（广东电网公司中山供电局528400）
摘要：在事故处理中，最耗费时间的环节在于查找、故障点。配网线路作为电力系统与用户的桥梁，对用户的影响最为直接。利用配电自动化技术提高事故处理效率，提高供电可靠性是必须的。就地型馈线自动化功能，采用具有就地控制功能的线路自动重合器和分段器实现，不需要通信功能辅助，各分段开关相互之间独立工作，可靠性能高，结构简单，投资造价费用低，方便维护与扩建，值得推广。本文介绍了就地型馈线自动化的功能，以及根据运行实际情况的改良使用模式，相关提高事故处理效率的方法，以及注意事项。
关键词：重合器；分段器；馈线自动化功能
引言
目前，国内大多数的馈线自动化主要分为两大类：一类是不需要配电主站或配电子站控制的就地型FA模式；另一类是通过配电终端和配电主站/子站配合的集中型FA模式。相对于就地型而言，虽然集中型FA模式自动化程度较高，但不易加装改造，建造成本和维护成本高。因此就地型FA模式较容易在可靠性与经济性之间取得平衡。
一、就地型馈线自动化功能的分段开关的动作特性
具有就地控制功能的线路自动重合器和分段器是就地型馈线自动化的主要构成部分。
重合器，具有过电流检测、操作顺序选择、开断和重合特性的调整等功能，并能根据设定的时延自动复位成闭锁。
分段器，是一种在失压或无电流的情况下自动分闸的开关设备。分段器开断短路电流的能力不强，只能开断10kV线路单相接地的接地电流（因变压器10kV侧不接地，当发生单相接地故障时，不构成回路，接地故障电流很小），但对于相间短路故障等情况时的短路电流，分段器则必须与电源侧前级主保护开关配合才能开断短路电流（因此与重合闸前加速的动作特性有区别）。分段器关键部件是故障检测继电器（FDR）。按照一定的故障判断原理闭锁分段开关动作。以下以最为常用的“电压-时间型”为例说明。
电压-时间型分段器又称自动配电开关，是通过加电压、失电压的时间长短进行控制，失电压时分闸，加电压时合闸或闭锁。接线方式如图1所示。
图1电压-时间型分段器的接线形式
其中PVS是真空开关，T为电源变压器，FDR是故障检测器，用来检测开关两端的电压，当检测到馈线有电压时，真空开关就闭合。
电压-时间型分段器有两个重要参数需要整定，一个是时限X，称为合闸时间，是指从分段器电源侧加电压开始，到该分段器合闸的时间。另外一个是时限Y，称为故障检测时间，是指当分段器闭合后，如果在Y时间内可以持续检测到电压，则Y时间后失电压分闸，分段器不闭锁，当重新来电时，经X时限合闸；如果在Y时间内检测不到电压，即在分段器合闸后Y时间内又失电压，则分段器将分闸并闭锁，当重新来电时也不再合闸。X、Y时限整定应满足：X>Y>t，t为分段器源端重合器检测到故障并跳闸的时间。
为了应对线路出现单相接地的情况，设定分段器合闸后，在时间继电器计时X时间内，当零序电压超过定值则动作跳闸，并闭锁合闸。
若CB1线与CB2线的分段开关数目或结构有差异，则分别计算从故障发生到与故障区域相连的分段器B闭锁在分闸状态所需的延时时间，取最大值为
二、以图2为例，分析各种故障情况下，分段开关的动作情况
2.1、瞬时性短路故障
M点发生瞬时短路，变电站CB1开关跳闸，S1、S2、S3开关均失压动作跳闸。5S时间后，CB1开关重合，经S1、S2、S3开关逐级延时合闸，恢复系统供电。联络开关L从一侧失压时启动XL计时，计时中又检测到两侧均有电压，XL时间计时复归，ZL时间确认后，开关L保持分闸。
2.2、永久性短路故障
2.2.1故障点发生在S1开关至L开关之间
M点发生永久性短路故障。变电站CB1开关跳闸，S1、S2、S3开关均失压动作跳闸。CB1开关重合，S1、S2开关逐级延时合闸至故障点，变电站CB1开关再次跳闸，S1开关失压动作跳闸，S2开关因合闸后立即失压，开关动作跳闸且闭锁合闸。S3开关因一侧受电后立即失压，保持分闸且闭锁合闸，故障点被隔离。CB1开关再次重合，S1开关因受电而自动合闸，S2因闭锁而保持分闸，而联络开关延时XL后合闸，恢复L至S3开关区间的供电（S3因合闸闭锁，保持分闸），。
2.2.2故障点发生在变电站CB1开关至S1开关之间
若永久性短路故障发生在变电站CB1开关至S1开关之间，CB1开关重合闸动作失败，S1开关保持分闸（因受电后即刻失压而闭锁合闸）。联络开关L、分段开关S3、S2逐级延时合闸，对非故障段区间复电。
2.3、单相接地故障
因线路单相接地故障时不跳闸，分段开关未经历“线路跳闸，重合—分段器合闸而出现故障电流”的过程，无法隔离故障点。因此，调度员短时分合对应站内开关（模拟线路跳闸，重合成功的过程），线路上分段开关的动作情况则与2.2所述类同。
以图2为例，若M点发生单相接地，经调度员模拟线路跳闸，重合成功后，经S1、分段开关逐级合闸，至S2时，线路再次单相接地，产生零序电压，S2开关因此跳闸并闭锁，零序电压消失，S3开关因受电后即刻失压，保持分闸并闭锁合闸，故障点被隔离且故障点前段恢复供电这一过程先完成。而联络开关L经延时合闸至S3开关处，故障点后段恢复供电。
