（国网郑州供电公司河南郑州450007）
摘要：本文分析了配电自动化系统的基本架构，对其监控、保护、网络、电源等问题进行了简单分析，对其对配电网的积极作用进行了总结，并对配自系统的完善提出了具体的要求。
关键词：配自；运行；监控；保护
智能配网（SmartDistributionGrid）利用先进的电子技术、测量技术、通讯技术、计算机及网络技术、控制方法及决策系统，将配网实时信息和离线信息、用户信息、电网结构参数、地理信息进行集成，构成完整的配网智能管理系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、分析、控制和配电管理。是解决电网“两头薄弱”问题的重要措施，是建立与用户互动的主要渠道，是实现智能电网（SmartGrid）的关键内容。
现有配网运行管理主要存在以下问题：1）配网设备老化，网架复杂；2）配网监控系统功能单一，监控精确度小，系统分析能力弱；3）事故处理中故障定位以人工巡线为主，耗时较长；4）配网停电时间过长，停电频率过高。与传统配网相比，智能配网将具有以下显著特征：1）自愈能力；2）更高的配网利用率；3）更高的供电可靠性与电能质量；4）支持与用户互动；5）支持分布式电源的大量接入；6）配网管理及用电管理信息化，可视化，监控精度高。
本文以本地配电自动化系统运行经验为基础分析配网智能化功能及建设中需注意的问题，主要分以下几方面：
一、配自系统架构
二、配自系统监控
三、配网保护及故障处理
四、配自系统其他功能
五、配自通信与电源
六、配自系统运行效益
七、配自系统改进建议
一、配电自动化系统整体架构图如图1所示：
图1配自系统架构
如图1所示，设备终端DTU、FTU、TTU将遥测、遥信信息通过光纤或无线信号通过线路所在变电站传送到主站，主站进行图资维护，SCADA服务器将遥测遥信信息、图资、报表、GPS等信息进行整合分析，调控客户端访问主站SCADA服务器，将SCADA、GIS、报表等信息呈现给调控员，同时将遥控信号按图1所示方向传送至设备终端。WEB客户端可通过WEB服务器访问相关信息，但不能反向传输数据。
二、配自系统监控功能
配自线路开关具有“三遥”即遥测、遥信、遥控功能，能实时将开关节点的电压、电流、变位信号、保护信号等信息传往主站，经主站处理，显示在配自线路SCADA中。配自SCADA具有的功能包括：数据采集、状态监视、远方控制、防误闭锁、事件告警、事件顺序记录、事故追忆、数据统计、历史数据库和报表、配电终端在线管理和配电通信网络监视等。
除在SCADA中显示相关电气信息外，系统还实时播报开关变位、保护动作、事故信号、越限信号、终端运行监视变化等信号，供调控员参考。配自系统能自动判断线路运行方式，在SCADA中以不同颜色显示出来。如：以正常运行方式带电线路显示为红色，不带电线路显示为绿色，以异常运行方式带电的线路为粉色，判定故障区间线路为黄色。
带电判定是通过对线路开关分断信号的逻辑分析得来的，如图2（a）所示，A1～A4均在合位，判断A1～A4间线路带电。运行中出现过如图2（b）所示的情况，线路故障处理过程中，A2拆除与A1连接，临时接入C1电源点，导致系统判断此线路无电，建议对带电判定逻辑中加入线路开关电气量。
故障区间的判定以相应开关的电气量为基础，如图2（c）所示，最后一个感受到故障电流的开关A3与第一个没有感受到故障电流的开关A4之间的区域判定为故障区间。
配自系统对节点的监控可以精确到用户的电源开关，但精细的同时缺少了原有SCADA系统中以分段开关、联络开关为架构的配网骨干架构图，对各线路的联络架构缺乏直观认识，建议配自系统在以后的建设中可以考虑加入此功能。
配自监控系统中还包括GIS（GeographicInformationSystem）地理信息系统，即将线路架设及所属设备、配电室等在电子地图上显示出来，通过GIS系统能对线路所在地理位置、供电区域有较清晰的认识，对线路周围的环境信息有所了解，通过定位功能能确认设备现场位置，便于调控员掌握现场情况，也为调控员培训提供了一个很好的平台。而且GIS中线路的运行方式与SCADA数据联动，通过线路的颜色变化，能对区域电网的整体供电状态有全局性把握。
三、配网保护及故障处理：
