个FTU的状态及信息，发现只有FTU1流过故障电流而FTU2～FTU5没有。

子站或配电监控中间单元判断出故障发生在FTU1～FTU2之间。

隔离：

子站或配电监控中间单元发出命令让FTU1与FTU2跳闸，实现故障隔离。

恢复：

子站或配电监控中间单元发出命令让FTU3合闸，实现部分被甩掉的负荷的供电。

子站或配电监控中间单元将故障信息上传配调中心，请求合变电站1处断路器CB1，实现部分被甩掉的负荷的供电。

配调中心启动故障处理软件，产生恢复供电方案，自动或由调度员确认。

配调中心下发遥控命令，合变电站1处断路器CB1，实现部分被甩掉的负荷的供电。

等故障线路修复后，由人工操作，遥控恢复原来的供电方式。

2.就地自动控制

2.1负荷开关（分段器）

主要依靠自具一定功能的开关本身来完成简单的自动化，它与电源侧前级开关配合，在线路具备其本身特有的功能特性时，在失压或无流的情况下自动分闸，达到隔离故障恢复部分供电的目的。

这种开关一般或者有“电压-时间”特性，或者有“过流脉冲计数”特性。

前者是凭借加压、失压的时间长短来控制其动作的，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。

后者是在一段时间内，记忆前级开关开断故障电流动作次数，当达到其预先设定的记录次数后，在前级开关跳开又重合的间隙分闸，从而达到隔离故障区域的目的。

在“电压-时间”方案中，开关动作次数多，隔离故障的时间长，变电站出口开关需重合两次，转供时容易有再次故障冲击，但它的优点是控制简单。

（1）基于重合器与电压-时间分段器方式的馈线自动化

基于电压延时方式，对于分段点位置的开关，在正常运行时开关为合闸状态，当线路因停电或故障失压时，所有的开关失压分闸。

在第一次重合后，线路分段一级一级地投入，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，正常区间恢复供电，故障区间通过闭锁而隔离。

而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状态，当一侧电源失压时，该联络开关开始延时进行故障确认，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。

两侧同时失压时，开关为闭锁状态。

特点：

造价低，动作可靠。

该系统适合于辐射状、“手拉手”环状和多分段多连接的简单网格状配电网，一般不宜用于更复杂的网架结构。

应用该系统的关键在于重合器和电压–时间型分段器参数的恰当整定，若整定不当，不仅会扩大故障隔离范围，也会延长健全区域恢复供电的时间。

（2）基于重合器与过流脉冲计数分段器方式的馈线自动化

当发生故障时重合器跳闸，分段器维持在合闸位置，但是经历了故障电流的分段器的过流脉冲计数器加一，若计数值达到规定值，则该分段器在无电流间隙分断，当重合器再次重合时，即达到隔离故障区段和恢复健全区段供电的目的。

案例：

在处理如图2所示配电网结构，A为重合器，B、C、D为过电流脉冲计数分段器，其计数次数均整定为2次。

正常运行时，重合器A，分段器B、C、D均为合，当C之后的区段发生故障时，重合器A跳闸，分段器C计过电流一次，由于没有达到事先整定的2次，因此分段器保持合闸，经过一段时间后，重合器进行第一次重合。

若为瞬时性故障，重合成功，恢复系统正常供电，再经过一段确定的时间（与整定有关）后，分段器C的过电流计数值清零，又恢复至其初始状态，为下一次做好准备；若为永久性故障，再次重合到故障点，重合器A再次跳闸，分段器第二次过电流而达到整定值，于是，分段器在重合器跳闸后无电流时期分闸；再经过一段时间，重合器A进行第二次重合，由于此时分段器C处于分闸状态，从而将故障区段隔离开，恢复对健全区段的供电。

（3）电压-电流型

通信方式和通信协议：

选用GPRS+VPN（虚拟专用网）的通信传输通道,优点为:

数据传输速率高;永久在线,空间网络数据传输透明;运行费用低廉,运行经济;安全性高,采用加密技术实现数据的安全传输。

在传输过程中（见图1）,FTU与GPRS通信模块之间采用RS-232接口,数据通过GPRS通信网络传输后,再通过移动通信网关、VPN专线传输到GPRS通信服务器,最后再传输到配电网主站。

FTU传输协议采用IEC60870-5-101通信协议,由于是准实时数据传输,因此,协议数据召唤频度可以适当放慢。

FTU电压—电流型特点：

开关本体虽采用电压型自动负荷开关，但FTU具有电压—电流型特点。

电压型特点是指FTU具有电压型开关控制器功能：

在馈线全线停电的情况下，当FTU检测到开关一侧带电时，在开关没有被闭锁分闸的情况下，经过Δt延时，自动将开关合闸，而不需要主站发遥控命令；如果开关被闭锁分闸，则开关保持在分闸位置。

