配网自动化的实现及应用

郭正鑫

（国网大连开发区供电公司，辽宁 大连 116000）

1 配网自动化建设背景

自2010年起，辽宁省电力公司开始选取配网自动化建设试点单位，对重点示范区域范围内涉及的供电企业实行配网自动化建设。

以实施情况较好的试点单位为例，2011—2013年，实现了首批共26座具备配网自动化功能的开关站改造，型号为南瑞PDZ800。该型号开关站采用直流24 V电源为数据传输模块供电，具备完善的信号采集、控制输出、电流保护及告警、光纤通信等基础配网自动化终端功能，通过液晶面板实现保护定值输入、故障信息查询等调试操作。2018—2021年，完成了新一代共65座具备配网自动化功能的开关站改造，整体更换23座、改造42座。新建开关站均具备配网自动化功能，相比于上一代配网自动化终端，其功能完备、升级明显，工作电源和工作电压采用直流220 V，通过高性能的32位四核处理器实现保护运算和出口逻辑控制功能。此外，增加事件记录、人机接口、后台通信、故障录波以及文件管理等功能，通信方式十分灵活，支持电力行业、通信行业等的通信规约。

截至目前，试点公司拥有具备配网自动化功能的环网箱和开关站站内终端139台、架空线路柱上馈线终端35台、线路故障指示器49台，自动化覆盖率达到72.85%，在线率达到91.54%。

2 配网自动化系统构造及内部逻辑

配网自动化系统整体结构如图1所示，主要包括主站层、通信层、终端层。

图1 配网自动化系统结构

（1）主站层。主站层是整个配网自动化系统的核心，可以对配电网运行过程中的数据进行实时采集与处理。主站层设备主要包括网络设备、通信接口配线柜、系统服务器、工作站、网络安全装置以及专用不间断电源等。

（2）通信层。通信层主要实现配电自动化系统的信息传输，通信方式包括光纤专网、无线专网以及无线公网。目前，多数开关站的终端采用光纤专网，环网箱、架空线路上采用无线专网。

（3）终端层。终端层主要包括配电终端单元（Distribution Terminal Unit，DTU）、配电变压器远方终端（Transformer Terminal Unit，TTU）、馈线远方终端（Feeder Terminal Unit，FTU）。其中，终端单元是配网自动化系统一次侧的重要组成部分，通过自动化终端实时采集配电网运行数据、监测设备运行状态以及开关分合闸指示等运行工况，利用有源或无源光网络通信，传输信息、接收控制指令并使用配置的超级电容等后备电源实现不间断供电，进而实现对10 kV开关站、环网箱、柱上断路器以及配电变压器等一次设备的实时监测控制及信息采集[1]。

3 配网自动化的功能实现

3.1 前期规划与设计

根据我国配电网规划，将城区、乡域等地区的配电网络分为A+、A、B、C、D以及E共6种类型。在不同供电区域的配电自动化规划设计及建设中，应在满足配电自动化规划设计基本原则的前提下，充分考虑地域差异性，配置不同类型的终端设备。“三遥”（遥测、遥信、遥控）站所终端架构如图2所示。

图2 “三遥”站所终端架构

3.2 站内一次设备改造

3.2.1 改造原则

站所终端改造时，结合安全性和经济性原则，尽量避免对一次设备进行改造[2]。根据配网自动化改造需要，加装或更换电压互感器（Potential Transformer，PT）时采用V-V接线，其额定容量需满足设备电动操作机构的操作功率要求。根据系统要求，需增加遥信上传信号，例如开关分合位、远方就地、保护过电流动作等。除此之外，每个断路器间隔需安装至少A、C、零序三相电流互感器，用于信息采集和故障研判。

3.2.2 改造要点

（1）电流互感器安装要点。在电流互感器改造过程中，要反复检查其二次极性，确保极性接线正确，电流互感器（Current Transformer，CT）二次回路禁止开路。

（2）电压互感器安装要点。在电压互感器改造过程中，要反复检查其二次接线是否短路。一旦接线错误，将造成严重后果。

（3）断路器电动操作机构安装要点。在原有的机构基础上加装电动操作机构，实现与DTU终端柜的配合，使主站能够对站内开关实现“三遥”。

3.3 配网自动化终端设备安装

对于配网自动化终端柜体安装，要求FTU、DTU、TTU等终端柜体外观完好无损，没有变形、油漆脱落、损伤性缺陷。DTU柜体正确接地，接地铜线及接地电阻满足设计要求，接地线的线径不小于4 mm2。DTU各空气开关标识清晰、填写正确，DTU端子排单元、航空插头、出口压板、分合闸指示灯等相关重要元件标识清晰[3]。

