馈线自动化的类型-就地电压型馈线自动化方案

电压-电流型馈线自动化典型配置方案就地电压型馈线自动化方案电压-电流型馈线自动化原理123适用范围及布点原则成套设备调试、运维注意事项电压-电流型馈线自动化–“拦腰斩”

主干线分段负荷开关、分支线开关和联络开关（配套馈线终端）与变电站出线断路器保护和重合闸配合，依靠馈线终端的电压-时间和故障电流复合判据实现故障隔离和非故障区间的恢复供电。备注：一般用于供电半径长的架空线路，且变电站出口馈线保护留有一定配网保护时限。优点不依赖主站和通信，自动隔离故障，恢复非故障区间的供电原理简单明了，操作简单设备维护工作量小，定值设定简单一、电压-电流型馈线自动化原理—基本定义典型接线图一、电压-电流型馈线自动化原理-开关逻辑1

.负荷开关逻辑-分段模式“无压释放、来电即合”：开关两侧失压后自动分闸，一侧得电延时合闸。闭锁合闸：（1）X—时间闭锁：得电后，在设定时间（X时限）内失压，则保持分闸且反向闭锁合闸（故障在开关之前）。（2）Y—时间闭锁：合闸后在设定时间内（Y时限）失压，则自动分闸并正向闭锁合闸（故障在开关之后）。（3）短时闭锁分闸（选配）：合闸后在设定时间（X）内没有检测到故障电流，则闭锁分闸功能，延时后闭锁复归。-不建议启用此项功能。（与电压-时间型的区别）FS1X计时Y计时一、电压-时间型馈线自动化原理-开关逻辑1

.负荷开关逻辑-分段模式，处理接地故障零序电压跳闸（选配）：开关合闸之前检测不到零序电压，开关合闸后，在Y时间内检测到零序电压，开关自动分闸。其他逻辑不变。2

.联络负荷开关逻辑一、电压-电流型馈线自动化原理-开关逻辑失压延时合闸：单侧失压，延时后合闸。闭锁合闸：（1）开关处于分位，两侧有压，禁止合闸；（2）瞬时加压闭锁：脉冲残压闭锁合闸。（故障点在联络之前的处理方式）速断、过流、零序保护和二次重合逻辑闭锁二次重合功能配备电压电流型负荷开关逻辑3

.主干线分段断路器逻辑一、电压-电流型馈线自动化原理-开关逻辑

主干线设置分段断路器，将主干线分为两段，第二分段发生故障由主干线分段断路器自动切除，可以有效躲避瞬时性故障，减少了50％变电站出线断路器的跳闸，同时缩小了故障引起的停电范围，保障了上一级线路的正常供电。速断、过流、零序保护和二次重合逻辑4

.分支线断路器逻辑一、电压-电流型馈线自动化原理-开关逻辑在故障较多的大分支线设置断路器，分支线发生故障由分支线断路器自动切除，可以有效躲避瞬时性故障，避免引起主干线路停电及变电站出线断路器跳闸，缩小故障引起的停电范围，保障了上一级线路的正常供电。二、适用范围及布点原则-选点变电站出线断路器断路器保护整定站内出线断路器常规速断和零序保护（小电阻接地方式）站内出线断路器配置1次或2次重合闸站内出现断路器配置保护时限CB1FS1FB1LSFS3CB2主干分段点布点原则综合考虑线路长度、负荷、用户数等因素。以负荷优先（配变数量）、线路长度次之排序原则均分确定。一般情况下，主干线设2台自动化分段开关为宜，线路较长，可增加1台自动化分段开关。主干线其中一个分段开关为断路器，主干线其它分段开关为自动化负荷开关。对于长度较长且故障率较高的分支线，为缩小故障停电影响范围，减少主干线开关跳闸次数，可在该分支线首端设置1台断路器。FS2自动化开关FTUPT（三相-零序一体型）线路负荷开关&断路器馈线终端自动化开关电源侧PT（单相PT）负荷侧熔断器/刀闸熔断器/刀闸备注：1、第一个分段开关和分支线开关，只需在电源侧配置三相-零序一体型PT2、做联络开关用时，两端均配置三相-零序一体型PT3、其他主干线开关，电源侧配置三相PT、负荷侧配置单相PT。二、适用范围及布点原则-组合示意图航空插头：