电流型特点是指FTU故障检测依据电流检测判据，而不是依据电压和时延判据。

当线路发生故障时，FTU根据流过的故障电流大小，记录故障标志，并通过GPRS向主站系统发送。

在电压型馈线自动化方案中，由于是利用电压和时限配合进行故障检测，Δt一般设置不小于5s；而电压—电流型馈线自动化方案中，由于利用电流信号检测故障，为尽快缩短停电时间恢复供电，Δt可设置为0。

FTU需要配置一定容量的蓄电池，确保失电情况下FTU和通信的正常工作，并采用浮充技术提高电池寿命。

由于开关操作采用交流电源，因此，蓄电池容量可以很小。

实现策略：

电压—电流型馈线自动化实现策略是指故障的检测、定位、隔离等功能的实现采用电流检测判据，而开关的操作采用交流操作电源。

当线路发生故障时，由配电网主站通过GPRS方式收集线路上相关FTU的故障信息，同时，根据线路拓扑关系，进行故障分析，定位故障。

由于电压型自动负荷开关具有“失压脱钩”的特点，此时，处于失电的开关位于分闸位置，远方主站只需发出开关闭锁分闸命令，把故障点两侧开关闭锁在分闸，就可以实现故障区域的隔离。

对于馈线上健全区段的恢复供电，由主站提出最佳重构方案，通过遥控变电站出线开关和解除联络开关闭锁分闸状态，并结合电压型自动负荷开关“来电自举”的特点，逐级恢复，完成网络重构。

这种电压—电流型混合配电网自动化方案兼顾了电压型、电流型配电网自动化方案的优点，一方面具有电流型快速、可靠故障定位和故障隔离的优点，避免了电压型方案中因“残压闭锁”不绝对可靠而造成对侧全线停电的缺点，同时具有电压型开关采用交流操作电源的特点，开关操作可靠性大大提高。

同时，变电站出线开关保护也不需要改造，保留一次重合闸即可。

案例演示：

变电站出口断路器设置一次重合功能，延时时间为0.5s，ΔT（ΔT一般取1min～5min）后返回，分段开关和联络开关Δt=0，另外，考虑到电压型开关的机械合闸特性，开关的固有机械合闸时间Δτ=0.3s。

假如c区发生瞬时性故障,CB1因速断保护动作而分闸,随后B、C、D因失压而分闸。

CB1经过0.5s后重合使a区恢复供电，经过Δτ后B合闸将电送至b区，又经过Δτ后C合闸将电送至c区，再经过Δτ后D合闸将电送至d区。

从发现瞬时性故障，到恢复供电，前后经过的时间约为1.4s。

此后，FTU通过GPRS向主站汇报各自检测的瞬时故障信息，以便主站了解瞬时故障的发生过程和位置。

假如c区发生永久性故障，如图2（a）所示,则CB1因速断保护动作而分闸，CB1经过一次重合，虽依次合闸送电至c区，由于c区是永久性故障，CB1再次因速断保护动作而闭锁分闸，同时，分段开关B、C、D因失压而分闸。

主站通过GPRS轮询相关FTU的故障标志信息，由于开关B、C有故障电流标志而开关D、E无故障电流，因此，判断永久性故障发生在c区，向分段开关C、D处的FTU发开关闭锁分闸命令，使开关C、D闭锁在分闸位置（见图2（c））。

主站然后将出线开关CB1合上，恢复a区供电，经Δτ延时，B合闸，恢复b区供电。

由于开关C闭锁在分闸位置，从电源侧确保了故障区域c的安全隔离（见图2（d））。

为了恢复失电区域d的供电，解除联络开关E的闭锁合闸命令，E检测到开关一侧有电、一侧无电，经延时Δτ后合闸，恢复失电区域d的供电。

由于开关D闭锁在分闸位置，从备用电源侧确保了故障区域c的安全隔离。

（4）智能式分布

智能分布式的就地式馈线自动化是在重合器方式的就地式馈线自动化的基础上，增加局部光纤通信，使得环网内的各FTU互相交互信息，在故障后ms级的时间内直接跳开离故障点最近的两侧开关，变电站出线开关不需要跳闸，使得停电区域最小，同时联络开关自动合闸转供。

