石 娟，夏 阳，于 泳

（1.国网江西电力公司南昌供电分公司，江西南昌 330006；2.华北电力大学，河北保定 071003；3.国网石家庄供电公司，河北 石家庄 050000）

0 引言

随着电网传统发展模式的渐趋饱和及各种先进科学技术在电网运行中的应用，智能化己经成为电网发展的必然趋势，发展智能电网也已在全球范围内达成共识。作为智能配电网的主要实现手段，配电自动化的主要研究内容包括：

1）以自动化设备和通信网络来实现配电网的全局监测、控制、优化电网运行方式及管理的集约化，提升电网整体可靠性和运行效率；

2）研究智能配电网自愈、智能配电网调度、经济优化运行以及配电网负荷预测、状态估计等功能和算法，并构筑系统以支持；

3）研究与其他系统的互联，扩展事故紧急处理等应用功能[1][2]。

南昌市位于赣江下游，是环鄱阳湖经济区的核心城市，特别是近十年以来，南昌工业与城市发展速度迅猛，用电量增长较快，配电网规模呈爆炸式发展。因此，对配网进行自动化改造刻不容缓。2005年，南昌供电公司曾经启动过一轮配电自动化建设，涉及两座变电站的9回10 kV线路。但因城网改造、运维没有及时跟进，以及受当时技术水平所限等诸多原因，配电自动化系统未能投入实用化运行，因此研究一套适合南昌配网现状的配电自动化改造方案是很有必要的。

1 南昌“高新区”配网现状分析

1.1 网架及负载分析

本次工程实施区域10 kV线路共计29回，线路总长139.6 km，其中电缆线路70.9 km，占公用线路总长的55.7%，线路平均分段数为1.95段/条，联络比例70%左右。区域内的线路虽以环网为主，目前已形成11个站间联络环，但仍有9回线路呈单辐射状。一次网架现状联络关系如图1所示。

图1 一次网架现状联络图

区域内中压公用线路负载不均衡，部分线路负载率较高，比如，炬街一线和江大线最大电流超过300 A，电池线最大电流接近300 A，接装容量超过20 MVA，最大线路负载率接近100%，此外，部分线路网架结构无法满足N-1原则。因此，需进一步完善配电一次网络，为配网自动化系统建设提供有力支撑。

1.2 现有设备状况

本次工程实施区域现有开闭所1座，环网柜14台，电缆分支箱46台，柱上开关31台，配变676台，配变容量256 MVA。其中，环网柜多为二进四出，电缆分支箱进出线均未配备负荷开关。柱上开关中，主线开关有分段开关11台、联络开关11台共计22台；另外，公用支线开关9台。柱上开关均采用真空断路器，配置弹簧操作机构，采用手动分合闸操作方式。

1.3 通信系统现状

目标区域电网通信以光纤通信为主，在原有城网622 M/155 M光通信网的基础上，升级为光纤核心环网和光纤骨干环网。区域110 kV及以上变电站光纤化率97.78%，双通道覆盖率为91.78%，通信网络运行情况良好，年平均通信通道保障率高于99.99%。

1.4 存在的问题

1.4.1 配电网架

经过多年建设，实施区域配电网架趋于稳定，但仍存在一些薄弱环节，具体表现在：

1）存在一定比例的单辐射线路，无法实现线路间的负荷转移，如图1中江大线及电池线；

2）联络方式不合理，联络点设置在线路首端，如图1中火炬二线与民园二线联络；

3）线路分段少，区域线路平均分段率不到2段/条，部分电缆线路采用分支箱连接，无分段设备，如图1中学院南线及星光线；

4）负荷分布不均衡，部分线路负荷电流已接近主线额定电流，限制了线路间的负荷转移。以电池线为例，当电池线主线出现故障停电须联络线路（青春家园线）转供时，青春家园线负荷电流最大将达到600 A，才能保证转供后不丢失负荷，这远远超出了10 kV线路短时最大电流。

1.4.2 配电设备

1）设备老旧，健康水平低。

2）配电一次设备技术水平较低。电缆线路环网设备比例低，部分主线采用分支箱连接，无可靠分段，且仍有一定数量可靠性较低的高架空气绝缘型分支箱在运。

3）配电设备的自动化改造难度较大。所有一次设备并未配备自动化终端、直流电源等设备，柱上开关大部分没有电操机构，环网柜未预留自动化设备柜位。

1.4.3 通信网络

1）从变电站即骨干通信网节点向下覆盖的配用电通信网尚未建设。

2）通信网络监控管理不足。

3）运行维护人员不足。配电自动化通信网络点多面广，维护量大，需要配备一定数量并具备一定专业知识的通信检修人员才能满足配电通信网络的正常运行，而公司现有的通信专业人员数量明显不足，急需进行人才补充并组织相关人员的培训和学习。

