第7章-馈线开关设备及馈线自动化-《配电网和配电自动化系统课件.ppt

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1、Page 1第第7 7章章 馈线开关设备及馈线自动化馈线开关设备及馈线自动化Page 2第第7章章 馈线开关设备及馈线自动化馈线开关设备及馈线自动化 馈线是中压配电系统中重要组成部分，完成将变电站中压馈出的电能输送到用户的任务.中压馈线有架空、电缆馈线两种。馈线自动化系统，是配电自动化系统中非常重要的一个环节。是对配电线路上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统。2Page 3 本章:对和馈线自动化相关的重合器、分段器的基本工作原理、特点及功能等进行说明.给出FTU、TTU、DTU及配电子站的组成及功能。在此基础上，给出目前常用的馈线自动化实现方法。3Page 4第第7章章 馈线开关

2、设备及馈线自动化馈线开关设备及馈线自动化7.1 重合器7.1.1 重合器及其特点 重合器:是一种具有控制功能和保护功能的开关设备。能进行故障电流检测，和在给定时间内按预先整定的分、合闸操作次数遮断故障电流，以及进行给定次数重合的开关。4Page 5Page 6特性重合器断路器结构由灭弧室、操作机构、控制系统和高压合闸线圈构成。由灭弧室和操作机构组成功能识别故障，断开故障电流，多次重合。断开故障电流，电路分合闸。动作方式自身具有检测故障电流功能，自动分闸，再次重合，无须通信和接受命令。只能接受保护动作分闸和控制室遥控命令分合。开断特点具有反时限和定时限开断特性。控制、重合均由控制器决定。多次重合

3、闸多次重合闸一次重合安装地点变电站或架空线路变电站或开闭所重合器和断路器的比较重合器和断路器的比较6Page 7（a）CHZ7-12三相共箱式自动重合器三相共箱式自动重合器 (b)ZCW32-12/630-20智能重合器智能重合器7Page 87.1.2 7.1.2 重合器的结构重合器的结构 灭弧方式：开断单元为SF6或真空灭弧室，SF6灭弧室有被真空灭弧替代的趋势。按真空灭弧室的安装方式:三相共箱式 三相分体式两种。共箱式，箱中充SF6，SF6气体对灭弧室和机构的起保护作用，适合户外。控制器形式：重合器的控制器均为IED式的控制器。用控制电缆和重合器开关本体连接。8Page 9Page 10

4、 相间短路：TCC曲线有反时限特性，以便与熔断器的时间-电流特性相配合。图7-2(a)的曲线中曲线1是快速曲线，曲线2和3是延时和超延时曲线。接地短路跳闸的TCC曲线：一组反时限，一组定时限。例如CHZ3A-12重合器提供20条定时限或反时限特性。图图7-2重合器的重合器的t-I特性曲线特性曲线（a）相间短路跳闸的）相间短路跳闸的TCC；（b）接地短路跳闸）接地短路跳闸TCC(反时限反时限特性特性)；（；（c）接地短路跳闸的）接地短路跳闸的TCC（定时限特性（定时限特性）10Page 112.重合器的操作顺序重合器的操作顺序 重合器的操作顺序指重合器进入合闸闭锁状态前，在规定的重合闸间隔、t-

5、I特性等参数下应完成的分合闸次数。不同类型的重合器的分合操作次数，分闸快慢动作特性，重合间隔等也不同，典型的三次重合四次分闸的操作顺序为:分t1合分t2合分t3合分。t1、t2、t3可调或固定，取决与重合器灭弧室的介质恢复时间，且随不同产品而异。11Page 12Page 133.典型重合器之一典型重合器之一 CHZW(OSM)-12(24)/D630-16型户外交流高压真空自动重合器是特瑞德电气引进德国技术设计生产的三相交流50Hz、额定电压12(24)kV的户外开关设备。OSM开关模块的控制、监测、通讯由TRC控制箱进行，OSM开关模块经二次端子保护端盖通过屏蔽控制电缆与控制箱TRC连接。

6、图7-3(a)为CHZW(OSM)-12/D630-16重合器安装在现场示意图，图7-3(b)为重合器各部分联接原理图。13Page 14Page 15（1）重合器的开关 OSM模块采用三个单相开关模块ISM。ISM采用纵向磁场的紧凑型真空灭弧室，使触头表面的电弧均匀分布，提高了真空灭弧室的开断性能。用单片焊接而成的金属波纹管取代了传统的锻压成形工艺。缩小了波纹管的体积，大大提高了真空灭弧室的机械寿命。图7-4(a)为ISM结构示意图，图中上方框为真空灭弧室，下方框为永磁操作机构。图7-4(b)为开关本体的机构示意图。15Page 16(a)ISM单相结构示意图单相结构示意图 (b)开关本体示

