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深圳供电局有限公司 深圳 518001
摘要：对配网自动化建设规划进行探讨、提出建设过程中采用的几种方式、并对实际运行进行分析，深入剖析了配网自动化运行过程中遇到的各种问题，并提出一些解决方法。
关键词：配网自动化；四遥；继电保护；远方；就地
前言
随着电网的不断发展，生活水平不断的提高，对供电的可靠性要求越来越高，配网自动化建设被提上日程。通过对现有线路的改造、升级、加装四遥设备，在原有的常规配电网基础上实现配网自动化。这样就能实现缩小停电范围，缩小故障查找范围，精确判断故障点，及时隔离故障转供电，进一步还可以实现智能转供电，大大缩短用户停电时间，提高供电的可靠性。
一、节点的布局
根据配网自动化站点具备的功能（监测、控制）和实现方式（远方、就地）情况，其建设模式分为远方加就地监控型、远方监控型、远方监测就地控制型、远方监测型、就地控制型、就地指示型6种。主干线采用远方加就地监控型、远方监控型、远方监测型站点。主干线每两个“三遥”站点之间选取一个远方监测型站点，户内重要站点宜选用“二遥”终端（DTU），其他站点带远传功能的故障指示器。支线视情况采用远方监测就地控制型、远方监测型（带远传功能的故障指示器）、就地控制型站点。用户馈线采用就地控制型站点，可设在产权分界点，或用户侧进线开关处。上述配置原则未规定的其余站点采用就地指示型。[1]
二、建设改造原则
1、配网自动化建设改造应根据考虑供电区分类、网络接线标准化程度、线路重要性和故障率等因素确定配网自动化改造优先顺序。首先改造跳闸率高或地形复杂、交通复杂的线路，将跳闸停电范围和停电时间缩小，提高供电可靠性。其次，考虑网络接线标准问题，逐步把配网建设成标准的“三供一备”统一接线方式和运行模式；再次，还要考虑重要负荷的供电问题，尽量将重要负荷独立出来，增加备用线路，保证重要负荷的供电。
2、未形成标准化接线的已建成线路，应制定标准化接线改造规划，并根据站点在目标网络中的位置及设备改造条件，确定相应的建设模式和实施计划。
先进行一级分段站点远方监测就地控制改造和远方监测型站点改造；再进行远方监测型站点改造和远方监测就地控制型点改造；最后进行二级分段站点远方监控型改造、进行一级分段站点升级改造为远方与就地监控型。
3、新建线路、站点应根据其在规划目标网络
中的位置、接入用户性质、负荷等因素确定其建设模式，并结合一次设备建设同步建设自动化终端，通信通道宜同步建设。先进行一级分段站点应与一次设备同步建设为远方监测就地控制型；然后进行具备光纤通信条件的远方监测型二级分段点远方监控型升级改造；最后进行其余二级分段站点远方监控型升级改造和一级分段站点远方与就地监控型升级改造。
三、运行管理
按照上述的规划原则，远方监控可以基本上覆盖全网，实现故障准确定位、快速隔离、自动转供电的目的，持续提高供电可靠性和配网运营绩效，主要表现在以下4个方面。
1、可以实现分支线路的过载监控，减小安全隐患。
2、可以进行快速故障定位，并进行快速故障隔离，还能缩小故障查找范围，实现快速复电，提高供电可靠性。
3、能够在设备故障时缩小停电范围，通过配置各级线路的就地保护功能，能够快速的有选择性的切除故障线路，减小停电范围。
4、能够为以后建设智能电网打下基础，进一步实现故障自动转供电，提高供电可靠性。
四、保护设置原则
目前采用断路器电流级差保护设置。目前变电站出线断路器速断定值为2200A/0.3S，过流为720A/1.0S，零序为60A/1.0S。
按照目前永磁开关的技术，时间级差可以缩短为0.1S，因此可以配置2级分段保护和1级分界保护。按照与站内开关配合的原则可以将定值整定如下表。
由于按配变容量整定与上级配合可能会有冲突，因此可能导致保护适配，但是这种情况基本不存在。
五、存在问题
1、原有柱上开关保护功能简单，无法与新的智能开关匹配，需更换或转为负荷开关使用。
2、在建设的过程中，柱上开关需及时调整保护定值或退出运行，但是由于智能开关不允许装在配电线路的第一级，新装智能开关无法完全覆盖原柱上开关的保护范围，增加了站外故障导致站内开关跳闸的机会。同样原因，在实现了配网自动化后，站外故障导致站内开关跳闸的机会也增加。
