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　　摘要：文章分析了10kV馈线自动化开关的布置要点和系统特征，并针对自动化开关的实际应用进行案例分析，说明自动化开关可以提高线路的智能化程度，提高电网的供电可靠性。
　　关键词：自动化开关；功能分析；应用例举
　　中图分类号：TM76文献标识码：A文章编号：1009-2374（2013）33-0039-02
　　110kV自动化开关的布置要求
　　1.1自动化开关的数量选择
　　馈线自动化是对原有线路中的开关进行自动化改造或者在新建线路上采用自动化开关进行控制。采用自动化开关的数量越多也就意味着受故障影响的客户和时间越少，同时，也会造成工程的整体成本增加，但是二者之间的关系并非线性关系。实践中，配网主线和支线的故障率不同，所以，在线路中设置自动化开关的数量应按照线路上的故障率进行设计和选择，这样就可以降低故障对线路的影响，也不会因为自动化开关数量过多而影响线路建设
　　成本。
　　1.2开关的布置方式
　　自动化开关的布置方法很多，主要包括电压-时间型开关布置、电压-电流型布置以及真空断路器的布置方式。
　　1.2.1电压-时间的布置方式：主要考虑线路的长度、负荷、用户数量等因素，其主干线自动化负荷开关可以利用三段一联络原则进行规划。如主干线设置两台自动化开关进行分段，如果主干线长度大则可以根据实际线路情况增加一台自动开关进行网络划分，但在主干线的分段开关和联络开关累计的数量不能超过4台；如果分支线路较长或者因为设备和线路问题、故障率等导致其供电可靠性较低，这个分支线路应设置自动化负荷开关；如果支路供电线路可靠性较高，则该支路应考虑设置自动化断路器。
　　1.2.2电压-电流型的布置方式：也是在综合考虑线路的长度、负荷、客户等因素对主干线进行分段设置。通常情况下，主干线可以分为2～3个段落，即设置2～3个负荷开关，将线路分3～4段。但因为电压-电流型自动开关在变电站开关第一次合闸后如果没有检测到故障，则闭锁分闸。也就是说，此时开关在变电站开关第二次合闸时处于闭合的状态。如果线路过长且故障发生在线路末端，因为励磁涌流的影响，可能导致变电站段的误动，也就影响了非故障区的供电安全。所以，如果主干线或者支线过长，需要分为5段以上时，应设置一台主干线分段断路器，并设置在主干线的前三分之一处。这样，就可缩短故障停电的范围，同时也可以有效地降低变电站出线开关跳闸的频率。如果支线长、设备陈旧且故障多，也可以考虑安装自动化开关。
　　1.3真空断路器的布置方式
　　线路的主干线和支线上配置相应数量的真空断路器自动化开关，在某个方面看，虽然可以满足缩小停电范围和减少变电站跳闸频率的基本要求，但真空断路器自动化开关在继电保护方面，不能提供线路、网络分级的选择功能。所以，按照供配电系统设计规范（2009）的要求，采用4.0.6供电系统可以保证系统的简单化和可靠性，同一个电压等级的配电级数不能超过三级，由此对10kV而言，电力系统容许继电保护的正常时限级数范围为二级，如果级数超过三级，则必须取消中间一级对上一级或下一级之间的选择性。所以，对于10kV线路上限制断路器的使用，主要是满足二级的配电需求，每个回路上主线和支线上最多只能配置一台断路器自动化开关，其效果和经济性为
　　最佳。
　　210kV自动化开关应用的效果分析
　　控制变电站出线的调整频率：馈线出线开关跳闸是导致整个供电区域停电的重要故障，其导致的停电范围是各种故障中最大的。因此，可以增加分段断路器的方式来控制故障波及的范围，在出线开关跳闸之前将故障隔离，以此减少停电影响范围。
　　提高出线的重合闸效果：线路中配合二次重合闸，在馈线出线开关跳闸后，应有可靠的自动化开关切除永久故障区域，使馈线出线开关重合闸成功，以此恢复非故障区域的供电，提高重合闸的成功率。
　　减少电源侧的开关频繁动作：如果靠近电源侧的开关动作跳闸，其影响的停电范围也会增加，所以应在设置中减少近电源侧的开关出现频繁动作现象。
　　系统具备灵活的通信方式可以上传开关信息：馈线自动化开关控制器可以根据需求进行灵活的配置，利用无线、载波、光纤的媒介进行数据传递，将开关动作后的信息进行上传，缩短了运行监控人员对故障的维护与查找过程，从而可以提高维护效果。
　　310kV馈线自动化应用
　　3.1控制模式例举
　　在应用中自动化开关的应用模式有很多，下面对断路器、负荷开关、智能控制器配合模式进行简要的介绍。
　　如图1所示，其中，方框代表断路器，圆圈代表负荷开关，开关填充黑色的表示闭合，白色填充的则是分闸，断路器和负荷开关都是利用馈线自动化控制器连接。
　　3.2模型故障控制方式
　　按照图1所示，如果在ZSW1与YSW1出现永久故障，其故障处理步骤如下：
　　3.2.1在0.15s内，FB在CB之前进行保护动作，进行跳闸，CB不动。FSW2、ZSW1、YSW3两侧会出现失压而动作完成分闸。
　　3.2.25s后，FB进行重合。
　　3.2.3FSW2一侧保持电压，在延时5s后合闸，合闸完成后不会检测到故障电流，FSW2再在3s后闭锁分闸。
　　3.2.4ZSW1一侧有电压延时，5s后完成合闸。
　　3.2.5因为永久故障出现，FB仍会跳闸，ZSW1分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸状态。
　　3.2.6FB在60s后完成第二次重合闸。ZSW1成功隔离故障，隔离故障的整体时间在75s内。
　　3.3系统功能实现
　　3.3.1在上述模式下，主干线分段断路器将整个干线分为两个段落，第二段出现故障时，则有主干线分段断路器进行自动切除，这样就不会引起变电站出线断路器跳闸，缩小故障引起停电的范围，保证了上一级线路供电可靠性的提升。
　　3.3.2提高重合闸的成功率。
　　3.3.3分段负荷开关具有分闸闭锁的功能，对系统而言，减少恢复供电时逐级合闸的反应时间以及非故障区域的停电时间。
　　3.3.4通过实时化的通信措施，可以对故障点进行快速的隔离，实现实时化监控各个开关的状态。在开关完成动作后就会向后台发出故障信号，实现对故障的定位与跟踪。同时，可以采集监视馈线潮流和开关运行信息，这样就可直接指导调度控制中心进行合理的指挥。
　　4结语
　　10kV馈线的自动化改造和建设，主要是针对网络环境复杂的区域，通过改变主干线和支线开关的状态，帮助对整个线路实现智能化、高效化控制。同时，利用一些联锁控制，减少电网因故障而影响的供电范围，从而实现网络智能化监控与管理。
　　参考文献
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