7、意图开关本体示意图图图7-4 开关本体机构示意图开关本体机构示意图16Page 17Page 18（2）TRC智能控制箱智能控制箱 控制箱是重合器的智能部分，负责从开关本体得到模拟量、信号量、并进行计算处理，实现保护、和下达分合闸控制命令、实现对重合器本体的监视诊断，通信口实现重合器对外的信息传送。1）配电自动化监控单元 配电自动化监控单元，是保护、监控一体化综合功能IED单元，即完成馈线终端单元FTU的任务，和实现装置的就地保护、控制逻辑。监控单元配置通信口为：RS232通信口，传输速度为3009600bps，支持DNP3.0、SC1801、IEC61870-5-101等各种通信协议的RS2

8、32通信口，RS232维护口，用配置软件对监控单元监控、故障分析、谐波分析、通讯规约、保护参数进行整定及配置，传输速度为30019.2kbps;LonWorks接口对重合器进行组网。遥测量的采集及计算，监控单元通过交流采样方式得到线路的电压、电流，计算出线路的有功功率、无功功率及其它相关的电气量，表7-2列出具体能测量的电气量。18Page 19序号名称单位说明1相电压伏(V)A相、B相和C相三个相电压有效值2线电压伏(V)AB相间、BC相间和AC相间三个线电压有效值3电流安(A)A相、B相和C相三个相电流有效值4中性点电压伏(V)3倍的零序电压5中性点电流安(A)3倍的零序电流6有功功率瓦(

9、W)A,B,C三相的有功功率和总有功功率7无功功率乏(Var)A,B,C三相的无功功率和总无功功率8视在功率伏安(VA)A,B,C三相的视在功率和总视在功率9功率因数 A,B,C三相的功率因数和总功率因数10相角度()A,B,C三相的相角11频率赫兹(Hz)从A相电压输入计算得到的线路频率12输出有功电度KWh向线路输出的有功电度13输出无功电度KVarh向线路输出的无功电度14输入有功电度KWh从线路上吸收的有功电度15输入无功电度KVarh从线路上吸收的无功电度19Page 20 监控单元测量的信号量包括，开关分合状态、蓄电池状态、交流输入电源状态、就地远方切换、手动操作、手动复归等。监控

10、单元能接收的遥控量有分闸、合闸控制。监控单元能提供定时限保护、过流速断保护、反时限保护和加速跳闸保护，还提供失压保护、零序电流过流保护。定时限保护定时限保护 定时限过流保护检测相间短路故障，定时限过流保护检测到过流故障后，延时一段时间发出动作命令。过流速断过流速断 当故障电流大于设定电流与速断倍率的乘积时，速断保护无时限发出动作命令。20Page 21 反时限保护反时限保护 反时限安秒特性曲线标准采用了IEC255国际标准，包括标准反时限、非常反时限、极端反时限共六种特性曲线。加速跳闸保护加速跳闸保护 加速跳闸保护根据重合器的14次过流跳闸定值进行设定，具体设定值为跳闸次数。当在就地手动合闸到

11、故障、远方遥合到故障、一侧有压一侧无压备投到故障上，控制器将加速跳闸，并进入合闸闭锁状态。重合控制功能重合控制功能 包括重合控制顺序的设定、反时限曲线的选择、重合时间间隔的控制、复位时间的设定，以及与之配套的合闸闭锁功能、人工操作功能等。动作顺序:分t1合分t2合分t3合分，t1范围为0.1-600秒，t2范围为1-600秒，t3范围为1-600秒,时间调整分辨率为0.01秒。21Page 22 闭锁功能闭锁功能 在完成设定的操作顺序后，监控单元自动进入合闸闭锁状态，并且通过智能控制器信号端子输出闭锁信号。当重合器闭锁后，监控器可通过就地的手动方式或远方的遥控方式解除闭锁状态。一侧有压、一侧无

12、压自动合闸功能 监控单检测重合器两侧TV的输出电压，当一侧的电压由正常转换为失压状态时，监控单元根据设置的延迟时间后，发出合闸命令。如果当一侧有压、一侧无压自动合闸到故障线路(短路故障)上时，控制器将加速跳闸，不再重合，并且进入闭锁状态。过流故障检测过流故障检测 监控器可自动检测出配电线路的相间短路故障，记录故障数据，并且根据具体的通讯规约向主站报告。监控器还具有故障的方向及测距功能，可根据故障时线路的电流值和电压值及线路单位长度的电抗值计算故障距离。过电流检测整定值及线路参数既可以通过配置软件设置，也可远方通过通讯规约进行配置。单相接地检测单相接地检测 监控单元可以通过监视线路零序电流和(或

