陈晨，陈阳，李维，宋优乐，段生江，吴雪松，聂鼎

（1.云南电网有限责任公司大理供电局，云南 大理 671000；2.云南电网有限责任公司电力科学研究院，昆明 650217； 3.云南电网有限责任公司红河石屏供电局，云南 红河 662200；4.云南电网有限责任公司德宏芒市供电局，云南 德宏 678499； 5.云南电网有限责任公司红河蒙自供电局，云南 红河 661100）

0 前言

随着云南地区的经济发展，工业、居民用电量持续增加，10 kV配网线路已经成为各城市发展的重要任务之一。目前云南电网共有10 kV公用线路近1万条，但由于配网线路结构相对复杂，加之云南地区海拔较高、山区多，且近年来恶劣天气频发，故障发生几率大，给配网线路运维带来的前所未有的挑战。故障发生后，往往会受天气、路程等客观原因影响，会耗费大量时间、人力和物力，给故障抢修效率、作业人身安全、优质客户服务、供电可靠性等都带来了不同程度的挑战。10 kV配电自动化的实施有效解决了10 kV配网故障停电导致的客户投诉压力、查找故障耗费资源等问题，同时也能显著降低对供电企业各类指标的影响，从而保证10 kV配网线路安稳运行。而10 kV配电自动化的建设对实际应用就起到了至关重要的开局作用，本文通过对云南地区10 kV配电自动化的现状和情况进行了分析，提出了适用于云南电网的10 kV配电自动化开关布点原则。

1 10 kV配电自动化现状和特点

1.1 10 kV配电自动化系统组成

文献[2]介绍了10 kV配电自动化的基本定义。云南电网10 kV配电自动化系统主要由配电自动化主站、配电自动化远方终端、配电通信网等组成。主要以配电网透明化、智能化为导向，重点解决实际工作中“故障在哪里，负荷在哪里”的问题，提升供电可靠性、改善供电质量、提升电网运营效率和服务水平。

云南电网10 kV配电自动化建设起步稍晚，结合云南电网现状，通过对8种不同类型的应用模式对比分析，结合通信、重合闸、保护整定要求及网架适应性几个方面，云南电网10 kV配电网自愈路线最终采用主站集中型、主站与电压-时间/电流协同型。

1.2 10 kV配电自动化的现状

针对架空或混架线路，云南电网在已具备光纤通信条件的试点区域建设了集中式配电自动化，在暂不具备光纤通信的其他区域建设了“就地控制型+运行监视型”配电自动化，配置断路器的线路优先采用的是电压-时间型保护方式，部分具备条件的区域也采用了少量的电流级差型保护方式。针对纯电缆线路在已具备光纤通信条件的情况下，优先安装了三遥开关，实现集中型自动化；对不具备光纤通信条件的，优先安装了故障指示器，实现运行监视型自动化。

云南电网在“十三五”中期全面启动全省配电自动化建设工作，经过近三年的建设，10 kV配电自动化覆盖率达62.37 %，有效覆盖率达52.81 %。目前，全省10 kV配电自动化处于建设的高峰期、攻坚期，实用化的初期。虽然局部地区成效初显，但整体水平不高，配电终端仍需大量布点建设，基础数据亟需专项治理，以提升配电网可观可测可控水平。在开关布点方面没有结合线路运维实际情况考虑，导致存在开关布点不合理的问题。该问题如无法在建设初期进行控制，可能会导致部分开关无法有效配合、开关动作不正确、开关实用化情况不满足实际需求等问题，同时还会存在投资不准确、投资浪费的问题，对云南电网10 kV智能配电网的建设将带来巨大的挑战。

2 10 kV配电自动有效覆盖的分析

2.1 10 kV配电自动化的基本模式

针对云南地区主要以架空线路为主、通讯条件受限的情况，云南电网配电自动化建设以“主干投逻辑、分支投保护、联络开关宜退出”为主要原则。

1）“主干投逻辑”是指10 kV线路主干线上采用“电压-时间型”馈线自动化，通过开关“失压分闸、得电延时合闸”的工作特性配合变电站出线开关CB二次合闸来实现，一次重合闸隔离故障区段，二次重合闸恢复非故障段供电。