3、在建设过程中，当原柱上开关的保护功能因其他原因无法退出时，由于其保护功能简单，导致下一级智能开关的定值严重缩小，很容易在转电或重合的过程中引起智能开关误动，增加了用户的停电和班组的工作量。
4、调整原柱上开关的定值时需整条线路停电，影响了整条线路用户的用电。
5、智能开关也无法完全正确进行接地选线，只有在变电站内接地方式全部改造后，通过零序保护来实现单项故障线路的切除。
6、新装智能开关的开断容量不足。由于变电站内Fe开关的开断电流是31.5kA，系统的短路电流是按31.5kA来校验的，而目前安装的智能开关开断电流是20kA的，因此普遍存在开断容量不足的问题。而且实际上220kV变电站的10kV母线短路电流接近或超过了20kA，110kV变电站主变因其他原因并列运行时，10kV母线短路电流都超过20kA，存在开断容量不足的安全隐患。
7、由于开断容量不足，智能开关的重合功能不能投入，影响了供电可靠性。
8、设备的电池维护问题，由于充电电池的寿命不够长，设备的充电电池维护工作比较繁重，此问题目前还没展现，两三年后将大面积的出现。
9、通讯问题，因为一、二遥点采用了GPRS通讯，受各种条件影响，此类通讯很不可靠，会影响配网自动化系统的运行效果。
10、日后运行维護，由于增加了大量的四遥设备，而且这些设备的运行环境较差，在配网自动化投入运行后将产生大量的维护工作，必须要有专门班组进行维护，否则会因为维护不到位导致配网自动化的功能大打折扣，甚至产生安全隐患。
六、结束语
随着电力市场化的不断推行，供电企业对配网运行的安全和经济性指标要求与日俱增，配网自动化是世界范围普遍认同的一条途径。我们始终相信，配网自动化建设必将带来供电可靠性和供电质量的提高，事故处理时间的缩短，配电系统运行的经济性的提高，最大限度提高企业的经济效益，用户服务的水平得到改善，终将为我国电力事业的发展做出巨大的贡献。
参考文献：
[1]苟东源.配网自动化运行设计分析 [J].中国高新技术企业.2011（04）
[2]林冬.论配网自动化系统规划及实施中应注意的问题 [J].科技创新导报.2010（10）
[3]李兴明.浅析配电网自动化系统 [J].中国高新技术企业.2009（14）
作者简介：
韩立海（1976-）工程师 从事电力运行研究。
摘要：对配网自动化建设规划进行探讨、提出建设过程中采用的几种方式、并对实际运行进行分析，深入剖析了配网自动化运行过程中遇到的各种问题，并提出一些解决方法。
关键词：配网自动化；四遥；继电保护；远方；就地
前言
随着电网的不断发展，生活水平不断的提高，对供电的可靠性要求越来越高，配网自动化建设被提上日程。通过对现有线路的改造、升级、加装四遥设备，在原有的常规配电网基础上实现配网自动化。这样就能实现缩小停电范围，缩小故障查找范围，精确判断故障点，及时隔离故障转供电，进一步还可以实现智能转供电，大大缩短用户停电时间，提高供电的可靠性。
一、节点的布局
根据配网自动化站点具备的功能（监测、控制）和实现方式（远方、就地）情况，其建设模式分为远方加就地监控型、远方监控型、远方监测就地控制型、远方监测型、就地控制型、就地指示型6种。主干线采用远方加就地监控型、远方监控型、远方监测型站点。主干线每两个“三遥”站点之间选取一个远方监测型站点，户内重要站点宜选用“二遥”终端（DTU），其他站点带远传功能的故障指示器。支线视情况采用远方监测就地控制型、远方监测型（带远传功能的故障指示器）、就地控制型站点。用户馈线采用就地控制型站点，可设在产权分界点，或用户侧进线开关处。上述配置原则未规定的其余站点采用就地指示型。[1]
二、建设改造原则
1、配网自动化建设改造应根据考虑供电区分类、网络接线标准化程度、线路重要性和故障率等因素确定配网自动化改造优先顺序。首先改造跳闸率高或地形复杂、交通复杂的线路，将跳闸停电范围和停电时间缩小，提高供电可靠性。其次，考虑网络接线标准问题，逐步把配网建设成标准的“三供一备”统一接线方式和运行模式；再次，还要考虑重要负荷的供电问题，尽量将重要负荷独立出来，增加备用线路，保证重要负荷的供电。
2、未形成标准化接线的已建成线路，应制定标准化接线改造规划，并根据站点在目标网络中的位置及设备改造条件，确定相应的建设模式和实施计划。
