CN108321774A - 一种配网自动化就地控制和集中控制的组合优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种配网自动化就地控制和集中控制的组合优化方法。本发明在变电站开关速断增加一个短时延，并使馈线开关具备电压——时间隔离功能和合闸速断功能，三是自动化系统主站和现场终端建立一种问询机制，当现场终端拟自主动作时，向后台问询是否允许，在规定的时间内没有收到后台明确的意见，则选择自主动作。本发明具有如下优点：配电自动化改造采取的V‑T‑I模式和集中型相结合的综合保护系统，能实现最短时间内有效的故障隔离和非故障区域的供电恢复，克服了因为通信故障所引起的主站误判、馈线自动化失灵的缺点，切实的提高了供电可靠性，为配电自动化建设提供了有力参考。同时能减少一次系统改造工程量，具有较高的成本优势。
Description
技术领域
本发明涉及电气领域，尤其是涉及一种配网自动化就地控制和集中控制的组合优化方法。
背景技术
目前城市配电自动化主要有两种模式，一种是就地型，另一种是集中群判型，这两种模式都存在不尽如人意的地方。
当前比较普遍的就地型主要是基于时间电压原理的构成系统，对这类就地型而言，主要存在以下问题：不能向标准模式过渡；原配网所有的开关都要更换成智能开关，不能充分利用现有的开关设备；网络适应能力不强，当网络复杂时，时间整定配合困难；不论是故障还是限电，线路开关都会分断；馈线开关需要二次重合闸，分断时间较长。
对集中群判型而言，其主要的问题如下：对通讯可靠性要求高，失去通讯导致误判；隔离故障区段的策略要么在重合之前隔离故障，要么在重合之后隔离故障，而不论是在这之前还是之后，都有不妥之处——重合之前隔离故障会导致瞬时故障永久停电，重合之后隔离则永久故障必然导致重合不成功，变电站馈线一般没有二次重合闸，组网需要人工干预，组网时间过长；配网系统必须与调度自动化系统高度融合，否则可能不能实现网络重组的功能；通讯系统建设成本高。
综上所述，当前主流的馈线自动化方式都有需要改进的地方。有没有一种办法能充分利用现有的设备，不更换开关，不更新变电站馈线保护模块，能通过一次重合隔离永久故障，并实现就地模式和集中群判的自由切换呢？为解决此问题，本文通过系统的规划，提出了一种改进的电压型模式，在传统馈线自动化的基础上能有效减少故障隔离时间和影响范围，并能与集中群判高度融合，形成一种新型的综合保护模式。
发明内容
本发明的上述技术问题主要是通过下述技术方案得以解决的：
一种配网自动化就地控制和集中控制的组合优化方法，其特征在于，包括：
步骤1，只有检测到故障电流经过的终端，失压时才执行分闸操作，在 FTU决定失压分闸时，向主站发送自主动作的请求，如果在规定的等待时间， FTU没有收到后台发出的明文禁止自主动作命令，则执行自主动作，并转入步骤2，否则由后台上位机群发命令，闭锁故障无关开关的跳闸，大大缩短了故障隔离的时间。
步骤2，增加一个基状态，即分闸闭锁状态。当终端处于分闸状态时，单侧来电后，经X时间执行合闸操作。并在合闸后的Y时间内检测失压，如在Y时间内再次失压，说明故障在其直接供电线路，也就是紧后端线路，装置进入合闸闭锁状态；如果在Y时间内未失压，则说明故障在远后方，装置进入分闸闭锁状态，分闸闭锁状态下，T时间内可闭锁一次失压分闸。
在上述的一种配网自动化就地控制和集中控制的组合优化方法，所述步骤2中，针对三种现场开关的安装场合，选择执行：
选择执行一，针对环网开关场合：Y时域电流速断、电压-时间自动控制。
选择执行二，分支开关场合：电流启动失压分闸、Y时域电流速断、电压-时间自动控制。
选择执行三，末端分支开关场合：电流启动失压分闸、全时域电流速断、电压-时间自动控制。
在上述的一种配网自动化就地控制和集中控制的组合优化方法，定义 DLA为变电站出线开关；DL1、DL2、DL4分别为分支开关一、分支开关二、分支开关三；DL3、DL5、DL6分别为末端支路开关一、末端支路开关二、末端支路开关三；所述步骤2针对三种不同故障进行处理的具体方式是：
处理一：末端故障种，永久性故障发生在DL5后端。设定X时间为1s， Y时间为0.6s，T时间为25s，变电站出线开关速断延时0.2s。各开关动作情况如下表2-1所示，暂不考虑FTU装置的响应时间及断路器的分合闸时间等。
表4-1末端故障时各开关动作情况
描述如下：
末端故障时各开关的动作情况如下：