2 自动化改造方案研究

2.1 一次网架优化改造

为满足配电自动化建设要求，根据实施区域特点，按照安全可靠、经济实用的原则，本文暂拟定对实施区域配电一次网架进行改造并达到如下目标[3][4]：

1）实施区域线路联络比例由70%提高到100%，主要通过线路网架改造和新线路的假设来完成，重点改造线路有新东线、教育线、江大线、电池线等。

2）实施区域线路平均分段数从1.95段/条提高到2.5段/条，架空线路主要通过网架改造和加装分段及分支开关来完成，电缆线路主要通过加装环网柜，分支箱更换为环网柜等方式完成。

3）线路“N-1”比例由50%提高到100%，这就要求，在提高一次设备可靠性的同时，通过网架改造合理分配线路负荷压力。

4）供电可靠性从99.96%提高到99.99%。

为达到以上目标，设计从以下几方面进行改造方案的设计实施。

2.1.1 接线方式

根据负荷发展与供电可靠性需求，选择合适的接线方式。为保证供电可靠性和故障状态下的馈线自动化转供的实现，必须实现线路的全联络，杜绝单电源线路引起的“跳闸即停电”的无转供情况。综合考虑成本和施工难度，电缆线路目标网架采用单环网和N供一备（二供一备、三供一备）接线方式。

图2 N供一备接线

架空线路的故障率及运行稳定性均不如电缆线路理想，因此，为防止由于转供电不足的问题引起的线路停电，对于目标区域中尚未下地的架空线路，除单环网和N供一备接线外，在负荷密度较高及重要负荷区域考虑采用网格式接线。

图3 网格式接线（四电源井字网架）

2.1.2 联络方式

目前实施区域已形成11个站间联络环，环内最大供电距离不超过6 km。在现状基础上构建联络关系，节省投资，施工难度相对较小。从加强配电网对上级电网的支撑，提高站间负荷转供能力，降低局部停、限电风险出发，实施区域内，特别是秀泊变供区，配电线路宜以站间联络为主。但高新变供区范围大，区内的7回单放射线路位于火炬二路以南，周边没有其它110 kV站点。若在该区域采用站间联络，不仅投资大，而且将导致供区重叠，交叉供电。因此，本次网架改造以现有的站间联络环为主，高新变供区采用站内联络。

2.1.3 分段原则

在现有的基础上，在部分架空主干线上加装分段开关，保证单段分段不超过1 km，或者将每个分段的装接容量控制在4 000 kVA以内，装接容量超过2 000 kVA或长度超过0.5 km的支线，加装分支开关[5]。

2.2 配电设备改造与终端建设

对运行状况较差的开关站设备进行整体更换。新设备配置PT（电压互感器）、保护及测量CT（电流互感器）和DTU（配电站所测控终端），在条件允许的情况下，优先采用专用光纤通信，实现三遥功能，出线配置微机保护，若条件不允许，则考虑无线公网通讯配合二遥的改造方式。

对运行状况良好的环网柜进行自动化加装和改造，加装PT、CT、电动操作机构和DTU，同样优先采用专用光纤通信，实现三遥功能；区域内新增的环网柜和开闭所等配置DTU，实现三遥功能；对投运时间较长、功能不满足自动化需要的户外环网柜进行整体更换。

架空线路自动化改造除新增部分自动化开关外，对线路上现有的柱上开关进行更换，更换并配备电动操作机构、PT和FTU（配电馈线测控终端），内置CT，采用专用光纤（无线公网）通信方式，实现三遥（二遥）功能。对负荷较重的分支线路采用带有电流速断保护功能的分支分界开关，与变电站出线断路器保护配合，实现本地自动隔离故障。

对电缆分支箱加装故障指示器，采用无线公网通信，实现一遥功能。

2.3 通信系统建设

目前，我国配电自动化工程通信系统的构建常用的主要有四种模式：基于以太网的无源光网络（EPON），无线公网，无线专网，电网载波技术。

综合考虑可靠性和成本，根据公司及线路实际情况，本次自动化改造确定以无源光网络技术为主、无线公网作为补充的技术方案进行，既可保证自动化通信的可靠性和安全性，也可以在施工成本较大的情况下提供折中方式。

2.4 馈线自动化实施

通过配电自动化工程建设，配电主站系统可以根据配电终端采集的实时信息，及时掌握配网运行情况，准确定位配网设备故障，快速分析并制定最优的重构方案隔离故障，恢复非故障区供电，从而实现馈线自动化。本次配电自动化建设采用集中型馈线自动化方式，调试期间采用基于终端注入法的馈线自动化测试法完成馈线自动化实验，保证调度转供策略的正确性和科学性，在配电自动化建成的初期，在人工干预下实现故障的半自动处理，待条件具备后，再采用全自动方式。