2）“分支投保护”是指安装在10 kV线路分支线首端的自动化开关投入过流Ⅰ段保护与CB过流Ⅰ段保护形成级差配合，实现分支故障的定位隔离，其中CB过流Ⅰ段时限若有级差可调整为0.2 s出口，分支断路器过流Ⅰ段保护时限设为0 s出口且投入1次重合闸功能。

3）“联络开关宜退出”是指退出10 kV线路联络自动化开关自动转供电功能即退出“单侧失压延时合闸功能”，但转供电可通过远方遥控方式进行。

下图为云南电网架空线路以及电缆线路的配电自动化建设原则图。

图1 云南电网架空线路配电自动化建设原则

图2 云南电网电缆线路配电自动化建设原则

2.2 10 kV配电自动化布点建议

2019年至2020年云南地区10 kV配电自动化处于建设的高峰期，但对云南地区16家地市供电单位的10 kV配电自动化布点情况进行核实后发现，大多数地区仍存在布点不合理问题，该问题会导致在实用过程中出现不满足预期的实际情况（如无法有效隔离故障、故障电未有效集中导致开关越级动作、开关信息回传延时等问题）。从而进一步导致工作人员无法有效利用SOE报文进行故障分析和查找，对配网供电可靠性、客户服务造成的压力将无法得到有效缓解。

综上，10 kV配电自动化开关的安装位置对实际工作起着至关重要的作用，在确定开关安装位置时应综合考虑线路上的用户数、线路长度、故障特点、现场信号强度等情况，对配电自动化开关及终端进行布点。

1）主干线布点建议：主干线应先根据线路长度确定需要布置的开关数量，其次充分利用上一年度可靠性的运行数据，对不同线路主干线故障区域进行划分，结合线路实际运维情况、用户数和故障特点综合考虑具体布点位置，做到合理分段的同时能保证有效、快速、集中隔离故障点。

建议10 kV配电线路以不超过3台自动化分段开关为宜，线路较长的可结合线路实际情况增加1台自动化分段开关，以中压用户5-30户且低压客户不超过2500户为宜进行分段，并优先把故障易发区域（如雷击频发、树障区段、覆冰区段）集中隔离分段，缩小故障引起的停电范围。一般情况下，主干线路长度在10 km以内的原则上配置2台及以下馈线自动化开关；主干线路长度在10—30 km的原则上配置3台及以下馈线自动化开关；主干线路长度超过30 km以上的原则上配置不超过4台及以下馈线自动化开关；对于主干线线路长度超过50 km以上的超长线路，可根据实际情况增加分段开关。开关过于密集或过于分散会导致无法有效隔离故障易发区段，或造成故障停电范围扩大，而不能有效发挥自动化开关的功能。

2）分支线布点建议：分支线是10 kV配网最易发生故障的区域，特别是山区、老旧线路、线路长度较长的分支线。针对分支线线路长度超过6 km的可以适当根据实际情况增加开关数量，不过过程中同样要充分利用上一年度可靠性运行数据，对高故障支线、长支线、特维支线等分支线，要综合分析已发生故障区域和易发生故障区域进行划分，结合线路实际运维情况、用户数和故障特点、以及面临的痛难点问题综合考虑具体布点位置。

建议分支线除考虑主干线的情况外，还要综合考虑中、低压用户数、客户故障出门等实际工作中遇到的问题（如大档距支线、覆冰区域支线等）。中压用户数量超过10户或低压客户超过1000户，可在该分支线首端安装1台自动化开关投入速断保护功能，并投入1次重合闸功能；对于长度超过6公里大分支或者中压用户数超过20户且线路故障“特征”突出的，根据分支负荷、线路长度、故障情况，可在分支线中段增设1台自动化开关，投入速断保护0 s出口且不投入重合闸功能。分支（含用户支线）故障每年5次及以上的支线，可在该分支线首端装设1台分支自动化开关，投入速断保护（0 s出口）功能，因用户故障出门导致的公司配电设备跳闸事件，应由市场部门督促用户进行整改，原则上应由用户自行出资建设用于资产分界的自动化开关。