第一步，末端开关DL5速断跳闸；
第二步，DL5判别一侧有电，X时间后有压合闸；
第三步，合闸后检测Y时间失压和过流；
第四步，后加速动作，检测到失压和过流，合闸闭锁
由表4-1中数据可以看出，DL5能有效切除故障而不引起变电站开关跳闸，将停电时间和停电范围限制在最小范围内，有效的隔离故障区域。若变电站速断保护无法增加延时，末端发生故障时出线开关依然很大几率不动作，因为故障电流值一般会落在过流区段。
处理二：干支线故障
干支线故障，假定永久性故障发生在DL4、DL5之间。设定DLA重合闸时间为1s，X时间为1s，Y时间为0.6s，T时间为25s，变电站出线开关速断延时0.2s，各开关动作情况如下表4-2所示。
表4-2干支线故障时各开关动作情况
描述如下：
干支线故障时各开关动作情况如下：
第一步，DLA跳闸，DL1、DL4过流且失压而分闸，DL2、DL3、DL5、 DL6不动作；
第二步，1秒后，DLA重合闸，DL1一侧得电，其FTU开始X计时；
第三步，第2秒，DL1的X时间到，DL1合闸，同时开Y时间窗检失压和过流；
第四步，随后，DL4一侧得电，其FTU开始X计时；DL2、DL3得电；
第五步，2.6秒，DL1的Y时间到，未检测到失压，随后25秒内，闭锁分闸响应；
第六步，3秒时，DL4的X时间到，DL2合闸，同时开Y时间窗检失压和过流；
第七步，3秒后，DL4有压合闸于故障，速断保护动作，进入合闸闭锁状态；
第八步，27.6秒后，DL1取消分闸闭锁状态。
干支线发生故障时，DLA只需重合一次便能隔离故障区域，且DL2、DL3、 DL5、DL6不因双侧失压而分闸，有效的减少了开关动作次数和故障隔离时间。
如果DLA速断保护不能带200ms延时，则3+(S)时DLA、DL4可能同时动作，DL4进入合闸闭锁状态，DL1因进入分闸闭锁状态，而避免一次失压分闸。与传统电压——时间型相比，其最大的好处是，只要变电站能再次送出电来，完好的设备均能获电，而传统方式所有开关在停电时都会分闸，由于失电时机构储能尚未完成，即使变电站能及时送电，配网开关也难以及时恢复。
处理三：环网故障
DLA、DLB：变电站出线开关；DL1-DL4：环网开关；DL5：末端开关
环网故障模拟，DL3作为联络开关，处于分闸状态。故障发生在DL1后端，设定DLA、DLB重合闸时间为1s，X时间为1s，DL3有压合闸时间要大于3s(DLA速断延时、重合闸时间与DL1、DL2的X时间和，可靠系数取1.2)，实际可整定为4s，Y时间为0.6s，T时间为25s，变电站出线开关速断延时0.2s，环网故障时各开关动作情况如表4-3所示。
表4-3环网故障时各开关动作情况
描述如下：
环网故障时各开关动作情况如下：
第一步，DLA跳闸，DL1、DL2失压分闸，DL3单侧有压，其FTU开始X计时；
第二步，1秒后，DLA重合闸，DL1一侧得电，其FTU开始X计时；
第三步，第2秒，DL1的X时间到，DL1合闸，同时开Y时间窗检失压和过流；
第四步，随后，DL1有压合闸于故障，后加速保护动作，进入甲种合闸闭锁状态；DL2感受到DL1侧残压，进入乙种合闸闭锁状态；
第五步，第4秒，DL3的X时间到，DL3合闸，同时开Y时间窗检失压和过流；DL5得电；
第六步，4.6秒时，DL3的Y时间结束，未检测到失压，在随后25秒内，闭锁分闸响应；
第七步，29.6秒以后，DL3取消分闸闭锁状态。
环网结构中，通过DLA一次重合准确地将故障隔离在DL1与DL2之间，保障了DL2后端和DL5线路的可靠供电。充分考虑联络开关X时间整定应有所考虑，它应大于其两侧发生故障时到DL2或DL4闭锁合闸所需的时间[4]；若X时间过长，当故障发生在DL1与DL2之间的时候，无疑造成了DL2、DL3 段及DL5的停电时间过长，影响供电可靠性。
在环网情况下，为了保证用户不间断供电，可能存在合环倒闸的情况，在这种情况发生本例故障，通常主站是无法判别故障和隔离故障的，因为现场终端大多不具备报电流方向功能，而基于本原理的自主动作，则可准确判断和隔离故障点。
因此，本发明具有如下优点：在对现有馈线自动化方式研究的基础上，提出了一种新型的V-T-I模式，并通过配网开关在各种接线方式下处理故障的动作情况分析，证明了V-T-I模式的灵活性、快速性和可靠性。配电自动化改造采取的V-T-I模式和集中型相结合的综合保护系统，能实现最短时间内有效的故障隔离和非故障区域的供电恢复，特别是克服了因为通信故障所引起的主站误判、馈线自动化失灵的缺点，切实的提高了供电可靠性，为配电自动化建设提供了有力参考。同时采用本方案能减少一次系统改造工程量，具有较高的成本优势。