13、)零序电压判断单相接地故障，并自动记录故障。22Page 23Page 24（3）重合器的基本参数重合器的基本参数重合器的基本电气参数见表7-2。表7-2重合器的基本电气参数项目12kV开关24kV开关额定参数额定电压12 kV24 kV额定电流最高到630A，由CT一次额定电流决定额定工频耐压(Ud)，1分钟(干试)42 kV60 kV额定工频耐压(Ud)，10s(湿试)42 kV50kV额定冲击耐压(Up)75kV125kV局放水平，不小10pc13.2kV16.4kV额定短路开断电流(Isc)20kA16kA额定峰值耐受电流50kA40kA额定短时耐受电流4秒(Ik)20kA16kA额定

14、频率(fr)50/60Hz24Page 25额定电缆充电开断电流25A31.5A额定线路充电开断电流10A开断性能机械寿命(CO循环)30000次额定电流下的操作循环(CO)30000次每小时最大的CO操作次数参见控制模块合分操作循环，额定短路开断电流下100次200次合闸时间，不大于77ms分闸时间，不大于32ms开断时间，不大于42ms额定操作循环(CM/TEL 12-01)(断路器)00.3sCO15sCO额定操作循环(CM/TEL14-01)(重合器)00.1sCO1sCO1sCO其他参数环境温度-4050海拔3000m电流互感器6个电流互感器3个电流互感器电压传感器 6个电压传感器主

15、回路电阻，不大于85OhmIodz式中，Io系统3相零序电流值，Iodz 为整定值。零序电流定值的大小，可以按照下面公式进行计算：Iodz=（Lol0.02+Lpc1）31.5式中：Lol界内架空线路长度 km，Lpc界内电缆线路长度km。利用开关内部的三相电流检测功能，测量单相接地电流，在线路发生单相接地故障的情况下，由控制器自动将负荷开关分闸，隔离故障线路，避免对变电站和其他正常线路造成影响。最小可实现0.3A的零序电流检测，使自动分段开关可用于中性点不接地系统或中性点经消弧线圈接地系统中。45Page 462）单相接地单相接地-中性点经小电阻接地系统中性点经小电阻接地系统 在中性点经小电

16、阻接地系统中，变电站虽有零序保护，但只要是该用户界内发生单相接地故障，该用户的分界断路器与变电站零序保护依靠动作时限配合，分界断路器先于变电站开关动作，从而切断单相接地故障。保证其它用户安全用电。3）单相接地实例单相接地实例 表7-3为单相故障时分界开关动作情况表。图7-10为一条线路，出口断路器为CB，三个用户三台分界开关FJ1、FJ2、FJ3接在该线路上，单相接地故障发生在线路上k2处和用户2侧k1处，分界如下：46Page 47 表7-3 单相故障时分界开关动作情况汇总表系统中性点接地方式故障点位置保护处理方式不接地经消弧线圈接地用户界内跳闸经小电阻接地用户界内先于变电站保护动作跳闸经消

17、弧线圈接地经小电阻接地不接地系统用户界外不动作47Page 48 图7-10（a）表示线路正常运行时，变电站出线开关CB和用户分界断路器FJ1、FJ2、FJ3均处于合闸状态。图7-15（b）用户2界内K1点发生单相接地故障，FJ2检测到的零序电流接近全网零序电流，经延时，判定为界内永久性单相接地故障，FJ2分闸，切除故障点；图7-15（c）单相接地故障发生在主线路的k2点，对FJ2来说，其他用户和主线路发生的单相接地故障属界外故障，FJ2检测到的零序电流比全网单相接地时的零序电流要小得多，FJ2不分闸。(a)正常运行正常运行 (b)用户用户2发生单相接地发生单相接地 (c)线路发生单相接线路发

18、生单相接地地 图图7-10界内界外接地故障判定和处理过程界内界外接地故障判定和处理过程48Page 494）相间故障相间故障 分界开关投入速断和过流保护，当用户界内发生相间故障时，分界断路器检测到短路电流，当短路电流超过过流定值时，经过延时，确认为永久性过电流故障后，分界开关分闸。假如短路电流超过速断电流定值时，断路器立即分闸。分界开关速断保护动作电流和时限小于变电站开关速断保护动作电流和时限，分界开关先于变电站开关跳闸，变电站断路器不动作。如果速断无法配合，退出速断保护。分界开关过流保护动作电流和时限小于变电站开关过流保护动作电流和时限，分界开关先于变电站开关分闸，变电站断路器不动作。49P

19、age 507.3 就地模式的馈线故障隔离和恢复就地模式的馈线故障隔离和恢复 就地控制模式的馈线自动化方案，主要是就地控制模式的馈线自动化方案，主要是消化国外技术的早期的不需要通信网络的馈消化国外技术的早期的不需要通信网络的馈线自动化方案，由变电站出口重合器（或断线自动化方案，由变电站出口重合器（或断路器）和线路不同原理的分段器配合，构成路器）和线路不同原理的分段器配合，构成不同原理的就地模式的配电线路不同原理的就地模式的配电线路自动隔离和自动隔离和恢复恢复方案。方案。50Page 51 根据控制原理的不同，目前常用的方法：（1）电压时间型方法 （2）电流脉冲计数型 （3）电压电流时间（简称V

