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摘要：随着电力行业的飞速发展，企业间的竞争压力越来越大，为了在竞争中保持核心优势，促使电力企业实现可持续发展，就要切实提高配网供电的可靠性。配电网是电力企业与用户建立供电联系的最为重要的一个环节，可以说配电网供电可靠性是确保用户正常用电与安全的关键，是供电企业经济效益的基本保障，而配电网自动化可以大幅度提高供电可靠性，对电力企业的发展来说意义重大，本文着重研究配电网基于供电可靠性的配电自动化系统。
关键词：配电自动化；供电可靠性；建设模式
1建设模式分类
1.1故障定位模式
故障定位模式主要基于开关设备相互配合及检修人员操作实现故障指示和定位，主要设备有重合器、分段器、故障指示／报警器等。该模式的主要功能是通过在发生故障时故障报警器发出信号，通过工作人员到达现场检修后确定故障区域及类型，操作开关设备实现故障隔离和健全区域恢复供电。故障定位模式局限于开关设备、故障指示／报警器，自动化程度较低，一般只具有故障指示功能，对供电可靠性的提高程度较低，该模式的基本组成如图１所示。
图１中，ＣＢ１、ＣＢ２为变压器出线开关，圆圈代表线路开关分闸，实心圆圈代表线路开关合闸，开关上方指示灯代表故障指示／报警器，在发生故障时会亮灯指示。当ＤＥ段线路发生故障时，ＣＢ１出线开关跳闸，Ｂ、Ｃ、Ｄ开关跳闸，安装在Ｂ、Ｃ、Ｄ处的故障指示器红灯亮起，其他指示器不亮，继而可以判断出故障发生在线路ＤＥ段。
1.2就地型配电自动化模式
就地型配电自动化模式基于自动化开关的时序配合或逻辑配合，不依赖配电主站，而是以网络式的相互通信。在配电线路发生故障时，快速定位故障区域，实现故障隔离及非故障区域恢复供电。就地型配电自动化可以通过配电自动化终端实现遥信、遥测以及遥控，故障处理功能相较于故障定位模式更加完善，可以较大程度地提高区域的供电可靠性。就地型配电自动化模式根据终端安装及分布的特点可以分为：智能分布式和重合器方式。（１）智能分布式：该模式主要是通过配电自动化终端之间的逻辑和时序配合，实现故障的快速隔离和非故障线路恢复供电，而且还可以使用网络通信将故障处理的时间、流程以及结果等信息进行上报。智能分布式还可以分为：基于负荷开关和基于断路器的智能分布式。智能分布式的故障处理过程以基于负荷开关的方式为例，如图２（ａ）、图２（ｂ）所示。
当发生故障时，若一个开关的某一相流过了超过整定值的故障电流，则ＤＴＵ向其相邻开关的ＤＴＵ发送流过故障电流的信息；若一个区域有且只有１个端点上报流过了故障电流，则故障发生在该配电区域内部；否则，故障点在该区域外部。如图２（ａ）所示，故障发生在ＤＴＵ２和ＤＴＵ３的联络开关之间，那么ＤＴＵ１和ＤＴＵ２的Ａ开关将检测到故障电流，然而ＤＴＵ４、ＤＴＵ５及ＤＴＵ３的Ｂ开关将不会检测到故障电流，那么可以判断出故障点发生在ＤＴＵ２和ＤＴＵ３的联络开关之间。此时首先ＣＢ１出线跳闸，继而两个联络开关跳闸，实现故障隔离，随后ＣＢ１合闸，健全非故障区域供电。（２）重合器方式：该模式主要是通过线路开关间的相互配合，基于自具控制和保护功能的开关设备“重合器”，实现线路故障的就地识别、定位、隔离和快速复电。重合器方式还可以分为：电压—时间型和电压—电流型。重合器方式的故障处理过程以电压—时间的方式为例，如图３所示。
当ＤＥ线路段发生故障时，变电站出线断路器ＣＢ１的电流保护动作分闸，线路上的自动化开关Ｂ、Ｃ和Ｄ均失压分闸。出线断路器ＣＢ１经过短暂延迟时间后自动合闸，配电自动化开关Ｂ、Ｃ、Ｄ依次自动合闸；自动化开关Ｄ合闸于故障点，引起ＣＢ１再次跳闸，自动化开关Ｂ、Ｃ、Ｄ再次分闸；而开关Ｄ在合闸后短时间内即失压，满足其闭锁合闸判据，转入闭锁合闸状态；出线断路器ＣＢ１经过短暂延迟时间后二次合闸；开关Ｅ一侧失压跳闸，引起Ｆ、Ｇ、Ｈ、Ｉ一侧将重复上述步骤，最终导致Ｄ、Ｅ闭锁状态，故障处理结束。
2城市配电自动化建设实践
2.1配电自动化体系结构