可实现多开关串联无级差保护配合，快速准确地实现故障隔离和转移供电，达到停电范围最小、停电时间最短的目的。

在保护通道故障时，可自动转为重合器方式的就地式馈线自动化工作模式，可靠性高，可应用于供电可靠性要求高的骨干网络。

配电主站和子站可不参与处理过程。

新型智能分布式控制方式则利用了电压和电流两个信号作为故障段的判据，故又称为U-I-T（电压-电流-时间）型。

此方案具有如下优点：

利用了电压和电流两个信号作为故障段的判据，充分考虑了故障后线路失压和过流次序的规律，制订全面的网络重构方案，方案的参数配置不受线路分段数目和联络开关位置的影响。

当利用智能负荷开关组网时，线路上各个开关按预先整定的功能相互配合自动隔离故障自动进行故障后网络重构；当采用重合器或断路器组网时，能够发挥重合器或断路器的开断和重合能力，迅速切除并隔离故障，恢复非故障线路供电。

采用“残压检测”功能使故障点负荷侧的开关提前分闸闭锁，避免另一侧电源向故障线路转移供电时受到短路冲击和不必要的停电。

在有局部光纤通信的条件下，可以自动升级为“协作模式”，从而进一步加快网络重构速度，减少线路受到的短路冲击。

分布式智能控制有两种实现方式：

1）基于终端的方式。

终端通过对等通信（IP）网络获取相关站点终端数据，自行决策。

不需要安装专门的装置，具有很高的实时性（最快达到200ms以内），但对终端处理能力要求高，且仅能用于IP通信网。

2）采用分布式智能控制器（DistributedIntelligentController，DIC）的方式。

DIC安装在变电站、开关站或者其他选定的站点内，其作用类似于传统的配电子站，收集并处理附近小区内相关站点的终端信息，完成一些实时性要求较高的现场控制功能，能够有力提高配电自动化系统的处理速度，减轻SCADA系统的处理数据能力，使得配电系统进一步智能化。

通过通信网集中收集处理相关站点终端的数据，做出综合决策，将控制命令送回终端。

该方式可用于串行点对点通信，具有很好的适用性。

快速自愈：

1）对于经历了故障电流并且跳闸的开关（包括变电站出线开关）在其一侧带电的条件下，开放其一次快速重合功能（即跳闸后，在经过一般为0.5~1s的短暂延时后进行重合）;若重合失败导致该开关再次跳闸，则自动闭锁于分闸状态，并向其相邻开关发送“重合失败”信息；若重合成功，则向其相邻开关发送“重合成功”信息，重合成功的馈线开关在一段时间（一般为5~10s）内闭锁保护。

2）对于未经历故障电流已跳闸的开关，不具备重合功能，跳闸后在一段时间内（如1~2s），若收到其相邻开关发来的“重合失败”信息或没有收到任何信息，则闭锁于分闸状态；若收到其相邻开关发来的“重合成功”信息，则驱动开关合闸。

3）未跳闸的开关以及重合成功的开关收到其相邻开关发来的“重合成功”信息，则置之不理。

4）闭锁在分闸状态的开关只有通过人工就地或远程控制才可复归。

5）对于联络开关，只是为了配合瞬时性故障和永久性故障的判别，其联络开关的时限需要设置得稍微长一些，如5~15s。

（4）重合器（断路器）

这种馈线自动化方案主要是FTU终端设备通过采集线路电流电压信息，再根据事先整定好的功能与逻辑来确定动作与否，在线路不同位置的终端通过整定不同的功能与逻辑实现上下级之间的相互配合。

在这种方案中，与之配套的FTU通常都有保护功能，通过保护时限来实现上下级的配合，与负荷开关不同的是，它对系统冲击大大减少，隔离故障的时间缩短，除了变电站出口保护时间要改动之外，对变电站出口开关无特殊要求。

但转移供电时，有时会有冲击。

分层分布：

最优控制模式是以单条馈线为控制对象的分层分布控制模式，具体包括将馈线的故障识别、故障隔离完全下放到配电终端实现。

配电子站、配电主站在功能上保留集中式馈线自动化控制方式（即通过遥控来隔离故障），但是将该项功能作为配电终端的后备，只有在配电终端处理故障失败的情况下，才由配电子站处理故障；只有在配电终端及配电子站都失败的情况下，才由配电主站来处理。