20、IT）方法。电压时间型方法是采用重合器和电压时间型分段器配合以检测电压为依据来实现故障隔离和恢复。电流脉冲计数型方法是采用重合器和电流脉冲型分段器配合以检测故障电流为依据来实现故障隔离和恢复；VIT法在电压时间型方法的基础上，依据电压、故障电流提出的一种方法。51Page 521.电压电压-时间型分段器模式时间型分段器模式 对于简单树干型的配电线路、手拉手配电线路，用电压-时间型分段器和重合器或具有重合功能的断路器配合，可以消除瞬时性的配电线路的故障引起的停电事故，并可自动隔离故障区域，减少停电时间，缩小停电范围，提高供电可靠性。但在故障的隔离和恢复过程中，线路出口重合器需要多次重合，健康分段

21、在故障定位和隔离期间也会短时停电。52Page 531.电压电压-时间型分段器模式时间型分段器模式 （1）简单的树干型配电线路 简单树干型配电线路，在线路发生短路故障时，短路电流大于3.5kA。用重合器和电压-时间型的分段器配合隔离故障区段。A为重合器，额定电流为630A，B、C、D、E为电压-时间型的分段器。53Page 541.电压电压-时间型分段器模式时间型分段器模式 1）重合器分段器的定值 重合器和分段器的定值进行如下的整定。重合器定值：图7-5该重合器的典型时间-电流特性曲线，选择“快速”曲线为故障分闸时间-电流特性，慢速曲线B为重合到故障跳闸曲线。第一次重合时间选为1s,第2次重合

22、选为3s。B、C、D、E分段器的X时限分别整定为5s、5s、8s、5s,B、C、D、E分段器的Y时限均为2s。54Page 55图图7-11 树干型线路隔离故障区段的过程树干型线路隔离故障区段的过程55Page 56 通过正常供电过程：对分段器的X时限的合理性进行验证。图图7-12 正常带电过程分段器合闸时间正常带电过程分段器合闸时间56Page 57 2）事故发生隔离及恢复过程 线路运行时，重合器A合闸，各分段器闭合，如图7-11(a)所示。当c段线路发生永久性故障时，重合器A按快速动作特性在0.08s以内跳闸，导致线路失压，造成分段器B、C、D、E均分闸，如图7-11(b)所示。重合器A于

23、跳闸1s后合闸，如图7-11(c)，a段线路带电。a段线路带电5s后，B分段器合闸，b段线路带电，如图7-11(d)。57Page 58 b段线路带电5s后，C分段器合闸，如图7-11(e)由于合闸到永久故障处，并且经过A重合器的故障电流大于3.5kA，A重合器在0.3s内跳闸，合闸的B、C分段器跳闸，分段器C带电时间小于Y时限2s,因此，C分段器跳闸后，合闸闭锁如图7-11(f)。A重合器跳闸后3s时，A重合器重合闸，a线段带电；a线段带电5s后，B分段器合闸，b段线路带电；b段线路带电8s时,D分段器合闸，d带电；d带电5s后，E分段器合闸如图7-11(g)。第二次重合后，C保持在分闸闭锁

24、状态，从而隔离了故障区段，恢复了正常区段的供电。以上故障过程各开关动作的时序图如图7-13所示。58Page 59图图7-13故障恢复过程时序图故障恢复过程时序图59Page 60 (2)手拉手网络手拉手网络 图7-14(a)为一手拉手馈线，CB1、CB2为重合器，A、B、C、D、E、F为电压-时间型分段器，D工作在联络开关状态。图7-5为CB1、CB2的典型时间-电流特性曲线，选择“快速”曲线为故障分闸时间-电流特性，慢速曲线B为重合到故障跳闸曲线。第一次重合时间选为1s,第2次重合选为3s。A、B、C、D、E、F分段器的X时限均整定为5s，Y时限均为2s。D的XL时限为29s。60Page

25、 61 残压闭锁功能：电压-时间型的分段器的原理进行的功能完善。在分段器上又设置了异常低压闭锁功能，处于分闸状态的分段器，当分段器检测到其左右任何一侧出现低于额定电压30%的异常低电压的时间超过150 ms时，该分段器将闭锁合闸。假设线路段c发生了永久故障，图7-14(a)(e)给出了故障隔离和恢复的全过程。利用残压闭锁，图7-14(d)中的C分段器，在B分段器在合闸到分闸期间，开关C也会被闭锁，从而在图7-14(e)，只要合上联络开关D就可完成健康区段d的恢复供电，而不会发生联络开关右侧所有开关跳闸再顺序合闸的过程。61Page 62图图7-14 手拉手线路的故障隔离和恢复手拉手线路的故障隔