为减小故障停电区域，保障非故障区的供电，配自线路设置了三级保护。如图2（d）所示，分别在线路站内开关（A1），出线第一级开关（A2）、分支开关处（A4、A5）设置动作电流、动作时间相配合的三级保护（架空线路、电缆线路、环网柜线路保护设置原则相同）。同时在用户电源开关处设置动作时间为0s的保护。某典型设置如下：
（1）A1设置速断保护0.7s、过流保护1.5s。
（2）A2设置速断保护0.4s，按A1定值的0.8倍整定；过流保护1s，按A1定值整定。
（3）A4、A5设置速断保护0.2s，按A1保护的0.8倍整定；过流保护0.5s，按A1定值0.8倍整定。
如图2（d）所示：当A3与A4间线路故障时，离故障点最近的带保护开关A2首先动作将故障点隔离。
采用全自动处理模式时，处理过程为：A2开关保护动作，配自系统30s内判定A3～A4为故障区间，系统自动遥控断开A3，合上A2，断开A4，合上AB，恢复非故障区供电，非故障区停电时间缩小至38s（故障判定时间+隔离故障时间+恢复供电时间），对线路备用率较高的线路，采用这种方式，可得到很好的效果。对重过载线路则不宜采用，因为若线路与其他线路只有一个联络开关时，转供负荷时为防止过载，将形成“链球式”反应（A倒B，B倒C，……），容易造成其他线路用户短时停电，或甩掉部分负荷；如果与其他多条线路存在联络，且线路本身有较多的分段开关时，则将负荷拆分转供至不同线路；均会造成运行方式复杂，在故障解除时，运行方式调整工作量大。（配自线路联络开关统一调整为备用状态）
采用全自动方式恢复负荷的功能是自愈功能的重要内容。“自愈”指的是把电网中有问题的元件从系统中隔离出来并且在很少或不用人为干预的情况下可以使系统迅速恢复到正常运行状态，从而几乎不中断对用户的供电服务。从本质上讲，自愈就是智能电网的“免疫系统”。这是智能电网最重要的特征。
采用半自动处理模式时：处理过程为：A2开关保护动作，配自系统30s判定A3～A4为故障区间，系统自动编辑事故处理命令票，调控员遥控断开A3，合上A2，断开A4，合上AB，恢复非故障区供电，非故障区停电时间由原来的平均60分钟以上（现场操作，堵车等原因）缩短至5分钟以内。供电可靠性提高到99.99%以上。
配自系统故障区间判定功能对缩短故障处理时间很重要，随着电缆线路在城市配网中的比例越来越大，电缆因质量、过载、外力影响等原因造成故障点难以及时被发现使得故障处理时间较长。以往线路跳闸人工查找到故障点时间长达1h，加上天气、交通等影响，时间可能更长。通过故障区间判定功能，在30s内定位故障区段（运行经验分析：可靠率在95%以上，定位失败原因均为故障发生在开关本身），通过人工巡查定位区段，并辅以线路故障寻址仪，能在30min内定位故障点，大大缩短了故障处理时间。
配自线路没有设置更多级的保护，主要是考虑保护之间定值及时间的配合问题，因为配网线路过于繁杂，且线路建设规划根据实际情况而定不具有统一性，通过分析，采取三级保护具有较大的实用性。但当负荷倒至另一线路时，如A4开关与B4、B3等开关将不具有级联性。
另有一种网络式保护，其原理为：故障时上下级联开关互相通讯，根据级联关系，在感受到故障电流的开关中进行仲裁，让离故障点最近的开关A4、A3跳闸，后继负荷执行转供方案。其优点是最大限度减小停电区间，缺点是对通信依赖性过高，而且一旦遥控跳闸失败，可能导致线路出线开关跳闸。
四、配自系统其他功能：
配自系统具备自动在线分析供电可靠性，进行系统状态评估，潮流监视分析，负荷预测及分析，合解环分析，SCADA仿真态，网络重构，事故追忆，自动生成报表等功能。其中以SCADA仿真态的仿真功能较以往进步较大，以往仿真态下事故仿真需厂家提前设定较多参数，配自系统采用了仿真数据库和实时数据库保持相同的做法，仿真设置简单，在仿真模式下，以真实数据为基础进行仿真，不仅可以实现常规的遥控操作、人工置数等功能，还可以灵活的设定所有在仿真状态下的设备信息。
图2配自线路架构
五、配自通信与电源
配自系统保证其使用可靠性主要考虑的是通信因素和电源因素。
如图1所示：配自的通信系统包括：配电设备终端（FTU、DTU、TTU）至本线路所在变电站，变电站至配自主站，配自主站至用户终端三个层次。