附图说明
图1是本发明FA信息启动征询自动化主站是否允许就地控制时，信息格式示意图。
图2是本发明的改进状态转化简化框图。
图3是本发明末端故障时的供电状态图。
图4是本发明环网故障时的供电状态图。
图5是本发明实施例中方案一的示意图。
图6是本发明实施例中方案二的示意图。
图7是本发明实施例中方案三的示意图。
图8是本发明实施例中典型接线一的示意图。
图9是本发明实施例中典型接线二的示意图。
图10是本发明实施例中典型接线三的示意图。
图11是本发明实施例中典型接线三的示意图。
图12是本发明实施例中3-1单环网的示意图。
图13是本发明实施例中电压判据的示意图。
图14是本发明实施例中合闸控制逻辑的示意图。
图15是本发明实施例中分合闸闭锁逻辑的示意图。
图16是本发明实施例中失压跳闸的示意图。
图17是本发明实施例中过流跳闸的示意图。
具体实施方式
下面通过实施例，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步具体的说明。
实施例：
总体思路：一是变电站开关速断增加一个短时延，二是馈线开关具备电压——时间隔离功能和合闸速断功能，三是自动化系统主站和现场终端建立一种问询机制，当现场终端拟自主动作时，向后台问询是否允许，如在规定的时间内没有收到后台明确的意见，则选择自主动作。具体包括以下几个方面：
4.1完善FTU功能
提出V-T-I保护概念。这是一个集电压、电流和时间的复合模式，即将电压——时间原理和电流保护有机结合，通过保护功能组合实现一次重合隔离故障功能。
第一，对传统电压——时间原理进行改进，改进点如下：
(1)增加电流启动失压分闸功能，只有检测到故障电流经过的终端，失压时才执行分闸操作。这样的好处是全网的时间整定均可统一，克服时间整定困难问题，并减少开关不必要的动作。
(2)增加一个基状态，即分闸闭锁状态。当终端处于分闸状态时，单侧来电后，经X时间执行合闸操作。并在合闸后的Y时间内检测失压，如在Y时间内再次失压，说明故障在其直接供电线路(紧后端线路)，装置进入合闸闭锁状态；如果在Y时间内未失压，则说明故障在远后方，装置进入分闸闭锁状态，分闸闭锁状态下，T时间内可闭锁一次失压分闸。
第二.对电流保护进行改进，其投入的时域可分段、分场合整定，选择全时域动作或仅作用于Y时域。
4.2故障处理模式
为了减少用户的理解难度，针对现场开关的安装场合不同，区别组合了各控制保护。
(1)环网开关场合：Y时域电流速断、电压-时间自动控制。
(2)分支开关场合：电流启动失压分闸、Y时域电流速断、电压-时间自动控制。
(3)末端分支开关场合：电流启动失压分闸、全时域电流速断、电压 -时间自动控制。
改进后的V-T-I模式，使FTU具备了选择多样性、配置灵活性等独特优势，能实现末端故障、干支线故障和环网故障等情况下的系统一次重合成功。
4.2.1末端故障，DLA：变电站出线开关；DL1、DL2、DL4：分支开关；
DL3、DL5、DL6：末端支路开关
末端故障如图3所示，永久性故障发生在DL5后端。设定X时间为1s， Y时间为0.6s，T时间为25s，变电站出线开关速断延时0.2s。各开关动作情况如下表2-1所示，暂不考虑FTU装置的响应时间及断路器的分合闸时间等。
表4-1末端故障时各开关动作情况
| 时间(s) | 事件 |
| 0 | DL5速断跳闸； |
| 0+ | DL5一侧得电，其FTU开始X计时； |
| 1 | DL5的X时间到，DL5合闸，同时开Y时间窗检失压和过流； |
| 1+ | DL5有压合闸于故障，后加速保护动作，进入合闸闭锁状态。 |
由表4-1中数据可以看出，DL5能有效切除故障而不引起变电站开关跳闸，将停电时间和停电范围限制在最小范围内，有效的隔离故障区域。若变电站速断保护无法增加延时，末端发生故障时出线开关依然很大几率不动作，因为故障电流值一般会落在过流区段。
4.2.2干支线故障
假定永久性故障发生在DL4、DL5之间。设定DLA重合闸时间为1s，X时间为1s，Y时间为0.6s，T时间为25s，变电站出线开关速断延时0.2s，各开关动作情况如下表2-2所示。