转移非故障区域的负荷问题，可由配电主站通过预想事故分析在线生成故障恢复的策略表作为负荷转移方案。

该方案分两种情况处理：

如果需要操作多处开关，则由主站统一执行；如果只需操作联络负荷即可实现故障负荷的转移，则由主站在线下载到配电子站及终端中。

配电终端在处理故障时，可根据预先得到的策略表确定如何自动进行恢复供电。

配电终端也可以在正常运行时实时交换潮流信息，当故障发生后，联络开关后的FTU开关可以根据自身及故障区域内的配电终端的功率情况确定能否转移负荷。

3.各馈线方式比较

比较项目

模式类型

就地式馈线自动化

集中式馈线自动化

重合器方式

智能分布式

通讯通道

无

必须

必须

故障处理恢复时间

1~数min

数s

数s~数十s

控制技术方式

就地控制，不依赖通信，通过重合闸、分段器顺序重合隔离故障和非故障段恢复供电

就地控制，子站与终端之间、终端与终端之间通过对等通信交换数据，由子站遥控实现快速故障隔离和恢复供电；通信故障时自动转为重合器方式

主站集中控制，实现配电网全局性数据采集与控制，通过区域内终端信息集中故障识别、定位、隔离和非故障区恢复供电

适合供电区域

农村、城郊架空线路

城市接有重要敏感负荷的电缆线路，供电可靠性要求高的骨干网络

城市中心区，架空电缆线路

针对架空馈线以自然延伸辐射型为主，主干线上带有多条分支线，分支线再延伸出多条小分支线，线路结构复杂的情况，而且分支线上的每一次永久或瞬时故障均会引起全条馈线停电，影响范围较大，

馈线自动化保护配置方案（断路器＋负荷开关＋智能控制器）

本方案涉及的主要设备为馈线出线断路器、主干线分段断路器、主干线分段负荷开关、分支线分界断路器、分支线分界负荷开关、分支线用户分界负荷开关。

本馈线自动化解决方案的主要思路是用断路器或负荷开关将馈线分成若干区段，实现对馈线的分段监测、控制，同时应用线路分段故障隔离技术，使线路设备保护与变电站保护进行有效地配合。

本文论述的馈线自动化为避免传统型的缺点，要遵循以下原则：

一是对馈线进行快速地故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复，最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间；二是对配电网正常运行状态进行监控。

要减少故障引起的停电范围，就必须使线路合理分段，故障时只跳开靠近故障区域的下游开关，使开关动作引起的停电范围最小。

另外，在进行故障隔离和供电恢复的过程中，尽量使开关不做不必要的动作，以减少开关动作次数，延长开关的使用寿命。

南方电网

图1中：

CB为带时限保护（过流:

0.30s，零序1.0s）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:

0.15s，零序0.6s）和二次重合闸功能的主干线分段断路器；FSW1~FSW2为主干线分段负荷开关；ZSW1为分支线分界负荷开关；ZB1为带时限保护（过流0.15s，零序0.6s）和二次重合闸功能的分支线分界断路器；YSW1~YSW3为分支线用户分界负荷开关；LSW为联络开关；方框表示断路器，圆圈表示负荷开关。

开关填充黑色表示闭合。

故障隔离过程

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要时间：

70s）

FSW1和FB之间发生永久故障，CB保护动作跳闸，FSW1、FSW2、ZSW1，YSW1~YSW3在失压后跳闸，CB在5s后重合闸，FSW1一侧有压，延时5s合闸，由于是永久故障CB再次跳闸，FSW1失压分闸，并闭锁合闸。

CB在60s后第二次重合闸，FSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约70s。

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要时间：

70s）

FSW2和ZSW1之间发生永久故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3在失压后快速跳闸，FB在5s后重合闸，FSW2一侧有压，延时5s合闸，由于是永久故障FB再次跳闸，FSW2失压分闸，并闭锁合闸，FB在60s后第二次重合闸，FSW2成功隔离故障，隔离故障耗时约70s。

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要时间：

75s）

ZSW1和YSW3之间发生永久故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3在失压后快速跳闸，FB在5s后重合闸，FSW2一侧有压，延时5s合闸，FSW2在3s后闭锁分闸，ZSW1一侧有压，在延时5s合闸，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，FB在60s后第二次重合闸，ZSW1成功隔离，隔离故障耗时约75s。

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：

5s）

ZB1与YSW1/YSW2之间发生永久故障，ZB1保护动作跳闸，ZB1在5s后重合闸，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5s。

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：

80s）

用户YSW3发生永久故障，若是相间短路故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3在失压后快速分闸。

（若是单相接地故障，YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作）。

FB在5s后重合闸，FSW2一侧有压，延时5s合闸，FSW2在3s后闭锁分闸，ZSW1一侧有压，在延时5s合闸，ZSW1在3s闭锁分闸，YSW3一侧有压，在延时5s后合闸，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，FB在60s后第二次重合闸，YSW3成功隔离故障，隔离故障耗时约80s。