三、就地型馈线自动化功能在实际中的应用改良
在第二大点对线路故障时分段开关动作的分析中不难看出，只要带馈线自动化功能的分段开关无异常，当线路出现故障，到所有分段开关动作完毕，隔离故障的时间仅仅为站内开关跳闸两次并重合，以及应动作的各个分段开关的动作时间之和，隔离故障点的总时间仅与分段开关的数量有关，或许不足1分钟，相当高效
上述高效的故障隔离过程是基于各个分段开关及联络开关的正确动作之上的，但由于10kV配网线路发展迅速，联络开关的动作定值并不便于维护；其次实际运行中，馈线自动化的组成部分PT（如图1所示的电源变压器T）容易出现问题而导致分段开关动作失灵，而导致事故扩大化；而最主要的问题为，当变电站出现无选线的接地故障而需要轮停排查故障时，可能因切除线路的时间过长，而通过联络开关自动合闸而致使无故障的线路出现单相接地，同样引起事故的扩大化。
为了避免这种问题的出现，可考虑对环网点的联络开关退出其馈线自动化功能，令馈线自动化动能的实现过程转变成半自动模式，即站内至故障点之间的线路由馈线自动化功能隔离故障，恢复送电；故障点至环网点之间的线路的恢复过程以人工形式完成。
四、利用开关动作特性提高事故处理的效率
若环网点的分段开关退出馈线自动化功能，则同样可以以人工手段实现隔离故障点后的复电操作，因此事故处理过程可以公式化，提高效率：
4.1、当变电站10kV出线开关跳闸并一次重合成功时，可判断为瞬时性故障。
4.2、当变电站10kV出线开关跳闸并一次重合成功后，间隔一定时间再出现跳闸并重合成功的现象，则可判断为有分段开关跳闸并闭锁合闸。故障点处于（按潮流方向排序）第一个分闸的分段开关之后，第二个分闸的分段开关之前。
此时应通知线路巡查人员到环网点，并派人检查各分段开关的分合闸情况，人工隔离故障点，通过环网点的联络开关手动恢复无故障线路段供电。
4.3、当变电站10kV出线开关跳闸并重合失败，则可判断故障点在变电站出线至第一个装有馈线自动化功能的分段开关之间。
此时应通知线路巡查人员到环网点，并检查变电站出线至第一个装有馈线自动化功能的分段开关是否已断开。若情况属实，通过环网开关手动恢复无故障线路段的供电。
注意，若变电站出现该情况，而第一个分段开关未跳闸，则应检查该分段开关是否正常，派人手动断开该开关，试送变电站开关至该开关段线路确认是否有故障后，才能判断站内开关至第二个分段开关之间哪段线路段可以复电。
4.4、线路单相接地时，应立即分、合一次接地线路的站内开关（分、合闸操作时间相差超过3秒），“模拟跳闸，重合成功”的情景。经过一定时间后，如再出现接地并立即消失，则可判断接地故障已被馈线自动化功能隔离，应派人确认分段开关的分合情况，判断出故障点，然后通过联络开关人手恢复无故障线路段的供电。
如接地现象不消失，则可判断接地点在出线开关至线路第一个装有馈线自动化功能的分段开关之间。派人断开第一个分段开关后，即通过环网开关手动恢复无故线路段的供电。
五、成效分析
采用馈线自动化功能最大的优点提高了事故处理的效率。若环网点分段开关带有馈线自动化功能，在动作正确的情况下，平均需数小时才能隔离的故障点，可以2分钟内隔离（视分段开关数目而定）。即使采用半自动模式，退出了环网点的馈线自动化功能，故障点隔离的时间亦可大幅度减少，根据广东中山电网使用馈线自动化功能的运行经验，10kV线路平均障隔离时间由原来3.3小时缩短为1小时左右（含巡线人员到分段开关的路途时间，如果驻点合理，时间或可进一步缩短），在提高10kV线路供电可靠性的同时，大幅度节省人力，提高效率。
结束语
高可靠性的供电服务必然是未来配电网智发展的主要方向。仅采用开关设备相互配而实现，在提高线路供电可靠性的同时，结构简单，造价费用低，维护费用低，是就地型馈线自动化功能最值得赞赏的地方。而为配合配网发展，而衍生出的半自动模式（环网点不投馈线自动化功能），更赋予就地型馈线自动化功能更广阔的市场，作为调度员，熟悉该功能的分段开关动作特性，指挥相关人员到点处理，可大大节省故障查找的时间，提高事故处理的效率，应引起重视的。
致谢
本文在编写过程中，得到了中山供电局调控中心领导和各位同事的关怀和帮助，提供各种资料和具体指导，彭石丰、黄芸生两位高级技师、高级工程师对本文的修改提出了宝贵意见，谨此致谢。
参考文献：
[1]罗毅，丁毓山，李占柱.配电网自动化实用技术［M］.北京：中国电力出版社，1999.
[2]刘健，倪建立，邓永辉.配电自动化系统［M］.北京：中国水利水电出版社，1999.
[3]黄汉棠，郑建平，方丽华等地区配电自动化最佳实践模式研究［M］北京：中国电力出版社，2011
作者简介：
古俊贤，2004年毕业于华南理工大学电力学院，于广东电网公司中山供电局调控中心任主网调度员、工程师、技师，全面负责主网、配网、监控专业的工作，曾发表《电网错峰预警系统的应用分析》、《关于改进调峰认购售电方式的设想》等文章。