关于提升配电自动化运行水平的探讨

摘要：针对目前国内配网自动化的现状，以配电网配电自动化有效覆盖为基础，配电自动化运行中存在的技术问题为导向，对提升配电自动化水平方式进行思考，为提高提升配电自动化技术水平与运行水平，提高配电网供电可靠性提出相关建议。

关键词：配电自动化;运行水平;可靠性;馈线自动化;配网保护

引言

当前，国内配网自动化的建设与应用还处于初级的阶段，馈线自动化未全面覆盖，继电保护功能的应用缺少规范，故障指示器应用效果不够理想、配电网新技术应用不够充分，这些现状为配电自动化技术提升工作提供了难得的契机。因此，应以配电网配电自动化有效覆盖为基础，以配电自动化运行中存在的技术问题为导向，加强集中型馈线自动化及就地型馈线自动化的应用及推广，规范智能开关保护定值整定及重合闸功能，提升架空线路故障指示器的应用水平，加快配电自动化新技术试点应用，有力提升配电自动化技术水平与运行水平，提高配电网供电可靠性。

1配电自动化建设现状

近年来，国内配电自动化建设工作不断深入，配电网自动化水平不断提升。截至目前，已完成50%以上的地市级配电自动化主站建设，安装投运的配电自动化三遥终端、智能公变终端、漏保、故障指示器占全部配网线路65%以上。2017年起，围绕智能感知、数据融合、智能决策的建设主线，开展智能配电网“两系统一平台”试点，也为配电自动自动化的下一步工作奠定了坚实的基础。全国配电自动化有效覆盖率不断提升，国网智能配电网“两系统一平台”试点完成，为配电自动化技术提升工作创造了更加的有力条件。

2加强集中型FA功能的使用

对于使用三遥DTU的线路，一般均采用配电主站集中型FA的模式，但目前存在FA功能投入线路条数少、FA动作次数低等问题，大大限制了故障处理的自动化程度及效率。目前存在的主要技术障碍为配电主站无法对变电所出线开关进行遥控，导致无法集中式FA功能无法实现。

应以新一代配电主站建设为契机，积极协调配电主站与调度EMS系统的关系，使配电主站能够获取变电所出现开关的控制权限，为实现FA功能的创造技术条件。另外，应加强新一代配电主站系统FA功能的试验验证，在保证FA功能完善的前提下将具备条件的线路全部投入全自动FA或半自动FA功能。

3充分发挥智能开关的实用功能

目前在架空线路中已安装部分智能开关，大部分智能开关安装于分支线出口处，少量智能开关用于主干线分段或联络开关，为提升配电线路自动化水平发挥了有效作用。但现阶段存在智能开关保护定值与变电所出线保护定值难以配合、缺乏统一技术原则、重合闸功能退出等问题，未能充分发挥智能开关的实用化功能。

针对以上存在的技术问题，建议采取以下几点措施：

（1）在智能开关重合闸功能逻辑完善、动作可靠的前提下，投入智能开关的重合闸功能，提升智能开关对瞬时性故障的处理能力，提高供电可靠性。

（2）对于长度较短（小于10km）的架空线路，建议仅将智能开关安装于分支线出口处，考虑到与变电所出线保护定值难以配合，不建议将智能开关用做主干线分段开关使用。

前期对变电站10kV架空线路断路器保护定值整定情况进行了调研，调研结果表明大多数变电站10kV架空线路保护均退出了过流Ⅰ段保护（瞬时速断），有少部分保护保留了过流Ⅰ段保护;过流Ⅱ段保护（限时速断）动作延时一般设为0.2s-0.5s，动作电流的大小按照线路末端发生两相短路故障情况下有足够的灵敏度来进行整定[1]。由于过流Ⅱ电流定值能够覆盖保护线路的全长，且动作延时仅为0.2s-0.5s，如果将线路分段将难以实现分段开关保护与变电所出现保护的配合。

（3）对于长度较长的（大于10km）的架空线路，可以考虑将智能开关用做主干线分段开关使用，投入其过流保护功能，但应将其过流保护定值与变电所出线保护定值统筹考虑，例如将变电所出线过流Ⅱ段电流定值按在分段处发生两相短路情况下有足够的灵敏度进行整定，满足两者之间的电流定值、时间定值的级差配合要求。