对于分支负荷及线路长度大于主干线的分支线，应以分支线为逻辑主干进行布点。逻辑主干线的正确选择在实际运用中会发挥意想不到的作用，能更快速的隔离故障区段，满足自愈条件的线路也可以更快速的实现非故障区域用户的转供电。

3）联络开关的配置建议：联络开关的配置可有效解决工作人员现场操作带来的耗时、人身设备安全等问题。其次，在配电自动化有效覆盖后可实现线路自愈功能，即线路前、中段发生故障后，可以通过联络开关快速实现后段线路的转供电。建议将可进行负荷转供的联络开关换成自动化开关，投运时退出联络自动化开关自动转供电功能，合上断路器两侧隔离开关让断路器处于热备用状态和并把终端上的“远方/就地”切换开关切换到“远方”位置，方便以后遥控转供电。原则上1条10 kV配网线路不应超过2个配电自动化联络开关；为避免重复建设和投资浪费，首端联络、无法实现转供等联络不建议安装配电自动化开关。

4）其他技术要求建议：首先，开关安装位置的信号强度对开关三遥功能以及和主站通讯功能有着非常重要的作用，对开关实用化情况影响较大。建议开关点位确定之前需对开关安装位置处的无线信号进行测试，信号强度值应介于“-40至-90”之间，选择信号强度满足要求的点位，避免实用过程中无法正常传递SOE信息或因信号问题无法实现三遥功能。

其次，因配电自动化成套设备较多，现有的单颗水泥电杆无法满足强度要求，建议开关点位选择时应尽量选择双杆或铁塔安装，若受到地理条件限制只能单水泥杆安装时，要进行杆塔承载力校验并满足相关要求。

针对一些特殊情况，如小水电上网线路，建议可在分界点处安装1台自动化开关，投入低频低压等保护功能，禁止投入重合闸功能，发生任何故障时自动解列并将开关变位信息上传调度主站，现场只有接到调度员的合闸指令后才能合闸并网，从而保障线路、设备安全运行。

2.3 10 kV配电自动化布点实例

目前，在无法全面改善10 kV配网网架的前提下，配电自动化是提升供电可靠性简单直接、见效快的手段和方式之一，文献[6]介绍了两者间的作用和影响，10 kV配电自动化有效覆盖是影响实用化情况最重要的因素之一，而每一条线路在实际运行过程中都有各自的特点，要把握不同线路的“不同性格”，才能有效的利用好10 kV配电自动化开关。因此，要在10 kV配电自动化建设初期把好源头关，在10 kV配电自动化有效覆盖的问题上不仅仅是单独依靠线路的长度或用户数就能确定开关安装位置，一定要结合线路的“性格”特点，把10 kV配电自动化开关的覆盖转换成有效覆盖，做到一次建成，避免重复建设和投资浪费的同时，还能在生产运维中起到关键作用。

以云南电网10 kV某线为例，该线路属山区线路，总长度超过80 km。2020年该线路故障19次，影响时户数超10万。其中天气原因是引发该线路故障最多的原因共计13次，影响时户数超过4万时户。停电时长最长的是10.58小时，影响时户数1.3万。该线路因天气原因引发故障后工作人员无法第一时间前往现场查找线路故障点，导致线路长时间停供，损失时户数较多。

该线路原有实施中的配电自动化开关共6台，虽已满足配电自动化覆盖，但未实现有效覆盖，从而在实用过程中出现问题。若按照上述布点建议，还需新增5台：

1）主干线长度超过10 km，且主干线的故障主要集中在145号杆后段，结合实际情况在原有布点的基础上在135号杆新增1台配电自动化开关作为分段保护。其中135号杆布点原因一是安装位置在路边便于后期运维；二是距离运维单位较远，远程遥控可以减少因路途等客观原因损失的时户数；三是故障发生后能迅速隔离，减少停电范围。

