林  冬

1  引言

    采用日本东芝技术的电压型架空配电自动化设备利用柱上设备与站内断路器重合的时间配合，具有就地智能化故障处理、故障隔离的功能，从而可快速自动判断、隔离故障段，自动恢复非故障段线路供电，缩短线路运行维护人员查找、排除故障时间，提高供电可靠性。而且，这类设备在不具备通讯配合的应用中也可以取得显著效果，因此在近年来得到了相当广泛的应用。

    然而在近几年的挂网运行中，由于对这类产品的基本原理和功能的了解不足以及产品自动化设计思路未被认识等方面原因，人们对电压型架空配电自动化设备的应用还是提出了不少疑问，例如是否存在多次重合对变电站产生冲击、如何解决二次重合闸、开关缺少明显可见断点等问题。因此，本文在简单介绍应用原理的基础上，分析、说明了电压型架空配电自动化系统的特点，并结合广州供电分公司实际情况，对具体操作中经常遇到的各种疑问进行探讨、分析，并提出相应的解决方法和注意事项。

2  电压型架空配电自动化设备的应用原理

    电压型架空配电自动化设备主要由柱上真空自动配电开关（PVS），带故障诊断的控制单元（FDR或RTU）和电源变压器（SPS）三大部分组成。所谓“电压型”实质指设备是基于电压、时间配合的原理进行工作，其正常工作和对事故的判断处理均是以电压为基本判据，通过每一区段投入的延时逐级送电，来判断故障区间。在此，笔者以一环网结构的线路为例，简单介绍图1中的基本工作原理：

    图1(1)：图中所示为目前架空配电自动化应用较为典型的手拉手环网供电线路正常运行状态，利用PVS开关将线路划分为几个区段，其中CB1、CB2为站内断路器，B、C、D、F、G为常闭PVS，E为常开PVS；

    图1(2)：假设在图中c区发生了故障，变电站保护将会因检测到故障电流而开断出线断路器，随后各级杆上开关失压分断；

图1  环网结构线路

    图1(3)：经过延时，站内出线断路器重合闸；

    图1(4)：柱上开关按设定的延时时间逐一关合；

    图1(5)：如果该次故障属于瞬时故障，那么当开关C关合后，此时故障应已消失，因此在开关D关合后，线路将恢复(1)中的正常运行状态；

    图1(6)：但是假如该次故障为永久性故障，那么当开关C关合后，由于故障并未消失，断路器将再次掉闸，即相当于重合失败。与此同时，c区间的前后两级开关C、D因感受到故障电压而产生闭锁，从而隔离了故障段；

    图1(7)：按常规的操作规程，此时不应再关合变电站出线断路器，而应在查出线路故障后再由调度下令送电。但由于配电自动化设备已隔离了故障段，所以可通过再次重合，对故障段的前端线路恢复供电；

    图1(8)：环网点的联络开关在感觉到一侧失去电压后，将经过预置的延时后自动投入，使故障段后面的区域恢复供电。

3  具体操作中对各种问题的处理过程和解决方法

    以下就具体操作中对各种常见问题的处理过程和解决方法进行阐述：

    (1)  对现有保护进行二次重合闸改造

    如何改造原有馈线保护中的一次重合闸，使之成为能与配电架空自动化相配合的二次重合闸，是笔者面对的第一个问题。目前10kV出线断路器柜的二次重合闸可以分为微机保护型和常规保护型两种。

    ①  对采用新型微机保护的断路器出线柜，可以通过要求保护厂家修改相关芯片，为馈线保护增加二次重合闸功能，从而实现重合闸的投入或退出、完成1~2次重合闸、各次重合闸的时间定值设定、出口故障时的锁扣、累计并指示重合闸次数等功能。

    ②  对采用常规保护型的断路器出线柜，可以考虑将原变电站断路器柜的一次重合闸继电器更换成多次重合闸继电器，而其余都不变，即可实现站内断路器的二次重合闸。这种多次重合闸继电器是有关厂家专门为电压型配电自动化系统而配合设计的，具备了完成与系统配合的二次或三次重合闸、故障区段的指示、出口故障时的锁扣、重合闸次数记录等功能。

    ③  通过利用原有一次重合闸继电器来完成二次重合功能。其基本方法是出线第一个柱上开关的控制器X时间设定为21秒或以上，以保证站内断路器重合闸继电器能够顺利完成电容充电（15秒左右）。这样，当线路发生故障，断路器进行第一次重合闸后，至少经过21秒以上才会送电到最近的故障线路（出口故障除外），此时断路器的重合闸继电器已恢复正常工作状态，如果第一次重合后，由于送电到故障线路，引起断路器再次掉闸，该继电器可自动完成下一次重合。这种方式虽然简便易行，也不需要改动变电站现有的保护继电器，但是存在着一定的安全隐患：假如其中一个柱上开关因某种原因出现故障闭锁失败，那么将会引起站内断路器在短时间内不停分合动作，直至人工干预或故障自动消失为止，这将给变电站一次设备带来极大的危害。