3 预期成效分析

3.1 管理效益

1）建立较为完善的调控一体业务体系。

通过对目标区域的配网自动化改造，调控一体的工作流程将更加简化，届时，配网调度在执行原有调度业务范围的同时，还将负责对所辖范围内的开关和线路的运行状态进行监视；对站内10 kV开关以及配电自动化线路开关进行远方倒闸操作；在馈线自动化系统的辅助下，对开关事故变位信息或线路故障进行监视并快速反应处理，遥控隔离故障，迅速恢复非故障区域的供电。通过配电自动化系统的建设，实现调度指挥、配网运行监控、配网事故应急的工作融合[6]。

2）初步形成配电通信数据网。

3）提高供电企业服务水平。

配电自动化系统实现了配电网故障的快速定位、排除。线路切换、转带负荷等正常操作的时间也大为缩短，极大的减少了用户的停电时间，通过停电信息预发平台，使客户能及时准确的掌握停电信息，从而切实提高供电可靠率，提高客户服务水平，为客户提供了准备及时的停电咨询信息[7]。

4）提高配电网运行管理水平。

5）为规划改造提供基础数据。

6）一次网架指标提升预期效果。

配电自动化工程项目实施后，一次网架更加合理可靠，可预见的是，供电可靠性和电压合格率等指标也将得到提升，10 kV综合线损进一步降低。预期一次网架技术指标提升情况如表1所示。

表1 一次网架技术指标预计提升情况

7）配电自动化指标提升。

配电自动化主站和终端建设将初见成效，形成以“三遥”为主，“一遥”、“二遥”为补充的多样化配电自动化模式，在保证遥信的前提下，在较关键节点和设备上实现遥测和遥控，以较小的成本实现了区域自动化的要求[8]，实施区域配电自动化指标对比见表2。

表2 实施区域配电自动化指标对比

3.2 经济效益

1）减少故障恢复时间。

故障恢复方式由原先的人工倒闸转变为改造后的馈线自动化转供闭环，预期故障恢复时间由改造前的大于120 min，缩短为小于3到6 min，极大地保证了售电量。

2）减小故障停电区域。

通过优化网架结构及负荷的合理分配、增加线路分段、增加转供方式等措施，减小了故障时的停电区域，保证了售电量。

3）减小电网运行成本。

通过自动化设备和主站系统的配合，极大减小了人工成本和操作失误率，缩减运行成本。

4）减小线损及非正常电能损失。

通过对线路电流功率的实时监测，帮助消除窃电及查找线损率不正常线路，减小非正常运营损失，提高配电网运行水平，预期线损率将降至4.5%以下。

3.3 社会效益

通过上文关于管理效益和经济效益的阐述可以看出，配电自动化改造将使试点区域的供电环境将得到极大的改善，无论是电能质量还是供电可靠性，都将得到非常大的提升，由此极大地提高企业的社会形象和用户满意度，使企业收到明显的社会效益。

4 结语

本文在对南昌高新区配网现状进行深入调研的基础上，明确了配电自动化建设的必要性。针对高新区配网的现状，分析了存在的问题，并对应地设计提出了南昌高新区配网自动化改造方案和实施方案，包括改造区域内配电自动化主站、一次网架、一次设备、配电终端、通信系统等的建设方案及馈线自动化实施方案，具有可操作性和实际应用价值，为南昌市将来的进一步配电自动化改造工程提供了标准与规范，同时本文提出的方案也可以为其他城市的相关配电网自动化改造工程提供了参考。

[1]刘振亚.智能电网知识读本[M].北京:中国电力出版社，2010.

[2]李澍森，杨迎建，吴夕科等.配电技术概况及发展趋势[J].高电压技术，2008，34（1）:113-122.

[3]陈盛燃，邱朝明.国外城市配电自动化概况及发展[J].规划与设计，2012，8.

[4]施进平，廖力清.配电网馈线终端的智能化技术[J].江西电力，2007，4.

[5]蓝毓俊.现代城市电网规划设计与建设改造[M].北京:中国电力出版社，2004.

[6]FANZHANG，;CAROL SCHENG.A Modified Newton Method for Radial Distribution System，Power Flow Analysis[J].IEEE Transactionson Power Systems，2008，2（12）:389-397.

[7]国家电网公司.配电自动化技术导则（企业标准Q/GDW 382-2013）[Z].2013.

[8]陈霖.城网馈线自动化功能实现方式的探讨[J].江西电力，2006，5.