（4）规范分支处智能开关的定值整定原则，过流Ⅱ段电流定值按照变电所出线保护定值整定，动作时间设为0s，仅靠时间级差实现与变电所出线保护的配合关系。当变电所出线设置有过流Ⅰ段保护时，可能会出现变电站出线保护越级跳闸情况，这时依靠变电站出现保护重合闸恢复供电。

4推广就地型馈线自动化技术

就地型馈线自动化的原理主要是通过配电终端的保护配合、时序配合等方式，在故障发生时，就地实现开关自动动作，隔离故障区域，恢复非故障区域的供电，并上报处理过程、结果等信息，与主站控制完全分离[2]。“电压-时间”型、“电压-电流-时间”型、自适应型、合闸速断型等就地型馈线自动化方式不需配电终端之间通讯即能实现馈线自动化功能，特别适用于架空线路馈线自动化。目前省内在架空线路中几乎未开展就地型馈线自动化的应用，主要依靠故障指示器来实现故障的检测与定位，故障处理的自动化水平不高。

应建设应用国内外公认较为成熟的“电压-时间”型、“电压-电流-时间”型馈线自动化，实现配网故障的就地判断、自动隔离[3];通过试点应用自适应型馈线自动化、合闸速断方式馈线自动化技术，避免运行方式调整对故障处理逻辑的影响，减少变电所开关重合次数，缩短故障处理时间。

5提升故障指示器的应用水平

故障指示器已在架空线路中得到广泛的应用，目前仍存在故障指示器故障较多、故障判断定位准确度有待继续提升等问题。另外，已安装部分小电流放大装置，小电流放大装置本身运行较为稳定，但故障定位准确程度不够高，主要由于故障指示器布点不够或不合理、小电流放大装置与故障指示器不匹配等引起。

应加强故障指示器在线监测，及时发现故障指示器故障并处理，提高故障指示器设备运行水平。加快架空线路在线监测系统向Ⅳ区配电主站的功能迁移工作，优化故障判断定位算法，提高故障定位准確程度。合理布局故障指示器的安装位置，解决小电流放大装置与故障指示器的功能兼容性问题，提高单相接地故障时故障定位准确率。

6加快配网新技术试点应用

6.1光纤差动保护及智能分布式馈线自动化

可以选取供电可靠性要求特别高的A+、A类区域或者供电线路，试点应用配网光纤差动保护或智能分布式馈线自动化，实现故障区域的快速定位、自动隔离以及非故障区域的自动恢复供电，为智能分布式馈线自动化、光纤差动保护等新技术的推广应用奠定基础。

6.2单相接地选线选段技术

配电网为非有效接地系统，单相接地选线及选段一直是困扰配网运行的技术难题，目前出现了外施信号法、暂态特征法、稳态特征法等多种单相接地选线及定位方法。应结合配电网的实际运行需求，对相对成熟的单相接地定位技术进行试点应用，确定选线选段准确度高、适合各个地区不同配电网运行的方法并进行推广应用。

6.3一二次融合技術

一二次融合技术将配电一次设备与二次自动化终端进行成套化制造，配电开关全面集成电流互感器、电压互感器、开关状态采集器、电能量双向采集器等多二次终端部件，采用一体化设计、标准化接口，二次终端部件具备易更换性，便于后续开展相关的现场运维与检修[4]。可对一二次融合设备试点应用，重点评估电流及电压传感器精度及运行可靠性、配电终端运行可靠性，为一二次融合技术的应用奠定技术基础。

7结语

本文结合国内配电自动化应用现状，对提升配电自动化技术水平提出了几点思考及建议，建议加强集中型馈线自动化及就地型馈线自动化的应用及推广，规范智能开关保护定值整定及重合闸功能，提升架空线路故障指示器的应用水平，加快配电自动化新技术试点应用，以期提升配电自动化技术水平，从而提高配电网供电可靠性。

参考文献：

[l]张伟，徐士华.一种提高分布式馈线自动化故障判定可靠性方法[J].电力系统保护与控制，2013，41（22）：122-127.

[2]张帝，唐海国，张志丹，康童，李红青.湖南电网配电自动化应用实践[J].湖南电力，2021，02（41）：74-77.

[3]刘健，赵树仁，张小庆.中国配电自动化的进展及若干建议[J].电力系统自动化，2012，36（19）：7-10.

[4]国家电网公司.Q/GDW 628-2011配电自动化建设与改造标准化设计技术规定[S].北京：中国电力出版社，2011.

作者简介：宓天洲;男;1989.10;浙江省宁波市;汉 ;硕士研究生;工程师;电网自动化信息化。