表4-2干支线故障时各开关动作情况
| 时间(s) | 事件 |
| 0 | DLA跳闸，DL1、DL4过流且失压而分闸，DL2、DL3、DL5、DL6不动作； |
| 1 | DLA重合闸，DL1一侧得电，其FTU开始X计时； |
| 2 | DL1的X时间到，DL1合闸，同时开Y时间窗检失压和过流； |
| 2+ | DL4一侧得电，其FTU开始X计时；DL2、DL3得电； |
| 2.6 | DL1的Y时间结束，未检测到失压和过流，在随后的25秒之内，闭锁分闸响应； |
| 3 | DL4的X时间到，DL2合闸，同时开Y时间窗检失压和过流； |
| 3+ | DL4有压合闸于故障，速断保护动作，进入合闸闭锁状态。 |
| 27.6 | DL1取消分闸闭锁状态。 |
干支线发生故障时，DLA只需重合一次便能隔离故障区域，且DL2、DL3、DL5、DL6不因双侧失压而分闸，有效的减少了开关动作次数和故障隔离时间。
如果DLA速断保护不能带200ms延时，则3+(S)时DLA、DL4可能同时动作，DL4进入合闸闭锁状态，DL1因进入分闸闭锁状态，而避免一次失压分闸。与传统电压——时间型相比，其最大的好处是，只要变电站能再次送出电来，完好的设备均能获电，而传统方式所有开关在停电时都会分闸，由于失电时机构储能尚未完成，即使变电站能及时送电，配网开关也难以及时恢复。
4.2.3环网故障，DLA、DLB：变电站出线开关；DL1-DL4：环网开关；DL5：末端开关
环网故障模拟如图4所示，DL3作为联络开关，处于分闸状态。故障发生在DL1后端，设定DLA、DLB重合闸时间为1s，X时间为1s，DL3 有压合闸时间要大于3s(DLA速断延时、重合闸时间与DL1、DL2的X时间和，可靠系数取1.2)，实际可整定为4s，Y时间为0.6s，T时间为25s，变电站出线开关速断延时0.2s，环网故障时各开关动作情况如表4-3所示。
表4-3环网故障时各开关动作情况
环网结构中，通过DLA一次重合准确地将故障隔离在DL1与DL2之间，保障了DL2后端和DL5线路的可靠供电。充分考虑联络开关X时间整定应有所考虑，它应大于其两侧发生故障时到DL2或DL4闭锁合闸所需的时间[4]；若X时间过长，当故障发生在DL1与DL2之间的时候，无疑造成了DL2、DL3段及DL5的停电时间过长，影响供电可靠性。
在环网情况下，为了保证用户不间断供电，可能存在合环倒闸的情况，在这种情况发生本例故障，通常主站是无法判别故障和隔离故障的，因为现场终端大多不具备报电流方向功能，而基于本原理的自主动作，则可准确判断和隔离故障点。
通过对各种故障方式下FTU的动作情况分析，相比传统的馈线自动化方式，V-T-I型主要具有以下优点：
(1)保护功能形态灵活性。用户可以根据不同场合分段开关的不同作用选择FTU相对应的保护功能形态，合理优化网络结构。
(2)失压分闸中加入突变电流判据，可以减少部分开关动作的次数，并缩短送电时间，而且可以简化X时间整定配合上的困难。
(3)增加分闸闭锁功能。有效的减少了非故障区域开关的分合闸动作，缩短了送电时间。
(4)DLA一次重合即可完成故障隔离。特别是末端故障时，只需末端开关动作即可完成故障隔离。
(5)具有良好的经济性，现有的开关设备只要具备电动操作功能，都可以继续使用而不必更换，节省改造投资和改造工程量。
4.3一次设备改造
为实现上述FTU的相关功能配置，配网开关在一次设备改造中需满足以下要求。
(1)遥信。开关需配置一定数量反映开关位置状态的辅助接点。
(2)遥测。用于负荷监测和故障处理，对于树型结构线路需装设一组三相CT及单侧PT，如开关附有CT，则只须在其电源侧安装一组V型接线的PT(分别接入AB相和BC相)即可。而环形结构下需装设一组三相 CT和双侧PT。PT所采电压既做电源使用，又为FTU提供测量、保护电压，作为电源的绕组容量容量应在500VA以上；CT二次侧应至少应有2个绕组，便于接入零序电流判断接地故障；PT、CT和开关一体式设计最优。
(3)遥控。开关应具有电动操动机构、储能机构，满足保护、就地或远方分合闸需求。配网中具有电动操动机构的开关均可以利用，减少重复投资。
4.4、现场终端与后台互动