按照设计图纸要求，合理选择控制电缆规格型号、数量、长短、走向等。DTU柜侧航空插头与经校线后的电缆套入标号管，标号管上面注明对端编号或线路功能号，按照设计图纸与施工手册依次完成二次接线。在二次端子排压接过程中，应对二次电缆线芯预留足够长度，以确保接入端子排中。每个端子上最多压接两根二次电缆，而且要确保线芯压紧压实。

3.4 终端与主站联调

“三遥”站所终端与主站联调分为调试前准备、建立通信连接、三遥核对试验3个环节，配网自动化终端本地参数配置调试界面如图3所示。

图3 配网自动化终端本地参数配置调试界面

调试前准备包括终端设备验收、地理信息系统（Geographic Information System，GIS）导图、加密证书导入、点表与调试申请制作以及本地参数配置5个步骤。根据信通公司给定的IP地址，建立与主站的通信网络[4]。在完成通信连接建立、本地参数传输的前提下，主站运维人员与现场调试人员配合，完成主站信号、站所终端显示状态、开关柜实际分合工作状态的核对工作。

4 配网自动化的应用

4.1 配网自动化实施与管理

在实际应用中，配网自动化的实现离不开严格的操作规程和管理制度，需要加强周、月作业计划的刚性管理，严格报送停电范围和停电时间。每周、每月组织各部门、班组对作业计划进行审批，确认没有任何问题后，方可执行作业计划。根据相关标准，进一步优化操作、许可流程，缩短停电操作时间，减少用户停电时长。同时，安排专人负责配网自动化终端与主站调试，确保开关站配网自动化改造后能够正常使用[5]。为了保证现场作业时配网自动化的成功应用，还需要做到以下几点。

（1）统筹管理，梳理、分解工程。组织相关部门召开配网自动化工程推进会，明确职责。作业人员携带施工图纸进入现场，认真进行现场勘察，分析作业难度和危险点，做到“一现场、一方案”。

（2）加强过程管控，提高工程质量。合理安排作业计划，坚决杜绝为了赶工期连轴加班，做到劳逸结合，避免人员疲劳作业，防止出现操作事故。落实工作票审核会签制度，落实好重点违章整治和预防措施，规范作业现场管理，严格监督安全措施落实和到岗到位监督。

（3）强化信息交互，及时解决问题。针对光纤通道存在的问题，积极与信通专业沟通，现场勘查并召开专题会议，建立健全沟通渠道，实现紧密配合。

（4）结合作业时机，培养骨干力量。结合配网自动化改造作业时机，开展架空线路基础知识现场培训、电缆中间头制作实操培训、电网运行方式及事故处理专项培训。

4.2 典型终端缺陷的异常处理

4.2.1 DTU通道异常处理

DTU通道异常会直接导致终端设备不在线，自动化在线率指标下降，通常表现为配电主站ping不通配电终端装置，配电主站无法进行有效监视，远方监控完全瘫痪，从而使配电站自动化系统失去作用。

配电终端主要通过主备通道切换模式向配电主站上送数据，当通道切换不正常时，会造成通道异常问题。此外，还可能出现物理通道异常，例如通信装置失电、光纤水晶头损坏、光网络单元（Optical Network Unit，ONU）通信装置故障[6]。当传输通道异常时，需要判断通信装置的IP地址配置是否正确、是否与其他终端的子网掩码发生冲突。如果配置正确，则检查通信网络光纤接头或网络交换机等硬件设备是否故障。当串口通道异常时，先检查通信接线是否正常，然后检查收发线缆是否存在断路的情况。

4.2.2 24 V电池模块和UPS装置异常

一般情况下，充电电流太大、充电电压过大、局部放电或是内部短路等问题均会造成24 V电池模块和不间断电源（(Uninterruptible Power Supply，UPS）装置异常。利用万用表测量电源各组输出电压，如果某组电压异常，则需要更换装置电源模件。如果装置前端空开或端子电压正常，则证明系统装置内部出现故障。

5 结 论

综上所述，配网自动化的应用日趋广泛，由于存在早期配网自动化设备与主站不兼容、终端不在线等问题，因此提高配网自动化在线率及实用化管理水平将是日后工作与研究的重点。通过将作业现场与智能化终端有机结合，充分考虑不同地区、不同设备的状况采取合理方案，从而更好地提高配电网运行的可靠性、稳定性、安全性。