26、离和恢复62Page 63 2.重合器和过流脉冲计数型分段器配合模式重合器和过流脉冲计数型分段器配合模式 简单树干型的配电线路，用过流脉冲计数型的分段器和重合器或具有重合功能的断路器配合，能消除瞬时性的线路故障引起的停电，并可自动隔离故障区域。但在故障的隔离和恢复过程中，线路出口重合器需要多次重合，健康分段在故障定位和隔离期间也会短时停电。63Page 64 (1)开关定值开关定值 为了隔离和恢复故障，重合器和分段器的定值进行如下的整定。按图7-5重合器的典型时间-电流特性曲线，选择“快速”曲线为故障分闸时间-电流特性，慢速曲线B为重合到故障跳闸曲线。第一次重合时间选为1s,第2次重合选为3s

27、。B、C分段器的的脉冲计数次数均为2次，启动电流取2800A，为重合器最小分闸电流的80%。64Page 65(2)事故发生隔离及恢复过程事故发生隔离及恢复过程线路，在线路发生短路故障时，短路电流大于3.5kA。图中A为重合器，额定电流为630A，图7-5为其时间电流特性曲线，B、C为电流脉冲计数型的分段器。65Page 66 (a)为线路正常运行情况，重合器A和分段器B、C均处于合位。在c区段发生永久性故障后，重合器A检测到故障电流在0.08s时瞬时跳闸。(b)所示。此时分段器C计过电流一次，由于未达到整定值(2次)，因此不分闸而保持在合闸状态。重合器A经过1s延时后，第一次重合(c)。由于

28、再次合到故障点处，重合器A再次按照慢速曲线B在1s后跳闸，分段器C又经历了一次过流脉冲计数值，达到了整定值2次，分段器C在重合器A再次跳闸后的无电流时分闸，图7-15(d)所示。经过3s时延后，重合器A进行第二次重合，而分段器C保持分闸状态，从而隔离了故障区段，恢复了健全区段的供电。66Page 67 重合器与过流脉冲记数型分段器配合隔离永久故障过程时序图重合器与过流脉冲记数型分段器配合隔离永久故障过程时序图67Page 68(3)隔离暂时性故障区段过程隔离暂时性故障区段过程图图7-17 重合器与过流脉冲计数型分段器配合隔离暂时性故障区段的过程重合器与过流脉冲计数型分段器配合隔离暂时性故障区段

29、的过程68Page 693.重合器和重合器和V-I-T型分段器配合方式型分段器配合方式 重合器和V-I-T型分段器配合的故障隔离和恢复方式适用于辐射线路或环网。设配电网络为辐射型或双电源手拉手方式。变电所出口配置，具有重合能力的断路器或重合器。分段器采用V-I-T分段器，联络开关位置可设置为主环上任意开关。重合器整定在一快一慢状态，分段器均为V-I-T分段器，并且X,Y已进行整定，联络开关器XL也已整定。重合器和V-I-T型分段器实现故障隔离和恢复的过程：1)发生故障后，变电站线路出口跳闸，线路上分段器失压无流分闸。2)变电所出口断路器重合闸，线路上分段器依次试合，合上时间大于2s，认为试合成

30、功，保持合位，短时闭锁失压分闸功能。3)故障点前的开关，合闸在故障上，在Y时限内，再次分闸并闭锁，故障点后的开关检测到残压脉冲闭锁再分闸位置，从而将故障区段隔离。4)变电所出口再次重合(人工送电或整定二次重合闸)，恢复非故障区段供电。5)联络开关单侧失压延时合闸。完成自动转移供电。6)用户分界开关，整定故障电流脉冲计数功能，检测到故障电流脉冲达到设定次数后，自动分闸闭锁。69Page 70对于图7-14(a)手拉手馈线，CB1、CB2为重合器，A、B、C、D、E、F为电压-时间型分段器，D工作在联络开关状态。将A、B、C、D、E、F换为V-I-T型的分段器。V-I-T型的分段器是在电压-时间型

31、分段器基础上进行了完善，添加了“合闸后在规定的的时间内没有检测到失压和故障电流，将开关闭锁在合闸状态，以及检测残留电压闭锁合闸功能。图7-5为CB1、CB2的典型时间-电流特性曲线，选择“快速”曲线为故障分闸时间-电流特性，慢速曲线B为重合到故障跳闸曲线。第一次重合时间选为1s,第2次重合选为3s。A、B、C、D、E、F分段器的X时限均整定为5s，Y时限均为2s。D的XL时限为19s。假设线路段c发生了永久故障，图7-18给出了故障恢复的全过程。70Page 71图图7-18 手拉手线路的故障隔离和恢复手拉手线路的故障隔离和恢复71Page 72 从以上故障隔离过程分析，由于添加了闭锁分闸条件