V-T-I型FTU能实现现场自主隔离型与基于后台群判的集中型模式的平衡过渡。在通信正常的情况下，FTU与主站建立一种联动机制，在FTU 决定失压分闸时，向主站发送自主动作的请求，如果在规定的等待时间， FTU没有收到后台发出的明文禁止自主动作命令，则执行自主动作。这样实现后台与现场模式的自由转换。在后台故障或通讯故障时，系统不会失去FA功能。当然这个等待时间要根据后台系统的性能来整定，变电站开关的重合闸时间也需要配合好，要求大于后台系统的响应时间。
这种系统模式的优点在于：
(1)能够克服主站误判或通信不畅引起的配网开关误动作问题；
(2)能实现现场模式与主站模式的自动切换，可促进配网自动化的平稳过渡。
(3)在环网运行方式下，能够弥补主站无法准确判定故障的问题，使系统不失FA功能。
本发明针对县级城市10kV配电网架空线路配电自动化的实施，提供了一种新型馈线自动化模式，通过对树型、环状网络结构的分析，实现了在各种情况下的故障处理，保证馈线自动化系统能够正确的诊断、定位和隔离故障，并恢复非故障区域的供电。对10kV配电网馈线自动化的实施和推广有着积极的意义。
1、电流启动失压分闸：只有检测到故障电流经过的终端，失压时才执行分闸操作，以减少开关不必要的动作。
2、分闸闭锁状态：在合闸后的Y时间内检测失压，如在Y时间内未失压，则说明故障不在近端，装置进入分闸闭锁状态，分闸闭锁状态下，T时间内可闭锁一次失压分闸。
3、通过失压跳闸启动上传报文(32BIT位报文信息)，征询自动化主站是否允许就地控制，将就地控制和集中控制有机的结合。
下面结合具体案例进行详细说明。
1.装置配置原理接线图及功能
1.1系统接线
4.1.1配网开关的系统接线
一般架空线路，不可能安装零序CT，因此其3I0只能通过三相电流计算产生，因此建议安装三相CT，否则失去接地故障隔离的能力。由于主干网CT变比较大，其自产3I0的值会较小，会导致接地时灵敏度的下降的问题。
主接线采用何种方案，应在程序中提供菜单选择，然后决定如何处置。
对于树型网络，只须在开关靠电源侧安装一组组合互感器。如果原开关附有CT，则只须在其电源侧安装一组V型接线的PT。
当开关和互感器一体化时，建议采用方案三，以降低一次设备造价并减少开关体积。
对于方案三的情形，其B相双侧二次线短接接地，接入FTU，开关双侧的电压共同组成二次侧电压ab、bc、ca。其中ca为计算量，因此，判断断路器是否具备合环条件，需要根据计算的结果而定，而不能简单通过测量比较。
计算功率的时，采用三相电压量和A、C相电流计算。不论其一次接线如何。
由于故障定值一般整定较小，不用担心互感器铁心饱合的问题，因此可以考虑测量和保护均采用互感器计量绕组。
4.1.2 DTU环网柜的系统接线
由于主接线不同，可能需要进行不同的功能区别。将环网中设备的控制保护集成在一起(最多一路支线)，而将馈线的控制保护集成在一起(馈线保护集成度限于4回馈线)。
4.1.2.1 DTU环网柜的系统典型接线方式解析
对图8和图9这两种接线，适用一个DTU(Ⅰ型)，并可以根据电压时间原理实现故障的隔离和电源侧的完好线路的供电。图8可适用于架空线路同杆的2台柱上开关，PT2可以组合到DL1或者DL2之中。如DL3为馈线，PT4可以不需要。并可以实现以下功能：
1、装置在PT1、PT3、PT4任意一个有电时能提供自身工作电源；
2、各路的测量(电流、电压、有功、无功、功率方向)；
3、对图8接线，通过DL1和DL2的功率差，计算出线的功率；
4、显示主接线图，具体是图8还是图9由菜单选择，在图中标注各PT 电压、各开关电流、有功、无功，功率方向以流入母线为－，流出为 +；
5、各路的控制，与环网柜本体控制并列出口；但合闸总出口受合闸闭锁回路限制(由磁保持继电器触点接出，这样不论装置是否有电，都能保持逻辑正确)，合闸闭锁回路经压板可短接，以保证在装置故障时能正常操作；
6、各路电流保护，出口可整定为全时域或Y时域；
7、各路开关具备电压——时间保护；电压——时间保护按改进的方案考虑。另考虑作如下改进：
失压且正常态(开关在非手动分闸状态)
a)失压前单开关过流(意味母线故障)，跳所有开关；
b)失压前任意2开关过流，如存在功率方向指向母线反方向开关(意味穿超性故障)，则跳该开关，否则跳所有开关(合环运行时母线故障)；
c)无开关过流，则只断开故障前功率方向流入母线的开关。
8、每路的X时限可分别整定(馈线的X时间整定原则小于环网开关的 X时限)，Y时限统一为一个值。
9、环网柜中通常配置2-10台配电开关，包括负荷开关、真空开关，通常在进线或者母联上配置PT，每个开关分别配置测量CT和保护CT。开关的操作电源通常配置48V直流操作电源，电池容量20安时。
