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林  冬

1  引言

    采用日本東芝技術的電壓型架空配電自動化設備利用柱上設備與站內斷路器重合的時間配合，具有就地智能化故障處理、故障隔離的功能，從而可快速自動判斷、隔離故障段，自動恢復非故障段線路供電，縮短線路運行維護人員查找、排除故障時間，提高供電可靠性。而且，這類設備在不具備通訊配合的應用中也可以取得顯著效果，因此在近年來得到了相當廣泛的應用。

    然而在近幾年的掛網運行中，由于對這類產品的基本原理和功能的了解不足以及產品自動化設計思路未被認識等方面原因，人們對電壓型架空配電自動化設備的應用還是提出了不少疑問，例如是否存在多次重合對變電站產生沖擊、如何解決二次重合閘、開關缺少明顯可見斷點等問題。因此，本文在簡單介紹應用原理的基礎上，分析、說明了電壓型架空配電自動化系統的特點，并結合廣州供電分公司實際情況，對具體操作中經常遇到的各種疑問進行探討、分析，并提出相應的解決方法和注意事項。

2  電壓型架空配電自動化設備的應用原理

    電壓型架空配電自動化設備主要由柱上真空自動配電開關（PVS），帶故障診斷的控制單元（FDR或RTU）和電源變壓器（SPS）三大部分組成。所謂“電壓型”實質指設備是基于電壓、時間配合的原理進行工作，其正常工作和對事故的判斷處理均是以電壓為基本判據，通過每一區段投入的延時逐級送電，來判斷故障區間。在此，筆者以一環網結構的線路為例，簡單介紹圖1中的基本工作原理：

    圖1(1)：圖中所示為目前架空配電自動化應用較為典型的手拉手環網供電線路正常運行狀態，利用PVS開關將線路劃分為幾個區段，其中CB1、CB2為站內斷路器，B、C、D、F、G為常閉PVS，E為常開PVS；

    圖1(2)：假設在圖中c區發生了故障，變電站保護將會因檢測到故障電流而開斷出線斷路器，隨后各級桿上開關失壓分斷；

圖1  環網結構線路

    圖1(3)：經過延時，站內出線斷路器重合閘；

    圖1(4)：柱上開關按設定的延時時間逐一關合；

    圖1(5)：如果該次故障屬于瞬時故障，那么當開關C關合后，此時故障應已消失，因此在開關D關合后，線路將恢復(1)中的正常運行狀態；

    圖1(6)：但是假如該次故障為永久性故障，那么當開關C關合后，由于故障并未消失，斷路器將再次掉閘，即相當于重合失敗。與此同時，c區間的前后兩級開關C、D因感受到故障電壓而產生閉鎖，從而隔離了故障段；

    圖1(7)：按常規的操作規程，此時不應再關合變電站出線斷路器，而應在查出線路故障后再由調度下令送電。但由于配電自動化設備已隔離了故障段，所以可通過再次重合，對故障段的前端線路恢復供電；

    圖1(8)：環網點的聯絡開關在感覺到一側失去電壓后，將經過預置的延時后自動投入，使故障段后面的區域恢復供電。

3  具體操作中對各種問題的處理過程和解決方法

    以下就具體操作中對各種常見問題的處理過程和解決方法進行闡述：

    (1)  對現有保護進行二次重合閘改造

    如何改造原有饋線保護中的一次重合閘，使之成為能與配電架空自動化相配合的二次重合閘，是筆者面對的第一個問題。目前10kV出線斷路器柜的二次重合閘可以分為微機保護型和常規保護型兩種。

    ①  對采用新型微機保護的斷路器出線柜，可以通過要求保護廠家修改相關芯片，為饋線保護增加二次重合閘功能，從而實現重合閘的投入或退出、完成1~2次重合閘、各次重合閘的時間定值設定、出口故障時的鎖扣、累計并指示重合閘次數等功能。

    ②  對采用常規保護型的斷路器出線柜，可以考慮將原變電站斷路器柜的一次重合閘繼電器更換成多次重合閘繼電器，而其余都不變，即可實現站內斷路器的二次重合閘。這種多次重合閘繼電器是有關廠家專門為電壓型配電自動化系統而配合設計的，具備了完成與系統配合的二次或三次重合閘、故障區段的指示、出口故障時的鎖扣、重合閘次數記錄等功能。

    ③  通過利用原有一次重合閘繼電器來完成二次重合功能。其基本方法是出線第一個柱上開關的控制器X時間設定為21秒或以上，以保證站內斷路器重合閘繼電器能夠順利完成電容充電（15秒左右）。這樣，當線路發生故障，斷路器進行第一次重合閘后，至少經過21秒以上才會送電到最近的故障線路（出口故障除外），此時斷路器的重合閘繼電器已恢復正常工作狀態，如果第一次重合后，由于送電到故障線路，引起斷路器再次掉閘，該繼電器可自動完成下一次重合。這種方式雖然簡便易行，也不需要改動變電站現有的保護繼電器，但是存在著一定的安全隱患：假如其中一個柱上開關因某種原因出現故障閉鎖失敗，那么將會引起站內斷路器在短時間內不停分合動作，直至人工干預或故障自動消失為止，這將給變電站一次設備帶來極大的危害。

