3.电压-电流型馈线自动化实现过程

　　下面详细说明电压-电流型自动化方案处理过程（见下图），变电站出线开关1和分段开关2为带时限保护（限时速断、过流、零序）和带二次重合闸功能的断路器，一次重合闸时间为5s，二次重合闸时间为60s。分段开关3和分段开关4为电压-电流型自动化分段负荷开关，且具有单侧得电延时7s合闸，若合闸3s内未检测到故障电流闭锁分闸，若合闸3s内检测到故障电流则分闸且闭锁合闸。

　　假如c区域内发生瞬时性故障，由于分段开关2为断路器，可以跳开故障电流，因此分段开关2因速断保护动作而分闸，随后分段开关3和分段开关4皆因失压而分闸。分段开关2经过5s后一次重合，分段开关3、分段开关4依次延时7s、14s后合闸，恢复b、c、d等区域的供电。从发现瞬时性故障到恢复供电，前后经过的时间约为19s。此后，智能控制器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区域内发生永久性故障，同样分段开关2因速断保护动作而分闸，随后分段开关3和分段开关4皆因失压而分闸。分段开关2经过5s后一次重合，重合成功后分段开关3单侧得电，延时7s后合闸，分段开关3合闸到故障点，分段开关2再次动作分闸，分段开关3、分段开关4皆因合闸后3s内检测到故障电流，所以分段开关3、分段开关4都分闸且闭锁合闸，因此将故障c区域进行隔离。60s后分段开关2进行二次重合闸，恢复非故障b区域的供电，分段开关2的前端用户未受到故障带来的停电影响。为了恢复失电区域d的供电，解除联络开关5的闭锁合闸命令，联络开关5检测到一侧有电、一侧无电经过7s延时后合闸，恢复失去电区域d的供电。这样由于分段开关3处于分闸状态且闭锁合闸，从电源侧确保了故障c区域的隔离；由于分段开关4的处于分闸状态且闭锁合闸，从备用电源侧也确保了故障c区域的隔离。

　　4.与传统馈线方式效果对比

　　传统馈线方式不具备自动化水平，主干线上只配置一些就地手动操作的普通型柱上开关，当线路发生永久性故障时，首当其冲的是变电站出线开关保护动作跳闸，虽然切除了故障电流，但是却引起了整条10kV线路停电。故障排查很繁琐，要运维人员沿线行一路巡查下去，当找到故障点后，要手动拉开故障点两侧的柱上开关，再通知变电站运维人员把变电站出线开关合上，恢复故障前段的供电。如果有联络开关，手动合上联络开关，恢复故障区后段供电。由此可见，传统馈线模式非但不能快速定位故障、隔离故障，反而造成大面积的非故障区域停电，停电时间长。

　　选用电压-电流型馈线自动化方式后，通过自动化柱上开关准确有效地对故障进行检测、定位、隔离，只需很短时间就可以恢复非故障区域的供电。抢修人员可以很有目标的直奔故障区，省去了传统的沿线排查故障，这样不仅缩小了故障引起的停电范围，而且加快了抢修的时间，最大限度减少了总的停电时间，大大提高了供电可靠性。

　　5.结束语