10、DTU通常采用独立柜体，柜体内装有DTU、电池、电池管理单元、开关操作面板、所有电源的空气开关、远方就地旋钮、通讯模块等。
对图10接线的环网箱，使用2个DTU。DL1、DL2共用一个DTU(Ⅰ型)；DL3、DL4、DL5共用一个DTU(Ⅱ型)。
DTU(Ⅱ型)功能与FTU一致，要求控制保护四路出线。Ⅰ型和Ⅱ型之间可以通过485接口通讯，然后由某个装置负责对后台的通讯。
图11接线的环网箱比较复杂，适用于对可靠性要求很高的中心城区。
对其DTU(Ⅲ型)要求如下：
1、满足1.1的所有要求；
2、装置在PT1、PT2、PT4、PT6任意一个有电时能提供自身工作电源；
3、DL5原在分闸位置时，默认不投电压——时间保护，但不影响其感受残压而转成合闸闭锁；
4、DL5原在合位时，则默认投入电压——时间保护，除非明确整定始终不投电压——时间保护；
5、根据母线功率平衡，计算出线的功率；
6、与DTU(Ⅱ型)可以通过485接口通讯。
4.1.2.3备选开环点
1、问题提出：对于一个固定的网络，特别是3-1网络，为了减少线路的备用容量，当1条线路停电时，需要由另两条线路分担其负荷，这就需要将该线路负荷一分为二，这个预设的分断点称为“备选开环点”。A5、B5、 C5可设为备选开环点。正常运行时D1、D2、E1、E2开断，其它开关合闸；但当故障时，自动组网时，希望备选开环点在开环状态。
如何实现这一点？需要在备选开环点配置新的功能。
2、备选开环点的功能设置
1)整定一个时间T，这个时间能保证正常运行方式下，第一次重合时，根据电压——时间原理能送电至该开关。
2)该装置设两个X时间——X1和X2，当开关在分断位置单侧来电时，如双侧失电时间超过T时间，则X＝X2，否则X＝X1。
3)由双侧失电变为单侧有电时，根据电压时间原理组网；当由双侧有电变为单侧有电时不组网(非正常运行方式，再发故障，为防止过载，不要求恢复全部供电)。
4.1.2.4、示例说明：
以图12为例说明：
A1～A4、A6～A8、B1～B4、B6～B8、C1～C4、C6～C8的X时间均为1S， Y时间0.5S；
D1、D2的X时间为10S、11S，Y时间0.5S；
E1、E2、E3的X时间分别为11S、12S、10S，Y时间0.5S；
A5、B5、C5的T＝8S，X1＝1S，X2＝5S，Y时间0.5S；(正常运行方式下，在A5之后发生故障，变电站开关重合，不考虑合闸时间，根据电压——时间原理，送电至A5处时间应为3S，为保险起见，将T设为>3S，而<D1的X时间)
DLA重合闸时间为1S。
当DLA和A1之间故障时，DLA将重合不成功。设跳闸停电时刻为时间0点，事件发生顺序如下：
| 时刻(S) | 事件 |
| 0 | DLA跳闸,按前述DTU逻辑，A1、A3、A5、A7失压分闸； |
| 1 | DLA重合，重合不成功，A1合闸闭锁； |
| 10 | D1合闸； |
| 11 | E1、A3合闸； |
| 11+ | A5感受1侧有电，之前失电超8S，其X时间由1S变5S； |
| 12 | A7合闸； |
| 12+ | A5双侧有电，维持在分闸位置。 |
在此运行方式下，如A8与E1之间故障，A5由双侧有电变单侧有电， A5将不动作，主要是为了防止DLB所供线路过载。
1.1.相关概念及状态标志说明
4.2.1相关术语说明
X时间：有压合闸延时时间
Y时间：短时开放过流保护时间，或者合闸后判失压时间
甲种闭锁：有压合闸后，Y时间失压，则闭锁合闸(有压合闸)。判别故障点，只允许现场处理完故障后，手动合闸。
乙种闭锁：*开关处于分位，任一侧感受短暂电压脉冲——短暂定义为状态持续时间小于Y时间。
环网开关：可以构环的供电线路上，所有主干线路开关。
分支开关：供电线路上与主干线路连接的分支线路开关。
末端开关：供电线路上，作为终端用户的开关。
4.2.2电压时间控制的状态标识
自动方式切除后，标志位复归至正常态
4.2.3开关运行模式的默认配置
4.2.4关于电压判据(图13)
每块测控板有两组电压，分别是Uab1，Ucb1，Uac1，Uxl
由于环网柜中空间有限，通常只在母线装一组PT，进线或出线通常不配置PT。所以可以采用进出线上的带电指示器输出的接点替代。
电压输入选择：
1路PT(进线侧电压)取自Uab1，Ucb1，Uac1，Uxl，带电指示器接点