2）针对19+1号杆T接的10 kV某新支线长度超10 km，结合实际情况除原有的3号杆、73号杆布点外，在8号杆T大某村支线1号杆新增1台配电自动化开关，并投入相应保护。该自动化开关新增的原因为8号杆T大某村支线共6 km，且为大档距的山区路线，一是林区线路难运维且情况复杂；二是故障易发且故障率高，该开关布点可以有效避免该分支线故障影响10 kV某新支线其他用户供电。

3）针对68号杆T接的10 kV某大支线首端1号杆的布点保护不变。

4）针对83号杆T接的10 kV某坡支线属超6 km 的长支线，在原有的支线1号杆布点的基础上，在支线后段10 kV某2号变支线1号杆新增1台配电自动化开关，并投入相应保护；虽然此台自动化开关的后段保护范围有限，但可使故障高发且难运维的山区路线故障后第一时间隔离，减小故障停电范围。

5）针对108号杆T接的10 kV某村支线，虽然该支线中压用户数仅5户，但该支线在上一年度故障超过5次，可以在支线首端1号杆新增1台配电自动化开关，并投入相应保护，缩小停电范围避免高故障支线影响主干线停电。

6）针对该线路小水电并网问题结合自身实际情况，在并网点安装1台自动化开关，投入低频低压等保护功能。

图3 云南电网10 kV某乐线原自动化开关布点简易图

若以上述布点建议实施，按照上一年度故障情况分析，一是在供电可靠性方面预计节约时户数约6.8万；二是故障巡视方面大量节约了故障点查找的时间，从原来最长故障10.58小时预计减少至不超过5小时；三是在人力资源方面，原来故障最少需要安排4组人外出查找故障，安全风险居高不下，而满足有效覆盖后仅需要2组人即可。

图4 云南电网10 kV某乐线简易自动化开关布点简易图

2.4 10 kV配电自动化有效覆盖的效果

综上所述，通过分析和对比，上述布点建议仍然存在一些不足之处。一是在原有审核资料的基础上要核实大量新增数据资料，对数据的准确性和人员的技能素质有较高的要求；二是需要掌握线路实际运维中的痛点、难点、急点问题，并需要熟悉线路运行情况的运维人员配合，从而快速掌握线路特点；三是因为核实数据量的增加投入的时间成本也将会有所增长。

虽然该方式存在一些不足，同时面临一些挑战，但是该布点建议能在10 kV配电自动化建成后的实用过程中起到很好的提升和促进作用。除了能更好的发挥配电自动化开关原有作用外，一是结合上一年度可靠性运行数据可以更精准的判断线路故障特点，从实际出发隔离上一年度高故障区段，降低该区域对其他区域的影响，切实提高供电可靠性；二是通过对大量数据的分析比对，充分利用分析结果为开关布点提供强有力地支撑依据，同时该数据分析结果也可运用到配网生产、配网规划中，作为线路运维和精准规划的支撑材料；三是该建议是从云南地区10 kV配网线路实际情况和地域情况出发，如小水电问题，更适用于现有的云南电网现状，同时可以针对不同地市单位的地域特点进行灵活性的调整；四是从管理方面和技术方面均提出了改进建议，结合线路覆冰、雷击、大档距等“性格”特点，有针对性的隔离不同“性格”引发的故障缺陷，解决实际运维方面的压力和难题。

3 结束语

随着社会发展对供电可靠性日益严格的要求，以及电力系统的发展，配电自动化将势必以优越的性能和实用价值取代传统的断路器。普通断路器在故障发生时依靠人工排查故障、隔离、抢修、复电的传统方式需要消耗大量的时间、人力和物力，对于非故障区域造成的经济损失也是无法估量的。目前配电自动化已成为配电网建设发展的前进方向，配电自动化技术在节约时户数，减少巡线时间上的优势已经展现出来，配电自动化有效覆盖对配电自动化的实用将会起到至关重要的作用。

文章通过对配电自动化在建设初期出现的配电自动化开关布点不准确问题进行分析，采取因地制宜、实用经济的方式，形成有效的解决方案，切实在配网规划、生产运维中起到关键作用，做到统一规划、分布实施、一次建成，避免重复投资建设和资源浪费。