摘 要：本文介绍了10kV配网户外用户分界负荷开关技术及其结构、功能特点。通过总结运行中的实际情况,验证用户分界负荷开关在解决10kV配电线路用户单相接地、相间短路等故障的有效性，也指出了其局限性和运行管理中的注意事项。
关键词：配电自动化；负荷开关；运行；分析
中图分类号：TD611+.2 文献标识码：A
1 前言
随着电网供电可靠性要求越来越高，采用技术手段准确定位隔离故障区域对提高供电可靠性意义重大。通常在主干线加装自动化分段开关判断隔离故障分段，在重要支线加装自动化负荷开关隔离支线故障相配合的方式，缩小故障影响范围，实现非故障分段的快速复电。
珠海供电局在2006年开始试运行可隔离用户支线故障的10kV配网户外用户分界负荷开关（简称分界负荷开关），本文对近几年分界负荷开关的运行情况进行了分析。
2 分界负荷开关的简介
2.1 结构、功能和安装位置
分界负荷开关一般由开关本体及测控单元两大部分构成，如图1。带有一套内置或外置电压互感器、一套内置电流互感器；内部有CPU处理器和通讯模块；故障跳闸时带有电压判断和故障记忆；具备跳闸闭锁功能。
运行中可自动切除单相接地故障、自动隔离相间短路故障、快速定位故障点、监控用户负荷、用于操作拉合负荷电流等。分界负荷开关适用于10kV中性点不接地、经消弧线圈接地或经低电阻接地系统的10kV架空配电线路或混合线路，安装在支线上，如图2。
2.2 分界负荷开关的分类
根据是否带重合闸功能，可将分界负荷开关分为两类，第一类“无重合闸”功能，具有隔离界内单相接地、相间短路的特点，需要手动储能。
第二类“带重合闸”功能，可以隔离界内单相接地、相间短路，具备自动重合闸，能躲开界内瞬间故障，在电动操作时可以自动储能（手动操作时仍需手动储能）。
2.3 分界负荷开关的动作逻辑
两类分界负荷开关的故障处理逻辑见表1。
3 “无重合闸”分界负荷开关运行分析
珠海供电局在2006年安装了第一类用户分界负荷开关，型号为FZW28-12F（FFK），无重合闸功能，试运行零序延时整定为2S。运行情况分析如下：
3.1 主要运行特点
在不依赖通信的情况下，可隔离界内瞬时或永久的单相接地、相间短路故障，可以躲开界外故障；无论是界内还是界外，发生永久故障后，均可以缩小巡线范围，如分界负荷开关动作，则巡视界内线路，如不动作，则巡视界外线路，从而达到缩小巡视范围的目的；在发生界内永久性相间短路故障时，非故障线路可迅速复电，未安装分界负荷开关前，需全线巡视后方可复电，而安装后界内故障线路被隔离，其他界外非故障线路经重合闸迅速恢复供电。
3.2 存在的不足的分析
在发生相间短路时，因其不具备开断短路电流能力，故不能在变电站出线保护动作前对支线的短路故障进行隔离。
该类开关不能认定界内故障性质，只能全部当作永久性故障进行处理后方可送电，这将延长界内用户复电时间。
在界内瞬时单相接地时，自动跳闸会造成用户不必要的失电。其中，对于瞬时单相接地故障试运行设置的零序保护动作时间是2s，躲不过较长时间的接地故障。根据运行经验，改成60s运行效果有待观察。
对于界内瞬时相间短路，延长界内用户复电时间。未装分界负荷开关时，瞬时故障经变电站重合后即可全线复电；在装有分界负荷开关时，界外线路经重合可快速复电，但因不能断定界内线路故障类型，故需巡线后方可对界内送电，从而延长复电时间。对于瞬时性相间短路，考虑通过重合闸功能进行改进。
在不带通讯的时候，分界负荷开关跳闸不能及时察觉，有些被动。可考虑加通信模块解决此矛盾，但需要有后台支持，也将增加设备和通信成本。
每次合闸之后均需手动储能，否则在故障时不能自动跳闸。这意味着即便带通信功能，遥控合闸后还要派人到现场手动储能，需改进为自动储能。在管理上，第一，需该加强该类开关特点的培训；第二，通过在制定停送电操作票规范，在票面增加检查储能位置及检查蜂鸣提示项；第三，在后台增加开关未储能报警。
在动作记录方面，该批分界开关只能保存50条SOE记录，因此，如果下载或上传不及时，将被后面的动作记录覆盖，影响对故障的分析。
在定值管理方面，涉及开关界内支线的改造，须经自动化管理人员审核，避免因线路参数变动而导致拒动和误动。
4 “带重合闸”分界负荷开关运行分析
珠海供电局在2008年和2009年分批安装了第二类用户分界开关，型号为GDFZ1-12F（FFK），具有重合闸功能，内置了通讯模块，零序延时整定为60s。运行情况分析如下：
4.1 主要运行特点
从运行的情况看来，第二批“带重合闸”的分界负荷开关继承了第一代“无重合闸”分界负荷开关的3个特点，同时具有以下新特点：通过设置重合时间参数，可以躲过一些瞬时性的故障；在选择电动操作模式时，可以不用进行手动储能。
4.2 存在的不足的分析
在第二批尝试安装了通讯模块，从运行的情况来看需要注意4个问题：
1）模块容易掉线，增加维护工作量。首先、现场分界开关控制器或者通讯模块的质量问题或者设置问题；其次、主站召测时间可能过短。（为解决这个问题，我们将系统确认信号返回的次数从1次改成了连续召测3次不成功才认为失败，效果不太明显）；再次、现场的信号，对于通讯不好的终端，我们请运营商到现场进行了网络环境测试，并没有信号弱的问题，这个原因排除。
2）因厂家不生产通讯模块，先后批次的通讯模块厂家不一、规约不一，使得前置机的通讯软件变得复杂。
3）无线通讯方式下的遥控功能存在一定风险。
4）必须建立专网，不允许上公网，否则会引发数据安全问题，病毒问题也难以控制。
对此，我们也安装了无线通讯后，从技术上可以解决这个问题的愿望实际上没有达到我们的理想。
对于界内发生瞬时单相接地或瞬时相间短路故障时，分界负荷开关均会动作跳闸，不能通过自动装置迅速恢复用户供电，必须要运行人员到现场巡视未发现线路异常后，方可操作合闸恢复正常供电，给用户造成不必要的停电损失。
带有通讯功能的分界负荷开关在停电操作时，应当注意在分开关后分刀闸前增加控制手柄从“自动”位置切换到“手动分”位置项，避免此时主站发送合闸信号，导致带电分刀闸误操作。
在送电操作时，应在合刀闸前，应增加检查控制手柄在“手动分”位置项，避免出现带负荷和刀闸误操作。
在与电压型开关配合时，应当注意分界开关内部电容的可持续时间，否则，重合闸功能将因无电不能记时而失效。
在进场检修后，要有试送电试验项目，避免恢复安装送电后开关误发分闸信号。
结束语
综上所述，安装第一、二类分界负荷开关的线路，在发生永久性故障时，复电效果比未安装好；在发生界外瞬时故障时，效果不明显；而在发生界内瞬时故障时，第一类效果则比未安装差，第二类未观察到重合成功案例无法评价。
因此，该类设备可以在一定程度实现自动切除单相接地故障和隔离相间短路故障，减少了无故障线路的连带性事故停电、缩小故障停电范围、缩短用户停电时间，对提高供电可靠性有一定帮助，在运行管理上注意分界负荷开关所在支线的变化，否则将引起误动和拒动。
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