2路PT(出线侧电压)取自Uab1，Ucb1，Uac1，Uxl，带电指示器接点
双侧有压条件：双侧电压均大于50％或开关合且单侧电压大于50％(或带电指示器输出)
双侧失压条件：两侧电压同时小于30％Ue(或带电指示器输出)，达到延时(默认0)
单侧有压条件：非双侧有压，且非双侧失压
1.3系统功能配置
4.3.1合闸控制逻辑(图14)
有压合闸后，Y时间后，双侧有电(无过电流跳)，立即闭锁失压分闸逻辑，闭锁时间为T(默认25秒，可在系统定值中修改)。
Y时间窗，应为一个一旦启动就应走完的时间窗口，或者STATUS＝2 状态维持下的窗口。
4.3.2分合闸闭锁逻辑(图15)
有压合闸后，Y时间双侧有压闭锁分闸；
有压合闸后，双侧失电或者单侧失电，闭锁有压合闸。
开关分位，若判到出现单侧有压，再双侧失压，且间隔小于Y时限，闭锁有压合闸。
合闸闭锁的复归条件是：1、双侧有压定时复归，或双侧有压且开关合上立即复归
分闸闭锁的复归条件是：双侧有压25秒(可设定)，或25S内再次故障且恢复供电，否则永久闭锁直到恢复供电
4.3.3失压跳闸(图16)
在自动控制允许的情况下，状态标志为正常态，判到开关合位，当双侧电源失压，启动失压跳闸逻辑。对于非环网开关，必须含电流互感器，采用电流启动失压跳闸逻辑。及当感受到过流的开关，说明故障电流经过，需要执行失压跳闸。对于环网开关，直接采用电压时间控制方式。
DTU和FTU在判到失压条件满足时，现将跳闸信息上报线路自动化子站(主站)，馈线自动化功能通常由线路自动化子站(主站)系统统一完成，当2秒钟(时间可以设定)没有收到反馈，或者子站(主站)允许的情况下，在失压跳闸。但是对于Y时间的失压跳闸，终端是不需要上线路自动化子站请示，直接跳闸。
4.3.4过流跳闸(图17)
馈线上FTU和DTU的过流跳闸分为线路末端开关的全时间域过流跳闸，以及线路分支开关的短时开放过电流跳闸。
对于配置零序互感器的开关，接地跳闸根据短时开放的零序过电流保护实现接地点跳闸。
短时开放Y时域有两个条件，一个是有压合闸，一个是重合闸启动。短时开放过电流及过零序电流，立即闭锁合闸，并置相应状态标志。
对于线路末端开关开放全时域的电流速断保护默认时间为0秒，通过和变电站出线开关的定值配合，可以实现末端故障的直接快速跳开。考虑瞬时性故障的处理，可以选择配置重合闸。
重合闸作为可选配置，通常不允许。因为如果变电站内速断不给时限时，可能末端与变电站同时跳，末端重合后，变电侧送电来，会导致变电站再次跳闸，不能隔离故障。
可从逻辑图中看出，通过后加速开放时间，将使得后加速保护和过流跳闸保护不会重叠。
4.3.5过流、过压、低压等异常查询
装置对电压、电流的监测是通过时标数据上传的，系统可以通过图形曲线查询每天电流、电压的异常波动。通常电流死区设定为额定值的1％，电压死区设定为额定值的2％。
1.4FTU不同场合的外在表现
本文中所描述的具体实施例仅仅是对本发明精神作举例说明。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实施例做各种各样的修改或补充或采用类似的方式替代，但并不会偏离本发明的精神或者超越所附权利要求书所定义的范围。
Claims (3)
1.一种配网自动化就地控制和集中控制的组合优化方法，其特征在于，包括：
步骤1，只有检测到故障电流经过的终端，失压时才执行分闸操作，在FTU决定失压分闸时，向主站发送自主动作的请求，如果在规定的等待时间，FTU没有收到后台发出的明文禁止自主动作命令，则执行自主动作，并转入步骤2，否则由后台上位机群发命令，闭锁故障无关开关的跳闸，大大缩短了故障隔离的时间；
步骤2，增加一个基状态，即分闸闭锁状态；当终端处于分闸状态时，单侧来电后，经X时间执行合闸操作；并在合闸后的Y时间内检测失压，如在Y时间内再次失压，说明故障在其直接供电线路，也就是紧后端线路，装置进入合闸闭锁状态；如果在Y时间内未失压，则说明故障在远后方，装置进入分闸闭锁状态，分闸闭锁状态下，T时间内可闭锁一次失压分闸。
2.根据权利要求1所述的一种配网自动化就地控制和集中控制的组合优化方法，其特征在于，所述步骤2中，针对三种现场开关的安装场合，选择执行：
选择执行一，针对环网开关场合：Y时域电流速断、电压-时间自动控制；
选择执行二，分支开关场合：电流启动失压分闸、Y时域电流速断、电压-时间自动控制；