    (2)  变电站一次设备受到的额外冲击

    随着断路器出线二次重合闸改造完成，电压型架空配电自动化投入运行，变电站一次设备会否因此而受到额外的短路电流冲击呢？笔者对改造前后新旧系统在不同故障下的动作情况进行分析：

    ①  对于瞬时故障，二者均在一次重合闸后成功送电，此时出线断路器开断短路电流次数均为一次。

    ②  对于永久故障，二者均一次重合闸失败，不同的是前者由此而产生闭锁，而后者会跟着产生第二次重合，但由于此时故障段开关已经成功闭锁，因此这次重合并不会再次产生短路电流，可见实际上，出线断路器开断短路电流次数均为二次。

    ③  对于特殊的变电站出口故障，二者均在一次重合闸后立刻检测到短路电流的存在而再次跳闸，此时前者成功闭锁，而后者由于在程序中专门对出口故障进行了闭锁设定，同样不会引起断路器二次合闸，开断短路电流次数均为二次。

    可见，改造后的新系统不会对变电站一次设备带来额外的短路电流冲击。

    (3)  向变电站意外反送电的可能性

    在日常生产中，经常会出现变电人员分断站内出线断路器，对站内设备进行检修、试验等工作的情况，如果相关线路安装了具备电压型架空配电自动化功能的联络开关，由于设备自身的自动化功能，该联络开关在检测到一侧停电后，经过一定的延时，它必定会自动投入送电到停电线路，因此也就出现了对自动投入会有意外反送电进入变电站的忧虑。通过与有关专家讨论，笔者得出如下处理方法：如图2所示，对有可能直接送电到变电站的PVS（图中a和e），均解除SPS与负荷侧线路的一次接线，这样既不会影响FDR（RTU）对负荷侧事故的锁定，也不会在变电站出线柜停电时造成反送，从而有效解决了这个问题。但是，如果出现需要全线负荷转供的情况，调度必须命令线路人员根据实际情况手动操作开关a或e，否则变电站出口到a或e之间负荷将得不到转供。

图2  解决意外反送电问题处理方法示意图

     (4)  PVS具备明显可见断点的必要性

    PVS开关内部设计有一个与真空灭弧室连动的隔离断口，机构配合非常巧妙，保证了PVS分断时，先打开灭弧室然后再打开隔离断口；PVS闭合时，先合上隔离断口然后再合上灭弧室。这种设计大大地提高了开关的绝缘性能和操作的完全可靠性，从技术层面上讲，PVS已经不再需要通过安装外在的隔离开关来取得分断点。然而在实际的生产中，由于一线工作人员早已习惯了利用“明显可见断点”作为判断线路是否已经真正停电的重要依据，而实际上外在的“明显可见断点”也比内部断点更能从事实和心理两方面为工作人员带来踏实的安全感；另外，在进行检修开关等工作时，外部隔离开关也能提供一定的便利。因此，目前在PVS开关侧安装隔离开关仍然是十分常见的装置形式。

    (5)  与原有的SF6柱上断路器相比，电压型架空配电自动化设备的优势

    ①  对于线路上最常见的瞬时故障，SF6柱上断路器在切断故障后，不能自动重合送电，必须在工作人员巡视线路确认故障消失后才能手动操作送电；电压型架空配电自动化设备则能通过变电站出线断路器的重合功能，自动恢复线路送电。

    ②  对于永久性故障，SF6柱上断路器动作情况与处理瞬时故障时并无区别；电压型架空配电自动化设备在隔离故障的同时，如果对侧还安装有具备自动功能的联络开关，就能对线路后端的非故障线路送电，把停电范围缩至最小。

    可见，电压型架空配电自动化设备对比原有的SF6柱上断路器在智能化处理故障、隔离故障、恢复非故障段送电等方面的确具有明显的优越性，但同时该设备装置形式却也更为复杂、造价也更高。

    (6)  电压型架空配电自动化设备在电源设计方面的优缺点

    电压型架空配电自动化设备的工作原理决定了该系统不需采用蓄电池作为设备电源，而只要利用SPS直接对配电线路电压进行采样即可同时提供系统需要的电源和检测信号。这样一来就免去了由蓄电池带来的大量维护工作，提高了杆上设备的可靠性。但是，因为该设备中SPS二次回路跟FDR（RTU）、PVS的电源回路连通，所以当SPS出现二次短路，线圈烧毁的时候，不能简单地认为换一台SPS即可恢复系统工作，而必须是先通过测试来判断故障始发点究竟是位于SPS、FDR（RTU）、PVS三者的哪一部分，这也成为日常维护工作中的一个难点。

4  结论

    在电压型架空配电自动化系统的推广过程中，虽然人们对其提出了各种疑问，但是经过各方面专家的研究和近年来的安装、运行实践后，文中提到的关于二次重合闸改造、会否对变电站一次设备造成额外冲击、向变电站意外反送电的可能性、是否需要明显可见断点等疑问都得到了较好的解决。同时，通过与原有柱上SF6断路器的比较，证明该设备在性能上的确具有较为明显的优势。随着推广的深入，该系统必将进一步得到完善，在配电网的运行管理中发挥更大的作用。