32、，减少了分段器的分闸次数，缩短了手拉手线路故障一侧的健全区域恢复时间，因此整个恢复过程比应用电压-时间型分段器时间要短。由于动作原理的改变，分段器应具备失电保持合闸功能。V-I-T分段器方案在线路发生故障时，能快速准确的定位故障，隔离故障，完成恢复和转移供电，开关动作次数少，对线路最多只产生一次冲击，功能设置简单，维护方便。由于自具网络重构功能，不需外界干预，无需通信系统和主站，在配电自动化的初级阶段，将此模式应用到辐射形网络和双电源环网中，是很好的选择72Page 737.4 配电自动化终端单元配电自动化终端单元 终端单元一词，特指在调度系统中，完成现场数据采集、远方控制的设备。其远程功能具

33、备典型的“四遥”功能,即完成“上传数据，下达命令”。远程终端单元又称为RTU。配电自动化远方终端用于配电系统断路器、变压器、重合器、分段器、柱上负荷开关、环网柜、开闭所、箱式变电站、无功补偿电容器的监视与控制，与配电自动化主站通信，提供配电系统运行管理及控制所需的数据，执行主站给出的对配电设备的控制调节指令。73Page 74 根据DL 721-2000配电自动化远方终端标准的定义，配电网自动化远方终端是安装在中压配电网的各种远方监测、控制单元的总称。根据应用对象的不同，配电自动化远方终端可分为以下几种：馈线终端单元FTU(Feeder Terminal Unit),安装在配电网馈线回路的柱上

34、和开关柜等处并具有遥测、遥信、遥控和馈线自动化功能的配电自动化终端。变压器终端单元TTU(Transformer Terminal Unit)，用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量的配电自动化终端。站所终端单元DTU(Distribution Terminal Unit),用于开关站、配电室、环网柜、箱式变电站等处，具有遥信、遥测、遥控和馈线自动化功能的配电自动化终端；配电子站(Slave station of distribution automation)，配电自动化系统的中间层设备，实现所辖范围内的信息汇集、处理或故障处理、通信监视等功能。包括通信汇集型子站及监控功能型子站。74Pa

35、ge 757.4.1 馈线终端单元馈线终端单元FTU 目前生产的FTU单元，除完成数据远传、接收命令外，尚具备各种现场功能，如和负荷开关、重合器配套的控制器的各种就地功能,即现代馈线终端FTU完全可以取代负荷开关和重合器等配套的控制器。或认为，在馈线开关控制器上扩展了“三遥”或“四遥”功能，即成为馈线现场终端单元FTU。1.馈线终端单元FTU的基本结构 FTU一般采用小型可悬挂的密封的防雨箱式结构，由主控单元、开关分合闸驱动电路、就地操作模块、电源系统、电缆接口、通信组件、箱体等部分组成。其主控单元为一个典型的现场IED单元。FTU主控单元结构一般为单板结构或小型插件式结构。插件式结构中，采用

36、统一的板卡结构，背板采用总线，由CPU处理板、互感器板，遥控出口板等组成，其实现的方式和单板结构并无差异。图7-19为一种FTU的结构示意图。75Page 76图图7-19一种一种FTU结构布置示意图结构布置示意图76Page 77 (1)主控单元主控单元 一般的FTU主控单元，由核心处理板和外围电路板组成，核心处理板采用单CPU或双CPU结构，拥有交流采样和直流采样通道，以及开关量采样通道，遥控量输出通道，通信接口。图图7-20 典型典型FTU核心处理模块原理核心处理模块原理77Page 78 (2)操作、驱动模块操作、驱动模块 由合、分闸电路及操作面板构成。通过安装就地操作按钮、远方就地装

37、换开关、以及FTU的电源开关，完成FTU的各种就地操作；实现分、合闸驱动。核心处理模块，仅能提供外部开关操作的信号，需要通过驱动模块的中间继电器，以及合、分闸回路的操作电源，给合、分闸线圈提供能量。78Page 79 (3)FTU的电源的电源 FTU一般由外部交流220V（100V）供电，电源来自外部PT。FTU的电源有蓄电池配置和无蓄电池配置两种。来自外部的交流电源一般有两路，这两路工作电源能够自动切换，CPU对两路电源电压分别进行监测，当主回路电压下降到70时，将操作电源切换到备用回路。电源切换电路原理图。当外部失去电源时，为了保证FTU还能正常运行一段时间，以及能够对开关进行有限次操作，