其中配电设备终端至线路所在变电站之间通信通常采用两种方式：1、光纤通信；2、公用无线网络，如GPRS、TD-SCDMA信号。光纤通信网络随线路架设，优先采用光纤通信方式，在光纤架设困难（如：跨越铁路，隧道，河流等物理隔离）和不具备光纤通信条件的末梢配电终端及只采集遥信、遥测的配电终端，可考虑采用无线网络。不管采取哪种方式都采取对控制指令使用基于非对称密钥的单向认证加密技术进行安全防护。应用中发现，采用公用无线网络通道的终端在线率不比采用光纤通道的终端在线率低，而且在城市建设施工过程中，常出现光纤通道被破坏造成某一通道终端整体掉线的情况。但光纤通道的传输容量及抗干扰能力较采用公用无线网络要强。
变电站与配自主站间通信使用变电站至变电站（配自主站设在变电站）或调控中心（配自主站设在调控中心）间原有的光纤网络，能实现信号的快速传输。配自主站至用户终端采用光纤通信方式。使用中发现，因配自主站所在变电站与调控中心数据业务量较大，调控中心客户端访问配自主站时，存在网速较慢问题，而且配自系统传输数据量大，建议此时采取铺设专网的方式解决。
为保证使用可靠性，配自系统要时刻保证电源的连续性，线路故障时，各设备终端仍能接收控制指令和上报信息。配自系统的电源主要包括主站及设备终端处电源。主站采用大容量UPS电源，保证停电期间主站不间断运行10h。
终端设备一般采用双电源自动切换保证电源连续性。架空线路断路器及FTU的电源取自线路PT二次侧并辅以蓄电池，蓄电池具有保证PT失电时，FTU通信8小时、开关15~20次操作的能力。对于分段断路器，其两侧均有PT；对于分支断路器，只在其电源侧有PT。对于配电室内断路器及DTU的电源配置采取配电室站用变辅以大型蓄电池的方式，保证站用变失电时能继续测控的能力。
六、配自系统运行效益
通过配自系统的运行，给配网运行工作带来了很多直接或间接的效益，分析如下：1）降低了配网运行维护成本；2）减少了配网调度管理工作量；3）提高了供电质量；4）消除了区域性大停电的隐患；5）停电时间和停电频率的大幅降低；6）合理调配方式，减少了限电，降低了网损，增加了售电量；7）改善了线路走廊安全性；8）降低了面对恐怖主义和自然灾害的脆弱性；9）树立了优质供电服务的良好社会形象。
七、配自系统改进建议
配自系统虽具有较多功能，但在智能配网的发展中仍需加以改进，除上述分析中提到的建议外，尚需在以下方面改进
1、在配自SCADA相应的节点建立信息池：包括用户信息，联系方式，双电源信息，用户重要等级，负荷大小，负荷性质，电能质量等。
2、线路故障停电时，配自系统能根据停电区域，自动发送电力预报。
3、增强分布式电源并网运行管理功能，对调峰、负荷分配、功率双向流动，保护控制，停电管理等方面做好应用研究。
4、配自系统暂未将电能质量（如电压波动闪变、谐波等）监控系统纳入实用范畴，随着用户对电能质量要求的逐步提高，配自系统应逐步建立电能质量监控模块。
5、尚未整合接地故障定位功能
6、加强与其他数据库的吸收整合功能，为未来智能配网其他功能的实现打下基础。
7、逐渐加入用户互动环节，实现配网智能化。
根据实际运行经验，对配自系统的建设有如下建议
1、配自系统建设应从长计议，对系统的模型及功能做好规范，加强对其它系统相关数据的利用和整合。
2、制定严密程序，配自线路坚持逐条传动逐条使用的原则。
3、配自系统改造应同时坚持配网改造同步的原则，防止配网络架构薄弱，一次设备存在缺陷，配自应用基础不牢固的情况。
本文就配自系统的基本原理及应用功能做了简单介绍，同时也针对应用中出现的问题，做了简要分析，并对配自系统的功能完善提出了一定的要求，希望能对配自系统的建设与发展有一定的参考价值。
参考文献：
[1]娄为,夏霖,宋晔.配网自动化及其相关技术[J].电力自动化设备,2000,01
[2]国家电网公司.配电自动化导则[Z].2009
[3]张伏生,赵登福,袁魏.地理信息系统在配网自动化中的应用[J].电力系统及其自动化学报,2000,06
[4]苗俊杰,李娟焦,邵华.配网自动化中故障处理模式的分析比较[J].电工技术杂志,2003,03
[5]蒋严庆.对配网自动化中故障检测定位错误的探讨[J].华东电力,2001,12
[6]国家电网公司.中低压配电网自动化系统安全防护补充规定[Z].2011