选择执行三，末端分支开关场合：电流启动失压分闸、全时域电流速断、电压-时间自动控制。
3.根据权利要求1所述的一种配网自动化就地控制和集中控制的组合优化方法，其特征在于，定义DLA为变电站出线开关；DL1、DL2、DL4分别为分支开关一、分支开关二、分支开关三；DL3、DL5、DL6分别为末端支路开关一、末端支路开关二、末端支路开关三；所述步骤2针对三种不同故障进行处理的具体方式是：
处理一：末端故障种，永久性故障发生在DL5后端；设定X时间为1s，Y时间为0.6s，T时间为25s，变电站出线开关速断延时0.2s；不考虑FTU装置的响应时间及断路器的分合闸时间；末端故障时各开关的动作情况如下：
第一步，末端开关DL5速断跳闸；
第二步，DL5判别一侧有电，X时间后有压合闸；
第三步，合闸后检测Y时间失压和过流；
第四步，后加速动作，检测到失压和过流，合闸闭锁
DL5能有效切除故障而不引起变电站开关跳闸，将停电时间和停电范围限制在最小范围内，有效的隔离故障区域；若变电站速断保护无法增加延时，末端发生故障时出线开关依然很大几率不动作，因为故障电流值一般会落在过流区段；
处理二：干支线故障，干支线故障定义永久性故障发生在DL4、DL5之间；设定DLA重合闸时间为1s，X时间为1s，Y时间为0.6s，T时间为25s，变电站出线开关速断延时0.2s，
干支线故障时各开关动作情况如下：
第一步，DLA跳闸，DL1、DL4过流且失压而分闸，DL2、DL3、DL5、DL6不动作；
第二步，1秒后，DLA重合闸，DL1一侧得电，其FTU开始X计时；
第三步，第2秒，DL1的X时间到，DL1合闸，同时开Y时间窗检失压和过流；
第四步，随后，DL4一侧得电，其FTU开始X计时；DL2、DL3得电；
第五步，2.6秒，DL1的Y时间到，未检测到失压，随后25秒内，闭锁分闸响应；
第六步，3秒时，DL4的X时间到，DL2合闸，同时开Y时间窗检失压和过流；
第七步，3秒后，DL4有压合闸于故障，速断保护动作，进入合闸闭锁状态；
第八步，27.6秒后，DL1取消分闸闭锁状态；
干支线发生故障时，DLA只需重合一次便能隔离故障区域，且DL2、DL3、DL5、DL6不因双侧失压而分闸，有效的减少了开关动作次数和故障隔离时间；
如果DLA速断保护不能带200ms延时，则3+(S)时DLA、DL4可能同时动作，DL4进入合闸闭锁状态，DL1因进入分闸闭锁状态，而避免一次失压分闸；与传统电压——时间型相比，其最大的好处是，只要变电站能再次送出电来，完好的设备均能获电，而传统方式所有开关在停电时都会分闸，由于失电时机构储能尚未完成，即使变电站能及时送电，配网开关也难以及时恢复；
处理三：环网故障，定义DLA、DLB：变电站出线开关；DL1-DL4：环网开关；DL5：末端开关
环网故障模拟时，DL3作为联络开关，处于分闸状态；故障发生在DL1后端，设定DLA、DLB重合闸时间为1s，X时间为1s，DL3有压合闸时间要大于3s(DLA速断延时、重合闸时间与DL1、DL2的X时间和，可靠系数取1.2)，实际可整定为4s，Y时间为0.6s，T时间为25s，变电站出线开关速断延时0.2s，环网故障时各开关动作情况如下：
第一步，DLA跳闸，DL1、DL2失压分闸，DL3单侧有压，其FTU开始X计时；
第二步，1秒后，DLA重合闸，DL1一侧得电，其FTU开始X计时；
第三步，第2秒，DL1的X时间到，DL1合闸，同时开Y时间窗检失压和过流；
第四步，随后，DL1有压合闸于故障，后加速保护动作，进入甲种合闸闭锁状态；DL2感受到DL1侧残压，进入乙种合闸闭锁状态；
第五步，第4秒，DL3的X时间到，DL3合闸，同时开Y时间窗检失压和过流；DL5得电；
第六步，4.6秒时，DL3的Y时间结束，未检测到失压，在随后25秒内，闭锁分闸响应；
第七步，29.6秒以后，DL3取消分闸闭锁状态；
环网结构中，通过DLA一次重合准确地将故障隔离在DL1与DL2之间，保障了DL2后端和DL5线路的可靠供电；充分考虑联络开关X时间整定应有所考虑，它应大于其两侧发生故障时到DL2或DL4闭锁合闸所需的时间[4]；若X时间过长，当故障发生在DL1与DL2之间的时候，无疑造成了DL2、DL3段及DL5的停电时间过长，影响供电可靠性。
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