38、一般采用以下两种方案。图图7-21 双电源切换电路双电源切换电路79Page 80 1）采用有蓄电池配置方案）采用有蓄电池配置方案 FTU内部配置的电源模块采用高频开关电源，能为蓄电池充电，以及对蓄电池的充放电进行管理，平时电池未充满时，采用安全的恒压限流充电，充满后转为浮充状态。2）采用超级电容器存储电能的电源方案）采用超级电容器存储电能的电源方案 超级电容器，是一种介于电池与普通电容之间，具有电容的大电流快速充放电优点，也有电池的储能特性。可重复使用、寿命长。仅在外部失去电源时，依靠超级电容所储存的能量保证FTU短时运行。80Page 81图图7-22 超级电容器供电工作原理超级电容器供电

39、工作原理 图中，图中，C1为超级电容器，在市电正常时，整流桥输出直流电压，为超级电容器，在市电正常时，整流桥输出直流电压，超级电容器处于充电状态，当外部市电失去时，超级电容器处于充电状态，当外部市电失去时，C1维护电源的输出。维护电源的输出。81Page 82 (4)机箱机箱 由于FTU安装在室外，经受风吹、雨淋、日晒、尘土、雷电冲击、电磁等环境的考验，对其防护等级要求达到IP56。因此，要求FTU箱体的设计遵循了高等级保护、紧凑、小巧、美观的原则。通常采用1mm厚钢板全焊或不锈钢主体结构，并进行表面喷塑处理，箱门加橡胶密封圈以实现箱体内外密封隔离，达到防潮、防水、防尘、防干扰、抗振动的目的。

40、82Page 832.FTU的功能的功能 FTU作为配电自动化的远方终端，其功能分为基本功能和扩展功能。基本功能是实现“三遥”和远方的通信，包括遥测、遥信和遥控，能将测量的各种电气量和开关量发送到远方，并能接收远方的遥控命令。扩展功能为根据现场的应用扩展馈线就地功能。83Page 84具体功能如下：(1)遥信功能遥信功能(2)遥测功能遥测功能 线路电压，电流线路电压，电流(零序电流零序电流)，(3)遥控遥控(4)统计功能统计功能(5)对时功能对时功能(6)记录状态量发生变化的时刻的先后顺序记录状态量发生变化的时刻的先后顺序(7)具有故障检测及故障判别功能具有故障检测及故障判别功能(8)定值远方

41、整定和召唤定值远方整定和召唤(9)远方控制闭远方控制闭锁与手动操作功能锁与手动操作功能(10)配电终端应具备串行口和网络通信接口配电终端应具备串行口和网络通信接口 并具备并具备通信通道监视功能；通信通道监视功能；(11)应具备自诊断、自恢复功能应具备自诊断、自恢复功能（12）工作电源）工作电源工况监视及后备电源的运行监测和管理工况监视及后备电源的运行监测和管理(13)备用电源备用电源 (14)多条线路监控多条线路监控(15）保护功能）保护功能 可根据需求具备过流、过负荷保护功可根据需求具备过流、过负荷保护功能，发生故障时能快速判别并切除故障；能，发生故障时能快速判别并切除故障；(16）小电流接

42、地处理）小电流接地处理(17）就地故障隔离和恢复就地故障隔离和恢复(18）故障电流方向检测）故障电流方向检测(19）同期功能）同期功能 以上113为基本功能，1418为扩展功能。84Page 853.对对FTU的性能特殊要求的性能特殊要求 (1)FTU具有自诊断、自维护能力 (2)体积小，便于安装 (3)功耗小 (4)能适应苛刻的运行条件 (5)低成本 85Page 867.4.2.配电变压器终端配电变压器终端TTU 配电变压器终端单元TTU,安装在配电变压器处，主要完成配变负荷情况的监视与纪录，即采集配电变压器运行时电压、电流，有功功率、无功功率的计算，三相交流有功、无功电能的计算，除能对配

43、电变压器进行常规监测外，还具有无功电压综合控制、谐波分析、电能核算等功能。86Page 87 1.TTU结构结构 一台TTU一般由核心控制器和安装机箱组成。TTU的核心是核心控制器。87Page 88图图7-24 TTU现场安装图现场安装图88Page 89 为了方便的采用无线公网实现和上级的通信，TTU内部一般集成自带TCP/IP协议的GPRS或CDMA通信模块。其供电采用二次电源技术，板载DC/DC模块,实现板载模块的隔离供电。图图7-25 典型的典型的TTU核心控制器模块原理图核心控制器模块原理图89Page 902.TTU的功能和性能的功能和性能 (1)实时监测、数据采集功能(2)历史

44、数据处理 (3)谐波计算及监测功能(4)实时遥信功能 (5)遥控和遥调功能(6)数据通信和传输功能 (7)具备越限、断相、失压、三相不平衡、停电等告警功能；(8)设备的自诊断、自恢复。(9)数据显示功能90Page 913.TTU的性能的性能 户外安装的TTU要求和FTU一样能够适应恶劣的运行环境，能在-40+80温度变化范围里正常运行，容易受到雷电、大电流干扰的影响，因此要求它们能够承受高电压、大电流的冲击，要有很高的抗干扰能力。机箱用防腐蚀材料（如不锈钢）制成，通风良好，具有完善的防潮、防雨、防尘措施。91Page 927.4.3.站所终端站所终端DTU 为了实现配电自动化，中压配电网中的