要求全密封、插针和插孔灌胶密封、具备防CT开路设计馈线终端：

后备电源为蓄电池，3Ah以上，且要求交流失电后装置可正常工作8小时以上，并可驱动一次开关分、合闸操作各3次。后备为超级电容，满足失电后15min以上正常通信内置无线通信模块和网络通信模块，实现三遥功能。二、适用范围及布点原则-组合示意图电压-时间型馈线自动化典型配置方案就地电压型馈线自动化方案“来电合闸、失压分闸”电压时间闭锁合闸逻辑联络开关单侧掉电自动投入智能分段/联络负荷开关

主干线分段及联络开关采用“电压-时间型”负荷开关，与变电站重合闸配合，自动隔离故障，恢复非故障区间的供电。一、电压-时间型馈线自动化原理—基本定义具有就地隔离功能，“无压释放、来电即合”的原理简单；不依赖通信及后台系统就能实现馈线自动化；不依赖后备电源，设备免维护/少维护；无需与变电站级差配合，无需对站内进行任何改造；故障处理时间min级。需要变电站2次重合闸配合功能特点一、电压-时间型馈线自动化原理—特点一、电压-时间型馈线自动化原理-开关逻辑1

.负荷开关逻辑-分段模式“无压释放、来电即合”：开关两侧失压后自动分闸，一侧得电延时合闸。闭锁合闸：（1）X—时间闭锁：得电后，在设定时间（X时限）内失压，则保持分闸且反向闭锁合闸（故障在开关之前）。（2）Y—时间闭锁：合闸后在设定时间内（Y时限）失压，则自动分闸并正向闭锁合闸（故障在开关之后）。备注：X时限（一般为7s）>Y时限（一般为5s）FS1X计时Y计时一、电压-时间型馈线自动化原理-开关逻辑1

.负荷开关逻辑-分段模式，处理接地故障零序电压跳闸（选配）：开关合闸之前检测不到零序电压，开关合闸后，在Y时间内检测到零序电压，开关自动分闸。其他逻辑不变。实例：1.B、C区段接地故障2.A区段接地故障失压延时合闸：单侧失压，延时后合闸。闭锁合闸：（1）开关处于分位，两侧有压，禁止合闸；（2）瞬时加压闭锁：脉冲残压闭锁合闸。（故障点在联络之前的处理方式）2

.负荷开关逻辑-联络模式（LS开关）一、电压-时间型馈线自动化原理-开关逻辑若是瞬时性故障自动躲避，恢复送电若是永久性故障，再次跳闸故障隔离完毕恢复健全区段供电CB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcd(1)正常工作(2)故障跳闸(3)第一次重合(4)FS2开关关合至故障点(5)再次跳闸(6)第二次重合,健全段供电(7)故障区后端恢复供电CB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcd5s7s45s1s3s3s1s5s7s3s1s5s7s3s1s5s5s1s3s1s15s30sCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcd短路故障短路故障处理一、电压-时间型馈线自动化原理—故障隔离动态过程1、C区故障动作过程（第1步）CB1FS1FS2FS3LSFS4ABCDE故障在C区发生一、电压-时间型馈线自动化原理—短路故障隔离动态过程1、C区故障动作过程（第2步）CB1FS1FS2FS3LSFS4ABCDF处理过程如下：CB1保护跳闸，线路失电，FS1-FS3因失压自动开断；LS因单侧失电开始转供电计时。E一、电压-时间型馈线自动化原理—短路故障隔离动态过程1、C区故障动作过程（第3步）CB1FS1FS2FS3LSFS4ABCDF变电站CB1第一次重合，A区恢复供电，FS1开始合闸延时.E一、电压-时间型馈线自动化原理—短路故障隔离动态过程1、C区故障动作过程（第4步）CB1FS1FS2FS3LSFS4ABCDFFS1合闸时间到之后关合；FS2开始进入合闸延时；E一、电压-时间型馈线自动化原理—短路故障隔离动态过程1、C区故障动作过程（第5步）6.FS2合闸延时结束后开始合闸，由于C为故障段，线路又出现故障电流，此时有低电压加于FS3的S侧；CB1FS1FS2FS3LSFS4ABCDFE一、电压-时间型馈线自动化原理—短路故障隔离动态过程1、C区故障动作过程（第6步）CB1FS1FS2FS3LSFS47.CB1再次保护跳闸，线路失电后各开关自动断开；FS2正方向闭锁，FS3反方向闭锁。ABCDFE一、电压-时间型馈线自动化原理—短路故障隔离动态过程1、C区故障动作过程（第7步）CB1FS1FS2FS3LSFS49.CB1再次合闸，A区恢复正常供电；10.FS1开始合闸延时；ABCDFE一、电压-时间型馈线自动化原理—短路故障隔离动态过程1、C区故障动作过程（第8步）CB1FS1FS2FS3LSFS411.FS1关合后，B区恢复正常供电；12.FS2开始合闸延时，因FS2已记忆闭锁，不关合开关；ABCDFE一、电压-时间型馈线自动化原理—短路故障隔离动态过程1、C区故障动作过程（第9步）CB1FS1FS2FS3LSFS4ABCDF13.LS转供电延时结束后合闸，恢复D区供电。14.FS3开始合闸延时，因FS3已记忆闭锁开关不合闸。至此成全部故障隔离和恢复过程.E一、电压-时间型馈线自动化原理—短路故障隔离动态过程若是瞬时性故障自动躲避，恢复送电若是永久性故障，再次跳闸故障隔离完毕恢复健全区段供电CB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcd(1)正常工作(2)人为分闸(3)人为重合(4)FS2开关关合至故障点(5)故障点前一个开关分闸(7)故障区后端健全段恢复供电CB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcd5s7s1s3s3s1s5s7s3s1s5sCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcd接地故障接地故障处理一、电压-时间型馈线自动化原理—接地故障隔离动态过程

