开关模块技术方案

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1、开关模块技术方案1技术方案1.1柱上开关成套设备总体方案a)柱上开关一二次成套设备按应用功能可分为分段负荷开关成套、分段断路器成套、分界负荷开关成套及分界断路器成套四种。b)分段负荷开关成套主要用于主干线分段/联络位置，实现主干线故障就地自动隔离功能，支持电压时间型逻辑。c)分段断路器成套主要用于满足级差要求，可直接切除故障的主干线、大分支环节，具备重合闸功能。d)分界负荷开关及分界断路器主要实现用户末端支线故障就地隔离或切除功能。e)柱上开关成套设备具备自适应综合型就地馈线自动化功能，不依赖主站和通信,通过短路/接地故障检测技术、无压分闸、故障路径自适应延时来电合闸

2、等控制逻辑，自适应多分支多联络配电网架，实现单相接地故障的就地选线、区段定位与隔离；配合变电站出线开关一次合闸，实现永久性短路故障的区段定位和瞬时性故障供电恢复；配合变电站出线开关二次合闸，实现永久性故障的就地自动隔离和故障上游区域供电恢复。a)开关本体、控制单元、电压互感器之间采用军品级航空接插件通过户外型全绝缘电缆连接,接口定义见附录。b)开关本体应满足国网相关标准要求，FTU控制单元应满足Q/GDW-514《配电自动化终端子站功能规范》及《配电自动化终端技术规范》相关要求。1.2柱上开关基本组成及功能要求1.2.1分段/联络断路器成套组成及功能要求a)分段/联络

3、断路器成套装置由开关本体、控制单元、电源PT、连接电缆等构成。b)开关本体应内置高精度、宽范围的电流互感器和零序电压传感器，应提供Ia、Ib、Ic、I0（保护、测量、计量）电流信号和零序电压U0信号，满足故障检测、测量、计量等功能和计算线损的要求。c)开关外置2台电磁式PT安装在开关两侧；电磁式PT应采用双绕组，为成套设备提供工作电源和线路电压信号。d)具备采集三相电流、2个线电压、零序电流、零序电压的能力，满足计算有功功率、无功功率，功率因数、频率和计量电能量的功能。e)具备相间故障处理和小电流接地系统单相接地故障处理功能，可直接跳闸切除故障，具备自动重合闸功能，重

4、合次数及时间可调。1.2.2分段/联络负荷开关成套组成及功能要求a)分段/联络负荷开关成套装置由开关本体、控制单元、电源PT、连接电缆等构成。b)开关本体应内置高精度、宽范围的电流互感器，应提供Ia、Ib、Ic、I0（保护、测量、计量）电流信号，满足故障检测、测量、计量等功能和计算线损的要求。c)开关外置2台电磁式PT安装在开关两侧；电磁式PT应采用双绕组，为成套设备提供工作电源和线路电压信号。d)成套具备“来电合闸、失压分闸”功能，满足与变电站出线断路器配合完成主干线路故障就地隔离的就地馈线自动化功能，具备非遮断保护功能确保负荷开关不分断大电流。e)具备采集三相电流

5、、2个线电压、零序电流、零序电压的能力，满足计算有功功率、无功功率，功率因数、频率和计量电能量的功能。f)具备正向闭锁合闸功能，若开关合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸，正向送电开关不关合。a)具备反向闭锁合闸功能，若开关合闸之前在设定时间内掉电或出现瞬时残压，则反向闭锁合闸，反向送电开关不关合。b)具备接地故障隔离功能，若开关合闸之后在设定时间内出现零序电压从无到有的突变，则自动分闸并闭锁合闸，正向送电开关不关合。c)具备接地故障就地切除选线功能，若开关负荷侧存在接地故障，延时跳闸，直接选出接地故障线路。d)具备分段/联络模式就地可选拨码，在联络模式下具

6、备自动转供电功能。e)具备集中控制模式和就地重合模式（电压时间型）选择开关，选择开关遥信状态可主动上报主站。1.2.3分界断路器成套组成及功能要求a)分界断路器由开关本体、控制单元、电源PT、连接电缆几部分组成。b)开关至少内置A、C相CT和零序CT，满足相电流和零序电流应用要求，配套1台电源PT安装在电源侧。c)具备相间故障处理和小电流接地系统单相接地故障处理功能，可直接跳闸切除用户侧相间短路故障和接地故障，具备3次重合闸功能。1.2.4分界负荷开关成套组成及功能要求a)分界负荷开关由开关本体、控制单元、电源PT、连接电缆等组成。b)开关至少内置A、C相CT和零序C

7、T，满足相电流和零序电流应用要求。外置（或内置）1台电源PT安装在电源侧。c)具备自动隔离用户侧相间短路故障、自动切除用户侧接地故障，满足非遮断电流闭锁应用要求。1.3技术方案优缺点优点：上述柱上开关模块技术方案采用外置双绕组电磁式PT实现FTU供电以及线路电压测量，同时通过内置电容式电子传感器采集零序电压，内置电磁式CT采集相电流及零序电流，利用技术成熟的电磁式互感器实现开关线损计量功能，提高了开关应用的安全稳定性。缺点：上述柱上开关模块技术方案既要外置双绕组电磁式PT，又要内置电容式电子传感器，占用空间大，开关成本高。1.4与相关技术方案对比与内