45、架空线、配电变压器有对应的现场终端FTU、TTU，并且其技术相对成熟。我国针对中压开关站、配电室、环网柜、箱式变电站等处实施配电自动化的研究及开发工作起步相对较晚，虽然，配电自动化标准DL721-2000中给出了DTU的定义，但此定义仅是功能性的，对DTU实现的方法并没有作出规定，因此，DTU所对应的应用场合，仅从自动化的功能方面来理解，主要是完成RTU的任务，但从实际应用方面，如果DTU仅完成调度自动化的“四遥”任务，满足不了实际应用的要求。下面对目前所应用的DTU进行描述，从结构、功能、性能要求三方面进行总结：92Page 937.4.3.站所终端站所终端DTU 为了实现配电自动化，中压配

46、电网中的架空线、配电变压器有对应的现场终端FTU、TTU，并且其技术相对成熟。我国针对中压开关站、配电室、环网柜、箱式变电站等处实施配电自动化的研究及开发工作起步相对较晚，虽然，配电自动化标准DL721-2000中给出了DTU的定义，但此定义仅是功能性的，对DTU实现的方法并没有作出规定，因此，DTU所对应的应用场合，仅从自动化的功能方面来理解，主要是完成RTU的任务，但从实际应用方面，如果DTU仅完成调度自动化的“四遥”任务，满足不了实际应用的要求。93Page 941.DTU的结构的结构 根据现场的实际情况，DTU一般采用小机箱安装的形式。从目前DTU功能需求，主要是实现“四遥”，市场上出

47、现了三种不同模式的产品，即功能集中-分布模式，分布式模式，对等分布式模式。(1)功能分布式模式：这种模式，一般采用机架式结构，由主单元模块，以及完成独立功能的智能模块组成。(2)分布式模式：采用类似变电站自动化系统的模式。(3)对等分布式的模式：由多个功能一样的智能单元组成，通过现场总线将智能单元进行连接，由一台智能单元对外进行通信。94Page 95图图7-26 三种模式的三种模式的DTU95Page 962.DTU的功能的功能 (1)就地自动化功能就地自动化功能 配网自动化系统的一个核心功能是配电线路故障定位、隔离与自动恢复供电，这就要求DTU能够采集并记录故障信息，这是其区别于常规RTU

48、的一个重要特点。配电终端DTU采集记录的故障信息主要包括:1)故障电流、电压值故障电流、电压值2)小电流接地故障电流小电流接地故障电流3)故障方向故障方向(2)可编程逻辑控制（可编程逻辑控制（PLC）实际工程应用中，要求DTU能够不依赖于主站的指令就地完成一些控制功能，如DTU能够进行备用电源自投与线路故障的自动隔离、能够根据电压与无功变化自动控制无功补偿电容的投切，这就要求DTU具备可编程逻辑控制（PLC）功能。96Page 97 (3)电源电源 DTU外部电源一般取自开闭所、箱变内的交流220V自用电源（用于开关操作），在自用电源中断时，使用交流不间断电源（UPS）。在个别没有设计备用电源

49、的开闭所里，DTU 也要自备蓄电池，实现不间断供电。可采用和FTU类似的技术。(4)断路器在线监测断路器在线监测 一般开闭所的进线开关采用断路器，在母线或出现短路时跳闸，切断故障电流。为避免线路故障时引起非故障线路停电，往往开闭所的出线也采用配备了保护的断路器。在对供电质量要求特别高的场合，配电环网分段开关也采用断路器，通过线路上配电终端之间交换故障检测信息，快速确定故障的位置并切除故障区段，避免引起非故障区段停电。用于断路器监控的配电终端通过检测记录断路器累计切断故障电流的水平、动作时间、动作次数可以监视断路器触头受电腐蚀的程度以及断路器的机械性能，为评估断路器运行状态并实施状态检修提供依据

50、。97Page 987.4.4.配电子站配电子站(区域站区域站)配电自动化系统中,配电监控终端设备点多面广，为了减少主站计算机系统的处理负担和合理利用通信资源,不拟将所有的终端单元直接连到主站系统,在配电主站与配电终端层之间设置配电子站,通过配电子站实现信息的分层集结,即配电子站为配电自动化系统的中间集结层。根据分层控制思想,在配电子站层采集所管辖的终端信息,并经分析处理后上送配电主站，同时配电主站的命令通过配电子站下达到配电终端单元,实现配电主站与终端之间的数据传输和交换。配电子站还可以实现所辖配电区域的配电管理,通过和主站进行信息交换,协助主站处理配电系统的运行管理；进行所辖区域配电网的故