前提条件1：采用人工拉路的方式处理。负荷开关需投零序电压跳闸功能。出线断路器需要人工分闸，再合闸。（探讨）特点：1.只能对第一个分段开关后的接地故障实现自动处理，对CB1-FS1开关间的接地故障无法识别，只能人为判断。2.人为操作断路器的时间不可控，联络开关LS不能投自动。若是瞬时性故障自动躲避，恢复送电若是永久性故障，再次跳闸故障隔离完毕恢复正常区段供电CB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcd(1)正常工作(2)故障跳闸(3)第一次重合(4)FS2开关关合至故障点(5)再次跳闸(6)第二次重合,正常段供电(7)故障区后端恢复供电CB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcdCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcd5s7s45s1s3s3s1s5s7s3s1s5s7s3s1s5s5s1s3s1s15s30sCB1FS1FS2FS3LSFS4FS5CB2abcd接地故障接地故障处理一、电压-时间型馈线自动化原理—接地故障隔离动态过程（接地）

前提条件2：若故障的判断由变电站判断，出线断路器投接地跳闸、二次重合闸。与短路故障处理过程一样。（探讨）-适用于小电阻接地系统。多分段多联络环网线路单电源辐射线路电压时间型馈线自动化适应网架单环网线路12123123二、适用范围及布点原则-适用网架

适用于架空、架空电缆混合网线路的单辐射、单环网、多分段多联络等网架。变电站出线断路器CB保护整定站内出线CB常规速断和零序保护（小电阻接地方式）站内出线CB配置2次重合闸CB1FS1FS2LSFS3FS4CB2自动化负荷开关主干线分段点自动化负荷开关“手拉手”联络开关主干分段点布点原则综合考虑线路长度、负荷、用户数等因素。以负荷（配变数量）优先、线路长度次之排序原则均分确定。主干线设2台自动化分段开关为宜，线路较长，可增加1台自动化分段开关。主干线分段开关、联络开关和分支分段开关均为自动化负荷开关，外形一致，设置的模式不同。31二、适用范围及布点原则-选点VSP5FTUPT（三相-零序一体型）线路真空自动负荷开关馈线终端VSP5型自动化负荷开关电源侧PT（单相PT）负荷侧熔断器/刀闸熔断器/刀闸备注：1、主干线的自动化负荷开关两侧配置三相-零序一体型PT；2、支线的自动化负荷开关仅进线侧配置三相-零序一体型PT。二、适用范围及布点原则-组合示意图32二、适用范围及布点原则-组合示意图真空灭弧室与隔离断口串联，互为闭锁，相互联动，关合时间差在15-40ms在使用时可不再增隔离刀闸合闸时先合隔离刀后合真空灭弧室分闸时先分真空灭弧室后分隔离刀内置双CT（测量变比600/5,0.5级；保护变比600/5，精度10P20）航空插头：

要求全密封、插针和插孔灌胶密封、防CT开路。馈线终端：

后备电源为蓄电池，交流失电后装置可正常工作8小时以上，并可驱动一次开关分、合闸操作3次。后备为超级电容，满足失电后15min以上正常通信。

内置无线通信模块和网络通信模块，实现遥信、遥测上送功能。二、适用范围及布点原则-组合示意图1231：开关操作手柄2：开关位置指针