配网自动化体系结构决定了配网监控数据的流程、通信系统的结构以及管理工作的流程。选择一种实用的、稳定的、可持续发展的体系结构对于整个配网自动化的建设和发展是至关重要的。城市配电自动化建设采用的是集中采集、集中应用模式，体系结构，其中，配网自动化主站系统在企业应用集成总线（EAI）基础上，以GIS为平台，集成基于实时应用的配网自动化和基于信息化应用的配电管理系统；配网自动化终端设备包括用于变电站的配电自动化通信汇集点、DTU、FTU等；通信方式按照配网自动化需求，根据各信息量传输速度和时间要求，因地制宜的建设相对独立、先进通信系统，采用光纤和无线公网等多种通信手段。
2.2配电自动化系统设计原则
配电自动化系统必须遵循IEC61970/IEC61968标准，在现有自动化的基础上，统一构建数据采集及生产管理平台，做到各个相关自动化系统及管理系统最大程度地信息共享，按照电监会《电力二次系统安全防护总体方案》关于网络安全区域划分的规定，结合城市配电网实时数据中心系统以及生产管理系统的建设，为实现应用服务的智能化集成与管理，在建设配电自动化系统时需同步建设主站运行服务总线OSB。
2.3馈线自动化建设方案实施
馈线自动化的目的一是对馈线进行快速地故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复，最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间；二是对配电网正常运行状态进行监控。要减少故障引起的停电范围，就必须使线路合理分段，故障时只跳开靠近故障区域的下游开关，使开关动作引起的停电范围最小。另外，在进行故障隔离和供电恢复的过程中，尽量使开关不做不必要的动作，以减少开关动作次数，延长开关的使用寿命。
2.3.110kV架空线路
10kV配网中性点接地方式以中性点经消弧线圈接地为主，10kV架空线路以单放射型和“2-1”联络型为主，主干线上带有多条分支线，分支线再延伸出多条小分支线，线路结构复杂，而且分支线上的每一次永久或瞬时故障均会引起全条馈线停电，影响范围较大。因此，10kV架空线路按“电压-时间”型自动化方案配置，当10kV线路最长路径（指变电站到最远
10kV用户的路径）超过8kM时，或主干线用自动化分段开关分段超过3段时，应配主干线分段断路器。主干线分段断路器FB（配备时限保护）将主干线分为两段，分段原则主要考虑线路的负荷分布，开关两侧的馈线负荷或线路长度应尽可能相等。
2.3.210kV电缆线路
随着电缆化率的不断提高，电缆线路故障率增长态势比较明显，且线路故障都会导致变电站馈线开关跳闸（或手切），造成整条线路的用户停电，故障定位和故障隔离等技术手段的欠缺，不能满足日益增长的供电可靠性要求。由于城市现状光纤通道匮乏，不具备实施三遥自动化的通信条件。电缆线路配电自动化参考架空馈线自动化的技术路线实施就地控制型自动化，实现故障定位和故障隔离。主干线分段点采用具有电压-时间时序逻辑判别和设定时间内故障过流分闸闭锁功能（简称UIT模式）的智能开关柜单元，通过与变电站馈线开关重合闸配合，不依赖主站和通信，自动完成主干线路的故障隔离。分支线开关柜配置过流、零序保护，就地切除短路和接地故障。
2.4配电开关站自动化方案
2.4.1配电网络结构
城郊网格式电缆配网结构最适用于实现配电自动化。一般双母线工作，分段开关处于热备用状态。开关站大部分采用电缆出线，各段线路长度较短。
2.4.2配电开关站自动化实现的基本功能
模拟量采集：三相电压、电流、有功、无功、计算电量、功率因素、频率等；开关量采集：开关状态、贮能状态等；远方/就地控制：对开关进行分合闸操作；进线/出线/分段继电保护功能；分段备自投；故障自动隔离；故障隔离后的负荷恢复。
2.4.3配电开关站自动化的基本配置
从完成的功能来看可选择：纯FTU模式和保护监控合一模式。采用纯FTU模式时：一般开关柜已有常规继电器保护或熔断器。FTU安装于各回路上，采集各类数据及故障电流。其故障隔离及恢复供电由子站/主站系统完成。
结束语
随着计算机和网络技术的不断完善，电力系统正朝着自动化、智能化方向发展。我们需要不断提高配电自动化水平，以此来提高运行、生产管理、规划水平，从而达到配网真正的优化，提高供电可靠性、改善电压质量，降低线路损耗、减人增效。
参考文献：
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[2]沈兵兵.配电自动化试点工程技术特点及应用成效分析[J].电力系统自动化，2012（18）.