先进行一级分段站点远方监测就地控制改造和远方监测型站点改造；再进行远方监测型站点改造和远方监测就地控制型点改造；最后进行二级分段站点远方监控型改造、进行一级分段站点升级改造为远方与就地监控型。
3、新建线路、站点应根据其在规划目标网络
中的位置、接入用户性质、负荷等因素确定其建设模式，并结合一次设备建设同步建设自动化终端，通信通道宜同步建设。先进行一级分段站点应与一次设备同步建设为远方监测就地控制型；然后进行具备光纤通信条件的远方监测型二级分段点远方监控型升级改造；最后进行其余二级分段站点远方监控型升级改造和一级分段站点远方与就地监控型升级改造。
三、运行管理
按照上述的规划原则，远方监控可以基本上覆盖全网，实现故障准确定位、快速隔离、自动转供电的目的，持续提高供电可靠性和配网运营绩效，主要表现在以下4个方面。
1、可以实现分支线路的过载监控，减小安全隐患。
2、可以进行快速故障定位，并进行快速故障隔离，还能缩小故障查找范围，实现快速复电，提高供电可靠性。
3、能够在设备故障时缩小停电范围，通过配置各级线路的就地保护功能，能够快速的有选择性的切除故障线路，减小停电范围。
4、能够为以后建设智能电网打下基础，进一步实现故障自动转供电，提高供电可靠性。
四、保护设置原则
目前采用断路器电流级差保护设置。目前变电站出线断路器速断定值为2200A/0.3S，过流为720A/1.0S，零序为60A/1.0S。
按照目前永磁开关的技术，时间级差可以缩短为0.1S，因此可以配置2级分段保护和1级分界保护。按照与站内开关配合的原则可以将定值整定如下表。
由于按配变容量整定与上级配合可能会有冲突，因此可能导致保护适配，但是这种情况基本不存在。
五、存在问题
1、原有柱上开关保护功能简单，无法与新的智能开关匹配，需更换或转为负荷开关使用。
2、在建设的过程中，柱上开关需及时调整保护定值或退出运行，但是由于智能开关不允许装在配电线路的第一级，新装智能开关无法完全覆盖原柱上开关的保护范围，增加了站外故障导致站内开关跳闸的机会。同样原因，在实现了配网自动化后，站外故障导致站内开关跳闸的机会也增加。
3、在建设过程中，当原柱上开关的保护功能因其他原因无法退出时，由于其保护功能简单，导致下一级智能开关的定值严重缩小，很容易在转电或重合的过程中引起智能开关误动，增加了用户的停电和班组的工作量。
4、调整原柱上开关的定值时需整条线路停电，影响了整条线路用户的用电。
5、智能开关也无法完全正确进行接地选线，只有在变电站内接地方式全部改造后，通过零序保护来实现单项故障线路的切除。
6、新装智能开关的开断容量不足。由于变电站内Fe开关的开断电流是31.5kA，系统的短路电流是按31.5kA来校验的，而目前安装的智能开关开断电流是20kA的，因此普遍存在开断容量不足的问题。而且实际上220kV变电站的10kV母线短路电流接近或超过了20kA，110kV变电站主变因其他原因并列运行时，10kV母线短路电流都超过20kA，存在开断容量不足的安全隐患。
7、由于开断容量不足，智能开关的重合功能不能投入，影响了供电可靠性。
8、设备的电池维护问题，由于充电电池的寿命不够长，设备的充电电池维护工作比较繁重，此问题目前还没展现，两三年后将大面积的出现。
9、通讯问题，因为一、二遥点采用了GPRS通讯，受各种条件影响，此类通讯很不可靠，会影响配网自动化系统的运行效果。
10、日后运行维護，由于增加了大量的四遥设备，而且这些设备的运行环境较差，在配网自动化投入运行后将产生大量的维护工作，必须要有专门班组进行维护，否则会因为维护不到位导致配网自动化的功能大打折扣，甚至产生安全隐患。
六、结束语
随着电力市场化的不断推行，供电企业对配网运行的安全和经济性指标要求与日俱增，配网自动化是世界范围普遍认同的一条途径。我们始终相信，配网自动化建设必将带来供电可靠性和供电质量的提高，事故处理时间的缩短，配电系统运行的经济性的提高，最大限度提高企业的经济效益，用户服务的水平得到改善，终将为我国电力事业的发展做出巨大的贡献。
参考文献：
[1]苟东源.配网自动化运行设计分析 [J].中国高新技术企业.2011（04）
[2]林冬.论配网自动化系统规划及实施中应注意的问题 [J].科技创新导报.2010（10）
[3]李兴明.浅析配电网自动化系统 [J].中国高新技术企业.2009（14）
作者简介：
韩立海（1976-）工程师 从事电力运行研究。