    (2)  變電站一次設備受到的額外沖擊

    隨著斷路器出線二次重合閘改造完成，電壓型架空配電自動化投入運行，變電站一次設備會否因此而受到額外的短路電流沖擊呢？筆者對改造前后新舊系統在不同故障下的動作情況進行分析：

    ①  對于瞬時故障，二者均在一次重合閘后成功送電，此時出線斷路器開斷短路電流次數均為一次。

    ②  對于永久故障，二者均一次重合閘失敗，不同的是前者由此而產生閉鎖，而后者會跟著產生第二次重合，但由于此時故障段開關已經成功閉鎖，因此這次重合并不會再次產生短路電流，可見實際上，出線斷路器開斷短路電流次數均為二次。

    ③  對于特殊的變電站出口故障，二者均在一次重合閘后立刻檢測到短路電流的存在而再次跳閘，此時前者成功閉鎖，而后者由于在程序中專門對出口故障進行了閉鎖設定，同樣不會引起斷路器二次合閘，開斷短路電流次數均為二次。

    可見，改造后的新系統不會對變電站一次設備帶來額外的短路電流沖擊。

    (3)  向變電站意外反送電的可能性

    在日常生產中，經常會出現變電人員分斷站內出線斷路器，對站內設備進行檢修、試驗等工作的情況，如果相關線路安裝了具備電壓型架空配電自動化功能的聯絡開關，由于設備自身的自動化功能，該聯絡開關在檢測到一側停電后，經過一定的延時，它必定會自動投入送電到停電線路，因此也就出現了對自動投入會有意外反送電進入變電站的憂慮。通過與有關專家討論，筆者得出如下處理方法：如圖2所示，對有可能直接送電到變電站的PVS（圖中a和e），均解除SPS與負荷側線路的一次接線，這樣既不會影響FDR（RTU）對負荷側事故的鎖定，也不會在變電站出線柜停電時造成反送，從而有效解決了這個問題。但是，如果出現需要全線負荷轉供的情況，調度必須命令線路人員根據實際情況手動操作開關a或e，否則變電站出口到a或e之間負荷將得不到轉供。

圖2  解決意外反送電問題處理方法示意圖

     (4)  PVS具備明顯可見斷點的必要性

    PVS開關內部設計有一個與真空滅弧室連動的隔離斷口，機構配合非常巧妙，保證了PVS分斷時，先打開滅弧室然后再打開隔離斷口；PVS閉合時，先合上隔離斷口然后再合上滅弧室。這種設計大大地提高了開關的絕緣性能和操作的完全可靠性，從技術層面上講，PVS已經不再需要通過安裝外在的隔離開關來取得分斷點。然而在實際的生產中，由于一線工作人員早已習慣了利用“明顯可見斷點”作為判斷線路是否已經真正停電的重要依據，而實際上外在的“明顯可見斷點”也比內部斷點更能從事實和心理兩方面為工作人員帶來踏實的安全感；另外，在進行檢修開關等工作時，外部隔離開關也能提供一定的便利。因此，目前在PVS開關側安裝隔離開關仍然是十分常見的裝置形式。

    (5)  與原有的SF6柱上斷路器相比，電壓型架空配電自動化設備的優勢

    ①  對于線路上最常見的瞬時故障，SF6柱上斷路器在切斷故障后，不能自動重合送電，必須在工作人員巡視線路確認故障消失后才能手動操作送電；電壓型架空配電自動化設備則能通過變電站出線斷路器的重合功能，自動恢復線路送電。

    ②  對于永久性故障，SF6柱上斷路器動作情況與處理瞬時故障時并無區別；電壓型架空配電自動化設備在隔離故障的同時，如果對側還安裝有具備自動功能的聯絡開關，就能對線路后端的非故障線路送電，把停電范圍縮至最小。

    可見，電壓型架空配電自動化設備對比原有的SF6柱上斷路器在智能化處理故障、隔離故障、恢復非故障段送電等方面的確具有明顯的優越性，但同時該設備裝置形式卻也更為復雜、造價也更高。

    (6)  電壓型架空配電自動化設備在電源設計方面的優缺點

    電壓型架空配電自動化設備的工作原理決定了該系統不需采用蓄電池作為設備電源，而只要利用SPS直接對配電線路電壓進行采樣即可同時提供系統需要的電源和檢測信號。這樣一來就免去了由蓄電池帶來的大量維護工作，提高了桿上設備的可靠性。但是，因為該設備中SPS二次回路跟FDR（RTU）、PVS的電源回路連通，所以當SPS出現二次短路，線圈燒毀的時候，不能簡單地認為換一臺SPS即可恢復系統工作，而必須是先通過測試來判斷故障始發點究竟是位于SPS、FDR（RTU）、PVS三者的哪一部分，這也成為日常維護工作中的一個難點。

4  結論

    在電壓型架空配電自動化系統的推廣過程中，雖然人們對其提出了各種疑問，但是經過各方面專家的研究和近年來的安裝、運行實踐后，文中提到的關于二次重合閘改造、會否對變電站一次設備造成額外沖擊、向變電站意外反送電的可能性、是否需要明顯可見斷點等疑問都得到了較好的解決。同時，通過與原有柱上SF6斷路器的比較，證明該設備在性能上的確具有較為明顯的優勢。隨著推廣的深入，該系統必將進一步得到完善，在配電網的運行管理中發揮更大的作用。